studi tarif listrik dengan menggunakan metode long run marginal
TRANSCRIPT
TESIS
STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN
METODE LONG RUN MARGINAL COST
DI EDTL TIMOR LESTE
NORBERTO SOARES
PROGRAM PASCASARJANA
UNIVERSITAS UDAYANA
DENPASAR
2013
TESIS
STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN
METODE LONG RUN MARGINAL COST
DI EDTL TIMOR LESTE
NORBERTO SOARES
NIM 1191761027
PROGRAM MAGISTER
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO
PROGRAM PASCASARJANA
UNIVERSITAS UDAYANA
DENPASAR
2013
ii
STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN
METODE LONG RUN MARGINAL COST
DI EDTL TIMOR LESTE
Tesis ini untuk Memperoleh Gelar Magister
Pada Program Magister, Program Studi Teknik Elektro
Program Pasacasarjana Universitas Udayana
NORBERTO SOARES
NIM 1191761027
PROGRAM MAGISTER
PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO
PROGRAM PASCASARJANA
UNIVERSITAS UDAYANA
DENPASAR
2013
iii
HALAMAN PENGESAHAN
TESIS INI TELAH DISETUJUI DAN DISAHKAN PADA
TANGGAL 22 NOVEMBER 2013
Pembimbing I,
Prof. Ir. I.A.D. Giriantari, MEngSc,. PhD
NIP. 19651213 199103 2 001
Pembimbing II,
Wayan Gede Ariastina, ST., MEngSc., Ph.D
NIP. 19690413 199412 1 001 NIP. 1969 0413 1994 121 001
Mengetahui
Ketua Program Studi Magister Teknik Elektro
Program Pascasarjana
Universitas Udayana
Prof. Ir. I.A.D. Giriantari, MEngSc,. PhD
NIP. 19651213 199103 2 001
Direktur
Program Pascasarjana
Universitas Udayana
Prof. Dr. dr. A.A. Raka Sudewi, Sp.S (K)
NIP. 19590215 198510 2 001 Sp.S(K
iv
PANITIA PENGUJI
Tesis ini Telah Diuji pada
Tanggal 22 November 2013
Tim Penguji Tesis
Berdasarkan SK Rektor Universitas Udayana
No: 3267/UN14.4/HK/2013 Tanggal 20 November 2013
Tim Penguji:
1. Prof. Ir. Ida Ayu Dwi Giriantari, MEngSc,. PhD
2. Wayan Gede Ariastina, ST,. M.EngSc,. PhD
3. Prof. Ir. Rukmi Sari Hartati, MT,. PhD
4. I Nyoman Satya Kumara, ST,. MSc. PhD
5. Ir. Linawati, MEngSc,. PhD
v
SURAT PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT
Saya yang bertanda tangan dibawah ini:
Nama : Norberto Soares
NIM : 1191761027
Program Studi : Teknik Elektro
Judul Tesis : Studi Tarif Listrik Dengan Menggunakan Metode Long Run
Marginal Cost Di EDTL Timor Leste
Dengan ini menyatakan bahwa karya ilmiah Tesis ini bebas plagiat.
Apabila dikemudian hari terbukti plagiat dalam karya ilmiah ini, maka saya
bersedia menerima sanksi sesuai peraturan Mendiknas RI. No. 17 Tahun 2010
dan Peraturan Perundang–undangan yang berlaku.
Denpasar, November 2013
Yang Membuat Pernyataan,
Norberto Soares
vi
UCAPAN TERIMA KASIH
Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas
rahmat dan kemurahanNya, sehingga penulis dapat menulis dan menyelesaikan
Tesis dengan judul Studi Tarif Listrik dengan Menggunakan Metode Long
Run Marginal Cost di EDTL Timor Leste.
Tesis ini penulis susun dalam rangka untuk memenuhi persyaratan guna
menyelesaikan studi di Universitas Udayana. Dalam penyusunannya tidak terlepas
dari bimbingan dan bantuan dari berbagai pihak. Untuk itu, pada kesempatan ini
penulis mengucakan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada:
1. Ibu Prof. Ir. Ida Ayu Dwi Giriantari, M.EngSc., Ph.D, selaku pembimbing
utama dan sekaligus sebagai Ketua Programa Studi Magister Teknik
Elektro, yeng telah banyak memberi masukan dan arahan serta memotivasi
selama penulisan tesis ini.
2. Bapak Wayan Gede Ariastina, ST., M.EngSc., Ph.D, selaku pembimbing
kedua yang telah banyak mengoreksi serta memberi masukan selama
penulisan tesis ini.
Ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada:
1. Bapak Prof. Dr. dr. Ketut Suastika, Sp.PD-KEMD, selaku Rektor
Universitas Udayana.
2. Ibu Prof. Dr. dr. A.A. Raka Sudewi, Sp.S (K)., selaku Direktur Program
Pascasarjana Universitas Udayana.
3. Ibu Prof. Ir. Rukmi Sari Hartati, MT., PhD., Bapak I Nyoman Kumara
Satya, ST., MSc.,PhD. dan Ibu Ir. Linawati, M.Eng.Sc., PhD., selaku tim
penguji pada ujian tesis yang telah banyak memberikan masukan demi
terselesaikannya tesis ini.
4. Para dosen pengajar konsentrasi Manajemen Energi dan pegawai
sekretariat Magister Teknik Elektro.
5. Bapak Ir. Pedro Lay Silva, M.Eng., sebagai Menteri Infrastruktur Timor
Leste, Direktor Nasional EDTL dan beserta staf yang telah memberikan
dukungan dan informasi serta data-data dalam penyusunan tesis ini.
vii
6. Pemerintah Timor Leste melalui kerjasama “Institutional Cooperation
between TIMOR LESTE and NORWAY” telah memberikan beasiswa
selama saya mengikuti pendidikan Program Pascasarjana di Universitas
Udayana Bali-Indonesia.
7. Pemerintah Republik Indonesia melalui Kementerian Pendidikan Nasional
yang telah memberikan Persetujuan Ijin Belajar di Universitas Udayana
Denpasar – Bali.
8. International Office (IO) Universitas Udayana yang telah banyak
membantu saya selama mengikuti perkuliahan dan pengurusan Visa dan
ITAS (Ijin Tinggal Terbatas) di Kantor Imigrasi Kelas I Denpasar – Bali.
9. Rekan-rekan kuliah konsentrasi Manajemen Energi, Fakultas Teknik
Elektro angkatan 2011, yang telah memberi semangat dan dukungan
dalam penulisan tesis ini.
10. Semua keluarga, terutama istri tercinta Agustina Nurhayati dan anak-anak
tersayang (Elyzio Agnert Soares, Dionesia Agnert Soares dan Gildas
Lusofonia Agnert Soares) yang dengan cinta, ketulusan, kasih sayang
telah memberikan dukungan doa dan kesabaran selama saya mengikuti
kuliah sampai pada penyusunan tesis ini.
Penulis menyadari sepenuhnya bahwa dalam penulisan tesis ini masih
banyak mengalami kekurangan dan kesalahan, untuk itu pada kesempatan ini
penulis mohon kritik dan saran yang bersifat membangun demi kebaikannya.
Mohon ma’af dengan segala kekurangan dan akhir kata, semoga tesis ini
bermanfaat dan memberi keuntungan kepada penulis di masa yang akan datang.
Denpasar, November 2013
Penulis,
viii
ABSTRAK
Untuk mencukupi suplai energi listrik ke semua pelanggan, maka
pemerintah Timor Leste telah mengalokasikan biaya investasi guna
pengembangan sektor kelistrikan di seluruh wilayah Timor Leste. Biaya investasi
untuk pembangunan pembangkit dan transmisi 150 kV maupun pengembangan
sistem distribusi semuanya bersumber dari anggaran belanja negara atau
Orçamento Geral do Eestado (OGE) de Timor Leste. Selain itu setiap tahun
pemerintah tetap mengalokasikan anggaran guna mempertahankan kelangsungan
pengoperasian dan penyediaan energi listrik yang berkesinambungan, akibat dari
kerugian yang dialami pihak EDTL setiap tahunnya. Salah satu penyebab
kerugian ini karena penetapan tarif listrik selama ini sangat rendah. Penentuan
tarif listrik saat ini belum sepenuhnya berdasarkan pada prinsip-prinsip tarif yang
ekonomis karena tidak mencerminkan biaya yang dialokasikan untuk pasokan
energi listrik. Untuk itu perlu ditentukan tarif listrik yang memenuhi nilai
keekonomian agar pihak penyedia tenaga listrik dan para konsumen bisa
memperoleh keuntungan dan harga yang wajar. Dengan demikian akan menjamin
kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor kelistrikan serta
akan meningkatkan pertumbuhan perekonomian.
Analisa dan perhitungan tarif listrik yang mengacu pada nilai keekonomian
di Timor Leste yang dilakukan dalam tesis ini dengan menggunakan metode long
run marginal cost (LRMC). Kajian dalam tesis ini akan memberikan gambaran
mengenai pemanfaatan sumber daya yang seimbang antara biaya pemanfaatan
energi dan biaya pasokan energi listrik.
Dari hasil perhitungan diperoleh tarif listrik rata-rata yang wajar
berdasarkan metode LRMC yaitu sebesar US$0,37/kWh. Sedangkan tarif rata-rata
yang berlaku saat ini adalah US$0,15/kWh. Dengan mengkaji dari beberapa
aspek, maka tarif rata-rata yang direkomendasikan sebesar US$0,19/kWh.
Dengan memberlakukan tarif yang direkomendasikan pihak EDTL akan
memperoleh peningkatan pendapatan rata-rata sebesar 26,67% dari energi yang
dikonsumsi oleh pelanggan jika dibandingkan dengan eksisting tarif 2012.
Kata kunci:
Studi Tarif listrik, long run marginal cost (LRMC), biaya marjinal pembangkit,
biaya marjinal jaringan, EDTL Timor Leste.
ix
ABSTRACT
In order to provide electricity to all customers, the government of Timor
Leste has allocated financial investment for development of national electrical
power sector. The development is intended to provide a supply network of
electrical energy to customers, for both urban and rural areas. The source of
investment fund for development of power plant, 150kV transmission lines and
distribution network is the state budget, namely Orçamento Geral do Eestado
(OGE) of Timor Leste. In addition to the investment fund, each year, the
government has to allocate additional fund for maintaining the continuity of the
electrical energy supply, particularly to cover the annual loss of EDTL. The main
reason of this loss is the low electricity tariff. The current electricity tariff was not
calculated based on economic principal and does not reflect the allocated cost for
supplying the electrical energy. Therefore, it is necessary to determine the
reasonable tariff in order to meet the economic value, at which provides benefits
for both the electricity providers and consumers. Furthermore, the economical
tariff will ensure the continuity of electricity supply, and investment in the
electricity sector; as well as increasing the economic growth.
This thesis discusses the determination of electricity tariff in Timor Leste
using the long run marginal cost (LRMC) approach. This study provides an
overview of resource utilization balance between the costs of energy and
electricity supply.
The calculation results show that the reasonable average electricity tariff is
US$0.37/kWh, which is contrary with the average existing tariff of US$0.15/kWh.
By reviewing additional aspects, the further recommended average tariff is
US$0.19/kWh. The application of this tariff will increase income of the EDTL
energy sales with an average of 26.67%, compared to the existing tariff in 2012.
Key words:
Electricity tariff, long run marginal cost (LRMC), marginal generation capacity
cost, marginal network capacity cost, EDTL, Timor Leste.
x
DAFTAR ISI
Halaman
HALAMAN JUDUL ................................................................................... i
HALAMAN PRASYARAT GELAR .......................................................... ii
HALAMAN PENGESAHAN ...................................................................... iii
HALAMAN PENETAPAN PANITIA PENGUJI TESIS .................... iv
HALAMAN SURAT PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT .................... v
HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ................................................ vi
HALAMAN ABSTRAK ............................................................................ viii
HALAMAN ABSTRACT ............................................................................ ix
HALAMAN DAFTAR ISI .......................................................................... x
HALAMAN DAFTAR GAMBAR ............................................................. xiii
HALAMAN DAFTAR TABEL ................................................................. xiv
HALAMAN DAFTAR SINGKATAN ....................................................... xvi
BAB I. PENDAHULUAN ............................................................................ 1
1.1. Latar Belakang .................................................................................. 1
1.2. Rumusan Masalah ............................................................................. 6
1.3. Tujuan Penelitian ............................................................................. 6
1.3.1 Tujuan umum ............................................................................ 6
1.3.2 Tujuan khusus .......................................................................... 6
1.4. Manfaat Penulisan ............................................................................. 6
1.5. Batasan Masalah ................................................................................ 7
BAB II. KAJIAN PUSTAKA ...................................................................... 8
2.1. Sekilas Sistem Kelistrikan di Timor Leste ....................................... 8
2.1.1 Sistem kelistrikan periode 2002 – 2010 ................................. 9
2.1.2 Pengembangan sistem kelistrikan ............................................ 12
2.2. Tarif .................................................................................................. 15
2.2.1 Pengertian tarif ....................................................................... 15
2.2.2 Tujuan penetapan harga atau tarif .......................................... 16
2.2.3 Tarif listrik ............................................................................. 17
xi
2.2.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi tarif listrik ....................... 17
2.2.5 Jenis tarif listrik ....................................................................... 19
2.2.6 Tarif listrik eksisting .............................................................. 19
2.2.7 Tarif listrik di beberapa negara .............................................. 20
2.3. Metode long run marginal cost (LRMC) ......................................... 22
2.3.1 Estimasi long run marginal cost (LRMC) ............................ 24
2.3.2 Marginal cost pricing model ................................................... 24
2.3.3 Long run marginal capacity cost ........................................... 24
2.3.4 Marginal generation capacity cost ........................................ 25
2.3.5 Biaya marjinal jaringan .......................................................... 27
2.3.6 Marginal energy cost ............................................................. 31
2.3.7 Karakteristik beban ................................................................ 32
2.4. Struktur dan Desain Tarif ................................................................ 38
2.4.1 Struktur tarif ............................................................................ 38
2.4.2 Kriteria penentuan tarif listrik ................................................ 39
2.4.3 Desain tarif tiap kategori konsumen ...................................... 40
2.5. State of the Art Review ..................................................................... 41
2.5.1 Penentuan tarif berdasarkan metode revenue requirement dan
metode LRMC oleh Lisa Ambasari – Universitas Indonesia. . 41
2.5.2 Electricity tariffs based on LRMC for central grid system of
Oman ...................................................................................... 42
2.5.3 Power generation pricing model based on LRMC .................. 42
BAB III. METODE PENELITIAN ............................................................ 43
3.1. Tempat dan Waktu Penelitian ........................................................... 43
3.2. Metode Pengumpulan Data ............................................................... 43
3.3. Jenis Data .......................................................................................... 43
3.4. Tahapan Penelitian ............................................................................ 44
3.5. Diagram Alur Penelitian ................................................................... 51
BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN .................................................... 53
4.1. Timor Leste dan Sektor Kelistrikannya ............................................ 53
4.1.1 Kondisi Timor Leste ............................................................... 53
xii
4.1.2 Kondisi Geografis ................................................................... 53
4.1.3 Penduduk ................................................................................. 53
4.1.4 Kondisi perekonomian ............................................................ 54
4.1.5 Electricidade de Timor Leste (EDTL) .................................... 55
4.1.6 Sejarah singkat kelistrikan di Timor Leste ............................ 55
4.2. Pengembangan PLTD 250 MW dan Transmisi 150 kV .................. 57
4.2.1 Pembangkit (PLTD) ................................................................ 58
4.2.2 Jaringan transmisi dan distribusi ............................................. 61
4.2.3 Biaya investasi untuk pengembangan PLTD dan T&D ......... 62
4.2.4 Asumsi data-data umum ......................................................... 63
4.2.5 Pertumbuhan beban puncak ................................................... 64
4.2.6 Perkiraan biaya investasi pada jaringan T&D ....................... 66
4.2.7 Kurva beban ........................................................................... 68
4.2.8 Faktor beban (load factor) ..................................................... 69
4.2.9 Coincidence factor ................................................................. 69
4.2.10 Faktor kerugian .................................................................... 70
4.3. Perhitungan dengan Metode LRMC ................................................ 72
4.3.1 Menentukan biaya marjinal pembangkit ................................ 72
4.3.2 Menentukan biaya marjinal jaringan ..................................... 74
4.3.3 Menentukan biaya marjinal energi .......................................... 80
4.3.4 Analisis hasil LRMC ............................................................. 82
4.4. Stuktur dan Desain Tarif .................................................................. 86
4.4.1 Tinjauan eksisting tarif ........................................................... 86
4.4.2 Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan ......................... 98
BAB V. SIMPULAN DAN SARAN ........................................................... 106
5.1. Simpulan .......................................................................................... 106
5.2. Saran ................................................................................................ 107
DAFTAR PUSTAKA ................................................................................... 108
LAMPIRAN ................................................................................................. 110
xiii
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 1.1. Peta jaringan transmisi di Timor Leste ..................................... 4
Gambar 2.1. Grafik produksi kWh 2005 – 2010 ............................................ 11
Gambar 2.2. Grafik penjualan kWh 2005 – 2010 ........................................ 11
Gambar 2.3. Diargram transmisi 150 kV ........................................................ 14
Gambar 2.4. Hubungan antara kurva beban dengan LF dan CF ..................... 35
Gambar 3.1. Diagram perhitungan long run marginal capacity cost ............. 46
Gambar 3.2. Diagram perhitungan biaya marjinal jaringan ............................ 48
Gambar 3.3. Diagram perhitungan biaya marjinal energi .............................. 49
Gambar 3.4. Diagram alur penelitian .............................................................. 52
Gambar 4.1. Peta Timor Leste ........................................................................ 54
Gambar 4.2. Grafik pertumbuhan beban ........................................................ 66
Gambar 4.3. Grafik perkiraan pertumbuhan biaya investasi .......................... 68
Gambar 4.4. Kurva beban .............................................................................. 69
Gambar 4.5. Pengembangan jaringan TM dan TR ......................................... 77
Gambar 4.6. Diagram ilustrasi penentuan biaya marjinal capacity cost ......... 83
Gambar 4.7. Grafik perbandingan eksisting tarif dan hasil LRMC ................ 87
Gambar 4.8. Grafik energi yang dibangkitkan bulanan pada tahun 2012 ...... 88
Gambar 4.9. Grafik penjualan dan pendapatan tahun 2012 ............................ 90
Gambar 4.10. Grafik perbandingan pendapatan 2012 dengan hasil LRMC .. 91
Gambar 4.11. Grafik proyeksi penjualan dan pendapatan tahun 2013 .......... 93
Gambar 4.12. Grafik proyeksi penjualan dan pendapatan tahun 2014 ........... 94
Gambar 4.13. Grafik perbandingan Tarif Ekst, rekomendasi dan LRMC ..... 104
xiv
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 2.1. Jumlah konsumen berdasarkan kategori pelanggan ...................... 10
Tabel 2.2. Produksi kWh dan hasil penjualan .............................................. 10
Tabel 2.3. Kapasitas GI di tiap-tiap kabupaten .............................................. 13
Tabel 2.4. Tarif listrik di Negara-negara Asia Tenggara .............................. 20
Tabel 2.5. Perbandingan pemakaian tarif listrik kategori rumah tangga ....... 22
Tabel 4.1. Biaya investasi pada PLTD Hera .................................................. 58
Tabel 4.2. Biaya marjinal pada PLTD Hera ................................................... 59
Tabel 4.3. Biaya investasi pada PLTD Betano .............................................. 60
Tabel 4.4. Biaya marjinal pada PLTD Betano ............................................... 60
Tabel 4.5. Kapasitas pembangkit ................................................................... 61
Tabel 4.6. Biaya investasi yang dialokasikan 2009 – 2013 ........................... 62
Tabel 4.7. Asumsi data umum ....................................................................... 63
Tabel 4.8. Proyeksi beban puncak .................................................................. 65
Tabel 4.9. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi ........................................ 67
Tabel 4.10. Penentuan LF dan CF ................................................................. 70
Tabel 4.11. Asumsi kerugian pada jaringan .................................................. 71
Tabel 4.12. Rincian biaya investasi PLTD Hera dan Betano ......................... 72
Tabel 4.13. Biaya marjinal PLTD Hera dan Betano ...................................... 73
Tabel 4.14. Proyeksi LRAIC pada suplai TT ................................................. 75
Tabel 4.15. Proyeksi LRAIC pada suplai TM ................................................ 76
Tabel 4.16. Proyeksi LRAIC pada supali TR ................................................ 78
Tabel 4.17. Ringkasan AIC berdasarkan suplai tegangan .............................. 79
Tabel 4.18. Biaya marjinal berdasarkan suplai tegangan .............................. 80
Tabel 4.19. Summary network capacity cost by voltage level perbulan ......... 80
Tabel 4.20. LRMC untuk energi .................................................................... 81
Tabel 4.21. Marginal energy cost berdasarkan suplai tegangan .................... 82
Tabel 4.22. Total marginal capacity cost untuk pembangkit & jaringan ....... 83
xv
Tabel 4.23. Ringkasan marginal capacity cost dan energy cost .................... 84
Tabel 4.24. Biaya marjinal per kategori pelanggan ....................................... 85
Tabel 4.25. Eksisting tarif .............................................................................. 86
Tabel 4.26. Proyeksi penjualan per kategori pelanggan 2012 - 2014 ............ 89
Tabel 4.27. Penjualan & pendapatan berdasarkan kategori pelanggan 2012 .. 89
Tabel 4.28. Perbandingan pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif
dan hasil LRMC .......................................................................... 90
Tabel 4.29. Subsidi tak langsung berdasarkan kategori pelanggan – 2012 ........... 92
Tabel 4.30. Proyeksi penjualan dan pendapatan untuk tahun 2013 .............. 92
Tabel 4.31. Proyeksi penjualan dan pendapatan untuk tahun 2014 ............... 93
Tabel 4.32. Desain tarif pelanggan rumah tangga .......................................... 100
Tabel 4.33. Perubahan tagihan untuk pelanggan rumah tangga ..................... 100
Tabel 4.34. Desain tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil ..................... 101
Tabel 4.35. Perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala kecil ............ 101
Tabel 4.36. Desain tarif pelanggan bisnis berskala menengah ...................... 102
Tabel 4.37. perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala menengah ... 102
Tabel 4.38. Desain tarif pelanggan bisnis berskala besar .............................. 102
Tabel 4.39. Perubahan tagihan pada bisnis berskala besar ............................ 103
Tabel 4.40. Tarif rata-rata yang direkomendasikan ...................................... 104
Tabel 4.41. Subsidi tidak langsung berdasarkan rekomendasi tarif ............... 105
xvi
DAFTAR SINGKATAN
AIC : Average incremental cost
CF : Coincidence factor
EDTL : Electricidade de Timor Leste
GI : Gardu induk
HSO : High speed diesel oil
HV : High voltage
LV : Low voltage
LRMC : Long run marginal cost
LRAIC : Long run average incremental cost
LF : Load factor
LRIC : Long run incremental cost
LWBP : Luar waktu beban puncak
kV : Kilo volt
kW : Kilo watt
kWh : Kilo watt hour
MIC : Marginal incremental cost
MV : Medium voltage
MW : Megawatt
MWh : Megawatt hour
NPV : Net present value
OGE : Orçamento geral do estado
O&M : Operation & maintenance
PLTD : Pembangkit listrik tenaga diesel
RDTL : República Democrática de Timor Leste
RM : Reserve margin
SFC : Specific fuel consumption
T&D : Transmisi dan distribusi
TT : Tegangan tinggi
xvii
TM : Tegangan menengah
TR : Tegangan rendah
V : Volt
WBP : Waktu beban puncak
1
BAB I
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Timor Leste adalah sebuah negara kecil dengan jumlah penduduk 1,12 juta
jiwa yang tersebar di 13 kabupaten termasuk Dili sebagai ibukota negara.
Semenjak merdeka pada tahun 2002 hingga sekarang, perkembangan sektor
kelistrikan berangsur-angsur dibenahi guna memasok energi listrik ke seluruh
pelanggan yang ada. Sistem kelistrikan di Timor Leste ditangani langsung pihak
pemerintah yang dikelola oleh Direktorat Electricidade de Timor Leste (EDTL)
di bawah kementerian Infrastruktur. Seluruh biaya untuk keperluan demi
kelangsungan sistem kelistrikan di Timor Leste bersumber dari anggaran
pemerintah atau Orçamento geral do estado (OGE) setiap tahunnya. Untuk
memenuhi operasional seperti bahan bakar dan peralatan lainnya, negara Timor
Leste harus mengimpor dari negara lain, karena tidak memiliki sumber energi
primer sendiri.
Kebutuhan energi listrik pada dekade pertama setelah merdeka semakin
tinggi sejalan dengan perkembangan pembangunan dan pertambahan penduduk.
