iv
KATA PENGANTAR
Puji syukur kehadirat Alloh SWT, karena dengan nikmat dan karuniaNya
penulis dapat menyelesaikan penulisan tesis ini sebagai pemenuhan sebagian
persyaratan mencapai derajat Sarjana S-2, Program Studi Magister Manajemen, Pasca
Sarjana Universitas Gadjah Mada.
Pada kesempatan ini penulis mengucapkan terima kasih kepada semua
pihak yang telah banyak membantu penyelesaian penulisan tesis ini dan proses studi
penulis di Program Magister Manajemen ini, yaitu:
1. Bapak Hargo Utomo, Ph.D, M.B.A, M.Com, Direktur Program Magister
Manajemen Universitas Gadjah Mada dan seluruh staf pengajar MM-UGM.
2. Bapak Prof. Dr. Indra Wijaya Kusuma, MBA, dosen pembimbing yang telah
berkenan memberikan waktu, pikiran, dan tenaga untuk membimbing saya
menyelesaikan tesis ini.
3. Bapak Prof. Dr. Indra Wijaya Kusuma, M.B.A, Bapak Prof. Dr. Abdul Halim,
M.B.A, dan Bapak Dr. Su’ad Husnan, M.B.A yang telah memberikan waktu dan
pemikiran dalam menguji dan memberikan masukan untuk menyempurnakan
tesis ini.
4. Seluruh staf MM-UGM yang telah memberikan banyak bantuan dalam
v
5. Bapak Noor Wahyu Hidayat, Direktur Utama PT Mitra Energi Batam yang telah
mendukung dan memberikan banyak bantuan dalam menyelesaikan proses
penyusunan tesis saya ini.
6. Bapak Priandika Permana, Direktur Keuangan PT Mitra Energi Batam yang
telah mendukung dan memberikan banyak bantuan dalam menyelesaikan proses
penyusunan tesis saya ini.
7. Kedua orang tua dan adik-adik saya atas kasih sayang dan dukungan serta
semangat yang telah diberikan.
8. Widayati Pamungkas, Davina Putri Tafanti, Mohammad Darrell Radithya A,
Naufan Rama Danendra yang bersedia menjadi tempat berbagi, pemberi
semangat, saran, dan dukungan di segala situasi.
Ucapan terima kasih juga saya sampaikan pada pihak-pihak lain yang ikut membantu
dalam penyelesaian tesis ini. Akhir kata, semoga tesis ini dapat bermanfaat
bagi pihak-pihak yang membutuhkan.
Jakarta, 5 Desember 2011
vi 3.1 Gambaran Umum Industri Kelistrikan di Pulau Batam ..………….. 14
3.2 Gambaran Umum PT Mitra Energi Batam ………... 18
3.3 Gambaran Umum Teknologi Combine Cycle Power Plant ………. 19
3.3.1 Proses Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU) ……. 19
vii
3.3.3 Alat-alat Bantu Pada Pembangkit Listrik Tenaga
Gas Uap (PLTGU) ………. 26
BAB 4 ANALISIS DAN PEMBAHASAN
4.1 Asumsi Proyek ……….. 32
4.2 Analisis Free Cash Flow Proyek ………... 39
4.3 Analisis Kelayakan Investasi Pada Proyek Combine Cycle
Power Plant ……… 40
4.4 Analisis Sensitivitas ……….. 45
4.5 Analisis Non Financial ……….. 50
BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN
5.1 Simpulan ………. 58
5.2 Saran ……… 60
viii
DAFTAR TABEL
Halaman
Tabel 2.1 Emisi Gas rumah Kaca ……… 11
Tabel 3.1 Profil Pembangkit Listrik (Milik PLN Batam) di Kota Batam ……. 15
Tabel 3.2 Profil Pembangkit Listrik (Non PLN Batam/Kerjasama dengan IPP) di Kota Batam ………. 15
Tabel 3.3 Profil Pelanggan Sampai dengan Akhir Triwulan I 2011………….. 16
Tabel 3.4 Jumlah Konsumsi Listrik Akhir Triwulan I 2011 ………. 17
Tabel 4.1 Perhitungan WACC ……… 34
Tabel 4.11 Proyeksi Pendapatan Proyek dalam Mata Uang Ribuan Dollar US …. 41 Tabel 4.12 Biaya Proyek dalam Mata Uang Ribuan Dollar US……….. 41
Tabel 4.13 Proyeksi EBITDA dalam Mata Uang Dollar US ……….. 42
Tabel 4.14 Perhitungan Payback Period………. 43
Tabel 4.15 Pendapatan dan Biaya Proyek dengan Asumsi Sensitivitas …………. 46
Tabel 4.16 Proyeksi EBITDA dalam Mata Uang Dollar US ……….. 46
Tabel 4.17 Data FCF Perhitungan Payback Period ………. 47
Tabel 4.18 Data FCF Perhitungan Discounted Payback Period ……….. 48
Tabel 4.19 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Udara – Inside Area……… 52
Tabel 4.20 Hasil Laboraturium Tingkat Kebisingan –Inside Area ………. 53
Tabel 4.21 Hasil Laboraturium Kualitas Udara–Outside Area ……….. 53
Tabel 4.22 Hasil Laboraturium Tingkat Kebisingan –Outside Area………... 54
Tabel 4.23 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Air Limbah Sendiri ………. 55
Tabel 4.24 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Air Laut………... 56
Tabel 5.1 Simpulan Asumsi Proyek CCPP ……… 59
ix
DAFTAR GAMBAR
Halaman
Gambar 2.1 The Expected Return-risk trade off available to investor…………... 7
Gambar 3.1 Komposisi Pelangggan Akhir Triwulan 2011 ………16
Gambar 3.2 Pertumbuhan Pelanggan dari tahun 2007 – akhir Triwulan 2011 ... 17
Gambar 3.3 Jumlah Konsumsi Listrik Tahun 2007 – 2010 ………... 18
Gambar 3.4 Mesin Pembangkit type RB211, Buatan Roll Royce, Inggris …….. 18
Gambar 3.5 Siklus Rankine ………. 20
Gambar 3.6 Sistematika Proses Combine Cycle Power Plant……… 22
x
INTISARI
Tujuan para investor melakukan investasi adalah untuk meningkatkan kesejahteraan baik untuk masa saat ini maupun masa yang akan datang dengan mempertimbangkan berapa tingkat pengembalian yang diharapkan (expected return). prinsip dasar dalam pengambilan keputusan investasi adalah mempertimbangkan
antara Return dan Risk, hal ini melahirkan sebuah dasar pertimbangan bahwa
keuntungan yang diharapkan (expected return) merupakan perpaduan antara
pengembalian keuntungan yang terealisasi (realized return) dengan resiko yang
terdapat pada investasi tersebut. Keinginan mendapatkan keuntungan yang tinggi merupakan harapan investor, namun dibalik harapan yang tinggi biasanya diikuti oleh
resiko yang harus ditanggung juga tinggi.
Investasi proyek berbasis Clean Development Mechanism (CDM) sangat
menguntungkan karena selain membantu program penyelamatan dunia dari bahaya pemanasan global, proyek tersebut juga dapat memberikan tambahan modal
pembiayaan melalui mekanisme carbon credit dengan memperoleh sertifikasi
pengurangan emisi. Kelayakan investasi dapat dilakukan analisa baik dari aspek
financial maupun aspek non financial. Aspek financial dengan cara melakukan
analisa payback period, net present value, internal rate of return, dan profitable
index, sedangkan dari aspek non financial dapat ditinjau dari analisis terhadap teknologi yang digunakan, analisis dampak lingkungan dan lain-lain.
xi
ABSTRACT
The purpose of the investors to invest is to improve the welfare of both for present and future by considering the expected rate of return. Basic principles in the investment decision is to consider between Return and Risk, with the basic consideration that the expected profit is a fusion between the return on realized gains with the risk associated in investment. The desire to earn high profits is the expectation of investors, but behind the high expectations is usually followed by a risk that might be too high to borne.
Investment projects based on Clean Development Mechanism (CDM) is very advantageous because in addition to helping to rescue program from the dangers of global warming, the project can also provide additional capital through the mechanism of carbon credit financing by obtaining certification of emissions reductions. Investment feasibility analysis can be performed either from the aspect of financial or non financial aspects. Financial aspects is by analyzing the payback period, net present value, internal rate of return, and profitable index, whereas the non-financial aspects can be observed from the analysis of the technology used, the analysis of environmental impacts and others.
BAB I PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang Masalah
Bumi adalah planet ketiga dari 8 (delapan) planet dalam tata surya dan
diperkirakan usianya mencapai 4,5 milyar tahun (Sehoya Cotner, et al. 2009).
