BAB 4 PENGUMPULAN, PENGOLAHAN DAN ANALISIS DATA

BAB 4 PENGUMPULAN, PENGOLAHAN DAN ANALISIS 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 :

90

-

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 Total Jumlah Responden

: 2 orang : 12 orang

+

91

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.

1

2

3

4

Biaya Investasi

Biaya Produksi Listrik

Kualitas Tenaga Listrik

Pilihan 2

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

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

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

Point

Diesel Engine (DE)

Turbin Uap (TU)

Diesel Engine (DE)

1

2*

3

4

5

6

7

8

9

Kemudahan Operasional,

Gas Engine (GE)

Diesel Engine (DE)

Gas Engine (GE)

1

2*

3

4

5

6

7

8

9

Maintenance dan Trouble

Gas Engine (GE)

Turbin Uap (TU)

Gas Engine (GE)

1

2

3

4*

5

6

7

8

9

shooting

5

Pilihan 1

Pembangkit Pilihan Responden

Kriteria

Kontinuitas Bahan Bakar

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

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).

92

Maka kapasitas total terpasang efektif PT.AHM Plant III per bulan adalah :

⎡ 6000 + 4600 ⎤ ⎢ ⎥ × 22 × 24 = (10,600/0.8) x 22 x 24 = 4,477,440 kWh 0.8 ⎣ ⎦ 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

93

Tabel 4.2 Data pemakaian daya listrik aktual periode Juli 2006 – Juni 2007

Tahun

2006

2007

Notasi

Jumlah Produksi (Unit)

Jul-06

1

Aug-06

2

Bulan

Gardu Utility 1 (kWh)

Total LWPB

Total WBP

867,700

1,041,300

2,017,600

Total Pemakaian Daya Listrik Plant III (kWh) 3,058,900

598,700

1,346,500

1,254,300

2,866,400

4,120,700

Gardu Utility 2 (kWh)

LWBP (kWh)

WBP (kWh)

LWBP (kWh)

WBP (kWh)

66,000

494,100

1,149,900

547,200

86,000

655,600

1,519,900

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

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

Jun-07

12

67,900

682,400

1,409,200

574,400

1,308,900

1,256,800

2,718,100

3,974,900

4.1.4. 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.

94

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 Pembangkit

Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik

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 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting

Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik Pembangkit

GE

DE

TU

GE

1

3

3

DE

1/3

1

TU

1/3

½

GE

DE

TU

GE

1

2

4

2

DE

1/2

1

4

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

TU

3

3

1

Pembangkit

95

2. Menjumlahkan nilai pada setiap kolom Tabel 4.4 Penjumlahan nilai setiap kolom Kriteria 1. Biaya Investasi Pembangkit


GE

DE

TU

GE

1

1/3

½

DE

3

1

4

TU

2

1/4

Jumlah

6

1 7/12

GE

DE

GE

1

5

4

DE

1/5

1

1/3

1

TU

1/4

3

1

5 1/2

Jumlah

1 9/20

9

5 1/3

TU



Pembangkit

GE

DE

TU

GE

1

3

3

DE

1/3

1

2

Pembangkit

GE

DE

TU

GE

1

2

4

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


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


Pembangkit GE

GE 1/6

DE 4/19

TU 1/11

Pembangkit GE

GE 20/29

DE 5/9

TU 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

Jumlah

1

1

1

Jumlah

1

1

1

96

Lanjutan Tabel 4.5 Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting


GE

DE

TU

Pembangkit

GE

3/5

2/3

1/2

GE

GE

DE

TU

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


GE

DE

TU

GE

2/9

1/3

1/5

DE

1/9

1/6

1/5

TU Jumlah

2/3 1

1/2 1

3/5 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


Pembangkit

GE

DE

TU

Ratarata

Pembangkit

GE

DE

TU

Ratarata

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

Jumlah

1.000

0.188

0.231

Jumlah

1.000



GE

DE

TU

Ratarata

Pembangkit

GE

DE

TU

Ratarata

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

97

Lanjutan Tabel 4.6 Nilai Rata-rata tiap baris Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar GE

DE

TU

Ratarata

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 Jumlah

0.589 1.000

Pembangkit

Tabel 4.7 Resume Tabel 4.6 Pembangkit

Biaya Investasi



Kemudahan Operasional, Maintenance & troubleshooting


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 Biaya Investasi





Biaya Investasi

1

1/2

2

2

2


2

1

2

3

3


½

1/2

1

2

3

Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting

½

1/3

1/2

1

2


½

1/3

1/3

1/2

1

Kriteria

98

6. Mengulangi langkah 2 sampai dengan 4, sehingga didapat resume berupa tabel berikut. Tabel 4.9 Nilai Rata-rata tiap baris untuk kriteria Biaya Investasi





