BIAYA MARGINAL TENAGA LISTRIK DI WILAYAH SUMATERA MARGINAL COST OF ELECTRICITY IN SUMATRA

Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50

ISSN 1978-2365

BIAYA MARGINAL TENAGA LISTRIK DI WILAYAH SUMATERA MARGINAL COST OF ELECTRICITY IN SUMATRA Hasan Maksum, Charles Lambok Puslitbangtek Ketenagalistrikan, Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi Jl.Ciledug Raya Kav. 109, Cipulir, Kebayoran Lama, Jakarta Selatan [email protected]

Abstrak Sistem ketenagalistrikan Sumatera adalah sistem interkoneksi dengan delapan wilayah distribusi yaitu wilayah Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, dan Lampung. Kebutuhan permintaan tenaga listrik dan biaya investasi infrastruktur tenaga listrik di masing-masing wilayah berbeda sehingga tarif tenaga listrik di masing-masing wilayah dapat berbeda. Di dalam penelitian ini, tarif tenaga listrik di masing-masing wilayah dihitung dengan metode biaya marginal jangka panjang. Penggunaan tarif tenaga listrik sesuai biaya marginal diharapkan dapat mendorong kemandirian penyediaan biaya infrastruktur tenaga listrik di masing-masing wilayah. Dari hasil penelitian didapatkan biaya marginal tenaga listrik yang paling tinggi adalah di wilayah Aceh yaitu rata-rata sebesar Rp 1.701/kWh dan yang paling rendah di wilayah Lampung yaitu rata-rata sebesar Rp 1.467/kWh. Proyeksi pendapatan dari hasil penjualan tenaga listrik tahun 2014 dengan tarif sesuai biaya marginal adalah sebesar 45,19 trilyun rupiah. Pendapatan ini dapat memenuhi kebutuhan biaya investasi infrastruktur tenaga listrik di Sumatera yang mencapai rata-rata 28,64 trilyun per tahun. Kata kunci : biaya marginal, infrastruktur, tarif

Abstract Sumatra electricity system is interconnected system with eight distribution area which are Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau, Jambi, Sumatera Selatan, Bengkulu, and Lampung. . The electricity demand and the infrastructure investment cost in each region different so the electricity prices in each region can be different. In this study , electricity prices in each region was calculated by the long run marginal costs methode . The use of electricity tariff in accordance marginal cost is expected to encourage self-reliance provision of electricity infrastructure costs in each area. From the results, the marginal cost of electricity is the highest in the region of Aceh which is an average of U.S. $ 1.701/kWh and the lowest in the region of Lampung is an average of U.S. $ 1.467/kWh . Projected revenue from the sale of electricity with tariff of marginal cost is equal to 45.19 trillion rupiah . This revenue can meet the needs of the electricity infrastructure investment costs in Sumatra which reached an average of 28.64 trillion per year . Keywords: marginal costs, infrastructure, rates

PENDAHULUAN

yang merupakan sistem terbesar kedua setelah

Indonesia merupakan negara kepulauan

sistem Jawa Bali. Pada sistem interkoneksi

dengan sistem ketenagalistrikan yang berbeda

Sumatera, tenaga listrik dari pembangkit

antara satu kepulauan dengan kepulauan yang

disalurkan

lain. Salah satu sistem ketenagalistrikan yang

didistribusikan ke delapan wilayah distribusi.

ada adalah sistem ketenagalistrikan Sumatera

Di wilayah Sumatera, permintaan kebutuhan

ke

jaringan

Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014

transmisi

dan

39

Biaya Marginal Tenagadan Listrik di Wilayah Sumatera Ketenagalistrikan Energi Terbarukan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 tenaga listrik terus meningkat setiap tahun

diharapkan mendorong kemandirian dalam

tetapi

penyediaan

biaya

investasi

pembangunan

infrastruktur ketenagalistrikan sangat terbatas

biaya

infrastruktur

ketenagalistrikan di Sumatera.

sehingga rasio elektrifikasi di wilayah ini masih rendah.

