DATA
4.1. Pengumpulan Data
4.1.1. Alternatif Jenis Pembangkit
Diantara beberapa jenis pembangkit tenaga listrik seperti yang diuraikan di Bab 2, maka berdasarkan studi pendahuluan dan wawancara dengan responden hanya ada tiga jenis pembangkit yang sesuai untuk diterapkan di industri manufaktur, yaitu :
- Generator Gas Engine - Generator Diesel Engine
- Turbin Uap dual fuel (diesel – natural gas)
Ketiga pembangkit diatas mempunyai kelebihan untuk dipakai di industri yaitu : 1. Mampu menghasilkan daya hingga tingkat menengah (125 kW – 2MW)
2. Ukurannya relatif compact, sehingga bisa ditempatkan sedekat mungkin dengan fasilitas produksi.
3. Tidak banyak memerlukan infrastruktur pendukung, mudah dalam prosedur pengoperasian dan perawatan.
4. Bahan bakar relatif mudah diperoleh.
Dengan alternatif diatas maka dilakukan pemilihan berdasarkan kriteria yang ditetapkan PT.AHM untuk pembangkit, yaitu :
- Biaya investasi - Biaya produksi listrik - Kualitas tenaga listrik
- Kemudahan operasional, maintenance dan trouble shooting - Kontinuitas bahan bakar
Berdasarkan alternatif dan kriteria diatas maka dibuat kuosioner (lampiran) sebagai input metode AHP yang akan dipakai melakukan pemilihan alternatif. Kuosioner diberikan kepada tiga kelompok responden yang cukup mewakili proyek pembangunan power plant, yaitu :
1. Owner (pemilik proyek), dalam hal ini manajemen PT.Astra Honda Motor, yang diwakili oleh : - Facility Provider Plant 1 : 2 orang
- Facility Provider Plant 2 : 2 orang - Facility Provider Plant 3 : 2 orang 2. Kontraktor Power, Mechanical and Electrical, terdiri dari :
- PT. Prima Jaya Guna Engineering : 2 orang - PT. Taiyo Sinar raya Teknik : 1 orang - PT. Indah Yamamitra : 1 orang - PT. Quantum Intra Teknik : 1 orang 3. Konsultan Power, Mechanical and Electrical, yaitu :
- PT. Gistama Inti Semesta : 2 orang + Total Jumlah Responden : 12 orang
Berikut adalah tabel yang menunjukkan kesimpulan hasil kuosioner. Point dengan tanda (*) merupakan rata-rata scoring skala prioritas responden terhadap pilihannya.
Tabel 4.1
Kesimpulan hasil kuosioner
Alternatif Pembangkit No. Kriteria
Pilihan 1 Pilihan 2
Pembangkit
Pilihan Responden Point
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 1 Biaya Investasi
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3 4 5* 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 2 Biaya Produksi Listrik
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 3 Kualitas Tenaga Listrik
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 4
Kemudahan Operasional,
Maintenance dan Trouble
shooting Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 5 Kontinuitas Bahan Bakar
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9
4.1.2. Daya dan Tarif Listrik
Saat ini PT.AHM Plant III berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo dengan kelas I-4. Suplai dari PT.CL untuk PT.AHM Plant II terdiri dari dua cabang, yaitu :
1. Gardu Utility 1, dengan kapasitas terpasang 6000 kVA (kilo Volt Ampere). 2. Gardu Utility 2, dengan kapasitas terpasang 4600 kVA (kilo Volt Ampere).
Maka kapasitas total terpasang efektif PT.AHM Plant III per bulan adalah : 22 24 8 . 0 4600 6000 × × ⎥⎦ ⎤ ⎢⎣ ⎡ + = (10,600/0.8) x 22 x 24 = 4,477,440 kWh Dimana 0.8 adalah faktor transisi dari kVA ke KW (1 kVA = 0.8 kW).
Sedangkan tarif yang diberlakukan oleh PT.Cikarang Listrindo adalah sebagai berikut (data per Juli 2007) :
- Untuk pemakaian saat WBP (waktu beban puncak/Rate 1) antara pukul 07.00 – 22.00 = Rp.742.59/kWh.
- Untuk pemakaian saat LWBP (luar waktu beban puncak/Rate 2) antara pukul 22.00 – 07.00 = Rp.742.59/kWh.
- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, biaya ini selalu sama tiap bulannya (identik dengan biaya abonemen).
4.1.3. Pemakaian Daya Listrik
Data pemakaian listrik yang diambil adalah data aktual pemakaian listrik untuk Gardu Utility 1 dan Gardu Utility 2 dimulai dari periode Juli 2006 sampai dengan Juni 2007. Nama setiap bulan diganti dengan penomoran untuk mempermudah pengolahan data, seperti ditunjukkan oleh tabel 4.2, sedangkan pola pemakaian listrik dapat dilihat pada grafik 4.1
Tabel 4.2
Data pemakaian daya listrik aktual periode Juli 2006 – Juni 2007
4.1.4. Data Jam dan Hari Kerja
Jumlah hari kerja normal tanpa overtime per bulan adalah 22 hari kerja.
PT.AHM Plant III dalam keadaan produksi normal (juga tanpa overtime) menerapkan dua shift kerja, dimana :
- Jam kerja shift 1 dimulai dari jam 07.00 – 16.00. - Jam kerja shift 2 dimulai dari jam 16.00 – 24.00.
Sedangkan waktu yang dibutuhkan untuk inisialisasi (persiapan run) mesin sendiri kurang lebih 1 jam. Dan juga setelah jam kerja shift 2 berakhir, masih ada beberapa mesin seperti pompa-pompa dan penerangan umum yang tetap bekerja secara otomatis. Sehingga diasumsikan jam kerja per hari adalah 24 jam.
Gardu Utility 1 (kWh)
Gardu Utility 2 (kWh) Tahun Bulan Notasi
Jumlah Produksi (Unit) LWBP (kWh) WBP (kWh) LWBP (kWh) WBP (kWh) Total LWPB Total WBP Total Pemakaian Daya Listrik Plant III (kWh) Jul-06 1 66,000 494,100 1,149,900 547,200 867,700 1,041,300 2,017,600 3,058,900 Aug-06 2 86,000 655,600 1,519,900 598,700 1,346,500 1,254,300 2,866,400 4,120,700 Sep-06 3 94,923 673,000 1,413,300 461,900 1,357,600 1,134,900 2,770,900 3,905,800 Oct-06 4 63,840 636,200 1,303,600 427,000 1,477,500 1,063,200 2,781,100 3,844,300 Nov-06 5 120,215 677,000 1,402,100 610,900 1,359,800 1,287,900 2,761,900 4,049,800 2006 Dec-06 6 110,188 720,200 1,454,800 832,300 1,463,300 1,552,500 2,918,100 4,470,600 Jan-07 7 66,301 659,600 1,343,800 695,100 1,089,000 1,354,700 2,432,800 3,787,500 Feb-07 8 66,619 582,700 1,262,200 703,500 1,009,400 1,286,200 2,271,600 3,557,800 Mar-07 9 63,272 536,900 1,130,100 627,400 922,400 1,164,300 2,052,500 3,216,800 Apr-07 10 62,051 545,100 1,142,400 632,900 939,100 1,178,000 2,081,500 3,259,500 May-07 11 71,350 663,400 1,392,700 762,400 1,298,600 1,425,800 2,691,300 4,117,100 2007 Jun-07 12 67,900 682,400 1,409,200 574,400 1,308,900 1,256,800 2,718,100 3,974,900
4.2. Pengolahan Data
4.2.1. Penentuan Jenis Pembangkit Listrik
Penentuan jenis pembangkit dilakukan dengan metode AHP (Analythical
Hierarchy Process) dengan input data berupa kesimpulan hasil kuosioner seperti
ditunjukkan oleh tabel 4.1. Tahap - tahap penentuan jenis pembangkit dengan metode AHP adalah sebagai berikut :
1. Membuat Matriks pairwise comparison untuk alternatif pada setiap kriteria keputusan yang ditetapkan, yaitu : biaya investasi, biaya produksi listrik, kualitas tenaga listrik, kemudahan operasional dan kontinuitas bahan bakar
Tabel 4.3
Matriks Pairwise Comparison untuk alternatif pada setiap kriteria Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 1/3 1/2 GE 1 5 4
DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3
TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 3 3 GE 1 2 4
DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4
TU 1/3 ½ 1 TU 1/4 1/4 1
Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU
GE 1 2 1/3
DE 1/2 1 1/3
2. Menjumlahkan nilai pada setiap kolom Tabel 4.4
Penjumlahan nilai setiap kolom
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 1/3 ½ GE 1 5 4
DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3
TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1
Jumlah 6 1 7/12 5 1/2 Jumlah 1 9/20 9 5 1/3
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 3 3 GE 1 2 4
DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4
TU 1/3 1/2 1 TU 1/4 1/4 1
Jumlah 1 2/3 4 1/2 6 Jumlah 1 3/4 3 1/4 9
Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU
GE 1 2 1/3
DE 1/2 1 1/3
TU 3 3 1
Jumlah 4 1/2 6 1 2/3
3. Membagi nilai tiap kolom terkait dengan hasil penjumlahan, kemudian hasil tiap kolom dijumlahkan lagi, hasilnya harus sama dengan 1.