Mahluk hidup sangat tergantung pada bumi, namun saat ini banyak kerusakan di
bumi akibat ulah manusia dalam usaha mereka bertahan hidup. Perkembangan
industri dan pertumbuhan ekonomi merupakan sebagian dari beberapa faktor
utama yang mendorong timbulnya penciptaan teknologi baru dan canggih,
sehingga berdampak pada pencemaran lingkungan yang akhirnya menyebabkan
terjadi pemanasan global.
Peningkatan suhu global diperkirakan akan menyebabkan
perubahan-perubahan kondisi alam di bumi, seperti naiknya permukaan air laut, peningkatan
intensitas fenomena cuaca yang ekstrim, serta perubahan jumlah dan pola
presipitasi. Akibat lain dari pemanasan global, yaitu hasil pertanian yang
menurun, hilangnya gletser, dan kepunahan berbagai jenis hewan. Para ilmuwan
masih meragukan tentang seberapa besar jumlah pemanasan yang diperkirakan
akan terjadi di masa depan, dan bagaimana pemanasan serta perubahan-perubahan
yang terjadi tersebut akan bervariasi dari satu daerah ke daerah yang lain. Akibat
kondisi tersebut, saat ini masih terjadi perdebatan politik dunia mengenai apa, jika
2 pemanasan lebih lanjut atau untuk beradaptasi terhadap konsekuensi-konsekuensi
yang ada.
Laporan Intergovernmental Panel on Climate Change (IPCC, [2001])
menyimpulkan bahwa temperatur udara global telah meningkat 0,6 derajat Celsius
(1 derajat Fahrenheit) sejak 1861. Panel setuju bahwa pemanasan tersebut
terutama disebabkan oleh aktifitas manusia yang menambah gas-gas rumah kaca
ke atmosfer. IPCC memprediksi peningkatan temperatur rata-rata global akan
meningkat 1.1 hingga 6.4 °C (2.0 hingga 11.5 °F) antara tahun 1990 dan 2000.
IPCC panel juga memperingatkan, bahwa meskipun konsentrasi gas di atmosfer
tidak bertambah lagi sejak tahun 2000, iklim tetap terus menghangat selama
periode tertentu akibat emisi yang telah dilepaskan sebelumnya. Karbon dioksida
akan tetap berada di atmosfer selama seratus tahun atau lebih sebelum alam
mampu menyerapnya kembali. Jika emisi gas rumah kaca terus meningkat, para
ahli memprediksi, konsentrasi karbondioksioda di atmosfer dapat meningkat
hingga tiga kali lipat pada awal abad ke-22 bila dibandingkan masa sebelum era
industri. Akibatnya, akan terjadi perubahan iklim secara dramatis. Walaupun
sebenarnya peristiwa perubahan iklim ini telah terjadi beberapa kali sepanjang
sejarah Bumi, manusia akan menghadapi masalah ini dengan resiko populasi yang
sangat besar.
Perserikatan Bangsa Bangsa (PBB) melalui United Nations Framework
Convention on Climate Change (UNFCCC) berupaya untuk mengurangi dampak
pemanasan global dengan cara penyelenggarakan forum kesepatan dunia yang
3
untuk menerapkan proyek Clean Development Mechanism (CDM), melalui
mekanisme tersebut dunia internasional berharap adanya semangat terutama
negara-negara industri maju untuk membantu penyelamatan bumi dengan
pengurangan emisi gas rumah kaca (GRK) yang menyebabkan pemanasan global.
Pemerintah Indonesia sangat mendukung dan termasuk salah satu negara
yang telah meratifikasi perjanjian dunia tersebut, bentuk dukungan tersebut
diwujudkan dengan dibuatnya payung hukum berupa Undang-Undang No 6
Tahun 1994 tanggal 1 Agustus 1994 tentang Pengesahan United Nations
Framework Convention on Climate Change (Konvensi Kerangka Kerja
Perserikatan Bangsa Bangsa Mengenai Perubahan Iklim) dan Undang-Undang No
17 Tahun 2004 tanggal 28 Juli 2004 tentang Pengesahan Kyoto Protocol To The
United Nations Framework Convention on Climate Change (Protokol Kyoto Atas
Konvensi Kerangka Kerja Perserikatan Bangsa Bangsa Tentang Perubahan Iklim).
1.2 Perumusan Masalah
Salah satu pelaksanaan Kyoto Protocol, yaitu dengan melakukan
pengembangan proyek Clean Development Mechanism (CDM), proyek ini
merupakan proyek yang ramah lingkungan dan dapat mengurangi dampak emisi
gas rumah kaca sehingga dapat bersama-sama menjaga kerusakan bumi akibat
pemanasan global. Salah satu bentuk proyek yang dapat mendukung pelaksanaan
terciptanya good environment adalah melalui program pembangunan pembangkit
listrik yang ramah lingkungan di daerah Batam yang akan dilakukan oleh PT
Mitra Energi Batam. Pembangunan proyek ini merupakan salah satu dukungan
4
pencemaran udara yang disebabkan oleh CO2 yang merupakan hasil pembakaran
dari proses produksi.
Pembangunan proyek pembangkit tersebut merupakan salah satu proyek
yang ramah lingkungan, karena teknologi yang digunakan telah dapat mengurangi
produksi CO2 yang tidak berlebihan, teknologi tersebut dikenal dengan sebutan
Combine Cycle Power Plant (CCPP). Teknologi CCPP merupakan teknologi
yang memanfaatkan energi panas gas buang dari pembangkit listrik tenaga gas
(PLTG) untuk dikelola dan dimanfaatkan menjadi energi listrik. Berdasarkan
paparan diatas maka permasalahan yang akan dibahas dalam penelitian ini adalah:
Melakukan kajian terhadap kelayakan investasi dalam pembangunan proyek yang
berbasis CDM pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dengan teknologi
Combine CyclePower Plant (CCPP) di PT Mitra Energi Batam.
1.3 Tujuan Penelitian
Berdasarkan uraian tersebut di atas, penelitian ini bertujuan untuk
mengevaluasi kelayakan proyek, seberapa besar dan apa saja keuntungan
tambahan yang dapat diperoleh oleh perusahaan atas investasi pada proyek yang
berbasis CDM. Penelitian ini akan menekankan pada beberapa indikator dari
penilaian kelayakan investasi dan memberikan gambaran berupa simulasi dari
profil proyeksi keuangan pada proyek yang berbasis CDM.
1.4 Manfaat Penelitian
Penelitian ini diharapkan akan dapat memberikan manfaat sebagai
5
a. Bagi Perusahaan, mengetahui apakah pembangunan proyek CCPP sudah
tepat dilakukan dan keuntungan apa saja yang akan diperoleh.
b. Bagi Investor, akan mendapatkan manfaat CDM dari proyek CCPP.
1.5 Sistematika Penulisan
BAB I Pendahuluan
Bab ini berisikan latar belakang, tujuan, manfaat penulisan dan
sistematika penulisan
BAB II Tinjauan Pustaka
Bab ini berisikan landasan teori yang relevan dalam mendukung
penelitian
BAB III Gambaran Umum Proyek
Bab ini menjelaskan gambaran umum tentang industri kelistrikan di
pulau Batam, gambaran umum tentang perusahaan (PT Mitra Energi
Batam), dan gambaran umum tentang teknologi Combine Cycle Power
Plant.
BAB IV Analisis dan Pembahasan
Bab ini menjelaskan analisis dan pembahasan dari penelitian.
BAB V Kesimpulan dan Saran
6
BAB II
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Investasi
Pengertian investasi menurut Jones (2007) ialah komitmen menanamkan
sejumlah dana pada satu atau lebih aset selama beberapa periode pada masa
mendatang. Investasi dititikberatkan pada pengelolaan kekayaan investor, yaitu
jumlah dari pendapatan saat ini dan nilai nilai sekarang dari seluruh pendapatan
masa yang akan datang.
Tujuan para investor melakukan investasi adalah untuk meningkatkan
kesejahteraan baik untuk masa saat ini maupun masa yang akan datang dengan
mempertimbangkan berapa tingkat pengembalian yang diharapkan (expected
return). Menurut Jones (2007), prinsip dasar dalam pengambilan keputusan
investasi adalah mempertimbangkan antara Return dan Risk, hal ini melahirkan
sebuah dasar pertimbangan bahwa keuntungan yang diharapkan (expected return)
merupakan perpaduan antara pengembalian keuntungan yang terealisasi (realized
return) dengan resiko yang terdapat pada investasi tersebut. Keinginan
mendapatkan keuntungan yang tinggi merupakan harapan investor, namun dibalik
harapan yang tinggi biasanya diikuti oleh resiko yang harus ditanggung juga
tinggi. Resiko investasi dapat dikurangi salah satu caranya melalui diversifikasi
resiko, yaitu penentuan alokasi dana untuk investasi tidak dalam satu investasi
7
Gambar 2.1 The Expected Return-risk trade off available to investor
Menurut Brigham & Houston (2004), “No investment will be undertaken unless
the expected return is high enough to compensate the investor for the perceived
risk of investment”. Jenis investasi yang ditawarkan oleh pasar sangatlah beragam
dan juga memiliki resiko yang bervariasi sehingga keputusan investasi yang
diambil harus mempertimbangkan investasi mana saja yang memiliki tingkat
pengembalian yang dapat menutupi resiko yang akan terjadi. Pada pasar saham
menurut Pablo Fernandez (2007) seorang professor of corporate finance IESE
Business School Univercity of Navarra dalam sebuah jurnal berjudul “Equity
Premium:Historical, Expected, Required and Implied” diterangkan bahwa equity
premium yang disebut juga market risk premium, atau equity risk premium, atau
market premium, atau risk premium merupakan gambaran sebuah profil return
atas keinginan investor terhadap pengembalian investasi dari sebuah portfolio dan
merupakan salah satu pertimbangan dalam pengambilan keputusan investasi.
