BAB V Perhitungan Harga Jual Energi Pembangkit Listrik Tenaga Sampah BAB V PERHITUNGAN HARGA JUAL ENERGI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SAMPAH

Transkripsi

1 BAB V PERHITUNGAN HARGA JUAL ENERGI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA SAMPAH Perencanaan pembangunan suatu fasilitas pembangkit, haruslah mempunyai tujuan untuk menghasilkan energi listrik yang semurah mungkin diikuti dengan kontinuitas ketersediaan energi listrik. Biaya pokok pembangkitan untuk suatu jenis pembangkit hasil perencanaan, baik biaya saat ini maupun biaya kumulatif hingga beberapa tahun ke depan, sebisa mungkin harus lebih murah dibandingkan biaya jenis-jenis pembangkit lainnya. Metode perencanaan pembangkitan diawali dengan mengkalkulasi besarnya biaya pembangkitan untuk setiap jenis pembangkit. Perhitungan biaya kumulatif dan proses perbandingan biaya kumulatif antar kondisi berbeda dengan pembangkit yang sama (pencarian biaya kumulatif yang minimal) dilakukan dengan melakukan optimalisasi biaya pembangkitan dengan menggunakan variasi parameter yang terlibat dalam perhitungan. Demikian juga dengan perencanaan pembangunan PLTSa. Dalam perencanaannya, yang harus memperoleh perhatian lebih adalah mengenai biaya investasi yang diperlukan untuk penanganan sampah sebelum dibakar. Untuk mekanisme perolehan sampah yang digunakan sebagai bahan bakar juga perlu mendapatkan perhatian lebih. V.1. Komponen Biaya Pembangkit Tenaga Listrik Komponen biaya pembangkitan terdiri dari komponen A (biaya pengembalian investasi), komponen B (biaya operasi dan pemeliharaan tetap), Komponen C (Biaya bahan bakar), dan komponen D (biaya operasi dan pemeliharaan variabel). Komponen A dan komponen B besarnya tetap walaupun produksi energi listrik pembangkit tersebut berubah-ubah. Kedua komponen ini yang menentukan V-1

2 besarnya biaya kapasitas terpasang pada tarif dasar listrik. Sedangkan komponen B dan D besarnya tergantung pada besarnya produksi listrik yang dihasilkan. Kedua komponen ini yang menentukan besarnya biaya variabel (Rp/kWh) pada tarif dasar listrik. Berikutnya akan dijabarkan penjelasan dan metode perhitungan dari masing-masing komponen biaya tersebut. V.1.1. Komponen A (Biaya pengembalian investasi) Komponen biaya ini nilainya tetap tidak tergantung pada energi listrik yang diproduksi, melainkan tergantung pada modal kapital awal pembangkit tersebut dan tingkat pengembaliannya. Komponen biaya ini terdiri dari biaya penyusutan, biaya bunga dan atau pendapatan sebelum pajak. Nilai komponen A ini akan dinyatakan dalam Rp/kWh. Penghitungannya adalah dengan membagi jumlah biaya pengembalian investasi selama masa pembelian energi listrik dengan jumlah energi listrik yang dihasilkan selama masa itu. Pembangkit listrik mengalami penyusutan (depreciatio sesuai umurnya sehingga biaya penyusutan setiap tahun (book depreciatio merupakan pengeluaran/biaya yang dimasukkan ke dalam kas (cash) pada analisis keuangan. Akibatnya modal awal dapat dikembalikan setelah umur pembangkit habis. Tetapi penentuan masa depresiasi fasiltas pembangkit tersebut tergantung dari kebijakan perusahaan mengenai pengembalian biaya investasi. Hal ini erat kaitannya dengan nilai dan jangka waktu pengembalian pinjaman. Hal ini akan dibahas lebih lanjut nanti. Sebelumnya akan dibahas terlebih dahulu mengenai fasilitas pembangkit itu sendiri. Dalam suatu pembangkit tenaga listrik, biaya investasi tidak hanya digunakan untuk membeli dan memasang mesin pembangkit saja. Banyak sarana dan prasarana lain yang ikut menelan biaya yang sangat besar. Dalam pendefinisian sarana dan prasarana ini sampai sekarang belum ada acuan baku yang disepakati antara pihak swasta yang akan membangun fasilitas pembangkit dengan pihak regulator yang berhak menilai pembangkit tersebut layak untuk dibangun atau tidak dilihat dari segi harga jual tenaga listriknya. Sedangkan V-2