Tabel 4.5
Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1/6 4/19 1/11 GE 20/29 5/9 3/4
DE 1/2 12/19 8/11 DE 4/29 1/9 1/16
TU 1/3 3/19 2/11 TU 5/29 1/3 3/16
Lanjutan Tabel 4.5
Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU GE 3/5 2/3 1/2 GE 4/7 8/13 4/9 DE 1/5 2/9 1/3 DE 2/7 4/13 4/9 TU 1/5 1/9 1/6 TU 1/7 1/13 1/9 Jumlah 1 1 1 Jumlah 1 1 1
Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU
GE 2/9 1/3 1/5
DE 1/9 1/6 1/5
TU 2/3 1/2 3/5
Jumlah 1 1 1
4. Merubah nilai kolom ke bentuk desimal dan mencari nilai rata-rata tiap baris. Tabel 4.6
Nilai Rata-rata tiap baris
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU Rata-rata GE 0.167 0.211 0.091 0.156 GE 0.690 0.556 0.750 0.665 DE 0.500 0.632 0.727 0.620 DE 0.138 0.111 0.063 0.104 TU 0.333 0.158 0.182 0.224 TU 0.172 0.333 0.188 0.231 Jumlah 1.000 Jumlah 1.000
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU Rata-rata GE 0.600 0.667 0.500 0.589 GE 0.571 0.615 0.444 0.544 DE 0.200 0.222 0.333 0.252 DE 0.286 0.308 0.444 0.346 TU 0.200 0.111 0.167 0.159 TU 0.143 0.077 0.111 0.110 Jumlah 1.000 Jumlah 1.000
Lanjutan Tabel 4.6 Nilai Rata-rata tiap baris Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU Rata-rata GE 0.222 0.333 0.200 0.252 DE 0.111 0.167 0.200 0.159 TU 0.667 0.500 0.600 0.589 Jumlah 1.000 Tabel 4.7 Resume Tabel 4.6 Pembangkit Biaya Investasi Biaya Produksi Listrik Kualitas Tenaga Listrik Kemudahan Operasional, Maintenance & troubleshooting Kontinuitas Bahan Bakar
Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252
Diesel Engine (DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159
Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589
5. Membuat tabel matriks order of importance untuk kriteria Tabel 4.8
Order of importance Kriteria
Kriteria Biaya Investasi Biaya Produksi Listrik Kualitas Tenaga Listrik Kemudahan Operasional, Maintenance & troubleshooting Kontinuitas Bahan Bakar Biaya Investasi 1 1/2 2 2 2
Biaya Produksi Listrik 2 1 2 3 3
Kualitas Tenaga Listrik ½ 1/2 1 2 3
Kemudahan Operasional,
Maintenance dan Trouble shooting ½ 1/3 1/2
1 2
6. Mengulangi langkah 2 sampai dengan 4, sehingga didapat resume berupa tabel berikut.
Tabel 4.9
Nilai Rata-rata tiap baris untuk kriteria Kriteria Biaya Investasi Biaya Produksi Listrik Kualitas Tenaga Listrik Kemudahan Operasional, Maintenance & troubleshooting Kontinuitas Bahan Bakar Rata-rata Biaya Investasi 0.222 0.188 0.343 0.235 0.182 0.234
Biaya Produksi Listrik 0.444 0.375 0.343 0.353 0.273 0.358
Kualitas Tenaga Listrik 0.111 0.188 0.171 0.235 0.273 0.196
Kemudahan Operasional,
Maintenance dan Trouble shooting 0.111 0.125 0.086 0.118 0.182 0.124 Kontinuitas Bahan Bakar 0.111 0.125 0.057 0.059 0.091 0.089
Jumlah 1.000 Nilai rata-rata dari tabel 4.9 diatas merupakan nilai eigen vector yang akan dijadikan faktor pengali untuk matriks alternatif pembangkit, berikut adalah tabel
eigen vector.
Tabel 4.10
Eigen vector Kriteria
Biaya Investasi 0.234
Biaya Produksi Listrik 0.358
Kualitas Tenaga Listrik 0.196
Kemudahan Operasional,
Maintenance dan Trouble shooting 0.124 Kontinuitas Bahan Bakar 0.089
7. Mengalikan matriks alternatif pembangkit (tabel 4.7) dengan matriks eigen
vector (tabel 4.10)
Tabel 4.11
Perkalian matriks alternatif dan kriteria
8. Dari perkalian matriks diatas didapat scoring akhir sebagai berikut : - Gas Engine = (0.156x0.234) + (0.665x0.358) + (0.589x0.196) + (0.544x0.124) + (0.252x0.089) = 0.4794 - Diesel Engine = (0.620x0.234) + (0.104x0.358) + (0.252x0.196) + (0.346x0.124) + (0.159x0.089) = 0.2884 - Turbin Uap = (0.224x0.234) + (0.231x0.358) + (0.159x0.196) + (0.11x0.124) + (0.589x0.089) = 0.2321
Dari hasil scoring diatas diperoleh nilai tertinggi 0.4974 untuk Gas Engine, sehingga untuk pembangkit yang akan direncanakan dipilih jenis Gas Engine
Generator. bangkit Biaya Investasi Biaya Produksi Listrik Kualitas Tenaga Listrik Kemudahan Operasional, Maintenance & troubleshooting Kontinuitas Bahan Bakar Kriteria
Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252 Biaya Investasi 0.234 Diesel Engine
(DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159 Biaya Produksi Listrik 0.358 Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589 Kualitas Tenaga Listrik 0.196
Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting
0.124
Konsumsi Daya Listrik Plant 3 3,905,800 3,844,3004,049,800 4,470,600 3,557,800 3,259,500 4,117,100 3,974,900 3,216,800 3,058,900 4,120,700 3,787,500 0 500,000 1,000,000 1,500,000 2,000,000 2,500,000 3,000,000 3,500,000 4,000,000 4,500,000 5,000,000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Bulan Da y a ( k W h ) WB P LWB P To tal Linear (To tal) Linear (LWB P ) Linear (WB P )
4.2.2. Peramalan Pemakaian Tenaga Listrik
Grafik 4.1
Pola pemakaian tenaga listrik
Pola data pemakaian listrik seperti pada Grafik 4.1 dapat dikelompokkan sebagai jenis pola data stasioner, tetapi mempunyai kecenderungan ke arah pola trend. Untuk itu data tersebut akan dianalisis dengan tiga metode peramalan yaitu Single Moving
Averages, Single Exponential Smoothing, dan Regresi linier dengan deret waktu.