Sementara ketersediaan sistem kelistrikan masih bersifat terpisah dari satu
kabupaten dengan kabupaten lainnya serta tidak mampu untuk menyuplai ke
semua pelanggan. Setiap kabupaten memiliki pembangkit dan jaringan distribusi
20 kV tersediri dan merupakan kelanjutan dari perusahaan PLN pada masa
2
pemerintahan Indonesia. Sehingga menyebabkan biaya operasional dan
pengangkutan bahan bakar ke setiap daerah yang cukup mahal.
Maka salah satu upaya yang dilakukan oleh pemerintah untuk mengatasi
masalah tersebut, yaitu membangun dua pembangkit berupa PLTD secara terpusat
dengan total daya 250 MW serta jaringan transmisi 150 kV untuk mensuplai
energi listrik ke seluruh wilayah Timor Leste.
Alokasi biaya untuk pembangunan kedua pembangkit dan jaringan
transmisi serta distribusi dialokasikan secara bertahap dengan jumlah secara
keseluruhan US$875,00 juta dolar. (Dokumen Kontrak RDTL, 2010). Dengan
selesainya dibangun kedua pembangkit tersebut, maka seluruh pembangkit di tiap-
tiap kabupaten yang selama ini beroperasi sudah tidak difungsikan lagi. Suplai
energi listrik ke semua kabupaten bersumber dari kedua pembangkit secara
terpusat. PLTD Hera dibangun pada tahun 2009 dan mulai beroperasi pada bulan
November 2011. Merupakan salah satu pembangkit yang sudah dioperasikan
untuk memasok energi listrik di beberapa kabupaten. Energi yang dihasilkan dari
pembangkit ini rata-rata untuk setiap hari 800 MWh dengan suplai bahan bakar
8,2 ton perjam, (EDTL, 2011). Sementara PLTD Betano mulai dibangun pada
tahun 2011 dan beroperasi pada bulan Agustus 2013.
Dilihat dari sisi biaya produksi, maka untuk menghasilkan energi tersebut
sangat membutuhkan biaya yang sangat besar. Sementara di sisi lain hasil
perjualan energi listrik (seperti pada lampiran C), belum cukup untuk menutupi
biaya produksi, dengan demikian pemerintah harus menambah biaya berupa
subsidi untuk kelangsungan operasi kedua PLTD tersebut.
3
Untuk mengurangi alokasi subsidi dari pemerintah, maka salah satu upaya
yang diperlukan adanya suatu penetapan tarif listrik yang wajar dan memenuhi
aspek-aspek keekonomian. Hal ini mengacu pada Peraturan Pemerintah Timor
Leste (Decreto-Lei No. 13/2003) yang menetapkan EDTL sebagai Institusi
pemerintah yang menangani sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, trasmisi,
distribusi dan memberikan pelayanan serta menetapkan tarif kepada semua
kategori pelanggan di Timor Leste. Berdasarkan Decreto-Lei tersebut untuk pasal
31, ayat 2, alinea a) dan e) yaitu bahwa tarif harus ditetapkan pada tingkat yang
menjamin atau memberi peluang untuk memulihkan biaya yang dikeluarkan
dalam memberikan layanan serta harus mencerminkan biaya penyediaan listrik
untuk berbagai kategori pelanggan. Sedangkan ayat 4. pasal yang sama bahwa
penetapan tarif untuk penjualan energi listrik ke pelanggan harus berdasarkan
pada struktur biaya marjinal melalui suatu perumusan, dengan
mempertimbangkan daya terpasang dan energi yang dikonsumsi.
Penetapan tarif yang wajar dan ekonomis akan memberikan peluang
kepada pihak EDTL untuk berkembang apabila nantinya beralih status menjadi
badan usaha milik negara (BUMN). Mengingat berdasarkan peraturan pemerintah
Timor Leste (Decreto-Lei No. 1/2011) tanggal 19 Januari 2011 tentang Anggaran
Rumah Tangga (ART) Kementrian Infrastruktur dan Rencana Pembangunan
Strategis (Plano Estrategico Desenvolmento de Timor Leste) 2011 – 2030, bahwa
di masa yang akan datang EDTL akan dijadikan sebagai perusahaan milik negara.
Apabila nantiya EDTL beralih status menjadi BUMN, maka segala
pembiayaan untuk kelangsungan pengoperasian kelistrikan akan bersumber dari
4
kas perusahaan. Oleh karena itu, perlu dikaji seberapa besar tarif listrik yang
wajar untuk dikenakan kepada pelanggan agar perusahaan memperoleh
keuntungan dan bisa berkembang.
Keuntungan yang diperoleh akan digunakan untuk menutupi atau
membiayai sebagian besar atau seluruh biaya penyediaan energi listrik, yang
meliputi biaya–biaya pembangkitan, transmisi, distribusi, operasional,
pengembalian modal serta perawatan dan pemeliharaan. Selain itu untuk
menjamin kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor
kelistrikan, dan pertumbuhan perekonomian secara luas.
Gambar 1.1. Peta Jaringan Transmisi di Timor Leste
Ada dua metode yang sering digunakan dalam industri ketenagalistrikan
untuk penentuan tarif listrik yang diantaranya metode revenue requirement atau
yang sering dikenal dengan cost of service berbasis pada embedded cost dan
metode long run marginal cost.
Metode revenue requirement menggunakan biaya embedded atau data
berdasarkan data historis perusahaan selama mensuplai energi ke konsumen. Tarif
5
berbasis biaya embedded dapat ditentukan dengan alokasi seluruh kebutuhan
pendapatan ke dalam kelas konsumen dengan menggunakan serangkaian faktor
yang mencerminkan karakteristik biaya perusahaan. Sehingga penentuan tarif
dapat diukur berdasarkan data yang biasanya tercatat dalam buku akuntansi
perusahaan. Namun, pendekatan dengan menggunakan biaya embedded tidak
mencerminkan biaya ekonomi di masa akan datang. Karena tarif berbasis biaya
embedded hanya mencerminkan biaya historis alokasi rata-rata (average historic
costs of supply), yang cenderung signifikan berbeda dari biaya ekonomi.
Akibatnya, tarif berbasis biaya embedded kurang efesiensi.
Metode long run marginal cost merupakan nilai ekonomi oleh perusahaan
untuk memberikan konsumen dengan unit tambahan listrik. Tarif berbasis biaya
marjinal memberikan sinyal harga yang efisien untuk konsumen. Sehingga, long
run marginal cost (LRMC) merupakan biaya tambahan untuk pengembangan dan
pengoperasian sistem guna memenuhi permintaan yang semakin meningkat baik
saat ini maupun di masa yang akan datang. LRMC menekankan keseimbangan
antara kebutuhan biaya, pasokan serta harga yang stabil dari waktu ke waktu.
EDTL tidak memiliki data atau catatan akuntansi berupa data historis
secara tersendiri, mengingat EDTL masih dalam tahap membangun dan
membenahi serta masih dikelola secara langsung oleh pihak pemerintah.
Berdasarkan hal tersebut, maka dalam tesis ini untuk menganalisa penentuan
tarif pada tingkat keekonomiannya penulis menggunakan metode long run
marginal cost (LRMC). Sehingga akhir dari penelitian ini bisa menentukan atau
6
mengalokasikan tarif kepada tiap-tiap kategori pelanggan di Timor Leste
berdasarkan pada metode tersebut.
1.2 Rumusan Masalah
Berdasarkan latar belakang tersebut di atas, maka yang menjadi pokok
permasalahan dapat dirumuskan sebagai berikut:
“Berapakah tarif listrik yang wajar di Timor Leste jika dianalisa dengan
menggunakan metode long run marginal cost?”
1.3 Tujuan Penelitian
1.3.1 Tujuan umum
Berdasarkan latar belakang dan identifikasi masalah maka tujuan dari
penulisan tesis ini adalah untuk menghitung nilai tarif listrik di Timor Leste
dengan menggunakan metode long run marginal cost (LRMC). Dengan demikian
hasil dari penelitian ini bisa dijadikan sebagai salah satu informasi atau masukan
kepada pemerintah untuk menetapkan tarif listrik dimasa yang akan datang.
1.3.2 Tujuan khusus
Secara khusus bahwa penelitian ini adalah untuk mengadakan suatu studi
tarif listrik di Timor Leste dengan tujuan untuk mengetahui seberapa besar tarif
listrik per KWh yang akan dikenakan kepada pelanggan secara wajar.
1.4 Manfaat Penelitian
Berdasarkan latar belakang dan identifikasi masalah yang telah
dipaparkan, maka manfaat dari penelitian ini adalah untuk memberi masukan
7
kepada pemerintah Timor Leste dalam hal ini pihak EDTL dalam mengelola
kelistrikan serta dalam melakukan manajemen pemasaran energi listrik.
Penelitian ini dilakukan dengan harapan dapat memberikan manfaat yang
sebesar-besarnya sebagai berikut:
a. Sebagai masukan kepada pemerintah Timor Leste dalam hal ini pihak
EDTL dalam melakukan manajemen pemasaran energi listrik.
b. Sebagai suatu imformasi yang mendasar bagi pemerintah dalam hal
merencanakan tarif listrik di Negara Timor Leste.
c. Bagi penulis sendiri yaitu sebagai salah satu tugas akhir untuk
menyelesaikan studi dan memperoleh gelar S2 di bidang ilmu
manajemen energi.
1.5 Batasan Masalah
Dalam penulisan tesis ini, mengingat permasalahan yang ada
mengangkut tarif listrik di Negara Timor Leste maka, penulis membatasi
masalah yang akan di bahas yaitu hanya pada tingkat bagaimana “menganalisa
penentuan tarif pada tingkat keekonomiannya berdasarkan metode Long Run
Marginal Cost (LRMC) setelah dibangun pembangkit secara terpusat. Dengan
mengabaikan seluruh biaya dan sistem kelistrikan sebelum dibangun pembangkit
terpusat 250 MW dan transmisi 150 kV.
8
BAB II
KAJIAN PUSTAKA
Kajian pustaka dalam Studi Tarif Listrik dengan menggunakan metode
Long Run Marginal Cost (LRMC), dilakukan sebagai salah satu upaya untuk
memberikan gambaran awal arah penyelesaian penelitian disamping juga untuk
memberikan acuan kerangka pola pikir. Kajian pustaka ini menitikberatkan pada
aspek pembiayaan sistem tenaga listrik jangka panjang. Dengan demikian
pemaparannya meliputi aspek perkiraan pertumbuhan beban dan pembiayaan
jangka panjang dari sisi pembangkitan, transmisi dan distribusi selama periode
atau kurun waktu 2013 – 2028. selain itu, metode LRMC dipaparkan sebagai
langkah atau metode penyelesaian tarif listrik dalam penelitian ini.
2.1 Sekilas Sistem Kelistrikan di Timor Leste
Kebutuhan akan energi listrik di Timor Leste, semenjak merdeka sampai
tahun 2010 semakin meningkat, terbukti bahwa sampai dengan tahun 2010,
sebagian penduduk belum bisa disuplai listrik akibat ketidakmampuan
pembangkit-pembangkit yang ada. Pada periode tersebut, sistem kelistrikan untuk
setiap kabupaten bahkan kecamatan memiliki pembangkit (PLTD) dan jaringan
distribusi tersendiri dan terbatas hanya pada daerah tersebut. Belum ada transmisi
tegangan tinggi, setiap daerah hanya memiliki jaringan distribusi 20 KV.
Sedangkan kapasitas pembangkit bervariasi, dan yang terbesar hanya pembangkit
PLTD Comoro dengan kapasitas 25 MW.
9
Upaya pemerintah untuk menyediakan suplai listrik ke semua penduduk
salah satunya dengan membangun dua pembangkit PLTD secara terpusat dengan
total daya mampu 250 MW, serta membangun jaringan transmisi 150 kV dan
jaringan distribusi ke semua kabupaten dan kecamatan.
Energi listrik yang dihasilkan dari kedua pembangkit listrik tersebut
menggunakan bahan bakar fosil berupa Bahan Bakar Minyak. Menipisnya
ketersediaan Bahan Bakar Minyak di perut bumi menyebabkan harga BBM
tersebut melambung tinggi, sehingga untuk menghasilkan energi listrik
membutuhkan biaya produksi cukup mahal berbeda dengan pembangkit-
pembangkit listrik di negara lain, yang mayoritas bersumber dari PLTU dan
PLTA dimana biaya produksi untuk meghasilkan energi listrik relatif rendah.
2.1.1 Sistem kelistrikan periode 2001 – 2010
Sistem kelistrikan pada periode 2002–2010, merupakan peninggalan PLN
pada periode pemerintahan Indonesia. Setiap kabupaten memiliki pembangkit dan
jaringan distribusi tersendiri. Kapasitas pembangkit untuk setiap pembangkit
bervariasi dan rata-rata dibawah 5 MW. Tegangan jaringan distribusi hanya 20 kV
dan tegangan rendah 380 volt.
Selain itu jumlah pelanggan masih terbatas mengingat sebagian daerah
belum terjangkau suplai energi listrik. Total pelanggan EDTL Timor Leste
sebelum diadakan pengembangan atau perluasan transmisi 150 KV sangat
sedikit. Hal ini ini mengingat sebagian besar di daerah pedesaan belum terjangkau
jaringan listrik. Sampai dengan tahun 2010, total pelanggan EDTL berjumlah
58871 pelanggan yang terdiri dari pelanggan sektor rumah tangga sebesar 52170
10
pelanggan, bisnis/komersial dan industri 1651 pelanggan, dan kalangan
sosial/publik dan sektor pemerintahan 2046 pelanggan. Dengan rasio elektrifikasi
sebesar 32%, (EDTL, 2010).
Tabel 2.1. Jumlah konsumen berdasarkan kategori pelanggan
Jenis
Pelanggan
Jumlah Pelanggan
Di Kota Dili Selain Dili Keseluruhan
Rumah Tangga 30.770 21.400 52170
Sosial 691 450 1.341
Usaha/Industri 1.514 1050 2.564
Pemerintah 470 840 1310
Jumlah 33.445 23.740
57.385 Jumlah keseluruhan:
(EDTL, 2010)
Tabel 2.2. Produksi dan penjualan kWh 2005 - 2012
Tahun Produksi
(KWH)
Penjualan
(KWH)
Pendapatan
($)
Biaya bahan
bakar ($)
2005 63.384.615 35.871.301 5.586.676 9.613.566
2006 71.958.471 32.581.172 5.281.298 13.451.660
2007 91.788.978 36.119.579 4.833.460 22.383.879
2008 110.514.113 46.052.915 5.430.823 25.400.439
2009 131.700.316 67.594.239 7.566.968 30.956.548
2010 136.911.616 79.223.288 9.613.566 41.256.388
2011 147.027.949 73.939.964 12.749.505 43.899.368
2012 161.730.744 72.945.071 12.673.064 52.152.450
(EDTL, 2010)
11
Energi yang diproduksi tiap pembangkit pada periode tersebut bervariasi
tergantung kapasitas pembangkit yang ada di tiap-tiap kabupaten. Pembangkit
terbesar yaitu pembangkit Comoro, sehingga memiliki produksi energi tertinggi
seperti pada tabel 2.2.
Gambar 2.1. Grafik Produksi kWh (2005 – 2012)
Gambar 2.2. Grafik produksi dan penjual kWh 2005 - 2012
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
160.000.000
180.000.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pro
du
ksi
(k
Wh
)
Tahun
Produksi kWh 2005 - 2012
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
160.000.000
180.000.000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Pro
du
ksi
(k
Wh
)
Tahun
Produksi dan Penjualan kWh
Produksi kWh
Terjual
12
2.1.2 Pengembangan sistem kelistrikan
Pada tahun 2009 pemerintah melalui kementrian infrastruktur mulai
membangun dua pembangkit dengan kapasitas 120 MW dan 130 MW.
Pembangunan dua pembangkit ini dimaksudkan untuk mensuplai energi listrik di
seluruh wilayah Timor Leste secara terpusat. Mengingat selama ini sebagian
daerah belum terjangkau suplai energi listrik. Selain itu sebagai pengganti untuk
semua pembangkit yang selama ini digunakan di setiap kabupaten maupun
daerah, mengingat usia pembangkit-pembangkit tersebut yang sudah tua dan biaya
operasi yang sangat tinggi.
Dari dua pembangkit yang direncanakan, baru PLTD Hera yang mulai
beroperasi pada akhir tahun 2011. Sedangakan untuk PLTD Betano, baru mulai di
bangun pada pertengahan 2011 dan diperkirakan akan selesai dan mulai
beroperasi pada pertengahan 2013.
2.1.2.1 Pembangkit (PLTD)
a. PLTD Hera
PLTD Hera dengan kapsitas 120 MW, terletak di sebelah timur kota Dili
dengan jarak 20 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai tahun 2009 dan selesai
November 2011. Biaya investasi untuk pembangunan PLTD ini sebesar
$US165,00 juta dolar.
b. PLTD Betano
PLTD Betano dengan kapsitas 130 MW, terletak di sebelah selatan kota
Dili dengan jarak 150 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai pada pertenhagan
13
tahun 2011 dan sedang berlangsung sampai sekarang. Biaya investasi yang
direncanakan untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US195,00 juta dolar.
2.1.2.2 Jaringan Transmisi dan Distribusi
Untuk menghubungkan ke semua kabupaten, maka dibangun jaringan
transmisi tegangan tinggi 150 kV dengan panjang total 800 kilometer dengan
sistem loop, dan 9 Gardu induk. Selain itu, perluasan jaringan distribusi mulai
dibangun untuk mensuplai daerah-daerah yang selama ini belum terjangkau
listrik.
Tabel 2.3. Kapasitas Gardu induk di tiap-tiap kabupaten
No. Nama Kabupaten
(District)
Kapasitas Terpasang
(MVA)
A B C
1. Ainaro (Cassa) 10
2. Baucau 31,5
3. Aileu
2 x 31,5 4. Dili
5. Ermera
6. Liquiça 20
7. Lospalos 10
8. Maliana 10
9. Manatuto 20
10. Same 30
11. Suai 20
12. Viqueque 10
(EDTL Timor Leste, 2011)
14
Gambar 2.3. Diagram Transmisi 150 kV
(EDTL Timor Leste, 2011)
15
2.2 Tarif
Tarif sering kali diartikan sebagai daftar harga (sewa, ongkos dan
sebagainya) sehingga dari pengertian tersebut dapat disimpulkan bahwa tarif sama
dengan harga. Tarif atau harga merupakan salah satu penentu keberhasilan suatu
perusahaan karena harga menentukan seberapa besar keuntungan yang akan
diperoleh perusahaan dari penjualan produknya baik berupa barang maupun jasa.
Menetapkan tarif atau harga terlalu tinggi akan menyebabkan penjualan
akan menurun, namun jika harga terlalu rendah akan mengurangi keuntungan
yang dapat diperoleh perusahaan.
2.2.1 Pengertian tarif
Menurut Marius (1999 : 24) Harga (price) merupakan jumlah uang yang
harus konsumen bayarkan untuk mendapatkan suatu produk. Sedangkan, menurut
Kotler (2001 : 439) harga adalah sejumlah uang yang dibebankan atas suatu
produk atau jasa, atau jumlah dari nilai yang ditukar konsumen atas manfaat-
manfaat karena memiliki atau menggunakan produk atau jasa tersebut.
Berdasarkan definisi harga diatas maka dapat disimpulkan bahwa harga
atau tarif adalah nilai dari suatu produk atau barang yang ditentukan oleh
perusahaan atau pemilik dalam bentuk sejumlah uang. Sehingga konsumen akan
mengeluarkan atau mengorbankan sejumlah uang sesuai dengan harga atau tarif
yang ditentukan untuk memperoleh produk atau jasa tersebut.
Dengan demikian tarif listrik dapat disimpulkan sebagai nilai atau sejumlah
uang yang ditetapkan oleh perusahaan listrik yang sebanding dengan jumlah
16
energi 1 kWh. Sehingga konsumen akan mengorbankan sejumlah uang sesuai
dengan jumlah energi yang dikonsumsinya.
2.2.2 Tujuan penetapan harga atau tarif
Tujuan utama dari penyusunan dan penetapan tarif yaitu agar menentukan
tarif yang adil, dapat diterima oleh semua kalangan serta menciptakan tarif
yang tidak diskriminatif. Selain itu, akan memberikan kesempatan kepada
perusahaan atau pelaku usaha listrik untuk menghasilkan keuntungan yang wajar,
guna menutupi biaya operasi serta mendapatkan tingkat keuntungan yang wajar
dari nilai investasinya. Adapun tujuan lain diantaranya:
a. Mendapatkan keuntungan sebesar-besarnya
Dengan menetapkan harga yang kompetitif maka perusahaan akan
mendapatkan untung yang optimal.
b. Mempertahankan operasional perusahaan
Dari marjin keuntungan yang didapat perusahaan akan digunakan untuk
biaya operasional perusahaan. Seperti untuk gaji karyawan, untuk bayar
tagihan listrik, tagihan air bawah tanah, pembelian bahan baku, biaya
transportasi, dan lain sebagainya.
c. Menggapai RoI (Return on Investment)
Perusahaan pasti menginginkan balik modal dari investasi yang
diinvestasikan pada perusahaan sehingga penetapan harga yang tepat akan
mempercepat tercapainya modal kembali (RoI).
17
d. Menguasai Pangsa Pasar
Dengan menetapkan harga rendah dibandingkan produk pesaing, dapat
mengalihkan perhatian konsumen dari produk kompetitor yang ada di
pasaran.
2.2.3 Tarif Listrik
Saat ini perhitungan tarif listrik yang sudah distetapkan per kWh belum
sepenuhnya sesuai dengan nilai keekonomian energi listrik yang yang sebenarnya.
Tarif yang ditetapkan hanya mengacu pada keputusan pemerintah, tanpa
memperhitungkan biaya-biaya investasi maupun biaya produksi dan biaya lain
yang dikorbankan untuk menghasilan energi listrik tersebut. Dengan demikian
perusahaan maupun pemerintah mengalami kerugian karena penentuan tarik yang
tidak sesuai. Untuk itu perlu adanya suatu penentuan tarif listrik yang wajar dan
mencerminkan nilai keekonomiannya. Agar kertesediaan energi listrik tetap
handal berkesinambungan sesuai dengan yang diharapkan.
Tarif listrik yang wajar adalah tarif yang dapat:
1. mencerminkan kondisi keekonomian, adil, mendukung produktivitas,
transparan, memberikan peluang bagi pengusaha yang berbisnis di
daerah terisolir.
2. mendorong masuknya investor.
3. memperhatikan kemampuan masyarakat membayar.
4. memberikan subsidi secara selektif dan terarah.
2.2.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi tarif listrik
Berdasarkan pihak yang berkepentingan:
18
1. Dari sisi Masyarakat atau Konsumen
a. Kondisi perekonomian
b. Kemampuan masyarakat membayar
c. Elastisitas permintaan
d. Sosial Budaya
2. Dari sisi Produsen
a. Kondisi keandalan pasokan
b. Kualitas layanan
c. Efisiensi dalam produksi dan distribusi
3. Dari sisi Pemerintah
a. Payung hukum ketenagalistrikan
b. Dana pengembangan sarana ketenagalistrikan
c. Pengembangan pemanfaatan sumber-sumber energi listrik yang murah
Berdasarkan faktor eksternal dan internal:
1. Faktor Eksternal
a. Peraturan dibidang ketenagalistrikan dan kebijakan lainnya serta UU
perlindungan konsumen
b. Kondisi perekonomian (GDP, Inflasi, suku bunga, nilai tukar)
c. Perkembangan teknologi dan kondisi persaingan
d. Kondisi sumber energi listrik
2. Faktor Internal
a. Kualitas dan kontinyuitas produk
b. Efisiensi produksi dan distribusi
19
c. Inovasi layanan dan pemanfaatan teknologi
d. Kompetensi manajemen dan organisasi serta kompetensi SDM
2.2.5 Jenis tarif listrik
Secara umum jenis tarif listrik terdiri dari beberapa macam, diantaranya:
a. flat-rate tariff yaitu merupakan tarif tunggal yang pembayarannya
hanya dikenakan pada kWh atau kVAh saja.
b. Two-Part tariff yaitu merupakan tarif yang kenakan kepada konsumen
yang terdiri dari tarif untuk kW atau kVA dan tarif untuk kWh.
c. Block-tariff yaitu tarif berdasarkan pada sejumlah kWh atau kVAh yang
ditetapkan pada setiap blok. Biasanya setiap blok memiki jumlah yang
tetap dan antara blok yang satu dengan blok yang lain akan memiliki
perbedaan jumlah dan harga.
2.2.6 Tarif listrik eksisting
Tarif listrik yang diterapkan sebelum diadakan pengembangan transmisi
150 kV dan pembangkit terpusat, saat ini yaitu mengacu pada keputusan
pemerintah. Yang dibagi dalam beberapa kategori sesuai dengan golongan
konsumen. Berdasarkan keputusan pemerintah Timor Leste nomor 33/2010,
tanggal 28 Juni 2010 tentang penetapan tarif listrik sesuai golongan konsumen.