Ratarata

Biaya Investasi

0.222

0.188

0.343

0.235

0.182

0.234


0.444

0.375

0.343

0.353

0.273

0.358


0.111

0.188

0.171

0.235

0.273

0.196


0.111

0.125

0.086

0.118

0.182

0.124


0.111

0.125

0.057

0.059

0.091

0.089

Kriteria

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


0.358


0.196


0.124


0.089

99

7. Mengalikan matriks alternatif pembangkit (tabel 4.7) dengan matriks eigen vector (tabel 4.10)

Tabel 4.11 Perkalian matriks alternatif dan kriteria

bangkit

Biaya Investasi





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

Kriteria

Biaya Investasi

0.234


0.358


0.196

Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting Kontinuitas Bahan Bakar

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.

0.124 0.089

100

4.2.2. Peramalan Pemakaian Tenaga Listrik Konsumsi Daya Listrik Plant 3 5,000,000 4,500,000

4,470,600

4,000,000

4,120,700

3,905,800 3,844,300

4,117,100

4,049,800 3,787,500

3,500,000

3,974,900

3,557,800 3,216,800

Daya (kWh)

3,259,500

WB P

3,000,000 3,058,900

2,500,000

LWB P

2,000,000

To tal

1,500,000

Linear (To tal)

1,000,000

Linear (LWB P ) Linear (WB P )

500,000 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Bulan

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.

101

Tabel 4.12 Hasil forecast Daya Metode Single Moving Average Notasi Periode 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Actual Data (Xi) 3,058,900 4,120,700 3,905,800 3,844,300 4,049,800 4,470,600 3,787,500 3,557,800 3,216,800 3,259,500 4,117,100 3,974,900

MSE MAPE

SMA 2 periode

SMA 4 periode

SMA 5 periode

3,589,800 4,013,250 3,875,050 3,947,050 4,260,200 4,129,050 3,672,650 3,387,300 3,238,150 3,688,300 206,163,884,500 10.37

3,732,425 3,980,150 4,067,625 4,038,050 3,966,425 3,758,175 3,455,400 3,537,800 261,236,983,438 13.17

3,795,900 4,078,240 4,011,600 3,942,000 3,816,500 3,658,440 3,587,740 277,444,311,257 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 1 2 3 4 5 6 7

Actual Data (Xi) 3,058,900 4,120,700 3,905,800 3,844,300 4,049,800 4,470,600 3,787,500

α = 0.1

α = 0.6

α = 0.95

3,058,900 3,165,080 3,239,152 3,299,667 3,374,680 3,484,272

3,058,900 3,695,980 3,821,872 3,835,329 3,964,012 4,267,965

3,058,900 4,067,610 3,913,891 3,847,780 4,039,699 4,449,055

102

Lanjutan Tabel 4.13 Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing 8 9 10 11 12

3,557,800 3,216,800 3,259,500 4,117,100 3,974,900

MSE MAPE

3,514,595 3,518,915 3,488,704 3,465,783 3,530,915 424,089,763,718 14.19

3,979,686 3,726,554 3,420,702 3,323,981 3,799,852 257,175,072,542 10.67

3,820,578 3,570,939 3,234,507 3,258,250 4,074,158 251,377,581,676 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 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Actual Data (Xi) 3,058,900 4,120,700 3,905,800 3,844,300 4,049,800 4,470,600 3,787,500 3,557,800 3,216,800 3,259,500 4,117,100 3,974,900

MSE MAPE

y' 3,776,022 3,776,801 3,777,581 3,778,360 3,779,139 3,779,919 3,780,698 3,781,477 3,782,257 3,783,036 3,783,816 3,784,595 166,235,019,026 9.3

Dari ketiga metode diatas dapat dibuat ringkasan seperti ditunjukkan oleh tabel berikut.

103

Tabel 4.15 Resume forecasting pemakaian daya listrik Opsi

Metode

MSE

MAPE

Nilai Tracking Signal

Tracking Signal

Keputusan

1 2 3

SMA 2 periode SMA 4 periode SMA 5 periode

206,163,884,500 261,236,983,438 277,444,311,257

10.4 13.2 13.7

-2.23 s/d 2.86 -2.56 s/d 2 -2.5 s/d 1

OK OK OK

Diterima Diterima Diterima

4

Single Exponential Smoothing (a = 0.1)

424,089,763,718

14.2

1 s/d 9.12

NO OK

Ditolak

5


257,175,072,542

10.7

1 s/d 5

NO OK

Ditolak

6


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.

