Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 ISSN 1978-2365 BIAYA MARGINAL TENAGA LISTRIK DI WILAYAH SUMATERA MARGINAL COST OF ELECTRICITY IN SUMATRA Hasan Maksum, Charles Lambok Puslitbangtek Ketenagalistrikan, Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Jl.Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan h_maksum@yahoo.com Abstrak Sistem ketenagalistrikan Sumatera adalah sistem interkoneksi dengan delapan wilayah distribusi yaitu wilayah Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Kebutuhan permintaan tenaga listrik dan biaya investasi infrastruktur tenaga listrik di masing-masing wilayah berbeda sehingga tarif tenaga listrik di masing-masing wilayah dapat berbeda. Di dalam penelitian ini, tarif tenaga listrik di masing-masing wilayah dihitung dengan metode biaya marginal jangka panjang. Penggunaan tarif tenaga listrik sesuai biaya marginal diharapkan dapat mendorong kemandirian penyediaan biaya infrastruktur tenaga listrik di masing-masing wilayah. Dari hasil penelitian didapatkan biaya marginal tenaga listrik yang paling tinggi adalah di wilayah Aceh yaitu rata-rata sebesar Rp 1.701/kWh dan yang paling rendah di wilayah Lampung yaitu rata-rata sebesar Rp 1.467/kWh. Proyeksi pendapatan dari hasil penjualan tenaga listrik tahun 2014 dengan tarif sesuai biaya marginal adalah sebesar 45,19 trilyun rupiah. Pendapatan ini dapat memenuhi kebutuhan biaya investasi infrastruktur tenaga listrik di Sumatera yang mencapai rata-rata 28,64 trilyun per tahun. Kata kunci : biaya marginal, infrastruktur, tarif Abstract Sumatra electricity system is interconnected system with eight distribution area which are Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, and Lampung.. The electricity demand and the infrastructure investment cost in each region different so the electricity prices in each region can be different. In this study, electricity prices in each region was calculated by the long run marginal costs methode. The use of electricity tariff in accordance marginal cost is expected to encourage self-reliance provision of electricity infrastructure costs in each area. From the results, the marginal cost of electricity is the highest in the region of Aceh which is an average of U.S. $ 1.701/kWh and the lowest in the region of Lampung is an average of U.S. $ 1.467/kWh. Projected revenue from the sale of electricity with tariff of marginal cost is equal to 45.19 trillion rupiah. This revenue can meet the needs of the electricity infrastructure investment costs in Sumatra which reached an average of 28.64 trillion per year. Keywords: marginal costs, infrastructure, rates PENDAHULUAN Indonesia merupakan negara kepulauan dengan sistem ketenagalistrikan yang berbeda antara satu kepulauan dengan kepulauan yang lain. Salah satu sistem ketenagalistrikan yang ada adalah sistem ketenagalistrikan Sumatera yang merupakan sistem terbesar kedua setelah sistem Jawa Bali. Pada sistem interkoneksi Sumatera, tenaga listrik dari pembangkit disalurkan ke jaringan transmisi dan didistribusikan ke delapan wilayah distribusi. Di wilayah Sumatera, permintaan kebutuhan Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 39
