Upload
dangcong
View
222
Download
0
Embed Size (px)
Citation preview
BAB 4
PENGUMPULAN, PENGOLAHAN DAN ANALISIS
DATA
4.1. Pengumpulan Data
4.1.1. Alternatif Jenis Pembangkit
Diantara beberapa jenis pembangkit tenaga listrik seperti yang diuraikan di Bab 2,
maka berdasarkan studi pendahuluan dan wawancara dengan responden hanya ada
tiga jenis pembangkit yang sesuai untuk diterapkan di industri manufaktur, yaitu :
- Generator Gas Engine
- Generator Diesel Engine
- Turbin Uap dual fuel (diesel – natural gas)
Ketiga pembangkit diatas mempunyai kelebihan untuk dipakai di industri yaitu :
1. Mampu menghasilkan daya hingga tingkat menengah (125 kW – 2MW)
2. Ukurannya relatif compact, sehingga bisa ditempatkan sedekat mungkin
dengan fasilitas produksi.
3. Tidak banyak memerlukan infrastruktur pendukung, mudah dalam prosedur
pengoperasian dan perawatan.
4. Bahan bakar relatif mudah diperoleh.
Dengan alternatif diatas maka dilakukan pemilihan berdasarkan kriteria yang
ditetapkan PT.AHM untuk pembangkit, yaitu :
90
- Biaya investasi
- Biaya produksi listrik
- Kualitas tenaga listrik
- Kemudahan operasional, maintenance dan trouble shooting
- Kontinuitas bahan bakar
Berdasarkan alternatif dan kriteria diatas maka dibuat kuosioner (lampiran)
sebagai input metode AHP yang akan dipakai melakukan pemilihan alternatif.
Kuosioner diberikan kepada tiga kelompok responden yang cukup mewakili proyek
pembangunan power plant, yaitu :
1. Owner (pemilik proyek), dalam hal ini manajemen PT.Astra Honda Motor,
yang diwakili oleh : - Facility Provider Plant 1 : 2 orang
- Facility Provider Plant 2 : 2 orang
- Facility Provider Plant 3 : 2 orang
2. Kontraktor Power, Mechanical and Electrical, terdiri dari :
- PT. Prima Jaya Guna Engineering : 2 orang
- PT. Taiyo Sinar raya Teknik : 1 orang
- PT. Indah Yamamitra : 1 orang
- PT. Quantum Intra Teknik : 1 orang
3. Konsultan Power, Mechanical and Electrical, yaitu :
- PT. Gistama Inti Semesta : 2 orang +
Total Jumlah Responden : 12 orang
91
Berikut adalah tabel yang menunjukkan kesimpulan hasil kuosioner. Point dengan
tanda (*) merupakan rata-rata scoring skala prioritas responden terhadap pilihannya.
Tabel 4.1
Kesimpulan hasil kuosioner
Alternatif Pembangkit No. Kriteria
Pilihan 1 Pilihan 2 Pembangkit
Pilihan Responden Point
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9 1 Biaya Investasi
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3 4 5* 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 2 Biaya Produksi Listrik
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 3 Kualitas Tenaga Listrik
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Gas Engine (GE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Gas Engine (GE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9 4
Kemudahan Operasional,
Maintenance dan Trouble
shooting Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Diesel Engine (DE) 1 2 3 4* 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Diesel Engine (DE) Diesel Engine (DE) 1 2* 3 4 5 6 7 8 9
Gas Engine (GE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9 5 Kontinuitas Bahan Bakar
Diesel Engine (DE) Turbin Uap (TU) Turbin Uap (TU) 1 2 3* 4 5 6 7 8 9
4.1.2. Daya dan Tarif Listrik
Saat ini PT.AHM Plant III berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo dengan
kelas I-4. Suplai dari PT.CL untuk PT.AHM Plant II terdiri dari dua cabang, yaitu :
1. Gardu Utility 1, dengan kapasitas terpasang 6000 kVA (kilo Volt Ampere).
2. Gardu Utility 2, dengan kapasitas terpasang 4600 kVA (kilo Volt Ampere).
92
Maka kapasitas total terpasang efektif PT.AHM Plant III per bulan adalah :
24228.046006000
××⎥⎦⎤
⎢⎣⎡ + = (10,600/0.8) x 22 x 24 = 4,477,440 kWh
Dimana 0.8 adalah faktor transisi dari kVA ke KW (1 kVA = 0.8 kW).
Sedangkan tarif yang diberlakukan oleh PT.Cikarang Listrindo adalah sebagai
berikut (data per Juli 2007) :
- Untuk pemakaian saat WBP (waktu beban puncak/Rate 1) antara pukul 07.00 –
22.00 = Rp.742.59/kWh.
- Untuk pemakaian saat LWBP (luar waktu beban puncak/Rate 2) antara pukul
22.00 – 07.00 = Rp.742.59/kWh.
- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, biaya ini selalu sama
tiap bulannya (identik dengan biaya abonemen).
4.1.3. Pemakaian Daya Listrik
Data pemakaian listrik yang diambil adalah data aktual pemakaian listrik untuk
Gardu Utility 1 dan Gardu Utility 2 dimulai dari periode Juli 2006 sampai dengan
Juni 2007. Nama setiap bulan diganti dengan penomoran untuk mempermudah
pengolahan data, seperti ditunjukkan oleh tabel 4.2, sedangkan pola pemakaian listrik
dapat dilihat pada grafik 4.1
93
Tabel 4.2
Data pemakaian daya listrik aktual periode Juli 2006 – Juni 2007
4.1.4. Data Jam dan Hari Kerja
Jumlah hari kerja normal tanpa overtime per bulan adalah 22 hari kerja.
PT.AHM Plant III dalam keadaan produksi normal (juga tanpa overtime)
menerapkan dua shift kerja, dimana :
- Jam kerja shift 1 dimulai dari jam 07.00 – 16.00.
- Jam kerja shift 2 dimulai dari jam 16.00 – 24.00.
Sedangkan waktu yang dibutuhkan untuk inisialisasi (persiapan run) mesin
sendiri kurang lebih 1 jam. Dan juga setelah jam kerja shift 2 berakhir, masih ada
beberapa mesin seperti pompa-pompa dan penerangan umum yang tetap bekerja
secara otomatis. Sehingga diasumsikan jam kerja per hari adalah 24 jam.
Gardu Utility 1 (kWh)
Gardu Utility 2 (kWh)
Tahun Bulan Notasi Jumlah
Produksi (Unit) LWBP
(kWh) WBP (kWh)
LWBP (kWh)
WBP (kWh)
Total LWPB
Total WBP
Total Pemakaian
Daya Listrik
Plant III (kWh)
Jul-06 1 66,000 494,100 1,149,900 547,200 867,700 1,041,300 2,017,600 3,058,900
Aug-06 2 86,000 655,600 1,519,900 598,700 1,346,500 1,254,300 2,866,400 4,120,700
Sep-06 3 94,923 673,000 1,413,300 461,900 1,357,600 1,134,900 2,770,900 3,905,800
Oct-06 4 63,840 636,200 1,303,600 427,000 1,477,500 1,063,200 2,781,100 3,844,300
Nov-06 5 120,215 677,000 1,402,100 610,900 1,359,800 1,287,900 2,761,900 4,049,800
2006
Dec-06 6 110,188 720,200 1,454,800 832,300 1,463,300 1,552,500 2,918,100 4,470,600
Jan-07 7 66,301 659,600 1,343,800 695,100 1,089,000 1,354,700 2,432,800 3,787,500
Feb-07 8 66,619 582,700 1,262,200 703,500 1,009,400 1,286,200 2,271,600 3,557,800
Mar-07 9 63,272 536,900 1,130,100 627,400 922,400 1,164,300 2,052,500 3,216,800
Apr-07 10 62,051 545,100 1,142,400 632,900 939,100 1,178,000 2,081,500 3,259,500
May-07 11 71,350 663,400 1,392,700 762,400 1,298,600 1,425,800 2,691,300 4,117,100
2007
Jun-07 12 67,900 682,400 1,409,200 574,400 1,308,900 1,256,800 2,718,100 3,974,900
94
4.2. Pengolahan Data
4.2.1. Penentuan Jenis Pembangkit Listrik
Penentuan jenis pembangkit dilakukan dengan metode AHP (Analythical
Hierarchy Process) dengan input data berupa kesimpulan hasil kuosioner seperti
ditunjukkan oleh tabel 4.1. Tahap - tahap penentuan jenis pembangkit dengan metode
AHP adalah sebagai berikut :
1. Membuat Matriks pairwise comparison untuk alternatif pada setiap kriteria
keputusan yang ditetapkan, yaitu : biaya investasi, biaya produksi listrik,
kualitas tenaga listrik, kemudahan operasional dan kontinuitas bahan bakar
Tabel 4.3
Matriks Pairwise Comparison untuk alternatif pada setiap kriteria
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 1/3 1/2 GE 1 5 4
DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3
TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 3 3 GE 1 2 4
DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4
TU 1/3 ½ 1 TU 1/4 1/4 1 Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU
GE 1 2 1/3
DE 1/2 1 1/3
TU 3 3 1
95
2. Menjumlahkan nilai pada setiap kolom
Tabel 4.4
Penjumlahan nilai setiap kolom
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 1/3 ½ GE 1 5 4
DE 3 1 4 DE 1/5 1 1/3
TU 2 1/4 1 TU 1/4 3 1
Jumlah 6 1 7/12 5 1/2 Jumlah 1 9/20 9 5 1/3
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik
Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU
GE 1 3 3 GE 1 2 4
DE 1/3 1 2 DE 1/2 1 4
TU 1/3 1/2 1 TU 1/4 1/4 1
Jumlah 1 2/3 4 1/2 6 Jumlah 1 3/4 3 1/4 9
Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU
GE 1 2 1/3
DE 1/2 1 1/3
TU 3 3 1
Jumlah 4 1/2 6 1 2/3
3. Membagi nilai tiap kolom terkait dengan hasil penjumlahan, kemudian hasil
tiap kolom dijumlahkan lagi, hasilnya harus sama dengan 1.
