RINGKASAN

BACKGROUND PAPER

GENERATION EXPANSION PLANNING IN THE

WEST JAVA ELECTRICAL POWER SYSTEM

NENGAH SUDJA

PENDAHULUAN

1. Ringkasan ini dibuat memenuhi permintaan Badan Tenaga Atom Nasional melaluisuratnya Nomor DD/355/XI/74 tertanggal 22 November 1974, yang berpendapat

bahwa naskah aslinya terlalu tebal (81 halaman) untuk dimuat dalam proceedingsLOKA KARYA TEHNOLOGI PLTN, yang hendak diterbitkan. Karena itu tulisan dibawah ini memenuhi permintaan tersebut di atas mencoba membuat suatu ringkasannaskah asl inya.Sebagaimana biasanya ringkasan suatu naskah sulit untuk dapat memberikan gambaran

yang cukup Iengkap, karena itu pembaca yang tekun disarankan untuk membaca asl inyasoja.

2. Sebagaimana telah disebutkan dalam Kata Pendahuluan dan Kata Pengantar yang

disampaikan dalam 1 (satu) lampiran terpisah pada LOKA KARYA tersebut,

i. naskah tersebut ditul is mula_mul a untuk keperl uan penul is sendi ri dol am rangkamemenuhi tugas mengikuti kursus PROGRAM PERENCANAAN NASIONAL(suatu kursus yang diadakan sebagai kerjasama antara BAPENAS don FakultasEKONOMI UNIVERSITAS INDONESIA untuk mendidik perencana nasional),

di mana para peserta kursus diwajibkan untuk membuat suatu naskah kerja yangberhubungan dengan bi dang perencanaan / eval uasi proyek_proyek.

ii. mengingat penulis juga bertugas sebagai Sekretaris KP2_PLTN yang kebetulan

ikut pula mengarahkan LOKA KARYA tersebut, penulis berpendapat naskahkarya yang disusun ini hendaknya sekal igus dapat memenuhi keperl uan PP N donLoka Karya tersebut di atas yang kebetulan dipersiapkan dalam waktu yangbersamaan, guna menil ai secara terus menerus dengan mempergunakan tehnik_tehnik yang lebih maju, apakah PLTN benar dapat bersaing dengan jenis_jenispembangkitan yang lain, berapa besar satuan pembangkitan PLTN tersebut donkapan satuan PLTN tersebut dibutuhkan.

iii. sebagai telah disebutkan dalam kata pengantar, naskah ini hanya merupakansuatu "contoh berhitung" dalam rangka mencari don memilih satuan-satuanpembangkitan yang optimal pada suatu sistim jaringan listrik, di sini dalamjaringan Iistrik PLN Jawa Barat yang sebenarnya merupakan suatu sistim jaringan

183

listdk yang relatif kedl dibandingkan dengan sistim jaringan listrik interkoneksipulau Jawa, dimana kelak satuan_satuan pembangkitan yang Iebih besar

(termasuk PLTN_nya) diikut sertakan pula dalam perhitungan perencanaan!iv. suatu studi yang lebih mendalam mengenai pemilihan satuan_satuan pembangkitan

yang optimal termasuk di dalamnya untuk menilai secara terus menerus feasibilitaspemasangan PLTN dengan mempergunakan tehnik yang lebih maju, diharapkandapat disel esaikan pada tahun 1975, melal ui Nuclear Power PIanning Studydengan batuan Internatonal Atomic Energy Agency di Wina dan studi yang lebihmendalam mengenai aspek_aspek pembongkitan, transmissi dan distribusi dalamrangka studi interkoneksi pul au Jawa yang dil akukan mel al ui Consul tant PreeceCardew & Rider .

v. sebaiknya studi tersebut disusul dengan studi feasibil itas pemasangan PLTNseandainya dalam studi_studi tersebut dalam pasal 2. iv menunjukkan indikasiyang menguntungkan mengenai pemasangan PLTN.

3. Berdasarkan atas studi_studi tersebut di atas, mudah_mudahan pengambilan keputusanmengenai pembangunan PLTN di masa yang akan datang dapai dilaksanakan secara

Iebih man tap •

PROSES PERENCANAAN DAN KEBIJAKSANAAN PERENCANAANPENGEMBANGAN TENAGA

4. Tujuan perencanaan ialah mencari suatu jalan yang paling ekonomis dalammengembangkan don mempergunakan sumber_sumber tenaga yang tersedia bagi

prod~ksi_produksi tenaga listrik guna memenuhi kebutuhan daya/tenaga listrik dalamjumlah yang diperlukan don dalam waktu yang setepatnya sesuai dengan ramalan bebanyang telah diperkirakan.