104

Tabel 4.16 Hasil forecasting pemakaian daya listrik metode Regresi Linier deret waktu

Periode/

Tahun Data year

0 (Project Completion year)

1

2

3

4

5

6

7

8

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

Bulan

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

105

Dengan 22 hari kerja perbulan dan 24 jam kerja per hari maka diperoleh kapasitas Gas Engine Generator (P) :

P=

4,255,644 = 8059.931 kW 22 × 24

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 Deutz GE Jenbacher Cummins

Daya (kW)

Jumlah

2934 2433 2000

2 3 4

Daya Total (kW) 5868 7299 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

106

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 =

2,062,368,000 = Rp.488.25 / kWh 4,224,000

Dalam perumusan fungsi tujuan, perhitungan biaya operasional genset dipisah tersendiri. Dari data-data diatas dibuat input yang digunakan untuk pemodelan dalam Linear Programming sebagai berikut :

107

Tabel 4.18 Data Input Pemodelan Linear Programing Kap.Suplai (kWh) PT.CL Power Plant 4,477,440 4,224,000 742.59 488.250

Daya tersedia (kWh) Biaya (Rp/kWh)

Kebutuhan maks. (kW) 4,255,644

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

108

X2

5 juta

4 juta

C

X2 ≤ 4,224,000

A

X1 + X2 ≤ 4,255,644 3 juta X1 ≤ 4,477,440 2 juta

Ruang Solusi

1 juta

B 0

1 juta

2 juta

3 juta

4 juta

X1 5 juta

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.

109

-

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

110

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

Ratio pemenuhan =

4.685.078 × 4 = 7.5% 250.000.000

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.

111

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) 2,141,015

Prosentase

1,833,506

39.1

1

Honda

2

Yamaha

3

Suzuki

637,103

13.6

4

Merk lain (Kawasaki, Kanzen, Bajaj, TVS, Kymco, dll)

73,454

1.6

4,685,078

100

TOTAL

45.7

(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%. 1.6% 13.6% Honda Yamaha 45.7% Suzuki

39.1%

Lain-lain (Kaw asaki, Kanzen, Bajaj, TVS, Kymco)

Grafik 4.3 Pie Chart market share sepeda motor tahun 2007

112

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 gratis untuk korban bencana gempa di Yogya).

113

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.

114

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. Spark plug Saluran bahan bakar

Ruang Bakar Baterai

Piston

Flywheel

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.

115

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

116

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. G4

GENSET

G3

GENSET

G2

GENSET

G1

GENSET

PARALEL OPERATION SYNCHRONIZER

DARI PLN

KE GARDU 1

KE GARDU 2

Gambar 4.2 Single line diagram flow tenaga listrik power plant

117

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

unit

5

4

Panel Metering

Merlin Gerin

Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual Operation 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

unit

1

11

Outgoing Cubicle From PLN, DM1A, 20 kV

Merlin Gerin

Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual Operation Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6 Protection

unit

1

118

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

2

Natural Gas Supply

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 PPN (10%)

38,293,278,000 985,000,000

47,814,028,550 4,781,402,855

Total Biaya Investasi

52,595,431,405

Pembulatan Nilai

52,595,500,000

119

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 1

Nama Item

Maker

Satuan

Jumlah

Investasi Per Satuan

Investasi Total

Cummins

unit

4

9,500,000,000

38,000,000,000

Aktiva Tetap

1.1

Natural Gas Engine & Alternator

1.2


Merlin Gerin

unit

4

180,000,000

720,000,000

1.3


Trafindo

unit

4

200,000,000

800,000,000

1.4


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


Merlin Gerin

unit

4

180,000,000

720,000,000

1.7


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


Merlin Gerin

unit

1

324,000,000

324,000,000

Cummins

unit

1

500,000,000

500,000,000

Merlin Gerin

unit

1

45,000,000

45,000,000

Merlin Gerin

unit

1

180,000,000

180,000,000

TOTAL AKTIVA

41,754,000,000

1

2,745,000,000

2,745,000,000

158,612,000

1.10 1.11 1.12

Panel Sinkron PLN - Genset Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV

2

Kabel Distribusi (3 x N2XSY 1 x 120 mm2)

lot

3

Engineering Cost

lot

1

4

Accessories umum

lot

1

5

PPN

lot

1

158,612,000 3,156,485,145 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

120

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

Harga Satuan (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

4

Timer + socket

as fig.

