STRUKTUR HARGA PLTMH Topik Utama Gery Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi h_maksum@yahoo.com S A R I Indonesia memiliki pontensi PLTMH yang cukup besar, namun tingkat pengembangannya masih sangat rendah, faktor yang menjadi kendala dalam pengembangan PLTMH antara lain adalah kesulitan dalam menentukan harga (unit cost) PLTMH yang menarik bagi investor namun tidak memberatkan keuangan negara. Tulisan ini bertujuan untuk memberikan gambaran dan masukan dalam menentukan harga PLTMH. Metodologi yang digunakan yaitu dengan menyajikan hasil perhitungan dan analisis dari data investasi PLTMH hasil FS maupun investasi PLTMH yang telah dibangun. Hasil analisis dari data yang ada diketahui biaya investasi PLTMH dengan kapasitas antara 10-50 kw berada pada kisaran 1-2 milyar rupiah dengan harga PLTMH (unit cost) antara Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dengan IRR 18.23 %. Tingginya perbedaan biaya investasi tersebut dipengaruhi oleh biaya investasi pada pekerjaan sipil, pekerjaan mekanikal elektrikal (ME), dan pekerjaan jaringan. Harga jual tenaga listrik PLTMH dapat mengacu kepada BPP (Biaya Pokok Produksi) wilayah dan untuk harga jual tenaga listrik PLTMH yang berada di atas BPP masih dapat dibangun dengan pertimbangan multiplier efek, sebagai subsitusi PLTD dan faktor sosial seperti elektrifikasi pedesaan. Kata kunci : biaya investasi, harga, IRR, kapasitas, PLTMH 1. PENDAHULUAN Tingkat pencapaian pembangunan pembangkit listrik yang direncanakan masih rendah sementara potensi PLTMH masih banyak yang bisa dimanfaatkan sebagai pembangkit listrik, dengan demikian adanya pemanfaatan potensi PLTMH yang masih besar diharapkan dapat menutupi kebutuhan listrik yang direncanakan. Namun demikian potensi PLTMH memiliki sifat spesifik yakni setiap lokasi potensi PLTMH mempunyai karakter biaya PLTMH yang berbeda-beda meskipun dalam wilayah dan kapasitas yang sama. Selain itu sistem penarifan yang ada sekarang masih terlalu rendah sehingga tidak menarik bagi investor. a. Tujuan Tujuan dari tulisan ini adalah menentukan harga jual tenaga listrik PLTMH yang menarik bagi investor namun tidak memberatkan kondisi keuangan negara. b. Metodologi Metodologi perhitungan harga jual tenaga listrik PLTMH dalam tulisan ini dapat dilihat pada Gambar 1. Data investasi pembangkit PLTMH yang digunakan dalam perhitungan adalah data dari DJEBTKE dan P3TKEBTKE. Langkahlangkah dalam perhitungan yang pertama adalah mengumpulkan data biaya investasi PLTMH. Dari data biaya investasi PLTMH, kemudian dihitung 16 M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
ini umumnya terdiri dari biaya konstruksi seperti
CRF (Capital Recovery Factor) atau faktor pengembalian investasi....... (2) i = interest rate n = masa manfaat CF = kapasitas merupakan kapasitas total pembangkit. 8760 = merupakan lamanya jam dalam satu tahun. CF = Capacity Factor merupakan faktor kesediaan PLT dalam memproduksi listrik. Dalam suatu proyek ketenagalistrikan, biaya investasi biasanya berasal dari dua sumber pendanaan yaitu modal sendiri dan pinjaman bank. Persentase besarnya biaya modal sendiri dan pinjaman bank adalah sebesar 30% dan 70%. Modal yang berasal dari pinjaman bank biasanya akan dikenakan biaya administrasi peminjaman (financing cost) dan dikenakan bunga pinjaman. Besarnya biaya administrasi peminjaman dan suku bunga pinjaman adalah sebesar 3 % dan 14.5%. b. Biaya Investasi PLTMH Total biaya investasi pada PLTMH dapat dikelompokkan menjadi tiga bagian, yaitu investasi pekerjaan sipil, investasi pekerjaan mekanikal-elektrikal dan investasi jaringan.. Investasi Pekerjaan Sipil Investasi pekerjaan sipil dipengaruhi oleh sistem PLTMH yang meliputi : panjang saluran pembawa, panjang pipa pesat, debit desain. Besarnya debit desain akan Gambar 2. Pekerjaan sipil PLTMH 18 M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