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Ketenagalistrikan Marginal Terbarukan Tenaga dan Listrik Energi di Wilayah Terbarukan Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 50 tenaga listrik terus meningkat setiap tahun tetapi biaya investasi pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan sangat terbatas sehingga rasio elektrifikasi di wilayah ini masih rendah. UU No 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan memberi kewenangan kepada Pemerintah dan Pemerintah Daerah dalam persetujuan harga jual tenaga listrik dan tarif tenaga listrik dapat ditetapkan secara berbeda di setiap daerah dalam suatu wilayah usaha. Kebijakan Pemerintah terhadap tarif tenaga listrik adalah diarahkan untuk mencapai nilai keekonomiannya sehingga kebutuhan biaya investasi pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan dapat terus berlangsung. Dalam teori ekonomi, harga yang efesien adalah harga harus sesuai dengan biaya marjinal produksinya [1]. Biaya marjinal dalam ketenagalistrikan adalah tambahan biaya yang dikeluarkan untuk menambah satu unit output tenaga listrik. Biaya penyediaan akan meningkat jika konsumen yang ada meningkatkan permintaan mereka atau ada konsumen baru yang tersambung ke dalam sistem ketenagalistrikan. Harga biaya marjinal dapat diterapkan berdasarkan periode waktu penggunaan, musim, tingkat tegangan, dan kondisi daerah geograpis. Tujuan Tujuan dalam penelitian ini adalah menghitung tarif tenaga listrik di delapan Wilayah Distribusi Sumatera dengan metode harga biaya marjinal jangka panjang. Penggunaan tarif sesuai harga biaya marjinal diharapkan mendorong kemandirian dalam penyediaan biaya infrastruktur ketenagalistrikan di Sumatera. Biaya Marjinal Jangka Panjang Biaya marjinal jangka panjang dalam ketenagalistrikan dibagi menjadi empat komponen yaitu biaya marginal kapasitas pembangkit, biaya marginal kapasitas transmisi, biaya marginal kapasitas distribusi, dan biaya marginal energi. Biaya Marjinal Kapasitas Pembangkit Biaya marjinal kapasitas pembangkit adalah tambahan biaya kapasitas pembangkit untuk memenuhi peningkatan kebutuhan tenaga listrik pada waktu beban puncak. Persamaan biaya ini adalah : LRMC kap_kit = [ r(1+r)n (1+r) n -1 x biaya kapital (1+RM) (1-% pemakaian sendiri) ] + biaya tetap..(1) Dimana r adalah suku bunga, n adalah umur manfaat pembangkit, dan RM adalah reserve margin. Biaya Marjinal Kapasitas Transmisi dan Distribusi Biaya marjinal kapasitas jaringan transmisi dan distribusi adalah tambahan biaya investasi jaringan transmisi dan distribusi untuk memenuhi kenaikan beban puncak pada jaringan tersebut. Metode untuk menghitung biaya ini didekati dengan Average Incremental Cost (AIC). Persamaan matematis AIC adalah: AIC= t I n=1(1+r) n t MW n=1(1+r) n.. (2) Diterima 40 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 40
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Marginal Terbarukan Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 dimana I adalah biaya investasi, MW adalah kenaikan beban puncak, dan t adalah periode perencanaan horisontal. Biaya marginal kapasitas transmisi dan distribusi dihitung dengan mengannualisasi AIC selama umur manfaat jaringan. Biaya marginal kapasitas yang dibayar pelanggan harus disesuaikan dengan titik tegangan pelanggan. Total biaya marjinal kapasitas di titik tegangan tinggi adalah LRMC kap_tt = LRMC kit (1-L TT ) + LRMC