5. Rencana pengembangan pemenuhan kebutuhan tenaga Iistrik disusun menurut Iangkah_Iangkah berikut:

i. Memperkirakan kebutuhan daya/ tenaga berdasarkan atas ramalan beban dankebutuhan kapasitas cadangan yang diperl ukan.

ii. Mempelajari besarnya satuan daya pembangkitan yang dibutuhkan dan perkiraanwaktu pemasangannya dalam sistim jaringan berdasarkan alternatif rencana_rencana yang hendak dipil ih.

iii. Mempersiapkan alternatif_alternatif perencanaan yang dapat memenuhi kebutuhandaya / tenaga yang diperl ukan mel al ui sumber_sumber tenaga air, thermis dannuklir yang mungkin dapat dipergunakan.

iv. Mempel ajari aspek_aspek tekno_ekonomi s setiap al ternatif yang tel ah direncanakandan memilih menetapkan alternatif yang paling optimal.

v. Menghitung jumlah keperluan investasi rencana yang telah dipilih ditetapkandan memepersi apkan program investasi nya.

6. Study Generation Expansion Planning in the West_Java Electrical Power System ini,mencoba mencari al ternati f yang "opti mal", dengan memperhi tungkan dan

mempergunakan :

i. Waktu perl uasan perencanaan antara periode 1978 sampai dengan 1988.ii. Ramal an beban seperti tertera pada pasal 11.

iii. Graphik Lama Beban seperti tertera pada pasal 12 (periksa Lampiran 2).iv. Beban Puncak, Cadangan, Kapasi tas Dibutuhkan, Kemampuan Penyediaan,

Keseimbangan, jumlah Cadangan seperti tertera pada pasal 15.

184

RAMALAN BEBAN

7. Sebogoimono dimoklumi, listrik di Indonesia tumbuh secoro tertekon, dolom orti kotokebutuhon selolu lebih besor dori podo kemompuon penyedioon don hol yang demikion

sudoh berlongsung puluhon tohun lomonyo. Keodoon yang berlorut_lorut dolom keodoontertekon seperti ini tentu ikut memepengoruhi pertumbuhon ekonomi I sosiol Indonesia.

8. Woloupun teloh dimokl umi bohwo sektor Iistrik tumbuh dolom keodoon songot tertekon,studi_studi romolon bebon yang dibuot oleh para Consultant sompoi soot noskoh ini

ditul is, mosih tetop membuot romolon bebon yang songot rendoh.

SOFRELEC ( 1963 )probable13,35%ASMI

( 1968 )maximum11,5 %minimum

6,8 %C.T. MAIN

( 1972 )maxi mum17%

probobl e

13%minimum

11%

9. Podohol dolom keodoon yang tertekon podo periode 1968 - 1972, bebon joringonIi~trik Jowo Borot tumbuh dengon rota_rota 14,1 % per tohun.

10 Berdosorkon otos kenyotoon bohwa dolom keodoon tertekon, bebon listrik mosihtumbuh dengon 14,1% per tohun, moko penulis berpendopot bohwo bebon listrik

Joringon PLN Jowo Borot poling sedikit horus tumbuh dengon 20% per tohun gunosedikit meringonkon dori podo keodoon tertekon tersebut.

11 Dengon demikion Romolon Bebon Joringon PLN Jowo Borot untuk studi ini

diperkirokon sebogoi berikut:Tohun

19721973197419751976197719781979i980

MW

230269311365434508610732878

Tohun

198119821983198419851986198719881989

MW

105312641517182021842621314537744529

GRAPHIK LAMA BEBAN

12 Dengon mempergunokon komputer PUTL di cob a merumuskon secoro mothemotis grophikbebon horion menjodi grophik lama bebon (load duration curve) Joringon PLN

Jawa Barot, don diperol eh rumus:

P (t) = A _ Bt a + C (1 _ t) u

dimona: A = 0,870 a = 0,6B = 0,310 u = 0,4C = 0, 129t = lama waktu bebon (antara 0 sid 8760 jam atou dolom prosen

antaro 0 sid 100).P (t) = beban dalam MW atou prosen atos beban maximal.