Biaya Marjinal Jangka Panjang UU No 30 Tahun 2009 tentang

Biaya marjinal jangka panjang dalam

Ketenagalistrikan memberi kewenangan kepada

ketenagalistrikan

dibagi

Pemerintah dan Pemerintah Daerah dalam

komponen yaitu biaya marginal kapasitas

persetujuan harga jual tenaga listrik dan tarif

pembangkit,

tenaga listrik dapat ditetapkan secara berbeda

transmisi, biaya marginal kapasitas distribusi,

di setiap daerah dalam suatu wilayah usaha.

dan biaya marginal energi.

biaya

menjadi

marginal

empat

kapasitas

Kebijakan Pemerintah terhadap tarif tenaga listrik adalah diarahkan untuk mencapai nilai

Biaya Marjinal Kapasitas Pembangkit

keekonomiannya sehingga kebutuhan biaya investasi

pembangunan

infrastruktur

ketenagalistrikan dapat terus berlangsung.

Biaya marjinal kapasitas pembangkit adalah tambahan biaya kapasitas pembangkit untuk memenuhi peningkatan kebutuhan tenaga

Dalam teori ekonomi, harga yang

listrik pada waktu beban puncak. Persamaan

efesien adalah harga harus sesuai dengan biaya

biaya ini adalah :

marjinal produksinya[1]. Biaya marjinal dalam ketenagalistrikan adalah tambahan biaya yang

r(1+r)n biaya kapital (1+RM) LRMCkap_kit = [ ] n x (1+r) -1 (1-% pemakaian sendiri)

dikeluarkan untuk menambah satu unit output

+ biaya tetap……………………………..(1)

tenaga

akan

Dimana r adalah suku bunga, n adalah umur

ada

manfaat pembangkit, dan RM adalah reserve

listrik.

meningkat

Biaya

jika

penyediaan

konsumen

yang

meningkatkan permintaan mereka atau ada

margin.

konsumen baru yang tersambung ke dalam sistem ketenagalistrikan. Harga biaya marjinal

Biaya Marjinal Kapasitas Transmisi dan

dapat diterapkan berdasarkan periode waktu

Distribusi Biaya

penggunaan, musim, tingkat tegangan, dan

marjinal

kapasitas

jaringan

transmisi dan distribusi adalah tambahan biaya

kondisi daerah geograpis.

investasi jaringan transmisi dan distribusi untuk memenuhi

Tujuan

kenaikan

beban

puncak

pada

Tujuan dalam penelitian ini adalah

jaringan tersebut. Metode untuk menghitung

menghitung tarif tenaga listrik di delapan

biaya ini didekati dengan Average Incremental

Wilayah Distribusi Sumatera dengan metode

Cost (AIC). Persamaan matematis AIC adalah:

harga

biaya

marjinal

jangka

panjang.

Penggunaan tarif sesuai harga biaya marjinal

AIC=

I (1+r)n ∆MW ∑tn=1 (1+r)n

∑tn=1

… … … … … … … … … … . . (2)

Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014 40

40

Marginal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Ketenagalistrikan danBiaya Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 dimana I adalah biaya investasi, ∆MW adalah kenaikan beban puncak, dan t adalah periode perencanaan

horisontal.

Biaya

LRMCenergi =

marginal

kapasitas transmisi dan distribusi dihitung

Biaya BB =

Biaya BB + Biaya Variabel … . (6) (1-% pemakaian sendiri ) US$ kcal ) +Heat Rate( ) Vol kWh … (𝟕) kcal Heat Content ( ) Vol

Harga BB (

dengan mengannualisasi AIC selama umur manfaat jaringan. Biaya marginal kapasitas yang dibayar

Biaya Marjinal Per Golongan Pelanggan Golongan

pelanggan harus disesuaikan dengan titik tegangan pelanggan. Total biaya marjinal

pelanggan

di

Indonesia

terdiri atas golongan pelanggan Sosial, Rumah Tangga, Bisnis, Industri, dan Pemerintah.

kapasitas di titik tegangan tinggi adalah LRMCkit LRMCkap_TT = + ∆LRMCTT … . . (3) (1-LTT )

Untuk

menghitung

Dimana ∆LRMCTT adalah biaya marginal

coincidence factor (CF), load factor (LF), dan

kapasitas jaringan transmisi dan LTT adalah

peak energy share (PES).