Hasil perhitungan dari ketiga metode tersebut hanya ditampilkan resumenya saja, sedangkan detailnya ditampilkan pada lampiran.
Perhitungan peramalan adalah sebagai berikut :
Peramalan pertama menggunakan metode Single Moving Averages. Pada metode ini digunakan 3 macam periode yaitu 2, 4 dan 5 periode. Pengolahan data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.
Tabel 4.12
Hasil forecast Daya Metode Single Moving Average
Notasi Periode Actual Data (Xi) SMA 2 periode SMA 4 periode SMA 5 periode 1 3,058,900 2 4,120,700 3 3,905,800 3,589,800 4 3,844,300 4,013,250 5 4,049,800 3,875,050 3,732,425 6 4,470,600 3,947,050 3,980,150 3,795,900 7 3,787,500 4,260,200 4,067,625 4,078,240 8 3,557,800 4,129,050 4,038,050 4,011,600 9 3,216,800 3,672,650 3,966,425 3,942,000 10 3,259,500 3,387,300 3,758,175 3,816,500 11 4,117,100 3,238,150 3,455,400 3,658,440 12 3,974,900 3,688,300 3,537,800 3,587,740 MSE 206,163,884,500 261,236,983,438 277,444,311,257 MAPE 10.37 13.17 13.72
Peramalan kedua menggunakan metode Single Exponential Smoothing. Pada metode ini digunakan smoothing constant (α) yang bernilai 0.1, 0.6, dan 0.95. Penentuan α dilakukan dengan cara trial and error. Pengolahan data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.
Tabel 4.13
Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing
Notasi Periode Actual Data (Xi) α = 0.1 α = 0.6 α = 0.95 1 3,058,900 2 4,120,700 3,058,900 3,058,900 3,058,900 3 3,905,800 3,165,080 3,695,980 4,067,610 4 3,844,300 3,239,152 3,821,872 3,913,891 5 4,049,800 3,299,667 3,835,329 3,847,780 6 4,470,600 3,374,680 3,964,012 4,039,699 7 3,787,500 3,484,272 4,267,965 4,449,055
Lanjutan Tabel 4.13
Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing
8 3,557,800 3,514,595 3,979,686 3,820,578 9 3,216,800 3,518,915 3,726,554 3,570,939 10 3,259,500 3,488,704 3,420,702 3,234,507 11 4,117,100 3,465,783 3,323,981 3,258,250 12 3,974,900 3,530,915 3,799,852 4,074,158 MSE 424,089,763,718 257,175,072,542 251,377,581,676 MAPE 14.19 10.67 9.67
Peramalan ketiga menggunakan metode Regresi Linier dengan deret waktu. Pengolahan data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.
Tabel 4.14
Hasil forecast Daya Metode Regresi Linier dengan deret waktu
Notasi Periode Actual Data (Xi) y' 1 3,058,900 3,776,022 2 4,120,700 3,776,801 3 3,905,800 3,777,581 4 3,844,300 3,778,360 5 4,049,800 3,779,139 6 4,470,600 3,779,919 7 3,787,500 3,780,698 8 3,557,800 3,781,477 9 3,216,800 3,782,257 10 3,259,500 3,783,036 11 4,117,100 3,783,816 12 3,974,900 3,784,595 MSE 166,235,019,026 MAPE 9.3
Dari ketiga metode diatas dapat dibuat ringkasan seperti ditunjukkan oleh tabel berikut.
Tabel 4.15
Resume forecasting pemakaian daya listrik
Opsi Metode MSE MAPE
Nilai Tracking Signal Tracking Signal Keputusan
1 SMA 2 periode 206,163,884,500 10.4 -2.23 s/d 2.86 OK Diterima
2 SMA 4 periode 261,236,983,438 13.2 -2.56 s/d 2 OK Diterima
3 SMA 5 periode 277,444,311,257 13.7 -2.5 s/d 1 OK Diterima
4 Single Exponential Smoothing (a = 0.1) 424,089,763,718 14.2 1 s/d 9.12 NO OK Ditolak 5 Single Exponential Smoothing (a = 0.6) 257,175,072,542 10.7 1 s/d 5 NO OK Ditolak 6 Single Exponential Smoothing (a = 0.95) 251,377,581,676 9.7 1 s/d 3.8 OK Diterima
7 Regresi Linier deret waktu 166,235,019,026 9.3 -1 s/d 2.48 OK Diterima
Berdasarkan tabel diatas dapat disimpulkan : - MSE terkecil = 166,235,019,026 - MAPE terkecil = 9.3
- Metode : Regresi linier deret waktu
Sehingga dipilih metode Regresi linier deret waktu untuk melakukan peramalan pemakaian daya listrik. Berdasarkan ketentuan dari manajemen PT.AHM bahwa umur ekonomis suatu mesin yang bekerja terus menerus diperkirakan sekitar 8 tahun, maka peramalan akan dilakukan selama 8 tahun berjalan ditambah 1 tahun masa pelaksanaan proyek pembangunan power plant, dengan tiap tahun terdiri atas 12 bulan. Hasil peramalan ini seperti ditunjukkan pada tabel berikut.
Tabel 4.16
Hasil forecasting pemakaian daya listrik metode Regresi Linier deret waktu
4.2.3. Perhitungan Kapasitas dan Jumlah Gas Engine Generator
Dari hasil forecast diperoleh perkiraan pemakaian daya listrik terbesar adalah 3,868,767 kWh/bulan. Manajemen PT.AHM mempunyai kebijakan pemberian toleransi 10% dari hasil forecast ini untuk mengatasi terjadinya forecast error dan untuk mengantisipasi apabila terjadi overtime, sehingga jumlah terbesar pemakaian daya efektif adalah :
3,868,767 x 1.1 = 4,255,644 kWh/bulan Periode/ Tahun Data year 0 (Project Completion year) 1 2 3 4 5 6 7 8 Bulan Jul 06 - Jun 07 July 07 -
June 08 July 08 - June 09 July 09 - June 10 July 10 - June 11 July 11 - Jun 12 July 12 - June 13 July 13 - June 14 July 14 - June 15 July 15 - June 16 1 3,776,022 3,785,374 3,794,727 3,804,079 3,813,432 3,822,784 3,832,136 3,841,489 3,850,841 3,860,194 2 3,776,801 3,786,154 3,795,506 3,804,859 3,814,211 3,823,563 3,832,916 3,842,268 3,851,621 3,860,973 3 3,777,581 3,786,933 3,796,285 3,805,638 3,814,990 3,824,343 3,833,695 3,843,048 3,852,400 3,861,753 4 3,778,360 3,787,712 3,797,065 3,806,417 3,815,770 3,825,122 3,834,475 3,843,827 3,853,179 3,862,532 5 3,779,139 3,788,492 3,797,844 3,807,197 3,816,549 3,825,902 3,835,254 3,844,606 3,853,959 3,863,311 6 3,779,919 3,789,271 3,798,624 3,807,976 3,817,328 3,826,681 3,836,033 3,845,386 3,854,738 3,864,091 7 3,780,698 3,790,050 3,799,403 3,808,755 3,818,108 3,827,460 3,836,813 3,846,165 3,855,518 3,864,870 8 3,781,477 3,790,830 3,800,182 3,809,535 3,818,887 3,828,240 3,837,592 3,846,945 3,856,297 3,865,649 9 3,782,257 3,791,609 3,800,962 3,810,314 3,819,667 3,829,019 3,838,371 3,847,724 3,857,076 3,866,429 10 3,783,036 3,792,389 3,801,741 3,811,093 3,820,446 3,829,798 3,839,151 3,848,503 3,857,856 3,867,208 11 3,783,816 3,793,168 3,802,520 3,811,873 3,821,225 3,830,578 3,839,930 3,849,283 3,858,635 3,867,988 12 3,784,595 3,793,947 3,803,300 3,812,652 3,822,005 3,831,357 3,840,710 3,850,062 3,859,414 3,868,767
Dengan 22 hari kerja perbulan dan 24 jam kerja per hari maka diperoleh kapasitas
Gas Engine Generator (P) :
P =
24 22 4,255,644
× = 8059.931 kW
Berikutnya dicari merk Gas Engine Generator yang mempunyai kapasitas mendekati kebutuhan diatas. Dari hasil sourcing ke beberapa maker Genset diperoleh data kapasitas per unit genset. Kapasitas dan jumlah genset yang mendekati kebutuhan seperti ditunjukkan tabel berikut.