13 Grophik Bebon Harion dan Grophik Lama Beban Harian PLN Jawa Borat dapotdilihat pado Lompiron 1 dan Lampiran 2. Bentuk kedua graphik tersebut dianggap

tetop demikian selamo waktu perencanaan studi ini.

185

Graphik Lama Beban ini kelak akan dipakai untuk menghitung tenaga yang dibangkitkanoleh setiap pusat tenaga listrik yang direncanakan don yang telah tersedia don akhirnya

untuk menghitung biaya variabl e (bahan bakar) setiap pusat tenaga I istrik dal amrencana pengusahaan setiap tahunnya.

SISTIM JARINGAN PLN JAWA BARAT

14 Pusat_pusat pembangkitan yang telah ado sampai dengan tahun 1972 don rencanapembangunan yang telah ditentukan sampai dengan tahun 1982 pada Sistim Jaringan

PLN Jawa Barat yang dipakai sebagai patokan dalam studi ini dapat dilihat sepertitertera pada Lampi ran 3.

DASAR_DASAR PERENCANAAN

15 Berdasarkan atas ramalan beban, batas cadangan yang diperlukan (10% dari padabeban puncak) don daya tersedia pada sistim jaringan, diperoleh data_data

perencanaan sebagai berikut:

197319741975197619771978

Beban Puncak (C), MW

269311365434508610

Co dong on (B= 10%C), MW

273137435161

Kapasitas dibutuhkan (A = B + C ), MW296342402477559671

Kemampuan Penyediaan ( D), MW

290370430490690690

Keseimbangan (E = D _ A), MW

_ 628281313119

Jumlah Cadangan (F = B + E)

2159655618280

PERHITUNGAN PERENCAANAN

16 Seperti telah disebutkan pada pasal 4, tujuan perencanaan ialah mencari / memil ihsatuan_sotuan pembangkitan yang optimal dari semua alternatif_alternatif perencanaan

yang mungkin don yang memenuhi syarat_syorat perencanaan yang telah ditentukan.Secara mothematis tujuan perencanaan dalam arti kata optimal ialah meneliti alternatifdengan jumlah biaya yang minimal:

MIN PV[~ t=l

dimana: MINPV

KitBitPit

186

r~i=l

nilai biaya minimal present worth value.

biaya tetap pusot pembangkitan baru jenis i yang dipasangpada tahun t.biaya variable (bahan bakar) semua pusat pembangkitanjenis i yang ikut dioperasikan pada tahun t.daya terpasang satuan pembangkitan baru yang dipasangpada tahun t.

17 Jumlah biaya tetap pusat pembangkitan baru jenis i yang dipasang pada tahun t,dihitung menurut rumus:

d d~ Ktt= 1 t=l i =1

biaya pembangunan spesifik satuan pembangkitan baru jenis i,seperti terl ihot pada Lamp iron 4.nilai present worth pada akhir tahun t, dengan tingkatbunga S per tahun.daya terpasang nominal satuan pembangkitan jenis i yangterpasang pada tahun t.

18 Jumlah biaya variable (pemakaian bahan bakar) Bit, dihitung berdasarkan data_dataseperti terlihat pada Lampiran 5, sesuai dengan tenaga yang dibangkitkan setiap

tahun pembangkitan tenaga listrik setiap tahun pengusahaannya.

dimana: k·I

(1 _ S)-t

19 Dalam menghitung MIN PV dicoba dimasukkan/memilih berbagai ahernatif rencanaperluasan dengan mempergunakan prinsip_prinsip dynamic programming, dalam batas_

batas perencanaan yang tel ah di tentukan (periksa Lampi ran 6).

20 Dalam menghitung MIN PV, dicoba pula berdasarkan atas:* FINANCIAL ANALYSIS (analisa keuangan) artinya atas dasar pandangan

pembiayaan/ keuntungan yang diperol eh PLN soja.* ECONOMIC ANALYSIS (analisa ekonomi) artinya atas dasar pandangan

pembiayaan/keuntungan yang diperol eh masyarakat secara kesel uruhan.

21 Lampiran 7, merupakan data_data dasar yang dipakai dalam perhitungan. analisakeuangan don anal isa ekonomi bagi setiap rencana alternatif perl uasan satuan-satuan

pembangkitan.

