07. DEPRECIATION and Income TAXES

Seri Ekonomi Teknik (Engineering Economy)

oleh: Kelompok 2
Galuh Arum Prabandari, Irham, Muhamad Syamsudin, Nurrahman Jarman

Taxes have been collected since the dawn of civilization. Interestingly, in the United States, a federal income tax did not exist until March 13, 1913 when Congress enacted the Sixteenth Amendment to the Constitution.

Most organizations consider the effect of income taxes on the financial results of a proposed engineering project because income taxes usually represent a significant cash outflow that cannot be ignored in decision making.

DEPRESIASI

Depresiasi adalah penurunan nilai fisik barang dengan berlalunya waktu dan penggunaan.

Lebih spesifik lagi, depresiasi adalah konsep akuntansi yang menentukan suatu deduksi tahunan terhadap pendapatan sebelum pajak, dengan demikian efek waktu dan pengguaan atas nilai aset dapat direfleksikan di dalam laporan keuangan perusahaan. 

Deduksi depresiasi bertujuan untuk menyesuaikan nilai tahunan yang digunakan oleh suatu aset dalam proses produksi dari pendapatan berdasarkan umur ekonomis aktual aset. 

Depresiasi merupakan biaya non-kas yang mempengaruhi pendapatan pajak.

Barang yang dapat menyusut merupakan barang yang diperbolehkan untuk didepresiasi oleh Undang-Undang dan regulasi pajak pendapatan. Klasifikasi dari jenis barang harus dapat dipahami untuk dapat menentukan deduksi depresiasi. 

Barang yang dapat didepresiasi jika memenuhi ketentuan ketentuan dasar berikut:

1. Digunakan dalam bisnis atau digunakan untuk menghasilkan suatu pendapatan. 
2. Memiliki umur efektif yang dapat ditentukan, dan umur tersebut harus lebih dari satu tahun. 
3. Merupakan sesuatu yang dapat dipakai hingga aus, rusak, diperbaiki, menjadi tidak terpakai, atau nilainya hilang karena alasan-alasan umum. 
4. Bukan termasuk barang inventori,stok dalam perdagangan, atau barang investasi.

Barang yang dapat didepresiasikan diklasifikasikan menjadi;

1. Barang berwujud (tangible)
   merupakan barang yang dapat dilihat dan dipegang, barang ini terdiri dari barang pribadi (personal property) dan barang riil (real property). Yang termasuk barang pribadi adalah mesin, kendaraan, dan alat-alat lainnya. Sedangkan, barang riil seperti tanah dan umumnya adalah sesuatu yang dapat dibangun, tumbuh, dan ditancap di tanah.
2. Barang tidak berwujud (intangible)
   merupakan barang pribadi seperti hak cipta, paten, atau waralaba. 

METODE DEPRESIASI DALAM KETERKAITAN JANGKA WAKTU

Metode depresiasi yang diperbolehkan bisa berubah seiring dengan waktu. Berikut ini menujukkan metode pokok yang digunakan dalam tiga periode waktu yang berbeda (di USA).

Sebelum 1981, metode pokok yang digunakan adalah

• garis-lurus (straight-line, SL), 
• keseimbangan-menurun (declining-balance, DB), 
• jumlah-digit-tahun (sum of years digits, SYD). 

Secara kolektif, metode-metode ini dikenal sebagai metode depresiasi klasik atau historis. 

1. METODE GARIS LURUS (Straight Line, SL)

Depresiasi garis lurus merupakan metode depresiasi yang sederhana. Metode ini mengasumsikan bahwa suatu jumlah tetap yang didepresiasi setiap tahunnya atas umur depresiasi (efektif) aset. 

Persamaan yang digunakan;

dimana:

SVN  Estimasi nilai sisa pada akhir tahun N

dk      Kumulatif defreasiasi sepanjang tahun k

N        umur depresiasi aset dalam tahun

B        harga beli dari aset (cost basis), termasuk penyesuaian yang diizinkan

BVk   nilai buku pada akhir tahun k

1.2 METODE KESEIMBANGAN MENURUN (Declining Balance, DB)

Terkadang, metode ini sering disebut sebagai metode prosentase tetap (Constant Percentage Method) atau rumus matheson (Matheson formula), mengasumsikan bahwa depresiasi biaya tahunan merupakan persentase tetap dari BV pada permulaan tahun.

1.3 METODE JUMLANG ANGKA TAHUN (Sum of the Years Digits, SYD)

Angka-angka yang berkaitan dengan angka untuk setiap umur tahun yang diizinkan berada pada urutan pertama dalam urutan yang terbalik. Kemudian, jumlah dari angka-angka  ini ditentukan. 