TT.. (3) Dimana LRMC TT adalah biaya marginal kapasitas jaringan transmisi dan L TT adalah rugi-rugi jaringan transmisi. Total biaya marginal kapasitas di titik tegangan menengah (LRMC TM) dan tegangan rendah (LRMC TR) diberikan oleh persamaan LRMC kap_tm = LRMC TT (1-L TM ) LRMC kap_tr = LRMC TM (1-L TR ) + LRMC TM. (4) + LRMC TR. (5) Dimana LRMC TM adalah biaya marginal kapasitas distribusi tegangan menengah, LRMC TR adalah biaya marginal kapasitas distribusi tegangan menengah, L TM adalah rugirugi jaringan distribusi tegangan menengaf dan L TR adalah rugi-rugi jaringan tegangan rendah. Biaya Marjinal Energi Biaya marjinal energi adalah biaya bahan bakar (BB) dan biaya variabel dari unit pembangkit yang dioperasikan untuk memenuhi kebutuhan pada waktu beban puncak dan diluar waktu beban puncak. Persamaan biaya marjinal energi adalah Biaya BB + Biaya Variabel LRMC energi = (1-% pemakaian sendiri ). (6) Harga BB ( US$ kcal ) +Heat Rate( Vol kwh ) Biaya BB = Heat Content ( kcal (7) Vol ) Biaya Marjinal Per Golongan Pelanggan Golongan pelanggan di Indonesia terdiri atas golongan pelanggan Sosial, Rumah Tangga, Bisnis, Industri, dan Pemerintah. Untuk menghitung biaya marginal per golongan pelanggan diperlukan data coincidence factor (CF), load factor (LF), dan peak energy share (PES). Biaya marjinal kapasitas per golongan pelanggan dihitung dengan persamaan : LRMC kap_class=lrmc kap x CF...(8) Agar biaya marginal kapasitas per golongan pelanggan mempunyai satuan Rp/kWh dihitung dengan persamaan : LRMC kap_class LRMC eq = (Load factor x 24 x 30).. (9) Biaya marjinal energi dapat di rata-ratakan setiap saat dengan persamaan: LRMC energy_class = LRMC energy_lwbp x(1 PES)+ LRMC energi_wbp x PES...(10) Total biaya marjinal per golongan pelanggan dihitung dengan menjumlahkan biaya marjinal energi dan biaya marjinal kapasitas. Persamaan yang digunakan adalah LRMC total = LRMC energi_class + LRMC eq...(10) METODOLOGI Alur metodologi dalam penelitian ini dapat dilihat pada Gambar 1. Data yang digunakan adalah data kebutuhan tenaga listrik, Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 41
Ketenagalistrikan dan Energi Ketenagalistrikan Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 50 rencana penyediaan tenaga listrik, biaya investasi, reserve margin, pemakaian sendiri pembangkit, dan rugi-rugi jaringan transmisi dan distribusi. Sumber data yang digunakan adalah data RUPTL PLN tahun 2012-2021. Biaya marginal kapasitas pembangkit dihitung berdasarkan kandidat pembangkit yang direncanakan beroperasi pada waktu beban puncak. Pada sistem Sumatera, kandidat pembangkit pada waktu beban puncak adalah pembangkit PLTG dan diluar waktu beban puncak adalah pembangkit PLTU. Biaya marginal kapasitas transmisi dan distribusi di hitung berdasarkan peningkatan tambahan biaya investasi jaringan transmidi dan distribusi untuk memenuhi kenaikan beban puncak pada jaringan tersebut. Pembagian wilayah distribusi Sumatera terdiri atas wilayah Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Dalam penelitian ini diasumsikan reserve margin 40 %, suku bunga 12 %, rugirugi jaringan transmisi 3,45 %, rugi-rugi jaringan distribusi tegangan menengah 5 %, dan rugi-rugi jaringan distribusi tegangan rendah 5,85 %. Diterima 42 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Marginal