KESIMPULAN

22 Mengingat waktu yang tersedia, dalam naskah ini hanya dicoba membondingkan6 (enam) macam 01ternatif perencanaan B" B2, B3' E" E2 don E3 dil ihat dari

segi pandangan anal isa keuangan (financial anal ysis) dan anal isa ekonomi (economicanalysis) dan dengan harga bahan bakar/minyak tanah sebesar Rp 8,oa/liter danRp 16,00/liter.

23 Lampiran 8 don Lampiran 9 merupakan contoh perhitungan biaya variable (bahanbakar) dan biaya tetap yang diperlukan setiap tahunnya (1978 sid 1988) bagi

rencana al ternatif perl uasan satuan_satuan pembangkitan B3 dan E3 menurut anal isakeuangan. Dalam naskah aslinya dilampirkan semua hasil perhitungan serupa bagi setiapalternatif perluasan B" B2, B3, E" E2 dan E:J menurut analisa keuangan dan analisaekonomi.

24 Bila harga bahan bakar (minyak) naik sampai dengan Rp 17,92/liter atau $ 6,87/barrel, maka dari segi anal isa keuangan pembangunan PLTN Iebih menguntungkan

dari pada pembangunan PLTU - minyak (periksa Lampi ran 8, rencana al ternatif B3 danE 3 ).

25 Bila harga bahan bakar (minyak) naik sampai dengan Rp 15,66/liter atau $ 6.00/barrel, maka dari segi analisa ekonomi pembangunan PLTN sudah lebih mengunt-ung_

kan dari pada pembangunan PLTU _ minyak.

187

PV rencana al ternatif

dan E3 menurut anal isa26 Lampiran 10 dan Lampiran 11 merupakan perbandingan MIN

perluasan satuan_satuan pembangkitan B 1, B2, B3, E 1, E2

keuongon don anal isa ekonomi.

27 Akhirnya Lampiran 12, sesuai dengan maksud perencanaan seperti tertera pada pasal5. v. memberikan gambaran jumlah biaya investasi yang harus dikel uarkan setiap

tahunnya (1978 s/ d 1988) bil a seandainya rencana al ternatif B3 yang hendak dipil ih.

188

MW•LOAD

2

AVERAGE DAILY LOAD CURVE OF THE WEST JAVA POWER SYSTEM

LAMPIRAN 1

-/

\/

1\

I

\

\

I;\

\J/

r--c- V1"---)

