TESIS STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN METODE LONG RUN MARGINAL COST DI EDTL TIMOR LESTE

TESIS

STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN METODE LONG RUN MARGINAL COST DI EDTL TIMOR LESTE

NORBERTO SOARES

PROGRAM PASCASARJANA UNIVERSITAS UDAYANA DENPASAR 2013

TESIS

STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN METODE LONG RUN MARGINAL COST DI EDTL TIMOR LESTE

NORBERTO SOARES NIM 1191761027

PROGRAM MAGISTER PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO PROGRAM PASCASARJANA UNIVERSITAS UDAYANA DENPASAR 2013

STUDI TARIF LISTRIK DENGAN MENGGUNAKAN METODE LONG RUN MARGINAL COST DI EDTL TIMOR LESTE

Tesis ini untuk Memperoleh Gelar Magister Pada Program Magister, Program Studi Teknik Elektro Program Pasacasarjana Universitas Udayana

NORBERTO SOARES NIM 1191761027

PROGRAM MAGISTER PROGRAM STUDI TEKNIK ELEKTRO PROGRAM PASCASARJANA UNIVERSITAS UDAYANA DENPASAR 2013 ii

HALAMAN PENGESAHAN

TESIS INI TELAH DISETUJUI DAN DISAHKAN PADA TANGGAL 22 NOVEMBER 2013

Pembimbing I,

Pembimbing II,

Prof. Ir. I.A.D. Giriantari, MEngSc,. PhD NIP. 19651213 199103 2 001

Wayan Gede Ariastina, ST., MEngSc., Ph.D NIP. 19690413 199412 1 001

Mengetahui

Ketua Program Studi Magister Teknik Elektro Program Pascasarjana Universitas Udayana

Prof. Ir. I.A.D. Giriantari, MEngSc,. PhD NIP. 19651213 199103 2 001

Direktur Program Pascasarjana Universitas Udayana

Prof. Dr. dr. A.A. Raka Sudewi, Sp.S (K) NIP. 19590215 198510 2 001

iii

PANITIA PENGUJI

Tesis ini Telah Diuji pada Tanggal 22 November 2013

Tim Penguji Tesis Berdasarkan SK Rektor Universitas Udayana No: 3267/UN14.4/HK/2013 Tanggal 20 November 2013

Tim Penguji:

1. Prof. Ir. Ida Ayu Dwi Giriantari, MEngSc,. PhD 2. Wayan Gede Ariastina, ST,. M.EngSc,. PhD 3. Prof. Ir. Rukmi Sari Hartati, MT,. PhD 4. I Nyoman Satya Kumara, ST,. MSc. PhD 5. Ir. Linawati, MEngSc,. PhD

iv

SURAT PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT

Saya yang bertanda tangan dibawah ini:

Nama

: Norberto Soares

NIM

: 1191761027

Program Studi

: Teknik Elektro

Judul Tesis

: Studi Tarif Listrik Dengan Menggunakan Metode Long Run Marginal Cost Di EDTL Timor Leste

Dengan ini menyatakan bahwa karya ilmiah Tesis ini bebas plagiat. Apabila dikemudian hari terbukti plagiat dalam karya ilmiah ini, maka saya bersedia menerima sanksi sesuai peraturan Mendiknas RI. No. 17 Tahun 2010 dan Peraturan Perundang–undangan yang berlaku.

Denpasar,

November 2013

Yang Membuat Pernyataan,

Norberto Soares

v

UCAPAN TERIMA KASIH

Puji dan syukur penulis panjatkan kepada Tuhan Yang Maha Esa atas rahmat dan kemurahanNya, sehingga penulis dapat menulis dan menyelesaikan Tesis dengan judul Studi Tarif Listrik dengan Menggunakan Metode Long Run Marginal Cost di EDTL Timor Leste. Tesis ini penulis susun dalam rangka untuk memenuhi persyaratan guna menyelesaikan studi di Universitas Udayana. Dalam penyusunannya tidak terlepas dari bimbingan dan bantuan dari berbagai pihak. Untuk itu, pada kesempatan ini penulis mengucakan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada: 1. Ibu Prof. Ir. Ida Ayu Dwi Giriantari, M.EngSc., Ph.D, selaku pembimbing utama

dan sekaligus sebagai Ketua Programa Studi Magister Teknik

Elektro, yeng telah banyak memberi masukan dan arahan serta memotivasi selama penulisan tesis ini. 2. Bapak Wayan Gede Ariastina, ST., M.EngSc., Ph.D, selaku pembimbing kedua yang telah banyak mengoreksi serta memberi masukan selama penulisan tesis ini. Ucapan terima kasih juga penulis sampaikan kepada: 1. Bapak Prof. Dr. dr. Ketut Suastika, Sp.PD-KEMD, selaku Rektor Universitas Udayana. 2. Ibu Prof. Dr. dr. A.A. Raka Sudewi, Sp.S (K)., selaku Direktur Program Pascasarjana Universitas Udayana. 3. Ibu Prof. Ir. Rukmi Sari Hartati, MT., PhD., Bapak I Nyoman Kumara Satya, ST., MSc.,PhD. dan Ibu Ir. Linawati, M.Eng.Sc., PhD., selaku tim penguji pada ujian tesis yang telah banyak memberikan masukan demi terselesaikannya tesis ini. 4. Para dosen pengajar konsentrasi Manajemen Energi dan pegawai sekretariat Magister Teknik Elektro. 5. Bapak Ir. Pedro Lay Silva, M.Eng., sebagai Menteri Infrastruktur Timor Leste, Direktor Nasional EDTL dan beserta staf yang telah memberikan dukungan dan informasi serta data-data dalam penyusunan tesis ini.

vi

6. Pemerintah Timor Leste melalui kerjasama “Institutional Cooperation between TIMOR LESTE and NORWAY” telah memberikan beasiswa selama saya mengikuti pendidikan Program Pascasarjana di Universitas Udayana Bali-Indonesia. 7. Pemerintah Republik Indonesia melalui Kementerian Pendidikan Nasional yang telah memberikan Persetujuan Ijin Belajar di Universitas Udayana Denpasar – Bali. 8. International Office (IO) Universitas Udayana yang telah banyak membantu saya selama mengikuti perkuliahan dan pengurusan Visa dan ITAS (Ijin Tinggal Terbatas) di Kantor Imigrasi Kelas I Denpasar – Bali. 9. Rekan-rekan kuliah konsentrasi Manajemen Energi, Fakultas Teknik Elektro angkatan 2011, yang telah memberi semangat dan dukungan dalam penulisan tesis ini. 10. Semua keluarga, terutama istri tercinta Agustina Nurhayati dan anak-anak tersayang (Elyzio Agnert Soares, Dionesia Agnert Soares dan Gildas Lusofonia Agnert Soares) yang dengan cinta, ketulusan, kasih sayang telah memberikan dukungan doa dan kesabaran selama saya mengikuti kuliah sampai pada penyusunan tesis ini. Penulis menyadari sepenuhnya bahwa dalam penulisan tesis ini masih banyak mengalami kekurangan dan kesalahan, untuk itu pada kesempatan ini penulis mohon kritik dan saran yang bersifat membangun demi kebaikannya. Mohon ma’af

dengan segala kekurangan dan akhir kata,

semoga tesis ini

bermanfaat dan memberi keuntungan kepada penulis di masa yang akan datang.

Denpasar,

Penulis,

vii

November 2013

ABSTRAK

Untuk mencukupi suplai energi listrik ke semua pelanggan, maka pemerintah Timor Leste telah mengalokasikan biaya investasi guna pengembangan sektor kelistrikan di seluruh wilayah Timor Leste. Biaya investasi untuk pembangunan pembangkit dan transmisi 150 kV maupun pengembangan sistem distribusi semuanya bersumber dari anggaran belanja negara atau Orçamento Geral do Eestado (OGE) de Timor Leste. Selain itu setiap tahun pemerintah tetap mengalokasikan anggaran guna mempertahankan kelangsungan pengoperasian dan penyediaan energi listrik yang berkesinambungan, akibat dari kerugian yang dialami pihak EDTL setiap tahunnya. Salah satu penyebab kerugian ini karena penetapan tarif listrik selama ini sangat rendah. Penentuan tarif listrik saat ini belum sepenuhnya berdasarkan pada prinsip-prinsip tarif yang ekonomis karena tidak mencerminkan biaya yang dialokasikan untuk pasokan energi listrik. Untuk itu perlu ditentukan tarif listrik yang memenuhi nilai keekonomian agar pihak penyedia tenaga listrik dan para konsumen bisa memperoleh keuntungan dan harga yang wajar. Dengan demikian akan menjamin kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor kelistrikan serta akan meningkatkan pertumbuhan perekonomian. Analisa dan perhitungan tarif listrik yang mengacu pada nilai keekonomian di Timor Leste yang dilakukan dalam tesis ini dengan menggunakan metode long run marginal cost (LRMC). Kajian dalam tesis ini akan memberikan gambaran mengenai pemanfaatan sumber daya yang seimbang antara biaya pemanfaatan energi dan biaya pasokan energi listrik. Dari hasil perhitungan diperoleh tarif listrik rata-rata yang wajar berdasarkan metode LRMC yaitu sebesar US$0,37/kWh. Sedangkan tarif rata-rata yang berlaku saat ini adalah US$0,15/kWh. Dengan mengkaji dari beberapa aspek, maka tarif rata-rata yang direkomendasikan sebesar US$0,19/kWh. Dengan memberlakukan tarif yang direkomendasikan pihak EDTL akan memperoleh peningkatan pendapatan rata-rata sebesar 26,67% dari energi yang dikonsumsi oleh pelanggan jika dibandingkan dengan eksisting tarif 2012.

Kata kunci: Studi Tarif listrik, long run marginal cost (LRMC), biaya marjinal pembangkit, biaya marjinal jaringan, EDTL Timor Leste.

viii

ABSTRACT

In order to provide electricity to all customers, the government of Timor Leste has allocated financial investment for development of national electrical power sector. The development is intended to provide a supply network of electrical energy to customers, for both urban and rural areas. The source of investment fund for development of power plant, 150kV transmission lines and distribution network is the state budget, namely Orçamento Geral do Eestado (OGE) of Timor Leste. In addition to the investment fund, each year, the government has to allocate additional fund for maintaining the continuity of the electrical energy supply, particularly to cover the annual loss of EDTL. The main reason of this loss is the low electricity tariff. The current electricity tariff was not calculated based on economic principal and does not reflect the allocated cost for supplying the electrical energy. Therefore, it is necessary to determine the reasonable tariff in order to meet the economic value, at which provides benefits for both the electricity providers and consumers. Furthermore, the economical tariff will ensure the continuity of electricity supply, and investment in the electricity sector; as well as increasing the economic growth. This thesis discusses the determination of electricity tariff in Timor Leste using the long run marginal cost (LRMC) approach. This study provides an overview of resource utilization balance between the costs of energy and electricity supply. The calculation results show that the reasonable average electricity tariff is US$0.37/kWh, which is contrary with the average existing tariff of US$0.15/kWh. By reviewing additional aspects, the further recommended average tariff is US$0.19/kWh. The application of this tariff will increase income of the EDTL energy sales with an average of 26.67%, compared to the existing tariff in 2012.

Key words: Electricity tariff, long run marginal cost (LRMC), marginal generation capacity cost, marginal network capacity cost, EDTL, Timor Leste.

ix

DAFTAR ISI

Halaman HALAMAN JUDUL ...................................................................................

i

HALAMAN PRASYARAT GELAR ..........................................................

ii

HALAMAN PENGESAHAN ......................................................................

iii

HALAMAN PENETAPAN PANITIA PENGUJI TESIS ....................

iv

HALAMAN SURAT PERNYATAAN BEBAS PLAGIAT ....................

v

HALAMAN UCAPAN TERIMA KASIH ................................................

vi

HALAMAN ABSTRAK ............................................................................

viii

HALAMAN ABSTRACT ............................................................................

ix

HALAMAN DAFTAR ISI ..........................................................................

x

HALAMAN DAFTAR GAMBAR .............................................................

xiii

HALAMAN DAFTAR TABEL .................................................................

xiv

HALAMAN DAFTAR SINGKATAN .......................................................

xvi

BAB I. PENDAHULUAN ............................................................................

1

1.1. Latar Belakang ..................................................................................

1

1.2. Rumusan Masalah .............................................................................

6

1.3. Tujuan Penelitian .............................................................................

6

1.3.1 Tujuan umum ............................................................................

6

1.3.2 Tujuan khusus ..........................................................................

6

1.4. Manfaat Penulisan .............................................................................

6

1.5. Batasan Masalah ................................................................................

7

BAB II. KAJIAN PUSTAKA ......................................................................

8

2.1. Sekilas Sistem Kelistrikan di Timor Leste .......................................

8

2.1.1 Sistem kelistrikan periode 2002 – 2010 .................................

9

2.1.2 Pengembangan sistem kelistrikan ............................................

12

2.2. Tarif ..................................................................................................

15

2.2.1 Pengertian tarif .......................................................................

15

2.2.2 Tujuan penetapan harga atau tarif ..........................................

16

2.2.3 Tarif listrik .............................................................................

17

x

2.2.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi tarif listrik .......................

17

2.2.5 Jenis tarif listrik .......................................................................

19

2.2.6 Tarif listrik eksisting ..............................................................

19

2.2.7 Tarif listrik di beberapa negara ..............................................

20

2.3. Metode long run marginal cost (LRMC) .........................................

22

2.3.1 Estimasi long run marginal cost (LRMC) ............................

24

2.3.2 Marginal cost pricing model ...................................................

24

2.3.3 Long run marginal capacity cost ...........................................

24

2.3.4 Marginal generation capacity cost ........................................

25

2.3.5 Biaya marjinal jaringan ..........................................................

27

2.3.6 Marginal energy cost .............................................................

31

2.3.7 Karakteristik beban ................................................................

32

2.4. Struktur dan Desain Tarif ................................................................

38

2.4.1 Struktur tarif ............................................................................

38

2.4.2 Kriteria penentuan tarif listrik ................................................

39

2.4.3 Desain tarif tiap kategori konsumen ......................................

40

2.5. State of the Art Review .....................................................................

41

2.5.1 Penentuan tarif berdasarkan metode revenue requirement dan metode LRMC oleh Lisa Ambasari – Universitas Indonesia. .

41

2.5.2 Electricity tariffs based on LRMC for central grid system of Oman ......................................................................................

42

2.5.3 Power generation pricing model based on LRMC ..................

42

BAB III. METODE PENELITIAN ............................................................

43

3.1. Tempat dan Waktu Penelitian ...........................................................

43

3.2. Metode Pengumpulan Data ...............................................................

43

3.3. Jenis Data ..........................................................................................

43

3.4. Tahapan Penelitian ............................................................................

44

3.5. Diagram Alur Penelitian ...................................................................

51

BAB IV. HASIL DAN PEMBAHASAN ....................................................

53

4.1. Timor Leste dan Sektor Kelistrikannya ............................................

53

4.1.1 Kondisi Timor Leste ...............................................................

53

xi

4.1.2 Kondisi Geografis ...................................................................

53

4.1.3 Penduduk .................................................................................

53

4.1.4 Kondisi perekonomian ............................................................

54

4.1.5 Electricidade de Timor Leste (EDTL) ....................................

55

4.1.6 Sejarah singkat kelistrikan di Timor Leste ............................

55

4.2. Pengembangan PLTD 250 MW dan Transmisi 150 kV ..................

57

4.2.1 Pembangkit (PLTD) ................................................................

58

4.2.2 Jaringan transmisi dan distribusi .............................................

61

4.2.3 Biaya investasi untuk pengembangan PLTD dan T&D .........

62

4.2.4 Asumsi data-data umum .........................................................

63

4.2.5 Pertumbuhan beban puncak ...................................................

64

4.2.6 Perkiraan biaya investasi pada jaringan T&D .......................

66

4.2.7 Kurva beban ...........................................................................

68

4.2.8 Faktor beban (load factor) .....................................................

69

4.2.9 Coincidence factor .................................................................

69

4.2.10 Faktor kerugian ....................................................................

70

4.3. Perhitungan dengan Metode LRMC ................................................

72

4.3.1 Menentukan biaya marjinal pembangkit ................................

72

4.3.2 Menentukan biaya marjinal jaringan .....................................

74

4.3.3 Menentukan biaya marjinal energi ..........................................

80

4.3.4 Analisis hasil LRMC .............................................................

82

4.4. Stuktur dan Desain Tarif ..................................................................

86

4.4.1 Tinjauan eksisting tarif ...........................................................

86

4.4.2 Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan .........................

98

BAB V. SIMPULAN DAN SARAN ........................................................... 106 5.1. Simpulan .......................................................................................... 106 5.2. Saran ................................................................................................ 107 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................... 108 LAMPIRAN ................................................................................................. 110

xii

DAFTAR GAMBAR

Halaman Gambar 1.1. Peta jaringan transmisi di Timor Leste .....................................

4

Gambar 2.1. Grafik produksi kWh 2005 – 2010 ............................................

11

Gambar 2.2. Grafik penjualan kWh 2005 – 2010 ........................................

11

Gambar 2.3. Diargram transmisi 150 kV ........................................................

14

Gambar 2.4. Hubungan antara kurva beban dengan LF dan CF .....................

35

Gambar 3.1. Diagram perhitungan long run marginal capacity cost .............

46

Gambar 3.2. Diagram perhitungan biaya marjinal jaringan ............................

48

Gambar 3.3. Diagram perhitungan biaya marjinal energi ..............................

49

Gambar 3.4. Diagram alur penelitian ..............................................................

52

Gambar 4.1. Peta Timor Leste ........................................................................

54

Gambar 4.2. Grafik pertumbuhan beban ........................................................

66

Gambar 4.3. Grafik perkiraan pertumbuhan biaya investasi ..........................

68

Gambar 4.4. Kurva beban ..............................................................................

69

Gambar 4.5. Pengembangan jaringan TM dan TR .........................................

77

Gambar 4.6. Diagram ilustrasi penentuan biaya marjinal capacity cost .........

83

Gambar 4.7. Grafik perbandingan eksisting tarif dan hasil LRMC ................

87

Gambar 4.8. Grafik energi yang dibangkitkan bulanan pada tahun 2012 ......

88

Gambar 4.9. Grafik penjualan dan pendapatan tahun 2012 ............................

90

Gambar 4.10. Grafik perbandingan pendapatan 2012 dengan hasil LRMC ..

91

Gambar 4.11. Grafik proyeksi penjualan dan pendapatan tahun 2013 ..........

93

Gambar 4.12. Grafik proyeksi penjualan dan pendapatan tahun 2014 ...........

94

Gambar 4.13. Grafik perbandingan Tarif Ekst, rekomendasi dan LRMC ..... 104

xiii

DAFTAR TABEL

Halaman Tabel 2.1. Jumlah konsumen berdasarkan kategori pelanggan ......................

10

Tabel 2.2. Produksi kWh dan hasil penjualan ..............................................

10

Tabel 2.3. Kapasitas GI di tiap-tiap kabupaten ..............................................

13

Tabel 2.4. Tarif listrik di Negara-negara Asia Tenggara ..............................

20

Tabel 2.5. Perbandingan pemakaian tarif listrik kategori rumah tangga .......

22

Tabel 4.1. Biaya investasi pada PLTD Hera ..................................................

58

Tabel 4.2. Biaya marjinal pada PLTD Hera ...................................................

59

Tabel 4.3. Biaya investasi pada PLTD Betano ..............................................

60

Tabel 4.4. Biaya marjinal pada PLTD Betano ...............................................

60

Tabel 4.5. Kapasitas pembangkit ...................................................................

61

Tabel 4.6. Biaya investasi yang dialokasikan 2009 – 2013 ...........................

62

Tabel 4.7. Asumsi data umum .......................................................................

63

Tabel 4.8. Proyeksi beban puncak ..................................................................

65

Tabel 4.9. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi ........................................

67

Tabel 4.10. Penentuan LF dan CF .................................................................

70

Tabel 4.11. Asumsi kerugian pada jaringan ..................................................

71

Tabel 4.12. Rincian biaya investasi PLTD Hera dan Betano .........................

72

Tabel 4.13. Biaya marjinal PLTD Hera dan Betano ......................................

73

Tabel 4.14. Proyeksi LRAIC pada suplai TT .................................................

75

Tabel 4.15. Proyeksi LRAIC pada suplai TM ................................................

76

Tabel 4.16. Proyeksi LRAIC pada supali TR ................................................

78

Tabel 4.17. Ringkasan AIC berdasarkan suplai tegangan ..............................

79

Tabel 4.18. Biaya marjinal berdasarkan suplai tegangan ..............................

80

Tabel 4.19. Summary network capacity cost by voltage level perbulan .........

80

Tabel 4.20. LRMC untuk energi ....................................................................

81

Tabel 4.21. Marginal energy cost berdasarkan suplai tegangan ....................

82

Tabel 4.22. Total marginal capacity cost untuk pembangkit & jaringan .......

83

xiv

Tabel 4.23. Ringkasan marginal capacity cost dan energy cost ....................

84

Tabel 4.24. Biaya marjinal per kategori pelanggan .......................................

85

Tabel 4.25. Eksisting tarif ..............................................................................

86

Tabel 4.26. Proyeksi penjualan per kategori pelanggan 2012 - 2014 ............

89

Tabel 4.27. Penjualan & pendapatan berdasarkan kategori pelanggan 2012 ..

89

Tabel 4.28. Perbandingan pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif dan hasil LRMC ..........................................................................

90

Tabel 4.29. Subsidi tak langsung berdasarkan kategori pelanggan – 2012 ...........

92

Tabel 4.30. Proyeksi penjualan dan pendapatan untuk tahun 2013 ..............

92

Tabel 4.31. Proyeksi penjualan dan pendapatan untuk tahun 2014 ...............

93

Tabel 4.32. Desain tarif pelanggan rumah tangga .......................................... 100 Tabel 4.33. Perubahan tagihan untuk pelanggan rumah tangga ..................... 100 Tabel 4.34. Desain tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil ..................... 101 Tabel 4.35. Perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala kecil ............ 101 Tabel 4.36. Desain tarif pelanggan bisnis berskala menengah ...................... 102 Tabel 4.37. perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala menengah ... 102 Tabel 4.38. Desain tarif pelanggan bisnis berskala besar .............................. 102 Tabel 4.39. Perubahan tagihan pada bisnis berskala besar ............................ 103 Tabel 4.40. Tarif rata-rata yang direkomendasikan ...................................... 104 Tabel 4.41. Subsidi tidak langsung berdasarkan rekomendasi tarif ............... 105

xv

DAFTAR SINGKATAN

AIC

: Average incremental cost

CF

: Coincidence factor

EDTL

: Electricidade de Timor Leste

GI

: Gardu induk

HSO

: High speed diesel oil

HV

: High voltage

LV

: Low voltage

LRMC

: Long run marginal cost

LRAIC

: Long run average incremental cost

LF

: Load factor

LRIC

: Long run incremental cost

LWBP

: Luar waktu beban puncak

kV

: Kilo volt

kW

: Kilo watt

kWh

: Kilo watt hour

MIC

: Marginal incremental cost

MV

: Medium voltage

MW

: Megawatt

MWh

: Megawatt hour

NPV

: Net present value

OGE

: Orçamento geral do estado

O&M

: Operation & maintenance

PLTD

: Pembangkit listrik tenaga diesel

RDTL

: República Democrática de Timor Leste

RM

: Reserve margin

SFC

: Specific fuel consumption

T&D

: Transmisi dan distribusi

TT

: Tegangan tinggi

xvi

TM

: Tegangan menengah

TR

: Tegangan rendah

V

: Volt

WBP

: Waktu beban puncak

xvii

BAB I PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang Timor Leste adalah sebuah negara kecil dengan jumlah penduduk 1,12 juta jiwa yang tersebar di 13 kabupaten termasuk Dili sebagai ibukota negara. Semenjak merdeka pada tahun 2002 hingga sekarang, perkembangan sektor kelistrikan berangsur-angsur dibenahi guna memasok energi listrik ke seluruh pelanggan yang ada. Sistem kelistrikan di Timor Leste ditangani langsung pihak pemerintah yang dikelola oleh Direktorat Electricidade de Timor Leste (EDTL) di bawah kementerian Infrastruktur. Seluruh biaya untuk

keperluan demi

kelangsungan sistem kelistrikan di Timor Leste bersumber dari

anggaran

pemerintah atau Orçamento geral do estado (OGE) setiap tahunnya. Untuk memenuhi operasional seperti bahan bakar dan peralatan lainnya, negara Timor Leste harus mengimpor dari negara lain, karena tidak memiliki sumber energi primer sendiri. Kebutuhan energi listrik pada dekade pertama setelah merdeka semakin tinggi sejalan dengan perkembangan pembangunan dan pertambahan penduduk. Sementara ketersediaan sistem kelistrikan masih bersifat

terpisah dari satu

kabupaten dengan kabupaten lainnya serta tidak mampu untuk menyuplai ke semua pelanggan. Setiap kabupaten memiliki pembangkit dan jaringan distribusi 20 kV tersediri dan merupakan kelanjutan dari perusahaan PLN pada masa

1

pemerintahan

Indonesia. Sehingga menyebabkan biaya operasional

dan

pengangkutan bahan bakar ke setiap daerah yang cukup mahal. Maka salah satu upaya yang dilakukan oleh pemerintah untuk mengatasi masalah tersebut, yaitu membangun dua pembangkit berupa PLTD secara terpusat dengan total daya 250 MW serta jaringan transmisi 150 kV untuk mensuplai energi listrik ke seluruh wilayah Timor Leste. Alokasi biaya untuk pembangunan kedua pembangkit dan jaringan transmisi serta distribusi dialokasikan secara bertahap dengan jumlah secara keseluruhan US$875,00 juta dolar. (Dokumen Kontrak RDTL, 2010). Dengan selesainya dibangun kedua pembangkit tersebut, maka seluruh pembangkit di tiaptiap kabupaten yang selama ini beroperasi sudah tidak difungsikan lagi. Suplai energi listrik ke semua

kabupaten bersumber dari kedua pembangkit secara

terpusat. PLTD Hera dibangun pada tahun 2009 dan mulai beroperasi pada bulan November 2011. Merupakan salah satu pembangkit yang sudah dioperasikan untuk memasok energi listrik di beberapa kabupaten. Energi yang dihasilkan dari pembangkit ini rata-rata untuk setiap hari 800 MWh dengan suplai bahan bakar 8,2 ton perjam, (EDTL, 2011).