Faktor depresiasi untuk setiap tahun merupakan angka dari daftar urutan terbalik untuk tahun tersebut dibagi dengan jumlah angkanya. 

Sebagai contoh, untuk barang yang mempunyai umur depresiasi (efektif) lima tahun, faktor depresiasi SYD-nya adalah sebagai berikut.

Depresiasi untuk setiap tahun adalah hasil dari faktor depresiasi SYD untuk tahun tersebut dan selisih antara Cost Basis (B) dan estmasi akhir SV. 

Bentuk umum dari biaya tahunan untuk setiap tahun k, apabila N sama dengan umur depresiasi aset, yaitu:

Nilai buku pada akhir tahun k adalah:

1.4 METODE PRODUKSI UNIT

Nilai barang yang menurun sebagian besar merupakan fungsi dari waktu. Apabila penurunan nilai kebanyakan karena fungsi penggunaan, depresiasi berdasarkan metodenya mungkin tidak tercemin dalam bentuk tahun.

Hasil dari metode ini dalam cost basis (dikurang SV akhir) dialokasikan secara sama berdasarkan estimasi angka dari unit-unit yang diproduksi sepanjang umur efektif aset. 

Persamaan yang digunakan, yaitu

2. MODIFIED ACCELERATED COST RECOVERY SYSTEM (MACRS)

Metode ini (MACRS) diciptakan oleh TRA 86 dan sekarang menjadi metode utama untuk menghitung deduksi depresiasi barang dalam proyek-proyek teknik (USA). 

MACRS berlaku untuk kebanyakan barang tangible yang dapat didepresiasi dalam penggunaannya setelah 31 Desember 1986. 

MACRS terdiri dari dua sistem untuk menghitung deduksi depresiasi. 

Sistem utamanya disebut General Depreciation System (GDS) dan sistem kedua disebut Alternative Depreciation System (ADS). 

Apabila aset didepresiasi dengan menggunakan MACRS, informasi berikut ini diperlukan sebelum deduksi depresiasi dihitung:

• Cost basis (B)
• Tanggal barang tersebut digunakan
• Kelas barang dan pemulihan
• Menggunakan metode depresiasi MACRS (GDS atau ADS)
• Konversi waktu yang digunakan (setengah tahun)

PAJAK PENDAPATAN

Pajak pendapatan dihasilkan dari operasi perusahaan yang menguntungan dan biasanya dimasukkan ke dalam perhitungan dalam mengevaluasi proyek-proyek teknik. 

Alasannya cukup sederhana, pajak pendapatan atas proyek-proyek yang diusulkan mungkin mencerminkan arus keluar utama yang harus dipertimbangan bersama-sama dengan arus kas masuk dan keluar lainnya dalam mengevaluasi seluruh keuntungan ekonomis dari proyek tersebut.

PERBEDAAN ANTARA JENIS-JENIS PAJAK YANG BERBEDA

1. Pajak pendapatan (Income taxes),
   dinilai sebagai suatu fungsidari pendapatana kotor (gross revenue) dikurangi deduksi yang diizinkan. Hal itu dilakukan oleh federal, kebanyakan negara bagian, dan kadang-kadang oleh pemerintahan kotamadya.
2. Pajak properti (Property taxes)
   dinilai sebagai fungsi dari nilai barang itu sendiri, seperti tanah, gedung, peralatan, dan tingkat pajak yang digunakan. Jadi, ini terlepas dari pendapatan atau laba perusahaan. Hal itu dilakukan oleh pemerintah kotamadya, kabupaten dan / negara bagian.
3. Pajak penjualan (Sales taxes)
   dinilai berdasarkan pembelian barang atau jasa, dan terlepas dari pendapatan (income) dan laba kotor. Pajak penjualan bersangkut-paut dalam studi ekonomi teknik hanya untuk tingkat itu yang mana mereka ditambahkan ke biaya dari barang yang dibeli.
4. Pajak pembelian (Excise taxes)
   merupakan pajak federal yang dinilai sebagai funsi dari penjualan barang atau jasa tertentu yang sering dianggap tidak penting, dan karenanya terlepas dari pendapatan atau laba dari bisnis. Meskipun mereka biasanya dibebankan kepada pabrik atau pengecer asli dari barang dan jasa tersebut, biayanya dikenai kepada si pembeli.

UNTUNG (RUGI) DARI SISA ASET

Apabila aset yang didepresiasi (barang pribadi tangible dan barang riil) dijual, nilai pasarnya jarang sekali sama dengan nilai bukunya.