---1/r---.. /

~

I--I-- AS AN AVERAGE BETWEEN

I-- I-- iTTNllAYi &11 iUNIDAT DiR'IG i1 rEi

DECEMBER1972

o 1 3 5 7 9 11

TIME

13 15 17 19 21 23 24

•• HOUR

189

% of Peak load

LOAD DURATION CURVE OF THE WEST JAVA POWER SYSTEM

lAMPIRAN 2

••1.0

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

~ ~~\--~

p (.)0,870 _ O.10 to,6 + 0,29(1_.)04

""-

~~~

the ,., actual" L.D.C.

-- ~~

~

I

0,560

o 1 o 2 o 3 04 o 5 o 6 07 o 8 09 1 0

190

% of r;"", It

DEPENDABLE PEAKING CAPACITY ANDANNUAL ENERGY PRODUCTION

LAMPIRAN 3

Depen-Annual

Install eddableEnergyRemarks

Capaci tyPeakingProduc

Capa_

tion

cityMW

MW106KWH

EXISTING : _ Hydro

Juanda5 x 25= 12562650

Others

87,546270-- --108

920

- Thermal

PLTU2 x 25= 50

Priok

2 x 50= 100

_ Diesel

5x2,5 =12,5165,5860Capaci ty factor-- 60,4%270

UNDER CONSTRUCTION

_ Gas Turbine

19731 x 20= 20

1974

5>.. 20= 100

1975

5 x 20= 100220400Capacity factor20,7%

_ Juanda Hydro 1976

1 x 25= 25-Muara Karang

2 x 100= 2002001200Capaci ty factor68,5 %--

TOTAL (by the end of 1977)690

_ Sagul i ng Hydro (1982)

6002200

191

IS THE CAPITAL COST OF THE POWER PLANT

LAMPIRAN 4

(1 ) Plant Capacity[MW]100200 300 400500600

(2 )

Type of PIant TTTNTN TN H

(3)

Unit Construction Cost

ko

[ US$ ] 220200185300180270175240250KW

(4 )

Total Fixed Cost Correction1,4641,4641 1,4641,7901,4641,7901,4641,7901,662Factor *)

k cc

(5 )

Corrected Unit Construction322,080292,800270,840537,000263,520483,300256,200429,600425,500

Cost k (5) = (3) x (4) (6)

Total Fixed Cost[Millions US$]

32,20858,56081,252161,100105,408193,320128,100214,800249,300

kP(6)=(1)x(5) (7)

Total Fixed Cost Correction0,6390,6390,6390,9410,6390,9410,6390,9410,445Factor *)

k cc

(8)

Corrected Unit Construction140,580127,800118,215282,300115,020254,070111,825225,840111,250

Cost k (8) = (3) x (7) (9)

Total Fixed Cost[Millions US$]

14,05825,56035,64584 , 69046,008101,62855,913112,92066,750

kP(9)=(1)x(8)

T = ThermalN = NuclearH = Hydro* ) See Tobie: 13 and Page 80 of Appendi x 2

THE SPECIFIC FUEL CONSU:V\PTION OF THE POWER PLANTS

LAMPIRAN 5

-0W

Specific FuelSpeci fi c Fuel

Power PIantConsumption atFuel TypeUnit Fuel CostConsumption cost

Nom inal Load

at Nomi nal Load

MW

liter/kWh Rp/ IiterMills/liteMills/kWh

Existi ng Power PIant

Gas Turbi ne200,45 I. D.O.9,5022,89 10,30

(Up to 1977)Diesel

250,29 I.D.O.9,5022,89 6,64

Thermal

25'0,35Heavy Oil8,0019,28 6,75

Thermal

500,27Heavy Oil8,0019,28 5,21

100

0,26Heavy Oil8,0019,28 5,01

New Power PIant

Thermal1000,26Heavy Oil8,0019,28 5,01

(After 1977)2000,25Heavy Oil8,0019,28 4,82

300

0,24Heavy Oil8,0019,28 4,63

400

0,23Heavy Oil8,0019,28 4,43

500

0,22Heavy Oil8,0019,28 4,24

Nucl ear

300-UF617,60*)1,90

400

-UF617,601,85

500

-UF617,601,80

* ) $ /kg

THE SPECIFIC FUEL CONSUMPTION OF THE POWER PLANTS

LAMPIRAN 5

-0~

Specific FuelSpeci fic Fuel

Power PIantConsumption atFuel TypeUnit Fuel CostConsumption cost

Nominal Loadat Nominal Load

MW

liter/kWh Rp/literMills/ IiterMills/kWh

Existing Power PIant

Gas Turbine200,45 I.D.O.9,5022,89 10,30(Up to 1977)

Diesel250,29 I.D.O.9,5022,89 6,64

Thermal

25'0,35Heavy Oil8,0019,28 6,75

Thermal

500,27Heavy Oil8,0019,28 5,21

100

0,26Heavy Oil8,0019,28 5,01

New Power PIant

Thermal1000,26Heavy Oil8,0019,28 5,01(After 1977)

2000,25Heavy Oil8,0019,28 4,82

300

0,24Heavy Oil8,0019,28 4,63

400

0,23Heavy Oil8,0019,28 4,43

500