Sementara PLTD Betano mulai dibangun pada

tahun 2011 dan beroperasi pada bulan Agustus 2013. Dilihat dari sisi biaya produksi, maka untuk menghasilkan energi tersebut sangat membutuhkan biaya yang sangat besar.

Sementara di sisi lain hasil

perjualan energi listrik (seperti pada lampiran C), belum cukup untuk menutupi biaya produksi, dengan demikian pemerintah harus menambah biaya berupa subsidi untuk kelangsungan operasi kedua PLTD tersebut.

2

Untuk mengurangi alokasi subsidi dari pemerintah, maka salah satu upaya yang diperlukan adanya suatu penetapan tarif listrik yang wajar dan memenuhi aspek-aspek keekonomian. Hal ini mengacu pada Peraturan Pemerintah Timor Leste (Decreto-Lei No. 13/2003) yang menetapkan EDTL sebagai Institusi pemerintah yang menangani sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, trasmisi, distribusi dan memberikan pelayanan serta menetapkan tarif kepada semua kategori pelanggan di Timor Leste. Berdasarkan Decreto-Lei tersebut untuk pasal 31, ayat 2, alinea a) dan e) yaitu bahwa tarif harus ditetapkan pada tingkat yang menjamin atau memberi peluang untuk memulihkan biaya yang dikeluarkan dalam memberikan layanan serta harus mencerminkan biaya penyediaan listrik untuk berbagai kategori pelanggan. Sedangkan ayat 4. pasal yang sama bahwa penetapan tarif untuk penjualan energi listrik ke pelanggan harus berdasarkan pada

struktur

biaya

marjinal

melalui

suatu

perumusan,

dengan

mempertimbangkan daya terpasang dan energi yang dikonsumsi. Penetapan tarif yang wajar dan ekonomis akan memberikan peluang kepada pihak EDTL untuk berkembang apabila nantinya beralih status menjadi badan usaha milik negara (BUMN). Mengingat berdasarkan peraturan pemerintah Timor Leste (Decreto-Lei No. 1/2011) tanggal 19 Januari 2011 tentang Anggaran Rumah Tangga (ART) Kementrian Infrastruktur

dan Rencana Pembangunan

Strategis (Plano Estrategico Desenvolmento de Timor Leste) 2011 – 2030, bahwa di masa yang akan datang EDTL akan dijadikan sebagai perusahaan milik negara. Apabila nantiya EDTL beralih status menjadi BUMN, maka segala pembiayaan untuk kelangsungan pengoperasian kelistrikan akan bersumber dari

3

kas perusahaan. Oleh karena itu, perlu dikaji seberapa besar tarif listrik yang wajar

untuk dikenakan kepada pelanggan agar perusahaan

memperoleh

keuntungan dan bisa berkembang. Keuntungan yang diperoleh akan

digunakan untuk menutupi atau

membiayai sebagian besar atau seluruh biaya penyediaan energi listrik, yang meliputi

biaya–biaya

pembangkitan,

transmisi,

distribusi,

operasional,

pengembalian modal serta perawatan dan pemeliharaan. Selain itu untuk menjamin kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor kelistrikan, dan pertumbuhan perekonomian secara luas.

Gambar 1.1. Peta Jaringan Transmisi di Timor Leste Ada dua metode yang sering digunakan dalam industri ketenagalistrikan untuk penentuan tarif listrik yang diantaranya metode revenue requirement atau yang sering dikenal dengan cost of service berbasis pada embedded cost dan metode long run marginal cost. Metode revenue requirement

menggunakan biaya embedded atau data

berdasarkan data historis perusahaan selama mensuplai energi ke konsumen. Tarif

4

berbasis biaya embedded dapat ditentukan dengan alokasi seluruh kebutuhan pendapatan ke dalam kelas konsumen dengan menggunakan serangkaian faktor yang mencerminkan karakteristik biaya perusahaan. Sehingga penentuan tarif dapat diukur berdasarkan data yang biasanya tercatat dalam buku akuntansi perusahaan. Namun, pendekatan dengan menggunakan biaya embedded tidak mencerminkan biaya ekonomi di masa akan datang. Karena tarif berbasis biaya embedded hanya mencerminkan biaya historis alokasi rata-rata (average historic costs of supply), yang cenderung signifikan berbeda dari biaya ekonomi. Akibatnya, tarif berbasis biaya embedded kurang efesiensi. Metode long run marginal cost merupakan nilai ekonomi oleh perusahaan untuk memberikan konsumen dengan unit tambahan listrik. Tarif berbasis biaya marjinal memberikan sinyal harga yang efisien untuk konsumen. Sehingga, long run marginal cost (LRMC) merupakan biaya tambahan untuk pengembangan dan pengoperasian sistem guna memenuhi permintaan yang semakin meningkat baik saat ini maupun di masa yang akan datang. LRMC menekankan keseimbangan antara kebutuhan biaya, pasokan serta harga yang stabil dari waktu ke waktu. EDTL tidak memiliki data atau catatan akuntansi berupa data historis secara tersendiri, mengingat EDTL masih dalam tahap membangun dan membenahi serta masih dikelola secara langsung oleh pihak pemerintah. Berdasarkan hal tersebut, maka dalam tesis ini untuk menganalisa penentuan tarif pada tingkat keekonomiannya penulis menggunakan metode long run marginal cost (LRMC). Sehingga akhir dari penelitian ini bisa menentukan atau

5

mengalokasikan tarif kepada tiap-tiap kategori pelanggan di Timor Leste berdasarkan pada metode tersebut. 1.2 Rumusan Masalah Berdasarkan latar belakang tersebut di atas, maka yang menjadi pokok permasalahan dapat dirumuskan sebagai berikut: “Berapakah tarif listrik yang wajar di Timor Leste jika dianalisa dengan menggunakan metode long run marginal cost?” 1.3 Tujuan Penelitian 1.3.1 Tujuan umum Berdasarkan latar belakang dan identifikasi masalah maka tujuan dari penulisan tesis ini adalah untuk menghitung nilai tarif listrik di Timor Leste dengan menggunakan metode long run marginal cost (LRMC). Dengan demikian hasil dari penelitian ini bisa dijadikan sebagai salah satu informasi atau masukan kepada pemerintah untuk menetapkan tarif listrik dimasa yang akan datang. 1.3.2 Tujuan khusus Secara khusus bahwa penelitian ini adalah untuk mengadakan suatu studi tarif listrik di Timor Leste dengan tujuan untuk mengetahui seberapa besar tarif listrik per KWh yang akan dikenakan kepada pelanggan secara wajar. 1.4 Manfaat Penelitian Berdasarkan latar belakang

dan identifikasi masalah yang telah

dipaparkan, maka manfaat dari penelitian ini adalah untuk memberi masukan

6

kepada pemerintah Timor Leste dalam hal ini pihak EDTL dalam mengelola kelistrikan serta dalam melakukan manajemen pemasaran energi listrik. Penelitian ini dilakukan dengan harapan dapat memberikan manfaat yang sebesar-besarnya sebagai berikut: a. Sebagai masukan kepada pemerintah Timor Leste dalam hal ini pihak EDTL dalam melakukan manajemen pemasaran energi listrik. b. Sebagai suatu imformasi yang mendasar bagi pemerintah dalam hal merencanakan tarif listrik di Negara Timor Leste. c. Bagi penulis sendiri yaitu sebagai salah satu tugas akhir untuk menyelesaikan studi dan memperoleh gelar S2 di bidang ilmu manajemen energi. 1.5 Batasan Masalah Dalam penulisan tesis ini,

mengingat

permasalahan

mengangkut tarif listrik di Negara Timor Leste maka,

penulis

yang ada membatasi

masalah yang akan di bahas yaitu hanya pada tingkat bagaimana “menganalisa penentuan tarif pada tingkat keekonomiannya berdasarkan metode Long Run Marginal Cost (LRMC) setelah dibangun pembangkit secara terpusat. Dengan mengabaikan seluruh biaya dan sistem kelistrikan sebelum dibangun pembangkit terpusat 250 MW dan transmisi 150 kV.

7

BAB II KAJIAN PUSTAKA

Kajian pustaka dalam Studi Tarif Listrik dengan menggunakan metode Long Run Marginal Cost (LRMC), dilakukan sebagai salah satu upaya untuk memberikan gambaran awal arah penyelesaian penelitian disamping juga untuk memberikan acuan kerangka pola pikir. Kajian pustaka ini menitikberatkan pada aspek pembiayaan sistem tenaga listrik jangka panjang. Dengan demikian pemaparannya meliputi

aspek perkiraan pertumbuhan beban dan pembiayaan

jangka panjang dari sisi pembangkitan, transmisi dan distribusi selama periode atau kurun waktu 2013 – 2028. selain itu, metode LRMC dipaparkan sebagai langkah atau metode penyelesaian tarif listrik dalam penelitian ini. 2.1 Sekilas Sistem Kelistrikan di Timor Leste Kebutuhan akan energi listrik di Timor Leste, semenjak merdeka sampai tahun 2010 semakin meningkat, terbukti bahwa sampai dengan tahun 2010, sebagian penduduk belum bisa disuplai listrik akibat ketidakmampuan pembangkit-pembangkit yang ada. Pada periode tersebut, sistem kelistrikan untuk setiap kabupaten bahkan kecamatan memiliki pembangkit (PLTD) dan jaringan distribusi tersendiri dan terbatas hanya pada daerah tersebut. Belum ada transmisi tegangan tinggi, setiap daerah hanya memiliki jaringan distribusi 20 KV. Sedangkan kapasitas pembangkit bervariasi, dan yang terbesar hanya pembangkit PLTD Comoro dengan kapasitas 25 MW.

8

Upaya pemerintah untuk menyediakan suplai listrik ke semua penduduk salah satunya dengan membangun dua pembangkit PLTD secara terpusat dengan total daya mampu 250 MW, serta membangun jaringan transmisi 150 kV dan jaringan distribusi ke semua kabupaten dan kecamatan. Energi listrik yang dihasilkan dari kedua pembangkit listrik

tersebut

menggunakan bahan bakar fosil berupa Bahan Bakar Minyak. Menipisnya ketersediaan Bahan Bakar Minyak di perut bumi menyebabkan harga BBM tersebut melambung tinggi, sehingga untuk menghasilkan energi listrik membutuhkan biaya produksi cukup mahal berbeda dengan pembangkitpembangkit listrik di negara lain, yang mayoritas bersumber dari PLTU dan PLTA dimana biaya produksi untuk meghasilkan energi listrik relatif rendah. 2.1.1 Sistem kelistrikan periode 2001 – 2010 Sistem kelistrikan pada periode 2002–2010, merupakan peninggalan PLN pada periode pemerintahan Indonesia. Setiap kabupaten memiliki pembangkit dan jaringan distribusi tersendiri. Kapasitas pembangkit untuk setiap pembangkit bervariasi dan rata-rata dibawah 5 MW. Tegangan jaringan distribusi hanya 20 kV dan tegangan rendah 380 volt. Selain itu jumlah pelanggan masih terbatas mengingat sebagian daerah belum terjangkau suplai energi listrik. Total pelanggan EDTL Timor Leste sebelum diadakan pengembangan atau perluasan transmisi 150 KV

sangat

sedikit. Hal ini ini mengingat sebagian besar di daerah pedesaan belum terjangkau jaringan listrik. Sampai dengan tahun 2010, total pelanggan EDTL berjumlah 58871 pelanggan yang terdiri dari pelanggan sektor rumah tangga sebesar 52170

9

pelanggan, bisnis/komersial dan industri 1651 pelanggan, dan kalangan sosial/publik dan sektor pemerintahan 2046 pelanggan. Dengan rasio elektrifikasi sebesar 32%, (EDTL, 2010).

Tabel 2.1. Jumlah konsumen berdasarkan kategori pelanggan Jumlah Pelanggan

Jenis Pelanggan

Di Kota Dili

Rumah Tangga Sosial Usaha/Industri

Selain Dili

30.770 691 1.514

21.400 450 1050

470

840

Pemerintah 33.445

Jumlah

Keseluruhan 52170 1.341 2.564 1310

23.740 57.385

Jumlah keseluruhan: (EDTL, 2010)

Tabel 2.2. Produksi dan penjualan kWh 2005 - 2012 Tahun

Produksi

Penjualan

Pendapatan

Biaya bahan

(KWH)

(KWH)

($)

bakar ($)

2005

63.384.615

35.871.301

5.586.676

9.613.566

2006

71.958.471

32.581.172

5.281.298

13.451.660

2007

91.788.978

36.119.579

4.833.460

22.383.879

2008

110.514.113

46.052.915

5.430.823

25.400.439

2009

131.700.316

67.594.239

7.566.968

30.956.548

2010

136.911.616

79.223.288

9.613.566

41.256.388

2011

147.027.949

73.939.964

12.749.505

43.899.368

2012

161.730.744

72.945.071

12.673.064

52.152.450

(EDTL, 2010)

10

Energi yang diproduksi tiap pembangkit pada periode tersebut bervariasi tergantung kapasitas pembangkit yang ada di tiap-tiap kabupaten. Pembangkit terbesar yaitu pembangkit Comoro, sehingga memiliki produksi energi tertinggi seperti pada tabel 2.2. Produksi kWh 2005 - 2012 180.000.000

Produksi (kWh)

160.000.000 140.000.000 120.000.000 100.000.000 80.000.000 60.000.000 40.000.000 20.000.000 0 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Tahun

Gambar 2.1. Grafik Produksi kWh (2005 – 2012)

Produksi (kWh)

Produksi dan Penjualan kWh 180.000.000 160.000.000 140.000.000 120.000.000 100.000.000 80.000.000 60.000.000 40.000.000 20.000.000 0

Produksi kWh Terjual

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Tahun

Gambar 2.2. Grafik produksi dan penjual kWh 2005 - 2012

11

2.1.2 Pengembangan sistem kelistrikan Pada tahun 2009 pemerintah melalui kementrian infrastruktur mulai membangun dua pembangkit dengan kapasitas 120 MW dan 130 MW. Pembangunan dua pembangkit ini dimaksudkan untuk mensuplai energi listrik di seluruh wilayah Timor Leste secara terpusat. Mengingat selama ini sebagian daerah belum terjangkau suplai energi listrik. Selain itu sebagai pengganti untuk semua pembangkit yang selama ini digunakan di setiap kabupaten maupun daerah, mengingat usia pembangkit-pembangkit tersebut yang sudah tua dan biaya operasi yang sangat tinggi. Dari dua pembangkit yang direncanakan, baru PLTD Hera yang mulai beroperasi pada akhir tahun 2011. Sedangakan untuk PLTD Betano, baru mulai di bangun pada pertengahan 2011 dan diperkirakan akan selesai dan mulai beroperasi pada pertengahan 2013. 2.1.2.1 Pembangkit (PLTD) a. PLTD Hera PLTD Hera dengan kapsitas 120 MW, terletak di sebelah timur kota Dili dengan jarak 20 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai tahun 2009 dan selesai November 2011. Biaya investasi untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US165,00 juta dolar. b. PLTD Betano PLTD Betano dengan kapsitas 130 MW, terletak di sebelah selatan kota Dili dengan jarak 150 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai pada pertenhagan

12

tahun 2011 dan sedang berlangsung sampai sekarang. Biaya investasi yang direncanakan untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US195,00 juta dolar. 2.1.2.2 Jaringan Transmisi dan Distribusi Untuk menghubungkan ke semua kabupaten, maka dibangun jaringan transmisi tegangan tinggi 150 kV dengan panjang total 800 kilometer dengan sistem loop, dan 9 Gardu induk. Selain itu, perluasan jaringan distribusi mulai dibangun untuk mensuplai

daerah-daerah yang selama ini belum terjangkau

listrik. Tabel 2.3. Kapasitas Gardu induk di tiap-tiap kabupaten No.

Nama Kabupaten

Kapasitas Terpasang

(District)

(MVA)

B

C

A 1.

Ainaro (Cassa)

10

2.

Baucau

3.

Aileu

4.

Dili

5.

Ermera

6.

Liquiça

20

7.

Lospalos

10

8.

Maliana

10

9.

Manatuto

20

10.

Same

30

11.

Suai

20

12.

Viqueque

10

31,5

2 x 31,5

(EDTL Timor Leste, 2011)

13

Gambar 2.3. Diagram Transmisi 150 kV (EDTL Timor Leste, 2011)

14

2.2 Tarif Tarif sering kali diartikan sebagai daftar harga (sewa, ongkos dan sebagainya) sehingga dari pengertian tersebut dapat disimpulkan bahwa tarif sama dengan harga. Tarif atau harga merupakan salah satu penentu keberhasilan suatu perusahaan karena harga menentukan seberapa besar keuntungan yang akan diperoleh perusahaan dari penjualan produknya baik berupa barang maupun jasa. Menetapkan tarif atau harga terlalu tinggi akan menyebabkan penjualan akan menurun, namun jika harga terlalu rendah akan mengurangi keuntungan yang dapat diperoleh perusahaan. 2.2.1 Pengertian tarif Menurut Marius (1999 : 24) Harga (price) merupakan jumlah uang yang harus konsumen bayarkan untuk mendapatkan suatu produk. Sedangkan, menurut Kotler (2001 : 439) harga adalah sejumlah uang yang dibebankan atas suatu produk atau jasa, atau jumlah dari nilai yang ditukar konsumen atas manfaatmanfaat karena memiliki atau menggunakan produk atau jasa tersebut. Berdasarkan definisi harga diatas maka dapat disimpulkan bahwa harga atau tarif adalah nilai dari suatu produk atau barang yang ditentukan oleh perusahaan atau pemilik dalam bentuk sejumlah uang. Sehingga konsumen akan mengeluarkan atau mengorbankan sejumlah uang sesuai dengan harga atau tarif yang ditentukan untuk memperoleh produk atau jasa tersebut. Dengan demikian tarif listrik dapat disimpulkan sebagai nilai atau sejumlah uang yang ditetapkan oleh perusahaan listrik yang sebanding dengan jumlah

15

energi 1 kWh. Sehingga konsumen akan mengorbankan sejumlah uang sesuai dengan jumlah energi yang dikonsumsinya.

2.2.2 Tujuan penetapan harga atau tarif Tujuan utama dari penyusunan dan penetapan tarif yaitu agar menentukan tarif yang adil, dapat diterima oleh semua kalangan serta menciptakan yang tidak diskriminatif. Selain itu, akan

tarif

memberikan kesempatan kepada

perusahaan atau pelaku usaha listrik untuk menghasilkan keuntungan yang wajar, guna menutupi biaya operasi serta mendapatkan tingkat keuntungan yang wajar dari nilai investasinya. Adapun tujuan lain diantaranya: a. Mendapatkan keuntungan sebesar-besarnya Dengan menetapkan harga yang kompetitif maka perusahaan akan mendapatkan untung yang optimal. b. Mempertahankan operasional perusahaan Dari marjin keuntungan yang didapat perusahaan akan digunakan untuk biaya operasional perusahaan. Seperti untuk gaji karyawan, untuk bayar tagihan listrik, tagihan air bawah tanah, pembelian bahan baku, biaya transportasi, dan lain sebagainya. c. Menggapai RoI (Return on Investment) Perusahaan pasti menginginkan balik modal dari investasi yang diinvestasikan pada perusahaan sehingga penetapan harga yang tepat akan mempercepat tercapainya modal kembali (RoI).

