PERHITUNGAN EKONOMI DAN PENDANAAN PLTN SMR 100 MWe

107

PERHITUNGAN EKONOMI DAN PENDANAAN PLTN SMR 100 MWe

Mochamad Nasrullah

Pusat Kajian Sistem Energi Nuklir (PKSEN)-BATAN Jl. Kuningan Barat, Mampang Prapatan, Jakarta 12710

Telp/Fax : (021) 5204243 Email: nasr@batan.go.id

ABSTRAK

PERHITUNGAN EKONOMI DAN PENDANAAN PLTN SMR 100 MWe. Investasi pembangkit listrik tenaga nuklir merupakan investasi yang bersifat capital intensive dengan faktor resiko investasi yang tinggi. Tujuan penelitian ini untuk mengetahui perhitungan ekonomi harga listrik dan pendanaan PLTN ukuran Small Medium Reactor (SMR). Metodologi meliputi kajian keekonomian, finansial, dan analisis pendanaan dengan menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN SMR dari berbagai ukuran dan tarif listrik PLTN SMR dengan menggunakan model spread sheet. Hasil menunjukkan biaya investasi SMR mulai 5000 USD/kWe sampai 11823 USD/kWe. Biaya pembangkitan SMR yang pertama kali dibangun lebih mahal dibandingkan dengan biaya pembangkitan SMR yang berikutnya. Biaya pembangkitan listrik pada SMR NOAK, FOAK, LEAD, LEAD2 dan SMR-B&W cenderung mempunyai nilai berbeda, akibat adanya biaya operasi dan perawatan terutama gaji dan upah tenaga kerja, biaya bahan bakar menunjukkan hasil yang relatif sama antara semua kasus. Biaya investasi pada beberapa kasus lebih tinggi dibandingkan biaya investasi pada kasus lainnya, karena pengaruh kenaikan bahan material untuk pembangkit listrik, struktur konstruksi dan peraturan-peraturan yang terkait dengan PLTN serta masalah lingkungan yang mempengaruhi perbedaan biaya investasinya. Harga listrik dan pendanaan dengan discount rate 10% menunjukkan biaya pembangkit listrik SMR sebesar 93,07 mills$/kWh yang termurah sampai 190,72 mills$/kWh. Sedangkan pendanaan PLTN SMR menunjukkan peluang pendanaan pembangunan PLTN di Indonesia diperkirakan cenderung menggunakan pola pendanaan secara PPP (public private partnership) dan harga jual berkisar antara Rp. 1150 per kWh hingga Rp. 2300 per kWh dengan tingkat pengembalian investasi berkisar antara 11,05% sampai 11,24%.

Kata kunci: harga listrik, pendanaan, Small Medium Reaktor

ABSTRACT

ECONOMIC CALCULATION AND FINANCING SMR NPP 100 MWe. Nuclear power plant investment is a capital intensive investment with high investment risk factors. This study aims to determine the economic calculation of the price of electricity and NPP funding size Small Medium Reactor (SMR). The methodology includes the study of the economic, financial and funding analysis by calculating the cost of generating electricity from nuclear power plants of various sizes SMR and SMR NPP electricity rates by using a spread sheet models. The data obtained showed the investment costs range SMR 5000 USD / kWe up to 11823 USD / kWe . Generation cost SMR from first built is more expensive than the cost of the next generation SMR. The cost of electricity generation in the SMR NOAK, FOAK, LEAD, LEAD2 and SMR-B & W tend to have different values. This is due to the different cost of operation and maintenance costs, especially salaries and wages of labor, fuel costs showed a relatively equal among all cases. Investment costs in some cases higher than the others. This is due to the effect of rising materials cost for power generation, structure construction and regulations related to nuclear power plants and environmental issues that cause the differences in investment cost price. Electricity prices and financing with 10% discount rate shows the cost of electricity generation SMR for $ 93.07 mills / kWh to 190.72 mills cheapest $ / kWh. While the NPP funding funding opportunity SMR shows nuclear power plant in Indonesia tend to use the pattern of the PPP (public private partnership) and the selling price between Rp. 1150 per kWh and 2300 per kWh with the return on investment ranging 11.05% to 11.24%.

108

1.

PENDAHULUAN

Saat ini tren pengembangan reaktor nuklir adalah berdaya kecil, dan ini didorong oleh dua hal, yakni karena mahalnya biaya investasi reaktor besar dan adanya kebutuhan akan reaktor daya untuk jaringan listrik di bawah 4 GWe (secara umum, kapasitas terpasang suatu unit pembangkit tidak boleh melebihi 15% kapasitas total jaringan). Reaktor daya kecil dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan listrik di daerah dengan tingkat populasi yang rendah atau di daerah terpencil. IAEA mengklasifikasikan reaktor kecil sebagai reaktor dengan daya di bawah 300 MWe, namun akhir-akhir inipun daya 500 MWe dapat diterima sebagai batasan atas untuk reaktor daya kecil.