Umumnya, keuntungan (kerugian) pada penjualan dari barang didepresiasi merupakan nilai pasar yang wajar dikurangi nilai bukunya pada saat itu.

Apabila penjualan menghasilkan keuntungan, hal itu sering mengacu sebagai depreciation recapture.

Tingkat pajak untuk keuntungan (kerugian) pada sisa barang pribadi yang didepresiasi biasanya sama untuk pendapatan atau kerugian biasa, yang merupakan effective income tax rate.

Apabila aset modal dijual atau diganti, keuntungan (kerugian) mengacu sebagai keuntungan (kerugian) modal. Contoh dari aset modal adalah saham, obligasi, emas, perak,dan logam lainnya, sama halnya dengan barang riil seperti rumah.

BAHAN DISKUSI

1. Kondisi seperti apa untuk memenuhi persyaratan sebuah barang atau kegiatan bisa didepresiasikan. 
2. Perbedaan mendasar dari personel property dan real property dan contoh untuk memperjelas perbedaan dalam lingkup ketenaga listrikan. 
3. Apakah batubara yang disimpan / distok untuk bahan bakar pembangkit listrik mengalami depresiasi? Jika iya termasuk dalam klasifikasi barang apa? 
4. Perbedaan mendasar dari ketiga metode depresiasi yang digunakan berdasarkan jangka waktu sebelum 1981, antara 1981-1986 dan setelah 1986 ? 
5. Dampak apa yang terjadi jika perencanaan depresiasi lebih lama pada after tax profitability sebuah investasi ? 
6. Sebuah asset yang didepresiasi dijual dan menghasilkan keuntungan sering disebut depreciation recapture, dalam kondisi nyata bilamanakah hal tersebut bisa terjadi? 

+++

Sumber : Engineering Economy thirteenth Edition, William G Sullivian, Elin M.Wicks, James T.Luxhoj.

Read More

10. DIRECT UNIT Comparison

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 2

Bagus W. Wahyuntoro, Samuel LB. Parura, Felix Rudianto, Nino Teguh Pamuji

Prinsip “provide energy at the lowest possible cost” digunakan pada pemilihan alternatif pembangkit.

Setelah kandidat pembangkit ditentukan dengan total system cost analysis, bagaimana kita membandingkan pembangkit satu dengan alternatif yang lain? Bagaimana kita mengambil keputusan dengan menggunakan perbandingan yang objektif?

Direct unit cost comparison merupakan perbandingan yang hanya menggunakan biaya pembangkit alternatif dalam perhitungannya. Ada dua metoda direct unit comparison sebagai berikut.

1. Cost of Electricity (COE)
2. Lifecycle Cost (LCC)

Cost of Electricity (COE)

Merupakan biaya yang dikeluarkan tiap kWh atau tiap MWh oleh pembangkit tenaga listrik ($/MWh). COE sering juga disebut dengan terminologi “busbar cost”.

COE digunakan pada pembangkit  satu dengan yang lain, dengan membandingkan $/MWh atau $/kWh masing-masing pembangkit. 

Pembangkit yang memiliki COE terendah yang akan dipilih.

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, ada dua komponen biaya pembangkitan:

1. Biaya tetap (dalam $/year atau Rp/tahun),
   harus dikeluarkan baik pembangkit beroperasi atau tidak, terdiri atas biaya investasi / kapital dan biaya tetap O&M
2. Biaya variabel (dalam $/MWh atau Rp/kWh),
   sebanding dengan fungsi energi yang dibangkitkan, terdiri atas biaya bahan bakar dan biaya variabel O&M

Cost of Electricity (COE) suatu pembangkit dihitung dengan persamaan berikut:

COE = 10³ x [ D x fcr + O_f ] / (8760 x C_f) + (O_v + h x F x 10^-3)

•      COE = Cost of Electricity ($/MWh)

•      D = biaya kapital pembangkit ($/kW)

•      fcr = levelized fixed-charge rate (p.u.)

•      O_f = Biaya tetap O&M ($/kW-yr)

•      O_v = Biaya variabel O&M ($/MWh)

•      C_f = Capacity factor (p.u.)