16

d. Menguasai Pangsa Pasar Dengan menetapkan harga rendah dibandingkan produk pesaing, dapat mengalihkan perhatian konsumen dari produk kompetitor yang ada di pasaran. 2.2.3 Tarif Listrik Saat ini perhitungan tarif listrik yang sudah distetapkan per kWh belum sepenuhnya sesuai dengan nilai keekonomian energi listrik yang yang sebenarnya. Tarif yang ditetapkan hanya mengacu pada keputusan pemerintah, tanpa memperhitungkan biaya-biaya investasi maupun biaya produksi dan biaya lain yang dikorbankan untuk menghasilan energi listrik tersebut. Dengan demikian perusahaan maupun pemerintah mengalami kerugian karena penentuan tarik yang tidak sesuai. Untuk itu perlu adanya suatu penentuan tarif listrik yang wajar dan mencerminkan nilai keekonomiannya. Agar kertesediaan energi listrik tetap handal berkesinambungan sesuai dengan yang diharapkan. Tarif listrik yang wajar adalah tarif yang dapat: 1. mencerminkan kondisi keekonomian, adil, mendukung produktivitas, transparan, memberikan peluang

bagi pengusaha yang berbisnis di

daerah terisolir. 2. mendorong masuknya investor. 3. memperhatikan kemampuan masyarakat membayar. 4. memberikan subsidi secara selektif dan terarah. 2.2.4 Faktor-faktor yang mempengaruhi tarif listrik Berdasarkan pihak yang berkepentingan: 17

1. Dari sisi Masyarakat atau Konsumen a. Kondisi perekonomian b. Kemampuan masyarakat membayar c. Elastisitas permintaan d. Sosial Budaya 2. Dari sisi Produsen a. Kondisi keandalan pasokan b. Kualitas layanan c. Efisiensi dalam produksi dan distribusi 3. Dari sisi Pemerintah a. Payung hukum ketenagalistrikan b. Dana pengembangan sarana ketenagalistrikan c. Pengembangan pemanfaatan sumber-sumber energi listrik yang murah Berdasarkan faktor eksternal dan internal: 1. Faktor Eksternal a. Peraturan dibidang ketenagalistrikan dan kebijakan lainnya serta UU perlindungan konsumen b. Kondisi perekonomian (GDP, Inflasi, suku bunga, nilai tukar) c. Perkembangan teknologi dan kondisi persaingan d. Kondisi sumber energi listrik 2. Faktor Internal a. Kualitas dan kontinyuitas produk b. Efisiensi produksi dan distribusi

18

c. Inovasi layanan dan pemanfaatan teknologi d. Kompetensi manajemen dan organisasi serta kompetensi SDM 2.2.5 Jenis tarif listrik Secara umum jenis tarif listrik terdiri dari beberapa macam, diantaranya: a. flat-rate tariff yaitu merupakan tarif tunggal yang pembayarannya hanya dikenakan pada kWh atau kVAh saja. b. Two-Part tariff yaitu merupakan tarif yang kenakan kepada konsumen yang terdiri dari tarif untuk kW atau kVA dan tarif untuk kWh. c. Block-tariff yaitu tarif berdasarkan pada sejumlah kWh atau kVAh yang ditetapkan pada setiap blok. Biasanya setiap blok memiki jumlah yang tetap dan antara blok yang satu dengan blok yang lain akan memiliki perbedaan jumlah dan harga. 2.2.6 Tarif listrik eksisting Tarif listrik yang diterapkan sebelum diadakan pengembangan transmisi 150 kV dan pembangkit terpusat, saat ini yaitu mengacu pada keputusan pemerintah. Yang dibagi dalam beberapa kategori sesuai dengan golongan konsumen. Berdasarkan keputusan pemerintah Timor Leste nomor 33/2010, tanggal 28 Juni 2010 tentang penetapan tarif listrik sesuai golongan konsumen. Dalam

penetapannya

lebih

menitikberatkan

ke

aspek

politik

tanpa

memperhitungkan nilai keekonomiannya. 2.2.7 Tarif listrik di beberapa negara Sebagai bahan perbandingan, maka tarif listrik di beberapa Negara Asia Tenggara diperlihatkan pada tabel 2.4. Hal ini dimaksudkan untuk mengetahui 19

berapa besar tarif listik per kWh yang dikenakan kepada pelanggannya baik di Negara berkembang maupun Negara yang sudah maju. Untuk pelanggan kategori rumah tangga tarif listrik yang dikenakan berdasarkan

tingkat konsumsi energi listrik. Begitu pula dengan pelanggan

kategori bisnis dan industri. Kecuali untuk Malaysia dan Thailand pada pelanggan kategori bisnis dan industri tarif yang dikenakan tiap kWh besarnya tergantung dari suplai tegaangan yang dikonsumsi. Dari 5 negara dalam perbandingan ini, untuk pemakaian kategori rumah tangga tarif yang paling murah adalah Laos dan paling mahal adalah Cambodia. Sedangkan untuk Timor Leste, tarif listrik yang dikenakan kepada pelanggan dengan kategori yang sama , tarifnya paling tinggi dibandingkan dengan 5 negara yang ada, seperti ditunjukan pada tabel 2.5. Tabel 2.4. Tarif listrik di Negara-negara Asia Tenggara sektor

atau Usaha

industri

Kecil = $0,36 USD/KWh

Kecil = $0,36 USD/KWh

Camodia

Tangga

untuk

>50 KWh = 610 Riels/kWh

Menegah = $0,28 USD/KWh

Menegah = $0,28 USD/KWh

Besar = $0,24 USD/KWh

Besar = $0,24 USD/KWh

Indonesia

Negara Tarif untuk Rumah Tarif untuk Bisnis Tarif

< 450 VA : Rp. 415/kWh 900 VA = Rp. 605/kWh 1,300 VA = Rp. 790/kWh 2,200 VA = Rp. 795/kWh 3,500 – 5,500 VA = Rp. 890/kWh > 6,600 VA: Rp. 1330/kWh

< 450 VA Rp. 535/kWh 900 VA: Rp. 630/kWh 1,300 VA: Rp. 795/kWh 2,200 VA – 5,500 VA: Rp. 905/kWh > 6,600 VA: Rp. 1,100/kWh

< 450 VA: Rp. 485/kWh 900 VA: Rp. 600/kWh 1,300 VA: Rp. 765/kWh 2,200 VA: Rp. 790/kWh 3,500 VA – 14 kVA: Rp. 915/kWh

Rumah Tangga

Bisnis

Industri

< 50 KWh = 390 Riels/kWh

20

Lao PDR Thailand

0 – 25 Kwh = 331 Kip/Kwh 25 – 150 KWh = 442 Kip/KWh > 150 KWh = 780 Kip/KWh

Tegangan Rendah = 998 Kip/KWh

Tegangan Rendah = 692 Kip/KWh

Tegangan Menengah = 1094 Kip/KWh

Tegangan Menengah = 624 Kip/KWh

Rumah Tangga

Bisnis

Industri

< 150 kWh/bulan = 1.80 THB/kWh

TT 69 KV = 1.67 THB/kWh

TT 69 KV = 2.61 THB/kWh (WBP) dan 1.17 THB/kWh (LWBP)

151 – 400 kWh/bulan = 2.78 THB/kWh

TM 22 – 33 KV = 1.70 THB/kWh

> 400 kWh/bulan = 2.98 THB/kWh

TM < 22 KV = 1.73 THB/kWh

TM 22 – 33 KV = 2.69 THB/kWh (WBP) dan 1.19 THB/kWh (LWBP)

Malaysia

TM 22 KV = 2.84 THB/kWh (WBP) dan 1.22 THB/kWh (LWBP) Tarif A – Rumah Tangga 1 - 200 kWh: 21.8 Cent/kWh 201 - 300 kWh: 33.4 Cent/kWh 301 - 400 kWh: 40.0 Cent/kWh 401 - 500 kWh: 40.2 Cent/kWh 501 - 600 kWh: 41.6 Cent/kWh 601 - 700 kWh: 42.6 Cent/kWh 701 - 800 kWh: 43.7 Cent/kWh 801 - 900 kWh: 45.3 Cent/kWh > 901 kWh 45.4 Cent/kWh Catatan: Cent dalam RM Mata uang Malaysia

Tarif B - Low Voltage Commercial Tarif (TNB) < 200 kWh/bulan = 39.3 Cent/kWh

Tarif D - Low Voltage Industrial Tarif (TNB) < 200 kWh/bulan = 34.5 Cent/kWh

> 200 KWh = Cent/kWh

43.0

> 200 KWh = 37.7 Cent/kWh

Tarif C1 - Medium Voltage General Commercial Tarif (TNB)

Tarif E1 - Medium Voltage General Industrial Tarif (TNB) Tiap KW pada Demand max perbulan = 25.3 RM/kW

- Tiap KW pada Demand max perbulan = 25.9 RM/kW - Untuk semua kWh = 31.2 Cent/kWh Tarif C2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Commercial Tarif (TNB) Tiap KW pada Demand max perbulan = 38,60 RM/kW

- Untuk semua kWh = 31.2 Cent/kWh Tarif E2 - Medium Voltage Peak/Off-Peak Industrial Tarif (TNB) Tiap KW pada Demand max perbulan = 31, 7 RM/kW - W BP = 30,4 Cent/kWh - LWBP = 18, 7 Cent/kWh

- W BP = 31.2 Cent/kWh - LWBP = 19.2 Cent/kWh

(http://talkenergy.worldpress.com/ dan PerPres. RI, No. 8 Thn 2011 tentang tarif energi listrik)

21

Tabel 2.5. Perbandingan tarif listrik pemakaian kategori rumah tangga Pemakaian

Ex. Rate

Tarif

(Rumah Tangga)

(1 USD)

($/KWh)

Timor Leste

< 300 KWh

$1 USD

0,120

Cambodia

< 50 KWh

Riels 4000,00

0,098

Malaysia

< 150 KWh

RM. 3,06

0,071

Indonesia

900 VA

RP. 9705,00

0,064

Thailand

< 200 KWh

THB. 30,65

0,059

Laos PDR

< 150 KWh

Kip. 7965,58

0,056

Negara

Keterangan

Tertinggi

Terendah

(http://talkenergy.worldpress.com dan www.xe.com/ucc/ Currency converter tanggal 12 Desember 2012) 2.3 Metode Long Run Marginal Cost (LRMC) Metode long run marginal cost yaitu didefinisikan sebagai penambahan biaya akibat penambahan demand atau suplai. Hal ini mengacu pada perkiraan demand atau suplai daya dan energi. Metode long run marginal cost digunakan untuk

menghitung struktur tarif dengan mengakumulasi biaya-biaya dari

pembangkit, transmisi dan distribusi. Selain itu faktor kerugian secara teknis pada transmisi dan distribusi serta perkiraan kapasitas beban dan energi dapat dijadikan parameter dalam menghitung biaya pasokan listrik di semua tingkatan tegangan sampai ke konsumen. Untuk menghitung biaya beban yaitu dengan pendekatan pada metode long run marginal capacity cost dan long run marginal energy cost. Metode yang digunakan merupakan suatu analisis yang dilakukan untuk memperkirakan struktur biaya marjinal dari sektor kelistrikan. Struktur ini memberikan patokan ekonomi yang diperlukan untuk desain tarif dengan tujuan untuk memperlancar

keuangan pihak pengelola kelistrikan dan pemerintah.

22

Dimana kebutuhan pendapatan diperoleh melalui konsumen sesuai dengan struktur tarif dan kategori pelanggan berdasarkan atas perhitungan metode long run marginal cost. Tujuannya bahwa harga yang ditetapkan sebanding dengan marginal cost sehingga tidak merugikan pihak perusahaan maupun pihak konsumen. Dengan demikian pasokan energi listrik semakin efesien dan berkesinambungan. Dasar pemikiran mengenai biaya marjinal berasal dari teori ekonomi yaitu mengenai pemanfaatan sumber daya yang efesien dalam persaingan pasar. Sehingga tarif

yang ditetapkan harus sama dengan biaya marjinal

agar

memberikan keuntungan kepada semua pihak dalam hal ini pengambil keputusan, produsen maupun konsumen. Sedangkan, jika tarif ditetapkan dibawah biaya marjinal, maka akan menyebabkan pasokan energi menjadi menurun. Sehingga perusahaan serta pemerintah harus menambah biaya untuk meningkatkan pasokan energi listrik. Dengan demikian investasi di sektor lain akan berkurang akibat penambahan anggaran untuk pasokan energi listrik. Dalam penentuan tarif listrik ini selalu tidak terlepas dari analisa biaya marjinal dan sistem pasokan energi listrik. Besarnya biaya ini bervariasi berdasarkan kapasitas pembangkit dan tingkatan tegangan. Dengan demikian biaya marjinal dalam perhitungan tarif listrik ini merupakan penambahan biaya akibat penambahan permintaan di masa yang akan datang. Jadi long run marginal cost (LRMC) dapat didefinisikan sebagai biaya tambahan untuk pengembangan dan pengoperasian sistem guna

memenuhi

permintaan yang semakin meningkat baik saat ini maupun di masa yang akan

23

datang. LRMC menekankan keseimbangan antara kebutuhan biaya, pasokan serta harga yang stabil dari waktu ke waktu. (Vernstron. R., 2011)

2.3.1 Estimasi Long Run Marginal Cost Biaya marjinal merupakan perkiraan secara ekonomi bahwa seberapa besar biaya akan berubah jika output berubah. Biaya marjinal melibatkan peramalan, karena perbedaan antara apa yang telah terjadi

dan apa yang akan terjadi

mengingat output yang berbeda. Long run marginal cost

digunakan untuk

menandakan efek atau perubahan biaya yang melibatkan beberapa perubahan dalam jumlah dan waktu investasi di masa depan. 2.3.2 Marginal cost pricing model Marginal cost pricing model yaitu untuk menghitung atau memperkirakan biaya marjinal untuk sistem kelistrikan dengan menggunakan metode LRMC yang meliputi biaya kapasitas dan energi. Dengan demikian LRMC digunakan untuk menghitung biaya-biaya seperti: biaya marjinal untuk kapasitas pembangkit, biaya marjinal untuk kapasitas jaringan dan biaya marjinal untuk energi. 2.3.3 Long run marginal capacity cost Long run marginal capacity cost yaitu ditetapkan sebagai penambahan biaya untuk penambahan kapasitas disebabkan meningkatnya permintaan akan daya listrik. Parameter yang dipertimbangkan untuk menghitung biaya penambahan kapasitas diantaranya: 1. Biaya investasi untuk memasok beban tambahan pada saat terjadi akibat meningkatnya permintaan. Yaitu terdiri dari biaya pembangkit,

24

transmisi, distribusi tegangan menengah

dan distribusi tegangan

rendah. 2. Biaya operasional dan pemeliharaan (O&M) pada peralatan atau komponen dalam hal ini biaya pembangkit, transmisi, distribusi tegangan menengah dan distribusi tegangan rendah. 2.3.4 Marginal generation capacity cost Metode untuk menghitung biaya marjinal kapasitas pembangkit yaitu berdasarkan atas meningkatnya permintaan dan beban puncak. Metode ini didasari atas bekerja pembangkit saat menambah beban ke sistem akibat meningkatnya permintaan, dengan demikian akan menambah biaya tambahan sesuai dengan penambahan kapasitas. Biaya kapital (capital cost) untuk pembangkit diperoleh dengan pembagian antara total biaya investasi dengan total kapasitas pembangkit ($/kW). Sehingga dapat ditulis dengan persamaan menurut (Vernstrom R., 2010) sebagai berikut: 𝑵𝑷𝑽𝑪𝒐𝒔𝒕

Ccost 𝑵𝑷𝑽

𝑫𝒆𝒎𝒂𝒏𝒅

=

∆𝑪 ∆𝑳



dimana: Ccost

= Capital cost

NPVcost

= Net present value untuk biaya investasi

NPVDemand

= Net present value untuk beban

Untuk memperoleh biaya marjinal pembangkit maka terlebih dahulu ditentukan biaya kapital tahunan atau annuity cost ($/kW/tahun). Biaya marjinal tahunan ($/kW/tahun), dihitung dengan menggunakan persamaan (2.2). Dalam perhitungannya menggunakan fungsi payment (PMT)

25

pada microsoft excel

dengan memperhatikan suku bunga (discount rate), umur ekonomis (life time) dan biaya kapital (capital cost) pembangkit. Selain itu akumulasi kerugian serta batas persediaan (reserve margin) dan biaya O&M tetap,

juga digunakan sebagai

penentu biaya marjinal tahunan ($/kW/tahun).

Ka =

𝑷𝑴𝑻(r,T,−𝑪𝒄𝒐𝒔𝒕 )

..................................................................

𝟏

Mcg = K a x

(1+RM ) (1−SL )

+ Ccost x FOM

2.2

........................................... 2.3

Atau dari persamaan (2) dan (3), dapat ditulis menjadi persamaan (4).

Mcg =

PMT (r,T,−C c ost ) 1

x

(1+RM ) (1−SL )

+ Ccost x FOM

...................... 2.4

dimana: Ccost= Capital cost ($/kW) Ka = Capital cost tahunan ($/kW/tahun) ∆C = Penambahan biaya ∆L = Penambahan beban akibat peak demand r

= Suku bunga (%)

T

= Umur ekonomis pembangkit (tahun)

RM = Reserve margin (%) SL = Sation loss (%) FOM = Biaya O&M tetap (% dari Ccost ) Mcg = Biaya marjinal pembangkit ($/kW/tahun) Jadi biaya tambahan kapasitas pembangkit ditentukan dengan menganalisis investasi jangka panjang dan biaya operasi dan perawatan (O&M)

tetap.

Sehingga, total penambahan biaya kapasitas pembangkit adalah penjumlahan biaya investasi pembangkit dalam tahunan selama masa penggunaan atau umur ekonomis (life time) pembangkit tersebut dari nilai sekarang (present value).

26

Sedangkan biaya marjinal kapasitas diperoleh dengan pembagian antara pertumbuhan biaya investasi tahunan dengan total pertumbuhan beban tahunan. Long run marginal cost (LRMC) untuk operasi dan perawatan (O&M) pada pembangkit dihitung sebagai biaya tahunan per kW. Biaya O&M memiliki komponen tetap yang merupakan fungsi dari kapasitas terpasang. Sedangkan biaya O&M variabel merupakan fungsi komponen dari produksi energi. Dalam perhitungan LRMC untuk O&M yang perlu dipertimbangan yaitu hanya biaya O&M tetap. Jadi biaya O&M diperoleh dengan pembagian antara pertambahan rata-rata biaya O&M dengan pertumbuhan rata-rata beban puncak tahunan. Dengan demikian jumlah LRMC pada kapasitas pembangkit merupakan penjumlahan antara biaya LRMC investasi dan biaya LRMC O&M tetap pada kapasitas pembangkit. 2.3.5 Biaya marjinal jaringan (Marginal network capacity cost) Kapasitas transmisi dan distribusi

(T&D) didesain selain untuk

menyalurkan energi juga untuk mengakomodasi meningkatnya permintaan akan energi dari pembangkit ke konsumen. Semua biaya investasi untuk jaringan transmisi

dan distribusi

dialokasikan untuk

penambahan beban

akibat

meningkatnya permintaan pada jaringan T&D. Biaya marjinal untuk T&D merupakan penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC) atau yang lebih dikenal dengan incremental average cost (AIC). Perhitungan LRAIC disesuaikan dengan level suplai tegangan yang diantaranya dapat diklasifikasikan sebagai berikut: tetangan tinggi (TT) 150 KV, tengangan menengah (TM) 20 KV dan tegangan rendah (TR) 380/220 volt. Dalam membuat

27

stimasi

LRAIC harus secara terpisah berdasarkan tegangan suplai, beban

tambahan (MW) dan biaya investasi harus dialokasikan berdasarkan tiap-tiap setiap level suplai tegangan. Perkiraan

pertumbuhan beban berdasarkan pada

referensi penelitian.

beban puncak tahun

Yang dialokasikan ke masing-masing suplai tegangan

dengan memperhatikan rugi teknis pada jaringan transmisi dan distribusi. Untuk menentukan pertumbuhan beban dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut: ΔDemand

= Beban t-0 + (Beban t-0 x % pertumbuhan) ..................... 2.5

dimana: ΔDemand

= Pertumbuhan beban

Beban t-0

= Beban pada tahun sebelumnya

% pertumbuhan = Persentasi pertumbuhan beban Pertumbuhan beban pada masing-masing suplai tegangan didiskontukan, sehingga pertumbuhan beban rata-rata setelah didiskontukan digunakan untuk menentukan biaya marjinal pada masing-masing suplai tegangan. Untuk mendiskontukan pertumbuhan beban pada masing-masing maka dapat ditulis dengan persmaan sebagai berikut:

NPVDemand =

∆MW (1+r)t



Sedangkan perkiraan pertumbuhan biaya investasi berdasarkan pada tahun referensi, dan digunakan untuk menentukan pertumbuhan biaya investasi pada tahun-tahun berikutnya. Pertumbuhan biaya investasi pada masing-masing suplai tegangan diperoleh dengan persamaan sebagai berikut:

28

ΔCost = Investasi t-0 + (investasi t-0 x % pertumbuhan)

............. 2.7

Pertumbuhan biaya investasi pada masing-masing suplai tegangan didiskontukan,

sehingga

pertumbuhan

biaya

investasi

rata-rata

setelah

didiskontukan digunakan sebagai parameter untuk menentukan biaya marjinal pada jaringan T&D. Untuk mendiskontukan pertumbuhan biaya dapat ditulis dengan persamaan sebagai berikut:

NPVCost =

𝐼𝑖 (1+r)t



dimana: ΔCost

= Pertumbuhan biaya investasi

Investasi t-0

= Investasi pada tahun sebelumnya

% pertumbuhan = Persentasi pertumbuhan biaya investasi Jadi, AIC dihitung dengan mendiskontukan semua biaya tambahan yang akan timbul di masa yang akan datang guna menyediakan permintaan tambahan yang diperkirakaan dalam periode yang ditentukan dalam penelitian dibagi dengan nilai diskontu dari demand atau permintaan beban

selama periode

tersebut. Dengan demikian AIC merupakan nilai dari seluruh investasi untuk jaringan transmisi dan distribusi disesuaikan dengan periode masa pakai (umur ekonomis) yang direncanakan dibagi dengan nilai demand sekarang, sesuai dengan meningkatnya beban puncak tahunan ($/KW/tahun). Untuk menentukan AIC maka menurut (Venstrom, 2010) dapat ditulis sebagai berikut:

29

AIC =

NPVCost NPVDemand

Ii 1+r t ∆MW 1+r t

T

= i=1

….…………………….

2.9 



Dari persamaan 2.9, maka untuk menentukan AIC tahunan ($/kW/tahun) selain menggunakan fungsi payment (PMT) pada microsoft excel

atau bisa

diselesaikan dengan menggunakan persamaan 2.10. AICTahunan

1

= AIC x ( B ) + FOM

B =

1− (1+𝑟)−𝑇 r

.................................................



................................................................ 2.11

dimana: LRAIC = Long run average incremental cost Ii

= Biaya investasi di tahun i

T

= Umur ekonomis (Lifetime)

r

= discount rate

∆MW

= Incremental load tahunan

AIC

= Average incremental cost

B

= Annuity factor

T

= Umur ekonomis (tahun)

FOM

= O&M tetap (% dari total nilai aset atau capital cost)

Perhitungan LRAIC disesuaikan dengan level suplai tegangan yang diantaranya dapat diklasifikasikan sebagai berikut: tetangan tinggi (TT) 150 KV, tengangan menengah (TM) 20 KV dan tegangan rendah (TR) 380/220 volt. Dalam membuat stimasi

LRAIC harus secara terpisah berdasarkan

tegangan suplai, beban tambahan (MW) dan biaya investasi harus dialokasikan berdasarkan tiap-tiap setiap level suplai tegangan.

30

Perkiraan

pertumbuhan beban berdasarkan pada

referensi penelitian.

beban puncak tahun

Yang dialokasikan ke masing-masing suplai tegangan

dengan memperhatikan rugi teknis pada jaringan transmisi dan distribusi. Pertumbuhan beban pada masing-masing suplai tegangan didiskontukan, sehingga pertumbuhan beban rata-rata setelah didiskontukan digunakan untuk menentukan biaya marjinal pada masing-masing suplai tegangan. Sedangkan penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC) pada jaringan transmisi dan distribusi merupakan penjumlahan keseluruhan LRAIC periode atau jumlah tahun yang akan dihitung dalam penelitian ini. Jadi LRAIC pada transmisi dan distribusi adalah pembagian antara total biaya investasi pada jaringan transmisi dan distribusi dengan jumlah pertumbuhan beban rata-rata yang telah didiskontukan. Untuk perkiraan biaya operasi dan perawatan (O&M)

dengan asumsi

dalam persentase dari jumlah biaya investasi tahunan pada jaringan transmisi dan distribusi, yang dinyatakan dalam US$/kW/tahun. Dengan demikian LRMC untuk kapasitas jaringan dan distribusi adalah merupakan penjumlahan antara biaya marjinal rata-rata jangka panjang yang diinvestasikan pada jaringan transmisi dan distribusi dengan biaya marjinal ratarata jangka panjang untuk O&M pada janringan transmisi dan distribusi, dan dinyatakan dalam US$/kW/tahun. 2.3.6 Marginal energy cost Marginal energy cost adalah biaya untuk memasok

energi (kWh)

tambahan. Faktor penentu dari long run marginal energy cost yaitu terdiri dari

31

biaya pengoperasian pembangkit seperti biaya bahan bakar dan biaya variabel pengoperasian dan perawatan (cost of O&M), heat rate, specific fuel consumption (SFC) serta factor kerugian energi. Sehingga long run marginal energy cost adalah biaya yang digunakan untuk pengoperasian pembangkit dalam rangka memenuhi tingkat permintaan akan energi tambahan. Fcost = FFcost x SFC ............................................................

2.12

Apabila biaya variabel bahan bakar dan station loss diperoleh beberapa persen dari biaya bahan bakar (fuel cost), maka untuk memperoleh biaya margjinal energi ditulis dengan persamaan sebagai berikut: McG = Fcost + VOM + SL ......................................................

2.13

dimana: Fcost

= Biaya bahan bakar (fuel cost)

FFcost = Harga bahan bakar (financial fuel cost) SFC = Specific fuel consumption VOM = Biaya variabel O&M (cost of operation and maintenance) SL = Station loss 2.3.7 Karakteristik beban (Load characteristics) Demand suatu sistem adalah beban yang diterima pada terminal dalam suatu periode waktu tertentu. Beban (load) bisa dalam satuan; kW, kVAr, kVA, maupun

kilo ampere. Beban konsumen bermacam macam ukuran, waktu,

penggunaan, lama penggunaan, tegangan yang dipakai, faktor daya, puncak sesaat dan lain-lain, sesuai kebutuhannya. Ada kalanya kebutuhan konsumen secara

32

bersamaan dalam waktu yang sama, hal ini menyebabkan puncak dan lembah pada kurva beban. Ada periode tartentu peralatan mempunyai beban penuh dan ada saat peralatan tidak dipakai atau tidak dibebani. Kebutuhan beban suatu daerah tergantung dari, penduduk dengan standar kehidupannya, rencana pengembangan suatu kawasan, harga daya dan lain-lain. Sifat beban dan karakteristiknya biasa ditentukan oleh faktor kebutuhan (demand factor), faktor beban (load factor), faktor diversitas (diversity factor) dan lainlain. Beberapa karakteristik beban: a. Kebutuhan maksimum (Maximum demand) Kebutuhan maksimum dari sistem atau instalasi adalah kebutuhan paling tinggi yang terjadi selama periode waktu tertentu biasanya harian, minnguan, bulanan atau tahunan. Jika semua peralatan yang digunakan secara bersamaan mencapai maksimal maka kebutuhan maksimum akan sama dengan beban yang terhubung. Akan tetapi apabila konsumen tidak menggunakan semua perangkat pada beban penuh secara bersamaan maka kebutuhan maksimum selalu kurang dari beban yang terhubung. b. Demand factor Yaitu sebagai rasio maksimum demand dari sistem terhadap keseluruhan beban terhubung pada sistem (total connected load), dapat ditulis persamaan sebagai berikut:

Demand factor =

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝐶𝑜𝑛𝑛𝑒𝑐𝑡𝑒𝑑 𝑙𝑜𝑎𝑑

33

..................................... 2.14

c. Diversity factor (FD) Kebutuhan maksimum dari semua konsumen pada suatu kelompok tidak terjadi secara bersamaan. Sehingga untuk mempertimbangkan kapasitas (rated) suatu

peralatan, maka

jarang pula memilih peralatan yang

kapasitasnya sama dengan jumlah beban maksimum. Oleh karena itu, istilah umum digunakan dalam hubungan ini adalah faktor keragaman (diversity factor), yang merupakan ratio dari jumlah individual maximum demand dari subdivision sistem terhadap maximum demand dari sistem. FD

𝑆𝑢𝑚 𝑜𝑓 𝑖𝑛𝑑𝑖𝑣𝑖𝑑𝑢𝑎𝑙 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑𝑠

=

Peak FD =

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑤𝑕𝑜𝑙𝑒

................ 2.15

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑎 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑒𝑟 𝑔𝑟𝑜𝑢𝑝 𝐷𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 𝑜𝑓 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑢𝑚𝑒𝑟 𝑔𝑟𝑜𝑢𝑝 𝑎𝑡 𝑡𝑕𝑒 𝑡𝑖𝑚𝑒 𝑜𝑓 𝑠𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 𝑝𝑒𝑎𝑘

........ 2.16

d. Coincidence factor (CF) Merupakan rasio dari

maksimum coincident (system coincident peak)

dari total permintaan pada kelompok konsumen terhadap jumlah dari permintaan maksimum (class coincident peak) dari konsumen yang sama serta waktu yang sama. Oleh karena itu, coincidence factor merupakan kebalikan dari diversity factor.