berpengaruh pada ukuran bendungan, saluran pembawa dan forebay. Selain itu investasi pekerjaan sipil juga sangat dipengaruhi oleh satuan harga setempat yang berbeda-beda dari setiap lokasi. Berikut beberapa contoh PLTMH yang memiliki perbedaan panjang saluran pembawa dan pipa pesat yang menjadi faktor yang menyebabkan biaya investasi konstruksi sipil berbeda.. Investasi Mekanikal-Elektrikal Faktor utama yang menentukan besar kecilnya investasi ME adalah kapasitas daya yang akan dipasang. Makin besar kapasitas daya akan semakin tinggi harga turbin dan generator. Pada investasi ME juga dipengaruhi biaya transportasi ke lokasi pembangkit. Berikut beberapa contoh PLTMH yang memiliki perbedaan kapasitas daya turbin dan generator. Kedua turbin dan generator tersebut memiliki kapasitas berbeda namun biaya investasi sama, hal ini disebabkan oleh adanya akibat terdapat perbedaan harga transportasi ke lokasi.. Investasi Jaringan Faktor utama yang berpengaruh pada investasi jaringan adalah panjang jaringan. Selain itu, juga perlu dipertimbangkan apabila dibutuhkan travo. Juga dipengaruhi oleh jenis koneksi tegangan ke grid PLN. Berikut ada beberapa contoh PLTMH yang memiliki perbedaan biaya investasi jaringan. c. Biaya Tetap Operasi dan Pemeliharaan (Komponen B) Biaya komponen B merupakan fixed OM Cost juga sering disebut sebagai OM Cost yang dikeluarkan untuk operasi dan maintenance pembangkit, seperti gaji pegawai/karyawan, biaya administrasi, manajemen, dan lain-lain. Pada tulisan ini biaya komponen B ditentukan tetap sebesar 3% dari total investasi. d. Biaya Bahan Bakar (Komponen C) Biaya komponen C merupakan komponen biaya tidak tetap (variable) yang terkait dengan produksi, dalam hal ini adalah biaya bahan bakar. Akan tetapi untuk pembangkit PLTMH yang tidak memerlukan bahan bakar maka biaya komponen C dapat digantikan dengan pajak penggunaan air. Pada tulisan ini harga komponen C ditentukan tetap sebesar 10 Rp/kWh. Gambar 3. Pekerjaan mekanikal elektrikal PLTMH Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno 19
Gambar 4. Pekerjaan Jaringan PLTMH e. Biaya Variabel Operasi dan Pemeliharaan (Komponen D) Biaya komponen D merupakan biaya variabel O&M, seperti biaya untuk pelumas, penggantian sparepart, overhaul. Semakin sering dan berat kerja pembangkit, semakin dibutuhkan pula pelumas. Maka, biaya komponen D ini akan meningkat dan demikian pulalah sebaliknya. Pada tulisan ini biaya komponen D ditentukan tetap sebesar 4% dari investasi total. 3. ANALISIS KEEKONOMIAN Metode analisis ekonomi yang dipakai dalam tulisan ini dengan menghitung nilai-nilai Net Present Value (NPV) dan Internal Rate of Return (IRR). Penjelasan ringkas dari metode tersebut adalah sebagai berikut : a. Net Present Value (NPV) Komponen cost dan komponen benefit dihitung present value nya berdasarkan discount rate/ interest rate yang telah ditentukan. Harga Net Present Value diperoleh dari pengurangan Present Value komponen benefit dengan Present Value komponen cost. Harga Net Present Value ini merupakan harga Present Value keuntungan atas investasi yang telah