2.2 Metode Penilaian investasi 2.2.1 Payback Period
Menurut Brigham & Houston (2004), payback period ialah “The
expected number of years required to recover the original investment.” Formula
8
Payback = Year before full recovery + Unrecovered Cost at Start of year ���� ���� ������ ����
Semakin pendek payback period-nya, maka proyek tersebut semakin
menguntungkan. Sebuah pengembalian investasi memperhitungkan time value of
money, termasuk didalamnya terdapat resiko atas investasi sehingga dalam
perkembanganya menurut Brealey & Myers (2003), “a dollar today is worth more
than a dollar tomorrow”, dan muncul istilah yang dikenal sebagai discount factor.
Menurut Brigham & Ehrhardt (2005), “The discounted payback period
is defined as the number of years required to recover the investment from
discounted net cash flow”. Hal ini dapat mempengaruhi periode pengembalian
investasi menjadi lebih panjang, karena investor mengakui adanya resiko dari
pengembangan investasi, besarnya resiko tersebut diukur oleh berapa biaya capital
(cost of capital) yang harus ditanggung oleh investor dalam suatu investasi.
9 NPV bernilai nol (zero) menandakan bahwa arus kas dari proyek tersebut dapat
mencukupi pembayaran kembali modal yang sudah diinvestasikan dan dapat
memberikan tingkat pengembalian (rate of return) sesuai dengan permintaan,
akan dapat terpenuhi.
Nilai NPV positive dari sebuah proyek menunjukkan bahwa proyek
tersebut dapat menghasilkan lebih banyak kas dibanding membutuhkan pinjaman
dan dapat memberikan keuntungan bagi pemilik modal, yaitu dapat menaikan
kekayaan stockholders.
2.2.3 Internal Rate of Return (IRR)
Menurut Brigham & Ehrhardt (2005), “Internal Rate of Return is defined
as the discount rate that equates the present value of project‟s expected cash
inflow to the present value of the project‟s cost.”
Present Value (Inflows) = Present Value (Investment Cost)
IRR merupakan tingkat pengembalian dengan kondisi NPV sama dengan 0 (nol).
Proyek akan diterima apabila memiliki IRR lebih besar dari pada biaya untuk
mendapatkan modal (cost of capital), hal ini menunjukan bahwa terdapat
kelebihan kas bagi investor atau shareholder setelah kelebihan kas yang dihasilkan
tersebut digunakan untuk membayar biaya modal. Formula IRR dapat ditulis
10
2.2.4 Modified Internal Rate of Return (MIRR)
Metode IRR masih belum mempertimbangkan konsep “Time Value of
Money” sehingga timbul suatu metode lain, yaitu Modified Internal Rate of Return
(MIRR). Menurut Brigham & Ehrhardt (2005), terdapat alasan mengapa MIRR
lebih baik dibandingkan IRR, diantaranya MIRR memiliki asumsi bahwa seluruh
arus kas dari proyek diinvestasikan kembali dengan cost of capital-nya, sehingga
proyek dapat menghasilkan tingkat pengembalian yang sudah memperhitungkan
faktor resiko. Formula MIRR dapat ditulis sebagai berikut:
���
�cash flow) masa mendatang dan nilai saat ini dari investasi. Sebuah proyek akan
diterima jika nilai PI proyek tersebut lebih dari 1 (satu) dan sebaliknya. Formula
PI dapat ditulis sebagai berikut.
2.3 Clean Development Mechanism (CDM)
Perserikatan Bangsa Bangsa (PBB) melalui United Nations Framework
Convention on Climate Change (UNFCCC) pada tahun 1992 berhasil
11 Janeiro, Brazil dan 150 negara telah berikrar untuk bersama-sama mengangani
masalah pemanasan global di bumi. Puncak dari kesepakatan dunia tersebut,
dengan ditandatangani sebuah perjanjian dunia yang lebih dikenal dengan sebutan
Kyoto Protocol pada tanggal 11 Desember 1997 di Kyoto Jepang, perjanjian ini
merupakan persetujuan bersama untuk saling berkomitmen antara negara-negara
dunia dalam upaya mengurangi dampak emisi gas rumah kaca (GRK). Adapun
jenis-jenis GRK yang dimaksud dalam Kyoto Protocol terinci dalam Annex A,
rincian dalam Annex A tersebut tersaji dalam table 2.1.
Tabel 2.1 Emisi Gas rumah Kaca
Greenhouse gases
Perjanjian ini menyerukan kepada 38 negara-negara industri yang
memegang persentase paling besar dalam melepaskan GRK untuk memotong
emisi mereka ke tingkat 5 persen di bawah emisi tahun 1990. Pengurangan ini
harus dapat dicapai paling lambat tahun 2012. Pada mulanya, Amerika Serikat
mengajukan diri untuk melakukan pemotongan yang lebih ambisius, menjanjikan
pengurangan emisi hingga 7 persen di bawah tingkat 1990, Sedangkan Uni Eropa,
yang menginginkan perjanjian yang lebih keras, berkomitmen 8 % (persen), dan
Jepang 6 % (persen). Adapun 122 negara lainnya, sebagian besar negara
berkembang, tidak diminta untuk berkomitmen dalam pengurangan GRK. Akan
12 Bush mengumumkan bahwa perjanjian untuk pengurangan karbon dioksida
tersebut menelan biaya yang sangat besar. Ia juga menyangkal dengan
menyatakan bahwa kenapa negara-negara berkembang tidak dibebani dengan
persyaratan pengurangan karbon dioksida (CO2) ini.
Kyoto Protocol tidak berpengaruh apa-apa bila negara-negara industri
maju yang bertanggung jawab menyumbang 55 persen dari emisi GRK pada
tahun 1990 tidak meratifikasinya. Persyaratan itu berhasil dipenuhi ketika tahun
2004, Presiden Rusia Vladimir Putin meratifikasi perjanjian ini, memberikan jalan
untuk berlakunya perjanjian ini mulai 16 Februari 2005. Kyoto protocol hanya
dapat mengikat secara hukum agar sedikitnya 55 negara peserta (parties) konvensi
perubahan iklim mau meratifikasi dan berkomitmen untuk menurunkan total
emisinya mencapai 55% dari emisi negara industri maju sesuai konvensi
perubahan iklim pada tahun 1990. Persyaratan ini dimaksudkan untuk memastikan
bahwa tidak ada satupun negara/pihak yang dapat mengagalkan Kyoto protocol
yang telah terikat secara hukum. Dengan telah disampaikannya dokumen dan
instrumen ratifikasi oleh Pemerintah Rusia kepada Sekretariat Konvensi pada
bulan November 2004, Kyoto protocol telah mengikat secara hukum pada 16
Februari 2005.
Pelaksanaan dari Kyoto protocol, yaitudengan caramelaksanakan suatu
proyek yang berbasis CDM, yaitu proyek yang dapat memberikan kontribusi
dalam mengurangi adanya pencemaran lingkungan yang pada akhirnya
13
Ada dua tipe mekanisme Carbon Market, pertama Pasar Wajib
(Compliance Market) dan kedua Pasar Sukarela (Voluntary Market). Pasar Wajib
tercipta karena negara-negara maju berkewajiban mengurangi level emisinya
sebesar rata-rata 5% dibawah emisi pada tahun 1990 yang dideklerasikan dalam
Kyoto protocol. Pasar ini terbagi menjadi tiga jenis mekanisme, yaitu:
Joint Implementation (JI)
Clean Development Mechanism (CDM)
International Emission Trading (IET).
Berdasarkan ketiga mekanisme tersebut hanya CDM yang melibatkan negara
berkembang sedangkan mekanisme yang lain hanya melibatkan sesama negara
maju. CDM adalah mekanisme yang mengatur kewajiban negara-negara industry
maju untuk menurunkan emisi gas rumah kaca seperti yang diatur dalam Kyoto
protocol dengan cara membantu negara-negara berkembang melaksanakan
proyek-proyek yang mempu menurunkan atau menyerap emisi GRK.