CF =

𝑆𝑦𝑠𝑡𝑒𝑚 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘 𝐶𝑙𝑎𝑠𝑠 𝑐𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘

....................................... 2.17

atau CF =

1 𝐷𝑖𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖𝑡𝑦 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟

........................................................ 2.18

34

Gambar 2.4. Hubungan antara kurva beban dengan LF dan CF (Sumber: NREL & Frank Stern, 2013)

e. Diversitas beban (Load diversity) Adalah selisih antara jumlah dari dua atau lebih beban puncak dengan coincident maximum demand load dari suatu group. Load diversity = sum of all individual loads – peak of the combined load

 n  LD    Di   Dg  i 1 

............................ ............................................ 2.19

f. Faktor kontribusi (ci) Merupakan kontribusi beban tertentu, per unit dari maximum demand individu terhadap maximum demand kelompok. Jika ci

adalah faktor

kontribusi beban i dalam beban kelompok n dan Di adalah maximum demand, maka:

35

n

𝐺𝑟𝑜𝑢𝑝 𝑚𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑛 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑 Dg =

c1 x D𝑖

… … … … … … … … 2.20

𝑖=1

Sehingga: 𝐶𝑜𝑖𝑛𝑐𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑒 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 =

𝑛 𝑖=1 c 1 x D 𝑖 𝑛 𝑖=1 D 1

....................................................... 2.21

Jika kebutuhan maksimum terhadap beban yang sama, maka coincidence factor akan sama dengan rata-rata kontribusi faktor. Dan

jika faktor

kontribusi masing-masing beban adalah sama, maka coincidence factor akan sama dengan faktor kontribusi itu sendiri. g. Load Factor Load factor dari suatu pembangkit adalah merupakan ratio dari average load pada periode waktu teartentu terhadap peak load yang timbul pada periode tersebut. Load factor =

𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑑𝑒𝑚𝑎𝑛𝑑

=

Energy generated in a given period of time Maximum demand x Hours of operation in the given period

..... 2.22

Nilai load factor berkisar dari 0,0 sampai dengan 1,0. Namun, diversity factor lebih besar atau sama dengan satu. Agar kinerja menjadi lebih baik, faktor beban harus setinggi mungkin. Pengaruh diversity factor adalah untuk mengurangi kebutuhan maksimum secara simultan di stasiun untuk

kebutuhan

individu

yang

sama.

Sedangkan,

load

factor

menggambarkan variasi beban selama periode tertentu akan tetapi tidak memberikan indikasi bentuk kurva beban.

36

h. Plant capacity factor Adalah rasio dari rata-rata beban tahunan terhadap kapasitas terpasang selama periode waktu tertentu. Plant capacity factor =

𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑎𝑛𝑛𝑢𝑎𝑙 𝑙𝑜𝑎𝑑 𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑟𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑝𝑟𝑜𝑑𝑢𝑐𝑒𝑑 𝑖𝑛 𝑎 𝑦𝑒𝑎𝑟

= 𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑟𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑥 8760

........................... 2.23

Nilai maksimum faktor kapasitas pembangkit bisa menjadi satu apabila pembangkit beroperasi pada kapasitas maksimum sepanjang tahun. Kapasitas pembangkit juga didefinisikan sebagai faktor beban pembangkit atau plant load factor (PLF). Faktor kapasitas menunjukkan tingkat penggunaan pembangkit. Hal ini berbeda dengan load factor karena alasan bahwa kapasitas dari tiap-tiap pembangkit selalu lebih besar dari beban maksimum yang diharapkan. Hal ini mengingat adanya beban cadangan (reserve margin), sehingga dapat ditulis persamaan sebagai berikut:

𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑙𝑜𝑎𝑑

Capacity factor = 𝑃𝑙𝑎𝑛𝑡 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦 𝑥 𝐿𝑜𝑎𝑑 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 .............................. 2.24 i. Plant use factor Adalah rasio dari energi aktual yang diproduksi dengan perkalian antara kapasitas pembangkit dan waktu operasi pembangkit tersebut. Plant use factor =

Actual energy produced Plant capacity

37

x (Plant operation time in hours )

...... 2.25

j. Utilization factor Merupakan rasio atau perbandingan antara maximum demand dengan nilai (rated) kapasitas dari pembangkit. 𝑀𝑎𝑥𝑖𝑚𝑢𝑚 𝑙𝑜𝑎𝑑

Utilization factor = 𝑅𝑎𝑡𝑒𝑑 𝑐𝑎𝑝𝑎𝑐𝑖𝑡𝑦

................................................. 2.26

k. Faktor kerugian (Loss factor) Rasio rata-rata kerugian daya terhadap kerugian yang terjadi pada saat beban puncak selama periode waktu tertentu.

Secara umum persamaan

untuk loss factor dapat ditulis sebagai berikut. Loss factor =

𝐴𝑣𝑒𝑟𝑎𝑔𝑒 𝑝𝑜𝑤𝑒𝑟 𝑙𝑜𝑠𝑠 𝑃𝑜𝑤𝑒𝑟 𝑙𝑜𝑠𝑠 𝑎𝑡 𝑝𝑒𝑎𝑘 𝑙𝑜𝑎𝑑

.......................................... 2.27

Namun pada perhitungan dalam penelitian penulis akan menggunakan faktor kerugian (loss factor) yang diperoleh dari data EDTL maupun beberapa referensi dari negara lain seperti Indonesia dan badan standar kelistrikan EIC.

2.4 Struktur Tarif dan Desainnya 2.4.1 Struktur tarif Tujuan dari penentuan struktur tarif listrik yaitu: a. Untuk menentukan

tarif yang benar-benar mencerminkan biaya

ekonomi dan untuk meningkatkan pemakaian listrik yang efisiensi, dalam hal ini untuk mengurangi konsumsi energi pada saat terjadi beban puncak. Dengan demikian akan mengurangi biaya pembangkitan dan distribusi dalam periode jangka panjang.

38

b. Uuntuk menjamin status keuangan pihak penyedia listrik (utilitas) demi perluasan sistem operasi di masa yang akan datang. c. Agar memberikan tarif yang adil untuk semua kategori konsumen sehingga bisa mengurangi subsidi silang dari satu kategori ke kategori yang lainnya. d. Untuk mencapai suatu

mekanisme

penyesuaian tarif listrik yang

fleksibel serta disesuaikan dengan perubahan harga bahan bakar di pasar yang kompetitif. 2.4.2 Kriteria untuk Menentukan Struktur Tarif Listrik Dalam

menentukan

struktur

tarif

listrik,

kriteria

yang

perlu

dipertimbangkan diantaranya: a.

Biaya marginal Biaya marjinal yaitu merupakan biaya tambahan yang disesuaikan dengan peningkatan

pengoperasian

pembangkit dan sistem distribusi untuk

memenuhi permintaan yang terus meningkat. Perhitungan tarif listrik berdasarkan pada biaya

marjinal yang

mencerminkan biaya yang

sebenarnya dari pembangkit listrik, transmisi dan distribusi. Tarif berbasis biaya marjinal ini akan memberikan gambaran atau sinyal yang tepat, agar konsumen mengatur pemakaian energi listrik seefektif mungkin. Biaya marjinal di sektor listrik dapat dibagi menjadi beberapa tingkatan, diantara yaitu biaya marjinal pembangkitan, transmisi dan distribusi. Besarnya biaya marjinal yang mencerminkan biaya yang sebenarnya dari pembangkit listrik dan distribusi akan berbeda-beda. Oleh karena itu, dalam

39

penentuan tarif yang mencerminkan biaya marjinal yaitu terdiri dari biaya permintaan dan biaya energi. Biaya permintaan (demand charge) merupakan biaya yang diinvestasikan untuk membangun pembangkit, transmisi dan distribusi. Dengan demikian tetap mempertahankan ketersediaan kapasitas pembangkit apabila

permintaan meningkat.

Sedangakan biaya energi merupakan biaya bahan bakar yang digunakan pada pembangkit. b. Tarif berbasis biaya marjinal Tarif berbasis biaya marjinal yaitu perhitungan berdasarkan long run marginal cost (LRMC) atau biaya yang diasumsikan untuk penambahan kapasitas pembangkit agar dapat memenuhi meningkatnya permintaan. Biaya ini meliputi, biaya konstruksi pembangkit listrik, biaya transmisi, distribusi serta kerugian pada sistem transmisi dan distribusi berdasarkan tingkatan tegangan suplai. Sehingga struktur tarif berbasis biaya marjinal akan bervariasi sesuai dengan tingkatan tegangan suplai. Sedangkan biaya energi akan dihitung dari biaya pembangkitan ditambah dengan kegurian dalam sistem. 2.4.3 Desain tarif tiap kategori konsumen Desain tarif dapat dibedakan berdasarkan kategori pelanggan atau konsumen. Hal ini dimaksudkan untuk membedakan besarnya tarif yang dikenakan kepada pelanggan berdasarkan kategori yang ada. Selain itu juga untuk mengetahui pendapatan rata-rata yang akan diperoleh pihak penyelola kelistrikan berdasarkan kategori atau kelas pelanggan.

40

Dalam tesis penelitian ini, desain tarif akan dibedakan berdasarkan empat kategori konsumen yang diantaranya: a. Desain tarif untuk konsumen rumah tangga b. Desain tarif untuk kategori bisnis c. Desain tarif untuk kategori industri, dan d. Desain tarif untuk kategori umum 2.5 Penelitian Terdahulu (State of the art review) 2.5.1 Penentuan tarif listrik berdasarkan metode revenue requirement dan metode LRMC, oleh Lisa Ambasari - Universitas Indonesia (UI). Penentuan tarif listrik berdasarkan metode revenue requirement dan metode biaya marjinal jangka panajng. Dalam Penyusunan tarif listrik saat ini belum sepenuhnya berdasarkan pada prinsip-prinsip tarif yang ekonomis, dengan demikian tarif tidak cost reflective. Dalam hal ini, Pemerintah perlu menentukan harga listrik yang memenuhi aspek-aspek keekonomian agar Pelaku Usaha Listrik (PUL) dan konsumen dapat memperoleh keuntungan dan harga yang wajar. Selain itu juga menjamin kesinambungan penyediaan tenaga listrik, investasi pada sektor listrik, dan pertumbuhan perekonomian secara luas. Sehingga perlu untuk

menganalisis penentuan tarif pada tingkat

keekonomiannya berdasarkan metode Revenue Requirement (RR) dan metode Long Run Marginal Cost (LRMC). Hasil dari penelitiannya bahwa metode LRMC dan metode RR dapat digunakan untuk menentukan tarif yang cost reflective.

41

2.5.2

Electricity tariffs based on LRMC for central grid system of Oman, oleh: Arif S. Malik and Salem Al-Zubeidi, Oman, 2006). Mengingat tarif listrik di Oman masih disubsidi dan didasarkan pada

pendekatan akuntansi biaya dengan demikian tidak mencerminkan biaya sebenarnya

yang

dialokasikan

untuk

pembangkitan,

transmisi

dan

mendistribusikan energi listrik ke konsumen. Dalam penelitiannya menyajikan tentang perhitungan tarif listrik pada jaringan distribusi berdasarkan metode LRMC. Hasilnya menunjukan bahwa biaya marjinal pada pembangkit sebesar $75/KW untuk setahun dan biaya marjinal untuk KWh sebesar $0,207/KWh. Sedangan tarif rata-rata untuk konsumen sebesar $0,625/KWh. 2.5.3

Power generation Pricing Model Based on LRMC Methodology oleh Priyanka Roy & A. Chakrabarti, Universitas Shibpur India (International Journal of Electrical and Computer Engineering (IJECE) Dalam makalahnya mengusulkan long run marginal cost sebagai dasar

penentuan tarif untuk penggunaan energi listrik. Pengembangkan formulasi baru dalam penggunaan daya listrik yang berbasis pada metode LRMC pada berbagai pembangkit. Dari metode yang digunakan menunjukan bahwa biaya investasi pada masa yang akan datang tergantung pada pengoperasian dan perawatan akibat berbagai gangguan yang terjadi pada pembangkit itu sendiri. Hasil dari penelitiannya bahwa penentuan tarif dengan metode LRMC sangat tergantung pada kapasitas pembangkit dan tingkat permintaan, dengan demikian pemulihan biaya investasi pembangkit untuk masa yang akan datang dapat tercapai.

42

BAB III METODE PENELITIAN

3.1 Tempat dan Waktu Penelitian Penelitian ini telah dilakasanakan di perusahaan atau badan kelistrikan Negara di Timor Leste. Khususnya di bagian pemasaran dan keuangan, bagian produksi serta bagian transmisi dan distribusi. Dengan waktu penelitian dari April sampai dengan Juni 2013. 3.2 Metode Pengumpulan Data Metode pengumpulan data dalam penelitian ini dilakukan dengan cara sebagai berikut : a. Metode Observasi, dimana mengadakan pengumpulan data melalui pengamatan langsung serta bertanya langsung kepada pihak-pihak yang berwenang di Badan Kelistrikan di Timor Leste. b. Studi literature secara manual yaitu dengan mengumpulkan data-data dari berbagai buku-buku referensi dan jurnal yang relevan dengan topik penelitian. Studi literature secara online yaitu dengan mengumpulkan data dari berbagai sumber atau website melalui akses internet. 3.3 Jenis Data Jenis data berupa data sekunder yang berupa

data-data tabel yang

diperoleh dari institusi atau Badan Kelistrikan (EDTL) berdasarkan imfomasi dari lokasi penelitian. Yang diantaranya neraca penjualan energi listrik, data produksi

43

daya di pembangkit, data jumlah pelanggan berdasarkan kategori konsumen serta biaya operasi dan perawatan. 3.4 Tahapan Penelitian Penelitian tentang studi tarif listrik di Timor Leste dilaksanakan dengan tahapan-tahapan sebagai berikut: a. Mengumpulkan berbagai informasi mulai dari data pembangkit, transmisi dan distribusi. Produksi daya, dan energi, neraca penjualan energi serta biaya investasi maupun biaya operasi dan perawatan. Dari data yang telah diperoleh selanjutnya digunakan untuk menentukan pertumbuhan beban dan biaya pada masing-masing suplai tegangan. b. Menentukan pertumbuhan beban dan pertumbuhan biaya pada masing-masing suplai tegangan. 1. Menghitung pertumbuhan beban (incremental load) pada masing-masing suplai tegangan yaitu berdasarkan pada beban puncak yang terjadi pada tahun yang dijadikan sebagai tahun dasar dalam perhitungan. Sehingga, dapat ditentukan incremental load pada tiap-tiap suplai tegangan setelah dikalikan dengan persentase pertumbuhan beban setiap tahun selama kurun waktu yang telah ditetapkan dalam penelitian ini. a) menentukan

pertumbuhan

beban

pada

masing-masing

suplai

berdasarkan peak demand, persentase pertumbuhan beban dan faktor kerugian. b) menentukan

pertumbuhan

beban

rata-rata

yaitu

berdasarkan

pertumbuhan beban setiap tahun yang telah didiskontukan kemudian

44

dijumlahkan dan dibagikan dengan jumlah tahun dalam periode penelitian. 2. Penentuan incremental cost pada masing-masing suplai tegangan yaitu berdasarkan pada biaya investasi pada tahun yang dijadikan sebagai tahun dasar dalam perhitungan. Sehingga, dapat ditentukan incremental cost pada tiap-tiap suplai tegangan setelah dikalikan dengan persentase pertumbuhan biaya setiap tahun selama kurun waktu yang

telah ditetapkan dalam

penelitian ini. a) menentukan pertumbuhan biaya (incremental cost) pada masing-masing suplai tegangan berdasarkan alokasi biaya investasi pada tahun dasar perhitungan dan persentase pertumbuhan biaya. b) menentukan

pertumbuhan

biaya

rata-rata

yaitu

berdasarkan

pertumbuhan biaya setiap tahun yang telah didiskontukan kemudian dijumlahkan dan dibagi dengan jumlah tahun dalam periode penelitian. c. Melakukan perhitungan biaya marjinal (marginal cost). Dari data yang telah diperoleh selanjutnya digunakan untuk menentukan biaya marjinal pada pembangkit dan jaringan. Untuk menentukan biaya marjinal tersebut, maka digunakan metode long run marginal cost (LRMC). Tahapan perhitungan dengan metode LRMC diantaranya sebagai berikut: 1. Penentuan biaya marjinal dengan metode long run marginal capacity cost. Metode ini digunakan untuk menentukan biaya marjinal pembangkit (marginal generation capacity cost) dan biaya marjinal jaringan (marginal network capacity cost). Tahapannya seperti diperlihatkan pada gambar 3.1.

45

Gambar 3.1. Diagram perhitungan long run marginal capacity cost

a) Menghitung biaya marjinal pembangkit berdasarkan pada biaya investasi dan kapasitas pembangkit. Tahapan perhitungan sebagai berikut: 1) menentukan biaya kapital (capital cost) tiap-tiap kW dari kapasitas pembangkit, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.1. 2) menentukan biaya kapital

tahunan ($/kW/tahun) berdasarkan

capital cost, nilai suku bunga (discount rate) serta umur ekonomis (life time), diselesaikan dengan menggunakan Microsoft excel, atau dengan menggunakan persamaam 2.2.

46

3) menentukan biaya marjinal pembangkit berdasarkan biaya kapital tahunan, reserve margin, station loss dan fixed O&M pembangkit, dengan menggunakan persamaan 2.3 maupun 2.4. b) Penentuan biaya marjinal jaringan (marginal network capacity cost) yang meliputi biaya majinal untuk transmisi tegangan tinggi, distribusi tegangan menengah dan biaya marjinal distrbusi tegangan rendah. 1) Menentukan rata-rata pertumbuhan biaya (Average incremental cost)

berdasarkan pada rata-rata pertumbuhan beban dan biaya

pada tiap-tiap suplai tegangan yang telah didiskontukan, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.9. 2) Menentukan

biaya

marjinal

jaringan

berdasarkan

average

incremental cost pada masing-masing suplai tegangan, umur ekonomis dan suku bunga (incremental cost), dihitung dengan menggunakan persamaan 2.10. 3) Biaya marjinal jaringan yang telah diperoleh selanjutnya dikalikan dengan faktor pengali untuk mengakumulasi kerugian yang terjadi pada jaringan (T&D), alur perhitungannya seperti ditunjukan pada gambar 3.2.

47

Gambar 3.2. Diagram perhitungan biaya marginal jaringan dengan faktor pengali

2. Penentukan biaya marjinal energi (Long run marginal energy cost). Metode ini digunakan untuk menentukan biaya marjinal berdasarkan tipikal beban harian yang meliputi heat rate, specific fuel consumption (SFC) dan harga bahan bakar serta biaya variabel O&M dari pembangkit. Alur perhitungan seperti ditunjukan pada gambar 3.3, sedangkan tahapan perhitungan sebagai berikut: a) Menentukan SFC berdasarkan heat rate dan beban harian yang dibangkitkan oleh pembangkit. b) Menentukan biaya bahan bakar (fuel cost) berdasarkan SFC dan harga bahan bakar, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.12.

48

c) Menentukan biaya marjinal energi untuk waktu beban puncak dan luar waktu beban puncak, dihitung dengan menggunakan persamaan 2.13.

Gambar 3.3. Alur perhitungan biaya marjinal energi

d. Menentukan alokasi biaya marjinal untuk tiap-tiap kategori pelanggan. Langkah-langkahnya

yaitu bahwa biaya marjinal untuk pembangkit dan

jaringan serta biaya marjinal energi harus dikalikan dengan faktor kerugian sebagai faktor pengali pada masing-masing suplai tegangan. Hasilnya digunakan untuk menentukan besarnya biaya yang akan dikenakan kepada pelanggan. Penentuan hasil LRMC pada kategori pelanggan dengan memperhatikan karakteristik beban untuk tiap-tiap kategori pelanggan, seperti: 1. Pengalokasian energi untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan waktu beban puncak (WBP) dan waktu luar beban puncak (WLBP).

49

2. Class load factor (LF) untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan data beban rata-rata dan data beban puncak untuk tiap-tiap level suplai tegangan serta untuk tiap kategori pelanggan. 3. Coincidence factor (CF), yang merupakan penjumlahan beban puncak tiap kategori pelanggan pada waktu beban puncak terhadap sistem akibat meningkatnya permintaan beban. e. Menentukan struktur dan desain tarif yaitu untuk membedakan kategori pelanggan serta mentapkan tarif berdasarkan pada kategori pelanggan yang ada. 1. Struktur tarif yaitu berdasarkan pada kategori pelanggan. Sehingga dalam penelitian ini struktur tarif ditentukan berdasarkan kategori pelanggan yang meliputi: a) Rumah tangga terdiri dari tiga blok yaitu: 1) Blok pertama antara 0 – 50 kWh/bulan. 2) Blok kedua antara 51 – 150 kWh/bulan. 3) Blok ketiga antara 151 – 300 kWh/bulan. b) Kategori bisnis yang meliputi: 1) Bisnis berskala kecil dengan menggunakan suplai tegangan (TR). 2) Bisnis berskala menengah dengan menggunakan suplai tegangan menengah (TM). 3) Bisnis berskala besar atau industri dengan menggunakan suplai tegangan TM.

50

2. Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan yaitu berdasarkan pada hasil perhitungan menggunakan LRMC dan tarif eksisting. Besarnya tarif yang didesain bervariasi berdasarkan kategori pelanggan dan tingkat konsumsi energi. 3.5 Diagram Alur Penelitian Berdasarkan langkah-langkah yang telah disebutkan pada tahapan penelitian, maka diagram alur penelitian dapat digambarkan seperti gambar 3.1. Pada diagram alur penelitian, bahwa pengumpulan data

dilakukan

berdasarkan pada metode yang telah disebutkan pada sub bab 3.2. Data yang telah diperoleh meliputi sistem kelistrikan dalam hal ini sistem kelistrikan (pertumbuhan beban) dan biaya investasi serta biaya operasinal dan perawatan. Setelah dianalisa biaya investasi dan pertumbuhan beban, hasilnya digunakan untuk menentukan biaya LRMC pada pembangkit dan jaringan T&D. Biaya marjinal yang diperoleh dari pembangkit dan jaringan digunakan untuk mengalokasi biaya marjinal atau tarif ke tiap-tiap kategori pelanggan.

51

Mulai Penelitian

Pengumpulan Data

Manghitung: 1. Pertumbuhan beban 2. Pertumbuhan biaya Menghitung Nilai LRMC Pembangkit & Jaringan

Menentukan MenentukanBiaya alokasi marjinal biaya marjinal padapada kategori kategori Pelanggan Pelanggan

Menentukan Menentukan struktur Struktur dan Tarif desain tarif Tiaptiap Kategori kategori Pelanggan pelanggan

Selesai

Gambar 3.1. Diagram alur penelitian

52

BAB IV HASIL DAN PEMBAHASAN

4.1 Timor Leste dan Sektor Kelistrikannya 4.1.1 Kondisi Timor Leste Timor Leste adalah

Negara yang baru merdeka pada tahun 2002.