•      h = heat rate (kJ/kWh atau Btu/kWh)

•      F = biaya bahan bakar ($/GJ atau $/MBtu) 

Esensi COE adalah satuannya, $/MWh. COE merupakan metode yang paling sering digunakan karena simple namun sering menimbulkan misleading, sebagai berikut:

• Meskipun biaya investasi, D, dari tiap alternatif diperoleh secara konsisten, namun rating pembangkit yang sebenarnya bisa saja berbeda.
  Sehingga pembangkit tersebut belum tentu dapat memberikan energi yang sama kepada sistem dan tidak dapat berkontribusi pada kehandalan sistem atau kemampuan memikul beban.
• Meski rating-nya sama pun, pembangkit tersebut tidak dapat berkontribusi pada kehandalan sistem, apabila FOR-nya berbeda.
• Capacity factor, Cf, harus diasumsikan pada pembangkit tersebut sehingga energi tahunan dapat dibandingkan satu dengan yang lain.

Lifecycle Cost (LCC)

Merupakan biaya yang dikeluarkan tiap tahun oleh pembangkit tenaga listrik ($/year). 

Evaluasi LCC mempertimbangkan umur pembangkit (total unit life).

Komponen LCC adalah sebagai berikut:

–     Biaya Kapasitas Pembangkit (Capacity Cost)

–     Biaya Energi Pembangkit  (Energy Cost)

Untuk menghitung LCC, mula-mula, salah satu alternatif dipilih menjadi base unit.

PERHITUNGAN CAPACITY COST

Kapasitas efektif pembangkit (base = L₀ dan alternate = L) dihitung terlebih dahulu. 

Biaya kapasitas base unit adalah sebagai berikut.

   G₀ = C₀ x [ D₀ x fcr + O_f0 ]

•      G₀ = Biaya kapasitas base unit ($/yr)

•      C₀ = kapasitas pembangkit base unit (kW)

•      D₀ = biaya capital pembangkit base unit ($/kW)

•      fcr = levelized fixed-charge rate (p.u.)

•      O_f0 = biaya tetap O&M ($/kW-yr)

Biaya kapasitas alternate unit adalah sebagai berikut.

   G = C x [ D x fcr + O_f ] + ( L₀ - L ) S_c

•      G = Biaya kapasitas alternate unit ($/yr)

•      C = kapasitas pembangkit alternate unit (kW)

•      D = biaya capital pembangkit alternate unit ($/kW)

•      L₀ , L = kapasitas efektif pembangkit, base unit dan alternate unit (kW)

•      S_c = Biaya kapasitas system replacement ($/kWh-yr)

Komponen “( L₀ - L ) S_e” meng-kompensasi perbedaan baik kapasitas dan FOR dari base unit dan alternate unit.

PERHITUNGAN ENERGY COST

Energi yang diproduksi base unit

   W₀ = C₀ x 8760 x C_f

-  W₀ = Energi base unit (kWh/yr)

-   C_f = capacity factor (p.u)

Biaya energi base unit (awal)

   E₀ = W₀ x (h₀ x F₀ /10⁶ + O_v0 /10³)

-  E₀ = Biaya energi base unit ($/yr)

-  h₀ = Heat rate base unit (kJ/kWh atau Btu/kWh)

-  F₀ = Biaya bahan bakar base unit ($/GJ atau ($/Mbtu)

-  O_v0 = Biaya variabel O&M base unit ($/MWh)

Energi yang diproduksi alternate units

   W = C x 8760 x C_f x (1-R_f) / (1-R_f0)

-  W = Energi alternate units (kWh/yr)

-  R_f = FOR alternate unit (p.u)

-  R_f0 = FOR base unit (p.u)

Biaya energi alternate units (awal) adalah sebagai berikut.

   E = W x (h x F /10⁶ + O_v /10³) + (W₀ – W) x S_e /10³

-  E = Biaya energi alternate unit ($/yr)

-  h = Heat rate (kJ/kWh atau Btu/kWh)

-  F = Biaya bahan bakar alternate unit ($/GJ atau ($/Mbtu)

-  O_v = Biaya variabel O&M ($/MWh)

-  S_e = Biaya energi system replacement ($/MWh)

Komponen “(W₀ – W) x S_e” meng-kompensasi biaya energi alternate unit terhadap biaya energi base unit.

Pada biaya energi, terdapat komponen capacity factor yang kenyataannya berubah terhadap waktu. Untuk itu harus dilakukan level terhadap capacity factor.

Gambar 1. Capacity Factor Trend

Demikian juga komponen fuel cost pada biaya energi yang kenyataannya juga berubah terhadap waktu dan harus dilakukan level terhadap komponen fuel cost ini.

Gambar 2. Fuel Cost Trend

Demikian juga terhadap biaya O&M dapat dilakukan level yang sama.

Setelah dilakukan level terhadap capacity factor dan fuel cost, maka dilakukan level terhadap produk keduanya. 

Kemudian hasilnya dimasukkan ke dalam persamaan biaya energi awal dan diperoleh biaya energi final.