3 fasilitas-fasilitas pembangkit ini sangat berpengaruh terhadap biaya investasi yang dikeluarkan yang nantinya dibebankan pada komponen A yang ujungnya akan terlibat dalam perhitungan harga jual tenaga listrik pembangkit tersebut. Selain biaya investasi untuk peralatan, sarana dan prasarana pembangkit, terdapat biaya-biaya yang dikategorikan dalam biaya investasi pembangkit, seperti biaya perizinan dan commissioning. Berikut ini adalah biaya-biaya yang termasuk dalam biaya investasi suatu pembangkit listrik tenaga sampah : No Jenis Investasi 1 Lahan dan Persiapan Lahan 2 Infrastruktur 3 Pekerjaan Sipil dan Gedung 4 Peralatan Pembangkit 5 Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan 6 Peralatan Pemeliharaan 7 Biaya Pengembangan Proyek 8 Biaya Konstruksi 9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi Rincian jenis investasi diatas adalah sebagai berikut : 1. Tanah atau lahan tempat pembangkit dibangun dan persiapannya a. Pembersihan lahan b. Investigasi c. Survey Topografi d. Jalan akses 2. Infrastruktur dan utilitas : a. Jalan b. Lahan parkir c. Fasilitas persediaan air d. Pos penjaga e. Pagar dan gerbang f. Drainase g. Sistem proteksi petir h. Sistem telekomunikasi i. Sistem teknologi informasi j. Air Conditioning system and equipment k. Fire Fighter system and equipment l. Security system and equipment V-3

4 3. Pekerjaan sipil dan gedung : a. Gedung pembangkit b. Konstruksi beton dan pondasi c. Pentanahan bawah tanah d. Perumahan e. Ruang kontrol f. Kantor, rumah ibadah, gudang, kantin, pantri 4. Peralatan mekanikal dan elektrikal pembangkit a. Fasilitas pengolahan sampah awal b. Crane c. Grate d. Ruang Bakar e. Boiler f. Turbin g. Fasilitas penanganan abu h. Fasilitas pengendali gas buang i. Transformator j. Switchgear k. Cubicle l. Bus bar m. Protective relay 5. Peralatan pemeliharaan 6. Pengembangan Proyek a. Perizinan b. Biaya Konsultasi c. Studi Kelayakan 7. Peralatan Penympanan dan transportasi Transportasi (personel, material, dan bahan bakar/sampah) 8. Biaya kostruksi proyek a. administrasi dan kontrak b. Supervisi c. Kantor sementara d. Perumahan sementara e. Utilitas sementara f. Transportasi g. Water & power supply h. Commissioning i. Kontingensi j. Asuransi 9. Biaya Implementasi dan persiapa noperasi a. Komisioning b. Peresmian c. Kontingensi V-4

5 Biaya-biaya tersebut bisa 100 % berasal dari investor atau terdiri dari investor dan pinjaman bank. Tentu saja biaya-biaya tersebut harus dikembalikan sesuai dengan perjanjian yang dilakukan. Kepada investor, nantinya akan ada biaya pengembalian yang digambarkan melalui ROI. Sedangkan kepada bank, pinjaman dikembalikan dengan mekanisme pengembalian pinjaman pokok dan bunga. Sekarang akan dibahas satu persatu mengenai depresiasi, biaya bunga dan pendatan sebelum pajak. Depresiasi Depresiasi merupakan biaya penyusutan nilai aset pembangkit. Aset disini adalah aset tangibles dan intangibles. Besarnya biaya depresiasi ini adalah nilai aset (fasilitas) dibagi dengan waktu depresiasinya. Untuk tiap jenis aset dan fasilitas pembangkit mempunyai waktu depresiasi yang berbeda-beda karena usia ekonomis masing-masing fasilitas berbeda. Sehingga dalam penghitungan biaya depresiasi suatu pemabangkit kurang tepat apabila seluruh aset atau fasilitas yang ada didepresiasi dengan jumlah waktu yang sama. Selain usia ekonomis masingmasing aset, hal lain yang harus diperhatikan adalah waktu pengembalian pinjaman bank mengingat dalam investasi pembangkit biasanya pendanaan sebagian besar berasal dari pinjaman bank. Waktu pengembalian pinjaman bank tersebut menentukan besarnya biaya pengembalian pinjaman pokok dan biaya bunga yang harus dibayar per tahun. Biaya depresiasi hendaknya bisa menutup biaya pokok pinjaman per tahun tersebut sehingga tidak perlu mengambil dari bagian investor. Berikut adalah penghitungan biaya depresiasi fasilitas-fasilitas pembangkit yang ada : Biaya Bunga Biaya bunga muncul karena adanya komponen pinjaman bank dalam biaya investasi. Dalam pinjaman bank terdapat beberapa parameter utama yaitu jumlah pinjaman, waktu penurunan pinjaman, waktu pengembalian pinjaman, tingkat bunga pinjaman, dan grace period. Biasanya dalam suatu investasi, pembayaran biaya pokok pinjaman dan biaya bunga dilakukan tiap tahun. V-5