Sebelumya Timor Leste dijajah oleh bangsa Portugis kurang lebih 450 tahun lamanya. Dan memproklamasikan sebagai Negara merdeka pada tanggal 28 November 1975. Seminggu kemudian Indonesia mulai menduduki Timor Leste hingga September 1999, setelah diadakan jajak pendapat untuk kemerdekaan Timor Leste. Dari September 1999 sampai dengan Mei 2002 dibawah pemerintahan transisi perserikatan bangsa-bangsa (PBB) dan dinyatakan merdeka melalui pembaharuan kemerdekaan pada tanggal 20 Mei 2002. 4.1.2 Kondisi Geografis Secara geografis Timor Leste terletak diantara Negara Indonesia dan Australia. Negara ini berbatasan langsung

dengan daratan wilayah

Negara

Republik Indonesia yaitu propinsi Nusa tenggara Timur. Dan terletak diantara garis lintang 8o 17’ – 10o 30’ LS dan garis bujur 123o 30 – 127o 20’ BT. Luas keseluruhan Timor Leste adalah 15.870 km2, serta terdiri dari 13 kabupaten termasuk Dili sebagai ibukota Negara. 4.1.3 Penduduk Menurut sensus nasional tahun 2010 jumlah penduduk Timor Leste sebanyak 1,12 juta jiwa terdiri dari 185000 kepala keluarga (KK) yang tersebar di

53

13 kabupaten. Laju pertumbuhan penduduk pertahun rata-rata 2,4%. (Relatorio Sensus, 2010)

Gambar 4.1. Peta Timor Leste 4.1.4 Kondisi perekonomian Timor-Leste merupakan negara di dunia yang paling tergantung pada minyak. Hal ini mengingat pendapatan pemerintah diperoleh dari penjualan minyak dan gas. Sementara gross domestic product (GDP) dalam nilai tukar sebesar $USD 1,054,000,000 dengan laju pertumbuhan GDP rata-rata pertahun 10,6% pendapatan bruto perkapita rata-rata pertahun $371 dengan inflasi 8,8%. Sedangkan untuk pertumbuhan ekspor mencapai 18,5%,

sementara impor

mengalami peningkatan drastis hingga 87,3%. (Sumber: World Bank 2012)

54

4.1.5 Electricidade de Timor Leste (EDTL) EDTL merupakan institusi atau direktorat yang menangani sistem kelistrikan di Timor Leste. Satu-satunya badan yang dibentuk pemerintah untuk menangani sistem kelistrikan berdasarkan UU No. 13/2003 Tentang pembentukan Badan Ketenaga-Listrikan Nasional (Decreto-Lei n.o 13/2003 de 24 de Setembro Sobre Estabelece as Bases do Sistema Nacional de Electricidade de Timor Leste) Sumber: (Decreto-Lei No. 13/2003). Ketentuan dalam UU ini mengatur EDTL sebagai institusi kelistrikan untuk melakukan pekerjaan mulai dari pembangkitan, transmisi dan distribusi listrik. Menjamin pasokan energi listrik ke masyarakat maupun perkantoran dan perusahaan. Selain itu EDTL diberi wewenang untuk menetapkan harga atau tarif atas penjualan energi yang diproduksinya. Tarif yang ditetapkan untuk berbagai pelanggan harus transparan serta harus mencerimkan biaya penyediaan energi listrik. (Decreto-Lei No. 13/2003) Namun, status dari direktorat ini sampai tahun 2012, masih merupakan salah satu direktorat dari kementrian infrastruktur. Sehingga semua biaya operasional, gaji pegawai maupun biaya investasi untuk pengembangan kelistrikan di Timor Leste bersumber dari alokasi anggaran RAPBN setiap tahunnya, (Decreto-Lei Nº. 1/2011). 4.1.6 Sejarah singkat kelistrikan di Timor Leste Pada tahun 1976 sampai dengan 1999, Timor Leste merupakan bagian dari Wilayah Kesatuan Republik Indonesia berdasarkan UU No. 7 Tahun 1976 dan LN. 1976/35, TLN No. 3084: Tentang Penyesahan Penyatuan Timor Timur ke

55

dalan Negara Kesatuan RI dan pembentukan Propinsi Daerah TK I Timor Timur. (UU-RI No. 7 Tahun 1976). Semenjak menjadi propinsi yang ke 27 dari pemerintahan Indonesia, pembangunan di sektor kelistrikan merupakan perioritas utama pemerintah melalui perusahaan PLN. Untuk memasok energi listrik, setiap kabupaten dibangun PLTD tersendiri dengan kapasitas yang berbeda-beda. Pada tahun 1985 rasio elektrifikasi baru mencapai 3,9%. Pembangunan di sektor kelistrikan saat itu relatif cepat

sehingga sampai akhir tahun 1998 rasio elektrifikasi menjadi

20,1%. (Power Development for Timor Leste – ADB, 2004) Setelah pisah dari pemerintahan Indonesia pada tahun 1999, hampir semua aset mengalami kerusakan termasuk dokumentasinya. Sehingga pada periode 1999 – 2004, pemerintah berupaya keras untuk memulihkan krisis energi listrik akibat peristiwa 1999. Mengingat pada peristiwa itu, di beberapa kabupaten dan semua kecamatan serta desa-desa yang dulunya terhubung dengan jaringan kelistrikan mengalami pemutusan total. Sedangkan di semua ibu kota kabupaten termasuk Dili sebagai ibu kota Negara, pemerintah masih tetap memanfaatkan jaringan peninggalan PLN dan sebagian pembangkit yang masih berfungsi. Dari upaya tersebut maka rasio elektrifikasi di akhir tahun 2004 mencapai 20,7%. (Power Development for Timor Leste – ADB, 2004). Semenjak merdeka sampai dengan tahun 2010, sistem kelistrikan untuk setiap kabupaten bahkan kecamatan memiliki pembangkit (PLTD) dan jaringan distribusi tersendiri dan terbatas hanya pada daerah tersebut. Belum ada transmisi tegangan tinggi, setiap daerah hanya memiliki jaringan distribusi 20 KV.

56

Sedangkan kapasitas pembangkit bervariasi, dan yang terbesar hanya pembangkit PLTD Comoro dengan kapasitas 25 MW. Mengingat permintaan energi listrik semakin meningkat maka pada tahun 2009 pemerintah mulai membangun pembangkit yang terpusat berupa PLTD di dua lokasi dengan kapasitas masing-masing 120 MW dan 130 MW untuk mensuplai energi listrik ke seluruh pelanggan di Timor Leste. Sehingga kapasitas total yang direncanakan sebesar 250 MW dan tegangan transmisi 150 KV. 4.2 Pengembangan PLTD 250 MW dan Transmisi 150 kV Untuk memenuhi permintaan akan energi listrik, maka pada tahun 2009 pemerintah melalui kementrian infrastruktur mulai membangun dua pembangkit dengan total kapasitas terpasang 250 MW. Pembangunan dua pembangkit ini dimaksudkan untuk mensuplai energi listrik di seluruh wilayah Timor Leste secara terpusat. Mengingat selama ini sebagian daerah belum terjangkau suplai energi listrik. Selain itu sebagai pengganti untuk semua pembangkit yang selama ini digunakan di setiap kabupaten maupun daerah, mengingat usia pembangkitpembangkit tersebut yang sudah tua dan biaya operasi yang sangat tinggi. Dari dua pembangkit yang direncanakan, PLTD Hera mulai beroperasi pada akhir tahun 2011. Sedangakan untuk PLTD Betano, baru mulai di bangun pada awal 2012 dan diperkirakan akan selesai dan mulai beroperasi pada pertengahan 2013. Alokasi biaya untuk kedua pembangkit ini dilakukan secara bertahap. Besarnya biaya untuk tiap-tiap pembangkit seperti ditunjukan pada tabel 4.7.

57

4.2.1 Pembangkit (PLTD) a. PLTD Hera PLTD Hera dengan kapsitas 120 MW, terletak di sebelah timur kota Dili dengan jarak 20 km. Pembangunan PLTD ini dimulai tahun 2009 dan selesai November 2011. Biaya investasi untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US165,00 juta dolar, seperti ditunjukan pada tabel 4.1. Tabel 4.1. Tabel Biaya investasi pada PLTD Hera Rincian Biaya Investasi PLTD Hera (Juta dolar) Biaya konstruksi

150,00

Biaya konsultan

15,00

Total biaya kapital

165,00 $1.375,00

Biaya kapital per kW ($/kW)

Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti ditunjukan pada lampiran F. Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh dari pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas

pembangkit, atau

dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1375,00/kW. Sedangkan dengan menggunakan persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, maka diperoleh biaya marjinal

untuk

pembangkit

Hera

sebesar

$23,30/kW/bulan, seperti ditunjukan pada tabel 4.2.

58

$279,62/kW/tahun

atau

Tabel 4.2. Marginal generation capacity cost PLTD Hera ($/kW) Production Capacity Cost 120 165,00

Capacity of Generation (MW) Invested (US$ Million)

Marginal Unit Total Capital Cost ($/KW) Foregn ($/KW) Local ($/KW) Year Required Life Time (Years) Discount Rate (%) Annualized Capital Cost Reserve Margin (%) Annualized Capital Cost Plus RM (%) Annualized Capital Cost Plus RM (US$) Station Use (% of gross generation) Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$) Fixed O&M (% of capital cost) Annualized Fixed O&M Cost (US$) Standard convertion factor Marginal Cost ($/kW/year) Marginal Cost ($/kW/month)

PLTD $1.375,00 $0,00 $1.375,00 2013 30 13,00% $183,44 20% 120,00% $220,13 2,00% $224,62 4,00% $55,00 1 $279,62 $23,30

b. PLTD Betano PLTD Betano dengan kapsitas 130 MW, terletak di sebelah selatan kota Dili dengan jarak 150 Km. Pembangunan PLTD ini dimulai pada awal tahun 2012 dan sedang berlangsung sampai sekarang. Biaya investasi yang direncanakan untuk pembangunan PLTD ini sebesar $US195,00 juta dolar, seperti ditunjukan pada tabel 4.3. Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang

59

berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti ditunjukan pada lampiran F. Tabel 4.3. Biaya investasi pada PLTD Betano Rincian Biaya Investasi PLTD Betano (Juta dolar) Biaya konstruksi 175,00 Biaya konsultan 20,00 Total biaya kapital 195,00 Biaya kapital per kW ($/kW) $1.500,00 Tabel 4.4. Marginal generation capacity cost PLTD Betano ($/kW) Production capacity cost 130

Capacity of Generation (MW) Invested (US$ Million)

195,00

Marginal Unit Total Capital Cost ($/KW) Foreign ($/KW) Local ($/KW) Year Required Life Time (Years) Discount Rate (%) Annualized Capital Cost Reserve Margin (%) Annualized Capital Cost Plus RM (%)

PLTD

Annualized Capital Cost Plus RM (US$) Station Use (% of gross generation) Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$) Fixed O&M (% of capital cost) Annualized Fixed O&M Cost (US$) Standard convertion factor Marginal Cost ($/kW/year) Marginal Cost ($/kW/month)

$1.500,00 $0,00 $1.500,00 2013 30 13,00% $200,12 20% 120,00% $240,14 2,00% $245,04 4,00% $60,00 1,00 $305,04 $25,42

Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh dari pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas pembangkit, atau 60

dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1500,00/kW. Sedangkan dengan menggunakan persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, maka diperoleh biaya marjinal

untuk

pembangkit

Betano

sebesar

$305,04/kW/tahun

atau

$25,42/kW/bulan, seperti ditunjukan pada tabel 4.4. Dalam penelitian ini mengingat kedua pembangkit memiliki generator yang identik, maka dalam penentuan biaya marjinalnya diakumulasi secara keseluruhan, seperti diperlihatkan pada tabel 4.13. Sedangkan total kapasitas terpasang secara keseluruhan seperti pada tabel 4.5. Tabel 4.5. Kapasitas pembangkit Pembangkit PLTD Hera (MW) PLTD Betano (MW)

Tahun 2009 2010 2011 2012 2013 2014

120 120 120 120 Tahap membangun

130 130 Ber Operasi

4.2.2 Jaringan Transmisi dan Distribusi Jaringan transmisi 150 kV dibangun pada tahun 2009 dan selesai pada tahun 2011. Jaringan trasnmisi ini untuk mensuplai energi listrik ke semua kabupaten. Jarak total 800 km dengan sistem loop, dan sembilan Gardu induk di sembilan

ibukota kabupaten. Kecuali, untuk kabupaten Ermera, Aileu, dan

Ainaro yang tidak dilengkapi dengan GI. Kabupaten yang tidak dilengkapi dengan GI mendapatkan suplai dari kabupaten yang terdekat. Selain itu, perluasan jaringan distribusi terus dibangun untuk mensuplai daerah-daerah yang selama ini belum terjangkau listrik.

61

4.2.3 Biaya investasi Seluruh biaya investasi untuk pembangkit dan jaringan baik transmisi 150 kV maupun distribusi primer dan sekunder bersumber dari pemerintah melalui alokasi anggaran pemerintah atau Orçamento Geral do Estado (OGE) setiap tahunnya. Anggaran untuk pembangunan sektor kelistrikan dialokasikan secara bertahap mulai dari tahun 2009 sampai dengan 2013. Besarnya anggaran yang dialokasi

untuk setiap tahun tidak sama jumlahnya, hal ini tergantung dari

kapasitas pekerjaan yang direncanakan setiap tahun. Tabel 4.6. Jumlah biaya investasi yang dialokasikan melalui OGE 2009 – 2013

Tahun 2009 2010 2011 2012 2013

PLTD Hera 45,00 67,00 53,00

165,00 Jumlah

Biaya Investasi (Juta dolar $USD) Pembangkit Jaringan Transmisi & Distribusi PLTD Transmisi Distribusi Distribusi Jumlah Betano TT TM TR 45,00 125,00 32,45 18,25 67,00 130,00 25,45 21,00 55,00 108,00 60,00 28,00 22,00 94,00 94,00 29,10 23,75 46,00 46,00 195,00 360,00 315,00 115,00 85,00 360,00 515,00

875,00 Biaya investasi untuk pembangkit dan transmisi 150 kV serta gardu induk (GI) dialokasi secara bertahap dan berakhir pada tahun 2013. Dan selanjutnya alokasi anggaran untuk pembangkit dan jaringan transmisi dan gardu induk

hanya berupa biaya operasional dan perawatan (O&M). Hal ini

dikarenakan sistem transmisi sudah selesai dibangun untuk melayani seluruh wilayah Timor Leste. Demikian juga halnya dengan pembangkit yang sudah selesai dibangun dengan ketersediaan daya cukup untuk melalyani seluruh 62

wilayah Timor Leste. Sementara itu untuk perluasan sistem distribusi baik TM maupun TR akan terus berlanjut. Mengingat sebagian daerah belum dijangkau oleh jaringan distribusi. Adapun rincian anggaran yang dialokasikan seperti diperlihatkan pada tabel 4.6. Jumlah tersebut sudah termasuk untuk pembelian atau impor seluruh peralatan yang dibutuhkan, pembayaran tenaga kerja serta konsultan dan lain-lain. 4.2.4 Asumsi data-data umum Tabel 4.7. Data umum dan hasil wawancara No. 1. 2. 3. 4.

5. 6. 7. 8. 9.

10.

11.

Asumsi data umum Data referensi Tahun dasar perhitungan Jumlah tahun dalam studi Periode perhitungan Umur ekonomis (lifetime) a. Pembangkit b. Transmisi TT c. Distribusi TM d. Distribusi TR Mata uang Discount rate Planning reserve margin Station use Biaya O&M Tetap a. Pembangkit b. Transmisi TT c. Distribusi TM d. Distribusi TR e. VOM Fuel cost Faktor rugi jaringan a. Rugi transmisi b. Rugi distribusi TM c. Rugi distribusi TR

Keterangan Data 2012 2013 15 2013 - 2028 30 tahun 30 tahun 25 tahun 20 tahun $USD 13% 20% 2% 4% 3,5% 4% 5% 2,5% 2% 4% 6%

Dalam penelitian ini data yang digunakan sebagai referensi yaitu data sampai dengan tahun 2012, sedangkan tahun dasar dalam perhitungan penelitian

63

yaitu 2013 dengan periode selama 15 tahun dari 2013 sampai dengan 2028. Usia ekonomis untuk pembangkit dan jaringan serta biaya O&M tetap diperoleh dari data EDTL. Sementara untuk faktor rugi jaringan diperoleh dari hasil wawancara dengan pihak EDTL dengan mengacu pada rugi jaringan PLN (Persero) berdasarkan data (Indonesian energy outlook 2010 dan RUPTL 2010) serta badan standar kelistrikan EIC 2007, seperti terlihat pada tabel 4.7. Hasil wawancara dengan pihak EDTL terdapat pada lampiran F. 4.2.5 Pertumbuhan Beban Puncak Dari data pertumbuhan beban puncak yang dicatat oleh pihak EDTL bahwa dari tahun 2007 sampai tahun 2011 peingkatan atau pertumbuhannya hanya mencapai 3%. Hal ini disebabkan oleh terbatasnya kemampuan suplai dari pembangkit, sehingga beban maksimum yang bisa dilayani adalah hanya 25 MW dari pembangkit PLTD Comoro. Pada sisi lain, dari data pendapatan perkapita yang diperoleh dari (World Bank, 2010) terlihat bahwa perumbuhan Gross Domestic Product (GDP) yang sebelum 2007 hanya -5,9% meningkat secara signifikan menjadi 9,1% akibat dari perubahan kondisi politik Timor Leste. Pertumbuhan GDP yang sangat tinggi ini tidak diimbangi dengan pertumbuhan beban puncak karena terbatasnya daya mampu pembangkit. Jika dibandingkan pertumbuhan GDP dari 2002-2006 ratarata 1,4% dengan pertumbuhan beban puncak pada periode yang sama adalah 3%, sedangkan pertumbuhan GDP dari 2007-2011 rata-rata adalah 11,32% sedangkan beban puncak untuk periode yang sama tidak berubah akibat sudah mencapai batas maksimum daya pembangkit. Sehingga, setelah adanya pengoperasian

64

pembangkit yang baru, maka

untuk proyeksi pertumbuhan

beban puncak

diasumsikan sebesar 6%. (Tesis Segismundo, 2012). Tabel 4.8. Perkiraan beban puncak pada suplai tegangan

Proyeksi Tingkat Permintaan Beban Asumsi Kenaikan 7,5% per tahun No.

Tahun

Pertumbuan (MW)

Cummulative MW

TT- MW

TM MW

TR - MW

7,5%

2%

4%

6%

62,00

60,76

58,33

43,16

1

2013

2

2014

4,65

66,65

65,32

62,70

46,40

3

2015

5,00

71,65

70,22

67,41

49,88

4

2016

5,37

77,02

75,48

72,46

53,62

5

2017

5,78

82,80

81,14

77,90

57,64

6

2018

6,21

89,01

87,23

83,74

61,97

7

2019

6,68

95,68

93,77

90,02

66,61

8

2020

7,18

102,86

100,80

96,77

71,61

9

2021

7,71

110,58

108,36

104,03

76,98

10

2022

8,29

118,87

116,49

111,83

82,76

11

2023

8,92

127,78

125,23

120,22

88,96

12

2024

9,58

137,37

134,62

129,24

95,63

13

2025

10,30

147,67

144,72

138,93

102,81

14

2026

11,08

158,75

155,57

149,35

110,52

15

2027

11,91

170,65

167,24

160,55

118,81

16

2028

12,80

183,45

179,78

172,59

127,72

1766,73

1696,06

1255,09

Jumlah Rata-rata

121,45 8,10

1802,79 112,67

110,42

106,00

147,66

Dan jika daerah-daerah pedesaan teraliri listrik semua serta meningkatnya industri dimasa akan datang maka, diasumsikan akan mencapai 7,5%

setiap

tahun. Sehingga dalam penelitian ini, untuk perhitungan pertumbuhan beban digunakan 7,5%, dari beban puncak tertinggi yang terjadi pada bulan Desember 2012 yang mencapai 62 MW. Sedangkan untuk menentukan pertumbuhan beban

65

(incremental load) pada masing-masing suplai tegangan dihitung dengan asumsi bahwa beban akan mengalami susut energi akibat kerugian teknis pada masingmasing suplai. Besarnya kerugian teknis pada suplai TT sebesar 2%, jaringan TM 4% dan TR sebesar 6%. Sehingga pengiriman beban (delivery load) sampai konsumen TR akan mengalami penurunan akibat kerugian pada jaringan transmisi dan distribusi serta pemakaian beban pada suplai TM. Dengan menggunakan persamaan 2.5. maka diperoleh pertumbuhan beban

pada tiap-tiap suplai

tegangan antara tahun 2013 sampai dengan 2027 seperti pada tabel 4.8. Sedangkan pertumbuhan beban dalam bentuk

grafik seperti ditunjukan pada

gambar 4.2. Pertumbuhan beban (MW) 200,00 180,00 160,00 140,00 MW

120,00 100,00

Demand TT

80,00

Demand TM

60,00

Demand TR

40,00 20,00 2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

0,00

Gambar 4.2. Grafik perkiraan pertumbuhan beban berdasarkan suplai tegangan

4.2.6 Perkiraan biaya investasi pada T&D Perkiraan pertumbuhan biaya investasi untuk transmisi dan distribusi pada periode 2013 sampai dengan periode 2028, berdasarkan pada alokasi biaya pada 66

tahun 2012. Perkiraan ini berdasarkan data EDTL tahun 2012 yang

meliputi

pertumbuhan biaya pada jaringan TT setiap tahun 2%, distribusi TM 3% dan distribusi TR sebesar 5%. (EDTL, 2012) Alokasi biaya investasi untuk jaringan TT hanya berupa O&M, mengingat jaringan transmisi TT sudah selesai dibangun untuk menghubungkan seluruh wilayah Timor Leste. Sedangkan alokasi biaya investasi untuk jaringan distribusi akan terus bertambah, mengingat sebagian daerah sampai saat ini belum teraliri kelistrikan. Dengan menggunakan persamaan 2.7, maka diperoleh pertumbuhan biaya seperti pada tabel 4.9. Tabel 4.9. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi (Juta dolar) 2013 – 2028 Asumsi biaya meningkat setiap tahun TT 2%, TM 3% dan TR 5% TT

TM

TR

Juta dolar

Juta dolar

Juta dolar

2013

2,50

30,00

25,00

2

2014

2,55

30,90

26,25

3

2015

2,60

31,83

27,56

4

2016

2,65

32,78

28,94

5

2017

2,71

33,77

30,39

6

2018

2,76

34,78

31,91

7

2019

2,82

35,82

33,50

8

2020

2,87

36,90

35,18

9

2021

2,93

38,00

36,94

10

2022

2,99

39,14

38,78

11

2023

3,05

40,32

40,72

12

2024

3,11

41,53

42,76

13

2025

3,17

42,77

44,90

14

2026

3,23

44,06

47,14

15

2027

3,30

45,38

49,50

16

2028

3,36

46,74

51,97

No

Tahun

1

67

Guna penentuan LRAIC, maka biaya investasi awal yang sudah digunakan untuk pembangunan jaringan transmisi dan distribusi diperhitungkan, namun tidak didiskontukan sebagai pertumbuhan biaya di tahun-tahun yang akan datang. Hanya biaya investasi yang diperkirakan dalam periode penelitian ini yang akan didiskontukan, seperti ditunjukan pada tabel 4.14 sampai 4.16. Perkiraan Biaya Investasi pada Jaringan T&D 60,0 50,0

40,0 30,0 20,0

10,0 0,0 2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

TT

2020

2021

TM

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

TR

Gambar 4.3. Grafik perkiraan pertumbuhan biaya investasi pada T&D (Juta $US) untuk periode 2013 -2028 4.2.7 Kurva beban Kebutuhan beban akan berubah sesuai dengan pemakaian atau energi yang dikonsumsi. Kebutuhan yang diplot untuk periode waktu tertentu dengan interval tertentu biasa disebut kurva beban. Interval waktu biasanya 30 menit atau 1 jam. Gambar dibawah merupakan kurva beban beberapa feeder yang digunakan untuk menganalisa beban dan digunakan untuk mewakili beberapa kategori konsumen yang ada.

68

Kurva Beban 300

250

Demand

200

Feeder-1

150

Feeder 3 100

Feeder-4 Feeder-6

50

0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Jam

Gambar 4.4. Grafik kurva beban

4.2.8 Faktor beban (Load factor) Load factor (LF) dihitung dari kebutuhan beban rata-rata dan beban maksimum untuk tiap-tiap suplai tegangan serta

kategori konsumen. Dalam

penelitian ini LF yang digunakan yaitu dihitung berdasarkan kategori konsumen. Dengan menggunakan beberapa feeder untuk mewakili kategori konnsumen yang ada. Dari data beban yang ada di peroleh LF sebagai berikut: kategori rumah tangga, 54%, bisnis dan perkantoran dengan suplai TR 66%, bisnis dengan suplai TM 73% dan industri 82%.