ditanamkan. Bila harga Net Present Value ini mempunyai tanda positip, berarti proyek yang ditinjau dapat digolongkan ekonomis dan layak untuk dibangun. b. Internal Rate of Return (IRR) Apabila semua komponen cost dan benefit sudah diperoleh, kemudian dapat dibuat aliran pembayaran (cash flow) dari semua komponen tersebut sesuai dengan umur ekonomis proyek yang diperkirakan. Dari economic cash flow ini kemudian dihitung besarnya economic net benefit untuk tiap tahun dan yang merupakan dasar dalam perhitungan nilai IRR. Perhitungan IRR dilakukan dengan mencari nilai discount rate sehingga nilai present value benefit sama dengan nilai present value cost atau net present value nya sama dengan nol. Jika hasil perhitungan IRR lebih besar dari discount factor, maka dapat dikatakan investasi yang akan dilakukan layak untuk dilakukan dan jika IRR lebih kecil dari discount factor maka investasi yang ditanamkan tidak layak. 4. HASIL DAN ANALISIS Biaya investasi pembangkit PLTMH sangat 20 M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
bervariasi tergantung besarnya kapasitas pembangkit, biaya pekerjaan sipil, biaya mekanikal elektrikal, dan biaya jaringan pembangkit tersebut. Besarnya biaya investasi PLTMH bersumber dari data DJEBTKE dan P3TKEBTKE dapat dilihat pada Tabel 1. Dari Tabel 1 terlihat biaya investasi PLTMH bervariasi antara Rp 13.987.254/kW sampai Rp 86.331.910/kW. Perhitungan harga jual tenaga listrik PLTMH dalam tulisan ini dilakukan dengan menggunakan beberapa asumsi yaitu : masa perencanaan dan konstruksi PLTMH : 2 tahun Equity biaya investasi : 30 % modal sendiri dan 70 % pinjaman bank Lama pinjaman bank : 5 tahun Suku bunga pinjaman : 14, 5 % Faktor kapasitas PLMH : 65% Jam Operasi : 8760 jam/tahun Masa manfaat PLTMH : 20 tahun Pemakaian sendiri PLTMH : 5% Komponen B: 3% dari biaya investasi Komponen C: Rp. 10,-/kWh Komponen D: 4% dari biaya investasi Eskalasi biaya komponen B dan D : 6 % per tahun Pajak penghasilan Badan/Perusahaan 25% Sebagai contoh perhitungan harga jual PLTMH di Pegunungan Bintang Papua dapat dilihat pada Tabel 2. Biaya investasi PLTMH Pegunungan Bintang kapasitas 70 kw adalah sebesar Rp 4.492.900.000. Biaya komponen A dihitung dengan menggunakan persamaan (1) dan (2). Dengan asumsi suku bunga 14,5 % pertahun, masa pinjaman bank 5 tahun, dan kapasitas pembangkit 65 % maka didapat biaya komponen A sebesar Rp 3.322/kWh. Besarnya biaya komponen B dan komponen D dihitung dengan menggunakan asumsi 3 % dan 4 % dari komponen A. Biaya komponen C dihitung dengan asumsi pajak penggunaan air sebesar Rp 10/kWh. Dengan memasukan margin usaha sebesar 5 % maka harga jual PLTMH Pegunungan Bintang Papua adalah sebesar Rp 4.328/kWh. Untuk mengetahui apakah harga jual PLTMH sebesar Rp 4.328/kWh layak atau tidak maka dilakukan perhitungan Net Present Value (NPV) Tabel 2. Data biaya investasi PLTMH dan BPP tenaga listrik di Indonesia Sumber : DJEBTKE Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno 21