Indonesia merupakan salah satu negara yang ikut menandatangani Kyoto
protocol dari the United Nation Framework Convention on Climate Change
(UNFCC) pada tahun 2007 dan telah meratifikasinya melalui Undang-Undang
No. 17 Tahun 2004 tentang Convention On Climate Change (Kyoto protocol atas
Konvensi Kerja Perserikatan Bangsa-Bangsa Tentang Perubahan Iklim).
14
BAB III
GAMBARAN UMUM PROYEK
3.1 Gambaran Umum Industri Kelistrikan di Pulau Batam
Kebijakan pemerintah kota Batam dibidang kelistrikan salah satunya
meningkatkan kesejahteraan masyarakat dan mendorong kegiatan ekonomi dalam
sektor industri, dengan penyediaan listrik yang cukup diharapkan kegiatan
ekonomi akan berkembang dan memberikan peningkatan pertumbuhan industri di
kota Batam kearah yang lebih baik. Berdasarkan laporan bulan Agustus tahun
2011 bahwa kota Batam yang bekerja sama dengan PT. Pelayanan Listrik
Nasional (PLN) Batam telah memiliki pembangkit tenaga listrik dengan daya
terpasang sebesar 100.332 kW yang berasal dari 9 Pembangkit Listrik Tenaga
Diesel (PLTD) melalui 18 unit mesin pembangkit dengan Daya Mampu Netto
(DMN) sebesar 66.520 kW.
Disisi lain pemerintah kota Batam melalui PLN Batam juga melakukan
kerjasama dengan perusahaan yang tergolong sebagai independent power
producer (IPP) yang merupakan mitra swasta dan telah memiliki kapasitas
terpasang sebesar 274.380 kW dengan DMN sebesar 252.400 kW, sehingga
secara total pembangkit yang dikelola dengan daya terpasang sebesar 374.712 kW
dan DMN total sebesar 318.920 kW, sehingga pemerintah kota Batam berharap
kebutuhan listrik di pulau Batam dan sekitarnya dapat terpenuhi sampai 2 (dua)
atau 3 (tiga) tahun kedepan. Profil lengkap dari dukungan akan penyediaan listrik
15 Tabel 3.1
Profil Pembangkit Listrik (Milik PLN Batam) di Kota Batam
No Unit Pembangkit Jenis Pembangkit
Jumlah Pembangkit 18 100,332 66,520
Sumber: Laporan Menejemen Triwulan I PT. PLN Batam Tabel 3.2
Profil Pembangkit Listrik
(Non PLN Batam/Kerjasama dengan IPP) di Kota Batam
No Unit Pembangkit Jenis Pembangkit
Jumlah Pembangkit 55 274,380 252,400
Sumber: Laporan Menejemen Triwulan I PT. PLN Batam
Berdasarkan peraturan pemerintah nomer 46 tahun 2007 bahwa kawasan
Batam telah ditetapkan sebagai daerah free trade zone yang telah memberikan
16 mendorong peningkatan pertumbuhan penduduk dan pembangunan pemukiman di
kota Batam, hal ini pada akhirnya meningkatkan permintaan masyarakat dan
industri akan kebutuhan listrik. Pada laporan akhir triwulan I 2011 jumlah
pelanggan mencapai 219,931 pelanggan dengan komposisi pelanggan masih
didominasi oleh pelanggan rumah tangga, yaitu sejumlah 191,142 pelanggan.
Adapun profil lengkap dari segmen konsumen pengguna listrik di kota Batam
tersaji dalam tabel 3.3 dan grafik gambar 3.1
Tabel 3.3 Profil Pelanggan
Sampai dengan Akhir Triwulan I 2011
No Kelompok Tarif Jumlah Pelanggan
Sumber: Laporan Menejemen Triwulan I PT. PLN Batam
Gambar 3.1 Komposisi Pelangggan Akhir Triwulan 2011
Sumber: Laporan Menejemen Triwulan I PT. PLN Batam
Pertumbungan pelanggan dari tahun ke tahun telah memberikan ilustrasi bahwa
pertumbuhan ekonomi di kota Batam mengalami perkembangan yang baik.
Gambar 3.2 berikut akan memberikan informasi mengenai data pertumbungan
17
Gambar 3.2 Pertumbuhan Pelanggan dari tahun 2007 – akhir Triwulan 2011
Sejalan dengan peningkatan jumlah pelanggan, maka konsumsi
masyarakat akan listrik pun meningkat. Berdasarkan data laporan triwulan 1 2011
PLN Batam menyebutkan bahwa konsumsi masyarakat pada triwulan I 2011 telah
mencapai 360,797 MWh. Hal ini didominasi oleh konsumsi dari pelanggan
industri yang mencapai 113,324 MWh atau sebesar 31% dari total relalisasi
konsumsi pada triwulan 1 2011. Tabel 3.4 dan gambar 3.3 akan menyajikan data
konsumsi listrik berdasarkan pelanggan pada triwulan I 2011 dan 4 tahun
terakkhir (2007 – 2010).
Tabel 3.4
Jumlah Konsumsi Listrik Akhir Triwulan I 2011
18
Gambar 3.3 Jumlah Konsumsi Listrik Tahun 2007 – 2010
3.2 Gambaran Umum PT Mitra Energi Batam
PT. Mitra Energi Batam (“Perusahaan”) didirikan pada tanggal 17
November 2003 dan telah memiliki serta mengoperasikan Pembangkit Listrik
Tenaga Gas (PLTG) berkapasitas 2 x 27.75 MW. Perusahaan merupakan salah
satu IPP PLN Batam yang berlokasi di Panaran I, Batam. Pada tahun 2004
tepatnya pada tanggal 30 Oktober, Perusahaan secara perdana telah berhasil
mengoperasikan PLTG berkapasitas nett output 55 MW atau 385,440 MWh per
tahun, dan melalui kapasitas produksi tersebut Perusahaan dapat menyediakan 27
% kebutuhan konsumsi listrik di kota Batam per tahun. PLTG Panaran I tersebut
memakai teknologi dual fuel mesin gas turbin buatan Roll Royce, Inggris tipe
RB211 sesuai dengan gambar 3.4.
Gambar 3.4 Mesin Pembangkit type RB211, Buatan Roll Royce, Inggris
Source: Process Plant Machinary, 2nd edition, Bloch & Soares, C published by butterworth Heinemann, 1998
-500,000 1,000,000 1,500,000
2007 2008 2009 2010
1,106,079 1,234,616
1,295,736
19 Mesin dengan tipe tersebut dapat dioperasikan dengan mengunakan bahan bakar
gas atau solar sehingga jika salah satu resource bahan bakar mengalami gangguan
pasokan maka operasional tetap terjaga availability-nya dalam menyediakan
pasokan listrik ke PLN Batam. Berdasarkan perjanjian jual beli listrik yang
dikenal dengan sebutan Purchase Power Agreement (PPA) yang telah
ditandatangani oleh Perusahaan dan PLN Batam, maka hasil prosuksi listrik dijual
oleh Perusahaan kepada PLN Batam dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik
masyarakat di kota Batam dan sekitarnya. Proses pengoperasian PLTG ini oleh
Perusahaan dikenal dengan nama Simple Cycle System, dalam kesepakatan antara
Perusahaan dengan PLN Batam disebutkan bahwa dari pembangkit Simple Cycle
Power Plant (SCPP ) akan dikembangkan menjadi pembangkit Combine Cycle
Power Plant (CCPP ), pengembangan tersebut akan menguntungkan Perusahaan
dan PLN Batam karena melalui teknologi CCPP tersebut akan mendapatkan
tambahan produksi listrik sebesar 148,639 MWh per tahun tanpa penambahan
konsumsi bahan bakar yang signifikan. Penjelasan mengenai Combine Cycle
Power Plant ini akan dijelaskan dalam sub bab tersendiri.
3.3 Gambaran Umum Teknologi Combine Cycle Power Plant 3.3.1 Proses Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)
Proses pembangkit listrik tenaga gas uap (PLTGU) secara praktis
mengacu pada pada siklus dasar yang dikenal dengan sebutan siklus Rankine.