Tabel 4.17
Perbandingan Daya beberapa merk Gas Engine Merk Gas Engine Daya (kW) Jumlah Daya Total
(kW)
Deutz 2934 2 5868
GE Jenbacher 2433 3 7299
Cummins 2000 4 8000
Pemilihan jumlah genset berpedoman pada hal-hal berikut :
- Jumlah genset harus lebih dari satu unit untuk menjamin keandalan instalasi. - Total daya tidak boleh melebihi kebutuhan agar tidak ada kapasitas genset
yang terbuang.
- Total daya harus sedapat mungkin mendekati kebutuhan agar dapat mengurangi pemakaian daya dari PT.CL semaksimal mungkin.
Berdasarkan hal diatas maka untuk pembangkit Gas Engine Generator dipilih merk Cummins dengan kapasitas 2000 kW dan dipilih jumlah genset 4 unit dengan
daya total tersedia 8000 kW, sehingga kapasitas terpasang efektif power plant per bulan adalah :
8000 x 24 x 22 = 4,224,000 kWh.
4.2.4. Perhitungan Load Sharing Daya Listrik dengan Pendekatan Model
Linear Programming
• Biaya berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo meliputi :
- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, dengan kapasitas terpasang total 10,600 kVA, maka biaya beban per bulan = 10,600 x Rp.39,836 = Rp. 422,261,600.00
- Biaya pemakaian Rp.742.59/kWh (untuk WBP dan LWBP).
• Biaya pengadaan listrik menggunakan power plant adalah biaya pemakaian Natural gas untuk bahan bakar genset, dimana :
- Konsumsi bahan bakar genset = 500 m3/jam
- Harga natural gas = Rp.1953/m3, (kurs 1 USD = Rp.9000 ; Juli 2007). Maka total biaya untuk 4 unit genset per bulan adalah :
500×1953×4×22×24 = Rp. 2,062,368,000.00 Sehingga biaya gas per kWh =
4,224,000 000 2,062,368,
= Rp.488.25 / kWh
Dalam perumusan fungsi tujuan, perhitungan biaya operasional genset dipisah tersendiri. Dari data-data diatas dibuat input yang digunakan untuk pemodelan dalam
Tabel 4.18
Data Input Pemodelan Linear Programing
Kap.Suplai (kWh)
PT.CL Power Plant Kebutuhan maks. (kW)
Daya tersedia (kWh) 4,477,440 4,224,000 4,255,644
Biaya (Rp/kWh) 742.59 488.250
Dari tabel diatas dapat diformulasikan bentuk linier programming sebagai berikut : Variabel keputusan : - Kapasitas suplai PT.CL = X1
- Kapasitas suplai Power plant = X2 Fungsi tujuan : Zmin = 742.59.X1 + 488.25.X2
Fungsi kendala : X1 + X2 ≤ 4,255,644 X1 ≤ 4,477,440 X2 ≤ 4,224,000
X1, X2 ≥ 0 (kendala non negatifitas)
Pemecahan masalah linier programming diatas menggunakan metode grafis dengan urutan sebagai berikut :
- Untuk kendala pertama, bila X1 = 0, maka X2 = 4,255,644, dan bila X2 = 0, maka X1 = 4,255,644, jadi bila ditarik garis lurus akan seperti terlihat pada grafik 4.2. - Untuk kendala pertama yang berpotongan dengan kendala kedua dan ketiga, X1 + X2 = 4,255,644
bila X1 = 4,477,440 X2 = 4,255,644 - 4,477,440
= -221,796 (tidak memenuhi syarat X1, X2 ≥ 0) bila X2 = 4,224,000 X1 = 4,255,644 - 4,224,000 = 31,644
Grafik 4.2
Metode penyelesaian grafis load sharing daya
Suatu daerah yang secara bersamaan memenuhi ketiga kendala (daerah solusi) ditunjukkan oleh area yang diarsir. Dari grafik diatas diperoleh koordinat minimasi (titik ABC) dengan penyelesaian sebagai berikut :
- Titik A (31,644 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (31,644 x 742.59) + (4,224,000 x 488.25) = 2,085,866,213.
1 juta 2 juta 3 juta 4 juta
1 juta 5 juta X1 X2 2 juta 3 juta 4 juta 5 juta X1+ X2≤ 4,255,644 X1 ≤ 4,477,440 X2 ≤ 4,224,000 0 B A Ruang Solusi C
- Titik B (4,255,644 , 0), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (4,255,644 x 742.59) + (0 x 488.25) = 3,160,198,373.
- Titik C (0 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (0 x 742.59) + (4,224,000 x 488.25) = 2,072,133,000 Tidak memenuhi syarat (Daya disuplai = 4,224,000, sedangkan demand daya = 4,255,644).
Jadi untuk permasalahan diatas dapat disimpulkan :
- Diperoleh solusi biaya minimal sebesar Rp. 2,085,866,213, dengan pembagian daya 31,644 kWh diambil dari PT.CL dan 4,224,000 kWh (kapasitas maksimal) diambil dari power plant.
- Untuk persoalan jumlah kebutuhan daya periode peramalan yang lain agar biaya tetap minimal, maka sedapat mungkin diambil proporsi daya terbesar (kapasitas maksimal) dari power plant.
4.3. Analisis Data
4.3.1. Aspek Pemasaran
4.3.1.1. Potensi Pasar
Aspek pasar adalah salah satu faktor dominan dalam penentuan suatu proyek atau investasi termasuk dalam pembangunan power plant ini. PT. Astra Honda Motor sebagai satu-satunya produsen sepeda motor merk Honda yang sudah dikenal dan menjadi pilihan pertama dari segala merk sepeda motor. PT. Astra Honda Motor dalam memproduksi sepeda motor terus mengalami peningkatan produksi. Kenaikan
produksi tersebut secara signifikan dari tahun 2000 ~ 2006. Pada tahun 2006 produksi sepeda motor mencapai 2.340.168 unit, dan pada tahun 2007 mencapai 2.141.015 (data AISI Januari 2008), menurun sekitar 8.5% akan tetapi ini memang dikarenakan pasar motor secara keseluruhan memang sedang mengalami penurunan daya beli unit motor. Kendati demikian, AHM masih mampu mempertahankan market share (pangsa pasar) nasional sebesar 45,7 persen dibandingan kompetitornya.