Reaktor daya kecil merupakan jenis PLTN sebagian besar komponen-komponennya telah dipabrikasi dalam bentuk modul-modul sehingga hanya tinggal merakit. Keuntungannya, waktu yang dibutuhkan untuk pembangunan lebih pendek dibandingkan jika membangun jenis reaktor konvensional. Margin keselamatan yang tinggi, mudah disesuaikan dengan jaringan yang ada, disain fleksibel (multifungsi), dan biaya modal kecil dan interval pergantian bahan bakar sangat panjang menjadi keunggulan PLTN ini, tetapi biaya pembangkitan cukup besar bila dibandingkan dengan PLTN daya besar.

Secara Umum Studi ini menunjukkan perhitungan biaya pembangkitan listrik (harga keekonomian). Untuk lebih melengkapi pembahasan harga keekonomian, juga untuk mengetahui kelayakan suatu proyek, maka perlu ditambahkan pembahasan tentang financing (pendanaan). Penelitian ini merupakan studi khusus, dan sehubungan Pembangkit Listrik dengan menggunakan energi nuklir ini belum pernah di bangun di Indonesia, maka diperlukan penelitian bukan hanya menangani studi ekonomi pendanaan saja, tetapi juga harus berpengalaman dalam masalah kelistrikan di Indonesia, sekaligus yang mengerti tentang masalah ketenaganukliran di Indonesia

Studi ini dilakukan untuk mengkaji rencana pembangunan PLTN pertama di Indonesia yang meliputi kajian keekonomian, kajian finansial, dan analisis pendanaan. Kajian ini dilakukan dengan menggunakan beberapa parameter teknis dan ekonomi. Penelitian ini dilakukan bertujuan untuk :

 Menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN SMR dari berbagai ukuran yang mempunyai satuan mills$/kWh

 Menghitung tarif listrik PLTN SMR dengan menggunakan model spread sheet Penelitian dilakukan dengan mengambil data sekunder dan menggunakan data terbaru tahun 2012. Untuk SMR terbagi menjadi SMR-NOAK (SMR- Nth-Of-A-Kind), SMR FOAK-4 (SMR- First-Of-A-Kind Engineering), SMR LEAD, SMR LEAD/2 dan SMR B&W.

PLTN SMR FOAK (First-of-a-kind engineering) adalah biaya ini berkaitan dengan upfront design dan desain engineering pekerjaan yang diperlukan untuk mendapatkan sertifikasi desain dan lisensi gabungan konstruksi dan operasi dari Nuclear Regulatory Commission. Pembangkit ini dibangun pertama kali, sehingga belum ada pengalaman membangun dan menyebabkan resiko kegagalan. Guna mengantisipasi kegagalan dan mewujudkan pembangkit tersebut diperlukan biaya yang lebih tinggi.

PLTN SMR NOAK (Nth-of-a-kind) adalah estimasi biaya untuk pembangkit tidak termasuk biaya desain utama dan diasumsikan pengalaman pembelajaran telah dimasukkan dalam membangun pembangkit sehingga kurva pembelajaran telah diatasi. Jika sudah pernah membangun pembangkit, maka untuk membangun pembangkit berikutnya sudah mempunyai pengalaman dan diharapkan efisiensi biaya dapat dicapai.

PLTN SMR LEAD adalah pengembangan SMR yang didasarkan pada desain yang pada akhirnya akan dibangun, set awal merupakan pembelajaran dan modul pembangkit dalam upaya komersialisasi SMR. Akibatnya, overnight cost untuk PLTN SMR LEAD menjadi signifikan lebih tinggi daripada pembangkit PLTN SMR NOAK yang menggabungkan manfaat dari proses pembelajaran dalam pengaturan pembangkit. Perkiraan biaya untuk LEAD konservatif, simbol dari ketidakmampuan, pada awal

109 perusahaan ini, untuk membangun pengadaan terbaik, manufaktur, dan sistem pengiriman pada saat pembangunan. Perkiraan ini dapat menimbulkan tantangan untuk potensi " penggerak pertama " di industri , tetapi tidak dapat diatasi. Penghalang ini dapat diatasi dengan cara kombinasi skema penjual harga, berbagi ekuitas , daya beli dan pengaturan penjualan, negara dan insentif pemerintah daerah, dan insentif sektor swasta.