Dalam penetapannya lebih menitikberatkan ke aspek politik tanpa
memperhitungkan nilai keekonomiannya.
2.2.7 Tarif listrik di beberapa negara
Sebagai bahan perbandingan, maka tarif listrik di beberapa Negara Asia
Tenggara diperlihatkan pada tabel 2.4. Hal ini dimaksudkan untuk mengetahui
20
berapa besar tarif listik per kWh yang dikenakan kepada pelanggannya baik di
Negara berkembang maupun Negara yang sudah maju.
Untuk pelanggan kategori rumah tangga tarif listrik yang dikenakan
berdasarkan tingkat konsumsi energi listrik. Begitu pula dengan pelanggan
kategori bisnis dan industri. Kecuali untuk Malaysia dan Thailand pada pelanggan
kategori bisnis dan industri tarif yang dikenakan tiap kWh besarnya tergantung
dari suplai tegaangan yang dikonsumsi.
Dari 5 negara dalam perbandingan ini, untuk pemakaian kategori rumah
tangga tarif yang paling murah adalah Laos dan paling mahal adalah Cambodia.
Sedangkan untuk Timor Leste, tarif listrik yang dikenakan kepada pelanggan
dengan kategori yang sama , tarifnya paling tinggi dibandingkan dengan 5 negara
yang ada, seperti ditunjukan pada tabel 2.5.
Tabel 2.4. Tarif listrik di Negara-negara Asia Tenggara
Negara Tarif untuk Rumah
Tangga
Tarif untuk Bisnis
atau Usaha
Tarif untuk sektor
industri
Cam
odia
< 50 KWh =
390 Riels/kWh
>50 KWh =
610 Riels/kWh
Kecil =
$0,36 USD/KWh
Menegah =
$0,28 USD/KWh
Besar =
$0,24 USD/KWh
Kecil =
$0,36 USD/KWh
Menegah =
$0,28 USD/KWh
Besar =
$0,24 USD/KWh
Indones
ia
< 450 VA : Rp. 415/kWh
900 VA = Rp. 605/kWh
1,300 VA = Rp. 790/kWh
2,200 VA = Rp. 795/kWh
3,500 – 5,500 VA = Rp.
890/kWh
> 6,600 VA: Rp. 1330/kWh
< 450 VA Rp. 535/kWh
900 VA: Rp. 630/kWh
1,300 VA: Rp. 795/kWh
2,200 VA – 5,500 VA:
Rp. 905/kWh
> 6,600 VA: Rp.
1,100/kWh
< 450 VA: Rp. 485/kWh
900 VA: Rp. 600/kWh
1,300 VA: Rp. 765/kWh
2,200 VA: Rp. 790/kWh
3,500 VA – 14 kVA: Rp.
915/kWh
Rumah Tangga Bisnis Industri
21
Lao
PD
R 0 – 25 Kwh = 331
Kip/Kwh
25 – 150 KWh =
442 Kip/KWh
> 150 KWh = 780
Kip/KWh
Tegangan Rendah =
998 Kip/KWh
Tegangan Menengah =
1094 Kip/KWh
Tegangan Rendah =
692 Kip/KWh
Tegangan Menengah =
624 Kip/KWh
Rumah Tangga Bisnis Industri
Thai
land
< 150 kWh/bulan =
1.80 THB/kWh
151 – 400 kWh/bulan =
2.78 THB/kWh
> 400 kWh/bulan =
2.98 THB/kWh
TT 69 KV =
1.67 THB/kWh
TM 22 – 33 KV =
1.70 THB/kWh
TM < 22 KV =
1.73 THB/kWh
TT 69 KV =
2.61 THB/kWh (WBP) dan
1.17 THB/kWh (LWBP)
TM 22 – 33 KV =
2.69 THB/kWh (WBP) dan
1.19 THB/kWh (LWBP)
TM 22 KV =
2.84 THB/kWh (WBP) dan
1.22 THB/kWh (LWBP)
Mal
aysi
a
Tarif A – Rumah Tangga
1 - 200 kWh: 21.8 Cent/kWh
201 - 300 kWh: 33.4
Cent/kWh
301 - 400 kWh: 40.0
Cent/kWh
401 - 500 kWh: 40.2
Cent/kWh
501 - 600 kWh: 41.6
Cent/kWh
601 - 700 kWh: 42.6
Cent/kWh
701 - 800 kWh: 43.7
Cent/kWh
801 - 900 kWh: 45.3
Cent/kWh
> 901 kWh 45.4 Cent/kWh
Catatan:
Cent dalam RM
Mata uang Malaysia
Tarif B - Low Voltage
Commercial Tarif (TNB) < 200 kWh/bulan = 39.3
Cent/kWh
> 200 KWh = 43.0
Cent/kWh
Tarif C1 - Medium
Voltage General
Commercial Tarif (TNB)
- Tiap KW pada Demand
max perbulan = 25.9
RM/kW
- Untuk semua kWh =
31.2 Cent/kWh
Tarif C2 - Medium
Voltage Peak/Off-Peak
Commercial Tarif (TNB)
Tiap KW pada Demand
max perbulan =
38,60 RM/kW
- W BP = 31.2 Cent/kWh
- LWBP = 19.2 Cent/kWh
Tarif D - Low Voltage
Industrial Tarif (TNB) < 200 kWh/bulan = 34.5
Cent/kWh
> 200 KWh = 37.7 Cent/kWh
Tarif E1 - Medium Voltage
General Industrial Tarif
(TNB) Tiap KW pada Demand max
perbulan = 25.3 RM/kW
- Untuk semua kWh = 31.2
Cent/kWh
Tarif E2 - Medium Voltage
Peak/Off-Peak Industrial
Tarif (TNB)
Tiap KW pada Demand max
perbulan =
31, 7 RM/kW
- W BP = 30,4 Cent/kWh
- LWBP = 18, 7 Cent/kWh
(http://talkenergy.worldpress.com/ dan PerPres. RI, No. 8 Thn 2011 tentang tarif energi listrik)
22
Tabel 2.5. Perbandingan tarif listrik pemakaian kategori rumah tangga
Negara Pemakaian
(Rumah Tangga)
Ex. Rate
(1 USD)
Tarif
($/KWh)
Keterangan
Timor Leste < 300 KWh $1 USD 0,120 Tertinggi
Cambodia < 50 KWh Riels 4000,00 0,098
Malaysia < 150 KWh RM. 3,06 0,071
Indonesia 900 VA RP. 9705,00 0,064
Thailand < 200 KWh THB. 30,65 0,059
Laos PDR < 150 KWh Kip. 7965,58 0,056 Terendah
(http://talkenergy.worldpress.com dan www.xe.com/ucc/ Currency converter
tanggal 12 Desember 2012)
2.3 Metode Long Run Marginal Cost (LRMC)
Metode long run marginal cost yaitu didefinisikan sebagai penambahan
biaya akibat penambahan demand atau suplai. Hal ini mengacu pada perkiraan
demand atau suplai daya dan energi. Metode long run marginal cost digunakan
untuk menghitung struktur tarif dengan mengakumulasi biaya-biaya dari
pembangkit, transmisi dan distribusi. Selain itu faktor kerugian secara teknis pada
transmisi dan distribusi serta perkiraan kapasitas beban dan energi dapat dijadikan
parameter dalam menghitung biaya pasokan listrik di semua tingkatan tegangan
sampai ke konsumen. Untuk menghitung biaya beban yaitu dengan pendekatan
pada metode long run marginal capacity cost dan long run marginal energy cost.
Metode yang digunakan merupakan suatu analisis yang dilakukan untuk
memperkirakan struktur biaya marjinal dari sektor kelistrikan. Struktur ini
memberikan patokan ekonomi yang diperlukan untuk desain tarif dengan tujuan
untuk memperlancar keuangan pihak pengelola kelistrikan dan pemerintah.
23
Dimana kebutuhan pendapatan diperoleh melalui konsumen sesuai dengan
struktur tarif dan kategori pelanggan berdasarkan atas perhitungan metode long
run marginal cost.
Tujuannya bahwa harga yang ditetapkan sebanding dengan marginal cost
sehingga tidak merugikan pihak perusahaan maupun pihak konsumen. Dengan
demikian pasokan energi listrik semakin efesien dan berkesinambungan.
Dasar pemikiran mengenai biaya marjinal berasal dari teori ekonomi yaitu
mengenai pemanfaatan sumber daya yang efesien dalam persaingan pasar.
Sehingga tarif yang ditetapkan harus sama dengan biaya marjinal agar
memberikan keuntungan kepada semua pihak dalam hal ini pengambil keputusan,
produsen maupun konsumen. Sedangkan, jika tarif ditetapkan dibawah biaya
marjinal, maka akan menyebabkan pasokan energi menjadi menurun. Sehingga
perusahaan serta pemerintah harus menambah biaya untuk meningkatkan pasokan
energi listrik. Dengan demikian investasi di sektor lain akan berkurang akibat
penambahan anggaran untuk pasokan energi listrik.
Dalam penentuan tarif listrik ini selalu tidak terlepas dari analisa biaya
marjinal dan sistem pasokan energi listrik. Besarnya biaya ini bervariasi
berdasarkan kapasitas pembangkit dan tingkatan tegangan. Dengan demikian
biaya marjinal dalam perhitungan tarif listrik ini merupakan penambahan biaya
akibat penambahan permintaan di masa yang akan datang.
Jadi long run marginal cost (LRMC) dapat didefinisikan sebagai biaya
tambahan untuk pengembangan dan pengoperasian sistem guna memenuhi
permintaan yang semakin meningkat baik saat ini maupun di masa yang akan
24
datang. LRMC menekankan keseimbangan antara kebutuhan biaya, pasokan
serta harga yang stabil dari waktu ke waktu. (Vernstron. R., 2011)
2.3.1 Estimasi Long Run Marginal Cost
Biaya marjinal merupakan perkiraan secara ekonomi bahwa seberapa besar
biaya akan berubah jika output berubah. Biaya marjinal melibatkan peramalan,
karena perbedaan antara apa yang telah terjadi dan apa yang akan terjadi
mengingat output yang berbeda. Long run marginal cost digunakan untuk
menandakan efek atau perubahan biaya yang melibatkan beberapa perubahan
dalam jumlah dan waktu investasi di masa depan.
2.3.2 Marginal cost pricing model
Marginal cost pricing model yaitu untuk menghitung atau memperkirakan
biaya marjinal untuk sistem kelistrikan dengan menggunakan metode LRMC yang
meliputi biaya kapasitas dan energi. Dengan demikian LRMC digunakan untuk
menghitung biaya-biaya seperti: biaya marjinal untuk kapasitas pembangkit, biaya
marjinal untuk kapasitas jaringan dan biaya marjinal untuk energi.
2.3.3 Long run marginal capacity cost
Long run marginal capacity cost yaitu ditetapkan sebagai penambahan
biaya untuk penambahan kapasitas disebabkan meningkatnya permintaan akan
daya listrik. Parameter yang dipertimbangkan untuk menghitung biaya
penambahan kapasitas diantaranya:
1. Biaya investasi untuk memasok beban tambahan pada saat terjadi akibat
meningkatnya permintaan. Yaitu terdiri dari biaya pembangkit,
25
transmisi, distribusi tegangan menengah dan distribusi tegangan
rendah.
2. Biaya operasional dan pemeliharaan (O&M) pada peralatan atau
komponen dalam hal ini biaya pembangkit, transmisi, distribusi
tegangan menengah dan distribusi tegangan rendah.
2.3.4 Marginal generation capacity cost
Metode untuk menghitung biaya marjinal kapasitas pembangkit yaitu
berdasarkan atas meningkatnya permintaan dan beban puncak. Metode ini didasari
atas bekerja pembangkit saat menambah beban ke sistem akibat meningkatnya
permintaan, dengan demikian akan menambah biaya tambahan sesuai dengan
penambahan kapasitas.
Biaya kapital (capital cost) untuk pembangkit diperoleh dengan pembagian
antara total biaya investasi dengan total kapasitas pembangkit ($/kW). Sehingga
dapat ditulis dengan persamaan menurut (Vernstrom R., 2010) sebagai berikut:
Ccost 𝑵𝑷𝑽𝑪𝒐𝒔𝒕
𝑵𝑷𝑽𝑫𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅=
∆𝑪
∆𝑳
dimana:
Ccost = Capital cost
NPVcost = Net present value untuk biaya investasi
NPVDemand = Net present value untuk beban
Untuk memperoleh biaya marjinal pembangkit maka terlebih dahulu
ditentukan biaya kapital tahunan atau annuity cost ($/kW/tahun). Biaya marjinal
tahunan ($/kW/tahun), dihitung dengan menggunakan persamaan (2.2). Dalam
perhitungannya menggunakan fungsi payment (PMT) pada microsoft excel
26
dengan memperhatikan suku bunga (discount rate), umur ekonomis (life time) dan
biaya kapital (capital cost) pembangkit. Selain itu akumulasi kerugian serta batas
persediaan (reserve margin) dan biaya O&M tetap, juga digunakan sebagai
penentu biaya marjinal tahunan ($/kW/tahun).
Ka =𝑷𝑴𝑻(r,T,−𝑪𝒄𝒐𝒔𝒕)
𝟏 .................................................................. 2.2
Mcg = Ka x (1+RM )
(1−SL ) + Ccost x FOM ........................................... 2.3
Atau dari persamaan (2) dan (3), dapat ditulis menjadi persamaan (4).
Mcg = PMT (r,T,−Cc ost )
1 x
(1+RM )
(1−SL ) + Ccost x FOM ...................... 2.4
dimana:
Ccost = Capital cost ($/kW)
Ka = Capital cost tahunan ($/kW/tahun)
∆C = Penambahan biaya
∆L = Penambahan beban akibat peak demand
r = Suku bunga (%)
T = Umur ekonomis pembangkit (tahun)
RM = Reserve margin (%)
SL = Sation loss (%)
FOM = Biaya O&M tetap (% dari Ccost )
Mcg = Biaya marjinal pembangkit ($/kW/tahun)
Jadi biaya tambahan kapasitas pembangkit ditentukan dengan menganalisis
investasi jangka panjang dan biaya operasi dan perawatan (O&M) tetap.
Sehingga, total penambahan biaya kapasitas pembangkit adalah penjumlahan
biaya investasi pembangkit dalam tahunan selama masa penggunaan atau umur
ekonomis (life time) pembangkit tersebut dari nilai sekarang (present value).
27
Sedangkan biaya marjinal kapasitas diperoleh dengan pembagian antara
pertumbuhan biaya investasi tahunan dengan total pertumbuhan beban tahunan.
Long run marginal cost (LRMC) untuk operasi dan perawatan (O&M)
pada pembangkit dihitung sebagai biaya tahunan per kW. Biaya O&M memiliki
komponen tetap yang merupakan fungsi dari kapasitas terpasang. Sedangkan
biaya O&M variabel merupakan fungsi komponen dari produksi energi. Dalam
perhitungan LRMC untuk O&M yang perlu dipertimbangan yaitu hanya biaya
O&M tetap. Jadi biaya O&M diperoleh dengan pembagian antara pertambahan
rata-rata biaya O&M dengan pertumbuhan rata-rata beban puncak tahunan.
Dengan demikian jumlah LRMC pada kapasitas pembangkit merupakan
penjumlahan antara biaya LRMC investasi dan biaya LRMC O&M tetap pada
kapasitas pembangkit.
2.3.5 Biaya marjinal jaringan (Marginal network capacity cost)
Kapasitas transmisi dan distribusi (T&D) didesain selain untuk
menyalurkan energi juga untuk mengakomodasi meningkatnya permintaan akan
energi dari pembangkit ke konsumen. Semua biaya investasi untuk jaringan
transmisi dan distribusi dialokasikan untuk penambahan beban akibat
meningkatnya permintaan pada jaringan T&D.
Biaya marjinal untuk T&D merupakan penambahan biaya rata-rata jangka
panjang (LRAIC) atau yang lebih dikenal dengan incremental average cost (AIC).
Perhitungan LRAIC disesuaikan dengan level suplai tegangan yang diantaranya
dapat diklasifikasikan sebagai berikut: tetangan tinggi (TT) 150 KV, tengangan
menengah (TM) 20 KV dan tegangan rendah (TR) 380/220 volt. Dalam membuat
28
stimasi LRAIC harus secara terpisah berdasarkan tegangan suplai, beban
tambahan (MW) dan biaya investasi harus dialokasikan berdasarkan tiap-tiap
setiap level suplai tegangan.
Perkiraan pertumbuhan beban berdasarkan pada beban puncak tahun
referensi penelitian. Yang dialokasikan ke masing-masing suplai tegangan
dengan memperhatikan rugi teknis pada jaringan transmisi dan distribusi. Untuk
menentukan pertumbuhan beban dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut:
ΔDemand = Beban t-0 + (Beban t-0 x % pertumbuhan) ..................... 2.5
dimana:
ΔDemand = Pertumbuhan beban
Beban t-0 = Beban pada tahun sebelumnya
% pertumbuhan = Persentasi pertumbuhan beban
Pertumbuhan beban pada masing-masing suplai tegangan didiskontukan,
sehingga pertumbuhan beban rata-rata setelah didiskontukan digunakan untuk
menentukan biaya marjinal pada masing-masing suplai tegangan. Untuk
mendiskontukan pertumbuhan beban pada masing-masing maka dapat ditulis
dengan persmaan sebagai berikut:
NPVDemand = ∆MW
(1+r)t
Sedangkan perkiraan pertumbuhan biaya investasi berdasarkan pada tahun
referensi, dan digunakan untuk menentukan pertumbuhan biaya investasi pada
tahun-tahun berikutnya. Pertumbuhan biaya investasi pada masing-masing suplai
tegangan diperoleh dengan persamaan sebagai berikut:
29
ΔCost = Investasi t-0 + (investasi t-0 x % pertumbuhan) ............. 2.7
Pertumbuhan biaya investasi pada masing-masing suplai tegangan
didiskontukan, sehingga pertumbuhan biaya investasi rata-rata setelah
didiskontukan digunakan sebagai parameter untuk menentukan biaya marjinal
pada jaringan T&D. Untuk mendiskontukan pertumbuhan biaya dapat ditulis
dengan persamaan sebagai berikut:
NPVCost = 𝐼𝑖
(1+r)t
dimana:
ΔCost = Pertumbuhan biaya investasi
Investasi t-0 = Investasi pada tahun sebelumnya
% pertumbuhan = Persentasi pertumbuhan biaya investasi
Jadi, AIC dihitung dengan mendiskontukan semua biaya tambahan yang
akan timbul di masa yang akan datang guna menyediakan permintaan tambahan
yang diperkirakaan dalam periode yang ditentukan dalam penelitian dibagi
dengan nilai diskontu dari demand atau permintaan beban selama periode
tersebut.
Dengan demikian AIC merupakan nilai dari seluruh investasi untuk
jaringan transmisi dan distribusi disesuaikan dengan periode masa pakai (umur
ekonomis) yang direncanakan dibagi dengan nilai demand sekarang, sesuai
dengan meningkatnya beban puncak tahunan ($/KW/tahun). Untuk menentukan
AIC maka menurut (Venstrom, 2010) dapat ditulis sebagai berikut:
30
AIC = NPVCost
NPVDemand
=
Ii
1 + r t
∆MW 1 + r t
T
i=1
… . …………………… . 2.9
Dari persamaan 2.9, maka untuk menentukan AIC tahunan ($/kW/tahun)
selain menggunakan fungsi payment (PMT) pada microsoft excel atau bisa
diselesaikan dengan menggunakan persamaan 2.10.
AICTahunan = AIC x ( 1
B ) + FOM .................................................
B = 1− (1+𝑟)−𝑇
r ................................................................ 2.11
dimana:
LRAIC = Long run average incremental cost
Ii = Biaya investasi di tahun i
T = Umur ekonomis (Lifetime)
r = discount rate
∆MW = Incremental load tahunan
AIC = Average incremental cost
B = Annuity factor
T = Umur ekonomis (tahun)
FOM = O&M tetap (% dari total nilai aset atau capital cost)
Perhitungan LRAIC disesuaikan dengan level suplai tegangan yang
diantaranya dapat diklasifikasikan sebagai berikut: tetangan tinggi (TT) 150 KV,
tengangan menengah (TM) 20 KV dan tegangan rendah (TR) 380/220 volt.
Dalam membuat stimasi LRAIC harus secara terpisah berdasarkan
tegangan suplai, beban tambahan (MW) dan biaya investasi harus dialokasikan
berdasarkan tiap-tiap setiap level suplai tegangan.
31
Perkiraan pertumbuhan beban berdasarkan pada beban puncak tahun
referensi penelitian. Yang dialokasikan ke masing-masing suplai tegangan
dengan memperhatikan rugi teknis pada jaringan transmisi dan distribusi.
Pertumbuhan beban pada masing-masing suplai tegangan didiskontukan, sehingga
pertumbuhan beban rata-rata setelah didiskontukan digunakan untuk menentukan
biaya marjinal pada masing-masing suplai tegangan.
Sedangkan penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC) pada
jaringan transmisi dan distribusi merupakan penjumlahan keseluruhan LRAIC
periode atau jumlah tahun yang akan dihitung dalam penelitian ini. Jadi LRAIC
pada transmisi dan distribusi adalah pembagian antara total biaya investasi pada
jaringan transmisi dan distribusi dengan jumlah pertumbuhan beban rata-rata yang
telah didiskontukan.
Untuk perkiraan biaya operasi dan perawatan (O&M) dengan asumsi
dalam persentase dari jumlah biaya investasi tahunan pada jaringan transmisi dan
distribusi, yang dinyatakan dalam US$/kW/tahun.
Dengan demikian LRMC untuk kapasitas jaringan dan distribusi adalah
merupakan penjumlahan antara biaya marjinal rata-rata jangka panjang yang
diinvestasikan pada jaringan transmisi dan distribusi dengan biaya marjinal rata-
rata jangka panjang untuk O&M pada janringan transmisi dan distribusi, dan
dinyatakan dalam US$/kW/tahun.
2.3.6 Marginal energy cost
Marginal energy cost adalah biaya untuk memasok energi (kWh)
tambahan. Faktor penentu dari long run marginal energy cost yaitu terdiri dari
32
biaya pengoperasian pembangkit seperti biaya bahan bakar dan biaya variabel
pengoperasian dan perawatan (cost of O&M), heat rate, specific fuel consumption
(SFC) serta factor kerugian energi. Sehingga long run marginal energy cost
adalah biaya yang digunakan untuk pengoperasian pembangkit dalam rangka
memenuhi tingkat permintaan akan energi tambahan.
Fcost = FFcost x SFC ............................................................ 2.12
Apabila biaya variabel bahan bakar dan station loss diperoleh beberapa
persen dari biaya bahan bakar (fuel cost), maka untuk memperoleh biaya
margjinal energi ditulis dengan persamaan sebagai berikut:
McG = Fcost + VOM + SL ...................................................... 2.13
dimana:
Fcost = Biaya bahan bakar (fuel cost)
FFcost = Harga bahan bakar (financial fuel cost)
SFC = Specific fuel consumption
VOM = Biaya variabel O&M (cost of operation and maintenance)
SL = Station loss
2.3.7 Karakteristik beban (Load characteristics)
Demand suatu sistem adalah beban yang diterima pada terminal dalam
suatu periode waktu tertentu. Beban (load) bisa dalam satuan; kW, kVAr, kVA,
maupun kilo ampere. Beban konsumen bermacam macam ukuran, waktu,
penggunaan, lama penggunaan, tegangan yang dipakai, faktor daya, puncak sesaat
dan lain-lain, sesuai kebutuhannya. Ada kalanya kebutuhan konsumen secara
33
bersamaan dalam waktu yang sama, hal ini menyebabkan puncak dan lembah
pada kurva beban. Ada periode tartentu peralatan mempunyai beban penuh dan
ada saat peralatan tidak dipakai atau tidak dibebani.
Kebutuhan beban suatu daerah tergantung dari, penduduk dengan standar
kehidupannya, rencana pengembangan suatu kawasan, harga daya dan lain-lain.