Terbarukan Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 Data Kebutuhan Tenaga Listrik Sumatera Perhitungan Biaya Marjinal Jangka Panjang (LRMC) Perencanaan Sistem Ketenagalistrikan Biaya Investasi Sistem Ketenagalistrikan 1. Reserve Margin 2. PemakaianSendiri PS Pembangkit, Reserve Margin, Rugi- Rugi Jaringan Transmisi dan Distribusi Sisi Pembangkitan 1. Biaya Marjinal Kapasitas) 2. Biaya Marjinal Energi WBP 3. Biaya Marjinal Energi LWBP Sisi Transmisi Biaya Marjinal Kapasitas Transmisi Sisi Distribusi 1. Biaya Marjinal Kapasitas Distribudi TM 2. Biaya Marjinal Kapasitas Distribusi TR Rugi-Rugi Jaringan 1. Transmis Teg Tinggi (TT) 2. Distribusi Teg Menengah (TM) 3. Distribusi Teg Rendah (TR) 1. Biaya Marjinal Kapasitas 2. Biaya Marjinal Energi WBP 3. Biaya Marjinal Energy LWBP 1. Coincidence Factor 2. Load Factor 3. Peak Energi Share Biaya Marjinal Tenaga Listrik Per Golongan Per Wilayah Tarif Tenaga Listrik 2013 Kesimpulan dan Saran Gambar 1. Metodologi Penelitian Sistem Ketenagalistrikan Sumatera Kebutuhan tenaga listrik di Sumatera diproyeksikan terus meningkat sampai tahun 2021. Hal ini disebabkan adanya pertumbuhan ekonomi, pertumbuhan jumlah penduduk, dan peningkatan rasio elektrifikasi. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut, PT. PLN telah merencanakan penambahan kapasitas pembangkit dan jaringan transmisi dan distribusi. Perencanaan di sisi pembangkit bertujuan mendapatkan konfigurasi pembangkit dengan biaya penyediaan listrik termurah (least cost). Kandidat pembangkit yang direncanakan sebagai pembangkit beban dasar adalah PLTU batubara kapasitas 100 MW sampai 400 MW dan kandidat pembangkit waktu beban puncak adalah pembangkit PLTG kapasitas 100 MW. Pengembangan jaringan transmisi direncanakan berupa jaringan SUTET 500 kv, 275 kv, 150 kv, dan 70 kv. Biaya investasi jaringan transmisi yang dibutuhkan dapat dilihat pada Tabel 4. Pengembangan jaringan distribusi dilakukan untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan tenaga listrik sampai 2021. Biaya investasi jaringan distribusi yang dibutuhkan di masing-masing wilayah distribusi Sumatera dapat dilihat pada Tabel 5. Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 43
Ketenagalistrikan dan Energi Ketenagalistrikan Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 50 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 Tabel 1. Kebutuhan Tenaga Listrik di Sumatera (MW) (6) Tahun 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Sumatera 4.464 4.798 5.319 5.938 6.533 7.210 7.955 8.768 9.674 10.516 Aceh 369 397 434 475 521 573 630 694 765 843 Sumut 1508 1566 1714 1874 2054 2258 2482 2732 3011 3315 Sumbar 447 487 534 589 651 718 791 870 956 1046 Riau 501 537 585 640 701 770 846 930 1024 1112 Sumatera Selatan 698 769 845 931 998 1070 1147 1238 1335 1335 Jambi 227 256 281 315 334 355 377 402 426 459 Bengkulu 120 133 146 154 162 172 181 192 229 253 Lampung 570 616 666 729 800 880 968 1066 1175 1308 Tabel 2. Kandidat Pembangkit Tenaga Listrik di Sumatera (6) No Jenis Pembangkit Kapasitas Capital Cost Pembangunan Life Time Heat Rate MW USD/kW Tahun (tahun) kcal/kwh 1 PLTU batubara 65-200 1.300 3 30 2867 2646 2 PLTG Minyak 50-100 600 2 20 3640-3110 Tabel 3. Harga Bahan Bakar dan Nilai Kalor Bahan Bakar (6) No Jenis Energi