Tabel 3. Perhitungan cash flow PLTMH pegunungan Bintang Papua No Tahun (n) Total Project Cost (TPC) PENDAPATAN DEBT SERVICE Total Loan Equity Energi Produksi (kwh) Energi Jual (kwh) Harga Jual (Rp/kWh) Pendapatan Brutto (Cbrutto) Utang Pokok (UP) Bunga (IUP) Total Cicilan Utang Biaya Penyusutan Faktor eskalasi biaya O&M Biaya O&M Tetap Biaya O&M Variabel Biaya Bahan Bakar (Pajak Air) Pendapatan Sebelum Pajak Pendapatan Setelah Pajak Cash Flow Biaya Pajak fd Outflow (Rp) Inflow (Rp) Net (Rp) (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7)=(5) (6) (8) (9) (10) = (8) + (9) (11) = TPC/n (12) (13) = Komp.B (4) (12 (14) = Komp.D (4) (12 (15) = Komp.C (5) (16) = (7)-(9)- (11)-(13)-(14)- (15) (17) = (16) Tax (18) = (16)-(17) (19) = (3) (20) = (7)-(10)- (13)-(14)-(15)- (17) (21) 0 2014 1.908.561.456 673.935.000 673.935.000-673.935.000 2015 2.042.225.231 673.935.000 673.935.000-673.935.000 1 2016 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 790.157.337 572.864.069 1.363.021.407 264.932.834 1,0000 134.787.000 179.716.000 3.786.510 404.724.299 101.181.075 303.543.224-221.681.279-221.681.279 2 2017 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 790.157.337 458.291.256 1.248.448.593 264.932.834 1,0600 142.874.220 190.498.960 3.786.510 500.426.933 125.106.733 375.320.200-149.904.303-149.904.303 3 2018 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 790.157.337 343.718.442 1.133.875.779 264.932.834 1,1236 151.446.673 201.928.898 3.786.510 594.997.356 148.749.339 446.248.017-78.976.486-78.976.486 4 2019 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 790.157.337 229.145.628 1.019.302.965 264.932.834 1,1910 160.533.474 214.044.631 3.786.510 688.367.636 172.091.909 516.275.727-8.948.776-8.948.776 5 2020 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 790.157.337 114.572.814 904.730.151 264.932.834 1,2625 170.165.482 226.887.309 3.786.510 780.465.763 195.116.441 585.349.322 60.124.819 60.124.819 6 2021 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 0 0 0 264.932.834 1,3382 180.375.411 240.500.548 3.786.510 871.215.410 217.803.852 653.411.557 918.344.391 918.344.391 7 2022 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 0 0 0 264.932.834 1,4185 191.197.936 254.930.581 3.786.510 845.962.852 211.490.713 634.472.139 899.404.973 899.404.973 8 2023 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 0 0 0 264.932.834 1,5036 202.669.812 270.226.416 3.786.510 819.195.141 204.798.785 614.396.356 879.329.190 879.329.190 9 2024 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 0 0 0 264.932.834 1,5938 214.830.000 286.440.001 3.786.510 790.821.367 197.705.342 593.116.026 858.048.860 858.048.860 10 2025 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 0 0 0 264.932.834 1,6895 227.719.800 303.626.401 3.786.510 760.745.167 190.186.292 570.558.876 835.491.710 835.491.710 11 2026 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 1,7908 241.382.988 321.843.985 3.786.510 728.864.395 182.216.099 546.648.296 811.581.131 811.581.131 12 2027 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 1,8983 255.865.968 341.154.624 3.786.510 695.070.777 173.767.694 521.303.083 786.235.917 786.235.917 13 2028 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,0122 271.217.926 361.623.901 3.786.510 659.249.541 164.812.385 494.437.156 759.369.990 759.369.990 14 2029 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,1329 287.491.001 383.321.335 3.786.510 621.279.032 155.319.758 465.959.274 730.892.108 730.892.108 15 2030 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,2609 304.740.461 406.320.615 3.786.510 581.030.292 145.257.573 435.772.719 700.705.553 700.705.553 16 2031 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,3966 323.024.889 430.699.852 3.786.510 538.366.627 134.591.657 403.774.970 668.707.805 668.707.805 17 2032 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,5404 342.406.383 456.541.843 3.786.510 493.143.142 123.285.786 369.857.357 634.790.191 