Sifat beban dan karakteristiknya biasa ditentukan oleh faktor kebutuhan (demand
factor), faktor beban (load factor), faktor diversitas (diversity factor) dan lain-
lain. Beberapa karakteristik beban:
a. Kebutuhan maksimum (Maximum demand)
Kebutuhan maksimum dari sistem atau instalasi adalah kebutuhan paling
tinggi yang terjadi selama periode waktu tertentu biasanya harian,
minnguan, bulanan atau tahunan. Jika semua peralatan yang digunakan
secara bersamaan mencapai maksimal maka kebutuhan maksimum akan
sama dengan beban yang terhubung. Akan tetapi apabila konsumen tidak
menggunakan semua perangkat pada beban penuh secara bersamaan maka
kebutuhan maksimum selalu kurang dari beban yang terhubung.
b. Demand factor
Yaitu sebagai rasio maksimum demand dari sistem terhadap keseluruhan
beban terhubung pada sistem (total connected load), dapat ditulis
persamaan sebagai berikut:
Demand factor = 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑
𝐶𝑜𝑛𝑛𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝑙𝑜𝑎𝑑 ..................................... 2.14
34
c. Diversity factor (FD)
Kebutuhan maksimum dari semua konsumen pada suatu kelompok tidak
terjadi secara bersamaan. Sehingga untuk mempertimbangkan kapasitas
(rated) suatu peralatan, maka jarang pula memilih peralatan yang
kapasitasnya sama dengan jumlah beban maksimum. Oleh karena itu,
istilah umum digunakan dalam hubungan ini adalah faktor keragaman
(diversity factor), yang merupakan ratio dari jumlah individual maximum
demand dari subdivision sistem terhadap maximum demand dari sistem.
FD = 𝑆𝑢𝑚 𝑜𝑓 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑠
𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑤𝑜𝑙𝑒 ................ 2.15
Peak FD = 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑒𝑟 𝑔𝑟𝑜𝑢𝑝
𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑒𝑟 𝑔𝑟𝑜𝑢𝑝 𝑎𝑡 𝑡𝑒 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑜𝑓 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 𝑝𝑒𝑎𝑘 ........ 2.16
d. Coincidence factor (CF)
Merupakan rasio dari maksimum coincident (system coincident peak)
dari total permintaan pada kelompok konsumen terhadap jumlah dari
permintaan maksimum (class coincident peak) dari konsumen yang sama
serta waktu yang sama. Oleh karena itu, coincidence factor merupakan
kebalikan dari diversity factor.
CF = 𝑆𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘
𝐶𝑙𝑎𝑠𝑠 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘 ....................................... 2.17
atau
CF = 1
𝐷𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑡𝑦 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 ........................................................ 2.18
35
Gambar 2.4. Hubungan antara kurva beban dengan LF dan CF
(Sumber: NREL & Frank Stern, 2013)
e. Diversitas beban (Load diversity)
Adalah selisih antara jumlah dari dua atau lebih beban puncak dengan
coincident maximum demand load dari suatu group.
Load diversity = sum of all individual loads – peak of the combined load
g
n
i
i DDLD
1
............................ ............................................ 2.19
f. Faktor kontribusi (ci)
Merupakan kontribusi beban tertentu, per unit dari maximum demand
individu terhadap maximum demand kelompok. Jika ci adalah faktor
kontribusi beban i dalam beban kelompok n dan Di adalah maximum
demand, maka:
36
𝐺𝑟𝑜𝑢𝑝 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑛 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 Dg = c1
n
𝑖=1
x D𝑖 …………………… 2.20
Sehingga:
𝐶𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑒 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 = c1 x D𝑖
𝑛𝑖=1
D1𝑛𝑖=1
....................................................... 2.21
Jika kebutuhan maksimum terhadap beban yang sama, maka coincidence
factor akan sama dengan rata-rata kontribusi faktor. Dan jika faktor
kontribusi masing-masing beban adalah sama, maka coincidence factor
akan sama dengan faktor kontribusi itu sendiri.
g. Load Factor
Load factor dari suatu pembangkit adalah merupakan ratio dari average
load pada periode waktu teartentu terhadap peak load yang timbul pada
periode tersebut.
Load factor =𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑
𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑
= Energy generated in a given period of time
Maximum demand x Hours of operation in the given period ..... 2.22
Nilai load factor berkisar dari 0,0 sampai dengan 1,0. Namun, diversity
factor lebih besar atau sama dengan satu. Agar kinerja menjadi lebih
baik, faktor beban harus setinggi mungkin. Pengaruh diversity factor
adalah untuk mengurangi kebutuhan maksimum secara simultan di stasiun
untuk kebutuhan individu yang sama. Sedangkan, load factor
menggambarkan variasi beban selama periode tertentu akan tetapi tidak
memberikan indikasi bentuk kurva beban.
37
h. Plant capacity factor
Adalah rasio dari rata-rata beban tahunan terhadap kapasitas terpasang
selama periode waktu tertentu.
Plant capacity factor =𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑙𝑜𝑎𝑑
𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑟𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦
= 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑒𝑑 𝑖𝑛 𝑎 𝑦𝑒𝑎𝑟
𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑟𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑥 8760 ........................... 2.23
Nilai maksimum faktor kapasitas pembangkit bisa menjadi satu apabila
pembangkit beroperasi pada kapasitas maksimum sepanjang tahun.
Kapasitas pembangkit juga didefinisikan sebagai faktor beban pembangkit
atau plant load factor (PLF).
Faktor kapasitas menunjukkan tingkat penggunaan pembangkit. Hal
ini berbeda dengan load factor karena alasan bahwa kapasitas dari tiap-tiap
pembangkit selalu lebih besar dari beban maksimum yang diharapkan.
Hal ini mengingat adanya beban cadangan (reserve margin), sehingga
dapat ditulis persamaan sebagai berikut:
Capacity factor =𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑙𝑜𝑎𝑑
𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑥 𝐿𝑜𝑎𝑑 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 .............................. 2.24
i. Plant use factor
Adalah rasio dari energi aktual yang diproduksi dengan perkalian antara
kapasitas pembangkit dan waktu operasi pembangkit tersebut.
Plant use factor = Actual energy produced
Plant capacity x (Plant operation time in hours ) ...... 2.25
38
j. Utilization factor
Merupakan rasio atau perbandingan antara maximum demand dengan nilai
(rated) kapasitas dari pembangkit.
Utilization factor = 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑙𝑜𝑎𝑑
𝑅𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 ................................................. 2.26
k. Faktor kerugian (Loss factor)
Rasio rata-rata kerugian daya terhadap kerugian yang terjadi pada saat
beban puncak selama periode waktu tertentu. Secara umum persamaan
untuk loss factor dapat ditulis sebagai berikut.
Loss factor = 𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑝𝑜𝑤𝑒𝑟 𝑙𝑜𝑠𝑠
𝑃𝑜𝑤𝑒𝑟 𝑙𝑜𝑠𝑠 𝑎𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘 𝑙𝑜𝑎𝑑 .......................................... 2.27
Namun pada perhitungan dalam penelitian penulis akan menggunakan
faktor kerugian (loss factor) yang diperoleh dari data EDTL maupun beberapa
referensi dari negara lain seperti Indonesia dan badan standar kelistrikan EIC.
2.4 Struktur Tarif dan Desainnya
2.4.1 Struktur tarif
Tujuan dari penentuan struktur tarif listrik yaitu:
a. Untuk menentukan tarif yang benar-benar mencerminkan biaya
ekonomi dan untuk meningkatkan pemakaian listrik yang efisiensi,
dalam hal ini untuk mengurangi konsumsi energi pada saat terjadi
beban puncak. Dengan demikian akan mengurangi biaya pembangkitan
dan distribusi dalam periode jangka panjang.
39
b. Uuntuk menjamin status keuangan pihak penyedia listrik (utilitas) demi
perluasan sistem operasi di masa yang akan datang.
c. Agar memberikan tarif yang adil untuk semua kategori konsumen
sehingga bisa mengurangi subsidi silang dari satu kategori ke kategori
yang lainnya.
d. Untuk mencapai suatu mekanisme penyesuaian tarif listrik yang
fleksibel serta disesuaikan dengan perubahan harga bahan bakar di
pasar yang kompetitif.
2.4.2 Kriteria untuk Menentukan Struktur Tarif Listrik
Dalam menentukan struktur tarif listrik, kriteria yang perlu
dipertimbangkan diantaranya:
a. Biaya marginal
Biaya marjinal yaitu merupakan biaya tambahan yang disesuaikan dengan
peningkatan pengoperasian pembangkit dan sistem distribusi untuk
memenuhi permintaan yang terus meningkat. Perhitungan tarif listrik
berdasarkan pada biaya marjinal yang mencerminkan biaya yang
sebenarnya dari pembangkit listrik, transmisi dan distribusi. Tarif berbasis
biaya marjinal ini akan memberikan gambaran atau sinyal yang tepat, agar
konsumen mengatur pemakaian energi listrik seefektif mungkin.
Biaya marjinal di sektor listrik dapat dibagi menjadi beberapa tingkatan,
diantara yaitu biaya marjinal pembangkitan, transmisi dan distribusi.
Besarnya biaya marjinal yang mencerminkan biaya yang sebenarnya dari
pembangkit listrik dan distribusi akan berbeda-beda. Oleh karena itu, dalam
40
penentuan tarif yang mencerminkan biaya marjinal yaitu terdiri dari biaya
permintaan dan biaya energi. Biaya permintaan (demand charge)
merupakan biaya yang diinvestasikan untuk membangun pembangkit,
transmisi dan distribusi. Dengan demikian tetap mempertahankan
ketersediaan kapasitas pembangkit apabila permintaan meningkat.
Sedangakan biaya energi merupakan biaya bahan bakar yang digunakan
pada pembangkit.
b. Tarif berbasis biaya marjinal
Tarif berbasis biaya marjinal yaitu perhitungan berdasarkan long run
marginal cost (LRMC) atau biaya yang diasumsikan untuk penambahan
kapasitas pembangkit agar dapat memenuhi meningkatnya permintaan.
Biaya ini meliputi, biaya konstruksi pembangkit listrik, biaya transmisi,
distribusi serta kerugian pada sistem transmisi dan distribusi berdasarkan
tingkatan tegangan suplai.
Sehingga struktur tarif berbasis biaya marjinal akan bervariasi sesuai
dengan tingkatan tegangan suplai. Sedangkan biaya energi akan dihitung
dari biaya pembangkitan ditambah dengan kegurian dalam sistem.
2.4.3 Desain tarif tiap kategori konsumen
Desain tarif dapat dibedakan berdasarkan kategori pelanggan atau
konsumen. Hal ini dimaksudkan untuk membedakan besarnya tarif yang
dikenakan kepada pelanggan berdasarkan kategori yang ada. Selain itu juga untuk
mengetahui pendapatan rata-rata yang akan diperoleh pihak penyelola kelistrikan
berdasarkan kategori atau kelas pelanggan.
41
Dalam tesis penelitian ini, desain tarif akan dibedakan berdasarkan empat
kategori konsumen yang diantaranya:
a. Desain tarif untuk konsumen rumah tangga
b. Desain tarif untuk kategori bisnis
c. Desain tarif untuk kategori industri, dan
d. Desain tarif untuk kategori umum
2.5 Penelitian Terdahulu (State of the art review)
2.5.1 Penentuan tarif listrik berdasarkan metode revenue requirement dan
metode LRMC, oleh Lisa Ambasari - Universitas Indonesia (UI).
Penentuan tarif listrik berdasarkan metode revenue requirement dan
metode biaya marjinal jangka panajng. Dalam Penyusunan tarif listrik saat ini
belum sepenuhnya berdasarkan pada prinsip-prinsip tarif yang ekonomis, dengan
demikian tarif tidak cost reflective. Dalam hal ini, Pemerintah perlu menentukan
harga listrik yang memenuhi aspek-aspek keekonomian agar Pelaku Usaha Listrik
(PUL) dan konsumen dapat memperoleh keuntungan dan harga yang wajar. Selain
itu juga menjamin kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor
listrik, dan pertumbuhan perekonomian secara luas.
Sehingga perlu untuk menganalisis penentuan tarif pada tingkat
keekonomiannya berdasarkan metode Revenue Requirement (RR) dan metode
Long Run Marginal Cost (LRMC).
Hasil dari penelitiannya bahwa metode LRMC dan metode RR dapat
digunakan untuk menentukan tarif yang cost reflective.
42
2.5.2 Electricity tariffs based on LRMC for central grid system of Oman, oleh:
Arif S. Malik and Salem Al-Zubeidi, Oman, 2006).
Mengingat tarif listrik di Oman masih disubsidi dan didasarkan pada
pendekatan akuntansi biaya dengan demikian tidak mencerminkan biaya
sebenarnya yang dialokasikan untuk pembangkitan, transmisi dan
mendistribusikan energi listrik ke konsumen.
Dalam penelitiannya menyajikan tentang perhitungan tarif listrik pada
jaringan distribusi berdasarkan metode LRMC. Hasilnya menunjukan bahwa
biaya marjinal pada pembangkit sebesar $75/KW untuk setahun dan biaya
marjinal untuk KWh sebesar $0,207/KWh. Sedangan tarif rata-rata untuk
konsumen sebesar $0,625/KWh.
2.5.3 Power generation Pricing Model Based on LRMC Methodology oleh
Priyanka Roy & A. Chakrabarti, Universitas Shibpur India
(International Journal of Electrical and Computer Engineering (IJECE)
Dalam makalahnya mengusulkan long run marginal cost sebagai dasar
penentuan tarif untuk penggunaan energi listrik. Pengembangkan formulasi baru
dalam penggunaan daya listrik yang berbasis pada metode LRMC pada berbagai
pembangkit. Dari metode yang digunakan menunjukan bahwa biaya investasi
pada masa yang akan datang tergantung pada pengoperasian dan perawatan akibat
berbagai gangguan yang terjadi pada pembangkit itu sendiri.
Hasil dari penelitiannya bahwa penentuan tarif dengan metode LRMC
sangat tergantung pada kapasitas pembangkit dan tingkat permintaan, dengan
demikian pemulihan biaya investasi pembangkit untuk masa yang akan datang
dapat tercapai.
43
BAB III
METODE PENELITIAN
3.1 Tempat dan Waktu Penelitian
Penelitian ini telah dilakasanakan di perusahaan atau badan kelistrikan
Negara di Timor Leste. Khususnya di bagian pemasaran dan keuangan, bagian
produksi serta bagian transmisi dan distribusi. Dengan waktu penelitian dari April
sampai dengan Juni 2013.
3.2 Metode Pengumpulan Data
Metode pengumpulan data dalam penelitian ini dilakukan dengan cara
sebagai berikut :
a. Metode Observasi, dimana mengadakan pengumpulan data melalui
pengamatan langsung serta bertanya langsung kepada pihak-pihak yang
berwenang di Badan Kelistrikan di Timor Leste.
b. Studi literature secara manual yaitu dengan mengumpulkan data-data
dari berbagai buku-buku referensi dan jurnal yang relevan dengan topik
penelitian. Studi literature secara online yaitu dengan mengumpulkan
data dari berbagai sumber atau website melalui akses internet.
3.3 Jenis Data
Jenis data berupa data sekunder yang berupa data-data tabel yang
diperoleh dari institusi atau Badan Kelistrikan (EDTL) berdasarkan imfomasi dari
lokasi penelitian. Yang diantaranya neraca penjualan energi listrik, data produksi
44
daya di pembangkit, data jumlah pelanggan berdasarkan kategori konsumen serta
biaya operasi dan perawatan.
3.4 Tahapan Penelitian
Penelitian tentang studi tarif listrik di Timor Leste dilaksanakan dengan
tahapan-tahapan sebagai berikut:
a. Mengumpulkan berbagai informasi mulai dari data pembangkit, transmisi dan
distribusi. Produksi daya, dan energi, neraca penjualan energi serta biaya
investasi maupun biaya operasi dan perawatan. Dari data yang telah diperoleh
selanjutnya digunakan untuk menentukan pertumbuhan beban dan biaya pada
masing-masing suplai tegangan.
b. Menentukan pertumbuhan beban dan pertumbuhan biaya pada masing-masing
suplai tegangan.
1. Menghitung pertumbuhan beban (incremental load) pada masing-masing
suplai tegangan yaitu berdasarkan pada beban puncak yang terjadi pada
tahun yang dijadikan sebagai tahun dasar dalam perhitungan. Sehingga,
dapat ditentukan incremental load pada tiap-tiap suplai tegangan setelah
dikalikan dengan persentase pertumbuhan beban setiap tahun selama kurun
waktu yang telah ditetapkan dalam penelitian ini.
a) menentukan pertumbuhan beban pada masing-masing suplai
berdasarkan peak demand, persentase pertumbuhan beban dan faktor
kerugian.
b) menentukan pertumbuhan beban rata-rata yaitu berdasarkan
pertumbuhan beban setiap tahun yang telah didiskontukan kemudian
45
dijumlahkan dan dibagikan dengan jumlah tahun dalam periode
penelitian.
2. Penentuan incremental cost pada masing-masing suplai tegangan yaitu
berdasarkan pada biaya investasi pada tahun yang dijadikan sebagai tahun
dasar dalam perhitungan. Sehingga, dapat ditentukan incremental cost pada
tiap-tiap suplai tegangan setelah dikalikan dengan persentase pertumbuhan
biaya setiap tahun selama kurun waktu yang telah ditetapkan dalam
penelitian ini.
a) menentukan pertumbuhan biaya (incremental cost) pada masing-masing
suplai tegangan berdasarkan alokasi biaya investasi pada tahun dasar
perhitungan dan persentase pertumbuhan biaya.
b) menentukan pertumbuhan biaya rata-rata yaitu berdasarkan
pertumbuhan biaya setiap tahun yang telah didiskontukan kemudian
dijumlahkan dan dibagi dengan jumlah tahun dalam periode penelitian.
c. Melakukan perhitungan biaya marjinal (marginal cost). Dari data yang telah
diperoleh selanjutnya digunakan untuk menentukan biaya marjinal pada
pembangkit dan jaringan. Untuk menentukan biaya marjinal tersebut, maka
digunakan metode long run marginal cost (LRMC). Tahapan perhitungan
dengan metode LRMC diantaranya sebagai berikut:
1. Penentuan biaya marjinal dengan metode long run marginal capacity cost.
Metode ini digunakan untuk menentukan biaya marjinal pembangkit
(marginal generation capacity cost) dan biaya marjinal jaringan (marginal
network capacity cost). Tahapannya seperti diperlihatkan pada gambar 3.1.
46
Gambar 3.1. Diagram perhitungan long run marginal capacity cost
a) Menghitung biaya marjinal pembangkit berdasarkan pada biaya
investasi dan kapasitas pembangkit. Tahapan perhitungan sebagai
berikut:
1) menentukan biaya kapital (capital cost) tiap-tiap kW dari kapasitas
pembangkit, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.1.
2) menentukan biaya kapital tahunan ($/kW/tahun) berdasarkan
capital cost, nilai suku bunga (discount rate) serta umur ekonomis
(life time), diselesaikan dengan menggunakan Microsoft excel, atau
dengan menggunakan persamaam 2.2.
47
3) menentukan biaya marjinal pembangkit berdasarkan biaya kapital
tahunan, reserve margin, station loss dan fixed O&M pembangkit,
dengan menggunakan persamaan 2.3 maupun 2.4.
b) Penentuan biaya marjinal jaringan (marginal network capacity cost)
yang meliputi biaya majinal untuk transmisi tegangan tinggi, distribusi
tegangan menengah dan biaya marjinal distrbusi tegangan rendah.
1) Menentukan rata-rata pertumbuhan biaya (Average incremental
cost) berdasarkan pada rata-rata pertumbuhan beban dan biaya
pada tiap-tiap suplai tegangan yang telah didiskontukan, dihitung
dengan menggunakan persamaan 2.9.
2) Menentukan biaya marjinal jaringan berdasarkan average
incremental cost pada masing-masing suplai tegangan, umur
ekonomis dan suku bunga (incremental cost), dihitung dengan
menggunakan persamaan 2.10.
3) Biaya marjinal jaringan yang telah diperoleh selanjutnya dikalikan
dengan faktor pengali untuk mengakumulasi kerugian yang terjadi
pada jaringan (T&D), alur perhitungannya seperti ditunjukan pada
gambar 3.2.
48
Gambar 3.2. Diagram perhitungan biaya marginal jaringan dengan faktor pengali
2. Penentukan biaya marjinal energi (Long run marginal energy cost).
Metode ini digunakan untuk menentukan biaya marjinal berdasarkan tipikal
beban harian yang meliputi heat rate, specific fuel consumption (SFC) dan
harga bahan bakar serta biaya variabel O&M dari pembangkit. Alur
perhitungan seperti ditunjukan pada gambar 3.3, sedangkan tahapan
perhitungan sebagai berikut:
a) Menentukan SFC berdasarkan heat rate dan beban harian yang
dibangkitkan oleh pembangkit.
b) Menentukan biaya bahan bakar (fuel cost) berdasarkan SFC dan harga
bahan bakar, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.12.
49
c) Menentukan biaya marjinal energi untuk waktu beban puncak dan luar
waktu beban puncak, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.13.
Gambar 3.3. Alur perhitungan biaya marjinal energi
d. Menentukan alokasi biaya marjinal untuk tiap-tiap kategori pelanggan.
Langkah-langkahnya yaitu bahwa biaya marjinal untuk pembangkit dan
jaringan serta biaya marjinal energi harus dikalikan dengan faktor kerugian
sebagai faktor pengali pada masing-masing suplai tegangan. Hasilnya
digunakan untuk menentukan besarnya biaya yang akan dikenakan kepada
pelanggan. Penentuan hasil LRMC pada kategori pelanggan dengan
memperhatikan karakteristik beban untuk tiap-tiap kategori pelanggan, seperti:
1. Pengalokasian energi untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan waktu
beban puncak (WBP) dan waktu luar beban puncak (WLBP).
50
2. Class load factor (LF) untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan
data beban rata-rata dan data beban puncak untuk tiap-tiap level suplai
tegangan serta untuk tiap kategori pelanggan.
3. Coincidence factor (CF), yang merupakan penjumlahan beban puncak
tiap kategori pelanggan pada waktu beban puncak terhadap sistem akibat
meningkatnya permintaan beban.
e. Menentukan struktur dan desain tarif yaitu untuk membedakan kategori
pelanggan serta mentapkan tarif berdasarkan pada kategori pelanggan yang
ada.
1. Struktur tarif yaitu berdasarkan pada kategori pelanggan. Sehingga dalam
penelitian ini struktur tarif ditentukan berdasarkan kategori pelanggan yang
meliputi:
a) Rumah tangga terdiri dari tiga blok yaitu:
1) Blok pertama antara 0 – 50 kWh/bulan.
2) Blok kedua antara 51 – 150 kWh/bulan.
3) Blok ketiga antara 151 – 300 kWh/bulan.
b) Kategori bisnis yang meliputi:
1) Bisnis berskala kecil dengan menggunakan suplai tegangan (TR).
2) Bisnis berskala menengah dengan menggunakan suplai tegangan
menengah (TM).
3) Bisnis berskala besar atau industri dengan menggunakan suplai
tegangan TM.
51
2. Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan yaitu berdasarkan pada hasil
perhitungan menggunakan LRMC dan tarif eksisting. Besarnya tarif yang
didesain bervariasi berdasarkan kategori pelanggan dan tingkat konsumsi
energi.
3.5 Diagram Alur Penelitian
Berdasarkan langkah-langkah yang telah disebutkan pada tahapan
penelitian, maka diagram alur penelitian dapat digambarkan seperti gambar 3.1.
Pada diagram alur penelitian, bahwa pengumpulan data dilakukan
berdasarkan pada metode yang telah disebutkan pada sub bab 3.2. Data yang telah
diperoleh meliputi sistem kelistrikan dalam hal ini sistem kelistrikan
(pertumbuhan beban) dan biaya investasi serta biaya operasinal dan perawatan.
Setelah dianalisa biaya investasi dan pertumbuhan beban, hasilnya
digunakan untuk menentukan biaya LRMC pada pembangkit dan jaringan T&D.
Biaya marjinal yang diperoleh dari pembangkit dan jaringan digunakan untuk
mengalokasi biaya marjinal atau tarif ke tiap-tiap kategori pelanggan.
52
Gambar 3.1. Diagram alur penelitian
Mulai Penelitian
Pengumpulan Data
Manghitung:
1. Pertumbuhan beban
2. Pertumbuhan biaya
Menghitung Nilai LRMC
Pembangkit & Jaringan
Menentukan Biaya marjinal
pada kategori Pelanggan
Menentukan Struktur Tarif
Tiap Kategori Pelanggan
Selesai
Menentukan alokasi biaya
marjinal pada kategori Pelanggan
Menentukan struktur dan desain
tarif tiap kategori pelanggan
53
BAB IV
HASIL DAN PEMBAHASAN
4.1 Timor Leste dan Sektor Kelistrikannya
4.1.1 Kondisi Timor Leste
Timor Leste adalah Negara yang baru merdeka pada tahun 2002.
Sebelumya Timor Leste dijajah oleh bangsa Portugis kurang lebih 450 tahun
lamanya. Dan memproklamasikan sebagai Negara merdeka pada tanggal 28
November 1975. Seminggu kemudian Indonesia mulai menduduki Timor Leste
hingga September 1999, setelah diadakan jajak pendapat untuk kemerdekaan
Timor Leste. Dari September 1999 sampai dengan Mei 2002 dibawah
pemerintahan transisi perserikatan bangsa-bangsa (PBB) dan dinyatakan merdeka
melalui pembaharuan kemerdekaan pada tanggal 20 Mei 2002.