Primer Harga Nilai 1 Batubara USD 80/Ton 5.100 kcal/kg 4 Gas alam USD 6/MMBTU 252.000 kcal/mscf Tabel 4. Kebutuhan Biaya Investasi Jaringan Transmisi Sumatera (Juta USD) (6) Tahun 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Total Biaya Investasi 218 446 1.272 892 1.228 321 534 55 310 43 5.319 Tabel 5. Kebutuhan Biaya Investasi Jaringan Distribusi di Sumatera (Juta USD) (6) Tahun 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Wil Aceh Jaringan TM 23,7 24,4 25,2 26,1 27,2 28,4 29,9 31,5 33,4 36,9 Jaringan TR 22,6 24,1 25,1 25,7 26,9 28,0 29,3 30,7 32,2 35,0 Wil Sumut Jaringan TM 44,6 44,3 47,8 48,3 54,4 60,8 66,9 74,6 81,3 89,7 Jaringan TR 52,6 57,0 62,0 66,7 72,6 77,0 82,6 84,9 89,2 93,1 Wil Sumbar Jaringan TM 9,5 10,2 10,2 10,5 10,8 11,1 11,3 11,6 12,4 13,6 Jaringan TR 18,6 20,4 20,4 20,8 21,3 20,9 21,1 21,6 22,7 24,6 Wil Riau Jaringan TM 12,4 12,8 12,3 13,4 14,0 14,4 15,0 15,8 15,1 16,7 Jaringan TR 16,1 15,4 15,6 17,7 16,6 17,9 18,4 19,2 18,4 19,9 Wil Jambi Jaringan TM 6,2 6,3 6,4 6,8 7,1 7,6 8,2 8,7 9,1 10,1 Jaringan TR 5,3 6,0 6,1 6,3 6,4 5,8 6,2 6,4 6,6 7,1 Wil Sumsel Jaringan TM 11,0 11,5 12,0 12,6 13,5 14,5 15,6 16,6 17,8 19,7 Jaringan TR 10,6 11,6 11,8 12,2 12,8 12,6 13,3 14,2 15,1 15,7 Wil Bengkulu Jaringan TM 5,4 4,8 7,4 3,7 8,8 4,1 6,9 6,1 6,1 6,7 Jaringan TR 4,5 4,5 6,2 3,6 6,6 3,4 5,0 4,4 4,4 4,9 Diterima 44 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Marginal Terbarukan Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 Wil Lampung Jaringan TM 6,2 5,9 6,1 5,8 3,9 4,1 4,3 4,6 5,0 5,5 Jaringan TR 25,3 24,7 24,4 21,3 16,3 16,6 15,9 16,1 16,6 16,8 HASIL DAN PEMBAHASAN Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas Pembangkit Kandidat pembangkit yang direncanakan beroperasi untuk memikul kenaikan beban puncak adalah pembangkit PLTG kapasitas 100 MW. Biaya marginal kapasitas pembangkit didapat dengan mengannualisasi biaya kapital pembangkit selama umur manfaat pembangkit 20 tahun. Dalam perhitungan diasumsikan biaya kapital PLTG 600 USD/kW, biaya tetap operasi pemeliharaan 3 % dari biaya investasi, dan pemakaian sendiri pembangkit 1,5 %. Dengan menggunakan persamaan (1) maka biaya marjinal kapasitas pembangkit di dapat sebesar Rp 111.642/kW/bulan. Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas Transmisi AIC jaringan transmisi dihitung dengan menggunakan persamaan (2). Data biaya investasi jaringan transmisi dan kenaikan beban puncak jaringan transmisi menggunakan data dalam Tabel 4 dan Tabel 1. Dengan mengannualisasi AIC tersebut selama umur manfaat jaringan transmisi 20 tahun, didapat biaya marjinal kapasitas transmisi sebesar Rp 142.524/kW/bulan. Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas Distribusi Biaya marjinal kapasitas distribusi dibagi menjadi dua yaitu biaya marginal kapasitas distribusi tegangan menengah 20 kv dan tegangan rendah 400 V. AIC jaringan distribusi dihitung dengan menggunakan persamaan (2). Data biaya investasi jaringan distribusi dan kenaikan beban puncak jaringan distribusi menggunakan data Tabel 5 dan Tabel 1. Dengan mengannualisasi AIC selama umur manfaat jaringan 20 tahun maka biaya marginal kapasitas distribusi di masing-masing wilayah Sumatera dapat di lihat pada Tabel 6. Tabel 6. Biaya Marjinal Kapasitas Distribusi di Wilayah Sumatera (Rp/kW/bulan) Wilayah