Dengan melihat data penduduk Indonesia tahun 2007 yang mencapai kurang lebih 250.000.000 jiwa dengan asumsi setiap 4 jiwa membentuk satu keluarga (ratio 1 : 4) dengan kebutuhan 1 (satu) unit sepeda motor, maka dapat diketahui bahwa pasar sepeda motor di Indonesia masih sangat besar karena pada saat ini penjualan baru mencapai 4,685,078 unit motor
% 5 . 7 000 . 000 . 250 4 4.685.078 = × = pemenuhan Ratio
Dari data tersebut bisa dianggap sebagai sebuah pasar potensial karena Indonesia adalah negara berkembang dengan tingkat pendapatan masyarakat yang belum mencapai margin kelas atas. Sebagian besar masih dalam kategori dengan pendapatan menengah (Rp.2.500.000) per bulan, maka kemungkinan untuk memanfaatkan sepeda motor sebagai sarana transportasi masih sangat besar.
4.3.1.2. Market Share Penjualan Motor
Data penjualan sepeda motor di Indonesia yang mencapai angka 4,685,078 unit pada tahun 2007 dengan rincian penjualan sebagai berikut :
Tabel 4.19
Market Share Penjualan Motor di Indonesia tahun 2007
No Produsen Total Penjualan
(unit) Prosentase
1 Honda 2,141,015 45.7
2 Yamaha 1,833,506 39.1
3 Suzuki 637,103 13.6
4 Merk lain (Kawasaki, Kanzen,
Bajaj, TVS, Kymco, dll) 73,454 1.6
TOTAL 4,685,078 100
(sumber data market share diambil dari : www.republika.co.id )
Sepeda motor Honda menjadi Market Leader dalam industri sepeda motor dengan
market share sebesar 45.7%.
45.7% 39.1% 13.6% 1.6% Honda Yamaha Suzuki
Lain-lain (Kaw asaki, Kanzen, Bajaj, TVS, Kymco)
Grafik 4.3
Dengan melihat pie chart diatas terbukti bahwa sepeda motor Honda masih menjadi market leader, sehingga kedepannya produksi sepeda motor Honda juga berpotensi mengalami peningkatan. Ini ditunjang dengan hasil peramalan pemakaian daya listrik pada tabel 4.16, dimana selama masa lifetime power plant, kebutuhan daya listrik yang identik dengan jumlah produksi unit selalu mengalami peningkatan dari tahin ke tahun. Disamping itu kebutuhan penduduk akan alat transportasi sepeda motor dari seluruh lapisan masyarakat yang juga belum terpenuhi (rasio 7.5%).
4.3.1.3. Strategi Pemasaran
Dari data permintaan pasar, PT. Astra Honda Motor selalu memperhatikan strategi pemasaran yang selalu digunakan untuk menjaga target penjualan. Sedikit gambaran strategi pemasaran yang digunakan antara lain :
1. Customer satisfaction ( pemberian pelayanan, perawatan dan beberapa fasilitas lainnya dengan adanya H1, H2, dan H3 untuk kategori pelayanannya )
2. Kemudahan pembelian sepeda motor dengan sistem kredit melalui dealer dan lembaga keuangan seperti FIF (Federal International Finance).
3. Mengeluarkan model baru yang untuk menyeimbangkan dengan keinginan pasar atau selera customer yang berjiwa muda.
4. Ikut serta dalam berbagai event, baik yang bertema olahraga (misalnya
Honda One Make Race), maupun yang bertema sosial (misalnya servis
4.3.2. Aspek Teknis
4.3.2.1. Komparasi alternatif-alternatif Power Plant
Berikut adalah tabel yang menunjukkan perbandingan antara beberpa alternatif
power plant yang feasibel untuk diterapkan di industri.
Tabel 4.20
Perbandingan Alternatif Power Plant
Dari tabel diatas dapat disimpulkan bahwa power plant jenis Gas Engine lebih unggul dibandingkan Diesel Engine maupun Turbin Uap dual fuel meskipun biaya investasinya lebih mahal daripada jenis power plant yang lain.
4.3.2.2. Prinsip Kerja Gas Engine
Gas engine dari Generator bekerja sesuai dengan prinsip mesin pembakaran dalam (internal combustion engine), seperti ditunjukkan gambar berikut.
Gambar 4.1
Prinsip pengapian mesin pembakaran dalam
Urutan kerja Gas Engine adalah sebagai berikut :
1. Bahan bakar Natural Gas masuk ke dalam ruang bakar, karena substansinya sudah berupa gas maka tidak diperlukan proses pengkabutan melalui nozzle. 2. Tekanan gas dinaikkan sehingga temperaturnya naik, kemudian terjadi
pencampuran antara udara bahan bakar.
3. Spark plug akan memicu pengapian,sehingga terjadi proses pembakaran. 4. Energi hasil pembakaran akan mendorong Piston bergerak secara translasi.
Spark plug
Ruang Bakar
Piston
Flywheel Saluran bahan bakar
5. Gerakan Piston akan memutar poros engkol (flywheel) yang pada akhirnya akan memutar poros generator dan menghasilkan listrik.
Natural gas yang dipakai sebagai bahan bakar untuk power plant ini sesuai standar suplai dari PGN yaitu dengan nilai kalor 9,500 kcal/kg, sedangkan nilai kalor solar/light oil hanya 9000 kcal/kg. Sehingga dengan Natural gas sebagai bahan bakar, akan lebih mengoptimalkan kinerja engine karena pembakarannya lebih sempurna.
4.3.2.3. Proses pembangkitan tenaga listrik
Setiap Gas Engine generator akan dioperasikan dengan kapasitas penuh untuk mensuplai daya. Urutan kerja power plant adalah sebagai berikut :
1. Genset akan membangkitkan daya dengan tegangan 11 kilo Volt (kV) tiga phasa dan menyalurkannya ke cubicle 11 kV sebagai panel outgoing genset. 2. Dari cubicle outgoing tegangan listrik dialirkan menuju transformator step up
11kV/20 kV berkapasitas 1000 kVA yang berfungsi menaikkan tegangan menjadi 20 kV sehingga sama dengan tegangan dari PT.CL.
3. Dari transformator, listrik dialirkan ke rangkaian panel proteksi terdiri dari
cubicle incoming 20 kV, cubicle metering, lightning arrester, cubicle outgoing 20 kV dan cubicle VT.
4. Berikutnya tenaga listrik dari tiap genset akan disinkronkan oleh panel sinkron yang bekerja dengan cara mengatur governor tiap genset sampai didapat kesamaan frekuensi dan tegangan sehingga output dari keempat
genset bisa digabung menjadi satu suplai output. Panel sinkron juga berfungsi untuk sinkronisasi dengan sumber listrik dari PT.CL (waktu sinkron dengan PT.CL, karakteristik listrik PT.CL menjadi master bagi genset).
5. Daya listrik hasil proses sinkronisasi didistribusikan ke Gardu Utility 1 dan Utility 2 melalui MDB (Main distribution Bar) sebagai panel pembagi utama. 6. Dari MDB daya listrik selanjutnya akan didistribusikan melalui SDB (Sub
Distribution Bar) yang dibuat berdasarkan lini suplainya, misalkan SDB
Painting, SDB Assembing, dan seterusnya sampai ke tiap mesin.
Lebih jelasnya flow tenaga listrik power plant dapat dilihat pada gambar berikut.
Gambar 4.2
Single line diagram flow tenaga listrik power plant
GENSET
G4 G3GENSET G2GENSET G1GENSET
PARALEL OPERATION SYNCHRONIZER
KE GARDU 1 KE GARDU 2 DARI PLN
Sistem distribusi demikian sangat memudahkan proses switching, yaitu proses pengalihan sumber tenaga listrik dari PT.CL ke power plant atau sebaliknya apabila terjadi suatu masalah pada salah satu sumber atau jika akan melakukan proses repair
and maintenance pada power plant. Dengan demikian tidak akan terjadi pemadaman
listrik, sehingga kendalan suplai listrik ke lini produksi akan lebih terjamin.