4.1.2 Kondisi Geografis
Secara geografis Timor Leste terletak diantara Negara Indonesia dan
Australia. Negara ini berbatasan langsung dengan daratan wilayah Negara
Republik Indonesia yaitu propinsi Nusa tenggara Timur. Dan terletak diantara
garis lintang 8o
17’ – 10o
30’ LS dan garis bujur 123o 30 – 127
o 20’ BT. Luas
keseluruhan Timor Leste adalah 15.870 km2, serta terdiri dari 13 kabupaten
termasuk Dili sebagai ibukota Negara.
4.1.3 Penduduk
Menurut sensus nasional tahun 2010 jumlah penduduk Timor Leste
sebanyak 1,12 juta jiwa terdiri dari 185000 kepala keluarga (KK) yang tersebar di
54
13 kabupaten. Laju pertumbuhan penduduk pertahun rata-rata 2,4%. (Relatorio
Sensus, 2010)
Gambar 4.1. Peta Timor Leste
4.1.4 Kondisi perekonomian
Timor-Leste merupakan negara di dunia yang paling tergantung pada
minyak. Hal ini mengingat pendapatan pemerintah diperoleh dari penjualan
minyak dan gas. Sementara gross domestic product (GDP) dalam nilai tukar
sebesar $USD 1,054,000,000 dengan laju pertumbuhan GDP rata-rata pertahun
10,6% pendapatan bruto perkapita rata-rata pertahun $371 dengan inflasi 8,8%.
Sedangkan untuk pertumbuhan ekspor mencapai 18,5%, sementara impor
mengalami peningkatan drastis hingga 87,3%. (Sumber: World Bank 2012)
55
4.1.5 Electricidade de Timor Leste (EDTL)
EDTL merupakan institusi atau direktorat yang menangani sistem
kelistrikan di Timor Leste. Satu-satunya badan yang dibentuk pemerintah untuk
menangani sistem kelistrikan berdasarkan UU No. 13/2003 Tentang pembentukan
Badan Ketenaga-Listrikan Nasional (Decreto-Lei n.o 13/2003 de 24 de Setembro
Sobre Estabelece as Bases do Sistema Nacional de Electricidade de Timor Leste)
Sumber: (Decreto-Lei No. 13/2003).
Ketentuan dalam UU ini mengatur EDTL sebagai institusi kelistrikan untuk
melakukan pekerjaan mulai dari pembangkitan, transmisi dan distribusi listrik.
Menjamin pasokan energi listrik ke masyarakat maupun perkantoran dan
perusahaan. Selain itu EDTL diberi wewenang untuk menetapkan harga atau tarif
atas penjualan energi yang diproduksinya. Tarif yang ditetapkan untuk berbagai
pelanggan harus transparan serta harus mencerimkan biaya penyediaan energi
listrik. (Decreto-Lei No.
13/2003)
Namun, status dari direktorat ini sampai tahun 2012, masih merupakan
salah satu direktorat dari kementrian infrastruktur. Sehingga semua biaya
operasional, gaji pegawai maupun biaya investasi untuk pengembangan
kelistrikan di Timor Leste bersumber dari alokasi anggaran RAPBN setiap
tahunnya, (Decreto-Lei Nº. 1/2011).
4.1.6 Sejarah singkat kelistrikan di Timor Leste
Pada tahun 1976 sampai dengan 1999, Timor Leste merupakan bagian dari
Wilayah Kesatuan Republik Indonesia berdasarkan UU No. 7 Tahun 1976 dan
LN. 1976/35, TLN No. 3084: Tentang Penyesahan Penyatuan Timor Timur ke
56
dalan Negara Kesatuan RI dan pembentukan Propinsi Daerah TK I Timor Timur.
(UU-RI No. 7 Tahun 1976).
Semenjak menjadi propinsi yang ke 27 dari pemerintahan Indonesia,
pembangunan di sektor kelistrikan merupakan perioritas utama pemerintah
melalui perusahaan PLN. Untuk memasok energi listrik, setiap kabupaten
dibangun PLTD tersendiri dengan kapasitas yang berbeda-beda. Pada tahun 1985
rasio elektrifikasi baru mencapai 3,9%. Pembangunan di sektor kelistrikan saat itu
relatif cepat sehingga sampai akhir tahun 1998 rasio elektrifikasi menjadi
20,1%. (Power Development for Timor Leste – ADB, 2004)
Setelah pisah dari pemerintahan Indonesia pada tahun 1999, hampir semua
aset mengalami kerusakan termasuk dokumentasinya. Sehingga pada periode
1999 – 2004, pemerintah berupaya keras untuk memulihkan krisis energi listrik
akibat peristiwa 1999. Mengingat pada peristiwa itu, di beberapa kabupaten dan
semua kecamatan serta desa-desa yang dulunya terhubung dengan jaringan
kelistrikan mengalami pemutusan total. Sedangkan di semua ibu kota kabupaten
termasuk Dili sebagai ibu kota Negara, pemerintah masih tetap memanfaatkan
jaringan peninggalan PLN dan sebagian pembangkit yang masih berfungsi. Dari
upaya tersebut maka rasio elektrifikasi di akhir tahun 2004 mencapai 20,7%.
(Power Development for Timor Leste – ADB, 2004).
Semenjak merdeka sampai dengan tahun 2010, sistem kelistrikan untuk
setiap kabupaten bahkan kecamatan memiliki pembangkit (PLTD) dan jaringan
distribusi tersendiri dan terbatas hanya pada daerah tersebut. Belum ada transmisi
tegangan tinggi, setiap daerah hanya memiliki jaringan distribusi 20 KV.
57
Sedangkan kapasitas pembangkit bervariasi, dan yang terbesar hanya pembangkit
PLTD Comoro dengan kapasitas 25 MW.
Mengingat permintaan energi listrik semakin meningkat maka pada tahun
2009 pemerintah mulai membangun pembangkit yang terpusat berupa PLTD di
dua lokasi dengan kapasitas masing-masing 120 MW dan 130 MW untuk
mensuplai energi listrik ke seluruh pelanggan di Timor Leste. Sehingga kapasitas
total yang direncanakan sebesar 250 MW dan tegangan transmisi 150 KV.
4.2 Pengembangan PLTD 250 MW dan Transmisi 150 kV
Untuk memenuhi permintaan akan energi listrik, maka pada tahun 2009
pemerintah melalui kementrian infrastruktur mulai membangun dua pembangkit
dengan total kapasitas terpasang 250 MW. Pembangunan dua pembangkit ini
dimaksudkan untuk mensuplai energi listrik di seluruh wilayah Timor Leste
secara terpusat. Mengingat selama ini sebagian daerah belum terjangkau suplai
energi listrik. Selain itu sebagai pengganti untuk semua pembangkit yang selama
ini digunakan di setiap kabupaten maupun daerah, mengingat usia pembangkit-
pembangkit tersebut yang sudah tua dan biaya operasi yang sangat tinggi.
Dari dua pembangkit yang direncanakan, PLTD Hera mulai beroperasi
pada akhir tahun 2011. Sedangakan untuk PLTD Betano, baru mulai di bangun
pada awal 2012 dan diperkirakan akan selesai dan mulai beroperasi pada
pertengahan 2013.
Alokasi biaya untuk kedua pembangkit ini dilakukan secara bertahap.
Besarnya biaya untuk tiap-tiap pembangkit seperti ditunjukan pada tabel 4.7.
58
4.2.1 Pembangkit (PLTD)
a. PLTD Hera
PLTD Hera dengan kapsitas 120 MW, terletak di sebelah timur kota Dili
dengan jarak 20 km. Pembangunan PLTD ini dimulai tahun 2009 dan selesai
November 2011. Biaya investasi untuk pembangunan PLTD ini sebesar
$US165,00 juta dolar, seperti ditunjukan pada tabel 4.1.
Tabel 4.1. Tabel Biaya investasi pada PLTD Hera
Rincian Biaya Investasi PLTD Hera (Juta dolar)
Biaya konstruksi 150,00
Biaya konsultan 15,00
Total biaya kapital 165,00
Biaya kapital per kW ($/kW) $1.375,00
Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya
marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang
berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti
ditunjukan pada lampiran F.
Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh dari
pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas pembangkit, atau
dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1375,00/kW. Sedangkan
dengan menggunakan persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, maka diperoleh biaya
marjinal untuk pembangkit Hera sebesar $279,62/kW/tahun atau
$23,30/kW/bulan, seperti ditunjukan pada tabel 4.2.
59
Tabel 4.2. Marginal generation capacity cost PLTD Hera ($/kW)
Production Capacity Cost
Capacity of Generation (MW) 120
Invested (US$ Million) 165,00
Marginal Unit PLTD
Total Capital Cost ($/KW) $1.375,00
Foregn ($/KW) $0,00
Local ($/KW) $1.375,00
Year Required 2013
Life Time (Years) 30
Discount Rate (%) 13,00%
Annualized Capital Cost $183,44
Reserve Margin (%) 20%
Annualized Capital Cost Plus RM (%) 120,00%
Annualized Capital Cost Plus RM (US$) $220,13
Station Use (% of gross generation) 2,00%
Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$) $224,62
Fixed O&M (% of capital cost) 4,00%
Annualized Fixed O&M Cost (US$) $55,00
Standard convertion factor 1
Marginal Cost ($/kW/year) $279,62
Marginal Cost ($/kW/month) $23,30
b. PLTD Betano
PLTD Betano dengan kapsitas 130 MW, terletak di sebelah selatan kota
Dili dengan jarak 150 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai pada awal tahun 2012
dan sedang berlangsung sampai sekarang. Biaya investasi yang direncanakan
untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US195,00 juta dolar, seperti ditunjukan
pada tabel 4.3.
Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya
marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang
60
berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti
ditunjukan pada lampiran F.
Tabel 4.3. Biaya investasi pada PLTD Betano
Rincian Biaya Investasi PLTD Betano (Juta dolar)
Biaya konstruksi 175,00
Biaya konsultan 20,00
Total biaya kapital 195,00
Biaya kapital per kW ($/kW) $1.500,00
Tabel 4.4. Marginal generation capacity cost PLTD Betano ($/kW)
Production capacity cost
Capacity of Generation (MW) 130
Invested (US$ Million) 195,00
Marginal Unit PLTD
Total Capital Cost ($/KW) $1.500,00
Foreign ($/KW) $0,00
Local ($/KW) $1.500,00
Year Required 2013
Life Time (Years) 30
Discount Rate (%) 13,00%
Annualized Capital Cost $200,12
Reserve Margin (%) 20%
Annualized Capital Cost Plus RM (%) 120,00%
Annualized Capital Cost Plus RM (US$) $240,14
Station Use (% of gross generation) 2,00%
Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$) $245,04
Fixed O&M (% of capital cost) 4,00%
Annualized Fixed O&M Cost (US$) $60,00
Standard convertion factor 1,00
Marginal Cost ($/kW/year) $305,04
Marginal Cost ($/kW/month) $25,42
Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh
dari pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas pembangkit, atau
61
dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1500,00/kW. Sedangkan
dengan menggunakan persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, maka diperoleh biaya
marjinal untuk pembangkit Betano sebesar $305,04/kW/tahun atau
$25,42/kW/bulan, seperti ditunjukan pada tabel 4.4.
Dalam penelitian ini mengingat kedua pembangkit memiliki generator
yang identik, maka dalam penentuan biaya marjinalnya diakumulasi secara
keseluruhan, seperti diperlihatkan pada tabel 4.13. Sedangkan total kapasitas
terpasang secara keseluruhan seperti pada tabel 4.5.
Tabel 4.5. Kapasitas pembangkit
Tahun Pembangkit
PLTD Hera (MW) PLTD Betano (MW)
2009
2010
2011 120
2012 120
2013 120 130
2014 120 130
Tahap membangun Ber Operasi
4.2.2 Jaringan Transmisi dan Distribusi
Jaringan transmisi 150 kV dibangun pada tahun 2009 dan selesai pada
tahun 2011. Jaringan trasnmisi ini untuk mensuplai energi listrik ke semua
kabupaten. Jarak total 800 km dengan sistem loop, dan sembilan Gardu induk di
sembilan ibukota kabupaten. Kecuali, untuk kabupaten Ermera, Aileu, dan
Ainaro yang tidak dilengkapi dengan GI. Kabupaten yang tidak dilengkapi dengan
GI mendapatkan suplai dari kabupaten yang terdekat. Selain itu, perluasan
jaringan distribusi terus dibangun untuk mensuplai daerah-daerah yang selama ini
belum terjangkau listrik.
62
4.2.3 Biaya investasi
Seluruh biaya investasi untuk pembangkit dan jaringan baik transmisi 150
kV maupun distribusi primer dan sekunder bersumber dari pemerintah melalui
alokasi anggaran pemerintah atau Orçamento Geral do Estado (OGE) setiap
tahunnya.
Anggaran untuk pembangunan sektor kelistrikan dialokasikan secara
bertahap mulai dari tahun 2009 sampai dengan 2013. Besarnya anggaran yang
dialokasi untuk setiap tahun tidak sama jumlahnya, hal ini tergantung dari
kapasitas pekerjaan yang direncanakan setiap tahun.
Tabel 4.6. Jumlah biaya investasi yang dialokasikan melalui OGE 2009 – 2013
Biaya Investasi (Juta dolar $USD)
Tahun Pembangkit Jaringan Transmisi & Distribusi
PLTD
Hera PLTD
Betano Jumlah
Transmisi
TT Distribusi
TM Distribusi
TR
2009 45,00 45,00 125,00 32,45 18,25
2010 67,00 67,00 130,00 25,45 21,00
2011 53,00 55,00 108,00 60,00 28,00 22,00
2012 94,00 94,00 29,10 23,75
2013 46,00 46,00
Jumlah
165,00 195,00 360,00 315,00 115,00 85,00
360,00 515,00
875,00
Biaya investasi untuk pembangkit dan transmisi 150 kV serta gardu
induk (GI) dialokasi secara bertahap dan berakhir pada tahun 2013. Dan
selanjutnya alokasi anggaran untuk pembangkit dan jaringan transmisi dan gardu
induk hanya berupa biaya operasional dan perawatan (O&M). Hal ini
dikarenakan sistem transmisi sudah selesai dibangun untuk melayani seluruh
wilayah Timor Leste. Demikian juga halnya dengan pembangkit yang sudah
selesai dibangun dengan ketersediaan daya cukup untuk melalyani seluruh
63
wilayah Timor Leste. Sementara itu untuk perluasan sistem distribusi baik TM
maupun TR akan terus berlanjut. Mengingat sebagian daerah belum dijangkau
oleh jaringan distribusi.
Adapun rincian anggaran yang dialokasikan seperti diperlihatkan pada
tabel 4.6. Jumlah tersebut sudah termasuk untuk pembelian atau impor seluruh
peralatan yang dibutuhkan, pembayaran tenaga kerja serta konsultan dan lain-lain.
4.2.4 Asumsi data-data umum
Tabel 4.7. Data umum dan hasil wawancara
No. Asumsi data umum Keterangan
1. Data referensi Data 2012
2. Tahun dasar perhitungan 2013
3. Jumlah tahun dalam studi 15
4. Periode perhitungan 2013 - 2028
5.
Umur ekonomis (lifetime)
a. Pembangkit 30 tahun
b. Transmisi TT 30 tahun
c. Distribusi TM 25 tahun
d. Distribusi TR 20 tahun
6. Mata uang $USD
7. Discount rate 13%
8. Planning reserve margin 20%
9. Station use 2%
10.
Biaya O&M Tetap
a. Pembangkit 4%
b. Transmisi TT 3,5%
c. Distribusi TM 4%
d. Distribusi TR 5%
e. VOM Fuel cost 2,5%
11.
Faktor rugi jaringan
a. Rugi transmisi 2%
b. Rugi distribusi TM 4%
c. Rugi distribusi TR 6%
Dalam penelitian ini data yang digunakan sebagai referensi yaitu data
sampai dengan tahun 2012, sedangkan tahun dasar dalam perhitungan penelitian
64
yaitu 2013 dengan periode selama 15 tahun dari 2013 sampai dengan 2028. Usia
ekonomis untuk pembangkit dan jaringan serta biaya O&M tetap diperoleh dari
data EDTL. Sementara untuk faktor rugi jaringan diperoleh dari hasil wawancara
dengan pihak EDTL dengan mengacu pada rugi jaringan PLN (Persero)
berdasarkan data (Indonesian energy outlook 2010 dan RUPTL 2010) serta badan
standar kelistrikan EIC 2007, seperti terlihat pada tabel 4.7. Hasil wawancara
dengan pihak EDTL terdapat pada lampiran F.
4.2.5 Pertumbuhan Beban Puncak
Dari data pertumbuhan beban puncak yang dicatat oleh pihak EDTL bahwa
dari tahun 2007 sampai tahun 2011 peingkatan atau pertumbuhannya hanya
mencapai 3%. Hal ini disebabkan oleh terbatasnya kemampuan suplai dari
pembangkit, sehingga beban maksimum yang bisa dilayani adalah hanya 25 MW
dari pembangkit PLTD Comoro.
Pada sisi lain, dari data pendapatan perkapita yang diperoleh dari (World
Bank, 2010) terlihat bahwa perumbuhan Gross Domestic Product (GDP) yang
sebelum 2007 hanya -5,9% meningkat secara signifikan menjadi 9,1% akibat dari
perubahan kondisi politik Timor Leste. Pertumbuhan GDP yang sangat tinggi ini
tidak diimbangi dengan pertumbuhan beban puncak karena terbatasnya daya
mampu pembangkit. Jika dibandingkan pertumbuhan GDP dari 2002-2006 rata-
rata 1,4% dengan pertumbuhan beban puncak pada periode yang sama adalah 3%,
sedangkan pertumbuhan GDP dari 2007-2011 rata-rata adalah 11,32% sedangkan
beban puncak untuk periode yang sama tidak berubah akibat sudah mencapai
batas maksimum daya pembangkit. Sehingga, setelah adanya pengoperasian
65
pembangkit yang baru, maka untuk proyeksi pertumbuhan beban puncak
diasumsikan sebesar 6%. (Tesis Segismundo, 2012).
Tabel 4.8. Perkiraan beban puncak pada suplai tegangan
Proyeksi Tingkat Permintaan Beban
Asumsi Kenaikan 7,5% per tahun
No. Tahun Pertumbuan
(MW)
Cummulative MW TT- MW TM -
MW TR - MW
7,5% 2% 4% 6%
1 2013 62,00 60,76 58,33 43,16
2 2014 4,65 66,65 65,32 62,70 46,40
3 2015 5,00 71,65 70,22 67,41 49,88
4 2016 5,37 77,02 75,48 72,46 53,62
5 2017 5,78 82,80 81,14 77,90 57,64
6 2018 6,21 89,01 87,23 83,74 61,97
7 2019 6,68 95,68 93,77 90,02 66,61
8 2020 7,18 102,86 100,80 96,77 71,61
9 2021 7,71 110,58 108,36 104,03 76,98
10 2022 8,29 118,87 116,49 111,83 82,76
11 2023 8,92 127,78 125,23 120,22 88,96
12 2024 9,58 137,37 134,62 129,24 95,63
13 2025 10,30 147,67 144,72 138,93 102,81
14 2026 11,08 158,75 155,57 149,35 110,52
15 2027 11,91 170,65 167,24 160,55 118,81
16 2028 12,80 183,45 179,78 172,59 127,72
Jumlah 121,45 1802,79 1766,73 1696,06 1255,09
Rata-rata 8,10 112,67 110,42 106,00 147,66
Dan jika daerah-daerah pedesaan teraliri listrik semua serta meningkatnya
industri dimasa akan datang maka, diasumsikan akan mencapai 7,5% setiap
tahun. Sehingga dalam penelitian ini, untuk perhitungan pertumbuhan beban
digunakan 7,5%, dari beban puncak tertinggi yang terjadi pada bulan Desember
2012 yang mencapai 62 MW. Sedangkan untuk menentukan pertumbuhan beban
66
(incremental load) pada masing-masing suplai tegangan dihitung dengan asumsi
bahwa beban akan mengalami susut energi akibat kerugian teknis pada masing-
masing suplai. Besarnya kerugian teknis pada suplai TT sebesar 2%, jaringan TM
4% dan TR sebesar 6%. Sehingga pengiriman beban (delivery load) sampai
konsumen TR akan mengalami penurunan akibat kerugian pada jaringan transmisi
dan distribusi serta pemakaian beban pada suplai TM. Dengan menggunakan
persamaan 2.5. maka diperoleh pertumbuhan beban pada tiap-tiap suplai
tegangan antara tahun 2013 sampai dengan 2027 seperti pada tabel 4.8.
Sedangkan pertumbuhan beban dalam bentuk grafik seperti ditunjukan pada
gambar 4.2.
Gambar 4.2. Grafik perkiraan pertumbuhan beban berdasarkan suplai tegangan
4.2.6 Perkiraan biaya investasi pada T&D
Perkiraan pertumbuhan biaya investasi untuk transmisi dan distribusi pada
periode 2013 sampai dengan periode 2028, berdasarkan pada alokasi biaya pada
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
MW
Pertumbuhan beban (MW)
Demand TT
Demand TM
Demand TR
67
tahun 2012. Perkiraan ini berdasarkan data EDTL tahun 2012 yang meliputi
pertumbuhan biaya pada jaringan TT setiap tahun 2%, distribusi TM 3% dan
distribusi TR sebesar 5%. (EDTL, 2012)
Alokasi biaya investasi untuk jaringan TT hanya berupa O&M, mengingat
jaringan transmisi TT sudah selesai dibangun untuk menghubungkan seluruh
wilayah Timor Leste. Sedangkan alokasi biaya investasi untuk jaringan distribusi
akan terus bertambah, mengingat sebagian daerah sampai saat ini belum teraliri
kelistrikan. Dengan menggunakan persamaan 2.7, maka diperoleh pertumbuhan
biaya seperti pada tabel 4.9.
Tabel 4.9. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi (Juta dolar) 2013 – 2028
Asumsi biaya meningkat setiap tahun TT 2%, TM 3% dan TR 5%
No Tahun TT TM TR
Juta dolar Juta dolar Juta dolar
1 2013 2,50 30,00 25,00
2 2014 2,55 30,90 26,25
3 2015 2,60 31,83 27,56
4 2016 2,65 32,78 28,94
5 2017 2,71 33,77 30,39
6 2018 2,76 34,78 31,91
7 2019 2,82 35,82 33,50
8 2020 2,87 36,90 35,18
9 2021 2,93 38,00 36,94
10 2022 2,99 39,14 38,78
11 2023 3,05 40,32 40,72
12 2024 3,11 41,53 42,76
13 2025 3,17 42,77 44,90
14 2026 3,23 44,06 47,14
15 2027 3,30 45,38 49,50
16 2028 3,36 46,74 51,97
68
Guna penentuan LRAIC, maka biaya investasi awal yang sudah digunakan
untuk pembangunan jaringan transmisi dan distribusi diperhitungkan, namun tidak
didiskontukan sebagai pertumbuhan biaya di tahun-tahun yang akan datang.
Hanya biaya investasi yang diperkirakan dalam periode penelitian ini yang akan
didiskontukan, seperti ditunjukan pada tabel 4.14 sampai 4.16.
Gambar 4.3. Grafik perkiraan pertumbuhan biaya investasi pada T&D (Juta
$US) untuk periode 2013 -2028
4.2.7 Kurva beban
Kebutuhan beban akan berubah sesuai dengan pemakaian atau energi
yang dikonsumsi. Kebutuhan yang diplot untuk periode waktu tertentu dengan
interval tertentu biasa disebut kurva beban. Interval waktu biasanya 30 menit atau
1 jam. Gambar dibawah merupakan kurva beban beberapa feeder yang digunakan
untuk menganalisa beban dan digunakan untuk mewakili beberapa kategori
konsumen yang ada.
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Perkiraan Biaya Investasi pada Jaringan T&D
TT TM TR
69
Gambar 4.4. Grafik kurva beban
4.2.8 Faktor beban (Load factor)
Load factor (LF) dihitung dari kebutuhan beban rata-rata dan beban
maksimum untuk tiap-tiap suplai tegangan serta kategori konsumen. Dalam
penelitian ini LF yang digunakan yaitu dihitung berdasarkan kategori konsumen.
Dengan menggunakan beberapa feeder untuk mewakili kategori konnsumen yang
ada. Dari data beban yang ada di peroleh LF sebagai berikut: kategori rumah
tangga, 54%, bisnis dan perkantoran dengan suplai TR 66%, bisnis dengan suplai
TM 73% dan industri 82%.