Biaya energi (final) untuk base unit adalah sebagai berikut.

Biaya energi (final) untuk alternate unit adalah sebagai berikut.

Komponen Cf x F dan yang lainnya merepresentasikan ekuivalen dari komponen-komponen tersebut yang telah disetarakan (level).

SCREENING CURVES

Merupakan penggambaran (plot) dari annual cost pembangkit (dalam $/kW-year) terhadap capacity factor (dalam p.u.). 

Screening curves bukan metode evaluasi yang menggantikan kalkulasi LCC.

Screening curves paling sering berguna untuk perbandingan kasar secara keseluruhan (gross comparison) pembangkit dengan mode aplikasi yang berbeda atau untuk mengilustrasikan dengan mode seperti apa, tipe suatu pembangkit atau pembangkit baru dapat digunakan.

Screening curves digambarkan untuk tiap pembangkit seperti Gambar 3 di bawah. 

Pembangkit “X” merupakan suatu pembangkit dengan biaya investasi yang tinggi namun biaya bahan bakar yang lebih rendah dari pembangkit nuklir.

Gambar 3. Screening Curves (tanpa eskalasi)

Bagaimana menginterpretasikan kurva tersebut?

Untuk beban dasar (Cf > 0.5), pembangkit nuklir relatif terbaik. 

Untuk beban puncak (Cf < 0.35), pembangkit gas relatif memiliki biaya terendah. 

Untuk faktor kapasitas sekitar 0.4, terlihat combined-cycle dapat dijalankan terus, bersaing dengan penggunaan pembangkit batubara. 

Pembangkit “X” harus keluar (screened out) dari pertarungan karena tidak memiliki biaya terendah pada faktor kapasitas berapapun

Apabila digunakan asumsi eskalasi 8% tiap tahun untuk biaya bahan bakar dan O&M akan diperoleh . screening curves seperti Gambar 4 di bawah.

Gambar 4. Screening Curves (dengan eskalasi)

Pada Gambar 4 tersebut terlihat bahwa terjadi pergeseran proporsi biaya bahan bakar dan biaya investasi. 

Pembangkit “X” yang dapat digunakan pada area faktor kapasitas tinggi, sehingga pembangkit nuklir hanya dapat digunakan untuk aplikasi midrange.

Pembangkit combined-cycle masih dapat digunakan namun pada area yang kecil.

Pembangkit batubara tidak dapat dijalankan (screened out) karena tidak memiliki biaya terendah pada faktor kapasitas berapapun.

Pembangkit turbin gas tetap dapat digunakan untuk beban puncak namun dengan area faktor kapasitas mengecil.

Screening curve tidak dapat digunakan sebagai dasar pemilihan pembangkit selanjutnya yang ditambahkan pada jaringan. 

Penambahan pembangkit baru harus menggunakan analisis keekonomian (total system cost analysis).

Summary

Direct unit comparison berguna untuk pemilihan pembangkit yang mirip dan tipe sama setelah unit size dan heat rate ditentukan dengan total system cost analysis.

Direct unit comparison juga berguna untuk menggambarkan mode aplikasi suatu pembangkit dimana secara ekonomi menjadi kompetitif. Penggambaran tersebut menggunakan screening curve, yang relatif sederhana dan cukup akurat.

Metode Cost of Electricity (COE) atau dengan membandingkan $/MWh masing-masing pembangkit, meskipun paling sering digunakan, namun ambigu dan rentan menjadi gambaran yang salah.

Metode Lifecycle Cost (LCC) lebih memakan waktu, namun memberikan lebih banyak pengertian, lebih lengkap, lebih akurat dan lebih disukai.

Dengan metode manapun, prinsip “at the lowest possible cost” menjadi dasar dalam pemilihan pembangkit.

STUDI KASUS

Coba gunakan COE dan LCC untuk pemilihan pembangkit di bawah ini.

	Symbol	Pembangkit  #1 (base)	Pembangkit  #2 (alternate)
Capacity	C	500 MW	490 MW
Plant Cost	D	950 $/kW	930 $/kW
Heat Rate	H	9,500 kJ/kWh   (9,005 Btu/kWh)	10,000 kJ/kWh  (9,479 Btu/kWh)
Fuel Price	F	1.65 $/GJ  (1.74 $/MBtu)	1.65 $/GJ  (1.74 $/MBtu)
O&M Fixed Cost	Of	4.0 $/kW-year	4.0 $/kW-year
O&M Variable Cost	Ov	2.4 $/MWh	2.5 $/MWh
Forced-Outage Rate (p.u.)	Rf	0.1	0.12
Discount Rate (p.u.)	R	0.12
Inflation Rate (p.u.)	U	0.08
Fixed-Charge Rate (p.u.)	fcr	0.18
Useful Life	n	30 years
LOLP slope	M	600 MW
System replacement capacity cost	Sc	50 $/kW-year
System replacement energy cost	Se	22 $/MWh