6 Besarnya biaya bunga yang harus dibayar tiap tahun adalah : Bunga( C( n 1) I C ( C ( S1 S2... S( n 1)) Biaya bunga total yang harus dibayar : Bunga n 1 Bunga( Bunga( = biaya bunga pada tahun ke-n, rupiah C(n-1) = Sisa pinjaman pada tahun ke-(n-1), rupiah n = Waktu pengembalian pinjaman C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi, rupiah S = Biaya pengembalian modal pokok (cicila, rupiah I = tingkat bunga pinjaman (%) Sebagai catatan, perhitungan dilakukan selama masa operasi. Tahun pertama operasi adalah tahun ke-1. Pembayaran biaya pokok pinjaman dan biaya bunga sebelum masa operasi (selama masa konstruksi) belum dihitung. Dalam kenyataanya, selama masa konstruksi, seharusnya dilakukan pembayaran biaya pokok pinjaman dan biaya bunga. Hal ini dilakukan bila tidak terdapat Grace Period (waktu penundaan pembayaran pinjama, baik untuk pembayaran biaya pokok pinjaman maupun biaya bunga. Yang dinamakan sebagai biaya bunga adalah biaya bunga yang dihitung selama masa operasi saja. Sedangkan biaya bunga yang dibayar selama masa konstruksi disebut IDC (Intersest During Constructio. IDC ini akan dimasukkan ke dalam biaya investasi sebagai aset dan mengalami depresiasi. Pada saat masa konstruksi tersebut, pembangkit listrik tidak memperoleh pendapatan hasil dari penjualan V-6

7 listrik sehingga pembayaran bunga berasal dari modal kapital awal. Hal ini dapat menyebabkan modal kapital awal yang dibutuhkan jauh lebih besar dibandingkan modal kapital seharusnya. Besarnya biaya IDC tergantung dari tahap pembangunan pembangkit. Bila tidak terdapat Grace Period maka perhitungan biaya bunga dan IDC adalah sebagai berkut : Bunga n n" 1 Bunga( n') Bunga( n') C( n' 1) I C ( n' 1) C ( S1 S2... S( n' 1)) C Co S' C ( n") Co ( S1... S( n" 1)) IDC( n") Co( n" 1) I n" IDC IDC( n") 1 n' n n" C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi, rupiah Co = Jumlah pinjaman awal, rupiah I = Tingkat bunga pinjaman, % S = Biaya pengembalian pinjaman pokok (cicila, rupiah IDC = Bunga selama masa konstruksi, rupiah n = Waktu pengembalian pinjaman, tahun n = Waktu Konstruksi Sedangkan bila terdapat Grace Period maka perhitungan biaya bunga dan IDC adalah sebagai berkut : V-7