golongan

biaya

pelanggan

marginal

diperlukan

per data

Biaya marjinal kapasitas per golongan

rugi-rugi jaringan transmisi. Total biaya marginal kapasitas di titik

pelanggan dihitung dengan persamaan :

tegangan menengah (LRMCTM) dan tegangan

LRMCkap_class=LRMCkap x CF.......................(8)

rendah (LRMCTR) diberikan oleh persamaan

Agar biaya marginal kapasitas per golongan

LRMCkap_TM =

LRMCTT + ∆LRMCTM … . (4) (1-LTM )

LRMCkap_TR =

LRMCTM + ∆LRMCTR … . (5) (1-LTR )

pelanggan mempunyai satuan Rp/kWh dihitung dengan persamaan : LRMCeq =

LRMCkap_class … … . . … (9) (Load factor x 24 x 30)

Dimana ∆LRMCTM adalah biaya marginal

Biaya marjinal energi dapat di rata-ratakan

kapasitas

setiap saat dengan persamaan:

distribusi

tegangan

menengah,

∆LRMCTR adalah biaya marginal kapasitas

LRMCenergy_class = LRMCenergy_LWBP x(1–PES)+

distribusi tegangan menengah, LTM adalah rugi-

LRMCenergi_WBP x PES.................................(10)

rugi jaringan distribusi tegangan menengaf dan LTR adalah rugi-rugi jaringan tegangan rendah.

Total biaya marjinal per golongan pelanggan dihitung dengan menjumlahkan biaya marjinal energi dan biaya marjinal

Biaya Marjinal Energi

kapasitas. Persamaan yang digunakan adalah

Biaya marjinal energi adalah biaya

LRMCtotal = LRMCenergi_class + LRMCeq.......(10)

bahan bakar (BB) dan biaya variabel dari unit pembangkit

yang

memenuhi

kebutuhan

dioperasikan pada

waktu

untuk

METODOLOGI

beban

Alur metodologi dalam penelitian ini

puncak dan diluar waktu beban puncak.

dapat dilihat pada Gambar 1. Data yang

Persamaan biaya marjinal energi adalah

digunakan adalah data kebutuhan tenaga listrik,


41

Ketenagalistrikan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 rencana

penyediaan

tenaga

listrik,

biaya

tambahan biaya investasi jaringan transmidi

investasi, reserve margin, pemakaian sendiri

dan distribusi untuk memenuhi kenaikan beban

pembangkit, dan rugi-rugi jaringan transmisi

puncak pada jaringan tersebut. Pembagian

dan distribusi. Sumber data yang digunakan

wilayah distribusi Sumatera terdiri atas wilayah

adalah data RUPTL PLN tahun 2012-2021.

Aceh, Sumatera Utara, Sumatera Barat, Riau,

Biaya marginal kapasitas pembangkit dihitung berdasarkan kandidat pembangkit yang direncanakan beroperasi pada waktu

Jambi, Sumatera

Selatan, Bengkulu, dan

Lampung. Dalam

penelitian

ini

diasumsikan

beban puncak. Pada sistem Sumatera, kandidat

reserve margin 40 %, suku bunga 12 %, rugi-

pembangkit pada waktu beban puncak adalah

rugi jaringan transmisi 3,45 %, rugi-rugi

pembangkit PLTG dan diluar waktu beban

jaringan distribusi tegangan menengah 5 %,

puncak adalah pembangkit PLTU.

dan rugi-rugi jaringan distribusi tegangan

Biaya marginal kapasitas transmisi dan

rendah 5,85 %.

distribusi di hitung berdasarkan peningkatan


Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Biaya Marginal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50

Data Kebutuhan Tenaga Listrik Sumatera Perhitungan Biaya Marjinal Jangka Panjang (LRMC)

Perencanaan Sistem Ketenagalistrikan Sumatera Biaya Investasi Sistem Ketenagalistrikan Suamtera PS Pembangkit, Reserve Margin, RugiRugi Jaringan Transmisi dan Distribusi

1. Reserve Margin 2. PemakaianSendiri

Sisi Pembangkitan 1. Biaya Marjinal Kapasitas) 2. Biaya Marjinal Energi WBP 3. Biaya Marjinal Energi LWBP

Rugi-Rugi Jaringan 1. Transmis Teg Tinggi (TT) 2. Distribusi Teg Menengah (TM) 3. Distribusi Teg Rendah (TR)

1. 2. 3.