0,22Heavy Oil8,0019,28 4,24

Nucl ear

300-UF617,60 *)1,90

400

-UF617,601,85

500

-UF617,601,80

*) $/kg

LAMPI RAN 6

LAMPIRAN 6

TOPOLOGICAL REPRESENTATION OF THE

"DYNAMIC _ PROGRAMMING"

OF THE SEQUENCE OF THE DECISION

OriginalPoint

of the

Planning

100 T

200 T

300 T

300N

300 T

300 N

300 T

300 N

100 T

200 T

300 T

300N

400 T

400 N

500 T

500 N

200 T

300 T

300 N

400 T

400N

500 T

500 N

300 T

300 N

400 T

400N

500 T

500 N

200 T

300 T

300N

400 T

400N

500 T

500 N

300 T

300 N

400 T

400N

SOO T

SOON

-3OOT

300 N

400 T

400N

500 T

SOON

300 T

300 N

400 T

400N

SOO T

SOON

(1)(2 )

(3)(4)

(5)(6)(7)(8)(9)(10 )

(11 )

(12)( 13)(14)

( 15)

(16)_(17)(18) _ (19)(20) _ (21)

(22)_(23)

(24)_(25)

(26) _ (27)

(28)(29)(30)

(31 )

(32)(33)(34)(35)_(36)

(37) _ (38)

(39)_(40)

(41) _ (42)

(43)_(44)

(45) _ (46)

(47) _ (48)

(49)_(50)

(51) _ (52)

(53)_(54)

(55)_(56)

(57)_(58)

(59) _ (60)(61) _ (62)(63) _ (64)(65)_(66)(67) _ (68)

(69) _ (70)

1978

k

194

DEFINITIONRANGE 1

1979

J.,DEFINITION

RANGE 21981

J.,DEFINITION 1982

RANGE 3 ~

Number of

possibil ities oral ternati ves of

development plo,..up to DefinitionRange 3.

LAMPIRAN 7

BASIC DATAS FOR FINANCIAL AND ECONOMICAL ANALYSIS

ANALYSIS

FINANCIAL

ECONOMIC

Hydro

ThermalNucl earHydroThermalNucl ear

1

Interest rate [%]12 12 12**** **

2

Depreciation Time [years] 4025204025 20

3 Capital Recovery Factor

12,112,813,42,54 5

[%J4 0 & M & other cost

12,7412,7 4

(% of construction cost) [%J5

Duties & Taxes 00 000 0

6 Total Annual fixed cost

factor during depreciation

1315.517.43.56.7 9

time (k F1)

[%J

7

Total Annual fixed cost

after depreciation time

12.7412.7 4

(k F2)

[%J

8

Fuel cost at Power PIant

(a)

Rp$ 17,6/kg

Rp$ 17,6/kg

- 8.0 Titer -13,05 Iiter

(US$ 5 /barrel)(b)

-2,0 x 8 =(UF 6)-1.20xI3.5=(UF 6)

Rp

Rp16,00 Iiter

15.66 liter

($6/barrel)

*) Incl uding 5 % Social Duties

**) Interest is not included in the economical analysis, since the project will be

financed by domestic _, World Bank or IGGI loans.

195

>()0. ANNUAL COST CALCULATION OF SYSTEM (PLAN _ E3) *

1234567891011Total1978

1979198019811982198319841985198619871988

1

Fuel Cost (mill ions US$)

_ Heavy Oil

32,1640,4049,5061,0475,2439,8260,1414,3813,8612,4817,52_ Ida

1,440,30 0,02_ Nuelear

13,0719,3725,4132,31

Total Variobie Cost33,6040,7049,5061,0475,2639,8260,1427,4533,2337,8949,83508,46

(millions US$)2

Fixed Cost (mill ions US$)

_ 100 MW_ 200 MW (T)58,5658,5658,5658,5658,56

_ 300 MW _ 400 MW_ 500 MW (N)429,60214,80214,80214,80

_ 600 MW (H)

249,30

Total Fixed Cost58,5658,5658,5658,5658,56249,30 429,60214,80214,80214,801616,10

(millions US$)

-

3

Total Annual Cost92,16

99,26108,06119,60133,82289,1260,14437,05248,03252,69264,632124,56(millions US$)

4

Present Worth Foetor 0,890,800,710,640,570,510,450,400,360,320,29

5

Present Worth in 197782,02

79,4176,7276,5476,28147,4527,06182,8289,29 76,74(millions US$)

80,86995,19

6

Generation 10 6 KWH 132433

7

Generation Cost (Rp/ KWH) 3,118

8

Expansion Capacity (MW) 4100

9

Construction Cost (Rp/ KW) 100733

LAMPIRA N 8

Finonci 01 Anal ysis

T = Thermal N = Nuel ear H = Hydro * Fuel cost at Rp 16,00/1 iter

ANNUAL COST CALCULATION OF SYSTEM (PLAN _ B3) *

LAMPIRAN 9

Financial Analysis

12345678910 11

1978

1979198019811982198319841985198619871988Total

1

Fuel Cost (mill ions US$)

_ Heavy Oil