4.2.9 Coincidence Factor Coincidence factor ditentukan berdasarkan beban (demand) pada masingmasing kelompok atau kategori konsumen pada saat sistem mengalami beban

69

puncak (utility system peak) terhadap beban maksimum pada masing-masing kategori konsumen pada waktu atau hari yang sama. Dalam studi ini hanya menganalisa secara group atau per kategori pelanggan dan mengabaikan pemakaian individu atau kelompok dalam tiap-tiap kategori pelanggan. Sehingga besarnya nilai CF untuk semua kategori pelanggan bervariasi antara 92% sampai 99%, seperti pada tabel 4.10. Tabel 4.10. Penentuan LF dan CF Keterangan

Feeder-1

Feeder-3

Feeder-4

Feeder-6

System coincident peak

123

210

97

237

Beban rata-rata Class coincident peak atau beban maksimu

67

152

80

171

125

217

98

256

Load Factor

0,54

0,70

0,82

0,67

Diversity factor

1,02

1,03

1,01

1,08

Coincidence factor

0,98

0,97

0,99

0,92

4.2.10 Faktor kerugian Dalam proyeksi beban pada tiap-tiap tingkatan tegangan tidak terlepas dari faktor kerugian yang ada. Dalam penelitian ini rugi teknis untuk jaringan penulis menggunakan data atau ketentuan yang diperoleh dari pihak EDTL, selain itu penulis juga mennggunakan ketentuan rugi teknis dari negara lain seperti Indonesia dan bandan standar kelistrikan EIC, sebagai pembanding terhadap data yang diperoleh dari EDTL. Data yang diperleh dari EDTL untuk rugi transmisi 1,5% - 2%, dan distribusi TM 3,5% - 4%. Sedangkan kerugian jaringan PLN (Persero) berdasarkan (Indonesian energy outlook, 2010) dan (RUPTL, 2010) berkisar

70

10,55% - 12%, sementara berdasarkan standar EIC 2007 bahwa rugi transmisi 2,5%, kerugian dari pembangkit sampai gardu induk penurun tegangan berkisar 3% - 5%. Sementara rugi distribusi dari gardu induk penurun tegangan sampai ke pelanggan berkisar antara 8% - 15% (EIC, 2007). Berdasarkan data yang diperoleh dari pihak EDTL dan acuan dari PLN (Persero) serta badan standar EIC dan dengan memperhatikan jarak jaringan distribusi di Timor Leste yang paling jauh antara 50 km – 75 km, maka besarnya rugi teknis untuk jaringan distribusi TR diasumsikan sebesar 5% - 6%. Sehingga faktor kerugian yang digunakan dalam penelitian ini seperti pada tabel 4.11. Persentasi dari kerugian pada jaringan transmisi dan distribusi digunakan sebagai komulatif faktor pengali dalam penentuan biaya marjinal pada jaringan berdasarkan tingkatan tegangan (TT, TM dan TR). Tabel 4.11. Asumsi kerugian teknis pada jaringan Asumsi kerugian teknis berdasarkan pada tingkatan tegangan TT

TM

TR

WBP

LWBP

WBP

LWBP

WBP

LWBP

2%

1,5%

4%

3,50%

6%

5%

(EDTL Timor Leste 2012, IEO 2010, RUPTL 2010 dan EIC 2007)

Kerugian non-teknis merupakan kerugian yang disebabkan adanya konsumsi atau sambungan liar, penyalahgunaan kWh meter,

kesalahan pada

perhitungan atau membaca kWh meter dan lain-lain. Dengan demikian kerugian non-teknis tidak digunakan sebagai faktor pengali dalam perhitungan biaya marjinal pada jaringan.

71

4.3 Perhitungan dengan metode LRMC Metode long run marginal cost yaitu didefinisikan sebagai penambahan biaya akibat penambahan demand atau suplai yang disbabkan meningkatnya permintaan atau pertumbuhan beban baik pada pembangkit maupun pada jaringan transmisi dan distribusi. 4.3.1 Penentuan biaya marjinal pembangkit (generation capacity cost) Metode untuk menghitung biaya marjinal kapasitas pembangkit yaitu berdasarkan atas permintaan penambahan beban. Metode ini didasari atas bekerja pembangkit saat menambah beban ke sistem akibat meningkatnya permintaan, dengan demikian akan menambah biaya tambahan sesuai dengan penambahan kapasitas. Biaya marjinal kapasitas pembangkit adalah biaya tahunan dari unit pembangkit dengan akumulasi kerugian serta batas persediaan (reserve margin) sebesar 20% dan nilai suku bunga (discount rate) 13% yang diperbolehkan. Tabel 4.12. Rincian biaya investasi PLTD Hera dan PLTD Betano Rincian Biaya Investasi PLTD Hera & Betano (Juta dolar) Biaya konstruksi 325,00 Biaya konsultan 35,00 Total biaya kapital 360,00 Biaya kapital per kW ($/kW) $1.440,00 Beberapa data pendukung yang digunakan untuk menentukan biaya marjinal pembangkit diperoleh melalui hasil wawancara dengan pihak-pihak yang berwenang di EDTL. Data-data yang diperoleh melalui hasil wawancara seperti ditunjukan pada lampiran F.

72

Dengan demikian, biaya kapital (capital cost) untuk tiap kW diperoleh dari pembagian antara total biaya investasi dengan kapasitas

pembangkit, atau

dengan menggunakan persamaan 2.1, maka diperoleh $1440,00/kW. Sedangkan untuk memperoleh biaya marjinal untuk pembangkit,

dengan menggunakan

persamaan 2.2 dan persamaan 2.3, sehingga diperoleh biaya marjinal untuk pembangkit Hera dan Betano sebesar $292,84/kW/tahun atau $24,40/kW/bulan, seperti ditunjukan pada tabel 4.13. Tabel 4.13. Marginal generation capacity cost PLTD Hera dan Betano ($/kW) Production capacity cost Capacity of Generation (MW)

250

Invested (US$ Million)

360,00

Marginal Unit

PLTD

Total Capital Cost ($/KW)

$1.440,00 $0,00

Foregn ($/KW) Local ($/KW)

$1.440,00 2013

Year Required Life Time (Years)

30

Discount Rate (%)

13,00%

Annualized Capital Cost

$192,11

Reserve Margin (%)

20%

Annualized Capital Cost Plus RM (%)

120,0%

Annualized Capital Cost Plus RM (US$)

$230,53

Station Use (% of gross generation)

2,00%

Annualized Capital Cost Plus Station Use (US$)

$235,24

Fixed O&M (% of capital cost)

4%

Annualized Fixed O&M Cost (US$)

$57,60

Standard convertion factor

1,00

Marginal Cost ($/KW/year)

$292,84

Marginal Cost ($/KW/month)

$24,40

73

4.3.2 Menentukan biaya marjinal jaringan Biaya marjinal untuk transmisi dan distribusi merupakan penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC). Dengan demikian LRAIC merupakan nilai dari seluruh investasi untuk jaringan transmisi dan distribusi disesuaikan dengan periode masa pakai (umur ekonomis) yang direncanakan dibagi dengan nilai sekarang, sesuai dengan meningkatnya permintaan beban tahunan (NPV investasi dibagi dengan NPV beban tahunan). Dengan menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh total LRAIC untuk jaringan transmisi dan distribusi. a. Menentukan Biaya marjinal TT Biaya marjinal kapasitas transmisi tegangan tinggi yaitu merupakan LRMC pada pembangkit dan transmisi serta kerugian yang dibebankan kepada konsumen. Biaya investasi yang sudah berjalan maupun yang direncanakan pada transmisi tegangan tinggi (TT) meliputi pembangunan jaringan transmisi dan gardu induk. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi kemudian didiskontukan, sehingga rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang sudah didiskontukan digunakan untuk menentukan biaya marjinal transmisi. Biaya investasi yang didiskontukan diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.8, seperti terdapat pada tabel 4.14. Hal serupa dengan pertumbuhan

beban pada jaringan transmisi

yang

merupakan penjumlahan dari pertumbuhan beban pada jaringan transmisi pada periode atau tahun diadakan penelitian sampai akhir tahun yang ditentukan yaitu dari tahun 2013 sampai dengan 2028. Petumbuhan beban yang didiskontukan

74

diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.6, seperti pada tabel 4.14. Dengan demikian LRAIC atau AIC untuk transmisi merupakan hasil pembagian antara rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang telah didiskontukan dengan rata-rata pertumbuhan beban pada transmisi yang telah didiskontukan. Tabel 4.14. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan tinggi Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Tinggi Asumsi setiap tahun biaya meningkat 2% Komulatif Beban puncak Komulatif Biaya investasi No.

Tahun

Jumlah (MW)

Didiskontokan (MW)

Biaya investasi (Juta $USD)

Didiskontokan (Juta $USD)

2012

0

0

315

315,00

1 2013 60,76 53,77 2,50 2,21 2 2014 65,32 51,15 2,55 2,00 3 2015 70,22 48,66 2,60 1,80 4 2016 75,48 46,29 2,65 1,63 5 2017 81,14 44,04 2,71 1,47 6 2018 87,23 41,90 2,76 1,33 7 2019 93,77 39,86 2,82 1,20 8 2020 100,80 37,92 2,87 1,08 9 2021 108,36 36,07 2,93 0,98 10 2022 116,49 34,32 2,99 0,88 11 2023 125,23 32,65 3,05 0,79 12 2024 134,62 31,06 3,11 0,72 13 2025 144,72 29,55 3,17 0,65 14 2026 155,57 28,11 3,23 0,58 15 2027 167,24 26,74 3,30 0,53 16 2028 179,78 25,44 3,36 0,48 Jumlah 1766,73 607,52 361,60 333,31 Rata-rata 110,42 37,97 21,27 19,61 Average incremental capacity cost /kW $516,37

Untuk perkiraan biaya operasi dan perawatan (O&M) dengan data asumsi yang berdasarkan pada hasil wawancara pada lampiran F, bahwa 3,5% dari jumlah

75

biaya investasi tahunan pada transmisi tegangan tinggi, sehingga biaya O&M pada jaringan TT sebesar $38,50/kW/tahun. Dengan menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh

AIC untuk

transmisi sebesar $516,37/kW. b. Menentukan biaya marjinal TM (MV capacity cost) Biaya marjinal kapasitas untuk tegangan menengah merupakan LRMC dari pembangkit, transmisi tegangan tinggi dan distribusi tegangan menengh serta kerugian pada transmisi tegangan tinggi dan menengah. Biaya ini dibebankan ke konsumen berdasarkan perhitungan LRMC untuk distribusi tegangan menengah. Tabel 4.15. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan menegah Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Menengah Asumsi setiap tahun biaya meningkat 3% Komulatif Beban puncak No.

Tahun

1

2012

Jumlah (MW) 0

Didiskontokan (MW) 0

2 3

Komulatif Biaya investasi Biaya investasi (Juta $USD) 115

Didiskontokan (Juta $USD) 115,00

2013 58,33 51,62 30,00 26,55 2014 62,70 49,11 30,90 24,20 4 2015 67,41 46,72 31,83 22,06 5 2016 72,46 44,44 32,78 20,11 6 2017 77,90 42,28 33,77 18,33 7 2018 83,74 40,22 34,78 16,70 8 2019 90,02 38,26 35,82 15,23 9 2020 96,77 36,40 36,90 13,88 10 2021 104,03 34,63 38,00 12,65 11 2022 111,83 32,94 39,14 11,53 12 2023 120,22 31,34 40,32 10,51 13 2024 129,24 29,82 41,53 9,58 14 2025 138,93 28,36 42,77 8,73 15 2026 149,35 26,98 44,06 7,96 16 2027 160,55 25,67 45,38 7,26 17 2028 172,59 24,42 46,74 6,61 Jumlah 1696,06 583,22 719,71 346,88 Rata-rata 106,00 36,45 42,34 20,40 Average incremental capacity cost /kW $559,78

76

Penambahan biaya rata-rata jangka panjang (LRAIC) pada jaringan distribusi TM merupakan penjumlahan biaya investasi tahun sebelumnya dan keseluruhan biaya yang diproyeksi pada periode 2013 – 2028. Sehingga, LRAIC pada distribusi TM

adalah pembagian antara total biaya investasi pada jaringan

distribusi TM dengan pertumbuhan beban pada sidtribusi TM yang telah didiskontukan. Dengan menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh LRAIC untuk kapasitas jaringan distribusi TM sebesar $559,78/kW, seperti terdapat pada tabel 4.15.

Gambar 4.5. Pengembangan jaringan TM & TR (EDTL, 2012) c. Menentukan biaya marjinal TR (LV capacity cost) Biaya marjinal kapasitas untuk tegangan rendah yaitu terdiri dari perhitungan LRMC pada pembangkit, transmisi tegangan tinggi, distribusi tegangan menengah dan tergangan rendah. Ditambah dengan kerugian pada 77

transmisi tegangan tinggi, distribusi tegangan menengah dan distribusi tegangan rendah. Semua biaya dibebankan kepada konsumen berdasarkan atas perhitungan LRMC pada distribusi tegangan rendah. Perkiraan pertumbuhan biaya investasi pada distribusi TR kemudian didiskontukan, sehingga rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang sudah didiskontukan digunakan untuk menentukan biaya marjinal distribusi TR. Biaya investasi yang didiskontukan diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.8, seperti terdapat pada tabel 4.16. Tabel 4.16. Proyeksi LRAIC pada suplai tegangan TR Proyeksi LRAIC pada Suplai Tegangan Rendah Asumsi setiap tahun biaya meningkat rata-rata 5% Komulatif Beban puncak No.

Tahun

2012

Komulatif Biaya investasi

Jumlah

Didiskontokan

Biaya investasi

Didiskontokan

(MW)

(MW)

(Juta $USD)

(Juta USD)

0

0

85

85,00

1 2013 43,16 38,20 25,00 22,12 2 2014 46,40 36,34 26,25 20,56 3 2015 49,88 34,57 27,56 19,10 4 2016 53,62 32,89 28,94 17,75 5 2017 57,64 31,29 30,39 16,49 6 2018 61,97 29,76 31,91 15,33 7 2019 66,61 28,32 33,50 14,24 8 2020 71,61 26,94 35,18 13,23 9 2021 76,98 25,63 36,94 12,30 10 2022 82,76 24,38 38,78 11,43 11 2023 88,96 23,19 40,72 10,62 12 2024 95,63 22,06 42,76 9,86 13 2025 102,81 20,99 44,90 9,17 14 2026 110,52 19,97 47,14 8,52 15 2027 118,81 19,00 49,50 7,91 16 2028 127,72 18,07 51,97 7,35 Jumlah 1255,09 431,58 676,44 300,98 Rata-rata 78,44 26,97 39,79 17,70 Average incremental capacity cost /kW $656,36

78

Hal serupa dengan pertumbuhan

beban pada distribusi TR

yang

merupakan penjumlahan dari pertumbuhan beban pada distribusi TR

pada

periode atau tahun diadakan penelitian sampai akhir tahun yang ditentukan yaitu dari tahun 2013 sampai dengan 2028. Petumbuhan beban yang didiskontukan diperoleh dengan menggunakan persamaan 2.6, seperti pada tabel 4.16. Dengan demikian LRAIC atau AIC untuk distribusi TR merupakan hasil pembagian antara rata-rata pertumbuhan biaya investasi yang telah didiskontukan dengan rata-rata pertumbuhan beban pada distribusi TR

yang telah didiskontukan. Dengan

menggunakan persamaan 2.9, maka dapat diperoleh AIC untuk distribusi TR sebesar $656,36/kW.

Tabel 4.17. Ringkasan AIC berdasarkan suplai tegangan Tegangan Suplai AIC ($/kW)

TT 516,37

TM 559,78

TR 656,36

Jumlah $1.732,51

Dengan memperoleh nilai AIC pada tiap-tiap suplai tegangan, maka selanjutnya dapat dihitung AIC tahunan. Dengan mengacu pada asumsi data umum bahwa suku bunga 13% dan umur ekonomis untuk jaringan TT 30 tahun sedangkan jaringan distribusi 25 dan 20 tahun. Selain itu biaya O&M tetap dari nilai aset pada jaringan TT sebesar 3,5%, TM 4% dan TR 4,5% pada lampiran F, maka dengan menggunakan persamaan 2.10, dapat diperoleh biaya marjinal untuk tiap-tiap suplai tegangan seperti diperlihatkan pada tabel 4.18. Yang meliputi biaya marjinal untuk transmisi tegangan tinggi $7,25/kW/bulan, dan distribusi tegangan menengah sebesar $8,23/kW/bulan serta untuk distribusi tegangan rendah $10,25/kW/bulan.

79

Tabel 4.18. Biaya marjinal berdasarkan suplai tegangan (Marginal network capacity cost by delivery voltage) TT $68,89 $18,07 $86,96 $7,25

Capital cost pertahun ($/kW/Thn) O&M Cost pertahun ($/kW/Thn) Total Capaital cost pertahun ($/kW/Thn) Total Capaital cost perbulan ($/kW/bln)

TM $76,37 $22,39 $98,76 $8,23

TR $93,44 $29,54 $122,97 $10,25

Sedangkan untuk mengakumulasi kerugian yang terjadi pada masingmasing suplai

tegangan maka biaya marginal T&D dikalikan dengan faktor

pengali (multiplier factor). Sehingga akan terjadi peningkatan biaya marjinal pada sistem jaringan sebagai akumulasi terhadap kerugian yang terjadi pada jaringan tersebut. Seperti diperlihatkan pada tabel 4.19. Tabel 4.19. Summary network capacity cost by voltage level perbulan Keterangan Busbar TT TM TR

TT $7,25 $7,54 $7,99

TM

$8,23 $8,72

TR

Total

$10,25

0 $7,25 $15,77 $26,96

Faktor rugi jaringan 0% 2% 4% 6%

Meningkatnya biaya marjinal setelah menggunakan faktor pengali untuk menutupi kerugian pada jaringan terjadi pada distribusi tegangan menengah menjadi $15,77/kW/bulan dan tegangan rendah sebesar $26,96/kW/bulan.

4.3.3 Menentukan biaya marjinal energi Marginal energy cost adalah biaya untuk memasok

energi (kWh)

tambahan. Faktor penentu dari long run marginal energy cost yaitu terdiri dari biaya pengoperasian pembangkit seperti biaya bahan bakar dan biaya variabel pengoperasian dan perawatan (cost of O&M) dari pembangkit tersebut serta

80

kerugian energi. Sehingga biaya atau long run marginal energy cost adalah biaya yang digunakan untuk pengoperasian pembangkit dalam rangka memenuhi permintaan energi tambahan akibat beban puncak. Berdasarkan perolehan data melalui wawancara dengan pihak EDTL yang dirangkum pada lampiran F, bahwa nilai heat rate pembangkit mencapai 9060 KJ/kWh dengan SFC untuk beban puncak 0,2505 liter/kWh dan luar waktu beban puncak 0,2355 liter/kWh. Dari data-data tersebut, dengan menggunakan persamaan 2.12 dan 2.13, maka diperoleh besarnya beban biaya untuk energi pada waktu beban puncak sebesar $0,262/kWh dan untuk luar waktu beban puncak sebesar $0,246/kWh. Seperti tertera pada tabel 4.20. Tabel 4.20. LRMC untuk energi Biaya Energi Marginal Unit Fuel Specific Fuel Consumption (liter/kWh) Financial Cost of Fuel ($/liter) Variable O&M (% of Fuel Cost) Station Use (% of Gross Generation) Fuel Cost (US$/kWh) Variable O&M (US$/kWh) Sub Total Station Use (US$/kWh) Marginal Energy Cost (US$/kWh) % Generation Operates Total Marginal Energy Cost (US$/kWh)

81

WBP PLTD HSD 0,2505 $1,00 2,50% 2,00%

LWBP PLTD HSD 0,2355 $1,00 2,50% 2,00%

$0,251 $0,006 $0,257 $0,005 $0,262 100,00% $0,262

$0,236 $0,006 $0,241 $0,005 $0,246 100,00% $0,246

Sama hal seperti pada LRMC untuk biaya kapasitas, maka pada LRMC untik biaya energi juga menggunakan faktor pengali untuk mengakumulasi kerugian yang terjadi dari busbar sampai kepada distribusi TR, seperti ditunjukan pada tabel 4.21. Tabel 4.21. Marginal energy cost Marginal Energy Cost (US$/kWh WBP LWBP Busbar $0,262 $0,246 TT $0,267 $0,250 TM $0,278 $0,259 TR $0,294 $0,272

Faktor Rugi Jaringan WBP LWBP 0,0% 2,0% 4,0% 6,0%

0,0% 1,5% 3,5% 5,0%

Meningkatnya biaya marjinal setelah menggunakan faktor pengali untuk menutupi kerugian pada transmisi tegangan tinggi

pada waktu beban puncak

menjadi $0,267/kWh dan untuk distribusi tegangan menengah menjadi $0,278/kWh serta distribusi tegangan rendah menjadi $0,294/kWh. Sedangkan pada saat luar waktu beban puncak (LWBP) untuk transmisi tegangan tinggi meningkat menjadi $250/kWh, distribusi tegangan menengah meningkat menjadi $0,259/kWh dan distribusi tegangan rendah bertambah menjadi $0,272/kWh. 4.3.4 Analisis hasil LRMC Hasil dari pada perhitungan LRMC untuk pembangkit dan jaringan baik jaringan transmisi maupun distribusi digunakan untuk menentukan biaya pada tiap-tiap kategori pelanggan. a. Hasil berdasarkan level tegangan Langkah-langkah yang perlu dilakukan yaitu bahwa biaya marjinal untuk pembangkit dan jaringan serta biaya energi harus dikalikan dengan faktor

82

kerugian sebagai faktor pengali pada masing-masing suplai tegangan (multiplier factor).