PLTN SMR LEAD/2 adalah pembangkit SMR yang diasumsikan terdiri dari tiga modul, yaitu 100 MW , 300 MW atau keseluruhan. LEAD/2 akan lebih tinggi biaya overnight costnya, karena biaya tetap untuk aset infrastruktur pembangkit akan diamortisasi, namun biaya total modal akan lebih rendah. Hal ini mungkin saja diinginkan untuk menggunakan LEAD/2 sebagai pembangkit komersial SMR awal, terutama jika beberapa desain SMR didukung untuk mengurangi total pengeluaran biaya modal.

PLTN SMR B&W mPower adalah PLTN SMR yang berasal dari Amerika Serikat yang mempunyai kapasitas daya 125 MWe

2.

METODOLOGI

Tarif listrik digunakan model finansial berbasis spread-sheet. Persamaan untuk menghitung tarif listrik teraras adalah:

Levelized tariff = Total biaya dalam Net Present Value (NPV) Total biaya dalam NPV energi yang dijual.

Umumnya, model BOT ini hampir mustahil untuk diterapkan pada proyek-proyek tenaga nuklir karena dimasukkannya resiko non-konvensional yang mana pemasok atau pembangun tidak dapat mengambil uang atas dasar pembiayaan non-recourse. Baru-baru ini, telah ada beberapa upaya untuk membiayai proyek tenaga nuklir melalui Public Private Partnership (PPP) sebagai proyek modifikasi pembiayaan model, yang didasarkan pada kombinasi investasi dari pemerintah dan investor. Dalam hal ini, pemerintah perlu menjamin tidak hanya risiko utama yang relevan dengan karakteristik pembangunan PLTN seperti kewajiban nuklir, risiko politik, dekomisioning, izin, penerimaan publik, tetapi juga beberapa keuntungan melalui Purchasing Power Agreement (PPA) jangka panjang [2]

Pada bagian ini menggambarkan aplikasi model FINPLAN untuk analisis pendanaan dari single plant yang dibangun oleh Utility. Diasumsikan utility disebut “Nuclear Power Utility” yang akan membangun PLTN dengan kapasitas 100 MWe dan perusahaan yang menjual listrik serta mendistribusikan namanya PLN. Dalam studi ini biaya investasi sesaat SMR-NOAK sebesar 5600 US$/kWe, SMR FOAK 6898 US$/kWe, SMR LEAD sebesar 9275 US$/kWe, SMR LEAD2 sebesar 11823 US$/kWe dan SMR B&W sebesar 4998US$/kWe. Biaya investasi menggunakan tahun dasar 2011 US$, hal ini dilakukan saat menghitung biaya pembangkitan listrik. Sebagaimana untuk tahun dasar yang digunakan untuk studi ini, waktu operasional PLTN biasanya disesuaikan dengan tahun dasar tersebut. Untuk PLTN pertama di Indonesia diasumsikan dioperasionalkan pada tahun 2025 dan per 1 Januari tahun 2011 dijadikan tahun dasar studi. Selanjutnya asumsi akan digunakan untuk studi ini. Parameter dasar ekonomi dan teknis yang digunakan pada data pembangkit tenaga listrik yang digunakan untuk menghitung dan mengevaluasi keekonomian adalah sebagai berikut: data parameter teknis dan ekonomis serta finansial PLTN SMR, data penjualan, sumber pendanaan, dan syarat dan kondisi pendanaan.

2.1. Data Parameter Teknis dan Ekonomis Serta Finansial PLTN SMR

Sebelum dilakukan perhitungan biaya pembangkitan listrik PLTN SMR, maka perlu ditentukan terlebih dahulu parameter teknis dan ekonomisnya, sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 1. Asumsi dan data yang digunakan dalam parameter teknis dan ekonomis ini selanjutnya akan menjadi masukan bagi software untuk menghitung biaya pembangkitan listrik PLTN yaitu mini G4econs yang dirilis oleh IAEA pada tahun 2008 dan FINPLAN untuk menghitung analisis pendanaan PLTN.

110

Nilai tukar tahun 2010 rata-rata Rp. 9040 / 1 US$ dan tahun 2011 rata-rata Rp. 8738 / 1 US$, tingkat nilai tukar ini mencerminkan tingkat inflasi. Sedangkan tingkat inflasi US$ tahun 2011 sebesar 3%, steady rate 3% per tahun. Sedangkan Rp. inflasi tahun 2011 sebesar 5%, steady rate 7% per tahun.