Distribusi TM (Rp/kW/bulan) Distribusi TR (Rp/kW/bulan) Aceh 87.606 90.449 Sumut 49.744 87.646 Sumbar 35.465 78.687 Riau 33.837 47.497 Jambi 43.138 44.841 Sumsel 28.831 32.817 Bengkulu 57.639 57.643 Lampung 10.953 54.242 Biaya Marginal Kapasitas di Titik Tegangan Pelanggan Biaya marginal kapasitas di titik tegangan pelanggan dihitung dengan menyesuaikan rugi-rugi jaringan transmisi dan distribusi. Dengan menggunakan persamaan Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 45
Ketenagalistrikan dan Energi Ketenagalistrikan Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 50 (3), (4), dan (5) maka biaya marginal kapasitas dititik tegangan pelanggan di masing-masing wilayah distribusi Sumatera dapat dilihat pada Tabel 7 sampai Tabel 16. Tabel 7 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titik Tegangan Pelanggan di Wilayah Aceh Busbar 111.642 - - - 111.642 TT 3,45% 115.632 142.524 - - 258.156 TM 5 % 121.717 150.025 87.606-359.348 TR 5,85 % 129.267 159.330 93.039 90.449 472.085 Tabel 8. Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumut TM 5 % 121.717 150.025 49.744 321.487 TR 5,85 % 129.267 159.330 52.829 87.646 429.072 Tabel 9 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumbar TM 5 % 121.717 150.025 35.465 307.208 TR 5,85 % 129.267 159.330 37.664 78.687 404.948 Tabel 10 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Riau TM 5 % 121.717 150.025 33.837 305.580 TR 5,85 % 129.267 159.330 35.936 47.497 372.030 Tabel 11 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumsel TM 5 % 121.717 150.025 28.831 300.574 TR 5,85 % 129.267 159.330 30.620 32.817 352.034 Tabel 12 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Jambi TM 5 % 121.717 150.025 43.138 314.881 TR 5,85 % 129.267 159.330 45.813 44.841 379.251 Tabel 13 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Bengkulu TM 5 % 121.717 150.025 67.368 339.111 TR 5,85 % 129.267 159.330 71.546 67.853 427.996 Diterima 46 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Marginal Terbarukan Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 Tabel 14 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Lampung TM 5 % 121.717 150.025 10.953 282.695 TR 5,85 % 129.267 159.330 11.632 54.242 354.471 Perhitungan Biaya Marjinal Energi Perhitungan biaya marjinal energi pada waktu beban dan diluar waktu beban puncak diasumsikan menggunakan pembangkit PLTG dan PLTU. Data heat rate pembangkit, nilai kalor bahan bakar, heat content bahan bakar, dan harga bahan bakar dapat dilihat pada Tabel 2 dan Tabel 3. Perhitungan biaya marginal energi menggunakan persamaan (6). Dengan asumsi biaya variabel 3,5 % dari biaya bahan bakar dan pemakaian sendiri PLTG sebesar 1,5 % maka biaya marginal energi waktu beban puncak sebesar Rp 1.038/kWh. Hal yang sama dilakukan untuk menghitung biaya marginal energi di luar waktu beban puncak. Dengan asumsi biaya variabel 8,1 % dari biaya bahan bakar dan pemakaian sendiri PLTU sebesar 6,5 % maka biaya marginal energi di luar waktu beban puncak sebesar Rp 529/kWh. Biaya marginal energi di titik pelanggan dihitung dengan menyesuaikan rugirugi jaringan transmisi dan distribusi. Hasil perhitungan biaya marginal energi dititik tegangan pelanggan dapat dilihat pada Tabel 15 Tabel 15. Biaya Marginal Energi di Titik Pelanggan Titik