Sisi Transmisi Biaya Marjinal Transmisi

Sisi Distribusi 1. Biaya Marjinal Kapasitas Distribudi TM 2. Biaya Marjinal Kapasitas Distribusi TR

Kapasitas

1. Biaya Marjinal Kapasitas 2. Biaya Marjinal Energi WBP 3. Biaya Marjinal Energy LWBP

Coincidence Factor Load Factor Peak Energi Share

Biaya Marjinal Tenaga Listrik Per Golongan Per Wilayah

Tarif Tenaga Listrik 2013

Kesimpulan dan Saran

Gambar 1. Metodologi Penelitian

dan kandidat pembangkit waktu beban puncak

Sistem Ketenagalistrikan Sumatera Kebutuhan tenaga listrik di Sumatera diproyeksikan terus meningkat sampai tahun

adalah pembangkit PLTG kapasitas 100 MW. Pengembangan

jaringan

transmisi

2021. Hal ini disebabkan adanya pertumbuhan

direncanakan berupa jaringan SUTET 500 kV,

ekonomi, pertumbuhan jumlah penduduk, dan

275 kV, 150 kV, dan 70 kV. Biaya investasi

peningkatan

Untuk

jaringan transmisi yang dibutuhkan dapat

memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut,

dilihat pada Tabel 4. Pengembangan jaringan

PT. PLN telah merencanakan penambahan

distribusi

kapasitas pembangkit dan jaringan transmisi

pertumbuhan penjualan tenaga listrik sampai

dan distribusi. Perencanaan di sisi pembangkit

2021. Biaya investasi jaringan distribusi yang

bertujuan mendapatkan konfigurasi pembangkit

dibutuhkan

dengan biaya penyediaan listrik termurah (least

distribusi Sumatera dapat dilihat pada Tabel 5.

rasio

elektrifikasi.

dilakukan

di

untuk

mengantisipasi

masing-masing

wilayah

cost). Kandidat pembangkit yang direncanakan sebagai pembangkit beban dasar adalah PLTU batubara kapasitas 100 MW sampai 400 MW Diterima : 26 Februari 2014, direvisi : 6 Maret 2014, disetujui terbit : 6 Juni 2014

43

Ketenagalistrikan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan dan Energi Terbarukan 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39Vol. – 50 Tabel 1. Kebutuhan Tenaga Listrik di Sumatera (MW)(6) Tahun Sumatera Aceh Sumut Sumbar Riau Sumatera Selatan Jambi Bengkulu Lampung

2012 2013 2014 2015 4.464 4.798 5.319 5.938 369 397 434 475 1508 1566 1714 1874 447 487 534 589 501 537 585 640 698 769 845 931 227 256 281 315 120 133 146 154 570 616 666 729

2016 6.533 521 2054 651 701 998 334 162 800

2017 2018 2019 2020 7.210 7.955 8.768 9.674 573 630 694 765 2258 2482 2732 3011 718 791 870 956 770 846 930 1024 1070 1147 1238 1335 355 377 402 426 172 181 192 229 880 968 1066 1175

Tabel 2. Kandidat Pembangkit Tenaga Listrik di Sumatera(6) Kapasitas Capital Cost Pembangunan No Jenis Pembangkit MW USD/kW Tahun 1 PLTU batubara 65-200 1.300 3 2 PLTG Minyak 50-100 600 2

Life Time (tahun) 30 20

2021 10.516 843 3315 1046 1112 1335 459 253 1308

Heat Rate kcal/kWh 2867 – 2646 3640-3110

Tabel 3. Harga Bahan Bakar dan Nilai Kalor Bahan Bakar(6) No Jenis Energi Primer Harga Nilai 1 Batubara USD 80/Ton 5.100 kcal/kg 4 Gas alam USD 6/MMBTU 252.000 kcal/Mscf Tabel 4. Kebutuhan Biaya Investasi Jaringan Transmisi Sumatera (Juta USD) (6) Tahun 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 218 446 1.272 892 1.228 321 534 55 Biaya Investasi