4.2.9 Coincidence Factor
Coincidence factor ditentukan berdasarkan beban (demand) pada masing-
masing kelompok atau kategori konsumen pada saat sistem mengalami beban
0
50
100
150
200
250
300
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Dem
an
d
Jam
Kurva Beban
Feeder-1
Feeder 3
Feeder-4
Feeder-6
70
puncak (utility system peak) terhadap beban maksimum pada masing-masing
kategori konsumen pada waktu atau hari yang sama.
Dalam studi ini hanya menganalisa secara group atau per kategori
pelanggan dan mengabaikan pemakaian individu atau kelompok dalam tiap-tiap
kategori pelanggan. Sehingga besarnya nilai CF untuk semua kategori pelanggan
bervariasi antara 92% sampai 99%, seperti pada tabel 4.10.
Tabel 4.10. Penentuan LF dan CF
Keterangan Feeder-1 Feeder-3 Feeder-4 Feeder-6
System coincident peak 123 210 97 237
Beban rata-rata 67 152 80 171 Class coincident peak atau beban
maksimu 125 217 98 256
Load Factor 0,54 0,70 0,82 0,67
Diversity factor 1,02 1,03 1,01 1,08
Coincidence factor 0,98 0,97 0,99 0,92
4.2.10 Faktor kerugian
Dalam proyeksi beban pada tiap-tiap tingkatan tegangan tidak terlepas dari
faktor kerugian yang ada. Dalam penelitian ini rugi teknis untuk jaringan penulis
menggunakan data atau ketentuan yang diperoleh dari pihak EDTL, selain itu
penulis juga mennggunakan ketentuan rugi teknis dari negara lain seperti
Indonesia dan bandan standar kelistrikan EIC, sebagai pembanding terhadap data
yang diperoleh dari EDTL.
Data yang diperleh dari EDTL untuk rugi transmisi 1,5% - 2%, dan
distribusi TM 3,5% - 4%. Sedangkan kerugian jaringan PLN (Persero)
berdasarkan (Indonesian energy outlook, 2010) dan (RUPTL, 2010) berkisar
71
10,55% - 12%, sementara berdasarkan standar EIC 2007 bahwa rugi transmisi
2,5%, kerugian dari pembangkit sampai gardu induk penurun tegangan berkisar
3% - 5%. Sementara rugi distribusi dari gardu induk penurun tegangan sampai ke
pelanggan berkisar antara 8% - 15% (EIC, 2007).
Berdasarkan data yang diperoleh dari pihak EDTL dan acuan dari PLN
(Persero) serta badan standar EIC dan dengan memperhatikan jarak jaringan
distribusi di Timor Leste yang paling jauh antara 50 km – 75 km, maka besarnya
rugi teknis untuk jaringan distribusi TR diasumsikan sebesar 5% - 6%. Sehingga
faktor kerugian yang digunakan dalam penelitian ini seperti pada tabel 4.11.
Persentasi dari kerugian pada jaringan transmisi dan distribusi digunakan
sebagai komulatif faktor pengali dalam penentuan biaya marjinal pada jaringan
berdasarkan tingkatan tegangan (TT, TM dan TR).
Tabel 4.11. Asumsi kerugian teknis pada jaringan
Asumsi kerugian teknis berdasarkan pada tingkatan tegangan
TT TM TR
WBP LWBP WBP LWBP WBP LWBP
2% 1,5% 4% 3,50% 6% 5%
(EDTL Timor Leste 2012, IEO 2010, RUPTL 2010 dan EIC 2007)
Kerugian non-teknis merupakan kerugian yang disebabkan adanya
konsumsi atau sambungan liar, penyalahgunaan kWh meter, kesalahan pada
perhitungan atau membaca kWh meter dan lain-lain. Dengan demikian kerugian
non-teknis tidak digunakan sebagai faktor pengali dalam perhitungan biaya
marjinal pada jaringan.
72
4.3 Perhitungan dengan metode LRMC
Metode long run marginal cost yaitu didefinisikan sebagai penambahan
biaya akibat penambahan demand atau suplai yang disbabkan meningkatnya
permintaan atau pertumbuhan beban baik pada pembangkit maupun pada jaringan
transmisi dan distribusi.
4.3.1 Penentuan biaya marjinal pembangkit (generation capacity cost)
Metode untuk menghitung biaya marjinal kapasitas pembangkit yaitu
berdasarkan atas permintaan penambahan beban. Metode ini didasari atas bekerja
pembangkit saat menambah beban ke sistem akibat meningkatnya permintaan,
dengan demikian akan menambah biaya tambahan sesuai dengan penambahan
kapasitas.
Biaya marjinal kapasitas pembangkit adalah biaya tahunan dari unit
pembangkit dengan akumulasi kerugian serta batas persediaan (reserve margin)
sebesar 20% dan nilai suku bunga (discount rate) 13% yang diperbolehkan.
Tabel 4.12. Rincian biaya investasi PLTD Hera dan PLTD Betano
Rincian Biaya Investasi PLTD Hera & Betano (Juta dolar)
Biaya konstruksi 325,00
Biaya konsultan 35,00
Total biaya kapital 360,00
Biaya kapital per kW ($/kW) $1.440,00
Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya
marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang
berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti
ditunjukan pada lampiran F.
73
Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh dari
pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas pembangkit, atau
dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1440,00/kW. Sedangkan
untuk memperoleh biaya marjinal untuk pembangkit, dengan menggunakan
persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, sehingga diperoleh biaya marjinal untuk
pembangkit Hera dan Betano sebesar $292,84/kW/tahun atau $24,40/kW/bulan,
seperti ditunjukan pada tabel 4.13.
Tabel 4.13. Marginal generation capacity cost PLTD Hera dan Betano ($/kW)
Production capacity cost
Capacity of Generation (MW) 250
Invested (US$ Million) 360,00
Marginal Unit PLTD
Total Capital Cost ($/KW) $1.440,00
Foregn ($/KW) $0,00
Local ($/KW) $1.440,00
Year Required 2013
Life Time (Years) 30
Discount Rate (%) 13,00%
Annualized Capital Cost $192,11
Reserve Margin (%) 20%
Annualized Capital Cost Plus RM (%) 120,0%
Annualized Capital Cost Plus RM (US$) $230,53
Station Use (% of gross generation) 2,00%
Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$) $235,24
Fixed O&M (% of capital cost) 4%
Annualized Fixed O&M Cost (US$) $57,60
Standard convertion factor 1,00
Marginal Cost ($/KW/year) $292,84
Marginal Cost ($/KW/month) $24,40
74
4.3.2 Menentukan biaya marjinal jaringan
Biaya marjinal untuk transmisi dan distribusi merupakan penambahan
biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC). Dengan demikian LRAIC merupakan
nilai dari seluruh investasi untuk jaringan transmisi dan distribusi disesuaikan
dengan periode masa pakai (umur ekonomis) yang direncanakan dibagi dengan
nilai sekarang, sesuai dengan meningkatnya permintaan beban tahunan (NPV
investasi dibagi dengan NPV beban tahunan). Dengan menggunakan persamaan
2.9, maka dapat diperoleh total LRAIC untuk jaringan transmisi dan distribusi.
a. Menentukan Biaya marjinal TT
Biaya marjinal kapasitas transmisi tegangan tinggi yaitu merupakan LRMC
pada pembangkit dan transmisi serta kerugian yang dibebankan kepada
konsumen.
Biaya investasi yang sudah berjalan maupun yang direncanakan pada
transmisi tegangan tinggi (TT) meliputi pembangunan jaringan transmisi dan
gardu induk. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi kemudian didiskontukan,
sehingga rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang sudah didiskontukan
digunakan untuk menentukan biaya marjinal transmisi. Biaya investasi yang
didiskontukan diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.8, seperti terdapat
pada tabel 4.14.
Hal serupa dengan pertumbuhan beban pada jaringan transmisi yang
merupakan penjumlahan dari pertumbuhan beban pada jaringan transmisi pada
periode atau tahun diadakan penelitian sampai akhir tahun yang ditentukan yaitu
dari tahun 2013 sampai dengan 2028. Petumbuhan beban yang didiskontukan
75
diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.6, seperti pada tabel 4.14. Dengan
demikian LRAIC atau AIC untuk transmisi merupakan hasil pembagian antara
rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang telah didiskontukan dengan rata-rata
pertumbuhan beban pada transmisi yang telah didiskontukan.
Tabel 4.14. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan tinggi
Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Tinggi
Asumsi setiap tahun biaya meningkat 2%
No. Tahun
Komulatif Beban puncak Komulatif Biaya investasi
Jumlah
(MW)
Didiskontokan
(MW)
Biaya investasi
(Juta $USD)
Didiskontokan
(Juta $USD)
2012 0 0 315 315,00
1 2013 60,76 53,77 2,50 2,21
2 2014 65,32 51,15 2,55 2,00
3 2015 70,22 48,66 2,60 1,80
4 2016 75,48 46,29 2,65 1,63
5 2017 81,14 44,04 2,71 1,47
6 2018 87,23 41,90 2,76 1,33
7 2019 93,77 39,86 2,82 1,20
8 2020 100,80 37,92 2,87 1,08
9 2021 108,36 36,07 2,93 0,98
10 2022 116,49 34,32 2,99 0,88
11 2023 125,23 32,65 3,05 0,79
12 2024 134,62 31,06 3,11 0,72
13 2025 144,72 29,55 3,17 0,65
14 2026 155,57 28,11 3,23 0,58
15 2027 167,24 26,74 3,30 0,53
16 2028 179,78 25,44 3,36 0,48
Jumlah 1766,73 607,52 361,60 333,31
Rata-rata 110,42 37,97 21,27 19,61
Average incremental capacity cost /kW $516,37
Untuk perkiraan biaya operasi dan perawatan (O&M) dengan data asumsi
yang berdasarkan pada hasil wawancara pada lampiran F, bahwa 3,5% dari jumlah
76
biaya investasi tahunan pada transmisi tegangan tinggi, sehingga biaya O&M
pada jaringan TT sebesar $38,50/kW/tahun.
Dengan menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh AIC untuk
transmisi sebesar $516,37/kW.
b. Menentukan biaya marjinal TM (MV capacity cost)
Biaya marjinal kapasitas untuk tegangan menengah merupakan LRMC
dari pembangkit, transmisi tegangan tinggi dan distribusi tegangan menengh serta
kerugian pada transmisi tegangan tinggi dan menengah. Biaya ini dibebankan ke
konsumen berdasarkan perhitungan LRMC untuk distribusi tegangan menengah.
Tabel 4.15. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan menegah
Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Menengah
Asumsi setiap tahun biaya meningkat 3%
No. Tahun
Komulatif Beban puncak Komulatif Biaya investasi
Jumlah
(MW)
Didiskontokan
(MW)
Biaya investasi
(Juta $USD)
Didiskontokan
(Juta $USD)
1 2012 0 0 115 115,00
2 2013 58,33 51,62 30,00 26,55
3 2014 62,70 49,11 30,90 24,20 4 2015 67,41 46,72 31,83 22,06
5 2016 72,46 44,44 32,78 20,11
6 2017 77,90 42,28 33,77 18,33 7 2018 83,74 40,22 34,78 16,70
8 2019 90,02 38,26 35,82 15,23
9 2020 96,77 36,40 36,90 13,88 10 2021 104,03 34,63 38,00 12,65
11 2022 111,83 32,94 39,14 11,53
12 2023 120,22 31,34 40,32 10,51 13 2024 129,24 29,82 41,53 9,58
14 2025 138,93 28,36 42,77 8,73
15 2026 149,35 26,98 44,06 7,96 16 2027 160,55 25,67 45,38 7,26
17 2028 172,59 24,42 46,74 6,61
Jumlah 1696,06 583,22 719,71 346,88
Rata-rata 106,00 36,45 42,34 20,40
Average incremental capacity cost /kW $559,78
77
Penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC) pada jaringan
distribusi TM merupakan penjumlahan biaya investasi tahun sebelumnya dan
keseluruhan biaya yang diproyeksi pada periode 2013 – 2028. Sehingga, LRAIC
pada distribusi TM adalah pembagian antara total biaya investasi pada jaringan
distribusi TM dengan pertumbuhan beban pada sidtribusi TM yang telah
didiskontukan. Dengan menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh
LRAIC untuk kapasitas jaringan distribusi TM sebesar $559,78/kW, seperti
terdapat pada tabel 4.15.
Gambar 4.5. Pengembangan jaringan TM & TR
(EDTL, 2012)
c. Menentukan biaya marjinal TR (LV capacity cost)
Biaya marjinal kapasitas untuk tegangan rendah yaitu terdiri dari
perhitungan LRMC pada pembangkit, transmisi tegangan tinggi, distribusi
tegangan menengah dan tergangan rendah. Ditambah dengan kerugian pada
78
transmisi tegangan tinggi, distribusi tegangan menengah dan distribusi tegangan
rendah. Semua biaya dibebankan kepada konsumen berdasarkan atas perhitungan
LRMC pada distribusi tegangan rendah.
Perkiraan pertumbuhan biaya investasi pada distribusi TR kemudian
didiskontukan, sehingga rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang sudah
didiskontukan digunakan untuk menentukan biaya marjinal distribusi TR. Biaya
investasi yang didiskontukan diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.8,
seperti terdapat pada tabel 4.16.
Tabel 4.16. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan TR
Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Rendah
Asumsi setiap tahun biaya meningkat rata-rata 5%
No. Tahun
Komulatif Beban puncak Komulatif Biaya investasi
Jumlah
(MW)
Didiskontokan
(MW)
Biaya investasi
(Juta $USD)
Didiskontokan
(Juta USD)
2012 0 0 85 85,00
1 2013 43,16 38,20 25,00 22,12
2 2014 46,40 36,34 26,25 20,56
3 2015 49,88 34,57 27,56 19,10
4 2016 53,62 32,89 28,94 17,75
5 2017 57,64 31,29 30,39 16,49
6 2018 61,97 29,76 31,91 15,33
7 2019 66,61 28,32 33,50 14,24
8 2020 71,61 26,94 35,18 13,23
9 2021 76,98 25,63 36,94 12,30
10 2022 82,76 24,38 38,78 11,43
11 2023 88,96 23,19 40,72 10,62
12 2024 95,63 22,06 42,76 9,86
13 2025 102,81 20,99 44,90 9,17
14 2026 110,52 19,97 47,14 8,52
15 2027 118,81 19,00 49,50 7,91
16 2028 127,72 18,07 51,97 7,35
Jumlah 1255,09 431,58 676,44 300,98
Rata-rata 78,44 26,97 39,79 17,70
Average incremental capacity cost /kW $656,36
79
Hal serupa dengan pertumbuhan beban pada distribusi TR yang
merupakan penjumlahan dari pertumbuhan beban pada distribusi TR pada
periode atau tahun diadakan penelitian sampai akhir tahun yang ditentukan yaitu
dari tahun 2013 sampai dengan 2028. Petumbuhan beban yang didiskontukan
diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.6, seperti pada tabel 4.16. Dengan
demikian LRAIC atau AIC untuk distribusi TR merupakan hasil pembagian antara
rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang telah didiskontukan dengan rata-rata
pertumbuhan beban pada distribusi TR yang telah didiskontukan. Dengan
menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh AIC untuk distribusi TR
sebesar $656,36/kW.
Tabel 4.17. Ringkasan AIC berdasarkan suplai tegangan
Tegangan Suplai TT TM TR Jumlah
AIC ($/kW) 516,37 559,78 656,36 $1.732,51
Dengan memperoleh nilai AIC pada tiap-tiap suplai tegangan, maka
selanjutnya dapat dihitung AIC tahunan. Dengan mengacu pada asumsi data
umum bahwa suku bunga 13% dan umur ekonomis untuk jaringan TT 30 tahun
sedangkan jaringan distribusi 25 dan 20 tahun. Selain itu biaya O&M tetap dari
nilai aset pada jaringan TT sebesar 3,5%, TM 4% dan TR 4,5% pada lampiran F,
maka dengan menggunakan persamaan 2.10, dapat diperoleh biaya marjinal untuk
tiap-tiap suplai tegangan seperti diperlihatkan pada tabel 4.18. Yang meliputi
biaya marjinal untuk transmisi tegangan tinggi $7,25/kW/bulan, dan distribusi
tegangan menengah sebesar $8,23/kW/bulan serta untuk distribusi tegangan
rendah $10,25/kW/bulan.
80
Tabel 4.18. Biaya marjinal berdasarkan suplai tegangan (Marginal network
capacity cost by delivery voltage)
TT TM TR
Capital cost pertahun ($/kW/Thn) $68,89 $76,37 $93,44
O&M Cost pertahun ($/kW/Thn) $18,07 $22,39 $29,54
Total Capaital cost pertahun ($/kW/Thn) $86,96 $98,76 $122,97
Total Capaital cost perbulan ($/kW/bln) $7,25 $8,23 $10,25
Sedangkan untuk mengakumulasi kerugian yang terjadi pada masing-
masing suplai tegangan maka biaya marginal T&D dikalikan dengan faktor
pengali (multiplier factor). Sehingga akan terjadi peningkatan biaya marjinal pada
sistem jaringan sebagai akumulasi terhadap kerugian yang terjadi pada jaringan
tersebut. Seperti diperlihatkan pada tabel 4.19.
Tabel 4.19. Summary network capacity cost by voltage level perbulan
Keterangan TT TM TR Total Faktor rugi
jaringan
Busbar
0 0%
TT
$7,25
$7,25 2%
TM
$7,54 $8,23
$15,77 4%
TR
$7,99 $8,72 $10,25 $26,96 6%
Meningkatnya biaya marjinal setelah menggunakan faktor pengali untuk
menutupi kerugian pada jaringan terjadi pada distribusi tegangan menengah
menjadi $15,77/kW/bulan dan tegangan rendah sebesar $26,96/kW/bulan.
4.3.3 Menentukan biaya marjinal energi
Marginal energy cost adalah biaya untuk memasok energi (kWh)
tambahan. Faktor penentu dari long run marginal energy cost yaitu terdiri dari
biaya pengoperasian pembangkit seperti biaya bahan bakar dan biaya variabel
pengoperasian dan perawatan (cost of O&M) dari pembangkit tersebut serta
81
kerugian energi. Sehingga biaya atau long run marginal energy cost adalah biaya
yang digunakan untuk pengoperasian pembangkit dalam rangka memenuhi
permintaan energi tambahan akibat beban puncak.
Berdasarkan perolehan data melalui wawancara dengan pihak EDTL yang
dirangkum pada lampiran F, bahwa nilai heat rate pembangkit mencapai 9060
KJ/kWh dengan SFC untuk beban puncak 0,2505 liter/kWh dan luar waktu beban
puncak 0,2355 liter/kWh.
Dari data-data tersebut, dengan menggunakan persamaan 2.12 dan 2.13,
maka diperoleh besarnya beban biaya untuk energi pada waktu beban puncak
sebesar $0,262/kWh dan untuk luar waktu beban puncak sebesar $0,246/kWh.
Seperti tertera pada tabel 4.20.
Tabel 4.20. LRMC untuk energi
Biaya Energi
WBP LWBP
Marginal Unit PLTD PLTD
Fuel HSD HSD
Specific Fuel Consumption (liter/kWh) 0,2505 0,2355
Financial Cost of Fuel ($/liter) $1,00 $1,00
Variable O&M (% of Fuel Cost) 2,50% 2,50%
Station Use (% of Gross Generation) 2,00% 2,00%
Fuel Cost (US$/kWh) $0,251 $0,236
Variable O&M (US$/kWh) $0,006 $0,006
Sub Total $0,257 $0,241
Station Use (US$/kWh) $0,005 $0,005
Marginal Energy Cost (US$/kWh) $0,262 $0,246
% Generation Operates 100,00% 100,00%
Total Marginal Energy Cost (US$/kWh) $0,262 $0,246
82
Sama hal seperti pada LRMC untuk biaya kapasitas, maka pada LRMC
untik biaya energi juga menggunakan faktor pengali untuk mengakumulasi
kerugian yang terjadi dari busbar sampai kepada distribusi TR, seperti ditunjukan
pada tabel 4.21.
Tabel 4.21. Marginal energy cost
Marginal Energy Cost (US$/kWh Faktor Rugi Jaringan
WBP LWBP WBP LWBP
Busbar $0,262 $0,246 0,0% 0,0%
TT $0,267 $0,250 2,0% 1,5%
TM $0,278 $0,259 4,0% 3,5%
TR $0,294 $0,272 6,0% 5,0%
Meningkatnya biaya marjinal setelah menggunakan faktor pengali untuk
menutupi kerugian pada transmisi tegangan tinggi pada waktu beban puncak
menjadi $0,267/kWh dan untuk distribusi tegangan menengah menjadi
$0,278/kWh serta distribusi tegangan rendah menjadi $0,294/kWh. Sedangkan
pada saat luar waktu beban puncak (LWBP) untuk transmisi tegangan tinggi
meningkat menjadi $250/kWh, distribusi tegangan menengah meningkat menjadi
$0,259/kWh dan distribusi tegangan rendah bertambah menjadi $0,272/kWh.
4.3.4 Analisis hasil LRMC
Hasil dari pada perhitungan LRMC untuk pembangkit dan jaringan baik
jaringan transmisi maupun distribusi digunakan untuk menentukan biaya pada
tiap-tiap kategori pelanggan.
a. Hasil berdasarkan level tegangan
Langkah-langkah yang perlu dilakukan yaitu bahwa biaya marjinal untuk
pembangkit dan jaringan serta biaya energi harus dikalikan dengan faktor
83
kerugian sebagai faktor pengali pada masing-masing suplai tegangan (multiplier
factor).
Gamnbar 4.6. Diagram ilustrasi penentuan marginal capacity cost
Tabel 4.22. Total Maginal capacity cost untuk pembangkit dan jaringan
Keterangan Jaringan Total Marginal Faktor
kerugian Pembangkit TT TM TR Jumlah Capacity Cost
Busbar $24,40 $0,00 $24,40 0%
TT $24,89 $7,25 $7,25 $32,14 2%
TM $25,89 $7,54 $8,23 $15,77 $41,65 4%
TR $27,44 $7,99 $8,72 $10,25 $26,96 $54,40 6%
Biaya marjinal pembangkit akan meningkat pada level tegangan sebagai
akumulasi kerugian yang terjadi pada sistem transmisi dan distribusi. Hal ini
mengingat suplai daya yang didistribusikan ke TR sudah termasuk beban biaya
kapasitas pembangkit yang dibebankan akibat kerugian dari busbar sampai pada
distribusi TR. Selain itu, biaya investasi sebagai akumulasi semua kerugian dari
suplai tegangan tinggi ke tegangan rendah. Besarnya biaya marjinal kapasitas
pembangkit dan T&D untuk transmisi tegangan tinggi menjadi $32,14/kW,
84
distribusi tegangan menengah $41,40/kW serta untuk distribusi tegangan rendah
menjadi $54,40. Hal ini, seperti diperlihatkan pada tabel 4.22, yang merupakan
pengaturan dari nilai LRMC berdasarkan level suplai tegangan. Sedangkan total
marginal capacity cost dan marginal energy cost seperti dirangkum pada
tabel 4.23.
Tabel 4.23. Ringkasan marginal capacity cost dan energy cost
Ringkasan Marginal Costs dalam tegangan
Voltage Level
Marginal Capacity Marginal Energy
(US$/kW/bulan) (US$/kWh/bulan)
Pembangkit Jaringan Total WBP LWBP
Busbar 24,40 0,00 24,40 0,262 0,246
TT 24,89 7,25 32,14 0,267 0,250
TM 25,89 15,77 41,65 0,278 0,259
TR 27,44 26,96 54,40 0,294 0,272
b. Hasil berdasarkan kategori pelanggan
Hasil daripada nilai LRMC ini akan digunakan untuk menentukan besarnya
biaya yang akan dikenakan kepada pelanggan. Penentuan hasil LRMC pada
kategori pelanggan dengan memperhatikan karakteristik beban untuk tiap-tiap
kategori pelanggan; seperti:
4. Pengalokasian energi untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan
waktu beban puncak (WBP) dan waktu luar beban puncak (WLBP).
5. Class load factor (LF) untuk tiap-tiap kategori pelanggan, penentuan
LF biasanya berdasarkan data beban rata-rata dan data beban puncak
untuk tiap-tiap level suplai tegangan serta untuk tiap kategori
pelanggan. Nilai LF bervariasi berdasarkan tegangan suplai dan kategori
85
pelanggan. Dari kurva beban yang diwakili oleh empat feeder yang
diantaranya feeder-1 untuk pelanggan rumah tangga, feeder-6 untuk
bisnis dan perkantoran, feeder-3 untuk bisnis dengan tegangan suplai
TM dan feeder-4 untuk pelanggan industri dengan suplai TM. Dengan
demikian diperoleh nilai LF untuk kategori pelanggan rumah tangga
54%, bisnis dengan suplai TR 67%, bisnis dengan suplai TM 82% dan
kategori pelanggan industri 76%.