Tabel 1. Data Parameter Teknis dan Ekonomis serta Finansial PLTN SMR [1]

2.2. Biaya Investasi PLTN SMR

Biaya investasi PLTN biasanya disebut biaya sesaat (overnight cost), yaitu biaya yang belum memasukkan tingkat suku bunga selama konstruksi atau Interest During Construction (IDC). Biaya ini terdiri dari biaya EPC (Engineering Procurement Construction), biaya pengembangan (development costs) dan biaya lain-lain (other costs) serta biaya contigency. Komposisi biaya kapital untuk EPC terdiri atas biaya nuclear island, conventional island, balance of plant, construction dan erection work, design dan engineering.[4] _{Biaya investasi yang} dihitung disesuaikan dengan disbursement selama masa konstruksi, dan data tersebut diambil dari data terbaru tahun 2011. Pembangunan PLTN memerlukan dana yang cukup besar sehingga biasanya pemilik modal (owner) tidak cukup dana untuk membiayai pembangunan PLTN tersebut. Owner biasanya meminjam dana dari lembaga keuangan internasional, dengan demikian ada konsekuensi biaya berupa interest during construction (IDC). Biaya sesaat apabila ditambahkan dengan IDC disebut juga dengan biaya investasi.

Tabel 2. Rincian Direct Costs[1]

No Keterangan Satuan NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W [3]

1 Kapasitas Pembangkit MWe net 100 100 100 100 125

2 Faktor Kapasitas % 85 85 85 85 85

3 Efisiensi Pembangkit % 33 33 33 33 33

4 Auxiliary Consumption % 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5

5 Umur Teknis tahun 60 60 60 60 60

6 Umur Ekonomis tahun 40 40 40 40 40

7 Masa Konstruksi tahun 6 6 6 6 6

8 Biaya pembangunan Juta US$ 560 690 928 1182 625

9 Interest During Construction

Juta US$ 49 55 69 88 46

10 Total Biaya Investasi USD/kWe 5604 6898 9275 11823 5000

11 Investasi Asing/Lokal - 85/15 85/15 85/15 85/15 85/15

12 Discount Rate % 10 10 10 10 10

Keterangan Units NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

Balance of Plant Structures $ M 16 17 17 40 17

Reactor Building $ M 39 43 43 101 43

Non-reactor Structures $ M 23 26 26 61 26

Total Site Improvements and Structures $ M 78 86 86 202 86

Reactor and Steam Generator $ M 195 219 219 289 219

Turbine Generator and Condenser $ M 59 65 65 87 65

Transformer and Elec. Equipment $ M 39 44 44 58 44

Cooling System and Misc. Equip. $ M 20 22 22 29 22

Power Unit Equipment $ M 313 350 350 463 350

111 Tabel 3. Rincian Biaya Overnight Cost [1]

2.2.1. Biaya Bahan Bakar PLTN SMR

Bahan bakar nuklir (nuclear fuel) merupakan bahan bakar yang dibutuhkan oleh PLTN untuk dapat beroperasi menghasilkan energi listrik selama waktu hidupnya (life time). Daur bahan bakar nuklir (nuclear fuel cycle) mencakup seluruh aktivitas mulai dari eksplorasi, penambangan, penggilingan, pemurnian, pengkayaan dan kemudian dilanjutkan dengan fabrikasi menjadi elemen bakar nuklir untuk siap digunakan dalam operasi reaktor dan akhirnya menjadi bahan bakar bekas (spent fuel).

Dalam bulan Maret 2011[5] _{biaya dalam US$ untuk mendapatkan 1 kg uranium UO2}

bahan bakar reaktor pada harga pasar. Pada 45.000 MWd/t burn-up akan memberikan 360.000 kWh elektrikal per kg, sehingga biaya bahan bakar menjadi 0.77 c/kWh.

Back-end cost merupakan biaya penanganan bahan bakar bekas sesudah dipakai dan keluar dari reaktor, berupa biaya penyimpanan sementara on-site di PLTN dan biaya penyimpanan lestari (permanent storage). Burn-up bahan bakar nuklir merupakan besarnya energi yang dihasilkan oleh reaktor untuk setiap metrik ton U235. Besarnya burn-up U235 tergantung pada teknologi reaktor yang dari tahun ke tahun terus meningkat. Nilai burn-up yang dipakai pada studi ini adalah 44.600 MWd per metrik ton uranium, sesuai dengan spesifikasi reference plant

2.2.2. Biaya Operasi dan Perawatan (Operation and Maintenance Costs)

Biaya operasi dan pemeliharaan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan operasi rutin PLTN. O&M Cost besarnya bergantung pada teknologi dan kapasitas daya yang terpasang. O&M Cost dibedakan menjadi dua, yaitu variable O&M Cost dan fixed O&M Cost. Fixed O&M Cost merupakan biaya operasional rutin, meliputi biaya pegawai, property tax, plant insurance, dan life-cycle maintenance. Variabel O&M costs mencakup biaya bahan bakar, consumables materials, pemeliharaan langsung unit pembangkit, pemeliharaan gedung pembangkit, dan pemeliharaan oleh outsourcing. Varibel O&M cost dan Fixed O&M cost merupakan biaya yang bergantung pada fungsi produksi dari PLTN SMR.