8 Bunga n n" 1 N Bunga( n') Bunga( n') C( n' 1) I C ( n' 1) C ( S1 S2... S( n' 1)) C Co S' C ( n") Co ( S1... S( n" N 1)) IDC( n") Co( n" 1) I IDC n" N 1 n' n n" N IDC( n") C = Jumlah pinjaman pada tahun pertama operasi, rupiah Co = Jumlah pinjaman awal, rupiah I = Tingkat bunga pinjaman, % S = Biaya pengembalian pinjaman pokok (cicila, rupiah IDC = Bunga selama masa konstruksi, rupiah n = Waktu pengembalian pinjaman, tahun n = Waktu Konstruksi N = Grace period, tahun Masa konstruksi suatu pembangkit dapat dibedakan menjadi beberapa tahap. terdiri dari masa pengembangan (pembebasan lahan, pengerukan tanah, pengiriman barang modal, dll), masa konstruksi (pekerjaan sipil, pemasangan mesin dan peralatan elektrik), dan masa penyelesaian (commisioning, dll). Pada tiap masa tersebut, pekerjaan yang dilakukan berbeda-beda, tentu saja biaya yang dilakukan berbeda juga. Oleh karena itu mekanisme penurunan pinjaman bank juga harus memperhatikan kondisi tersebut. Pinjaman bank hendaknya diturunkan bertahap sesuai dengan masa-masa tersebut. Sehingga akan dapat mengurangi biaya bunga selama konstruksi yang harus dibayar karena biaya IDC dikenakan V-8

9 pada besarnya modal yang diturunkan. Faktor ini menyebabkan besarnya IDC berbeda-beda di setiap tahap dan mempengaruhi jumlah total biaya IDC tersebut. Biaya komponen A diatas dikeluarkan sepanjang umur pembangkit. Hal ini jauh berbeda bila dibandingkan dengan kenyataan yang ada. Di dalam sistem perekonomian sekarang, sebagian besar bank memberi pinjaman maksimal selama tahun. Sebagian besar investor mengharapkan masa pengembalian modal selama 8-10 tahun. Surat berharga obligasi memiliki masa tempo tahun. Pinjaman lunak dari luar negeri selama 30 tahun akan digunakan oleh pemerintah untuk berbagai sektor dan tidak akan cukup untuk membiayai banyaknya investasi pembangkit hingga 10 tahun ke depan. Hal ini menyebabkan masa pengembalian modal beserta tingkat pengembaliannya tidak sama dengan umur pembangkit. Percepatan masa pengembalian akan memperbesar biaya investment charges dibandingkan dengan hasil perhitungan sebelumnya Berdasarkan pembahasan diatas, dapat disimpulkan bahwa apabila PLN menggunakan perhitungan biasa tanpa memperhitungkan percepatan depresiasi, maka terjadi pengeluaran/biaya yang berlebihan dan biaya yang berlebih tersebut akan dikenakan pada biaya pokok penyediaan (BPP) dan menyebabkan mahalnya tarif dasar listrik. Hal ini sudah bukan merupakan biaya minimal pada perencanaan pembangkit. Pendapatan Sebelum Pajak (EBT) Pendapatan sebelum pajak adalah pendapatan yang diperoleh setelah dikurangi biaya produksi, biaya operasi dan pemeliharaan, depresiasi dan bunga, tetapi belum dikurangi pajak. Pendapatan disini adalah pendapatan yang diperoleh dari penjualan energ listrik. Biaya produksi di sini adalah biaya bahan bakar. Pendapatan (P) : Energi Pr ice Energi = Energi listrik yang dihasilkan, kwh Price = Harga energi listrik, Rp/kWh V-9

10 Pendapatan sebelum pajak (EBT) : P FC O & M D I P = Pendapatan, rupiah FC = Biaya bahan bakar, rupiah O&M = Biaya operasi dan pemeliharaan, rupiah D = Biaya depresiasi, rupiah I = Biaya bunga, rupiah EBT ini menggambarkan pendapatan yang diperoleh oleh investor atas investasi yang telah dikeluarkan. Sehingga hal tersebut menggambarkan tingkat pengembalian modal kepada investor. Sehingga besarnya komponen A dapat dihitung sebagai berikut : Depresiasi Bunga EBT n 1 Energi( V.1.2. Komponen B (Biaya Operasi dan Pemeliharaan Tetap) Biaya ini adalah biaya untuk operasi dan pemeliharaan pembangkit yang besarnya tidak tergantung pada energi listrik yang diproduksi. Biaya-biaya tersebut ada yang berupa biaya tetap saja, biaya variabel saja, dan ada juga yang mengandung komponen biaya tetap dan variabel. Sebagai contoh untuk jasa reparasi dan perawatan reparasi dan perawatan ada yang berdasarkan jam operasi mesin dan ada yang berdasarkan usia peralatan atau komponen mesin. Maka di dalamnya terdapat biaya tetap jasa reparasi dan perawatan. Biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit adalah: V-10