FleetGuard

unit

24

200,000

4,800,000

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

13

Radiator Coolant

14

Oli Mesin

15

Grease

B

Man Power Cost

1

Teknisi (6 orang)

C

Utility Cost

1

Biaya angin dan air

Pafecta

ltr

40

50,000

2,000,000

Silkolene

pail

4

710,000

2,840,000

SAE 15W - 40

Mesran

pail

80

500,000

40,000,000

Trust G677HT

Trust

pail

4

1,100,000

4,400,000

Rp/bulan

72

1,500,000

108,000,000

lot

12

810,000

9,720,000

Golongan 1

TOTAL BIAYA OPERASIONAL (Rp)

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

201,852,000

121

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


Merlin Gerin

4

unit

180,000,000

40%

288,000,000

3


Trafindo

4

unit

200,000,000

40%

320,000,000

4


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


Merlin Gerin

4

unit

180,000,000

40%

288,000,000

7


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

Merlin Gerin

1

unit

324,000,000

40%

129,600,000

Cummins

1

unit

500,000,000

40%

200,000,000

9


10

Panel Sinkron PLN - Genset

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

Pembulatan

13,676,500,000

122

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) Tahun ke

1

0

0%

Harga Natural Gas (Rp) 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

No

Inflasi

Harga Setelah Inflasi (Rp)

123

Tabel 4.27 Perkiraan perubahan biaya operasional selama 8 tahun (mulai Juni 2008) No

Tahun ke

1 2

Biaya Setelah Inflasi (Rp)

Inflasi

Biaya (Rp)

0

0%

201,852,000

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,

124

sedangkan tabel berikut menunjukkan resume benefit investasi dikurangi biaya operasional. Tabel 4.29 Proyeksi benefit investasi atas biaya operasional Tahun ke

Saving Cost (Rp)

Biaya Operasional (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

Periode

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 : IC − S n Dimana : IC = Initial cost = Total investasi – PPN – Engineering Cost Dt =

= 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

125

Dt =

47,655,500 ,000 − 13,676 ,500,000 = 4,247 ,375,000 8

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.

126

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

20,464,476,610

21,658,622,755

22,858,225,095

24,084,754,653

25,415,134,139

Arus Kas Bersih (Rp)

Aliran kas dapat digambarkan kedalam diagram cash flow sebagai berikut Rp.25,415,134,139 Rp.24,084,754,653 Rp.22,858,225,095 Rp.21,658,622,755 Rp.20,464,476,610 Rp.19,350,967,010 Rp.18,312,924,712 Rp.17,345,753,371 Periode Operasi

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Periode Investasi

Rp.52,595,500,000

Gambar 4.3 Cash flow investasi

127

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

Arus Kas Tahunan (Rp)

Arus Kas Kumulatif (Rp)

Waktu (Tahun)

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

0

Jumlah

Keterangan : *) =

52,595,500,000

2.88

16,936,821,917 = 0.88 19,350,967,010

Jadi pemulihan modal untuk proyek investasi power plant adalah 2.88 tahun.

128

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 present value untuk faktor diskon 21% dan 22% adalah sebagai berikut.

129

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 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Tahun Operasi -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8

Arus Kas (Rp) 0 (52,595,500,000) 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139 TOTAL NPV

Faktor Diskon (I = 22%) 1.000 0.820 0.672 0.551 0.451 0.370 0.303 0.249 0.204 0.167

Nilai Sekarang (Rp) 0 (43,128,310,000) 11,656,346,265 10,090,421,516 8,727,286,122 7,571,856,346 6,562,562,695 5,691,698,049 4,913,289,949 4,244,327,401 Rp 16,329,478,342

130

Dari perhitungan net present value diatas, maka perhitungan IRR adalah : IRR = 21% +

18,413,960,173 × (22% − 21% ) 18,413,960,173 + 16,329,478,342

= 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 : ⎡⎛ A − A1 ⎞ ⎤ ⎟⎟ × (C − B )⎥ X = B + ⎢⎜⎜ 2 ⎣⎝ A3 − A1 ⎠ ⎦

Berikut 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

4

0.572

0.552

0.564

131

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

Tahun Operasi

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

Dari perhitungan pada tabel diatas diperoleh nilai NPV = 32,558,842,311

132

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. PI =

TPV , dimana TPV = Σ arus kas masuk tabel 4.35 I0

PI =

78,157,036,991 = 1.49 52,595,500,000

BAB 4 PENGUMPULAN, PENGOLAHAN DAN ANALISIS DATA

Recommend Documents