Biaya operasi dan pemeliharaan (O&M Cost) merupakan biaya yang dibutuhkan untuk menjalankan operasi rutin PLTN. Biaya O&M besarnya bergantung pada teknologi dan kapasitas daya yang terpasang. Biaya O&M dibedakan menjadi dua, yaitu biaya variable O&M dan biaya fixed O&M. Biaya Fixed O&M merupakan biaya operasional rutin yang antara lain meliputi biaya pegawai, property tax, plant insurance, dan life-cycle maintenance.

Keterangan Units NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

Net Electrical Capacity MWe 100 100 100 100 125

Direct Costs (see Table 3) $ M 391 436 555 665 330

Indirect Costs $ M 39 44 56 67 56

First Core Costs $ M 18 18 18 34 18

DD&E Expensesc $ M 0 10 20 37 20

Owner's Cost $ M 39 39 39 74 39

Overnight Cost $ M 487 546 687 876 463

Contingency % 15 26 35 35 35

Total Overnight Cost $ M 560 690 928 1182 625

Total Overnight Cost per kW $/kW 5604 6898 9275 11823 4998

Interest During Construction % 10 10 10 10 10

112

Tabel 4. Total Biaya O&M PLTN SMR [1]

No Deskripsi Unit NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

1 Biaya Fixed O&M mills$/kWh 12,57 13,83 17,25 22,67 17,25

2 Biaya Variable O&M mills$/kWh 1,57 1,72 2,15 2,82 2,15

Total Biaya O&M mills$/kWh 14,14 15,55 19,40 25,49 19,40

2.3. Data Penjualan

Diasumsikan PLTN SMR akan menjual listrik yang diproduksi untuk didistribusikan PLN dan dijual berdasarkan discount rate 10% yang secara rinci dapat dilihat pada Tabel 5.

Tabel 5. Harga Jual Listrik (Rp/kWh)

2.4. Sumber Pendanaan

Harga listrik yang murah dan tingkat pengembalian investasi yang lambat telah menghalangi perusahaan skala besar terlibat dalam proyek pembangkitan. Pendanaan menjadi tantangan utama, diperburuk dengan krisis global saat ini yang terpaksa banyak perusahaan yang bergerak dibidang energi memangkas anggaran belanja dan membatalkan proyek. Penarikan dana sering sulit dilakukan pembeli tunggal, PLN telah banyak melalaikan kontrak masa lalu. Kebanyakan IPP mempercayakan ekspor kreditnya dan bantuan dari agen pinjaman yang bersifat multilateral seperti ADB, JBIC, Korean Exim, dan China Exim untuk mendanai dengan bantuan dana yang biasanya dari internasional atau bank komersial dibandingkan bank domesik Indonesia.

Tabel 6. Porsi Biaya Investasi

Tabel 7. Disbursement Biaya Investasi

Dalam skala yang lebih luas, peraturan lingkungan yang kompleks khususnya yang berhubungan dengan ketidakpastian dalam tender, telah dilakukan dengan upaya seperti disinsentif. Peningkatan upaya PPP di Indonesia yang berhubungan dengan peraturan dan peningkatan dukungan fiscal untuk menjamin adanya resiko tertentu dengan harapan dapat menarik investasi. Dalam studi ini diasumsikan masa konstruksi PLTN dijadwalkan dilakukan selama 6 tahun Biaya investasi dibagi menjadi dua bagian, porsi investasi asing

Keterangan UNIT NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

Harga Listrik Rp/kWh 1300 1400 1800 2300 1150 Deskripsi Dalam Juta US $ Dalam Juta Rp SMR -NOAK 560 734561 SMR-FOAK 690 904109 SMR-LEAD 928 1215737 SMR-LEAD2 1182 1549594 SMR B&W 625 818910 Tahun Disbursement % US $ Disbursement % Rp 2019 10 30 2020 15 20 2021 20 20 2022 25 10 2023 20 10 2024 10 10

113 sebesar 85% dan porsi investasi local sebesar 15%. Disbursement schedule dapat ditunjukkan pada Tabel 6 dan Tabel 7.