Gamnbar 4.6. Diagram ilustrasi penentuan marginal capacity cost

Tabel 4.22. Total Maginal capacity cost untuk pembangkit dan jaringan Keterangan Pembangkit Busbar

$24,40

TT TM TR

$24,89 $25,89 $27,44

TT

Jaringan TM TR

$7,25 $7,54 $8,23 $7,99 $8,72

$10,25

Jumlah

Total Marginal Capacity Cost

Faktor kerugian

$0,00

$24,40

0%

$7,25 $15,77 $26,96

$32,14 $41,65 $54,40

2% 4% 6%

Biaya marjinal pembangkit akan meningkat pada level tegangan sebagai akumulasi kerugian yang terjadi pada sistem transmisi dan distribusi. Hal ini mengingat suplai daya yang didistribusikan ke TR sudah termasuk beban biaya kapasitas pembangkit yang dibebankan akibat kerugian dari busbar sampai pada distribusi TR. Selain itu, biaya investasi sebagai akumulasi semua kerugian dari suplai tegangan tinggi ke tegangan rendah. Besarnya biaya marjinal kapasitas pembangkit dan T&D untuk transmisi tegangan tinggi menjadi $32,14/kW,

83

distribusi tegangan menengah $41,40/kW serta untuk distribusi tegangan rendah menjadi $54,40. Hal ini, seperti diperlihatkan pada tabel 4.22, yang merupakan pengaturan dari nilai LRMC berdasarkan level suplai tegangan. Sedangkan total marginal capacity cost dan marginal energy cost seperti

dirangkum

pada

tabel 4.23. Tabel 4.23. Ringkasan marginal capacity cost dan energy cost Ringkasan Marginal Costs dalam tegangan Marginal Capacity Voltage Level Busbar TT TM TR

(US$/kW/bulan) Pembangkit Jaringan

Marginal Energy Total

(US$/kWh/bulan) WBP LWBP

24,40

0,00

24,40

0,262

0,246

24,89

7,25

32,14

0,267

0,250

25,89

15,77

41,65

0,278

0,259

27,44

26,96

54,40

0,294

0,272

b. Hasil berdasarkan kategori pelanggan Hasil daripada nilai LRMC ini akan digunakan untuk menentukan besarnya biaya yang akan dikenakan kepada pelanggan. Penentuan hasil LRMC pada kategori pelanggan dengan memperhatikan karakteristik beban untuk tiap-tiap kategori pelanggan; seperti: 4. Pengalokasian energi untuk tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan waktu beban puncak (WBP) dan waktu luar beban puncak (WLBP). 5. Class load factor (LF) untuk tiap-tiap kategori pelanggan, penentuan LF biasanya berdasarkan data beban rata-rata dan data beban puncak untuk tiap-tiap level suplai tegangan serta

untuk tiap kategori

pelanggan. Nilai LF bervariasi berdasarkan tegangan suplai dan kategori

84

pelanggan. Dari

kurva beban yang diwakili oleh empat feeder yang

diantaranya feeder-1 untuk pelanggan rumah tangga, feeder-6 untuk bisnis dan perkantoran, feeder-3 untuk bisnis dengan tegangan suplai TM dan feeder-4 untuk pelanggan industri dengan suplai TM. Dengan demikian diperoleh nilai LF untuk kategori pelanggan rumah tangga 54%, bisnis dengan suplai TR 67%, bisnis dengan suplai TM 82% dan kategori pelanggan industri 76%. 6. Coincidence factor (CF), yang merupakan penjumlahan beban puncak tiap kategori pelanggan pada waktu beban puncak terhadap sistem akibat meningkatnya permintaan beban. Dalam studi ini hanya menganalisa secara group atau per kategori pelangga dan mengabaikan pemakaian individu atau kelompok dalam tiap-tiap kategori pelanggan. Penggunaan coincidence factor dimaksudkan untuk memperoleh total marginal capacity cost per bulan pada tiap-tiap kategori pelanggan. Sedangkan load factor digunakan untuk mengekspresikan (mengubah) beban biaya (capacity cost) ke dalam kWh. Tabel 4.24. Marginal cost perbulan per kategori pelanggan Konsumer Rumah Tangga

Teg. Suplai

TR TR Bisnis TM Bisnis TM Industri TT Industri Rata-rata

CF

LF

Peak energy share

0,98 0,92 0,97 0,99 1,00 0,97

0,54 0,66 0,73 0,82 0,82 0,71

0,12 0,17 0,29 0,25 0,29 0,22

85

Total Marginal cost per bulan Capacity Capacity Energy Total ($/kW) ($/kWh) ($/kWh) ($/kWh)

53,53 50,17 40,31 41,23 32,14 43,47

0,137 0,103 0,076 0,069 0,054 0,088

0,274 0,275 0,264 0,263 0,255 0,266

0,41 0,38 0,34 0,33 0,31 0,35

4.4 Struktur dan Desain Tarif Untuk membahas struktur tarif di Timor Leste maka bagian ini menyajikan rekomendasi mengenai struktur tarif berdasarkan perhitungan hasil penelitian. Yang terdiri dari tinjauan atau evaluasi eksisting tarif, penentuan pendapatan berdasarkan kategori pelanggan guna merestrukturisasi tarif

dan desain tarif

sebagai alternatif pengganti eksisting tarif. 4.4.1 Tinjauan eksisting tarif Tarif listrik yang berlaku di Timor Leste sampai tahun 2013 hanya berdasarkan pada keputusan pemerintah. Keputusan ini merupakan suatu kebijakan pemerintah serta tidak berdasarkan pada suatu perhitungan nilai keekonomian dari penyediaan dan pemanfaatan energi listrik di Timor Leste. Kebijakan ini memberikan tarif yang serendah-rendahnya terutama kepada pelanggan kategori rumah tangga, mengingat kondisi dan pendapatan masyarakat yang sangat rendah. Tabel 4.25. Eksisting Tarif tiap golongan konsumen Golongan Konsumen Rumah Tangga

Bisnis dan

Energi konsumsi (KWh)

Tarif ($/KWh)

0 - 300

$0,12

Termasuk: gereja, LSM lokal dan

> 300

$0,14

lembaga sosial lainnya

< 1000

$0,15

Kelas bawah

1001 - 3600

$0,20

Kelas menengah

perkantoran

Usaha kelas atas (perusahaan), dan > 3600

Industri Umum

Keterangan

-

$0,24 $0,24

-

pemerintahan serta kedutaan -

Belum di terapkan

(Journal da RDTL, 2010)

86

Pada eksisting tarif terdiri dari dua kelas kategori pelanggan berupa kategori rumah tangga dan bisnis. Kategori bisnis terdiri dari pelanggan dengan menggunakan suplai tegangan rendah dan suplai tegangan menengah. Eksisting tarif berdasarkan kategori pelanggan seperti diperlihatkan pada tabel 4.22. Tarif yang ditetapkan selama ini untuk semua daerah di Timor Leste adalah sama (uniform tariffs) demi keadilan dan pemerataan untuk semua pelanggan. Perbandingan eksisting tarif 2012 dengan hasil LRMC ($/kWh) 0,45 Tarif ($/kWh)

0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00 Rumah Tangga

Bisnis berskala kecil

Bisnis berskala menengah

Bisnis berskala besar

Ekst. tarif

0,12

0,15

0,20

0,24

Hasil LRMC

0,41

0,38

0,34

0,33

Gambar 4.7. Grafik Perbandingan Eksisting tarif dan hasil LRMC Dari grafik 4.7. dapat diketahui bahwa besarnya eksisting tarif untuk rumah tangga yang paling terendah sebaliknya hasil LRMC menunjukan tarif untuk kategori bisnis dan industri yang termurah. Hal ini mengingat eksisting tarif ditetapkan berdasarkan keputusan pemerintah dengan mempertimbangkan kondisi ekonomi atau pendapatan masyarakat. Karena sebagian besar masyarakat hanya bekerja sebagai petani dan memiliki pendapatan yang sangat rendah.

87

Sedangkan hasil LRMC berdasarkan alokasi biaya pasokan energi yang di pengaruhi oleh karakteristik beban, jenis suplai tegangan serta kerugian yang dibebankan ke pelanggan. Mengingat pelanggan kategori rumah tangga menggunakan suplai tegangan TR, maka alokasi marginal capacity cost dan marginal energy cost tentunya lebih besar dari pelanggan kategori bisnis dan industri yang menggunakan suplai tegangan TM. Energi yang dibangkitkan (MWh) - 2012 35000 30000

MWh

25000 20000 15000 10000 5000 0 JAN FEB MAR APR MEI JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC Bulan

Gambar 4.8. Grafik Energi yang dibangkitkan bulanan - 2012

Gambar 4.8. menunjukan

energi yang dibangkitkan setiap bulan dari

PLTD hera pada tahun 2012. Sedangkan penjualan energi untuk tahun 2012 serta proyeksi penjualan tahun 2013 dan 2014, seperti diperlihatkan pada tabel 4.26. Berdasarkan data yang diperoleh dari EDTL bahwa pertumbuhan beban sebesar 7,5%, maka untuk proyeksi

penjualan

energi pada tahun 2013 dan 2014

diasumsikan akan meningkat rata-rata 7,5%. Hal ini dikarenakan akan terjadi peningkatan pelanggan, karena semua pedesaan akan terjangkau jaringan distribusi. Selain itu perubahan gaya hidup masyarakat dan pertumbuhan ekonomi

88

(GDP), bertambahnya usaha atau bisnis di berbagai sektor di masa yang akan datang. Tabel 4.26. Proyeksi penjualan per kategori pelanggan 2012 Kategori Pelanggan

Rumah Tangga Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah Bisnis berskala besar

Jumlah

2013

Jumlah

Persentase

MWh

%

2014

Asumsi meningkat 7,5% Jumlah % MWh

Asumsi meningkat 7,5% Jumlah MWh

%

151850

51,06%

163239

51,06%

175482

51,06%

40785

13,71%

43844

13,71%

47132

13,71%

70577

23,73%

75870

23,73%

81561

23,73%

36770 11,50% 319723 100,00%

39528 343703

11,50% 100,00%

34205 11,50% 297417 100,00%

Untuk mengetahui pendapatan 2012, sebagai perbandingan diadakan perhitungan

maka

atas penjualan dan pendapatan, bagi tiap-tiap kategori

pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif dan hasil perhitungan LRMC. Dapat diketahui bahwa sekitar 88,5% dari seluruh penjualan energi listrik dijual melalui suplai tegangan rendah dan sisanya melalui suplai tegangan menengah. Dan 51,06% dari seluruhnya diperuntukan kepada pelanggan rumah tangga dan sisanya untuk kategori bisnis dan perkantoran. Tabel 4.27. Penjualan dan pendapatan berdasarkan kategori pelanggan 2012 Kategori Pelanggan Rumah Tangga Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah Bisnis berskala besar

Jumlah Rata-rata

Penjualan MWh

%

151850 40785 70577 34205

51,06% 13,71% 23,73% 11,50%

297417

100,00%

%

Eksisting Tarif $/kWh

39,0% 13,1% 30,2% 17,6%

0,12 0,15 0,20 0,24

Pendapatan Juta dolar 18,22 6,12 14,12 8,21

46,66 100,0% 0,18

89

160

151,85

140 120 100 80

70,577 Penjualan (GWh) - 2012

60

Pendapatan - Juta dolar

40,785

34,205

40 18,22

20

6,12

14,12

8,21

0 Rumah Tangga Bisnis berskala Bisnis berskala Bisnis berskala kecil menengah besar

Gambar 4.9. Grafik Penjualan & Pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif

Dari tabel 4.27. dapat memberikan gambaran bahwa alokasi pendapatan untuk tiap-tiap kategori pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif dari penjualan energi tahun 2012 diperoleh total pendapatan sebesar 46,66 juta $USD. Sedangkan jika digunakan alokasi tarif hasil LRMC perhitungan dalam studi ini, maka diperoleh pendapatan sebesar 113,29 juta $USD seperti tabel 4.28. Tabel 4.28. Perbandingan pendapatan 2012 menggunakan eksisting tarif dan LRMC Kategori Pelanggan Rumah Tangga Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah Bisnis berskala besar

Jumlah Rata-rata

Penjualan MWh 151850

Eksisting Tarif Tarif Pendapatan $/kWh Juta dolar 0,12 18,22

LRMC $/kWh 0,41

Hasil LRMC Pendapatan Meningkat Juta $USD % 62,46 242,8%

40785

0,15

6,12

0,38

15,46

152,6%

70577

0,20

14,12

0,34

24,01

70,1%

34205

0,24

8,21

0,33

11,36

38,4%

46,66 11,67

0,37

113,29 28,32

126,0%

297417 0,18

90

Perbandingan Pendapatan 2012 dengan hasil LRMC - (Juta US$)

70,00

Juta dolar

60,00 50,00 40,00 30,00 Eks. Tarif"

20,00

Hasil LRMC

10,00 0,00 Rumah Tangga

Bisnis berskala Bisnis berskala Bisnis berskala kecil menengah besar Kategori Pelanggan

Gambar 4.10. Grafik perbandingan pendapatan 2012 dengan hasil LRMC Dari sudut pandang pemanfaatn ekonomi keseluruhan secara efisiensi, maka tarif harus ditetapkan seimbang dengan biaya pasokan energi. Dalam prakteknya, pertimbangan lain juga harus diperhatikan. Ini berarti bahwa setiap restrukturisasi tarif harus berusaha untuk menekan tarif selaras dengan biaya pasokan yang sebenarnya. Hal ini sebagai titik awal untuk mengetahui implikasi efisiensi eksisting tarif berkenaan dengan biaya marjinal pasokan dan pendapatan. Dari hasil perhitungan, tarif rata-rata untuk semua kategori pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif sebesar $0,18/kWh, sedangkan dengan menggunakan hasil LRMC maka pasokan rata-rata diperoleh $0,37/kWh. Dari tabel 4.28. dapat diketahui bahwa pendapatan per kategori pelanggan dengan menggunakan eksisting tarif tidak sesuai atau sangat rendah dari nilai biaya pasokan energi. Hal ini dilihat dari selisih antara rata-rata eksisting tarif dengan hasil rata-rata LRMC pada sistem. Untuk itu memerlukan alokasi tambahan atau subsidi guna memenuhi biaya pasokan akan energi listrik.

91

Tabel 4.29. Alokasi subsidi tak langsung berdasarkan kategori pelanggan – 2012 Kategori Pelanggan Rumah Tangga Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah Bisnis berskala besar Jumlah Rata-rata

Teg. Suplai

Penjualan

Eksisting tarif

Hasil LRMC

MWh

$/kWh

$/kWh

$/kWh

Subsidi

TR

151850

$0,12

$0,41

$0,29

Juta Dolar 44,24

TR

40785

$0,15

$0,38

$0,23

9,34

14%

TR

70577

$0,20

$0,34

$0,14

9,90

15%

TM

34205 297417

$0,24

$0,33

$0,09

$0,18

$0,37

$0,19

3,15 66,63 16,66

5% 100% 25%

(%) 66%

Subsidi ini sebagai tambahan biaya akibat selisih antara biaya marjinal yang sebenarnya dalam hasil perhitungan dengan metode LRMC dan eksisting tarif. Jadi selama ini, alokasi subsidi secara tidak langsung oleh pemerintah kepada semua kategori pelanggan rata-rata sebesar $0,19/kWh atau 16,66 juta dolar berdasarkan penjualan tahun 2012, seperti diperlihatkan pada tabel 4.29. Tabel 4.30. Proyeksi pendapatan 2013 – (Juta US$) Kategori Pelanggan Rumah Tangga Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah Bisnis berskala besar Jumlah Rata-rata

Proyeksi Penjualan 2013 MWh % 163239 51,1% 43844 13,7% 75870 36770

23,7% 11,5%

319723

100,0%

Proyeksi Pendapatan 2013 Juta dolar % 67,14 55,1% 16,62 13,6% 25,81 12,22 121,79 30,45

21,2% 10,0%

Hasil LRMC $/kWh 0,41 0,38 0,34 0,33

100,0% 0,37

Apabila pada tahun 2013 dan 2014, tarif yang dikenakan kepada pelanggan dengan menggunakan hasil LRMC, maka proyeksi pendapatan seperti diperlihatkan pada tabel 4.30 dan 4.31. Dimana perkiraan pendapatan rata-rara

92

untuk semua kategori pelanggan pada tahun 2013 sebesar 30,45 juta US$ dan untuk 2014 sebesar 32,73 juta US$. Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2013 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 Penjualan - GWh

60,00

Pendapatan - Juta US$

40,00 20,00 0,00 Rumah Tangga

Bisnis berskala kecil

Bisnis berskala menengah

Bisnis berskala besar

Kategori Pelanggan

Gambar 4.11. Grafik Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2013

Tabel 4.31. Proyeksi Penjualan dan Pendapatan 2014 Kategori Pelanggan

Proyeksi Penjualan 2014 MWh

Rumah Tangga

%

Proyeksi Pendapatan 2014

Hasil LRMC

Juta dolar

%

$/kWh

175482

51,1%

72,18

55,1%

0,41

Bisnis berskala kecil Bisnis berskala menengah

47132

13,7%

17,86

13,6%

0,38

81561

23,7%

27,75

21,2%

0,34

Bisnis berskala besar

39528

11,5%

13,13

10,0%

0,33

343703

100,0%

130,92

100,0%

Jumlah Rata-rata

32,73

93

0,37

Proyeksi Penjualan dan Pendapatan 2014 200,00 180,00 160,00 140,00 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20,00 0,00

(GWh) Juta US$

Rumah Tangga Bisnis berskala Bisnis berskala Bisnis berskala kecil menengah besar Kategori Pelanggan

Gambar 4.12. Grafik Proyeksi Penjualan & Pendapatan 2014

Untuk mengetahui besarnya pendapatan yang seimbang dengan subsidi per kategori pelanggan maka perlu adanya analisis struktur tarif dan biaya pasokan energi listrik dengan menggunakan biaya marjinal untuk tiap-tiap kategori pelanggan yang berbeda. Analisis ini dengan menggunakan LRMC dalam memasok energi listrik. Adapun penilaian atau untuk mengevaluasi tarif yang sudah ada untuk tiap-tiap kategori pelanggan adalah sebagai berikut: a. Tarif untuk pelanggan kategori Rumah Tangga Tarif untuk kategori rumah tangga diperuntukan kepada pelanggan tegangan rendah dengan konsumsi energi kurang dari 300 kWh/bulan. Struktur ini memiliki dua blok yaitu blok diberikan 20 kWh dengan harga $0,05/kWh dan blok yang kedua sampai dengan 300 kWh/bulan dengan harga $0,12/kWh. Dari data yang diperoleh pada bagian pemasaran di EDTL, bahwa semua pelanggan

94

kategori rumah tangga mengkonsumsi lebih dari 20 kWh/bulan. Sehingga energi 20 kWh dengan harga $0,05 merupakan patokan awal (life line) yang ditetapkan oleh pihak EDTL. Dengan demikian, semua pelanggan rumah tangga akan mengkonsumsi blok pertama dengan harga yang murah. Pelanggan yang mengkonsumsi lebih dari 20 kWh/bulan dikenakan harga $0,12/kWh. Jika pelanggan mengkonsumsi 50 kWh/bulan, maka pelanggan tersebut dikenakan 20 kWh dengan harga $0,05/kWh ditambah 30 kWh dengan harga $0,12/kWh. Berdasarkan data yang diperoleh dari bagian pemasaran EDTL Timor Leste, bahwa semua pelanggan di kota Dili mengkonsumsi energi lebih dari 50 kWh/bulan. Rata-rata pelanggan mengkonsumsi energi antara 80 sampai 150 kWh/bulan. Oleh karena itu, dalam penelitian ini didesain

untuk struktur tarif pada

pelanggan rumah tangga dibagi dalam tiga blok. Besarnya tarif tiap-tiap blok akan berbeda, sesuai dengan penetapan jumlah energi pada blok yang ada. Pengelompokan ini diperuntukan kepada pelanggan rumah tangga dengan memperhatikan tingkat pendapatan, pengaruh sosial dan politik. Dengan demikian, baik masyarakat yang memiliki pendapatan rendah maupun tinggi bisa mengkonsumsi energi secara merata. Namun yang membedakan adalah ketersedian energi tiap blok serta tarif pada masing-masing blok tersebut. Adapun pembagian masing-masing blok adalah sebagai berikut: 1) Blok pertama 0 – 50 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan yang memiliki pendapatan rendah (sesuai dengan upah minimum negara Timor Leste yaitu sebesar $125/bulan).

95

2) Blok kedua 51 – 150 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan yang memiliki pendapatan perkecukupan, seperti pegawai negeri sipil dan swasta serta anggota kepolisian maupun militar. 3) Blok ketiga 151 – 300 kWh/bulan, diperuntukan kepada pelanggan yang memiliki pendapatan besar, seperti rumah-rumah pejabat, pengusaha dan lain-lain.

b. Tarif untuk pelanggan kategori Bisnis Tarif untuk kategori bisnis diperuntukan kepada pelanggan tegangan rendah dengan konsumsi energi lebih dari 300 kWh/bulan. Struktur ini memeliki dua blok yaitu blok pertama sebagai pelanggan bisnis atau usaha kecil, dengan pemakaian dibawah 1000 kWh/bulan dengan harga $0,15/kWh dan blok yang kedua diperuntukan kepada pelanggan bisnis atau usaha kelas menengah dengan pemakaian diatas 1000 kWh sampai dengan 3600 kWh/bulan dengan harga $0,20/kWh. Berdasarkan hasil wawancara dengan pihak EDTL bagian pemasaran bahwa semua pelanggan kategori usaha kecil rata-rata mengkonsumsi energi berkisar antara 600 kWh sampai 800 kWh/bulan bahkan sebagian melebihi dari 1000 kWh/bulan. Sedangkan untuk kategori pelanggan usaha kelas menengah rata-rata mengkonsumsi antara 2500 kWh sampai dengan 3500 kWh/bulan. Jika dilihat dari eksisting tarif bahwa pelanggan usaha kecil dikenakan tarif sebesar $0,15/kWh dan pelanggan kelas menengah dikenakan tarif $0,20/kWh, maka sebagai perbandingan, bahwa hasil perhitungan LRMC dalam penelitian ini untuk pelanggan bisnis dengan menggunakan suplai tegangan rendah tarif sebesar $0,38/kWh. Dari data tersebut dengan melihat penjualan

96

energi tahun 2012, maka dapat disimpulkan bahwa alokasi subsidi dari pemerintah secara tidak langsung kepada kategori pelanggan bisnis berskala kecil sebesar 9,34 juta dolar dan pelanggan kategori bisnis berskala menengah sebesar 9,90 juta dolar.

c. Kategori pelanggan bisnis dengan suplai tegangan menengah Berdasarkan eksisting tarif bahwa pelanggan dengan mengkonsumsi tegangan suplai 20 kV dianggap sebagai pelanggan kategori bisnis besar, dengan konsumsi energi lebih dari 3600 kWh/bulan dengan harga $0,24/kWh. Tarif ini diperuntukan kepada semua pelanggan yang mengkonsumsi suplai tegangan menengah 20 kV. Jika dilihat dari eksisting tarif bahwa kategori pelanggan ini dikenakan tarif sebesar $0,24/kWh. Sebagai perbandingan, bahwa hasil perhitungan LRMC dalam penelitian ini sebesar $0,33/kWh serta pendapatan diperkirakan sebesar $0,09/kWh. Dari data tersebut dapat disimpulkan bahwa setiap tahun alokasi biaya tambahan atau subsidi kepada kategori pelanggan usaha berskala besar dengan jumlah 3,15 juta $USD. d. Pelanggan dengan konsumsi suplai tetangan tinggi Dalam penelitian tidak menganalisa tentang tarif yang dikenakan kepada pelanggan yang akan mengkonsumsi tegangan suplai 150 kV. Hal ini mengingat sampai sekarang belum ada industry atau konsumen yang menggunakan tegangan 150 kV.

97

4.4.2 Desain tarif berdasarkan kategori pelanggan Salah satu tujuan penetapan besarnya

tarif yaitu untuk menentukan

besarnya tarif yang akan dikenakan kepada tiap-tiap kategori pelanggan. Selain itu untuk mengetahui pendapatan tiap kategori pelanggan berdasarkan tarif tersebut. Untuk itu, setiap kategori pelanggan didesain tarif secara terpisah. Dari hasil LRMC diketahui bahwa tarif untuk kategori rumah tangga lebih tinggi dibandingkan dengan kategori pelanggan bisnis. Hal ini mengingat pelanggan rumah tangga hanya sebagai konsumtif. Dengan demikian akan mendorong masyarakat agar memakai energi seefektif dan seefisien mungkin sesuai dengan kebutuhan. Berbeda dengan pelanggan bisnis sebagai kategori produktif, dari hasil LRMC tarifnya lebih rendah. Hal ini dimaksudkan untuk memberi peluang kepada dunia bisnis dan industri untuk berkembang demi pertumbuhan ekonomi di masa yang akan datang. Namun, mengingat daya beli dan pendapatan masyarakat yang sangat rendah, faktor politik serta pengaruh sosial yang sangat besar, maka dalam penelitian ini akan didesain sedemikian rupa sehingga dapat diterima oleh semua kelompok pelanggan. Alokasi tarif untuk tiap blok pada kategori rumah tangga dalam desain tarif, yaitu untuk blok pertama 20% dari hasil LRMC kategori rumah tangga, blok kedua 36% dan blok ketiga 44% dari hasil LRMC kategori rumah tangga. Sehingga tarif rata-rata untuk ketiga blok pada kategori rumah tangga sebesar 33,3%. Sedangkan untuk semua pelanggan kategori bisnis akan dinaikan sebesar

98

25% dari eksisting tarif. Sehingga kenaikan rata-rata menjadi 35,62% dari semua kategori pelanggan.

a. Penentuan tarif untuk pelanggan rumah tangga Berdasarkan struktur tarif, telah ditetapkan tiga blok tarif untuk pelanggan rumah tangga. Keuntungan dengan menyediakan tiga blok ini yaitu dengan memperhatikan pelanggan yang memiliki pendapatan rendah, sehingga para pelanggan akan mengkonsumsi blok pertama dengan harga yang murah, namun energi atau kWh yang ditetapkan dalam blok ini terbatas. Dari data yang diperoleh menunjukan bahwa rata-rata pelanggan rumah tangga mengkonsumsi lebih dari 50 kWh/bulan dan bahkan sebagian mengkonsumsi melebihi dari batas yang ditetapkan pada blok kedua. Untuk itu, dalam studi ini penulis merekomendasikan besarnya energi untuk pelanggan rumah antara 0 - 300 kWh/bulan, meliputi tiga blok yang diantaranya sebagai berikut: 1) Menambah blok pertama dari 0 - 50 kWh/bulan, apabila mengkonsumsi lebih dari 50 kWh dalam sebulan, maka sisanya akan dikenakan tarif pada blok kedua. 2) Blok kedua antara 51 – 150 kWh/bulan, jika pemakaian melebihi blok kedua maka sisanya akan dikenakan tarif pada blok ketiga. 3) Membatasi blok ketiga antara 151 - 300 kWh/bulan, jika pelanggan yang mengkonsumsi melebihi batas blok tersebut akan dikenakan penalti. Sehingga pelanggan akan membayar tarif normal sesuai dengan tarif pada blok pertama sampai blok ketiga

99

yang telah ditetapkan

ditambah

dengan biaya penalti yang dikenakan kepadanya akibat

pemakaian lebih.