2020 310

2021 43

Tabel 5. Kebutuhan Biaya Investasi Jaringan Distribusi di Sumatera (Juta USD) (6) Tahun Wil Aceh Jaringan TM Jaringan TR Wil Sumut Jaringan TM Jaringan TR Wil Sumbar Jaringan TM Jaringan TR Wil Riau Jaringan TM Jaringan TR Wil Jambi Jaringan TM Jaringan TR Wil Sumsel Jaringan TM Jaringan TR Wil Bengkulu Jaringan TM Jaringan TR

2012

2013 2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

23,7 22,6

24,4 24,1

25,2 25,1

26,1 25,7

27,2 26,9

28,4 28,0

29,9 29,3

31,5 30,7

33,4 32,2

36,9 35,0

44,6 52,6

44,3 57,0

47,8 62,0

48,3 66,7

54,4 72,6

60,8 77,0

66,9 82,6

74,6 84,9

81,3 89,2

89,7 93,1

9,5 18,6

10,2 20,4

10,2 20,4

10,5 20,8

10,8 21,3

11,1 20,9

11,3 21,1

11,6 21,6

12,4 22,7

13,6 24,6

12,4 16,1

12,8 15,4

12,3 15,6

13,4 17,7

14,0 16,6

14,4 17,9

15,0 18,4

15,8 19,2

15,1 18,4

16,7 19,9

6,2 5,3

6,3 6,0

6,4 6,1

6,8 6,3

7,1 6,4

7,6 5,8

8,2 6,2

8,7 6,4

9,1 6,6

10,1 7,1

11,0 10,6

11,5 11,6

12,0 11,8

12,6 12,2

13,5 12,8

14,5 12,6

15,6 13,3

16,6 14,2

17,8 15,1

19,7 15,7

5,4 4,5

4,8 4,5

7,4 6,2

3,7 3,6

8,8 6,6

4,1 3,4

6,9 5,0

6,1 4,4

6,1 4,4

6,7 4,9


Total 5.319

Biaya Marginal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Wil Lampung Jaringan TM Jaringan TR

6,2 25,3

5,9 24,7

6,1 24,4

5,8 21,3

3,9 16,3

4,1 16,6

4,3 15,9

4,6 16,1

5,0 16,6

5,5 16,8

HASIL DAN PEMBAHASAN

Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas

Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas

Distribusi Biaya marjinal kapasitas distribusi

Pembangkit yang

dibagi menjadi dua yaitu biaya marginal

memikul

kapasitas distribusi tegangan menengah 20 kV

kenaikan beban puncak adalah pembangkit

dan tegangan rendah 400 V. AIC jaringan

PLTG kapasitas 100 MW. Biaya marginal

distribusi

kapasitas

dengan

persamaan (2). Data biaya investasi jaringan

mengannualisasi biaya kapital pembangkit

distribusi dan kenaikan beban puncak jaringan

selama umur manfaat pembangkit 20 tahun.

distribusi menggunakan data Tabel 5 dan Tabel

Dalam perhitungan diasumsikan biaya kapital

1. Dengan mengannualisasi AIC selama umur

PLTG 600 USD/kW, biaya tetap operasi

manfaat jaringan 20 tahun maka biaya marginal

pemeliharaan 3 % dari biaya investasi, dan

kapasitas distribusi di masing-masing wilayah

pemakaian sendiri pembangkit 1,5 %. Dengan

Sumatera dapat di lihat pada Tabel 6.

Kandidat direncanakan

pembangkit

beroperasi

pembangkit

untuk

didapat

dihitung

dengan

menggunakan

menggunakan persamaan (1) maka biaya marjinal kapasitas pembangkit di dapat sebesar

Tabel 6. Biaya Marjinal Kapasitas Distribusi di

Rp 111.642/kW/bulan.

Wilayah Sumatera (Rp/kW/bulan) Distribusi TM (Rp/kW/bulan) 87.606 49.744 35.465 33.837 43.138 28.831 57.639 10.953

Wilayah Perhitungan Biaya Marjinal Kapasitas Transmisi AIC jaringan transmisi dihitung dengan menggunakan persamaan (2). Data biaya investasi jaringan transmisi dan kenaikan beban puncak jaringan transmisi menggunakan data dalam

Tabel

4

dan

Tabel

1.