634.790.191 18 2033 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,6928 362.950.765 483.934.354 3.786.510 445.206.249 111.301.562 333.904.687 598.837.521 598.837.521 19 2034 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 2,8543 384.727.811 512.970.415 3.786.510 394.393.142 98.598.285 295.794.856 560.727.691 560.727.691 20 2035 398.580 378.651 4.122,03 1.560.810.713 264.932.834 3,0256 407.811.480 543.748.640 3.786.510 340.531.248 85.132.812 255.398.436 520.331.270 520.331.270 TOTAL TOTAL 3.950.786.686 1.347.870.000 7.971.600 7.573.020 5.669.378.894 5.298.656.686 4.958.219.482 6.610.959.309 75.730.200 ) ) Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno 23
Tabel 4. Hasil perhitungan harga PLTMH Gambar 1. Harga jual tenaga listrik PLTMH di Indonesia Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dan BPP tenaga listrik wilayah adalah sebesar Rp 1.029/ kwh sampai Rp 3.257/kWh. Besarnya harga jual tenaga listrik PLTMH sangat dipengaruhi oleh besarnya biaya investasi. Semakin besar biaya investasi maka harga jual tenaga listrik PLTMH akan semakin tinggi. Sebagai contoh, harga jual tenaga listrik PLTMH Enrekang Sulawesi Selatan kapasitas 70 kw sebesar Rp 848/kWh dengan biaya investasi Rp 906.788.000 dan harga jual tenaga listrik PLTMH Pegunungan Bintang Papua kapasitas 12 kw sebesar Rp 5.333/kWh dengan biaya investasi Rp 996.990.500. Karena harga jual tenaga listrik PLTMH sangat bervariasi, maka untuk menentukan apakah suatu PLTMH dapat dibangun perlu dibandingkan dengan BPP tenaga listrik di wilayah tersebut. Untuk PLTMH dengan harga jual tenaga listrik berada di bawah BPP wilayah maka PLTMH tersebut layak untuk dibangun. Beberapa PLTMH yang mempunyai harga jual tenaga listrik di bawah BPP wilayah adalah PLTMH Hulu Sungai Selatan Kalimantan Selatan kapasitas 40 kw dan PLTMH Enrekang Sulawesi Selatan kapasitas 70 kw. Untuk PLTMH yang mendekati atau sedikit diatas BPP wilayah, 24 M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
maka dapat dipertimbangkan untuk dibangun. Beberapa PLTMH yang mempunyai harga jual tenaga listrik mendekati atau sedikit di atas BPP wilayah adalah PLTMH Kebumen Jawa Tengah kapasitas 400 kw, PLTMH Enrekang Sulawesi Selatan kapasitas 30 kw, 70 kw, dan 1500 kw. Sebaliknya untuk harga PLTMH yang berada jauh di atas BPP maka PLTMH sebenarnya belum layak untuk dibangun. Meskipun demikian PLTMH tersebut masih dapat dibangun selama tidak menambah beban subsidi pemerintah dan dengan mempertimbangkan multiplier efek, sebagai subsitusi PLTD dan faktor sosial seperti elektrifikasi pedesaan. Untuk mengetahui faktor yang menyebabkan terjadinya variasi harga PLTMH yang sangat besar maka dibuat kurva hubungan antara biaya investasi terhadap kapasitas PLTMH seperti ditunjukkan pada Gambar 2. Dari kurva di atas terlihat bahwa biaya pekerjaan sipil mempunyai pola semakin tinggi kapasitas PLTMH maka biaya sipil semakin tinggi kecuali di beberapa tempat yang biaya pekerjaan sipilnya sangat tinggi dikarenakan jauhnya sumber air ke pembangkit yang secara langsung, menambah panjang saluran pembawa dan pipa pesat. Untuk biaya pekerjaan ME cenderung berpola lebih baik semakin tinggi kapasitas maka semakin tinggi biaya ME. Untuk biaya pekerjaan jaringan penyebaran biaya sangat besar untuk kapasitas yang sama, yaitu sebesar antara Rp. 150.000.000,- sampai dengan Rp. 700.000.000,-. Hal ini disebabkan jauhnya pembangkit ke grid dan tegangan grid yang berbeda-beda (tegangan menengah dan rendah). Sebagai bahan perbandingan situasi di atas dapat juga dilihat hasil perhitungan struktur harga Gambar 2. Hubungan biaya investasi terhadap kapasitas PLTMH Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno 25