11 No Jenis Biaya 1 Insentif 2 Pemakaian Air 3 Bahan Kimia 4 Suku Cadang 5 Material Lain 6 Biaya Gaji 7 Biaya Kesejahteraan 8 Jasa Reparasi & Perawatan 9 Asuransi 10 Sewa 11 Retribusi 12 Diklat 13 Riset 14 Konsultan Berikut ini adalah biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharan tetap. No Jenis Biaya 1 Biaya Gaji 2 Biaya Kesejahteraan 3 Jasa Reparasi & Perawatan 4 Asuransi 5 Sewa 6 Retribusi 7 Diklat 8 Riset 9 Konsultan Berapapun energi listrik yang dihasilkan, jumlah biaya ini adalah tetap. Dalam penghitungan komponen biaya ini, yang perlu diperhatikan adalah adanya eskalasi atau kenaikan harga (biaya) dari masing-masing komponen biaya. Untuk perhitungan biaya tiap tahun tanpa memasukkan komponen eskalasi harga adalah dengan menjumlahkan keseluruhan biaya tersebut dalam waktu satu tahun, kemudian menjumlahkan dengan biaya di tahun-tahun berikutnya selama masa V-11

12 pembelian tenaga listrik (sesuai PPA). Kemudian membaginya dengan energi listrik total yang dihasilkan selama waktu itu. Selain biaya perawatan tetap pada bagian utama (mesi pembangkit, pada PLTSa juga terdapat biaya perawatan pada bagian peralatan yang digunakan untuk memproses sampah sebelum masuk ke ruang bakar. Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) tiap tahun : O & Mfixed( BG( BK( R & P( A( S( R( D( Ri( K( BG = Biaya gaji, rupiah BK = Biaya kesejahteraan, rupiah R&P = Biaya jasa reparasi dan perawaatan, rupiah A = Biaya Asuransi, rupiah S = Biaya Sewa, rupiah R = Biaya Retribusi, rupiah D = Biaya Diklat, rupiah Ri = Biaya Riset, rupiah K = Biaya Konsultan, rupiah n = tahun Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) total (selama masa pembelian tenaga listrik) tanpa adanya faktor eskalasi biaya : O & Mfixed O & Mfixed(1) O & Mfixed(2)... O & Mfixed( n = masa pembelian energi listrik, tahun Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) total (selama masa pembelian tenaga listrik) dengan adanya faktor eskalasi biaya : V-12

13 O & Mfixed O & Mfixed(1) O & Mfixed(2)... O & Mfixed( O & Mfixed( O & Mfixed( n 1) (1 r) n = Masa pembelian energi listrik, tahun r = Tingkat eskalasi biaya, % Sehingga komponen B (biaya operasi dan pemeliharaan tetap) dapat dihitung sebagai berikut : Komponen B : O & Mfixed n 1 Energi( O&Mfixed = Biaya operasi dan pemeliharaan tetap (O&Mfixed) total (selama masa pembelian tenaga listrik) n 1 Energi( = Produksi energi listrik total pembangkit (selama masa pembelan energi listrik) V.1.3. Komponen C (Biaya Bahan Bakar) Bahan bakar merupakan sumber energi utama untuk memproduksi energi listrik. Jenis bahan bakar menentukan jenis pembangkit yang dipilih untuk memproduksi listrik Biaya bahan bakar yang dikeluarkan setiap tahun tergantung pada besarnya energi listrik yang diproduksi, dimana besarnya energi listrik tergantung pada besarnya faktor kapasitas suatu pembangkit. Oleh karena itu, faktor kapasitas yang dilayani oleh pembangkit menentukan besar kecilnya biaya bahan bakar tersebut. Untuk PLTSa, tidak terdapat komponen C karena sampah yang digunakan sebagai bahan bakar diperoleh secara gratis. Hal ini dasumsikan karena PLTSa V-13