Referensi:

• Energy Information Administration (EIA), (2013), Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, Washington, DC 20585
• Marsh, W.D., Electric Utility Power Generation Economics, Clarendon Press – Oxford, University Press, NY
• K.E. Holbert, (2011), Electric Energy Economics
• Shaalan, H.E., Generation of Electric Power
• http://dddusmma.wordpress.com/2011/11/01/true-cost-of-electricity/

Bahan Diskusi

1. Dari studi kasus di atas, evaluasi dan lakukan perhitungan dengan menggunakan COE dan LCC !
2. Seandainya pembangkit listrik tenaga air (PLTA) dimasukkan ke dalam screening curve, kira-kira bagaimana penggambarannya? Pada range capacity factor seperti apa pembangkit tersebut beroperasi?
3. Bagaimana fuel cost trend energi fosil (batubara, minyak dan gas) di Indonesia? Dari sepuluh tahun terakhir, berapa inflation rate-nya? Sebutkan referensi pendukung.
4. Dengan tetap menggunakan prinsip “at the lowest possible cost”, pembangkit batubara (PLTU) memiliki biaya pembangkitan yang cukup rendah untuk beban dasar, menurut IEA dan menurut statistik PLN. Mengapa PLTU masih jarang digunakan untuk pembangkit di luar Jawa?

Read More

09. PROBLEM In TOTAL SYSTEM Analysis

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 3
Arif Budiman, Dedy Rachmansyah, Elif Doska Marliska, Indrawan Nugrahanto

Pendahuluan

Pada studi keekonomian pembangkitan, dalam kerangka menerapkan prinsip “provide electricity at the lowest possible cost”, ditemukan beberapa tantangan yang memerlukan solusi dengan menggunakan Total System Analysis.

Analisis tersebut berlaku dari pembangkitan yang sederhana hingga pembangkitan untuk perluasan sistem dari unit-unit yang sudah ada dan retirement suatu unit.

Sistem pembangkitan merupakan suatu sistem yang berkembang;

artinya bahwa setiap unit pembangkitan yang baru harus dipilih berdasarkan sistem operasinya dan keekonomiannya yang sesuai demi konsistensi penerapan prinsip tersebut di atas.

Kesesuainya bukan hanya pada unit-unit yang sudah ada namun juga harus memperhitungkan unit-unit yang akan direncanakan di kemudian hari.

Oleh karena itu dibutuhkan simulasi sistem jangka panjang untuk pemilihan besarnya unit pembangkit dan tipe unit pembangkit yang akan dibangun.

Pemilihan Tipe Unit Pembangkit

Berdasarkan sumber energinya pembangkit dapat berupa:

• pembangkit nuklir
• fosil ataupun hydro. 

Akan tetapi secara garis besar tipe pambangkit dapat dikelompokkan berdasarkan model operasinya terhadap beban yaitu :

No.	Tipe Pembangkit	KARAKTERISTIK	Contoh Jenis Pembangkit
1	Baseload	·    Tidak dapat mengikuti perubahan beban ·    Proses start lama ·    Harga bahan bakar relatif murah ·    Dibangkitkan mendekati daya mampunya ·    Capacity factor 75-85%	PLTU, PLTN
2	Midrange	·    Tidak terlalu cepat mengikuti perubahan beban ·    Starting relatif lebih singkat dibanding untuk baseload ·    Harga bahan bakar relatif lebih mahal dibanding baseload	PLTGU
3	Peakload	·    Cepat mengikuti perubahan beban ·    Proses start cepat ·    Harga bahan bakar mahal ·    Dibangkitkan sebagai cadangan saat beban puncak ·    Capacity factor antara 0-20%	PLTG, PLTD

Idealnya untuk mendapatkan optimasi pembangkitan proses pembangkitan dapat dilakukan dengan membagi-bagi permukaan di bawah kurva lama beban (load duration curve) menjadi segmen-segmen yang dialokasikan pada setiap pusat manajemen kelistrikan, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1 di bawah ini.

Gambar 1. Kurva Durasi Beban Memperlihatkan Kapasitas Pembangkitan Di Tahun Ke-0

Akan tetapi dalam realitanya pembangkit yang bekerja pada baseload tidak selamanya bisa terus men-supply dalam satu tahun. Sehingga kurva lama beban tersebut harus diubah menjadi kurva lama pembangkitan (generation duration curve). Hal ini dapat dilihat pada Gambar 2 di bawah ini.