Dengan

Aceh Sumut Sumbar Riau Jambi Sumsel Bengkulu Lampung

Distribusi TR (Rp/kW/bulan) 90.449 87.646 78.687 47.497 44.841 32.817 57.643 54.242

mengannualisasi AIC tersebut selama umur manfaat jaringan transmisi 20 tahun, didapat

Biaya Marginal Kapasitas di Titik Tegangan

biaya marjinal kapasitas transmisi sebesar Rp

Pelanggan

142.524/kW/bulan.

Biaya tegangan

marginal

pelanggan

kapasitas

di titik

dihitung

dengan

menyesuaikan rugi-rugi jaringan transmisi dan distribusi. Dengan menggunakan persamaan


45

Ketenagalistrikan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39Vol. – 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 (3), (4), dan (5) maka biaya marginal kapasitas

wilayah distribusi Sumatera dapat dilihat pada

dititik tegangan pelanggan di masing-masing

Tabel 7 sampai Tabel 16.

Tabel 7 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titik Tegangan Pelanggan di Wilayah Aceh Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi 142.524 150.025 159.330

Distribusi TM 87.606 93.039

Distribusi TR 90.449

Total 111.642 258.156 359.348 472.085

Tabel 8. Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumut Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

49.744 52.829

87.646

Total 111.642 258.156 321.487 429.072

Tabel 9 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumbar Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

35.465 37.664

78.687

Total 111.642 258.156 307.208 404.948

Tabel 10 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Riau Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

33.837 35.936

47.497

Total 111.642 258.156 305.580 372.030

Tabel 11 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Sumsel Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

28.831 30.620

32.817

Total 111.642 258.156 300.574 352.034

Tabel 12 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Jambi Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

43.138 45.813

44.841

Total 111.642 258.156 314.881 379.251

Tabel 13 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Bengkulu Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

67.368 71.546

67.853


Total 111.642 258.156 339.111 427.996

Marginal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Ketenagalistrikan danBiaya Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Tabel 14 Total Biaya Marjinal Kapasitas di Titk Tegangan Pelanggan di Wilayah Lampung Titik Teg Busbar TT TM TR

Rugi-Rugi 3,45% 5% 5,85 %

Pembangkit 111.642 115.632 121.717 129.267

Transmisi

Distribusi TM

Distribusi TR

142.524 150.025 159.330

10.953 11.632

54.242

Total 111.642 258.156 282.695 354.471

Perhitungan Biaya Marjinal Energi Perhitungan biaya marjinal energi pada waktu beban dan diluar waktu beban puncak

Perhitungan Biaya Marjinal Tenaga Listrik Wilayah Sumatera

diasumsikan menggunakan pembangkit PLTG

Biaya marjinal tenaga listrik adalah

dan PLTU. Data heat rate pembangkit, nilai

penjumlahan biaya marjinal kapasitas dan biaya

kalor bahan bakar, heat content bahan bakar,

marjinal energi. Untuk mengkonversi biaya

dan harga bahan bakar dapat dilihat pada Tabel

marjinal kapasitas dan biaya marginal energi

2 dan Tabel 3. Perhitungan biaya marginal

kedalam satuan biaya Rp/kWh dibutuhkan data

energi menggunakan persamaan (6). Dengan

coincidence factor (CF), class load factor (LF)

asumsi biaya variabel 3,5 % dari biaya bahan

dan

bakar dan pemakaian sendiri PLTG sebesar 1,5

pelanggan di Sumatera.

peak

energi

share

(PES)

golongan

% maka biaya marginal energi waktu beban puncak sebesar Rp 1.038/kWh. Hal yang sama dilakukan untuk menghitung biaya marginal

Tabel 16. Coincidence Factor, Class Load

energi di luar waktu beban puncak. Dengan

Factor dan Peak Energi Share Golongan

asumsi biaya variabel 8,1 % dari biaya bahan

Pelanggan(5)

bakar dan pemakaian sendiri PLTU sebesar 6,5 % maka biaya marginal energi di luar waktu beban puncak sebesar Rp 529/kWh. Biaya

marginal

energi

di

titik

pelanggan dihitung dengan menyesuaikan rugirugi jaringan transmisi dan distribusi. Hasil perhitungan biaya marginal energi dititik tegangan pelanggan dapat dilihat pada Tabel 15 Tabel 15. Biaya Marginal Energi di Titik Pelanggan Titik Teg Busbar TT TM TR