14 tidak membeli sampah yang datang, melainkan menerima pembayaran dari pihak yang akan membuang sampah (tipping fee) V.1.4. Komponen D (Biaya Operasi dan Pemeliharaan Variabel) Biaya ini adalah biaya untuk operasi dan pemeliharaan pembangkit yang besarnya tergantung pada energi listrik yang diproduksi. Berikut ini adalah biayabiaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit. No Jenis Biaya 1 Insentif 2 Pemakaian Air 3 Bahan Kimia 4 Suku Cadang 5 Material Lain 6 Biaya Gaji 7 Biaya Kesejahteraan 8 Jasa Reparasi & Perawatan 9 Asuransi 10 Sewa 11 Retribusi 12 Diklat 13 Riset 14 Konsultan Seperti telah dijelaskan sebelumnya, biaya-biaya tersebut diatas ada yang berupa biaya tetap saja, biaya variabel saja, dan ada juga yang mengandung komponen biaya tetap dan variabel. Berikut ini adalah biaya-biaya yang termasuk di dalam biaya operasi dan pemeliharan variabel. V-14

15 No Jenis Biaya 1 Insentif 2 Biaya Gaji 3 Jasa Reparasi & Perawatan 4 Pemakaian air 5 Bahan kimia 6 Suku cadang 7 Material lain Kenaikan dan penurunan besarnya biaya ini mengikuti jumlah energi listrik yang dihasilkan. Dalam penghitungan komponen biaya ini, yang perlu diperhatikan adalah adanya eskalasi atau kenaikan harga (biaya) dari masingmasing komponen biaya. Untuk perhitungan biaya tiap tahun tanpa memasukkan komponen eskalasi harga adalah dengan menjumlahkan keseluruhan biaya tersebut dalam waktu satu tahun, kemudian menjumlahkan dengan biaya di tahuntahun berikutnya selama masa pembelian tenaga listrik (sesuai PPA). Kemudian membaginya dengan energi listrik total yang dihasilkan selama waktu itu. Biaya reparasidan perawatan juga termasuk biaya reparasi dan perawatan peralatan pemroses sampah awal. Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) tiap tahun : O & M var( I BG( R & P( PA( Ch( SC( M ( I = Biaya Insentif, rupiah BG = Biaya gaji, rupiah R&P = Biaya jasa reparasi dan perawaatan, rupiah PA = Biaya pemakaian air, rupiah Ch = Biaya bahan kimia, rupiah R = Biaya Retribusi, rupiah SC = Biaya Suku Cadang, rupiah M = Biaya Material lain, rupiah V-15

16 Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) total (selama masa pembelian tenaga listrik) tanpa adanya faktor eskalasi biaya : O & M var O & M var(1) O & M var(2)... O & M var( n = masa pembelian energi listrik, tahun Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) total (selama masa pembelian tenaga listrik) dengan adanya faktor eskalasi biaya : O & M var O & M var(1) O & M var(2)... O & M var( O & M var( O & M var( n 1) (1 r) n = Masa pembelian energi listrik, tahun r = Tingkat eskalasi biaya, % Sehingga komponen D (biaya operasi dan pemeliharaan variabel) dapat dihitung sebagai berikut : Komponen D : O & M var n 1 Energi( O&Mvar = Biaya operasi dan pemeliharaan variabel (O&Mvar) total (selama masa pembelian tenaga listrik) n 1 Energi( = Produksi energi listrik total pembangkit (selama masa pembelan energi listrik) Dalam menghitung harga jual energi pembangkit listrik tenaga sampah swasta hendaknya mencari harga yang seoptimal mungkin yang artinya V-16

17 menguntungkan antara produsen (investor) dan pembeli (PT. PLN (Persero)). Untuk memenuhi hal tersebut perlu diketahui bagaimana pengaruh tiap parameter perhitungan komponen harga jual listrik swasta terhadap harga dan parameterparameter yang lain. Dalam bab ini akan diadakan simulasi perhitungan harga jual listrik (studi perencanaa pembangkit listrik tenaga sampah dengan metode yang telah dikemukakan disertai dengan sensitivitas parameter-parameter yang terlibat terhadap hasil perhitungan. V.2. Data Perhitungan Harga Jual Energi PLTSa V.2.1. Data Umum Pembangkit Kapasitas terpasang pembangkit = 10 MW Faktor kapasitas = 85 % (tetap selama PPA) Pemakaian Energi sendiri = 5 % PPA = 20 tahun Produksi listrik tiap tahun = 70,737,000 kwh Produksi listrik 20 tahun = 1,414,740,000 kwh Pajak pendapatan = 30 % Rp/$ USD = 9050 ROI = 16,2 % Data di atas diperoleh dari sebuah investor swasta yang akan melakukan pembangunan PLTSa. V.2.2. Biaya Investasi Kebutuhan dan alokasi biaya investasi PLTSa yang direncanakan adalah sebagai berikut : V-17