4.3.2.4. Kebutuhan Main Equipment
Untuk membuat power plant dengan sistem seperti diatas maka selain gas engine
generator, perlengkapan utama yang harus ada ditunjukkan oleh tabel berikut.
Tabel 4.21
List Main Equipment
No Nama Mesin Maker Spesifikasi Satuan Jumlah
1 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 11 kV, SF6 Protection, Motorized, CT dan VT, SEPAM 1000+
unit 4 2 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 11kV/20 kV, 1000 kVA, 50Hz unit 4 3 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual
Operation unit 5
4 Panel Metering Merlin Gerin VT & CT, HV Fuse, PM 850, Wiring kit unit 1 5 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6
Protection unit 4
6 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin GAM-LA + Earthing Switch unit 1
7 Cubicle VT Merlin Gerin 20 kV unit 1
8 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 20 kV, Automatic Operation unit 1 9 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins Digital Master Control, 20 kV, Syncro
& Load unit 1
10 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual
Operation unit 1
11 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6
4.3.2.5. Lokasi Power Plant
Power plant ditempatkan di area belakang Gudang Parts. Bangunan yang menjadi gedung power plant sendiri sudah dibuat sejak pembangunan pabrik (2004 – 2005), sehingga tidak diperlukan biaya pembangunan baru, hanya saja perlu disesuaikan
building peripheral power plant baru dengan bangunan lama.
4.3.3. Aspek Keuangan
4.3.3.1. Rencana Anggaran Biaya
Perkiraan Rencana Anggaran Biaya (RAB) pembangunan power plant dibuat berdasarkan data harga material dari Purchase Departement dan data penawaran harga/spesifikasi awal equipment dari Facility Provider Departement, detail RAB ini dapat dilihat di lampiran. Sedangkan resume RAB adalah sebagai berikut.
Tabel 4.22
Resume Rencana Anggaran Biaya Power Plant
No Item Pekerjaan Biaya Pekerjaan (Rp) 1 Generator Set Equipment 38,293,278,000 2 Natural Gas Supply 985,000,000
3 Main Electrical Distribution 7,298,500,000 4 Building Peripheral 1,009,888,550
5 Supporting Material Area Genset 68,750,000 6 Engineering Cost 158,612,000
Total Biaya Material 47,814,028,550
PPN (10%) 4,781,402,855
Total Biaya Investasi 52,595,431,405 Pembulatan Nilai 52,595,500,000
Sehingga diperoleh jumlah investasi total yang diperlukan untuk pembangunan
power plant di PT.AHM Plant III adalah sebesar Rp.52,595,500,000.00. Dari jumlah
tersebut dapat dibuat klasifikasi berdasarkan sifat material atau item pekerjaan seperti ditunjukkan tabel berikut.
Tabel 4.23
Klasifikasi Item Rencana Anggaran Biaya Power Plant
No Nama Item Maker Satuan Jumlah Investasi Per
Satuan Investasi Total
1 Aktiva Tetap
1.1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins unit 4 9,500,000,000 38,000,000,000 1.2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000 1.3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo unit 4 200,000,000 800,000,000 1.4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin unit 5 45,000,000 225,000,000 1.5 Panel Metering Merlin Gerin unit 1 150,000,000 150,000,000
1.6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000 1.7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000
1.8 Cubicle VT Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000 1.9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin unit 1 324,000,000 324,000,000 1.10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins unit 1 500,000,000 500,000,000 1.11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000 1.12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 1 180,000,000 180,000,000
AKTIVA TOTAL 41,754,000,000
2 Kabel Distribusi (3 x N2XSY 1 x 120 mm2) lot 1 2,745,000,000 2,745,000,000 3 Engineering Cost lot 1 158,612,000 158,612,000
4 Accessories umum lot 1 3,156,485,145
5 PPN lot 1 4,781,402,855
TOTAL 52,595,500,000
4.3.3.2. Biaya Operasi dan Salvage Value
Biaya operasi power plant yang dihitung disini meliputi biaya penggantian periodik spare parts Genset, biaya utilitas (air dan udara bertekanan untuk
pendingingan dan untuk proses maintenance), serta karena pekerja yang diperlukan untuk power plant ini sifatnya hanya monitoring dan maintenance (system berjalan otomatis) maka termasuk pekerja tak langsung, sehingga dimasukkan juga dalam perhitungan. Detail perhitungan adalah sebagai berikut.
Tabel 4.24
Perincian Biaya Operasional Power plant per tahun
No Item Spesifikasi Merk Satuan Volume Satuan Harga (Rp)
Total Harga (Rp)
A Maintenance Part (3 unit Gas Engine)
1 Fuel Water Separator as fig. FleetGuard unit 24 250,000 6,000,000 2 Element lubricating Oil filter as fig. FleetGuard unit 24 150,000 3,600,000
3 Element corrotion resistor as fig. FleetGuard unit 24 200,000 4,800,000 4 Timer + socket H3CR, 220 VAC Omron set 4 75,000 300,000 5 MCB 1 phase NC45N, 6 kA, 10A Merlin Gerin unit 8 124,000 992,000 6 Fuse base 1 phase Fuse tabung 10A Merlin Gerin pcs 16 700,000 11,200,000 7 Relay + socket MY 4N, 24VDC Omron set 16 100,000 1,600,000 8 Relay + socket MY 4N, 12VDC Omron set 16 100,000 1,600,000 9 Relay + socket MY 2N, 220VAC Omron set 16 100,000 1,600,000 11 Air Accu biasa Pafecta ltr 80 40,000 3,200,000 12 Air Accu zuur Pafecta ltr 40 50,000 2,000,000 13 Radiator Coolant Silkolene pail 4 710,000 2,840,000 14 Oli Mesin SAE 15W - 40 Mesran pail 80 500,000 40,000,000 15 Grease Trust G677HT Trust pail 4 1,100,000 4,400,000
B Man Power Cost
1 Teknisi (6 orang) Golongan 1 Rp/bulan 72 1,500,000 108,000,000
C Utility Cost
1 Biaya angin dan air lot 12 810,000 9,720,000
TOTAL BIAYA OPERASIONAL (Rp) 201,852,000
Sedangkan adalah Salvage Value atau nilai sisa adalah nilai sisa asset pada akhir umur ekonomis atau pada saat lifetime suatu barang berakhir. Perkiraan besarnya nilai
sisa bervariasi, dalam hal ini dipakai acuan yang diberikan oleh Facility Provider Dept. PT.AHM (dengan masa pemakaian 8 – 10 tahun) yaitu :
- Untuk mesin yang bekerja 24 jam = 30% Nilai awal/unit - Untuk equipment distribusi listrik = 40% Nilai awal/unit - Untuk kabel listrik = ± Rp.50,000/kg
- Untuk accessories (Material bongkaran umum) = 15% Nilai awal/lot
Tabel berikut adalah perkiraan nilai sisa instalasi power plant dengan masa pemakaian 8 tahun, kecuali item engineering cost yang tidak mempunyai nilai sisa, karena sifatnya adalah expense (habis pada saat itu juga).