Gambaran umum siklus tersebut dapat dijelaskan berdasarkan gambar 3.5 berikut
20
Gambar 3.5 Siklus Rankine
a. Proses 1 ke 2, merupakan proses masuknya uap kering (superheated
vapor) yang bertekanan dan bertemperatur tinggi yang berlangsung
didalam turbin uap (isentropic) dan menghasilkan tenaga potensial uap
sehingga menimbulkan energi putaran berupa daya luaran (Wout).
b. Proses 2 ke 3, merupakan proses yang berlangsung di dalam condenser
yang memiliki temperature tetap (isothermis). Condenser berguna untuk
mengembunkan uap jenuh yang berasal dari turbin menjadi cair. Proses
pada condenser ini dapat mudah dilakukan, jika tekanan condenser
di-setup dibawah tekanan atmosfer. Proses pada condenser ini akan
menghasilkan daya melalui proses pelepasan kalor (Qout).
c. Proses 3 – 4, merupakan proses pemompaan untuk menaikan tekanan
fluida (cairan jenuh) secara isentropic.
d. Proses 4 – 1, merupakan proses untuk menghasilkan uap sesuai dengan
kebutuhan turbin. Proses ini berlangsung pada boiler secara isobaric,
yaitu proses menguapkan air dengan memasukkan panas tertentu (Qin).
bagian dari proses 4 – 1, terdapat proses 4 – 5, merupakan proses
21
sehingga pada titik 4 menunjukan keadaan cair (liquid) yang tidak
berubah massa jenisnya karena perbedaan tingkatan tekanannya.
Nilai efisiensi dari siklus ini merupakan perbandingan antara energy
yang keluar dengan energy yang masuk. Energi yang keluar merupakan jumlah
bersih pengurangan energy yang dihasilkan turbin dikurangi energy yang
diberikan oleh pompa. Nilai efisiensi siklus ini dapat dihitung berdasarkan
formula berikut ini.
H1 = Enthalpi pada saat uap masuk ke turbin (kJ/detik)
H2 = Enthalpi pada saat uap meninggalkan turbin (kJ/detik)
H3 = Enthalpi pada saat uap masuk ke pompa (kJ/detik)
H4 = Enthalpi pada saat uap meninggalkan pompa (kJ/detik)
3.3.2 Proses Produksi Listrik Pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)
Pengembangan teknologi Combine Cycle Power Plant (CCPP) banyak
dikembangkan pada industri kelistrikan di Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap
(PLTGU). Proses produksi listrik dari PLTGU adalah sederhana, yaitu
22
PLTG untuk memanaskan air pada Heat Recovery Steam Generator (HRSG)
sampai menghasilkan uap kering melalui tahap pemanasan (heater), yang terdiri
dari LP Heater, dearator, HP Heater, economizer dan superheater, kemudian uap
kering bertekanan dan bertemperatur tinggi tersebut digunakan untuk
menggerakkan sudu-sudu turbin uap (sebagai penggerak generator) yang dikopel
dengan rotor generator. Rotor generator yang dikopel dengan turbin akan ikut
berputar sehingga dapat menghasilkan energy listrik dengan bantuan
penguat/exciter pada rotor generator. Pada generator terjadi proses konversi
energi dari energi mekanik menjadi energi listrik, tegangan listrik yang dihasilkan
oleh generator dinaikkan oleh step up Transformer dari 11 kV menjadi 150 kV
dan kemudian disalurkan melalui transmisi 150 kV (switch yard) serta melalui
Main Auxiliary Transformer (MAT). Berdasarkan penjelesan diatas, berikut
penjabaran melalui diagram secara sederhana dapat dilihat pada gambar 3.6
dibawah ini.
23
Konfigurasi PLTGU biasanya berupa susunan 2 Gas Turbine – 2 Heat
Recovery Steam Generator (HRSG) – 2 Steam Turbine atau 3 Gas Turbine – 3
Heat Recovery Steam Generator (HRSG) – 1 Steam Turbine sesuai dengan
kebutuhan. Pada PLTGU Panaran I ini menggunakan konfigurasi 2 Gas Turbine–
2 HRSG – 2 Steam Turbine. Adapun diagram Combine Cycle Power Plant secara
lengkap sesuai dengan konfigurasi yang akan digunakan dalam proyek
perencanaan pembangunan pembangkit PLTGU pada Panaran I, secara lengkap
dapat dilihat pada gambar 3.7 dibawah ini.
Gambar 3.7 Combine Cycle Power Plant
Sesuai dengan gambar 3.7 diatas, dimulai dari sisi sebelah kiri gambar, bahwa
proses produksi listrik dengan teknologi combine cycle ini dapat diuraikan
menjadi beberapa siklus, diantaranya sebagai berikut:
1. Siklus Air dan Uap, bahan baku utama dalam proses PLTGU adalah gas
untuk simple cycle (lihat nomer 4 pada gambar 3.7 diatas) dan untuk
Garis warna Merah Garis warna Orange
Garis warna Biru b
e
24 steam turbin adalah air laut. Air laut terlebih dahulu diproses agar
menjadi demin water yang kemudian dipompakan dengan menggunakan
demin water pump menuju condenser dan demin water tersebut bersatu
dengan water condenser (lihat nomer 1 pada gambar 3.7 diatas). Air dari
condenser dipompa oleh condenser extraction pump menuju preheater
untuk dipanaskan (lihat huruf a pada gambar 3.7 diatas) dengan
menggunakan uap dari sisa gas buang (exhaust) gas turbin (lihat huruf d
pada gambar 3.7 diatas) yang sebelumnya melewati steam jet air ejector
dan masuk ke gland steam condenser menuju Dearator (lihat huruf b
pada gambar 3.7 diatas). Air dari dearator dipompa oleh boiler feed
pump (BFP) menuju steam drum yang kemudian disirkulasikan ke
bawah pada down comer dan kembali ke atas pada raising tube pada
HRSG sehingga menuju suhu yang diinginkan (lihat nomer 2 pada
gambar 3.7). Pada steam drum menghasilkan uap jenuh yang
mengandung titik-titik air yang kemudian dipanaskan dan disalurkan ke
superheater untuk menghasilkan uap kering, hal ini disyaratkan guna
menghindari kerusakan pada sudu turbin oleh uap air. (lihat nomer 3
pada gambar 3.7 diatas). Uap yang dihasilkan dialirkan ke Main Steam
Line (MAT) dan diatur oleh governing valve untuk memutar turbin,
kemudian uap bekas dari turbin tersebut didinginkan oleh air laut pada
condenser untuk merubah wujud uap menjadi cair (lihat huruf e pada
gambar 3.7). Siklus ini berlangsung secara berulang-ulang dalam
25
2. Siklus Air Pendingin ini terdiri dari 2 (dua) siklus utama, yaitu:
a. Siklus Air Pendingin Utama (Condenser System), siklus ini
menggunakan air laut sebagai media pendingin utama yang
dipompakan melalui circulating water pump (CWP) dan
disirkulasikan menuju condenser. Pada condenser air tersebut juga
digunakan untuk membantu proses kondensasi uap bekas dari Steam
Turbin Generator (lihat huruf e pada gambar 3.7).
b. Siklus Air Pendingin Bantu (Closed Colling Water), siklus ini
menggunakan air murni (demin water) yang dialirkan menuju
turbine lube oil, generator dan heat excharger sehingga demin water
yang panas itu akan dikumpulkan bersama air laut agar demin water
yang panas tersebut kembali dalam kondisi dingin.
3. Siklus Minyak Pelumas, pada siklus ini minyak pelumas digunakan
untuk pelumasan dan pendinginan pada bearing-bearing turbin, gear box
dan juga pada bearing generator. Sebelum digunakan minyak pelumas
terlebih dahulu didinginkan melalui lube oil cooler dengan media air
dalam siklus Closed Cooling Water (CCW). Air yang telah dipakai pada
CCW tersebut didinginkan oleh air laut yang dipompa menggunakan
circulating water pump pada heat exchanger.
4. Siklus Penyaluran Tenaga Listrik, siklus ini merupakan siklus terakhir
(ending cycle) pada suatu pembangkit, listrik akan dihasilkan diawali
dengan rotor generator dikopel dengan turbin sehingga turbin ikut
26
penguat (exciter), tegangan yang dihasilkan mencapai 11 kV dengan
menggunakan Step Up transformer tegangan tersebut naik menjadi 150
kV. Energi listrik yang dihasilkan kemudian disalurkan melalui switch
yard menuju gardu induk melalui transmisi tegangan tinggi 150 kV dan
akhirnya energi listrik tersebut dapat disalurkan ke konsumen.