18 No Jenis Investasi 1 Lahan dan Persiapan Lahan $445, Infrastruktur $994, Pekerjaan Sipil dan Gedung $3,314, Peralatan Pembangkit $9,944, Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan $300, Peralatan Pemeliharaan $1,190, Biaya Pengembangan Proyek $1,104, Biaya Konstruksi 9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi $414, Untuk biaya pekerjaan sipil dan peralatan pembangkit telah termasuk ke biaya konstruksi (instalasi) Waktu depresiasi masing-masing aset adalah sebagai berikut : No Jenis Investasi Waktu depresiasi (Th) 1 Lahan dan Persiapan Lahan 2 Infrastruktur 15 3 Pekerjaan Sipil dan Gedung 15 4 Peralatan Pembangkit 15 5 Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan 15 6 Peralatan Pemeliharaan 15 7 Biaya Pengembangan Proyek 15 8 Biaya Konstruksi 9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi 15 Total biaya investasi untuk pembangunan pembangkit tersebut adalah USD 17,708,116 atau sekitar Rp 160,258,450, dengan kurs rupiah/$ USD sebesar V.2.3. Pendanaan Pendanaan proyek pembangkit tersebut berasal dari dua pihak yaitu investor dan pinjaman bank. Jumlah dana dari kedua pihak berikut kondisikondisinya adalah sebagai berikut : V-18

19 Pinjaman bank PINJAMAN JANGKA PANJANG Jumlah 10,624,870 Bunga 9.00% Jangka Waktu Pengembalian 10 Cicilan pokok per tahun 1,062,487 *Jumlah Biaya dalam USD Biaya pengembalian pokok pinjaman per tahun menggunakan metode pengembalian tetap per tahun. Yaitu dengan membagi jumlah pijama dengan jumlah waktu pengembalian (10 tahu. Sehingga didapatkan biaya pengembalian pokok per tahun sebesar USD 1,062,487. Investor Jumlah dana investasi dari investor adalah USD 7,083,246. Dengan demikian perbandingan antara investor dengan pinjaman bank adalah 60 % : 40 %. V.2.4. Biaya Operasi dan Pemeliharaan Biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit yang direncanakan adalah sebagai berikut : No Biaya Operasi & Pemeliharaan USD Rp 1 Biaya Pegawai 610, ,523,305, Overhaul Overhead Consumables Pemeliharaan & Kontrak 535, ,841,750, Asuransi 17, ,258, Asumsi eskalasi biaya operasi dan pemeliharaan = 0 % Pada perencanaan pembangkit ini biaya operasip dan pemeliharaan tetap dan variabel dinyatakan dalam bentuk komposisi dari biaya operasi dan pemeliharaan total. Untuk biaya operasi dan pemeliharaan tetap nilainya adalah 80 % dari total V-19

20 biaya operasi dan pemeliharaan. Sedangkan biaya operasi dan pemeliharaan variabel besarnya adalah 20 % dari total biaya operasi dan pemeliharaan. Dalam perencanaan hendaknya biaya operasi dan pemeliharaan tetap dan variabel dinyatakansecara jelas dan terpisah untuk memudahkan evaluasi. V.2.5. Biaya bahan bakar Untuk biaya bahan bakar Pembangkit Listrik Tenaga Sampah ini besarnya adalah 0. Karena sampah yang digunakan sebagai bahan bakar secara gratis. V.3. Perhitungan Komponen Biaya Harga Jual Energi Listrik V.3.1. Komponen A Biaya Depresiasi Berikut ini adalah biaya depresiasi tiap aset berikut waktu depresiasinya. No Jenis Investasi USD Rp 1 Lahan dan Persiapan Lahan 445,000 4,027,250,000 Waktu Depresiasi (Th) 2 Infrastruktur 994,475 9,000,000, Pekerjaan Sipil dan Gedung 3,314,917 30,000,000, Peralatan Pembangkit 9,944,751 90,000,000, Peralatan Penyimpanan dan Kendaraan 300,000 2,715,000, Peralatan Pemeliharaan 1,190,000 10,769,500, Biaya Pengembangan Proyek 1,104,972 10,000,000, Biaya Konstruksi 0 9 Biaya Implementasi dan Persiapan Operasi 414,000 3,746,700, Total 17,708, ,258,450,000 Biaya depresiasi total tiap tahun adalah sebesar USD 1,150,874 atau mencapai Rp 10,415,413,333 per tahun selama 15 tahun. V-20