PLTMH di Nepal. Menurut Vaidya, secara umum tidak ada standar pedoman untuk penentuan tarif pada PLTMH, karena mengubah biaya pembangkitan menjadi tarif yang efektif tidak sederhana. Sementara itu biaya pembangkitan yang tinggi sering kali masih diperlukan dan dibenarkan tetapi yang menjadi pertanyaan penting adalah apakah cukup banyak konsumen (PLN) akan bersedia dan mampu untuk membayar lebih. Menurut Worldbank bahwa pembangunan PLTMH yang biayanya lebih tinggi dari tarif listrik yang ada, maka yang menjadi dasar perhitungan adalah dengan melihat keuntungan-keuntungan akibat adanya listrik dan faktor-faktor ekonomi yang diakibatkan karena adanya listrik (multiplier effect). Pendekatan yang lain adalah dengan melihat bahwa kondisi kelistrikan sebelum adanya PLTMH adalah dengan menggunakan PLTD yang biayanya sangat tinggi. 5. KESIMPULAN DAN SARAN a. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa harga jual tenaga listrik PLTMH dengan kapasitas antara 10-50 kw berada pada kisaran antara Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dan BPP tenaga listrik wilayah antara Rp 1.029/kWh sampai dengan Rp 3.257/kWh. b. Untuk PLTMH kapasitas di bawah 50 kw, biaya investasi pekerjaan jaringan merupakan faktor utama yang membuat kisaran harga jual tenaga listrik PLTMH sangat besar. c. Harga jual tenaga listrik dari PLTMH tidak dapat ditetapkan dengan Harga Patokan Tertinggi dikarenakan harga jual tenaga listrik PLTMH sangat dipengaruhi oleh variasi besarnya biaya investasi PLTMH. d. Kelayakan ekonomi pembangunan PLTMH dapat mengacu kepada BPP wilayah. Untuk PLTMH dengan harga jual tenaga listrik yang masih di bawah atau mendekati BPP wilayah maka pembangkit PLTMH tersebut dapat dibangun. e. Untuk PLTMH dengan harga jual tenaga listrik yang melebihi BPP wilayah maka PLTMH tersebut masih bisa dibangun dengan mempertimbangkan multiplier efek, subsitusi biaya penyediaan tenaga listrik dari PLTD, dan merupakan kewajiban Pemerintah dalam peningkatan rasio elektrifikasi pedesaan. f. Dikarenakan keterbatasan data biaya investasi PLTMH maka agar analisis harga jual tenaga listrik PLTMH lebih lengkap diperlukan data yang lebih banyak dan kajian lebih lanjut. DAFTAR PUSTAKA Gery Baldi, 2013, Studi Keekonomian Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi PLTP Bora, Sulawesi Tengah, Pra Tesis, Universitas Indonesia. DJEBTKE, Proyek Pembangunan PLTMH untuk Listrik Pedesaan, Lokasi Jawa Barat, Jawa Tengah, Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Selatan, Nusa Tenggara Timur, dan Papua, Tahun 2007 Sampai Dengan 2013. DJK KESDM, 2013, Asumsi Makro APBNP 2013, Bahan Presentasi. P3TKEBTKE, Summary Laporan Hasil Feasibility Studi PLTMH, Lokasi Sulawesi Barat, Sulawesi Utara dan Nusa Tenggara Timur, Tahun 2009 Sampai Dengan 2012. Smail K. And Andrew B., 2000, Best Practices For Sustainable Development Of MicroHydro Power In Developing Countries, In association with London Economics & delucia Associates, Cambridge Massachusetts, USA For The Department for International Development, UK and The World Bank March 2000. Vaidya, Paper prepared by Dr. Vaidya, Micro- Hydro Specialist Under Contract With AEPC Cost Structure of Micro Hydropower Plant. 26 M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014