6. Coincidence factor (CF), yang merupakan penjumlahan beban puncak
tiap kategori pelanggan pada waktu beban puncak terhadap sistem
akibat meningkatnya permintaan beban. Dalam studi ini hanya
menganalisa secara group atau per kategori pelangga dan mengabaikan
pemakaian individu atau kelompok dalam tiap-tiap kategori pelanggan.
Penggunaan coincidence factor dimaksudkan untuk memperoleh total
marginal capacity cost per bulan pada tiap-tiap kategori pelanggan.
Sedangkan load factor digunakan untuk mengekspresikan (mengubah)
beban biaya (capacity cost) ke dalam kWh.
Tabel 4.24. Marginal cost perbulan per kategori pelanggan
Konsumer Teg.
Suplai CF LF
Peak
energy
share
Total Marginal cost per bulan
Capacity
($/kW)
Capacity
($/kWh)
Energy
($/kWh)
Total
($/kWh)
Rumah
Tangga TR 0,98 0,54 0,12 53,53 0,137 0,274 0,41
Bisnis TR 0,92 0,66 0,17 50,17 0,103 0,275 0,38
Bisnis TM 0,97 0,73 0,29 40,31 0,076 0,264 0,34
Industri TM 0,99 0,82 0,25 41,23 0,069 0,263 0,33
Industri TT 1,00 0,82 0,29 32,14 0,054 0,255 0,31
Rata-rata 0,97 0,71 0,22 43,47 0,088 0,266 0,35
86
4.4 Struktur dan Desain Tarif
Untuk membahas struktur tarif di Timor Leste maka bagian ini menyajikan
rekomendasi mengenai struktur tarif berdasarkan perhitungan hasil penelitian.
Yang terdiri dari tinjauan atau evaluasi eksisting tarif, penentuan pendapatan
berdasarkan kategori pelanggan guna merestrukturisasi tarif dan desain tarif
sebagai alternatif pengganti eksisting tarif.
4.4.1 Tinjauan eksisting tarif
Tarif listrik yang berlaku di Timor Leste sampai tahun 2013 hanya
berdasarkan pada keputusan pemerintah. Keputusan ini merupakan suatu
kebijakan pemerintah serta tidak berdasarkan pada suatu perhitungan nilai
keekonomian dari penyediaan dan pemanfaatan energi listrik di Timor Leste.
Kebijakan ini memberikan tarif yang serendah-rendahnya terutama kepada
pelanggan kategori rumah tangga, mengingat kondisi dan pendapatan masyarakat
yang sangat rendah.
Tabel 4.25. Eksisting Tarif tiap golongan konsumen
Golongan
Konsumen
Energi
konsumsi
(KWh)
Tarif
($/KWh)
Keterangan
Rumah Tangga 0 - 300 $0,12 Termasuk: gereja, LSM lokal dan
lembaga sosial lainnya > 300 $0,14
Bisnis dan
perkantoran
< 1000 $0,15 Kelas bawah
1001 - 3600 $0,20 Kelas menengah
> 3600
$0,24
Usaha kelas atas (perusahaan), dan
pemerintahan serta kedutaan
Industri -
$0,24 -
-
Umum - Belum di terapkan
(Journal da RDTL, 2010)
87
Pada eksisting tarif terdiri dari dua kelas kategori pelanggan berupa
kategori rumah tangga dan bisnis. Kategori bisnis terdiri dari pelanggan dengan
menggunakan suplai tegangan rendah dan suplai tegangan menengah. Eksisting
tarif berdasarkan kategori pelanggan seperti diperlihatkan pada tabel 4.22.
Tarif yang ditetapkan selama ini untuk semua daerah di Timor Leste
adalah sama (uniform tariffs) demi keadilan dan pemerataan untuk semua
pelanggan.
Gambar 4.7. Grafik Perbandingan Eksisting tarif dan hasil LRMC
Dari grafik 4.7. dapat diketahui bahwa besarnya eksisting tarif untuk rumah
tangga yang paling terendah sebaliknya hasil LRMC menunjukan tarif untuk
kategori bisnis dan industri yang termurah. Hal ini mengingat eksisting tarif
ditetapkan berdasarkan keputusan pemerintah dengan mempertimbangkan kondisi
ekonomi atau pendapatan masyarakat. Karena sebagian besar masyarakat hanya
bekerja sebagai petani dan memiliki pendapatan yang sangat rendah.
Rumah Tangga Bisnis berskala kecilBisnis berskala
menengahBisnis berskala
besar
Ekst. tarif 0,12 0,15 0,20 0,24
Hasil LRMC 0,41 0,38 0,34 0,33
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
Ta
rif
($/k
Wh
)
Perbandingan eksisting tarif 2012 dengan hasil LRMC ($/kWh)
88
Sedangkan hasil LRMC berdasarkan alokasi biaya pasokan energi yang di
pengaruhi oleh karakteristik beban, jenis suplai tegangan serta kerugian yang
dibebankan ke pelanggan. Mengingat pelanggan kategori rumah tangga
menggunakan suplai tegangan TR, maka alokasi marginal capacity cost dan
marginal energy cost tentunya lebih besar dari pelanggan kategori bisnis dan
industri yang menggunakan suplai tegangan TM.
Gambar 4.8. Grafik Energi yang dibangkitkan bulanan - 2012
Gambar 4.8. menunjukan energi yang dibangkitkan setiap bulan dari
PLTD hera pada tahun 2012. Sedangkan penjualan energi untuk tahun 2012 serta
proyeksi penjualan tahun 2013 dan 2014, seperti diperlihatkan pada tabel 4.26.
Berdasarkan data yang diperoleh dari EDTL bahwa pertumbuhan beban sebesar
7,5%, maka untuk proyeksi penjualan energi pada tahun 2013 dan 2014
diasumsikan akan meningkat rata-rata 7,5%. Hal ini dikarenakan akan terjadi
peningkatan pelanggan, karena semua pedesaan akan terjangkau jaringan
distribusi. Selain itu perubahan gaya hidup masyarakat dan pertumbuhan ekonomi
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
JAN FEB MAR APR MEI JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC
MW
h
Bulan
Energi yang dibangkitkan (MWh) - 2012
89
(GDP), bertambahnya usaha atau bisnis di berbagai sektor di masa yang akan
datang.
Tabel 4.26. Proyeksi penjualan per kategori pelanggan
Kategori
Pelanggan
2012 2013 2014
Jumlah Persentase Asumsi meningkat
7,5% Asumsi meningkat 7,5%
MWh % Jumlah
MWh %
Jumlah
MWh %
Rumah Tangga 151850 51,06% 163239 51,06% 175482 51,06% Bisnis berskala
kecil 40785 13,71% 43844 13,71% 47132 13,71% Bisnis berskala
menengah 70577 23,73% 75870 23,73% 81561 23,73% Bisnis berskala
besar 34205 11,50% 36770 11,50% 39528 11,50%
Jumlah 297417 100,00% 319723 100,00% 343703 100,00%
Untuk mengetahui pendapatan 2012, sebagai perbandingan maka
diadakan perhitungan atas penjualan dan pendapatan, bagi tiap-tiap kategori
pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif dan hasil perhitungan LRMC.
Dapat diketahui bahwa sekitar 88,5% dari seluruh penjualan energi listrik dijual
melalui suplai tegangan rendah dan sisanya melalui suplai tegangan menengah.
Dan 51,06% dari seluruhnya diperuntukan kepada pelanggan rumah tangga dan
sisanya untuk kategori bisnis dan perkantoran.
Tabel 4.27. Penjualan dan pendapatan berdasarkan kategori pelanggan 2012
Kategori Pelanggan Penjualan Pendapatan
Eksisting
Tarif
MWh % Juta dolar % $/kWh
Rumah Tangga 151850 51,06% 18,22 39,0% 0,12
Bisnis berskala kecil 40785 13,71% 6,12 13,1% 0,15
Bisnis berskala menengah 70577 23,73% 14,12 30,2% 0,20
Bisnis berskala besar 34205 11,50% 8,21 17,6% 0,24
Jumlah 297417 100,00% 46,66 100,0%
Rata-rata 0,18
90
Gambar 4.9. Grafik Penjualan & Pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif
Dari tabel 4.27. dapat memberikan gambaran bahwa alokasi pendapatan
untuk tiap-tiap kategori pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif dari
penjualan energi tahun 2012 diperoleh total pendapatan sebesar 46,66 juta $USD.
Sedangkan jika digunakan alokasi tarif hasil LRMC perhitungan dalam studi ini,
maka diperoleh pendapatan sebesar 113,29 juta $USD seperti tabel 4.28.
Tabel 4.28. Perbandingan pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif dan LRMC
Kategori
Pelanggan
Penjualan Eksisting Tarif Hasil LRMC
Tarif Pendapatan LRMC Pendapatan Meningkat
MWh $/kWh Juta dolar $/kWh Juta $USD %
Rumah Tangga 151850 0,12 18,22 0,41 62,46 242,8% Bisnis berskala
kecil 40785 0,15 6,12 0,38 15,46 152,6% Bisnis berskala
menengah 70577 0,20 14,12 0,34 24,01 70,1% Bisnis berskala
besar 34205 0,24 8,21 0,33 11,36 38,4%
Jumlah 297417 46,66 113,29
Rata-rata 0,18 11,67 0,37 28,32 126,0%
151,85
40,785
70,577
34,205
18,22
6,1214,12 8,21
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Rumah Tangga Bisnis berskala kecil
Bisnis berskala menengah
Bisnis berskala besar
Penjualan (GWh) - 2012
Pendapatan - Juta dolar
91
Gambar 4.10. Grafik perbandingan pendapatan 2012 dengan hasil LRMC
Dari sudut pandang pemanfaatn ekonomi keseluruhan secara efisiensi,
maka tarif harus ditetapkan seimbang dengan biaya pasokan energi. Dalam
prakteknya, pertimbangan lain juga harus diperhatikan. Ini berarti bahwa setiap
restrukturisasi tarif harus berusaha untuk menekan tarif selaras dengan biaya
pasokan yang sebenarnya. Hal ini sebagai titik awal untuk mengetahui implikasi
efisiensi eksisting tarif berkenaan dengan biaya marjinal pasokan dan pendapatan.
Dari hasil perhitungan, tarif rata-rata untuk semua kategori pelanggan
dengan menggunakan eksisting tarif sebesar $0,18/kWh, sedangkan dengan
menggunakan hasil LRMC maka pasokan rata-rata diperoleh $0,37/kWh.
Dari tabel 4.28. dapat diketahui bahwa pendapatan per kategori pelanggan
dengan menggunakan eksisting tarif tidak sesuai atau sangat rendah dari nilai
biaya pasokan energi. Hal ini dilihat dari selisih antara rata-rata eksisting tarif
dengan hasil rata-rata LRMC pada sistem. Untuk itu memerlukan alokasi
tambahan atau subsidi guna memenuhi biaya pasokan akan energi listrik.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
Rumah
Tangga
Bisnis berskala
kecil
Bisnis berskala
menengah
Bisnis berskala
besar
Ju
ta d
ola
r
Kategori Pelanggan
Perbandingan Pendapatan 2012 dengan hasil LRMC - (Juta US$)
Eks. Tarif"
Hasil LRMC
92
Tabel 4.29. Alokasi subsidi tak langsung berdasarkan kategori pelanggan – 2012
Kategori
Pelanggan
Teg.
Suplai
Penjualan Eksisting
tarif
Hasil
LRMC Subsidi
MWh $/kWh $/kWh $/kWh Juta
Dolar (%)
Rumah Tangga TR 151850 $0,12 $0,41 $0,29 44,24 66%
Bisnis berskala
kecil TR 40785 $0,15 $0,38 $0,23 9,34 14%
Bisnis berskala
menengah TR 70577 $0,20 $0,34 $0,14 9,90 15%
Bisnis berskala
besar TM 34205 $0,24 $0,33 $0,09 3,15 5%
Jumlah 297417 66,63 100%
Rata-rata $0,18 $0,37 $0,19 16,66 25%
Subsidi ini sebagai tambahan biaya akibat selisih antara biaya marjinal
yang sebenarnya dalam hasil perhitungan dengan metode LRMC dan eksisting
tarif. Jadi selama ini, alokasi subsidi secara tidak langsung oleh pemerintah
kepada semua kategori pelanggan rata-rata sebesar $0,19/kWh atau 16,66 juta
dolar berdasarkan penjualan tahun 2012, seperti diperlihatkan pada tabel 4.29.
Tabel 4.30. Proyeksi pendapatan 2013 – (Juta US$)
Kategori Pelanggan
Proyeksi Penjualan
2013 Proyeksi Pendapatan
2013 Hasil
LRMC
MWh % Juta dolar % $/kWh
Rumah Tangga 163239 51,1% 67,14 55,1% 0,41
Bisnis berskala kecil 43844 13,7% 16,62 13,6% 0,38 Bisnis berskala
menengah 75870 23,7% 25,81 21,2% 0,34
Bisnis berskala besar 36770 11,5% 12,22 10,0% 0,33
Jumlah 319723 100,0% 121,79 100,0%
Rata-rata 30,45 0,37
Apabila pada tahun 2013 dan 2014, tarif yang dikenakan kepada
pelanggan dengan menggunakan hasil LRMC, maka proyeksi pendapatan seperti
diperlihatkan pada tabel 4.30 dan 4.31. Dimana perkiraan pendapatan rata-rara
93
untuk semua kategori pelanggan pada tahun 2013 sebesar 30,45 juta US$ dan
untuk 2014 sebesar 32,73 juta US$.
Gambar 4.11. Grafik Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2013
Tabel 4.31. Proyeksi Penjualan dan Pendapatan 2014
Kategori Pelanggan
Proyeksi Penjualan
2014
Proyeksi Pendapatan
2014
Hasil
LRMC
MWh % Juta dolar % $/kWh
Rumah Tangga 175482 51,1% 72,18 55,1% 0,41
Bisnis berskala kecil 47132 13,7% 17,86 13,6% 0,38 Bisnis berskala
menengah 81561 23,7% 27,75 21,2% 0,34
Bisnis berskala besar 39528 11,5% 13,13 10,0% 0,33
Jumlah 343703 100,0% 130,92 100,0%
Rata-rata 32,73 0,37
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
Rumah
Tangga
Bisnis
berskala
kecil
Bisnis
berskala
menengah
Bisnis
berskala
besar
Kategori Pelanggan
Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2013
Penjualan - GWh
Pendapatan - Juta US$
94
Gambar 4.12. Grafik Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2014
Untuk mengetahui besarnya pendapatan yang seimbang dengan subsidi per
kategori pelanggan maka perlu adanya analisis struktur tarif dan biaya pasokan
energi listrik dengan menggunakan biaya marjinal untuk tiap-tiap kategori
pelanggan yang berbeda. Analisis ini dengan menggunakan LRMC dalam
memasok energi listrik. Adapun penilaian atau untuk mengevaluasi tarif yang
sudah ada untuk tiap-tiap kategori pelanggan adalah sebagai berikut:
a. Tarif untuk pelanggan kategori Rumah Tangga
Tarif untuk kategori rumah tangga diperuntukan kepada pelanggan
tegangan rendah dengan konsumsi energi kurang dari 300 kWh/bulan. Struktur ini
memiliki dua blok yaitu blok diberikan 20 kWh dengan harga $0,05/kWh dan
blok yang kedua sampai dengan 300 kWh/bulan dengan harga $0,12/kWh. Dari
data yang diperoleh pada bagian pemasaran di EDTL, bahwa semua pelanggan
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
160,00
180,00
200,00
Rumah Tangga Bisnis berskala
kecil
Bisnis berskala
menengah
Bisnis berskala
besar
Kategori Pelanggan
Proyeksi Penjualan dan Pendapatan 2014
(GWh)
Juta US$
95
kategori rumah tangga mengkonsumsi lebih dari 20 kWh/bulan. Sehingga energi
20 kWh dengan harga $0,05 merupakan patokan awal (life line) yang ditetapkan
oleh pihak EDTL. Dengan demikian, semua pelanggan rumah tangga akan
mengkonsumsi blok pertama dengan harga yang murah. Pelanggan yang
mengkonsumsi lebih dari 20 kWh/bulan dikenakan harga $0,12/kWh. Jika
pelanggan mengkonsumsi 50 kWh/bulan, maka pelanggan tersebut dikenakan 20
kWh dengan harga $0,05/kWh ditambah 30 kWh dengan harga $0,12/kWh.
Berdasarkan data yang diperoleh dari bagian pemasaran EDTL Timor
Leste, bahwa semua pelanggan di kota Dili mengkonsumsi energi lebih dari 50
kWh/bulan. Rata-rata pelanggan mengkonsumsi energi antara 80 sampai 150
kWh/bulan.
Oleh karena itu, dalam penelitian ini didesain untuk struktur tarif pada
pelanggan rumah tangga dibagi dalam tiga blok. Besarnya tarif tiap-tiap blok akan
berbeda, sesuai dengan penetapan jumlah energi pada blok yang ada.
Pengelompokan ini diperuntukan kepada pelanggan rumah tangga dengan
memperhatikan tingkat pendapatan, pengaruh sosial dan politik. Dengan
demikian, baik masyarakat yang memiliki pendapatan rendah maupun tinggi bisa
mengkonsumsi energi secara merata. Namun yang membedakan adalah
ketersedian energi tiap blok serta tarif pada masing-masing blok tersebut. Adapun
pembagian masing-masing blok adalah sebagai berikut:
1) Blok pertama 0 – 50 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan yang
memiliki pendapatan rendah (sesuai dengan upah minimum negara
Timor Leste yaitu sebesar $125/bulan).
96
2) Blok kedua 51 – 150 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan yang
memiliki pendapatan perkecukupan, seperti pegawai negeri sipil dan
swasta serta anggota kepolisian maupun militar.
3) Blok ketiga 151 – 300 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan
yang memiliki pendapatan besar, seperti rumah-rumah pejabat,
pengusaha dan lain-lain.
b. Tarif untuk pelanggan kategori Bisnis
Tarif untuk kategori bisnis diperuntukan kepada pelanggan tegangan
rendah dengan konsumsi energi lebih dari 300 kWh/bulan. Struktur ini memeliki
dua blok yaitu blok pertama sebagai pelanggan bisnis atau usaha kecil, dengan
pemakaian dibawah 1000 kWh/bulan dengan harga $0,15/kWh dan blok yang
kedua diperuntukan kepada pelanggan bisnis atau usaha kelas menengah dengan
pemakaian diatas 1000 kWh sampai dengan 3600 kWh/bulan dengan harga
$0,20/kWh. Berdasarkan hasil wawancara dengan pihak EDTL bagian pemasaran
bahwa semua pelanggan kategori usaha kecil rata-rata mengkonsumsi energi
berkisar antara 600 kWh sampai 800 kWh/bulan bahkan sebagian melebihi dari
1000 kWh/bulan. Sedangkan untuk kategori pelanggan usaha kelas menengah
rata-rata mengkonsumsi antara 2500 kWh sampai dengan 3500 kWh/bulan.
Jika dilihat dari eksisting tarif bahwa pelanggan usaha kecil dikenakan
tarif sebesar $0,15/kWh dan pelanggan kelas menengah dikenakan tarif
$0,20/kWh, maka sebagai perbandingan, bahwa hasil perhitungan LRMC dalam
penelitian ini untuk pelanggan bisnis dengan menggunakan suplai tegangan
rendah tarif sebesar $0,38/kWh. Dari data tersebut dengan melihat penjualan
97
energi tahun 2012, maka dapat disimpulkan bahwa alokasi subsidi dari
pemerintah secara tidak langsung kepada kategori pelanggan bisnis berskala
kecil sebesar 9,34 juta dolar dan pelanggan kategori bisnis berskala menengah
sebesar 9,90 juta dolar.
c. Kategori pelanggan bisnis dengan suplai tegangan menengah
Berdasarkan eksisting tarif bahwa pelanggan dengan mengkonsumsi
tegangan suplai 20 kV dianggap sebagai pelanggan kategori bisnis besar, dengan
konsumsi energi lebih dari 3600 kWh/bulan dengan harga $0,24/kWh. Tarif ini
diperuntukan kepada semua pelanggan yang mengkonsumsi suplai tegangan
menengah 20 kV.
Jika dilihat dari eksisting tarif bahwa kategori pelanggan ini dikenakan
tarif sebesar $0,24/kWh. Sebagai perbandingan, bahwa hasil perhitungan LRMC
dalam penelitian ini sebesar $0,33/kWh serta pendapatan diperkirakan sebesar
$0,09/kWh. Dari data tersebut dapat disimpulkan bahwa setiap tahun alokasi
biaya tambahan atau subsidi kepada kategori pelanggan usaha berskala besar
dengan jumlah 3,15 juta $USD.
d. Pelanggan dengan konsumsi suplai tetangan tinggi
Dalam penelitian tidak menganalisa tentang tarif yang dikenakan kepada
pelanggan yang akan mengkonsumsi tegangan suplai 150 kV. Hal ini mengingat
sampai sekarang belum ada industry atau konsumen yang menggunakan tegangan
150 kV.
98
4.4.2 Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan
Salah satu tujuan penetapan besarnya tarif yaitu untuk menentukan
besarnya tarif yang akan dikenakan kepada tiap-tiap kategori pelanggan. Selain itu
untuk mengetahui pendapatan tiap kategori pelanggan berdasarkan tarif tersebut.
Untuk itu, setiap kategori pelanggan didesain tarif secara terpisah.
Dari hasil LRMC diketahui bahwa tarif untuk kategori rumah tangga lebih
tinggi dibandingkan dengan kategori pelanggan bisnis. Hal ini mengingat
pelanggan rumah tangga hanya sebagai konsumtif. Dengan demikian akan
mendorong masyarakat agar memakai energi seefektif dan seefisien mungkin
sesuai dengan kebutuhan.
Berbeda dengan pelanggan bisnis sebagai kategori produktif, dari hasil
LRMC tarifnya lebih rendah. Hal ini dimaksudkan untuk memberi peluang
kepada dunia bisnis dan industri untuk berkembang demi pertumbuhan ekonomi
di masa yang akan datang.
Namun, mengingat daya beli dan pendapatan masyarakat yang sangat
rendah, faktor politik serta pengaruh sosial yang sangat besar, maka dalam
penelitian ini akan didesain sedemikian rupa sehingga dapat diterima oleh semua
kelompok pelanggan.
Alokasi tarif untuk tiap blok pada kategori rumah tangga dalam desain
tarif, yaitu untuk blok pertama 20% dari hasil LRMC kategori rumah tangga,
blok kedua 36% dan blok ketiga 44% dari hasil LRMC kategori rumah tangga.
Sehingga tarif rata-rata untuk ketiga blok pada kategori rumah tangga sebesar
33,3%. Sedangkan untuk semua pelanggan kategori bisnis akan dinaikan sebesar
99
25% dari eksisting tarif. Sehingga kenaikan rata-rata menjadi 35,62% dari semua
kategori pelanggan.
a. Penentuan tarif untuk pelanggan rumah tangga
Berdasarkan struktur tarif, telah ditetapkan tiga blok tarif untuk pelanggan
rumah tangga. Keuntungan dengan menyediakan tiga blok ini yaitu dengan
memperhatikan pelanggan yang memiliki pendapatan rendah, sehingga para
pelanggan akan mengkonsumsi blok pertama dengan harga yang murah, namun
energi atau kWh yang ditetapkan dalam blok ini terbatas.
Dari data yang diperoleh menunjukan bahwa rata-rata pelanggan rumah
tangga mengkonsumsi lebih dari 50 kWh/bulan dan bahkan sebagian
mengkonsumsi melebihi dari batas yang ditetapkan pada blok kedua. Untuk itu,
dalam studi ini penulis merekomendasikan besarnya energi untuk pelanggan
rumah antara 0 - 300 kWh/bulan, meliputi tiga blok yang diantaranya sebagai
berikut:
1) Menambah blok pertama dari 0 - 50 kWh/bulan, apabila mengkonsumsi
lebih dari 50 kWh dalam sebulan, maka sisanya akan dikenakan tarif
pada blok kedua.
2) Blok kedua antara 51 – 150 kWh/bulan, jika pemakaian melebihi blok
kedua maka sisanya akan dikenakan tarif pada blok ketiga.
3) Membatasi blok ketiga antara 151 - 300 kWh/bulan, jika pelanggan
yang mengkonsumsi melebihi batas blok tersebut akan dikenakan
penalti. Sehingga pelanggan akan membayar tarif normal sesuai dengan
tarif pada blok pertama sampai blok ketiga yang telah ditetapkan
100
ditambah dengan biaya penalti yang dikenakan kepadanya akibat
pemakaian lebih.