3.3.3 Alat-alat Bantu Pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)
Pada PLTGU terdapat beberapa alat-alat bantu dalam kaitannya
memproduksi listrik diantaranya:
Alat-alat bantu pada HRSG Boiler
HRSG boiler adalah suatu alat yang digunakan untuk memproduksi uap
dengan tekanan dan temperature tertentu. Adapun HRSG sendiri
mempunyai alat-alat bantu sebagai berikut:
a) Economizer, adalah alat yang digunakan untuk memanaskan air
pengisi dengan media pemanas dari energi kalor yang terdapat dari
sisa gas buang. Hal ini dimaksudkan untuk mendapatkan air yang
suhunya tidak jauh berbeda dengan air yang terdapat pada steam
drum, serta untuk menaikkan efisiensi HRSG.
b) Drum Uap/Steam Drum, adalah alat yang digunakan untuk
memisahkan bagian air dan uap basah, karena didalam HRSG terjadi
pemanasan bertingkat. Setiap unit HRSG dilengkapi oleh steam
drum yang diletakkan pada bagian atas HRSG baik sisi high pressure
27 c) Superheater, uap yang dihasilkan oleh steam drum masih berupa uap
basah, dikarenakan uap yang diinginkan adalah uap kering sehingga
perlu dipanaskan kembali pada daerah superheater. Setiap HRSG
biasanya dilengkapi dengan dua buah superheater yaitu primary dan
secondary superheater pada modul HP yang dipasang pada bagian
depan modul HRSG setelah diverter damper sedangkan untuk LP
terdapat superheater juga yang terletak paling depan pada modul LP
setelah modul HP.
d) Desuperheater, merupakan spray water yang digunakan untuk
mengatur temperatur uap yang dialirkan ke turbin. Terdiri dari valve
yang terhubung dengan temperature main steam line yang apabila
temperatur uap melebihi ketentuan yang di perbolehkan, maka
desuperheater ini akan menyemprotkan air yang berasal dari
discharge boiler feed pump sampai temperaturnya normal kembali.
e) Boiler Feed Pump (BFP), merupakan high pressure pump pengisi air
boiler / HRSG yang mana kemampuan discharge-nya melebihi
design pressure dari Main Steam untuk memutar turbinnya. Pompa
tersebut akan memompakan air yang telah dipanaskan dari dearator
storage tank ke boiler / HRSG.
Alat-alat bantu pada Turbin
Pada siklus tertutup turbin diperlukan main equipment ataupun auxiliary
equipment yang berfungsi untuk meningkatkan efisiensi dari proses
28 a) Condensor, adalah berupa shell and tube design yang terdiri dari
sejumlah pipa-pipa kecil (tube side) yang berisi air laut sebagai
media pendingin, sedangkan uap bekas yang keluar dari turbin
berada di bagian sisi tabung (shell side) yang akan memasuki
sela-sela dari pipa/tube sehingga terjadi perpindahan panas dari uap
turbin yang kemudian diserap oleh air laut yang selanjutnya akan
terjadi pengembunan dan kondensasi uap. Uap yang sudah berubah
menjadi air didalam condensor ditampung di dalam hot well tank
pada condensor. Fungsi dari condenser adalah sebagai berikut:
1. Menaikkan efisiensi turbin, karena dengan mengusahakan
vacuum didalam kondensor, uap bekas dari turbin akan
segera dapat keluar dan tidak memberikan reaksi tekanan
terhadap putaran turbin.
2. Untuk mengembunkan uap bekas dari turbin dengan media
pendingin air laut yang mengalir melalui pipa / tube didalam
condenser sehingga air condensate tersebut disirkulasikan
kembali sebagai air pengisi boiler.
b) Condenser Extraction Pump, Condensate yang terkumpul pada hot
well tank tersebut akan ditransfer oleh pompa ini ke dearator
dengan sebelumnya dilewatkan melalui SJAE, Gland Steam,
economizer dan selanjutnya menuju dearator.
c) Steam Jet Air Ejector (SJAE), Suatu alat yang dikonstruksikan dari
29 aliran steam dari HP main steam line sehingga bila dialiri dengan
steam berkecepatan tinggi akan dapat menarik udara dan gas-gas
yang tidak dapat mengembun didalam condenser sehingga
condenser akan menjadi vacuum. Dengan adanya kevakuman
tersebut akan dapat menaikkan efisiensi turbin. Alat ini ada dua
macam yaitu :
1. Primiming Ejector (hogging), digunakan pada saat start up,
kemudian bila kemampuannya sudah mencapai batas maka
penarikan untuk vacuum tersebut dilakukan oleh air ejector.
2. Air Ejector (holding), digunakan untuk menarik kevakuman
setelah melalui proses oleh alat primming ejector.
Design SJAE ini berupa shell and tube, uap tersebut terdapat pada sisi
tabung (shell side) sedangkan air dari condenser extraction pump
dilewati melalui sisi pipa (tube side) sehingga panasnya dapat
dimanfaatkan untuk memanaskan air condenser yang lewat agar
supaya pemanfaatan kalor lebih efisien dan kemudian uap tersebut
akan dikembalikan lagi ke condenser yang akan bercampur dengan
condensate.
d) Packing Steam Unit, suatu alat yang dialiri oleh steam dari HP
main steam line yang diatur untuk dialirkan ke steam turbine yang
berfungsi sebagai sealing steam pada turbin/menahan steam yang
30 e) Gland Steam Condenser, untuk mencegah korosi dan
meningkatkan efisiensi gland steam condenser merupakan paket
kecil yang terdapat pada auxiliary steam turbine untuk
menciptakan vacuum di dareah turbin seal, sehingga keadaan
tersebut diharapkan tidak terjadi kondensasi pada daerah sealing
air yang dialirkan oleh packing steam unit yang apabila kondensasi
tersebut teroksidasi dengan oksigen dapat menimbulkan korosi.
Design alat ini berupa shell dan tube bersama blower, uap dari
turbine seal dihisap oleh blower yang diarahkan ke sisi tabung
(shell side) sedangkan condensate dari condensor extraction pump
melewati sisi pipanya (tube side) sehingga pemanfaatan kalor dari
suatu sistem bisa lebih efisien dan kemudian uap tersebut akan
dikembalikan lagi ke condensor yang akan bercampur dengan
condensate.
f) Governing Valve, device ini terdapat pada bagian atas steam turbin
tepatnya pada sisi high pressure main steam line yang berfungsi
sebagai pengatur arus yang akan memutar sudu-sudu turbin.
g) Turning Gear, alat ini berupa motor yang dikopel dengan gear
yang dipasang pada shaft pinion generator. Digunakan untuk
memutar rotor sebelum main stop valve dibuka dan juga
dioperasikan setelah turbin di shut down yang berfungsi untuk
mencegah bending pada rotor karena pengaruh temperature yang
31
Alat-alat bantu pada Generator
Adapun bagian-bagian pada generator sinkron, diantaranya:
1. Stator, yaitu bagian yang tidak bergerak dimana terpasang
terminal untuk mengalirkan energi listrik yang dihasilkan oleh
generator.
2. Rotor, yaitu bagian yang berputar yang merupakan lilitan
susunan kawat tembaga sebagai sumber elektro magnet. Rotor
inilah yang membangkitkan medan magnet setelah lilitannya
32
BAB IV
ANALISIS DAN PEMBAHASAN
4.1 Asumsi Proyek
Asumsi yang dibangun pada proyek CCPP ini, dapat diuraikan dan
terbagi menjadi 7 (tujuh) asumsi utama, diantaranya sebagai berikut.
1. Asumsi Umum (General Assumption)
2. Asumsi Produksi Listrik (Production Electricity Assumption)
3. Asumsi Tarif (Tariff Assumption)
4. Asumsi Pinjaman (Loan Assumption)
5. Asumsi Modal Kerja (Working Capital Assumption)
6. Asumsi Aktiva Tetap (Fixed Assets Assumption)
7. Asumsi Amortisasi (Amortization Assumption)
4.1.1 Asumsi Umum (General Assumption)
Asumsi umum berisikan tentang indikator-indikator market global dari
proyek CCPP tersebut dan dapat diuraikan sebagai berikut:
Nilai tukar (kurs) sebesar Rp 8.700 per 1 US$, berdasarkan nilai
rata-rata (mean) dari kurs tengah harian Bank Indonesia (BI) periode 3
Januari – 30 September 2011.
Tingkat suku bunga BI sebesar 6.70%, berdasarkan nilai rata-rata
(mean) dari suku bunga bulanan BI periode Januari – September
33
Weighted Average Cost Capital (WACC) sebesar 12.4%,
berdasarkan perhitungan WACC yang dilakukan oleh corporate dari
Perusahaan, yaitu PT Medco Power Indonesia dengan bantuan
konsultan SternStewart Co, dengan asumsi:
1. Market risk premium (MRP) sebesar 7.3%, yang dikutip dari
jurnal Fernandez, Javier & Corres (2011) berjudul “market
risk premium used in 56 countries in 2011 a survey with
6,014 answers” bahwa untuk Indonesia MRP sebesar 7.3%
2. Risk Free Rate sebesar 10.5%, berdasarkan Obligasi
pemerintah FR0052 yang jatuh tempo 15 Agustus 2030, data
sumber dari BI website, menjadi dasar asumsi karena lebih
mendekati dengan tanggal selesai kontrak CCPP, yaitu 31
Januari 2029.
3. Tarif income tax corporate sebesar 25%, sesuai dengan
Undang-Undang No 36 Tahun 2008 pasal 17 ayat 2.a tentang
Perubahan Keempat atas Undang-Undang No. 7 tahun 1983
Pajak Penghasilan.