Tabel 4.25
Perkiraan Nilai Sisa Instalasi Power plant
No Nama Equipment Maker Jumlah Satuan
Nilai Investasi awal (Rp/satuan) Faktor Koreksi Perkiraan Nilai Sisa
1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins 4 unit 9,500,000,000 30% 11,400,000,000 2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000
3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 4 unit 200,000,000 40% 320,000,000 4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin 5 unit 45,000,000 40% 90,000,000
5 Panel Metering Merlin Gerin 1 unit 150,000,000 40% 60,000,000 6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000 7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000 8 Cubicle VT Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000 9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 1 unit 324,000,000 40% 129,600,000 10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins 1 unit 500,000,000 40% 200,000,000 11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000 12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 180,000,000 40% 72,000,000 13 Kabel Listrik (uk.120 mm2 = 1.28 kg/m) 4710 meter 2,745,000,000 Rp.50,000/kg 301,440,000 14 Accessories umum 1 lot 3,156,485,145 15% 473,472,772
TOTAL 13,676,512,772
4.3.3.3. Perkiraan Perubahan Harga Gas, Biaya Operasional dan Tarif Listrik
PT.Cikarang Listrindo
Besarnya perubahan harga gas untuk power plant dan tarif berlangganan listrik PT.CL diasumsikan sama, karena keduanya menggunakan natural gas sebagai bahan bakar pembangkit (biaya beban diasumsikan tetap). Perkiraan naiknya harga sendiri didasarkan pada besarnya inlasi yang pada akhir tahun 2007 sebesar 6.59% (data Bank Indonesia, Januari 2008). Hal yang sama juga diperhitungkan untuk kenaikan harga suku cadang dan barang consumable untuk perawatan power plant yang berakibat pada berubahnya biaya operasional. Berikut ini adalah tabel perkiraan perubahan harga gas, biaya operasional dan tarif listrik PT.CL berdasarkan inflasi.
Tabel 4.26
Perkiraan perubahan harga gas selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No Tahun ke Inflasi Harga Natural Gas (Rp) Harga Setelah Inflasi (Rp) 1 0 0% 1953 2 1 6.59% 128.70 2,081.70 3 2 6.59% 137.18 2,218.89 4 3 6.59% 146.22 2,365.11 5 4 6.59% 155.86 2,520.97 6 5 6.59% 166.13 2,687.10 7 6 6.59% 177.08 2,864.18 8 7 6.59% 188.75 3,052.93 9 8 6.59% 201.19 3,254.12
Tabel 4.27
Perkiraan perubahan biaya operasional selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No
Tahun
ke Inflasi Biaya (Rp) Biaya Setelah Inflasi (Rp)
1 0 0% 201,852,000 2 1 6.59% 13,302,047 215,154,047 3 2 6.59% 14,178,652 229,332,698 4 3 6.59% 15,113,025 244,445,723 5 4 6.59% 16,108,973 260,554,696 6 5 6.59% 17,170,554 277,725,251 7 6 6.59% 18,302,094 296,027,345 8 7 6.59% 19,508,202 315,535,547 9 8 6.59% 20,793,793 336,329,340 Tabel 4.28
Perkiraan perubahan tarif PT.CL selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No Tahun ke Inflasi Tarif (Rp) Harga Setelah Inflasi (Rp) 1 0 0% 742.59 2 1 6.59% 48.94 791.53 3 2 6.59% 52.16 843.69 4 3 6.59% 55.60 899.29 5 4 6.59% 59.26 958.55 6 5 6.59% 63.17 1,021.72 7 6 6.59% 67.33 1,089.05 8 7 6.59% 71.77 1,160.82 9 8 6.59% 76.50 1,237.32
4.3.3.4. Proyeksi Keuntungan (Benefit) Investasi Power Plant
Keuntungan atau benefit yang didapat oleh perusahaan disini adalah saving cost yang diperoleh dari selisih antara pemakaian daya listrik penuh dari PT.CL dan pemakaian kombinasi (power plant – PT.CL) dengan rasio daya yang telah ditentukan untuk meminimasi biaya. Detail proyeksi keuntungan terdapat di lampiran,
sedangkan tabel berikut menunjukkan resume benefit investasi dikurangi biaya operasional.
Tabel 4.29
Proyeksi benefit investasi atas biaya operasional
Periode Tahun ke Saving Cost (Rp) Operasional Biaya (Rp) Benefit (Rp) 12 bulan proyek 0 0 0 0 12 bulan pertama 1 13,313,532,417 215,154,047 13,098,378,371 12 bulan kedua 2 14,294,882,411 229,332,698 14,065,549,712 12 bulan ketiga 3 15,348,037,733 244,445,723 15,103,592,010 12 bulan keempat 4 16,477,656,306 260,554,696 16,217,101,610 12 bulan kelima 5 17,688,973,006 277,725,251 17,411,247,755 12 bulan keenam 6 18,906,877,440 296,027,345 18,610,850,095 12 bulan ketujuh 7 20,152,915,200 315,535,547 19,837,379,653 12 bulan kedelapan 8 21,504,088,479 336,329,340 21,167,759,139
4.3.3.5. Depresiasi Instalasi Power Plant
Nilai depresiasi instalasi power plant hanya dibebankan kepada aktiva tetap, kabel instalasi dan accesories umum saja, sedangkan pajak dan engineering cost, karena sifatnya expense maka tidak dihitung nilai depresiasinya. Maka dengan metode depresiasi garis lurus diperoleh besarnya depresiasi tiap tahun :
Dimana : IC = Initial cost = Total investasi – PPN – Engineering Cost
= 52,595,500,000 – 4,781,402,855 – 158,612,000 = 47,655,500,000 S = Salvage value = nilai sisa power plant (tabel 4.24) = 13,676,500,000 n = periode penyusutan = 8 tahun
n S IC Dt = −
8
t
Berikut adalah tabel depresiasi selengkapnya. Tabel 4.30
Nilai Depresiasi Instalasi Power Plant
Periode Depresiasi Nilai buku
Tahun ke 0 0 47,655,500,000 Tahun ke 1 4,247,375,000 43,408,125,000 Tahun ke 2 4,247,375,000 39,160,750,000 Tahun ke 3 4,247,375,000 34,913,375,000 Tahun ke 4 4,247,375,000 30,666,000,000 Tahun ke 5 4,247,375,000 26,418,625,000 Tahun ke 6 4,247,375,000 22,171,250,000 Tahun ke 7 4,247,375,000 17,923,875,000 Tahun ke 8 4,247,375,000 13,676,500,000
4.3.3.6. Proyeksi Aliran Kas
Aliran kas masuk disini merupakan keuntungan/benefit yang diperoleh dari penghematan biaya pengadaan listrik antara memakai sumber lama dari PT.CL dan sumber kombinasi PT.CL – Power plant (Metode taksiran selisih/incremental).
Modal/investasi pembangunan power plant sepenuhnya adalah 100 % biaya dari PT. Astra Honda Motor, sehingga cash flow yang ada tidak dipengaruhi oleh bunga Bank, selain itu karena hanya merupakan transaksi pembayaran rekening listrik atau rekening gas, maka transaksi ini tidak dikenai pajak. Sedangkan waktu pelaksanaan proyek termasuk lead time pembelian genset adalah satu tahun, dengan asumsi biaya pekerjaan dibayarkan total pada saat selesainya proyek (akhir tahun). Berikut adalah proyeksi aliran kas selama delapan tahun.