Tabel 4.32. Desain tarif pelanggan rumah tangga
Eksisting Direkomendasikan
Blok Tarif Blok Tarif
kWh/bulan $/kWh kWh/bulan $/kWh
0 - 20 0,05 0 - 50 0,08
> 20 0,12 51 - 150 0,15
151 - 300 0,18
Rata-rata 0,09 0,14
(%) 60,78%
Tabel 4.33. Perubahan tagihan kategori rumah tangga
Blok Eksisting Tarif Direkomendasikan Perubahan kWh/bulan $/kWh $/bulan $/kWh $/bulan ($) (%)
0 0 0,0 0 0,0 0,0 0,00% 20 0,05 1,0 0,08 1,6 0,6 60% 50 0,12 4,6 0,08 4,0 -0,6 -13% 75 0,12 7,6 0,15 7,8 0,2 2%
100 0,12 10,6 0,15 11,5 0,9 8% 150 0,12 16,6 0,15 19,0 2,4 14% 200 0,12 22,6 0,18 28,0 5,4 24% 250 0,12 28,6 0,18 37,0 8,4 29% 300 0,12 34,6 0,18 46,0 11,4 33%
b. Menentukan tarif untuk pelanggan kategori bisnis
Desain tarif untuk kategori bisnis yaitu dengan memperhatikan tingkat
atau kelas usaha. Untuk kategori kelas bisnis dengan menggunakan suplai
tegangan rendah dikelompokan menjadi dua diantaranya kelas bisnis berskala
kecil dan menengah. Sedangkan tegangan menengah dikonsumsi oleh pelanggan
kategori bisnis berskala besar.
101
1) Penentuan tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil sebesar
$0,19/kWh, seperti pada tabel 4.34. dengan batas energi untuk kategori
ini memcapai 1000/kWh/bulan.
Tabel 4.34. Desain tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil
Eksisting Direkomendasikan
Blok Tarif Blok Tarif
kWh/bulan $/kWh kWh/bulan $/kWh
> 300 $0,15 > 300 0,19
Tabel 4.35. Perubahan tagihan disebabkan tarif yang direkomendasikan
Blok Eksisting Tarif Direkomendasikan Perubahan
kWh/bulan $/kWh $/bulan $/kWh $/bulan ($) (%)
300 0,15 45,0 0,19 56,3 11 25%
400 0,15 60,0 0,19 75,0 15 25%
500 0,15 75,0 0,19 93,8 19 25%
600 0,15 90,0 0,19 112,5 23 25%
700 0,15 105,0 0,19 131,3 26 25%
800 0,15 120,0 0,19 150,0 30 25%
900 0,15 135,0 0,19 168,8 34 25%
1000 0,15 150,0 0,19 187,5 38 25%
2) Sedangkan penentuan tarif untuk pelanggan bisnis berskala menengah
sebesar $0,25/kWh, seperti diperlihatkan pada tabel 4.36. dengan batas
konsumsi energi sampai 3600 kWh dan bahkan melebihi.
102
Tabel 4.36. Desain tarif kategori bisnis berskala menengah
Eksisting Direkomendasikan
Blok Tarif Blok Tarif
kWh/bulan $/kWh kWh/bulan $/kWh
> 1000 $0,20 > 1000 0,25
Tabel 4.37. Perubahan tagihan pada kategori bisnis berskala menengah
Blok Eksisting Tarif Direkomendasikan Perubahan
kWh/bulan $/kWh $/bulan $/kWh $/bulan ($) (%)
1000 0,20 200,0 0,25 250,0 50 25% 1400 0,20 280,0 0,25 350,0 70 25% 1800 0,20 360,0 0,25 450,0 90 25% 2000 0,20 400,0 0,25 500,0 100 25% 2500 0,20 500,0 0,25 625,0 125 25% 3000 0,20 600,0 0,25 750,0 150 25% 3300 0,20 660,0 0,25 825,0 165 25% 3600 0,20 720,0 0,25 900,0 180 25%
c. Desain tarif untuk pelanggan kategori bisnis berskala besar
Desain tarif untuk kategori bisnis berskala besar dalam hal ini pelanggan
dengan suplai tegangan 20 kV. Desain tarif untuk kategori ini dengan mengacu
pada biaya LRMC. Dalam desain tarif untuk kategori ini tidak memperhitungkan
biaya beban dasar (demand charge) maupun biaya administrasi lainnya (basic
charge). Desain tarif sebesar $,30/kWh dengan pemakaian energi lebih dari 3600
kWh/bulan. Seperti ditunjukan pada tabel 4.38.
Tabel 4.38. Desain tarif kategori bisnis berskala besar
Eksisting Direkomendasikan
Blok Tarif Blok Tarif
kWh/bulan $/kWh kWh/bulan $/kWh
> 3600 $0,24 > 3600 0,30
103
Tabel 4.39. Perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala besar
Blok Eksisting Tarif Direkomendasikan Perubahan
kWh/bulan $/kWh $/bulan $/kWh $/bulan ($) (%)
3600 0,24 864,0 0,30 1080,0 216 25%
4000 0,24 960,0 0,30 1200,0 240 25%
4500 0,24 1080,0 0,30 1350,0 270 25%
5000 0,24 1200,0 0,30 1500,0 300 25%
5500 0,24 1320,0 0,30 1650,0 330 25%
6000 0,24 1440,0 0,30 1800,0 360 25%
6500 0,24 1560,0 0,30 1950,0 390 25%
7000 0,24 1680,0 0,30 2100,0 420 25%
Sesuai dengan prinsip ekonomi bahwa tarif yang ditetapkan kepada tiap-
tiap kategori pelanggan harus sebandingan dengan biaya yang disediakan untuk
memasok energi ke tiap kategori pelanggan tersebut. Maka tarif yang wajar adalah
alokasi tarif kepada tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan hasil LRMC.
Namun, jika ditetapkan sepenuhnya berdasarkan hasil LRMC, maka akan
memberatkan sebagian pelanggan jika dilihat dari segi sosio-ekonomi dan politik.
Oleh karena itu, alokasi tarif untuk tiap-tiap kategori pelanggan tidak sepenuhnya
menggunakan hasil LRMC. Sehingga sisa dari hasil LRMC merupakan subsidi
secara tidak langsung dari pemerintah kepada tiap-tiap kategori pelanggan, seperti
ditunjukan pada tabel 4.41.
Dengan demikian, alokasi tarif untuk tiap blok pada kategori rumah
tangga dalam desain tarif, yaitu untuk blok pertama 20% dari hasil LRMC
kategori rumah tangga dan diperoleh $0,08/kWh, blok kedua 36% dari hasil
LRMC kategori rumah tangga diperoleh sebesar $0,15/kWh dan blok ketiga 44%
104
dari hasil LRMC kategori rumah tangga, maka diperoleh sebesar $0,18/kWh.
Sehingga tarif rata-rata untuk ketiga blok pada kategori rumah tangga sebesar
33,3%. Sedangkan untuk semua pelanggan kategori bisnis akan dinaikan sebesar
25% dari eksisting tarif. Sehingga kenaikan rata-rata menjadi 35,62% dari semua
kategori pelanggan. Seperti pada tabel 4.40.
Tabel 4.40. Tarif rata-rata yang direkomendasikan
Kategori
Pelanggan
Blok Eksisting
Tarif
Direkomen-
dasikan LRMC Meningkat
kWh/bln $/kWh $/kWh $/kWh $/kWh %
Rumah Tangga
(Blok-1) 0 - 50 0,05 0,08
0,03 64,5%
Rumah Tangga
(Blok -2) 51 - 150 0,12 0,15 0,41 0,03 23,4%
Rumah Tangga
(Blokk-3) 151 - 300 0,12 0,18
0,06 50,8%
Bisnis B. Kecil < 1000 0,15 0,19 0,38 0,04 25,0% Bisnis B.
Menengah < 3600 0,20 0,25 0,34 0,05 25,0%
Bisnis B. Besar > 3600 0,24 0,30 0,33 0,06 25,0%
Rata-rata 0,15 0,19 0,37 0,04 35,62%
Gambar 4.13. Grafik perbandingan Eks. Tarif, rekomendasi dan hasil LRMC
0,00
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
Rumah Tangga (Blok-1)
Rumah Tangga
(Blok -2)
Rumah Tangga
(Blokk-3)
Bisnis B. Kecil
Bisnis B. Menengah
Bisnis B. Besar
Eksist. Tarif
Tarif rekomen
Hasil LRMC
105
Dari gambar 4.13, dapat disimpulkan bahwa tarif rata-rata yang
rekomendasikan lebih besar daripada rata-rata eksisting tarif namun lebih kecil
dari rata-rata hasil LMRC. Tarif rata-rata yang direkomendasikan untuk semua
kategori pelanggan mencapai $0,19/kWh dengan meningkat rata-rata $0,04/kWh
atau 32,64% jika dibandingkan dengan eksisting tarif.
Sedangkan tarif rata-rata yang direkomendasikan lebih rendah $0,18/kWh
apabila dibandingkan dengan rata-rata hasil LRMC. Sehingga dapat disimpulkan
bahwa, dengan menggunakan tarif rata-rata yang direkomendasikan maka subsidi
tidak langsung oleh pemerintah kepada semua kategori pelanggan akan menurun.
Apabila menggunakan tarif yang direkomendasikan maka subsidi tidak langsung
oleh pemerintah akan menurun menjadi $0,19/kWh atau 26,10% jika
dibandingkan dengan menggunakan eksisting tarif yang mencapai $0,23/kWh,
seperti ditunjukan pada tabel 4.41.
Tabel 4.41. Subsidi tidak langsung berdasarkan rekomendasi tarif
Kategori
Pelanggan
Blok Eks.
Tarif Rekomen LRMC subsidi ($/kWh)
kWh/bln $/kWh $/kWh $/kWh Eks.
Tarif Rekomen (%)
Rumah Tangga
(Blok-1) 0 - 50 0,05 0,08
0,41
0,36 0,33 -8,9%
Rumah Tangga
(Blok-2) 51 - 150 0,12 0,15 0,29 0,26 -9,6%
Rumah Tangga
(Blok-3) 151 - 300 0,12 0,18 0,29 0,23 -20,9%
Bisnis B. Kecil < 1600 0,15 0,19 0,38 0,23 0,19 -16,4%
Bisnis B.
Menengah < 3600 0,20 0,25 0,34 0,14 0,09 -35,7%
Bisnis B. Besar > 3600 0,24 0,30 0,33 0,09 0,03 -65,0%
Rata-rata
0,37 0,23 0,19 -26,1%
106
BAB V
KESIMPULAN DAN SARAN
5.1. Simpulan
Dari pembahasan dan hasil perhitungan dalam penelitian ini maka dapat
disimpulkan bahwa:
a. Besarnya tarif listrik yang wajar berdasarkan perhitungan dengan
menggunakan metode LRMC adalah sebagai berikut:
1) Tarif yang dikenakan untuk kategori pelanggan rumah tangga sebesar
$0,41/kWh.
2) Untuk kategori pelenggan bisnis berskala kecil dan menengah masing-
masing $0,38/kWh dan $0,34/kWh.
3) Sedangkan untuk kategori pelanggan bisnis berskala besar atau
industry dengan menggunakan tegangan suplai 20 kV sebesar
$0,33/kWh.
4) Besarnya tarif rata-rata untuk semua kategori pelanggan berdasarkan
hasil LRMC sebesar $0,37/kWh.
b. Besarnya tarif listrik rata-rata yang direkomendasikan untuk semua
kategori pelanggan yaitu sebesar $,19/kWh.
c. Apabila menggunakan tarif yand direkomendasikan, maka EDTL akan
memperoleh peningkatan pendapatan rata-rata sebesar 26,67% dari energi
yang dikonsumsi oleh pelanggan jika dibandingkan dengan eksisting tarif
2012.
107
5.2. Saran
a. Disarankan agar penyusunan tarif harus berbasis pada biaya marjinal
jangka panjang (LRMC), sehingga bisa menekankan keseimbangan antara
kebutuhan biaya, pasokan serta harga yang stabil dari waktu ke waktu.
b. Dalam penelitian ini peneliti hanya menganalisa menggunakan metode
long run marginal cost (LMRC) untuk itu diharapkan kepada peneliti di
masa yang akan datang untuk menganalisa dengan menggunakan metode
lain agar bisa digunakan sebagai pembanding.
c. Disarankan agar pihak EDTL harus:
1). Meningkatkan pemasarannya dalam hal ini penjualan energi harus
mencapai target yang maksimum setiap tahunnya.
2). Meningkatkan keamanan agar mengurangi kerugian non teknis,
mengingat masih banyak terjadi sambungan liar (illegal connection).
108
DAFTAR PUSTAKA
Amendment to Contract Agreement. Third. 2011. Contract agreement of
engineering, procurement, construction and operation for National Electrical
Power. Timor Leste.
Anonim. 2011. Review of the Long Run Marginal Cost (LRMC) parameter
for setting the contract price. Singapore: Energy Market Authority.
Anonim. 2005. Energy Development. Electricity Tariff Review. Syria:
Institutional & Sector Modernisation Facility.
Anonim. 2006. Study of Electricity Tariff. Syria: Institutional & Sector
Modernisation Facility.
Asian Development Bank (ADB). Asian Development Outlook. 2013.
http://www.adb.org/sites/default/files/ado2013-timor-leste.pdf dan
https://www.google.com/#q=timor-leste+gdp+growth+rate
Breslin, P. 2010. Calculation of Energy Cost. Economics Policy Strategy.
Tasmania.
Decreto-Lei No. 13/2003. Estabelece as Bases do Sistema Nacional de
Electricidade. Journal da República. República Democrática de Timor Leste.
Decreto-Lei No. 33/2010 de 28 de Junho 2010. Revisão do Tarifário Para
Fornecimento de Energia Eléctrica. Journal da República. República Democrática
de Timor Leste.
Decreto-Lei No. 1/2011. Orgânica do Ministério das Infra-Estruturas.
Journal da República. República Democrática de Timor Leste.
Dickert, J and Schegner, P. 2010. Residential Load Models for Network
Planning Purposes. Germany: Institute of Electrical Power Systems and High
Voltage Engineering Technische Universität Dresden. Modern Electric Power
Systems 2010, Wroclaw, Poland (MEPS'10 - paper 04.1).
ESDM. 2010. Indonesian Energy Outlook 2010. Pusat Data dan Informasi
(Pusdatin-ESDM). Jakarta.
HERC. 2013. Issues of tariff Philosophy. Haryana Electricity Regulatory
Commission. Available from: URL: http://herc.gov.in/documents/html/tp.html.
Horngren, C. T. 2008. Akuntasi Biaya, Jilid 2 Edisi 11, Edisi bahasa
Indonesia. Jakarta: PT. Indeks.
109
Keputusan Menteri ESDM No. 2026 K/20/MEM/2010. Rencana Usaha
Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL). PLN (Persero) Tahun 2010 - 2019.
Kieso, W.W. 2010. Intermediate Accounting, Vol. 1&2, International
Financial Reporting Standard (IFRS) 3th
Ed. Aptara: Penerbit John Wiley & son.
Marsudi, D. 2011. Pembangkitan Energi Listrik, Edisi Kedua. Jakarta:
Erlangga.
Marsden, J. 2004. Estimation of Long Run Marginal Cost (LRMC).
Queensland: Queensland Competition Authority.
Priyanka, R. dan Chakrabarti, A. 2012. Power Generation Pricing Model
Based on Long Run Marginal Cost Methodology. India: International Journal of
Electrical and Computer Engineering (IJECE).
Peraturan Presiden RI, 2011. Perpres RI No. 8 Tentang Tarif Tenaga
Listrik yang di Sediakan oleh Perusahaan Listrik Negara (PLN). Indonesia:
ESDM.
PT. PLN (Persero). 2011. Statistik PLN. Sekretariat. Indonesia: PT. PLN
(Persero).
Robert, J., dkk. 2008. Estimates of Marginal Cost of 2010. Christensen
Associates Energy Consulting.
Segismundo, A.L. 2012. Studi Sistem Jaringan Distribusi 20 kV di Kota
Dili untuk Memenuhi Kebutuhan Beban Sampai dengan Tahun 2021. Program
Pasca Sarjana Universitas Udayana Denpasar.
Singh, S.N. 2006. Electrical Power Generation, Transmission and
Distribution, Sixth Printed. New Delhi: Asoke K. Ghosh, Prentice-Hall, India
Private Limited.
Stern, F. 2013. Methods for determining Energy Efficiency. National
Renewable energy Laboratory (NREL) Denver West Parkway Golden, Colorado -
USA). http://energy.gov/sites/prod/files/2013/07/f2/53827_complete.pdf dan
http://www1.eere.energy.gov/wip/pdfs/53827-10.pdf
Undang-Undang RI. No. 7 Tahun 1976. Pengesahan Penyatuan Timor
Timur ke Dalam Negara kesatuan Republik Indonesia. Jakarta.
Vernstrom, R. 2010. Long Run Marginal Cost of Service Tariff Study.
Tanzania: Consulting Economist.
Wartsila & Puri Akraya Engineering. 2012. Operation and maintaenance
monthly report for power plant and network T&D. EDTL Timor Leste.
110
Lampiran A
Biaya Investasi
Biaya Investasi dialokasikan secara bertahap dari tahun 2009 sampai 2013,
yang diperuntukan pembangunan Transmisi 150 kV, Pembangkit 250 MW dan
perluasan jaringan distribusi TM & TR di seluruh wilayah Timor Leste
Biaya Investasi (Juta dolar $USD)
Tahun
Pembangkit Jaringan Transmisi & Distribusi
PLTD
Hera PLTD
Betano Jumlah
Transmisi
TT Distribusi
TM Distribusi
TR
2009 45,00 45,00 125,00 32,45 18,25
2010 67,00 67,00 130,00 25,45 21,00
2011 53,00 55,00 108,00 60,00 28,00 22,00
2012 94,00 94,00 29,10 23,75
2013 46,00 46,00
Jumlah
165,00 195,00 360,00 315,00 115,00 85,00
360,00 515,00
875,00
(Sumber: Amendment to contract agreement, 2011)
111
Lampiran B
Pembangkit dan Jaringan
1. Jumlah kapasitas pembangkit 250 MW, yang digunakan untuk mensuplai
energy ke semua pelanggan di Timor Leste.
2. Jarak jaringan transmisi 800 km telah selesai dibangun, sementara untuk
distribusi masih terus dibangun karena sebagian daerah belum terjangkau
jaringan.
Keterangan Nama
Pembangkit
Kapasitas Terpasang
(MW)
Kapasitas Tersedia
(MW)
Pembangkit Hera 122,5 120
Betano 140 130
Jaringan
Suplai
Tegangan
(kV)
Jarak (kilometer)
Teridentifikasi Sudah
dibangun
Akan
dibangun
Transmisi TT 150 800 800 -
Distribusi TM 20 21450 14950 6500
Distribusi TR 0,4 28775 16210 12565
(Sumber: EDTL, 2012)
Kapasitas Gardu induk di tiap-tiap kabupaten
No. Nama Kabupaten
(District)
Kapasitas Terpasang
(MVA)
1. Ainaro (Cassa) 10
2. Baucau 31,5
3. Aileu
2 x 31,5 4. Dili
5. Ermera
6. Liquiça 20
7. Lospalos 10
8. Maliana 10
9. Manatuto 20
10. Same 30
11. Suai 20
12. Viqueque 10
(EDTL Timor Leste, 2012)
112
Lampiran C
Produksi energi
Produksi Energi 2005 – 2010 (kWh)
Tahun
Energi
Production
(KWH)
Energi
Billed (KWH)
Energi
Received
($)
Fuel Costs ($)
2005 63.384.615 35.871.301 5.586.676 9.613.566
2006 71.958.471 32.581.172 5.281.298 13.451.660
2007 91.788.978 36.119.579 4.833.460 22.383.879
2008 110.514.113 46.052.915 5.430.823 25.400.439
2009 131.700.316 67.594.239 7.566.968 30.956.548
2010 136.911.616 79.223.288 9.613.566 41.256.388
2011 147.027.949 73.939.964 12.749.505 43.899.368
2012 161.730.744 72.945.071 12.673.064 52.152.450
(Laporan CEM & EDTL, 2010)
Produksi energi bulanan tahun 2012
(EDTL, 2012)
113
Energi yang dibangkit & SFC pada bulan Desember 2012
(EDTL, 2012)
114
Lampiran D
Jumlah Pelanggan
Jenis
Pelanggan
Jumlah Pelanggan
Di Kota Dili Selain Dili Keseluruhan
Rumah Tangga 30.770 21.400 52170
Sosial 691 450 1.341
Usaha/Industri 1.514 1050 2.564
Pemerintah 470 840 1310
Jumlah 33.445 23.740
57.385 Jumlah keseluruhan:
(EDTL, 2012)
115
Lampiran E
Beban Harian
Beban Harian (Amper)
Jam Feeder 1 Feeder 3 Feeder 4 Feeder 6 Total
1 45 69 55 78 247 2 45 65 56 73 239 3 46 67 57 73 243 4 46 58 57 72 233 5 48 59 57 68 232 6 78 65 77 73 293 7 75 68 77 130 350 8 50 217 92 238 597 9 50 216 84 257 607 10 50 210 89 237 586 11 50 205 86 237 578 12 48 206 91 237 582 13 45 199 81 220 545 14 46 202 88 233 569 15 47 205 87 234 573 16 48 203 87 234 572 17 57 198 86 234 575 18 123 210 97 237 667 19 125 213 98 230 666 20 120 210 95 210 635 21 120 208 95 180 603 22 115 200 87 145 547 23 75 150 79 86 390 24 54 80 73 80 287
Jumlah 1606 3783 1931 4096 11416 Rata-rata 67 158 80 171 476
Max 125 217 98 257 697 LF 0,54 0,73 0,82 0,66 0,68 FD 1,02 1,03 1,01 1,08 1,04 CF 0,98 0,97 0,99 0,92 0,96
LD 2 7 1 20 30
116
Kurva Beban Harian
0
20
40
60
80
100
120
140
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
FEEDER-1 (Mewakili Pelanggan Rumah Tangga)
0
50
100
150
200
250
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
FEEDER-3 (Mewakili Pelanggan Bisnis)
0
20
40
60
80
100
120
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
FEEDER-4 (Mewakili Pelanggan Bisnis - Industri)
0
50
100
150
200
250
300
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
FEEDER-6 (Mewakili Pelanggan Perkantoran)
117
Pertumbuhan Beban
Pertumbuhan Beban Puncak
Tahun
Kapasitas
Terpasang
Daya
Mampu
Beban
Puncak Pertumbuhan
(MW) (MW) (MW) MW (%)
2002 24,5 21,0 20,0
2003 24,5 21,0 20,0 0,0 0%
2004 30,7 22,6 21,5 1,5 8%
2005 30,7 25,0 23,5 2,0 9%
2006 30,7 25,0 24,0 0,5 2%
2007 30,7 25,0 24,6 0,6 3%
2008 42,6 30,7 25,0 0,4 2%
2009 42,6 30,7 25,0 0,0 0%
2010 42,6 30,7 25,0 0,0 0%
2011 - Juli 42,6 30,7 25,0 0,0 0%
Rata-rata 34,2 26,2 23,4 0,6 3%
(Sumber: Hasil Penelitian, Segismundo, 2012)
118
Lampiran F
Rangkuman Data Berdasarkan Hasil Wawancara
Data diperoleh melalui wawancara dengan pihak-pihak yang berwenang di
EDTL, yang diantaranya meliputi bagian Transmisi dan distribusi, Pembangkitan,
perncanaan dan keuangan.
Keterangan Pembangkit Jaringan
TT TM TR
Persentase Rugi Teknis (%) 2% 2% 4% 6%
Pertumbuhan Biaya Investasi (%) - 2% 3% 5%
Station Loss & Station Use (%) 2% - - -
Biaya O&M Tetap (%) 4% 3,5% 4% 4,5%
Biaya O&M Variable Fuel cost (%) 2,5% - - -
Reserve Margin (%) 20% - - -
Umur Ekonomis (Tahun) 30 Thn 30 Thn 25 Thn 20 Thn
Bahan Bakar HSD
SFC saat WBP (liter/kWh) 0,2505
SFC saat LWBP (liter/kWh) 0,2355
Heat Rate saat WBP (KJ/kWh) 9060
Heat Rate saat LWBP (KJ/kWh) 8500
Low Heating Value (KJ/KG) 42700
Densitas (KG/m3) 0,85
Harga Bahan Bakar ($/liter) $1,00
Biaya investasi untuk Jaringan pada
tahun referensi (Juta dolar)
2,50 29,10 23,75
Konsumsi Energi Rumah Tangga
Bisnis
Berskala
Kecil
Bisnis
Berskala
Besar Industri
Rata-rata (kWh/bulan) 80 -100 600 - 800 > 2000 -
Sumber:
1. Bagian Transmisi dan distribusi, EDTL Dili, Juni 2013.
2. Bagian Produksi, EDTL Dili, Juni 2013.
3. Bagian Perencanaan & Keuangan, EDTL Dili, Juli 2013.
4. Bagian Pemasaran, EDTL Dili, Juli 2013.