4. Debt risk premium (DRP) sebesar 4.23%, DRP merupakan
selisih antara bunga yield (6.45%) Surat Utang Negara (SUN)
seri FR0061 jatuh tempo 15 Mei 2022 (10 tahun – sumber BI
berdasarkan Ketetapan Hasil Lelang Surat Utang Negara Seri
SPN03120119 (New Issuance), SPN12121005 (Reopening),
34
Berdasarkan uraian diatas, rincian asumsi-asumsi umum dapat tersaji
dalam tabel 4.2 berikut ini.
4.1.2 Asumsi Produksi Listrik (Production Electricity Assumption)
Asumsi ini berisikan tentang indikator-indikator yang digunakan dalam
menghitung produksi listrik dari proyek CCPP. Berikut tabel 4.3 yang secara rinci
menyajikan indikator-indikator yang dimaksud.
Weighted Average Cost of Capital (WACC): MEB
Debt to Economic Capital 80% = After Tax Cost of Borrowing 11.0%
x Debt/Economic Capital 80.0%
= Weighted Cost of Debt 8.8%
35 Tabel 4.3 Asumsi Produksi Listrik
No Asumsi Satuan Nilai
1 Kapasitas terpasang MegaWatt 20.2
2 Faktor Kapasitas dalam % 84%
3 Jam operasional dalam setahun Jam 8,760
3 Project Cost US$ 55,615,144
4 Tanggal dimulainya pembangunan proyek Tanggal 1 Feb 2012
5 Jangka waktu pembangunan proyek Bulan 23
6 Tanggal selesainya pembangunan proyek Tanggal 1 Jan 2014
7 Tanggal mulai operasi (kontrak) proyek Tanggal 1 Feb 2014
8 Jangka waktu kontrak Tahun 15
9 Tanggal selesai kontrak Tanggal 31 Jan 2029
Pada diatas dijelaskan bahwa beberapa asumsi disusun berdasarkan:
Kapasitas terpasang, Project Cost, dan jangka waktu penyelesaian
proyek sesuai dengan Supply and EPC Proposal yang diajukan
Hyundai Corporation sebagai engineering company atas
pembangunan proyek CCPP, Panaran 1
Faktor kapasitas ditentukan sesuai dengan Power Purchase
Agreement (PPA) Simple Cycle.
Perhitungan nilai produksi listrik pertahun adalah sebesar kapasitas
terpasang (20.2) x 1000 x 84% x 8760 jam (24 x 365 hari) =
148,639,680 kiloWatthour (kWh).
4.1.3 Asumsi Tarif (Tariff Assumption)
Tarif listrik digolongkan menjadi 4 (empat) komponen, yaitu komponen
A, komponen B, komponen C dan komponen D. Adapun masing-masing
komponen memiliki arti sendiri-sendiri, yaitu:
1. Komponen A, merupakan tarif yang diberikan oleh PLN
36 IPP. Nilai investasi tersebut senilai biaya perolehan dari
investasi.
2. Komponen B, merupakan tarif yang diberikan oleh PLN untuk
menggantikan biaya perawatan dari mesin atau alat sistem
produksi dari proyek CCPP.
3. Komponen C, merupakan tarif yang diberikan oleh PLN untuk
membayar harga bahan bakar yang digunakan oleh CCPP
tersebut. Pada proyek CCPP ini tidak mengakomodasi adanya
tarif komponen C karena bahan bakar CCPP adalah air laut.
4. Komponen D, merupakan tarif yang diberikan oleh PLN untuk
membayar biaya overhead dari pengelolaan CCPP.
Keempat komponen tersebut semuanya dihitung dengan memasukan
faktor tingkat imbal hasil yang diharapkan dan hal ini juga merupakan salah satu
indikator tawar menawar untuk harga jual antara PLN Batam dengan IPP .
Berikut tabel 4.4 asumsi tarif yang dipakai Perusahaan dalam proposal pengajuan
proyek CCPP kepada PLN Batam.
Proyek ini mendapatkan program pinjaman pembiayaan proyek (project
37 10 tahun dan tingkat suku bunga atas pinjaman proyek sebesar 11.5%,
kesemuanya berdasarkan draft indicative term loan No. CBG.CB2/D.01
/SPPK/2010 tanggal 16 April 2010 dari Bank Mandiri yang didasari atas surat
pengajuan fasilitas kredit No. MEB-028/BOD-JKT/XI/2009 tanggal 3 November
2009 oleh Perusahaan. Tingkat suku bunga yang diperoleh diatas lebih kecil
dibandingkan dengan tingkat yang digunakan dalam perhitungan WACC pada saat
proposal awal pengajuan approval proyek CCPP ini kepada manajemen, hal ini
menunjukan bahwa perhitungan WACC yang digunakan sudah menganut konsep
conservative. Berikut ini tabel 4.5 menggambarkan asumsi pinjaman atas project
financing CCPP.
Tabel 4.5 Asumsi Pinjaman Pembiayaan Proyek
No Asumsi Satuan Nilai
1 Persentasi komposisi pinjaman dalam % 80%
2 Jumlah pinjaman sesuai komposisi US$ 44,492,115
3 Tingkat suku bunga dalam % 11.5%
4 Jangka waktu pinjaman Tahun 8
5 Jangka waktu grace period Bulan 24
4.1.5 Asumsi Modal Kerja (Working Capital Assumption)
Asumsi modal kerja merupakan asumsi untuk menghitung berapa
kebutuhan modal kerja dari proyek ini yang didasari kepada pengalaman
Perusahaan collectability dari piutang usaha dari PLN Batam yang selama ini
membayar tagihan atas invoice produksi listrik Simple Cycle (SC) tiap tanggal 10
pada bulan berikutnya, dan hutang dagang yang harus dibayar kepada Perusahaan
Gas Negara (PGN) untuk tagihan gas SC serta setiap tanggal 20 pada bulan
38
biaya yang masih harus dibayar (accrued) dilakukan setiap akhir bulan (pada saat
tutup buku bulanan). Tabel 4.6 menyajikan detail asumsi modal kerja tersebut.
Tabel 4.6 Asumsi Modal Kerja
No Asumsi Satuan Nilai
1 Account receivable days on hand hari 40
2 Account payable days on hand hari 50
4.1.6 Asumsi Aktiva Tetap (F ixed Assets Assumption)
Asumsi aktiva tetap merupakan asumsi untuk menghitung besaran nilai
depresiasi yang digunakan untuk mendapatkan nilai aktiva tetap bersih, atas
investasi mesin dan peralatan yang dibangun untuk proyek CCPP dan pada masa
akhir kontrak diasumsikan terdapat terminal value sebesar 40% dari nilai investasi
awal aktiva tetap yang tergolong dalam hard equipment, yaitu nilai mesin, biaya
pembangunan atau erection, procurement and construction (EPC), dan biaya
financing yang datangnya dari pihak ketiga. Asumsi penyusutan ini juga didasari
sesuai dengan pasal 11 ayat 6 Undang-Undang No. 36 tahun 2008 tentang
Perubahan Keempat atas Perubahan Undang-Undang No 7 tahun 1983 tentang
Pajak Penghasilan dan Laporan Audit Independence dari kantor akuntan publik.
Berikut rincian asumsi aktiva tetap yang tersaji lengkap dalam tabel 4.7.
Tabel 4.7 Asumsi Aktiva Tetap
No Asumsi Umum Satuan Nilai
1 Bangunan Tahun 20
2 Mesin Pembangkit Tahun 15
3 Peralatan electrical system Tahun 15
4 Peralatan telekomunikasi Tahun 5
39
4.1.7 Asumsi Amortisasi (Amortization Assumption)
Asumsi amortisasi merupakan asumsi untuk menghitung besaran nilai
amortisasi terhadap pre-operating dan deferred charges expense yang timbul
akibat pola pencatatan akuntansi pada proyek CCPP ini sesuai dengan Laporan
Audit Independence dan seseuai dengan PSAK No 6 tentang Akuntansi dan
Pelaporan Perusahaan dalam Tahap Pengembangan. Rincian atas asumsi
amortisasi terseut tersaji dalam tabel 4.8 berikut ini.
Tabel 4.8 Asumsi Amortisasi
No Asumsi Umum Satuan Nilai
1 Pre operating expense Tahun 3
2 Deferred charges expense Tahun 3
4.2 Analisis F ree Cash F low (FCF) Proyek
Analisa arus kas bersih (free cash flow analysis) merupakan bagian
terpenting dalam mempertimbangkan kelayakan sebuah proyek, karena penilaian
investor menitikberatkan pada kapan dan berapa pengembalian atas kas yang
mereka keluarkan (initial cash flow) pada awal periode untuk investasi itu dapat
kembali. Salah satu pengukuran bahwa proyek tersebut layak dan memberikan
return baik, diantaranya dengan melakukan analisa terhadap arus kas bersih masa
mendatang (future cash flow) serta arus kas yang diterima pada masa akhir
periode operasional proyek (terminal cash flow), pada penulisan ini menggunakan
istilah terminal value (TV). Perhitungan Free Cash Flow (FCF) atau arus kas
bersih dari proyek CCPP ini dihitung berdasarkan formula berikut ini:
FCF = EBITDA –Tax–Change Working Capital–Capital Expenditure
40
Tabel 4.9 Data Free Cash Flow Proyek CCPP
Pada tabel diatas ditunjukan bahwa dalam tahun 2011 sampai dengan
tahun 2013 merupakan tahun pembangunan proyek CCPP, hal ini ditunjukkan
dengan jumlah initial cash flow sebesar US$ 55,615 (dalam ribuan dollar
amerika), sedangkan future cash flow menghasilkan nilai positif kas. Hasil future
cash flow proyek tersebut memberikan pengembalian investasi dari initial cash
flow di tahun 2019 atau pada tahun operasional ke 6 (enam), secara lengkap tersaji
dalam tabel 4.10 berikut ini.