Gol Pelanggan Publik/Sosial Publik/Sosial Rumah Tangga Bisnis Bisnis Industri Industri Industri Pemerintah

Titik Teg TR TM

CF

LF

PES

84% 97%

41% 45%

13% 13%

TR

92%

49%

29%

TR TM TR TM TT TR

69% 86% 87% 94% 95% 100%

52% 43% 42% 73% 95% 50%

19% 17% 12% 14% 19% 33%

Perhitungan biaya marginal tenaga listrik per golongan pelanggan di hitung menggunakan persamaan (8), (9), dan (10).

Rugi-Rugi WBP

LWBP

3,45% 5,00% 5,84%

2,00% 3,00% 4,00%

Biaya Marjinal Energi (Rp/kWh) WBP LWBP 1.038 529 1.075 539 1.132 556 1.202 579

Hasil perhitungan harga biaya marginal tenaga listrik per golongan pelanggan dapat dilihat pada Tabel 17.


47

Ketenagalistrikan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 5013 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Tabel 17 Biaya Marjinal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Golongan Pelanggan Sosial Sosial Rumah Tangga Bisnis Bisnis Industri Industri Industri PJU

Titik Teg TR TM

Aceh 2.004 1.707

Sumut 1.882 1.594

TR TR TM TR TM TT TR

1.991 1.568 1.653 2.013 1.280 1.000 2.097

1.879 1.489 1.547 1.889 1.212 1.000 1.977

Tarif Harga Biya Marginal (Rp/kWh) Sumbar Riau Sumsel Jambi Bengkulu 1.813 1.719 1.662 1.740 1.870 1.551 1.546 1.531 1.574 1.642 1.816 1.444 1.508 1.819 1.187 1.000 1.910

1.730 1.384 1.503 1.725 1.184 1.000 1.819

1.678 1.347 1.489 1.667 1.175 1.000 1.763

1.749 1.397 1.529 1.746 1.200 1.000 1.839

1.858 1.475 1.590 1.878 1.238 997 1.953

Lampung 1.669 1.478 1.685 1.351 1.440 1.674 1.143 1.000 1.770

2,500.00

2,000.00

1,500.00

1,000.00

500.00

Tarif PLN 2013

Biaya Marginal Peaker di Wil Aceh

Biaya Marginal di Wil Sumut

Biaya Marginal di Wil Sumbar

Biaya Marginal di Wil Riau

Harga Biaya Marginal di Wil Jambi

Biaya Marginal di Wil Sumsel

Biaya Marginal di Wil Bengkulu

Biaya Marginal di Wil Lampung

-

Grafik 1. Perbandingan Tarif Listrik 2013 dengan Biaya Marginal Dari Grafik 1 terlihat tarif tenaga listrik

Pada

wilayah

Sumatera,

proyeksi

tahun 2013 masih dibawah tarif sesuai harga

kebutuhan tenaga listrik tahun 2014 mencapai

biaya marjinal. Tarif harga biaya marginal rata-

29.398 GWh. Pendapatan penjualan tenaga

rata di wilayah Sumatera adalah sebesar Rp

listrik adalah tariff tenaga listrik dikali volume

1.559/kWh. Tarif paling tinggi adalah di

penjualan tenaga listrik. Dari Tabel 22,

wilayah Aceh yaitu rata-rata sebesar Rp

proyeksi pendapatan penjualan tenaga listrik

1.701/kWh dan yang paling rendah adalah di

tahun 2014 dengan menggunakan tarif tenaga

wilayah Lampung yaitu rata-rata sebesar Rp

listrik 2013 mencapai 22,4 trilyun dan dengan

1.467/kWh. Perbedaan tarif di masing-masing

tarif sesuai harga biaya marginal mencapai

wilayah distribusi disebabkan besarnya biaya

45,19 trilyun rupiah. Pendapatan dengan tarif

marginal kapasitas distribusi di masing-masing

harga

wilayah yang berbeda.

dibandingakan dengan tariff tenaga listrik tahun

biaya

marginal


lebih

tinggi

Biaya Marginal Tenaga Listrik di Wilayah Sumatera Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 2013. Saat ini, kebutuhan biaya investasi

1.701/kWh dan paling rendah di wilayah

ketenagalistrikan

Lampung yaitu rata-rata Rp 1.467/kWh.

di

Sumatera

rata-rata

mencapai 28,64 trilyun rupiah per tahun.