32,1640,4049,5061,0475,2439,82tfJ,1475,96105,08132,18169,74_ Ida

1,440,30 0,02_ Nuclear Total Variable Cost

33, tfJ40,7049,5061,0475,2639,82tfJ,1475,96105,08132,18169,74843,02

(millions US$)2

Fixed Cost (millions US$)

_ 100 MW_ 200 MW (T)58,5658,5658,5658,5658,56

_ 300 MW _ 400 MW_ 500 MW (T)256,20128,10128,10128,10

_ tfJO MW (H)249,30

Total Fixed Cost58,5658,5658,5658,5658,56249,30 256,20128,10128,10128,101182, tfJ

(millions US$)

-

3

Total Annual Cost92,1699,26108,06119,tfJ133,82289,1260,14332,16233,182tfJ,28297,842025,62

(millions US$)4

Present Worth Factor 0,890,800,710,640,570,510,450,400,360,320,29

5

Present Worth in 197782,02

79,4176,7276,5476,28147,4527,06132,8683,9583,2986,37951,87(millions US$)

6

Generation 106 KWH 132443

7

Generation Cost (Rp/ KWH) 2,983

8

Expansion Capacity (MW) 4100

9

Construction Cost (Rp/ KW) 96348

~T = Thermal N = Nuclear H = Hydro * Fuel cost at Rp 16,0/liter

FINANCIAL ANALYSIS *)

LAMPIRAN 10

Construction Genera_

Total

CostEXPENDITUREting

Expan_

TotalCost

Plan

sionEnergy Varia_TotalRankingCapa_

TotalCost /FixedbleTotalPresent

city

KWCostCostCostWorth

(1977)MW

106 KWH.$$/KW106$106 $106 $106 $$/KW

1

2 34567891011

B 1

4000132443794198,501192,17884,622076,79955,52238,883

B 2

4000132443782195,501174,55866,462041,01950,15237,542

B 3

4100132443787,5192,071182,60843,022025,62951,87232,161

E 1

40001324431070267,501830,90586,852417,751073,05268,266

E 2

4000132443998249,501702,02550,412252,531027,67256,925

E 3

4100132443950231,711616,10508,462124,56995,19242,734

*) Derived from Tables: 17 (a), (b), (c), (d), (e), and (f),Fuel cost at Rp 16.00 per liter.

198

ECONOMIC ANALYSIS *)

LAMPIRAN 11

Construction Genera

Total

CostEXPENDITUREting

Expan_

Total Cost

Plan

sianEnergy Varia_TotalRankingCopo_

TotalCost/FixedbleTotalPresentcity

KWCostCostCostWorth( 1977)MW

106 KWH$$/KW106 $106 $106 $106 $$/KW

1

2 34567891011

8 1

4000132443794198,50478,27866,911345,18613,72153,434

82

4000132443782195,50470,60848,161318,76607,69151,923

83

4100132443787,5192,07474,12825,291299,41604,47147,432

E 1

40001324431070267,50872,07577,791649,86652,02163,016

E2

4000132443998249,50804,33542,621346,95624,49156,125

E 3

4100132443950231,71759,15499,521258,67598,50145,951

* ) Oerived from Tabl es : 18 (a), (b), (c), (d), (e), and (f),Fuel cost at Rp 15,66 per Iiter •

199

I NVESTMENT SCHEDULE (PLAN B 3)in millions US $Discount rote 12 %

LAMPIRAN 12

VeorPower Plant

19781979198019811982198319841985198619871988Totalof

CampiThermal

Total40 401978200 MW

Foreign32 32

Domestic

8 8

Total

40 401979

"Foreign 32 32

Domesti c

8 8

Total

40 401980"

Foreign 32 32

Domesti c

8 8

Total

40 401981"

Foreign 32 32Domesti c

8 8

Total

40 401982"

Foreign 32 32Domesti c

8 8

Total

1501501983"

Foreign 120120Domesti c

3030

Thermal

Total 87,587,51985

500 MWForeign

7070Domesti c

17,517,5

Total

87,587,51985"

Foreign 7070Domesti c

17,517,5

Total

87,587,51986"

Foreign 7070Domestic

17,517,5

Total

87,587,51987"

Foreign 7070Domesti c

17,517,5

Total

87,587,51988"

Foreign 7070Domestic

17,517,5

Total

4040404040150-17587,587,587,5787,5

Foreign Currency3232323232120-140

707070630Domestic

8888830-3517,517,517,5157,5

Present Worth0,893

0,7970,7120,6360,5670,5070,4520,4040,361Factor0,3220,287

Total

35,7231,8828,4825,4422,6876,05-70,7031,5928,1825,11375,83

Present Worth Value in 1977

*) Year of Completion

200