Tabel 4.31 Proyeksi Aliran Kas
ITEM CHECK TAHUN -1 (Rp) TAHUN 0 (Rp) TAHUN 1 (Rp) TAHUN 2 (Rp) TAHUN 3 (Rp)
Fixed Investasi 0 52,595,500,000 0 0 0
Initial Cash Flow 0 52,595,500,000 0 0 0
Benefit 0 0 13,098,378,371 14,065,549,712 15,103,592,010 Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 Operational Cash Flow 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010
Arus Kas Bersih (Rp) 0 52,595,500,000 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010 ITEM CHECK TAHUN 4 (Rp) TAHUN 5 (Rp) TAHUN 6 (Rp) TAHUN 7 (Rp) TAHUN 8 (Rp)
Fixed Investasi 0 0 0 0 0
Initial Cash Flow 0 0 0 0 0
Benefit 16,217,101,610 17,411,247,755 18,610,850,095 19,837,379,653 21,167,759,139 Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 Operational Cash Flow 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139
Arus Kas Bersih (Rp) 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139
Aliran kas dapat digambarkan kedalam diagram cash flow sebagai berikut
Gambar 4.3
Cash flow investasi
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Rp.17,345,753,371 Rp.18,312,924,712 Rp.19,350,967,010 Rp.20,464,476,610 Rp.21,658,622,755 Rp.22,858,225,095 Rp.24,084,754,653 Rp.25,415,134,139 Rp.52,595,500,000 Periode Operasi Periode Investasi
4.3.4. Analisis Kelayakan Investasi
Metode yang dipakai untuk analisis investasi power plant ini adalah sebagai berikut :
4.3.4.1. Metode Pemulihan Investasi (Payback Period Method)
Metode pemulihan investasi yang dipakai disini menggunakan acuan arus kas kumulatif, karena arus kas yang diterima setiap tahunnya (A) tidak seragam. Dari data arus kas pada tabel 4.30, maka perhitungan payback period arus kumulatif adalah sebagai berikut.
Tabel 4.32
Perhitungan Payback Method arus kumulatif Tahun
Investasi Item Tahunan (Rp) Arus Kas Kumulatif (Rp) Arus Kas (Tahun) Waktu
0 0 0 1 Io 0 (52,595,500,000) 2 A1 17,345,753,371 (35,249,746,629) 1 3 A2 18,312,924,712 (16,936,821,917) 1 4 A3 16,936,821,917 0 0.88 *) 5 A4 6 A5 7 A6 8 A7 9 A8 Jumlah 52,595,500,000 2.88 Keterangan : *) = ,010 19,350,967 917 , 821 , 936 , 16 = 0.88
4.3.4.2. Metode Tingkat Pengembalian Internal (Internal Rate of Return Method)
Sebelum menghitung IRR, terlebih dahulu harus ditentukan MARR (Minimum
Attractive rate of return) yaitu tingkat pengembalian minimum yang diinginkan oleh
investor. MARR dapat dirumuskan sebagai berikut :
MARR = suku bunga pinjaman bebas inflasi + tingkat inflasi + risk factor (faktor resiko)
Dimana : risk factor = koreksi tingkat suku bunga terhadap inflasi = tingkat suku bunga x inflasi
MARR = 8.25% (SBI) + 6.59% + (8.25% x 6.59%) = 15.38%
Data – data lain yang diperlukan untuk mencari IRR adalah : - Payback period = 2.88 tahun
- Usia ekonomis = 8 tahun
Dari tabel nilai sekarang anuitas / present value of annuity Appendix A-2 (lampiran) dengan masa pemulihan modal 2.88 tahun, maka didapatkan faktor pengurangan kumulatif adalah 21% (2.926) dan 22% (2.864). Tingkat bunga ini akan digunakan untuk menghitung net present value dengan faktor diskon yang terdapat pada tabel nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Perhitungan net
Tabel 4.33
Perhitungan present value pada tingkat diskon 21%
Tahun Investasi
Tahun
Operasi Arus Kas (Rp)
Faktor Diskon (I = 21%) Nilai Sekarang (Rp) 0 -1 0 1.000 0 1 0 (52,595,500,000) 0.826 (43,443,883,000) 2 1 17,345,753,371 0.683 11,847,149,552 3 2 18,312,924,712 0.564 10,328,489,538 4 3 19,350,967,010 0.467 9,036,901,594 5 4 20,464,476,610 0.386 7,899,287,971 6 5 21,658,622,755 0.319 6,909,100,659 7 6 22,858,225,095 0.263 6,011,713,200 8 7 24,084,754,653 0.218 5,250,476,514 9 8 25,415,134,139 0.180 4,574,724,145 TOTAL NPV Rp 18,413,960,173 Tabel 4.34
Perhitungan present value pada tingkat diskon 22%
Tahun Investasi
Tahun
Operasi Arus Kas (Rp)
Faktor Diskon (I = 22%) Nilai Sekarang (Rp) 0 -1 0 1.000 0 1 0 (52,595,500,000) 0.820 (43,128,310,000) 2 1 17,345,753,371 0.672 11,656,346,265 3 2 18,312,924,712 0.551 10,090,421,516 4 3 19,350,967,010 0.451 8,727,286,122 5 4 20,464,476,610 0.370 7,571,856,346 6 5 21,658,622,755 0.303 6,562,562,695 7 6 22,858,225,095 0.249 5,691,698,049 8 7 24,084,754,653 0.204 4,913,289,949 9 8 25,415,134,139 0.167 4,244,327,401 TOTAL NPV Rp 16,329,478,342
Dari perhitungan net present value diatas, maka perhitungan IRR adalah : IRR = 21% +
(
22% 21%)
,342 16,329,478 ,173 18,413,960 173 , 960 , 413 , 18 × − + = 21% + 0.53% = 21.53%4.3.4.3. Metode Nilai Sekarang (Net Present Value Method)
Variabel yang digunakan dalam perhitungan nilai sekarang adalah arus kas tahunan, biaya investasi inisial dan besarnya faktor diskon yang diperoleh dari tabel nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Faktor diskon yang digunakan disini adalah sama dengan MARR, yaitu 15.38%. dari tabel Appendix A-1 nilai ini berada diantara 15% dan 16% sehingga perlu dilakukan interpolasi linier. Misalnya : A1 = B, A3 = C, A2 = X
Maka persamaan interpolasi linier adalah : X =
(
)
⎥ ⎦ ⎤ ⎢ ⎣ ⎡ − × ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ − − + C B A A A A B 1 3 1 2Berikut ini adalah tabel hasil interpolasi faktor diskon Tabel 4.35
Interpolasi Faktor diskon
Tahun ke I = 15% I = 16% I = 15.38%
1 0.87 0.862 0.867
2 0.756 0.743 0.751
3 0.658 0.641 0.652
Lanjutan Tabel 4.35 Interpolasi Faktor diskon
5 0.497 0.476 0.489
6 0.432 0.41 0.424
7 0.376 0.354 0.368
8 0.327 0.305 0.319
9 0.284 0.263 0.276
Dan tabel perhitungan NPV adalah sebagai berikut. Tabel 4.36
Perhitungan Net present value Tahun
Investasi Operasi Tahun Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 15.38)
Nilai Sekarang (Rp) 0 -1 0 1.000 0 1 0 (52,595,500,000) 0.867 (45,598,194,680) 2 1 17,345,753,371 0.751 13,027,701,526 3 2 18,312,924,712 0.652 11,931,602,967 4 3 19,350,967,010 0.564 10,921,685,781 5 4 20,464,476,610 0.489 10,007,538,352 6 5 21,658,622,755 0.424 9,175,458,944 7 6 22,858,225,095 0.368 8,403,597,874 8 7 24,084,754,653 0.319 7,674,366,223 9 8 25,415,134,139 0.276 7,015,085,325 TOTAL NPV 32,558,842,311
4.3.4.4. Metode Indeks Kemampulabaan (Profitability Index Method)
Dari perhitungan net present value diatas, dapat dihitung pula nilai profitability
index (PI) untuk investasi power plant, dimana PI merupakan perbandingan antara
total nilai sekarang dari arus kas tahunan dengan biaya investasi.
0
I TPV
PI = , dimana TPV = Σ arus kas masuk tabel 4.35
PI = ,000 52,595,500 ,991 78,157,036 = 1.49