Teg Rugi-Rugi Biaya Marjinal Energi (Rp/kWh) WBP LWBP WBP LWBP Busbar 1.038 529 TT 3,45% 2,00% 1.075 539 TM 5,00% 3,00% 1.132 556 TR 5,84% 4,00% 1.202 579 Perhitungan Biaya Marjinal Tenaga Listrik Wilayah Sumatera Biaya marjinal tenaga listrik adalah penjumlahan biaya marjinal kapasitas dan biaya marjinal energi. Untuk mengkonversi biaya marjinal kapasitas dan biaya marginal energi kedalam satuan biaya Rp/kWh dibutuhkan data coincidence factor (CF), class load factor (LF) dan peak energi share (PES) golongan pelanggan di Sumatera. Tabel 16. Coincidence Factor, Class Load Factor dan Peak Energi Share Golongan Pelanggan (5) Gol Titik Pelanggan Teg CF LF PES Publik/Sosial TR 84% 41% 13% Publik/Sosial TM 97% 45% 13% Rumah Tangga TR 92% 49% 29% Bisnis TR 69% 52% 19% Bisnis TM 86% 43% 17% Industri TR 87% 42% 12% Industri TM 94% 73% 14% Industri TT 95% 95% 19% Pemerintah TR 100% 50% 33% Perhitungan biaya marginal tenaga listrik per golongan pelanggan di hitung menggunakan persamaan (8), (9), dan (10). Hasil perhitungan harga biaya marginal tenaga listrik per golongan pelanggan dapat dilihat pada Tabel 17. Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 47
Ketenagalistrikan dan Energi Ketenagalistrikan Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 50 Tabel 17 Biaya Marjinal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Golongan Titik Tarif Harga Biya Marginal (Rp/kWh) Pelanggan Teg Aceh Sumut Sumbar Riau Sumsel Jambi Bengkulu Lampung Sosial TR 2.004 1.882 1.813 1.719 1.662 1.740 1.870 1.669 Sosial TM 1.707 1.594 1.551 1.546 1.531 1.574 1.642 1.478 Rumah Tangga TR 1.991 1.879 1.816 1.730 1.678 1.749 1.858 1.685 Bisnis TR 1.568 1.489 1.444 1.384 1.347 1.397 1.475 1.351 Bisnis TM 1.653 1.547 1.508 1.503 1.489 1.529 1.590 1.440 Industri TR 2.013 1.889 1.819 1.725 1.667 1.746 1.878 1.674 Industri TM 1.280 1.212 1.187 1.184 1.175 1.200 1.238 1.143 Industri TT 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 1.000 997 1.000 PJU TR 2.097 1.977 1.910 1.819 1.763 1.839 1.953 1.770 2,500.00 2,000.00 1,500.00 1,000.00 500.00 - Tarif PLN 2013 Biaya Marginal Peaker di Wil Aceh Biaya Marginal di Wil Sumut Biaya Marginal di Wil Sumbar Biaya Marginal di Wil Riau Harga Biaya Marginal di Wil Jambi Biaya Marginal di Wil Sumsel Biaya Marginal di Wil Bengkulu Biaya Marginal di Wil Lampung Grafik 1. Perbandingan Tarif Listrik 2013 dengan Biaya Marginal Dari Grafik 1 terlihat tarif tenaga listrik Pada wilayah Sumatera, proyeksi tahun 2013 masih dibawah tarif sesuai harga biaya marjinal. Tarif harga biaya marginal ratarata di wilayah Sumatera adalah sebesar Rp 1.559/kWh. Tarif paling tinggi adalah di wilayah Aceh yaitu rata-rata sebesar Rp 1.701/kWh dan yang paling rendah adalah di wilayah Lampung yaitu rata-rata sebesar Rp 1.467/kWh. Perbedaan tarif di masing-masing wilayah distribusi disebabkan besarnya biaya kebutuhan tenaga listrik tahun 2014 mencapai 29.398 GWh. Pendapatan penjualan tenaga listrik adalah tariff tenaga listrik dikali volume penjualan tenaga listrik. Dari Tabel 22, proyeksi pendapatan penjualan tenaga listrik tahun 2014 dengan menggunakan tarif tenaga listrik 2013 mencapai 22,4 trilyun dan dengan tarif sesuai harga biaya marginal mencapai 45,19 trilyun rupiah. Pendapatan dengan tarif marginal kapasitas distribusi di masing-masing harga biaya marginal lebih tinggi wilayah yang berbeda. dibandingakan dengan tariff tenaga listrik tahun Diterima 48 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014