2. Perbedaan tarif harga biaya marginal

Penggunaan tariff sesuai harga biaya marginal

dimasing-masing

dapat memenuhi kebutuhan biaya investasi

perbedaan

ketenagalistrikan di Sumatera

distribusi.

biaya

wilayah

disebabkan

marginal

kapasitas

Karena tarif tenaga listrik 2013 masih

3. Pendapatan dari penjualan tenaga listrik

dibawah tarif harga biaya marginal, maka

tahun 2014 dengan tarif harga biaya

Pemerintah harus memberikan subsidi. Subsidi

marginal mencapai 45,19 trilyun rupiah

ini disebabkan karena tarif tenaga listrik 2013

dan ini dapat memenuhi kebutuhan biaya

lebih rendah dibandingkan tarif harga biaya

investasi ketenagalistrikan di Sumatera

marginal. Proyeksi subsidi tahun 2014 di

sebesar 28,64 trilyun rupiah per tahun.

wilayah Sumatera dengan tarif harga biaya

4. Tarif tenaga listrik 2013 masih dibawah

marginal mencapai 22,7 trilyun rupiah. Subsidi

tarif harga biaya marginal dan besarnya

paling besar di berikan kepada golongan

subsidi dengan tarif harga biaya marginal

pelanggan Rumah Tangga yang mencapai 17,06

sebesar 22,7 trilyun rupiah

trilyun rupiah. Tabel 22. Proyeksi Pendapatan dan Subsidi di

DAFTAR PUSTAKA

Wilayah Sumatera (milyar)

[1]. Munasinghe

Pendapatan Tarif Tarif 2013 LRMC

Gol Pelanggan Sosial

Subsidi Tarif LRMC

613

1.472

859

Rumah tangga

10.112

27.180

17.067

Bisnis

5.085

6.442

1.357

Industri

4.248

6.448

2.199

Pemerintah

1.744

3.080

1.335

680

566

-113

22.485

45.190

22.705

T, C, L Total

M,

Warford

J.

(1982).

Electricity pricing theory and case studies. Baltimore and London: The John Hopkins University Press. [2]. World Bank Energy Departement. (1984). Guidelines for Marginal Cost Analysis of Power System.Washingthon DC [3]. Peter G Soldatos. (1991). The Long run marginal cost of electricity in rural regions. Journal of Energi Economics, 140, 187-198. [4]. Arif S. Malik, Salem Al-Zubeidi. (2006).

KESIMPULAN DAN SARAN

Electricity tariff based on long run marginal

Dari hasil penelitian dapat diambil kesimpulan

cost for central grid system of Oman.

sebagai berikut :

Journal of Energi, 31, 1703-714.

1. Tarif harga biaya marginal tenaga listrik di

[5]. KESDM.

(2009).

Kajian

Mekanisme

Sumatera rata-rata sebesar Rp 1.559/kWh

Penetapan Tarif dan Data Base Potensi

dengan tarif paling tinggi di wilayah

Daerah Dalam Rangka Penetapan Tarif

Propinsi

Listrik Regional. Jakarta

Aceh

yaitu

rata-rata

Rp


49

Ketenagalistrikan Ketenagalistrikan dan Energi Terbarukan dan Energi Terbarukan Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 Vol. 13 No. 1 Juni 2014 : 39 – 50 [6]. PT PLN (Persero). (2013). Rencana Umum Penyediaan Jakarta

Tenaga

Listrik

2012-2021.

[7]. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan.

[8]. Permen ESDM No 30 Tahun 2012.


BIAYA MARGINAL TENAGA LISTRIK DI WILAYAH SUMATERA MARGINAL COST OF ELECTRICITY IN SUMATRA

Recommend Documents