Total jumlah biaya investasi untuk porsi asing untuk SMR NOAK bernilai 560 juta US$ dan porsi lokal sebesar 734561 juta rupiah. Untuk SMR FOAK bernilai 690 juta US$ dan porsi lokal sebesar 904109 juta rupiah. Secara rinci telah dijelaskan pada Tabel 9. Investasi porsi asing akan didanai dari porsi asing sebesar 85%, dimana porsi untuk export credit 85% dan project loan sebesar 15%. Sedangkan biaya investasi porsi lokal sebesar 15% dari total investasi, akan didanai dari equity dan bonds. Tabel 8 menunjukkan skema pendanaan model PPP yang ditujukan pada pembangunan PLTN

Tabel 8. Skema Pendanaan Model PPP

Klasifikasi Keterangan

Investasi Porsi Lokal 15%

- Equity (Equity akan didanai selama 2 tahun)

- Bonds (sisanya didanai dengan bond)

Investasi Porsi Asing 85%

- ECA (85% dari Debt)

- Commercial (15% dari Debt)

Total 100%

2.5. Syarat dan Kondisi Pendanaan

Berikut kesimpulan dari ringkasan sumber utama pendanaan dan syarat serta kondisi yang dapat dijadikan pertimbangan untuk pendanaan proyek. Syarat dan kondisi untuk masing-masing sumber pendanaan selanjutnya diringkas sebagai berikut:

Tingkat bunga minimum pinjaman komersial (Commercial Interest References Rates) (CIRR) ditetapkan untuk beberapa mata uang oleh peserta dalam penyusunan tersebut. CIRRs disusun setiap tanggal 15 setiap bulannya. CIRRs untuk periode dari tanggal 15 Maret hingga 14 April 2012 yang terdaftar dibawah ini

Tabel 9. Susunan Resmi Bantuan Ekspor Kredit OECD [6]

Mata Uang Syarat

Pembayaran kembali PLTN baru Semua kontrak lain PLTN baru Semua kontrak lain

US dollar >15 sampai ≤ 16 tahun 3,22% 2,97% 3,22% 2,97%

Tingkat kemampuan CIRRs dalam menyediakan bantuan dana resmi yang berhubungan dengan ketentuan dari kesepakatan sector ini yang dibangun dengan menggunakan tingkat dasar dan keuntungan sebagai berikut:

Tabel 10. Konstruksi dari CIRRs [7]

PLTN baru Semua Kontrak lain

Pembayaran

kembali (tahun) Tingkat dasar (Government bonds)

Margin (bps)

Base Rate (Government bonds)

Margin (bps)

15 9 tahun 120 8 tahun 120

Project loan dalam studi ini akan diasumsikan dalam jangka waktu 10 tahun, tingkat bunga yang dipilih adalah floating 2 % dengan spread diatas inflasi dalam nilai mata uang asing. Pinjaman dilakukan untuk mendanai peningkatan infrastruktur yang akan mengurangi kemahalan jika Indonesia mampu bertahan pada yang disebut “investment grade” credit rating. Seperti diketahu tingkat bonds Indonesia selama 30 tahun sebesar 5.375% karena investor yang ada mempunyai kemampuan membayar dengan harga tinggi. Segera setelah Moody’s baru saja mengumumkan. 10 tahun bonds Indonesia jatuh pada tingkat 5.83% per tahun. Kemampuan untuk menerbitkan bonds pada tingkat yang rendah tiap

114

tahunnya menjadi penting karena akan berdampak pada rendahnya pinjaman Indonesia yang dibayar kurang dari 7% tingkat bunga tahunan pada 30 tahun diterbitkan, seperti Italia alami, Indonesia hanya membayar 5,375% per tahun. Mengambil cara lain setiap ada peningkatan dalam tingkat bond dari lembaga credit-rating adalah merupakan tanda bagi investor bahwa bond Indonesia/bond Pemerintah mengurangi resiko kegagalan, dan dapat menambah banyak kebutuhan investasi dalam pertumbuhan ekonomi[8]_{. Sumber pendanaan}

dimulai dari tahun 2019 sampai tahun 2024 dan dibagi menjadi dua bagian, yaitu export credit sebesar 85% dan project loan sebesar 15%.

Indonesia memberlakukan PPN saat ini ditetapkan berdasarkan UU PPN Nomor 42/2009. Tingkat PPN umumnya adalah 10% meskipun persediaan yang merupakan barang ekspor, dan ekspor dari beberapa jasa tingkat PPN 0%. Tingkat Pajak Penghasilan 25%, biaya proyek sampai dengan 7,5% (yaitu 10% PPN x (tarif pajak 1-0,25%)). [9]

3.