Gambar 2. Kurva Durasi Pembangkitan Memperlihatkan Kapasitas Pembangkitan Di Tahun Ke-0

Dari kurva durasi pembangkitan tersebut, biaya total pembangkitan tentu saja meningkat karena pembangkit yang diperuntukkan pada beban puncak (peak load) beroperasi lebih lama sehingga biaya bahan bakar akan naik.

Dengan adanya kasus seperti itu maka diperlukan sebuah solusi yaitu dengan menambah pembangkit yang memiliki biaya yang lebih rendah seperti pembangkit nuklir (PLTN). 

Jika diasumsikan ada pembangkit nuklir yang masuk dan memikul beban dasar (base load) maka pembangkit tersebut dapat mengisi daerah di bawah kurva tersebut seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3 di bawah ini.

Gambar 3. Kurva Durasi Pembangkitan Dengan Adanya Pembangkit Baru

Dengan strategi tersebut setidaknya dapat mengurangi biaya pembangkitan total akan tetapi pemilihan strategi tersebut tetap harus mempertimbangkan hal-hal yang lainnya.

Mixed Pattern Operations : Economics & Optimization

Pada suatu studi kasus pengembangan yang melibatkan pembangkit turbin gas (PLTG), pembangkit combined-cycle dan pembangkit nuklir (PLTN), diperoleh suatu kurva investasi terhadap biaya bahan bakar yang dapat digambarkan pada Gambar 4 di bawah. 

Gambar 4. Karakteristik Biaya Pengembangan Unit Pembangkitan

Pembangkit tipe lain, apabila digambarkan tidak harus mengikuti kurva tersebut. 

Namun disini terlihat prinsip berikut. 

Prinsip pertama, “suatu bauran (mixture) dari beberapa tipe pembangkit akan lebih ekonomis bila dibandingkan dengan satu tipe”. 

Prinsip kedua, “suatu bauran (mixture) dari beberapa tipe pembangkit akan memberikan fleksibilitas operasi bila dibandingkan dengan satu tipe”.

Akan tetapi perlu diperhatikan bahwa besar pembangkit nuklir yang dibangun haruslah memperhatikan mengenai besar base load yang akan ditanggung. 

Apabila pembangkit yang dibangun terlalu besar dibanding dengan energi listrik untuk base load yang digunakan maka akan semakin besar biaya reserve sehingga akan tidak optimal secara biaya. 

Apabila suatu simulasi dilakukan mengenai besar PLTN yang harus di bangun ke dalam sistem maka akan terlihat hasil pada Gambar 5 di bawah ini.

Gambar 5. Grafik Besar Kapasitas PLTN Yang Efektif

Gambar di atas memperlihatkan kapasitas unit pembangkit yang paling efektif untuk PLTN sebesar 3.500 MW.

Simulasi ini dapat diterapkan pada jenis pembangkit lainnya dengan memperhatikan besaran net saving yang paling besar. Net saving merupakan pengurangan Fix Charges Saving dengan Production Cost Penalty. 

Pemilihan Besar Unit Pembangkit 

Plant cost akan mengalami penurunan untuk setiap MWh yang dihasilkan. Dalam batas tertentu, jika unit pembangkit yang dibangun semakin besar seperti terlihat pada Gambar 6 di bawah ini.

Gambar 6. Plant Cost Berdasarkan Besar Unit

Begitu pula dengan O&M Cost seperti terlihat pada Gambar 7 di bawah ini.

Gambar 7. Biaya O&M Terhadap Besar Unit

Meskipun semakin besar unit pembangkit yang dibangun memiliki Plant Cost dan O&M Cost yang lebih kecil, 

akan tetapi dalam membangun pembangkit perlu diperhatikan optimalisasi antara pilihan membangun pembangkit dengan hanya satu pembangkit besar atau beberapa pembangkit yang lebih kecil yang setara dengan satu unit pembangkit yang besar. 

Pembangunan beberapa pembangkit yang lebih kecil akan memperbesar biaya plant cost dan O&M cost, akan tetapi akan memperkecil reserve cost. 

Namun demikian, pada kondisi tertentu pembangunan satu pembangkit besar akan lebih menguntungkan dibandingkan dengan pembangunan beberapa pembangkit yang lebih kecil, misalnya dari satu pembangkit besar menjadi dua pembangkit dengan besar separuh dari apabila hanya akan dibangun satu pembangkit besar.