21 Sehingga biaya depresiasi selama 20 tahun masa operasi pembangkit (perjanjian pembelian energi listrik) adalah USD 17,263,116 atau Rp 156,231,200, Biaya Bunga Biaya bunga tiap tahun adalah sebagai berikut : Tahun Biaya Bunga (USD) Biaya bunga (Rp) 1 956, ,653,956, , ,788,560, , ,923,165, , ,057,769, , ,192,373, , ,326,978, , ,461,582, , ,596,186, , ,730,791, , ,395, Sehingga biaya bunga selama 20 tahun masa produksi energi listrik adalah sebesar USD 5,259, atau Rp 47,596,759, EBT Dengan menggunakan formula berikut : NP( EBT ( (1 tax) Didapatkan EBT selama 20 tahun adalah USD 32,813, EBITDA selama 20 tahun adalah USD 55,336, V-21

22 Sehingga diperoleh nilai dari komponen A adalah : Atau = USD /kWh = Rp /kWh Depresiasi Bunga EBT n 1 n 1 Energi( EBITDA Energi( V.3.2. Komponen B dan Komponen D Berikut adalah daftar biaya operasi dan pemeliharaan pembangkit : No Biaya Operasi & Pemeliharaan USD Rp 1 Biaya Pegawai 610, ,523,305, Overhaul Overhead Consumables Pemeliharaan & Kontrak 535, ,841,750, Asuransi 17, ,258, Pada biaya operasi dan pemeliharaan ini, biaya pemeliharaan keseluruhan dimasukkan ke dalam biaya pemeliharaan dan kontrak. Total biaya operasi dan pemeliharaan tiap tahun adalah USD 1,163, atau Rp 10,525,313, Biaya operasi dan pemeliharaan tetap dan variabel dinyatakan dalam komposisi terhadap biaya operasi dan pemeliharaan total. Biaya operasi dan pemeliharaan tetap mencapai 80 % dari jumlah biaya V-22

23 operasi dan pemeliharaan total, sedangkan Biaya operasi dan pemeliharaan variabel mencapai 20 % dari jumlah biaya operasi dan pemeliharaan total Sehingga biaya operasi dan pemeliharaan tetap adalah tiap tahun USD 930, atau Rp 8,420,251, Sehingga biaya operasi dan pemeliharaan variabel tiap tahun adalah USD 232, atau Rp 2,105,062, Tidak terdapat eskalasi biaya operasi dan pemeliharaan. Biaya operasi dan pemeliharaan tetap selama 20 tahun adalah USD 18,608, atau Rp 168,405,023, Biaya operasi dan pemeliharaan variabel selama 20 tahun adalah USD 4,652, atau Rp 42,101,255, Sehingga nilai dari komponen B adalah : USD18,608, ,414,740,000 kwh = USD = Rp 119 /kwh Nilai dari komponen D adalah : USD 4,652, ,414,740,000 kwh = USD = Rp /kwh V.3.3. Komponen C Nilai komponen C diasumsikan 0 karena bahan bakar yang digunakan adalah sampah yang diperoleh dengan tanpa mengeluarkan biaya. Hal ini dikarenakan sampah yang masuk PLTSa justru dikenakan biaya tipping fee. Biaya tipping fee merupakan biaya yang harus dibayar oleh pihak yang membuang sampah di PLTSa. V-23

24 V.3.4. Harga Jual Energi Listrik (Rp/kWh) Harga jual energi listrik yang dihasilkan oleh PLTSa ini adalah merupakan penjumlahan komponen biaya pembanagkitan A, B, C, dan D. Diperoleh haraga Rp/kWh = Pada harga jual tersebut didapatkan nilai IRR = 12,14 % dan waktu pengembalian investasi 6,65 tahun. V-24