HASIL DAN PEMBAHASAN

Hasil perhitungan biaya pembangkit listrik yang menggunakan model Mini G4Econs dapat ditunjukkan pada Tabel 11.

Tabel 11. Hasil Biaya Pembangkitan PLTN SMR

Keterangan Unit NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

Biaya Investasi & DD mills$/kWh 73,91 90,33 120,88 154,07 65,14

Biaya O&M mills$/kWh 14,14 15,55 19,40 28,12 19,40

Biaya Bahan Bakar mills$/kWh 8,53 8,53 8,53 8,53 8,53

Biaya Pembangkit mills$/kWh 96,58 114,41 148,81 190,72 93,07 Hasil perhitungan keekonomian menunjukkan bahwa biaya pembangkit listrik PLTN SMR, paling besar adalah biaya investasi & DD dibandingkan terhadap biaya-biaya lainnya. Hasil perhitungan menunjukkan biaya pembangkit PLTN SMR termurah adalah SMR NOAK sebesar 96,58 mills$/kWh lalu disusul SMR B&W sebesar 93,07 mills$/kWh, SMR FOAK sebesar 114,41 mills$/kWh, SMR LEAD sebesar 148 mills$/kWh dan termahal SMR LEAD2 sebesar 190,72 mills$/kWh

Biaya konstruksi lebih didominasi mata uang asing dan sejumlah besar dibutuhkan selama pertengahan masa konstruksi. Biaya konstruksi (tanpa IDC) dihitung dengan menggunakan nilai uang berjalan pada mata uang USD dan mata uang rupiah, secara rinci dapat dilihat pada Tabel 12. Sumber utama pendanaan adalah export credit, yang menutup kira-kira sebesar 85% dari investasi dengan menggunakan mata uang asing (US$).

Tabel 12. Sumber Pendanaan

Pendanaan proyek seperti PLTN, mempunyai biaya investasi sangat tinggi dan lama masa konstruksinya sangatlah sulit. Dalam kasus perusahaan baru menjadi lebih sulit karena selama periode konstruksi panjang tidak ada sumber pendapatan. Para kreditur juga enggan karena sejumlah ketidakpastian seperti biaya yang melebihi yang dianggarkan, keterlambatan konstruksi, ketidakpastian pasar (permintaan untuk listrik yang dihasilkan), dan lain-lain. Banyak dari ketidakpastian tersebut telah dihapus dalam kasus sederhana melalui asumsi yang digambarkan di atas. Hasil analisis menunjukkan bahwa jika kondisi

SMR NOAK SMR FOAK SMR LEAD SMR LEAD2 SMR B&W

Biaya Investasi Juta USD Juta Rp Juta USD Juta Rp Juta USD Juta Rp Juta USD Juta Rp Juta USD Juta Rp Asing 476 4.162.510 586 5.123.283 788 6.889.175 1005 8.781.031 531 4.640.489 Lokal 84 734.561 103 904.109 139 1.215.737 177 1.549.594 94 818.910 Total 560 4.897.071 690 6.027.392 928 8.104.911 1182 10.330.625 625 5.459.398

115 dianggap berlaku, proyek ini secara finansial layak dan dapat memberikan pasokan listrik dengan harga yang stabil. Namun, untuk mengetahui kesehatan keuangan proyek, analisis sensitivitas harus dilakukan dengan memvariasikan nilai-nilai yang diasumsikan parameter penting. Sensitivitas harga jual telah dievaluasi dengan menganalisis dampaknya terhadap tingkat pengembalian investasi. Hasil analisis pendanaan PLTN SMR menunjukkan bahwa untuk harga jual berkisar antara Rp. 1150 per kWh hingga Rp. 2300 per kWh dengan tingkat pengembalian investasi berkisar antara 11,05% sampai 11,24%.

Tabel 13. Hasil Analisis Pendanaan untuk PLTN SMR

4.

KESIMPULAN

Dari uraian yang telah dipaparkan dapat ditambil kesimpulan bahwa biaya pembangkit listrik PLTN SMR, bagian paling besar adalah biaya investasi &DD bila dibandingkan biaya-biaya lainnya. Biaya pembangkit PLTN SMR termurah adalah SMR NOAK sebesar 96,58 mills$/kWh lalu disusul SMR B&W sebesar 93,07 mills$/kWh, SMR FOAK sebesar 114,41 mills$/kWh, SMR LEAD sebesar 148 mills$/kWh dan termahal SMR LEAD2 sebesar 190,72 mills$/kWh.