Apabila simulasi tersebut digambarkan, maka akan terlihat hubungan alternatif tersebut seperti Gambar 8 di bawah ini

Gambar 8. Prinsip Dari Optimalisasi Unit

Jadi penentuan tipe dan besar suatu unit pembangkit dilihat dari : 

• Karakteristik beban yang akan disuplai;
  Untuk pembangkit tipe beban dasar (base load) jangan sampai terlalu banyak sisa daya mampu yang dijadikan sebagai cadangan (reserve) yang diakibatkan karakteristik beban yang fluktuatif.
  
  Apabila pola beban sangat fluktuatif, maka diperlukan pembangkit yang dapat mengikuti beban sehingga menjadi tidak berguna membangun pembangkit base load dengan kapasitas yang sangat besar karena tidak mampu mengikuti beban.
• Memperhitungkan investasi awal (plant cost), biaya O&M dan reserve cost untuk memperoleh besar unit pembangkit yang paling optimal.
• Mempertimbangkan sistem transmisi yang tersedia;
  Apabila ingin membangun pembangkit, ketersediaan infrastruktur sistem transmisi dan kapasitas sistem transmisi yang telah ada perlu dicermati.
  
  Terkadang, biaya untuk transmisi juga harus diperhitungkan 

Pemberhentian Operasi (Retirement) Unit Pembangkit

Tujuan pembelajaran dalam hal pembangkitan adalah: 

untuk memilih jenis keekonomisan dan ukuran dari unit pembangkit dimasa mendatang, yang mana merupakan hasil analisis karakteristik dan pertumbuhan beban, yang digabungkan antara analisis atau perkiraan pemberhentian dari pembangkit, dimana unit pembangkit tersebut akan habis masa pakainya.

Jadwal dari unit pembangkit yang habis masa pakai disiapkan berdasarkan studi dari 20 tahun, dan progres dari pembelajaran unit diambil dari LOLP dan model kapasitas produksi. 

Hal ini merupakan cerminan dari kebutuhan sistem cadangan dan biaya produksi dan tidak terpengaruh oleh efek biaya kapital jika pemberhentiaan menjadi pilihan kasus yang dipelajari.

Perhitngan nilai NPV pada tahun pemberhentiannya, di rumuskan sebagai berikut :

dimana :  

A(y)   =  Annual ad valorem taxe and insurance

 T (y)  =  Anuual income tax

 r        =  discount rate

 n1      =  early retirement year

 n        =  normal retirement year

Pada kasus tertentu, mempensiunkan beberapa pembangkit lebih awal untuk menghemat biaya pajak bukanlah sesuatu yang memiliki efek besar untuk meningkatkan optimalisasi biaya pembangkitan, 

tetapi yang paling penting sebenarnya adalah dengan ketepatan penjadwalan masuknya pembangkit-pembangkit baru agar mencapai biaya pembangkitan yang optimal melalui perhitungan lebih lanjut dengan LOLP. 

Nilai fixed charge pembangunan pembangkit baru merupakan sebuah konsekuensi jika melakukan pensiun lebih awal pada suatu pembangkit, 

tetapi di sisi lain penggantian pembangkit baru akan menurunkan biaya bahan bakar dan biaya O&M, sehingga akan membuat optimal biaya pembangkitan.

Prosedur untuk menganilisa pemberhentian diawal kemungkinan dapat disimpulkan sebagai berikut:

1. Pengembangan pemberhentian unit sesuai dengan schedule nya 20 tahun 
2. Pengembangan pemberhentian unit disesuaikan dengan kehandalannya 
3. Untuk jadwal penambahan, memperhitungkan present worth (PW), biaya produksi, PW dari biaya produksi dan tingkat biaya tetap dari investasi baru. 
4. Mengeluarkan dari PW simpanan pajak di unit pemberhentian dari semua PW di rencana pemberhentian awal. 
5. Memiliki pilihan perencanaan yang paling rendah dari semua PW. 

Ada beberapa hal lain yang harus diperhatikan pada Total System Analysis selain dari bidang keteknikan tetapi juga karakteristik dari beban/pengguna energi listrik itu sendiri yang lebih ke arah kecenderungan sosial berupa perilaku penggunaan energi listrik. 

sehingga diharapkan, dengan mengetahui karakteristik beban maka pembangkit yang dipilih untuk pengembangan merupakan yang optimal, sehingga prinsip “provide electricity at the lowest possible cost” dapat dipenuhi.

Sumber :
Marsh, W. D. Diktat Electric Utility Power Generation Economics. New York: Clarendon Press-Oxford, University Press.

Read More