Ketenagalistrikan dan Biaya Energi Marginal Terbarukan Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 2013. Saat ini, kebutuhan biaya investasi ketenagalistrikan di Sumatera rata-rata mencapai 28,64 trilyun rupiah per tahun. Penggunaan tariff sesuai harga biaya marginal dapat memenuhi kebutuhan biaya investasi ketenagalistrikan di Sumatera Karena tarif tenaga listrik 2013 masih dibawah tarif harga biaya marginal, maka Pemerintah harus memberikan subsidi. Subsidi ini disebabkan karena tarif tenaga listrik 2013 lebih rendah dibandingkan tarif harga biaya marginal. Proyeksi subsidi tahun 2014 di wilayah Sumatera dengan tarif harga biaya marginal mencapai 22,7 trilyun rupiah. Subsidi paling besar di berikan kepada golongan pelanggan Rumah Tangga yang mencapai 17,06 trilyun rupiah. Tabel 22. Proyeksi Pendapatan dan Subsidi di Wilayah Sumatera (milyar) Gol Pelanggan Pendapatan Tarif 2013 Tarif LRMC Subsidi Tarif LRMC Sosial 613 1.472 859 Rumah tangga 10.112 27.180 17.067 Bisnis 5.085 6.442 1.357 Industri 4.248 6.448 2.199 Pemerintah 1.744 3.080 1.335 T, C, L 680 566-113 Total 22.485 45.190 22.705 KESIMPULAN DAN SARAN Dari hasil penelitian dapat diambil kesimpulan sebagai berikut : 1. Tarif harga biaya marginal tenaga listrik di Sumatera rata-rata sebesar Rp 1.559/kWh dengan tarif paling tinggi di wilayah Propinsi Aceh yaitu rata-rata Rp 1.701/kWh dan paling rendah di wilayah Lampung yaitu rata-rata Rp 1.467/kWh. 2. Perbedaan tarif harga biaya marginal dimasing-masing wilayah disebabkan perbedaan biaya marginal kapasitas distribusi. 3. Pendapatan dari penjualan tenaga listrik tahun 2014 dengan tarif harga biaya marginal mencapai 45,19 trilyun rupiah dan ini dapat memenuhi kebutuhan biaya investasi ketenagalistrikan di Sumatera sebesar 28,64 trilyun rupiah per tahun. 4. Tarif tenaga listrik 2013 masih dibawah tarif harga biaya marginal dan besarnya subsidi dengan tarif harga biaya marginal sebesar 22,7 trilyun rupiah DAFTAR PUSTAKA [1]. Munasinghe M, Warford J. (1982). Electricity pricing theory and case studies. Baltimore and London: The John Hopkins University Press. [2]. World Bank Energy Departement. (1984). Guidelines for Marginal Cost Analysis of Power System.Washingthon DC [3]. Peter G Soldatos. (1991). The Long run marginal cost of electricity in rural regions. Journal of Energi Economics, 140, 187-198. [4]. Arif S. Malik, Salem Al-Zubeidi. (2006). Electricity tariff based on long run marginal cost for central grid system of Oman. Journal of Energi, 31, 1703-714. [5]. KESDM. (2009). Kajian Mekanisme Penetapan Tarif dan Data Base Potensi Daerah Dalam Rangka Penetapan Tarif Listrik Regional. Jakarta Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 49
Ketenagalistrikan dan Energi Ketenagalistrikan Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 Vol. 50 13 No. 1 Juni 2014 : 39 50 [6]. PT PLN (Persero). (2013). Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik 2012-2021. Jakarta [7]. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan. [8]. Permen ESDM No 30 Tahun 2012. Diterima 50 : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014