Biaya pembangkitan SMR yang pertama kali dibangun lebih mahal dibandingkan dengan biaya pembangkitan SMR berikutnya dibangun. Biaya pembangkitan listrik pada SMR-NOAK, SMR-FOAK, SMR LEAD, SMR LEAD2 dan SMR-B&W cenderung mempunyai nilai yang berbeda, hal ini karena biaya operasi dan perawatan terutama gaji dan upah tenaga kerja antara kasus satu dengan kasus yang lain Biaya bahan bakar menunjukkan hasil yang relatif sama antara semua kasus, karena bahan bakar uranium cenderung mengikuti mekanisme harga pasar. Biaya investasi pada beberapa kasus lebih tinggi dibandingkan biaya investasi pada kasus lainnya, hal ini disebabkan pengaruh kenaikan bahan material untuk pembangkit listrik, struktur konstruksi yang dibuat, juga peraturan-peraturan yang terkait dengan PLTN dan masalah lingkungan sehingga akan mempengaruhi perbedaan biaya investasinya.

Pola pendanaan PLTN dengan pola konvensional mempunyai risiko dan biaya investasi yang tinggi. Oleh karena itu komitmen mengeluarkan sejumlah besar dana untuk pembangunan PLTN tidak mudah. Di masa lalu Pemerintah menyediakan dana pembangunan pembangkit dari dana pinjaman luar negeri yang diteruskan ke public utility (PLN) sebagai pinjaman (two-step loans). Dengan semakin terbatasnya dana Pemerintah, baik rupiah maupun pinjaman luar negeri, dan kebutuhan yang juga mendesak untuk sektor-sektor lain, maka alokasi dana Pemerintah untuk membangun PLTN diperkirakan akan sangat sulit. Di lain pihak, sektor swasta diperkirakan tidak akan tertarik untuk berinvestasi di PLTN karena nilai kapital yang sangat tinggi, masa konstruksi yang sangat panjang, dan risiko yang sangat tinggi khas PLTN seperti risiko delay dan cost overrun konstruksi, risiko kecelakaan, dan risiko lingkungan.

Saat ini sudah ada beberapa perusahaan swasta nasional (IPP) yang berminat ikut dalam pembangunan dan pengoperasian PLTN di Indonesia. Kerja sama dengan perusahaan pengembang PLTN perlu dilakukan untuk menjajagi kemungkinan kerja sama maupun pembentukan konsorsium. Hal ini perlu didorong kemungkinan terwujudnya kerja

Keterangan UNIT NOAK FOAK LEAD LEAD2 B&W

Biaya Investasi Sesaat US$/kWe _{5604 6898 9275 11823 5000}

IRR % 11,05 11,12 11,24 11,14 11,10

Harga Listrik Rp/kWh 1300 1400 1800 2300 1150

NPV 10^9 Rp 659,38 711,11 1095,01 1291,61 732,82

Discount Rate % 10 10 10 10 10

116

sama antara BUMN/swasta nasional/ internasional agar biaya pembangunan PLTN tidak membebani APBN. Dengan demikian peluang pendanaan pembangunan PLTN di Indonesia diperkirakan cenderung menggunakan pola pendanaan secara PPP (public private partnership).

DAFTAR PUSTAKA

[1]. _______, “Small Modular Reactors - Key to Future Nuclear Power Generation in the U.S.” The University of Chicago EPIC, November 2011.

[2]. PT. PLN (PERSERO) LITBANG., “The Study on the Economics, Financing and Ownership Structure of Nuclear Power Plant (NPP) in relation to the Preparation Plans of the Construction of the First NPP in Indonesia”, PT PLN Jakarta, 2006.

[3]. _______, “The Nuclear Option: Is Small Scale Nuclear Energy an Option for Alaska?“ Craig Welling Office of Nuclear Energy U.S. Department of Energy SMR Financing and Economics December 2010

[4]. KOMUNIKASI PRIBADI (LEE MYUNG KEY). Deputy General Manager, Overseas Project Departement. Kunjungan tanggal 25 Januari 2006 ke BATAN.Jakarta.

[5]. WNA., The Economics of Nuclear Power, World Nuclear Association, Vienna August 2011.

[6]. OECD.”The Arrangement For Officially Supported Export Credit”, Paris 05 March 2012.

[7]. OECD,”Trade and Agriculture Directorate Participants to The Arrangement on Officially Supported Export Credits” 30 August 2011.

[8]. _______,”The Jakarta Post, Indonesia Makes Investment Grade at Moody’s, Indonesia Earns Investment-Grade Bond Rating”, Saturday, January 21, 2012.

[9]. _______,”Electricity in Indonesia Investment and Taxation Guide, 2011”. www.pwc.com/id, 2011.