Tabel 4.10 Data AccumulativeFree Cash Flow Proyek CCPP
4.3 Analisis Kelayakan Investasi Pada Proyek Combine Cycle Power Plant
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
EBITDA CCPP *) - - 10,218 9,917 10,337 10,290 9,970 10,263 10,284 Corporate Tax - - (460) (264) (489) (612) (865) (1,108) (1,303) Changes in Working Capital - - 1,010 72 (24) (152) 69 (13) 27 Capital Expenditure (16,241) (39,374) - - - - - -
-Free Cash Flow (16,241) (39,374) 10,768 9,724 9,824 9,525 9,174 9,142 9,008
Account Proyeksi dalam ribuan US $
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
EBITDA CCPP *) 9,921 10,221 10,206 9,964 10,197 10,181 9,033 4,055 20,197
Account Proyeksi dalam ribuan US $ TV
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
EBITDA CCPP - - 10,218 9,917 10,337 10,290 9,970 10,263 10,284
Development Per iod Oper ation Per iod
41 Perhitungan yang telah dilakukan pada investasi CCPP ini menunjukkan
beberapa kondisi sebagai berikut:
1. Proyeksi Pendapatan dan Biaya Proyek.
Berdasarkan data yang telah disebutkan pada asumsi diatas, pendapatan
proyek CCPP dapat dihitung sesuai dengan tabel 4.11 berikut ini.
Tabel 4.11 Proyeksi Pendapatan Proyek dalam Mata Uang Ribuan Dollar US
Asumsi Umum 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
yang dijual (MWh) 149,047 148,640 149,047 148,640 148,640 149,047 148,640 148,640 37,058 Harga Listrik
Rp/kWh 730.13 730.13 730.13 730.13 730.13 730.13 730.13 730.13 730.13
Nilai Kurs per 1US$ 8,700 8,700 8,700 8,700 8,700 8,700 8,700 8,700 8,700
Pendapatan Proyek 12,508 12,474 12,474 12,474 12,474 12,508 12,474 12,474 3,110
Biaya proyek CCPP terdiri dari management fee, biaya maintenance, dan
biaya operasional dari CCPP. Rincian besaran biaya proyek dapat dilihat
42 Berdasarkan data pendapatan dan biaya proyek tersebut menunjukkan nilai positif
atas keuntungan dari tiap-tiap tahun, sehingga dapat diberikan gambaran bahwa
proyek ini memberikan keuntungan dari rata-rata per tahun sekitar 51% - 54%.
2. Proyeksi nilai EBITDA
Proyeksi nilai EBITDA proyek CCPP ini dihitung berdasarkan formula
sebagai berikut.
EBITDA = Laba Operasional + Depresiasi
dengan,
Laba Operasional = Pendapatan – Biaya Pokok Penjualan – Biaya
Operasional
Secara lengkap proyeksi EBITDA dapat dilihat pada tabel 4.13 berikut ini.
Tabel 4.13 Proyeksi EBITDA dalam Mata Uang Dollar US
3. Payback P eriod dan Nilai Net Present Value (NPV) Proyek CCPP
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Pendapatan Proyek - - - 12,474 12,474 12,508 12,474 12,474 12,474
Biaya Pokok Penjualan - - - (5,288) (6,265) (5,876) (5,885) (5,474) (5,177)
Proyeksi dalam ribuan US $ amerika
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Pendapatan Proyek 12,508 12,474 12,474 12,474 12,508 12,474 12,474 12,474 3,110 Biaya Pokok Penjualan (5,187) (5,511) (5,208) (5,219) (5,491) (5,219) (5,230) (4,642) (1,519)
43
Payback period proyek CCPP ini berada pada tahun ke – 8 (delapan) dengan
perhitungan berdasarkan tabel 4.14 berikut.
Tabel 4.14 Perhitungan P ayback P eriod
Berdasarkan rumus pada subbab 2.2.1, diketahui bahwa year before
full recovery adalah 8, hal ini ditunjukkan oleh nilai cumulative FCF negative
6,600 lebih kecil dibandingkan nilai FCF sebesar 9,142 tahun 2019,
sedangkan Unrecovered Cost at Start of year adalah 6,600 dan cash flow
during year adalah 9,142, maka payback period yaitu senilai 7.72 tahun atau
7 (tujuh) tahun dan 9 (sembilan) bulan. Hal ini menunjukkan bahwa proyek
CCPP ini memiliki tingkat pengembalian investasi 3 (tiga) bulan sebelum
pinjaman bank lunas, berdasarkan asumsi loan diatas bahwa pinjaman bank
memiliki periode pinjaman selama 8 (delapan) tahun. Jika menggunakan
perhitungan discounted payback period maka hasil senilai 8.48 atau investasi
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
EBITDA CCPP - - 10,218 9,917 10,337 10,290 9,970 10,263 10,284
Development Per iod Oper ation Per iod Proyeksi dalam ribuan US $
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
44 tersebut akan kembali modal dengan jangka waktu 8 (delapan) tahun dan 6
(enam) bulan.
Nilai NPV proyek ini dihitung dengan formula pada subbab 2.2.2 dan
asumsi, sebagai berikut:
Nilai Initial cash Investment proyek CCPP sebesar US$ 55,615
ribu dolar amerika serikat.
Project cost of capital sebesar 12.4 % (persentase dari WACC
sesuai dengan asumsi proyek yang telah diuraikan diatas)
Hasil perhitungan bahwa nilai NPV proyek CCPP tersebut sebesar US$
4,642,223 dan bernilai positif.
4. Nilai IRR dan MIRR Proyek CCPP
Proyek CCPP ini memiliki nilai IRR proyek sebesar 14,22% lebih besar
dibandingkan dengan project cost of capital yang diasumsikan dilevel 12.4%,
sehingga nilai tersebut menunjukkan bahwa proyek ini memiliki tingkat
imbal hasil investasi tiap tahun sebesar 14,22%, sedangkan nilai MIRR
proyek sebesar 13.04%, hal ini menunjukkan bahwa proyek ini memiliki
tingkat imbal hasil investasi tiap tahun sebesar 13,04% dengan kondisi hasil
arus kas bersih yang dihasilkan dinvestasikan kembali ke perusahaan pada
tingkat resiko sebesar cost of capital, yaitu 12.4%, sehingga proyek CCPP ini
masih memiliki tingkat pengembalian investasi diatas cost of capital-nya.
5. Nilai Profitable Index (PI)
Nilai PI proyek CCPP ini adalah sebesar 1.0835 dengan perhitungan sebagai
45
Profitable Index equals NPV Divided by Total Investment plus 1
PI = 4,642,223 / 55,615,144 + 1
PI = 1.0835
Hal ini menunjukan indikasi bahwa setiap 1 (satu) dollar yang dipinjam dan
diinvestasikan dalam proyek CCPP ini akan mendapatkan pengembalian
kembali sebesar US$ 1.0835.
4.4 Analisis Sensitivitas
Kondisi pasar global setiap saat selalu mengalami perubahan sehingga
tidak menutup kemungkinan dapat mempengaruhi suatu perencanaan sebuah
proyek. Pada bab ini akan membahas analisa terhadap perubahan indikator asumsi
proyek CCPP, diantaranya, yaitu:
Jika terjadi kenaikan initial cost dari proyek CCPP sebesar 5%
dari asumsi awal sehingga initial cost proyek menjadi US$
58,395,901.
Kenaikan kurs 200 poin yang semula Rp 8.700 per 1 US$
menjadi Rp 8.900 per 1 US$.
Tidak ada kenaikan tarif jual listrik untuk seluruh komponen
tarif.
Ketiga asumsi diatas dapat mempengaruhi perubahan terhadap kondisi kelayakan
proyek CCPP ini. Jika ketiga asumsi tersebut diperhitungkan maka hasil
kelayakan proyek adalah sebagai berikut:
1. Proyeksi Pendapatan dan Biaya Proyek
Berdasarkan perubahan ketiga asumsi diatas, pendapatan proyek mengalami
