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
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
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)
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
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,
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
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
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 centralgrid 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
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
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
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
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
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 P ro du k si (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 d u k si (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
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
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 C amodi a < 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 Indon esia < 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
21 La o P DR 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
Tha il and < 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) Mala ysia
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
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