Tabel 4.32. Desain tarif pelanggan rumah tangga Blok kWh/bulan 0 - 20 > 20

Eksisting Tarif $/kWh 0,05 0,12

Rata-rata (%)

Direkomendasikan Blok Tarif kWh/bulan $/kWh 0 - 50 0,08 51 - 150 0,15 151 - 300 0,18 0,14 60,78%

0,09

Tabel 4.33. Perubahan tagihan kategori rumah tangga Blok kWh/bulan 0 20 50 75 100 150 200 250 300

Eksisting Tarif $/kWh $/bulan 0 0,0 0,05 1,0 0,12 4,6 0,12 7,6 0,12 10,6 0,12 16,6 0,12 22,6 0,12 28,6 0,12 34,6

Direkomendasikan $/kWh $/bulan 0 0,0 0,08 1,6 0,08 4,0 0,15 7,8 0,15 11,5 0,15 19,0 0,18 28,0 0,18 37,0 0,18 46,0

($) 0,0 0,6 -0,6 0,2 0,9 2,4 5,4 8,4 11,4

Perubahan (%) 0,00% 60% -13% 2% 8% 14% 24% 29% 33%

b. Menentukan tarif untuk pelanggan kategori bisnis Desain tarif untuk kategori bisnis yaitu dengan memperhatikan tingkat atau kelas usaha. Untuk kategori kelas bisnis dengan menggunakan suplai tegangan rendah dikelompokan menjadi dua diantaranya kelas bisnis berskala kecil dan menengah. Sedangkan tegangan menengah dikonsumsi oleh pelanggan kategori bisnis berskala besar.

100

1) Penentuan tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil sebesar $0,19/kWh, seperti pada tabel 4.34. dengan batas energi untuk kategori ini memcapai 1000/kWh/bulan. Tabel 4.34. Desain tarif untuk pelanggan bisnis berskala kecil Eksisting

Direkomendasikan

Blok

Tarif

Blok

Tarif

kWh/bulan

$/kWh

kWh/bulan

$/kWh

> 300

$0,15

> 300

0,19

Tabel 4.35. Perubahan tagihan disebabkan tarif yang direkomendasikan Blok

Eksisting Tarif

kWh/bulan

Direkomendasikan

Perubahan

$/kWh

$/bulan

$/kWh

$/bulan

($)

(%)

300

0,15

45,0

0,19

56,3

11

25%

400

0,15

60,0

0,19

75,0

15

25%

500

0,15

75,0

0,19

93,8

19

25%

600

0,15

90,0

0,19

112,5

23

25%

700

0,15

105,0

0,19

131,3

26

25%

800

0,15

120,0

0,19

150,0

30

25%

900

0,15

135,0

0,19

168,8

34

25%

1000

0,15

150,0

0,19

187,5

38

25%

2) Sedangkan penentuan tarif untuk pelanggan bisnis berskala menengah sebesar $0,25/kWh, seperti diperlihatkan pada tabel 4.36. dengan batas konsumsi energi sampai 3600 kWh dan bahkan melebihi.

101

Tabel 4.36. Desain tarif kategori bisnis berskala menengah Eksisting Blok kWh/bulan > 1000

Direkomendasikan Tarif $/kWh $0,20

Blok kWh/bulan > 1000

Tarif $/kWh 0,25

Tabel 4.37. Perubahan tagihan pada kategori bisnis berskala menengah Blok kWh/bulan 1000 1400 1800 2000 2500 3000 3300 3600

Eksisting Tarif $/kWh $/bulan 0,20 200,0 0,20 280,0 0,20 360,0 0,20 400,0 0,20 500,0 0,20 600,0 0,20 660,0 0,20 720,0

Direkomendasikan $/kWh $/bulan 0,25 250,0 0,25 350,0 0,25 450,0 0,25 500,0 0,25 625,0 0,25 750,0 0,25 825,0 0,25 900,0

Perubahan ($) (%) 50 25% 70 25% 90 25% 100 25% 125 25% 150 25% 165 25% 180 25%

c. Desain tarif untuk pelanggan kategori bisnis berskala besar Desain tarif untuk kategori bisnis berskala besar dalam hal ini pelanggan dengan suplai tegangan 20 kV. Desain tarif untuk kategori ini dengan mengacu pada biaya LRMC. Dalam desain tarif untuk kategori ini tidak memperhitungkan biaya beban dasar (demand charge) maupun biaya administrasi lainnya (basic charge). Desain tarif sebesar $,30/kWh dengan pemakaian energi lebih dari 3600 kWh/bulan. Seperti ditunjukan pada tabel 4.38.

Tabel 4.38. Desain tarif kategori bisnis berskala besar Eksisting

Direkomendasikan

Blok

Tarif

Blok

Tarif

kWh/bulan

$/kWh

kWh/bulan

$/kWh

> 3600

$0,24

> 3600

0,30

102

Tabel 4.39. Perubahan tagihan pada pelanggan bisnis berskala besar Blok

Eksisting Tarif

kWh/bulan

Direkomendasikan

$/kWh

$/bulan

$/kWh

3600

0,24

864,0

0,30

4000

0,24

960,0

4500

0,24

5000

$/bulan

Perubahan ($)

(%)

1080,0

216

25%

0,30

1200,0

240

25%

1080,0

0,30

1350,0

270

25%

0,24

1200,0

0,30

1500,0

300

25%

5500

0,24

1320,0

0,30

1650,0

330

25%

6000

0,24

1440,0

0,30

1800,0

360

25%

6500

0,24

1560,0

0,30

1950,0

390

25%

7000

0,24

1680,0

0,30

2100,0

420

25%

Sesuai dengan prinsip ekonomi bahwa tarif yang ditetapkan kepada tiaptiap kategori pelanggan harus sebandingan dengan biaya yang disediakan untuk memasok energi ke tiap kategori pelanggan tersebut. Maka tarif yang wajar adalah alokasi tarif kepada tiap-tiap kategori pelanggan berdasarkan hasil LRMC. Namun, jika ditetapkan sepenuhnya berdasarkan hasil LRMC, maka akan memberatkan sebagian pelanggan jika dilihat dari segi sosio-ekonomi dan politik. Oleh karena itu, alokasi tarif untuk tiap-tiap kategori pelanggan tidak sepenuhnya menggunakan hasil LRMC. Sehingga sisa dari hasil LRMC merupakan subsidi secara tidak langsung dari pemerintah kepada tiap-tiap kategori pelanggan, seperti ditunjukan pada tabel 4.41. Dengan demikian, alokasi tarif untuk tiap blok pada kategori rumah tangga dalam desain tarif, yaitu untuk

blok pertama 20% dari hasil LRMC

kategori rumah tangga dan diperoleh $0,08/kWh, blok kedua 36% dari hasil LRMC kategori rumah tangga diperoleh sebesar $0,15/kWh dan blok ketiga 44%

103

dari hasil LRMC kategori rumah tangga, maka diperoleh sebesar $0,18/kWh. Sehingga tarif rata-rata untuk ketiga blok pada kategori rumah tangga sebesar 33,3%. Sedangkan untuk semua pelanggan kategori bisnis akan dinaikan sebesar 25% dari eksisting tarif. Sehingga kenaikan rata-rata menjadi 35,62% dari semua kategori pelanggan. Seperti pada tabel 4.40. Tabel 4.40. Tarif rata-rata yang direkomendasikan Kategori Pelanggan Rumah Tangga (Blok-1) Rumah Tangga (Blok -2) Rumah Tangga (Blokk-3) Bisnis B. Kecil Bisnis B. Menengah Bisnis B. Besar

kWh/bln

Eksisting Tarif $/kWh

Direkomendasikan $/kWh

0 - 50

0,05

0,08

51 - 150

0,12

0,15

151 - 300

0,12

0,18

< 1000

0,15

0,19

< 3600

0,20

> 3600

0,24 0,15

Blok

Rata-rata

LRMC $/kWh

Meningkat $/kWh

%

0,03

64,5%

0,03

23,4%

0,06

50,8%

0,38

0,04

25,0%

0,25

0,34

0,05

25,0%

0,30 0,19

0,33 0,37

0,06 0,04

25,0% 35,62%

0,41

0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20

Eksist. Tarif

0,15

Tarif rekomen Hasil LRMC

0,10 0,05 0,00 Rumah Tangga (Blok-1)

Rumah Tangga (Blok -2)

Rumah Tangga (Blokk-3)

Bisnis B. Bisnis B. Bisnis B. Kecil Menengah Besar

Gambar 4.13. Grafik perbandingan Eks. Tarif, rekomendasi dan hasil LRMC

104

Dari gambar 4.13, dapat disimpulkan bahwa tarif rata-rata yang rekomendasikan lebih besar daripada rata-rata eksisting tarif namun lebih kecil dari rata-rata hasil LMRC. Tarif rata-rata yang direkomendasikan untuk semua kategori pelanggan mencapai $0,19/kWh dengan meningkat rata-rata $0,04/kWh atau 32,64% jika dibandingkan dengan eksisting tarif. Sedangkan tarif rata-rata yang direkomendasikan lebih rendah $0,18/kWh apabila dibandingkan dengan rata-rata hasil LRMC. Sehingga dapat disimpulkan bahwa, dengan menggunakan tarif rata-rata yang direkomendasikan maka subsidi tidak langsung oleh pemerintah kepada semua kategori pelanggan akan menurun. Apabila menggunakan tarif yang direkomendasikan maka subsidi tidak langsung oleh pemerintah akan menurun menjadi $0,19/kWh atau 26,10% jika dibandingkan dengan menggunakan eksisting tarif yang mencapai $0,23/kWh, seperti ditunjukan pada tabel 4.41. Tabel 4.41. Subsidi tidak langsung berdasarkan rekomendasi tarif Blok

Eks. Tarif

Rekomen

LRMC

kWh/bln

$/kWh

$/kWh

$/kWh

0 - 50

0,05

0,08

51 - 150

0,12

0,15

151 - 300

0,12

0,18

Bisnis B. Kecil

< 1600

0,15

0,19

Bisnis B. Menengah

< 3600

0,20

Bisnis B. Besar

> 3600

0,24

Kategori Pelanggan Rumah Tangga (Blok-1) Rumah Tangga (Blok-2) Rumah Tangga (Blok-3)

subsidi ($/kWh) Eks. Tarif

Rekomen

(%)

0,36

0,33

-8,9%

0,29

0,26

-9,6%

0,29

0,23

-20,9%

0,38

0,23

0,19

-16,4%

0,25

0,34

0,14

0,09

-35,7%

0,30

0,33

0,09

0,03

-65,0%

0,37

0,23

0,19

-26,1%

Rata-rata

105

0,41

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN

5.1. Simpulan Dari pembahasan dan hasil perhitungan dalam penelitian ini maka dapat disimpulkan bahwa: a. Besarnya tarif listrik yang wajar

berdasarkan perhitungan dengan

menggunakan metode LRMC adalah sebagai berikut: 1) Tarif yang dikenakan untuk kategori pelanggan rumah tangga sebesar $0,41/kWh. 2) Untuk kategori pelenggan bisnis berskala kecil dan menengah masingmasing $0,38/kWh dan $0,34/kWh. 3) Sedangkan untuk kategori pelanggan bisnis berskala besar atau industry dengan menggunakan tegangan suplai 20 kV sebesar $0,33/kWh. 4) Besarnya tarif rata-rata untuk semua kategori pelanggan berdasarkan hasil LRMC sebesar $0,37/kWh. b. Besarnya tarif listrik rata-rata yang direkomendasikan untuk semua kategori pelanggan yaitu sebesar $,19/kWh. c. Apabila menggunakan tarif yand direkomendasikan, maka EDTL akan memperoleh peningkatan pendapatan rata-rata sebesar 26,67% dari energi yang dikonsumsi oleh pelanggan jika dibandingkan dengan eksisting tarif 2012.

106

5.2. Saran a. Disarankan

agar penyusunan tarif harus berbasis pada biaya marjinal

jangka panjang (LRMC), sehingga bisa menekankan keseimbangan antara kebutuhan biaya, pasokan serta harga yang stabil dari waktu ke waktu. b. Dalam penelitian ini peneliti hanya menganalisa menggunakan metode long run marginal cost (LMRC) untuk itu diharapkan kepada peneliti di masa yang akan datang untuk menganalisa dengan menggunakan metode lain agar bisa digunakan sebagai pembanding. c. Disarankan agar pihak EDTL harus: 1). Meningkatkan pemasarannya dalam hal ini penjualan energi harus mencapai target yang maksimum setiap tahunnya. 2). Meningkatkan keamanan agar mengurangi kerugian non teknis, mengingat masih banyak terjadi sambungan liar (illegal connection).

107

DAFTAR PUSTAKA

Amendment to Contract Agreement. Third. 2011. Contract agreement of engineering, procurement, construction and operation for National Electrical Power. Timor Leste. Anonim. 2011. Review of the Long Run Marginal Cost (LRMC) parameter for setting the contract price. Singapore: Energy Market Authority. Anonim. 2005. Energy Development. Electricity Tariff Review. Syria: Institutional & Sector Modernisation Facility. Anonim. 2006. Study of Electricity Tariff. Syria: Institutional & Sector Modernisation Facility. Asian Development Bank (ADB). Asian Development Outlook. 2013. http://www.adb.org/sites/default/files/ado2013-timor-leste.pdf dan https://www.google.com/#q=timor-leste+gdp+growth+rate Breslin, P. 2010. Calculation of Energy Cost. Economics Policy Strategy. Tasmania. Decreto-Lei No. 13/2003. Estabelece as Bases do Sistema Nacional de Electricidade. Journal da República. República Democrática de Timor Leste. Decreto-Lei No. 33/2010 de 28 de Junho 2010. Revisão do Tarifário Para Fornecimento de Energia Eléctrica. Journal da República. República Democrática de Timor Leste. Decreto-Lei No. 1/2011. Orgânica do Ministério das Infra-Estruturas. Journal da República. República Democrática de Timor Leste. Dickert, J and Schegner, P. 2010. Residential Load Models for Network Planning Purposes. Germany: Institute of Electrical Power Systems and High Voltage Engineering Technische Universität Dresden. Modern Electric Power Systems 2010, Wroclaw, Poland (MEPS'10 - paper 04.1). ESDM. 2010. Indonesian Energy Outlook 2010. Pusat Data dan Informasi (Pusdatin-ESDM). Jakarta. HERC. 2013. Issues of tariff Philosophy. Haryana Electricity Regulatory Commission. Available from: URL: http://herc.gov.in/documents/html/tp.html. Horngren, C. T. 2008. Akuntasi Biaya, Jilid 2 Edisi 11, Edisi bahasa Indonesia. Jakarta: PT. Indeks.

108

Keputusan Menteri ESDM No. 2026 K/20/MEM/2010. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL). PLN (Persero) Tahun 2010 - 2019. Kieso, W.W. 2010. Intermediate Accounting, Vol. 1&2, International Financial Reporting Standard (IFRS) 3th Ed. Aptara: Penerbit John Wiley & son. Marsudi, D. 2011. Pembangkitan Energi Listrik, Edisi Kedua. Jakarta: Erlangga. Marsden, J. 2004. Estimation of Long Run Marginal Cost (LRMC). Queensland: Queensland Competition Authority. Priyanka, R. dan Chakrabarti, A. 2012. Power Generation Pricing Model Based on Long Run Marginal Cost Methodology. India: International Journal of Electrical and Computer Engineering (IJECE). Peraturan Presiden RI, 2011. Perpres RI No. 8 Tentang Tarif Tenaga Listrik yang di Sediakan oleh Perusahaan Listrik Negara (PLN). Indonesia: ESDM. PT. PLN (Persero). 2011. Statistik PLN. Sekretariat. Indonesia: PT. PLN (Persero). Robert, J., dkk. 2008. Estimates of Marginal Cost of 2010. Christensen Associates Energy Consulting. Segismundo, A.L. 2012. Studi Sistem Jaringan Distribusi 20 kV di Kota Dili untuk Memenuhi Kebutuhan Beban Sampai dengan Tahun 2021. Program Pasca Sarjana Universitas Udayana Denpasar. Singh, S.N. 2006. Electrical Power Generation, Transmission and Distribution, Sixth Printed. New Delhi: Asoke K. Ghosh, Prentice-Hall, India Private Limited. Stern, F. 2013. Methods for determining Energy Efficiency. National Renewable energy Laboratory (NREL) Denver West Parkway Golden, Colorado USA). http://energy.gov/sites/prod/files/2013/07/f2/53827_complete.pdf dan http://www1.eere.energy.gov/wip/pdfs/53827-10.pdf Undang-Undang RI. No. 7 Tahun 1976. Pengesahan Penyatuan Timor Timur ke Dalam Negara kesatuan Republik Indonesia. Jakarta. Vernstrom, R. 2010. Long Run Marginal Cost of Service Tariff Study. Tanzania: Consulting Economist. Wartsila & Puri Akraya Engineering. 2012. Operation and maintaenance monthly report for power plant and network T&D. EDTL Timor Leste.

109

Lampiran A Biaya Investasi

Biaya Investasi dialokasikan secara bertahap dari tahun 2009 sampai 2013, yang diperuntukan pembangunan Transmisi 150 kV, Pembangkit 250 MW dan perluasan jaringan distribusi TM & TR di seluruh wilayah Timor Leste Biaya Investasi (Juta dolar $USD) Pembangkit Jaringan Transmisi & Distribusi Tahun

PLTD Hera

PLTD Betano

Jumlah

Transmisi Distribusi Distribusi TT TM TR

2009

45,00

45,00

125,00

32,45

18,25

2010

67,00

67,00

130,00

25,45

21,00

2011

53,00

55,00

108,00

60,00

28,00

22,00

2012

94,00

94,00

29,10

23,75

2013

46,00

46,00

165,00 Jumlah

195,00

360,00

360,00

315,00

115,00 515,00

875,00 (Sumber: Amendment to contract agreement, 2011)

110

85,00

Lampiran B Pembangkit dan Jaringan 1. Jumlah kapasitas pembangkit 250 MW, yang digunakan untuk mensuplai energy ke semua pelanggan di Timor Leste. 2. Jarak jaringan transmisi 800 km telah selesai dibangun, sementara untuk distribusi masih terus dibangun karena sebagian daerah belum terjangkau jaringan. Keterangan Pembangkit

Jaringan Transmisi TT Distribusi TM Distribusi TR

Nama Pembangkit Hera Betano Suplai Tegangan (kV) 150 20 0,4

Kapasitas Terpasang (MW) 122,5 140

Kapasitas Tersedia (MW) 120 130

Jarak (kilometer) Sudah Teridentifikasi dibangun 800 800 21450 14950 28775 16210

(Sumber: EDTL, 2012) Kapasitas Gardu induk di tiap-tiap kabupaten No.

Nama Kabupaten

Kapasitas Terpasang

(District)

(MVA)

1.

Ainaro (Cassa)

10

2.

Baucau

3.

Aileu

4.

Dili

5.

Ermera

6.

Liquiça

20

7.

Lospalos

10

8.

Maliana

10

9.

Manatuto

20

10.

Same

30

11.

Suai

20

12.

Viqueque

10

31,5

2 x 31,5

(EDTL Timor Leste, 2012)

111

Akan dibangun 6500 12565

Lampiran C Produksi energi

Tahun

Produksi Energi 2005 – 2010 (kWh) Energi Energi Energi Production Received Billed (KWH) (KWH) ($)

Fuel Costs ($)

2005

63.384.615

35.871.301

5.586.676

9.613.566

2006

71.958.471

32.581.172

5.281.298

13.451.660

2007

91.788.978

36.119.579

4.833.460

22.383.879

2008

110.514.113

46.052.915

5.430.823

25.400.439

2009

131.700.316

67.594.239

7.566.968

30.956.548

2010

136.911.616

79.223.288

9.613.566

41.256.388

2011

147.027.949

73.939.964

12.749.505

43.899.368

2012

161.730.744

72.945.071

12.673.064

52.152.450

(Laporan CEM & EDTL, 2010) Produksi energi bulanan tahun 2012

(EDTL, 2012) 112

Energi yang dibangkit & SFC pada bulan Desember 2012

(EDTL, 2012)

113

Lampiran D Jumlah Pelanggan

Jenis Pelanggan Rumah Tangga Sosial Usaha/Industri

Jumlah Pelanggan Di Kota Dili 30.770 691 1.514

21.400 450 1050

470

840

Pemerintah Jumlah

Selain Dili

33.445

Keseluruhan 52170 1.341 2.564 1310

23.740

Jumlah keseluruhan: (EDTL, 2012)

114

57.385

Lampiran E Beban Harian

Beban Harian (Amper) Jam

Feeder 1

Feeder 3

Feeder 4

Feeder 6

Total

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Jumlah Rata-rata Max LF FD CF LD

45 45 46 46 48 78 75 50 50 50 50 48 45 46 47 48 57 123 125 120 120 115 75 54 1606 67 125 0,54 1,02 0,98 2

69 65 67 58 59 65 68 217 216 210 205 206 199 202 205 203 198 210 213 210 208 200 150 80 3783 158 217 0,73 1,03 0,97 7

55 56 57 57 57 77 77 92 84 89 86 91 81 88 87 87 86 97 98 95 95 87 79 73 1931 80 98 0,82 1,01 0,99 1

78 73 73 72 68 73 130 238 257 237 237 237 220 233 234 234 234 237 230 210 180 145 86 80 4096 171 257 0,66 1,08 0,92 20

247 239 243 233 232 293 350 597 607 586 578 582 545 569 573 572 575 667 666 635 603 547 390 287 11416 476 697 0,68 1,04 0,96 30

115

Kurva Beban Harian FEEDER-1 (Mewakili Pelanggan Rumah Tangga)

FEEDER-3 (Mewakili Pelanggan Bisnis)

140

250

120 200 100 80

150

60

100

40 50 20 0

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

0

24

2

4

6

8

10 12 14 16 18 20 22 24

FEEDER-6 (Mewakili Pelanggan Perkantoran)

FEEDER-4 (Mewakili Pelanggan Bisnis - Industri) 120

300

100

250

80

200

60

150

40

100

20

50 0

0 0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

0

24

116

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Pertumbuhan Beban

Tahun 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 - Juli Rata-rata

Pertumbuhan Beban Puncak Kapasitas Daya Beban Terpasang Mampu Puncak (MW) (MW) (MW)

Pertumbuhan MW

24,5 21,0 20,0 24,5 21,0 20,0 0,0 30,7 22,6 21,5 1,5 30,7 25,0 23,5 2,0 30,7 25,0 24,0 0,5 30,7 25,0 24,6 0,6 42,6 30,7 25,0 0,4 42,6 30,7 25,0 0,0 42,6 30,7 25,0 0,0 42,6 30,7 25,0 0,0 34,2 26,2 23,4 0,6 (Sumber: Hasil Penelitian, Segismundo, 2012)

117

(%) 0% 8% 9% 2% 3% 2% 0% 0% 0% 3%

Lampiran F Rangkuman Data Berdasarkan Hasil Wawancara

Data diperoleh melalui wawancara dengan pihak-pihak yang berwenang di EDTL, yang diantaranya meliputi bagian Transmisi dan distribusi, Pembangkitan, perncanaan dan keuangan.

Keterangan

Pembangkit

TT 2% 2% 3,5% 30 Thn

Jaringan TM 4% 3% 4% 25 Thn

TR 6% 5% 4,5% 20 Thn

2,50

29,10

23,75

Persentase Rugi Teknis (%) Pertumbuhan Biaya Investasi (%) Station Loss & Station Use (%) Biaya O&M Tetap (%) Biaya O&M Variable Fuel cost (%) Reserve Margin (%) Umur Ekonomis (Tahun) Bahan Bakar SFC saat WBP (liter/kWh) SFC saat LWBP (liter/kWh) Heat Rate saat WBP (KJ/kWh) Heat Rate saat LWBP (KJ/kWh) Low Heating Value (KJ/KG) Densitas (KG/m3) Harga Bahan Bakar ($/liter) Biaya investasi untuk Jaringan pada tahun referensi (Juta dolar)

2% 2% 4% 2,5% 20% 30 Thn HSD 0,2505 0,2355 9060 8500 42700 0,85 $1,00

Konsumsi Energi

Rumah Tangga

Bisnis Berskala Kecil

Bisnis Berskala Besar

Industri

Rata-rata (kWh/bulan)

80 -100

600 - 800

> 2000

-

Sumber: 1. Bagian Transmisi dan distribusi, EDTL Dili, Juni 2013. 2. Bagian Produksi, EDTL Dili, Juni 2013. 3. Bagian Perencanaan & Keuangan, EDTL Dili, Juli 2013. 4. Bagian Pemasaran, EDTL Dili, Juli 2013.

118