Tabel 4.5
Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU GE 1/6 4/19 1/11 GE 20/29 5/9 3/4
DE 1/2 12/19 8/11 DE 4/29 1/9 1/16
TU 1/3 3/19 2/11 TU 5/29 1/3 3/16
Jumlah 1 1 1 Jumlah 1 1 1
96
Lanjutan Tabel 4.5
Pembagian nilai kolom dengan hasil penjumlahan
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Pembangkit GE DE TU GE 3/5 2/3 1/2 GE 4/7 8/13 4/9 DE 1/5 2/9 1/3 DE 2/7 4/13 4/9 TU 1/5 1/9 1/6 TU 1/7 1/13 1/9
Jumlah 1 1 1 Jumlah 1 1 1 Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar Pembangkit GE DE TU
GE 2/9 1/3 1/5 DE 1/9 1/6 1/5 TU 2/3 1/2 3/5
Jumlah 1 1 1
4. Merubah nilai kolom ke bentuk desimal dan mencari nilai rata-rata tiap baris.
Tabel 4.6
Nilai Rata-rata tiap baris
Kriteria 1. Biaya Investasi Kriteria 2. Biaya Produksi Listrik
Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU
Rata-rata
GE 0.167 0.211 0.091 0.156 GE 0.690 0.556 0.750 0.665 DE 0.500 0.632 0.727 0.620 DE 0.138 0.111 0.063 0.104 TU 0.333 0.158 0.182 0.224 TU 0.172 0.333 0.188 0.231
Jumlah 1.000 Jumlah 1.000
Kriteria 3. Kualitas Tenaga Listrik Kriteria 4. Kemudahan Operasional, Maintenance & Trouble shooting
Pembangkit GE DE TU Rata-rata Pembangkit GE DE TU
Rata-rata
GE 0.600 0.667 0.500 0.589 GE 0.571 0.615 0.444 0.544 DE 0.200 0.222 0.333 0.252 DE 0.286 0.308 0.444 0.346 TU 0.200 0.111 0.167 0.159 TU 0.143 0.077 0.111 0.110
Jumlah 1.000 Jumlah 1.000
97
Lanjutan Tabel 4.6
Nilai Rata-rata tiap baris
Kriteria 5. Kontinuitas Bahan Bakar
Pembangkit GE DE TU Rata-rata
GE 0.222 0.333 0.200 0.252
DE 0.111 0.167 0.200 0.159
TU 0.667 0.500 0.600 0.589 Jumlah 1.000
Tabel 4.7
Resume Tabel 4.6
Pembangkit Biaya Investasi
Biaya Produksi
Listrik
Kualitas Tenaga Listrik
Kemudahan Operasional,
Maintenance & troubleshooting
Kontinuitas Bahan Bakar
Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252 Diesel Engine (DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159
Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589
5. Membuat tabel matriks order of importance untuk kriteria
Tabel 4.8
Order of importance Kriteria
Kriteria Biaya Investasi
Biaya Produksi
Listrik
Kualitas Tenaga Listrik
Kemudahan Operasional,
Maintenance & troubleshooting
Kontinuitas Bahan Bakar
Biaya Investasi 1 1/2 2 2 2
Biaya Produksi Listrik 2 1 2 3 3
Kualitas Tenaga Listrik ½ 1/2 1 2 3
Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting
½ 1/3 1/2 1 2
Kontinuitas Bahan Bakar ½ 1/3 1/3 1/2 1
98
6. Mengulangi langkah 2 sampai dengan 4, sehingga didapat resume berupa
tabel berikut.
Tabel 4.9
Nilai Rata-rata tiap baris untuk kriteria
Kriteria Biaya Investasi
Biaya Produksi
Listrik
Kualitas Tenaga Listrik
Kemudahan Operasional,
Maintenance & troubleshooting
Kontinuitas Bahan Bakar
Rata-rata
Biaya Investasi 0.222 0.188 0.343 0.235 0.182 0.234
Biaya Produksi Listrik 0.444 0.375 0.343 0.353 0.273 0.358
Kualitas Tenaga Listrik 0.111 0.188 0.171 0.235 0.273 0.196
Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting
0.111 0.125 0.086 0.118 0.182 0.124
Kontinuitas Bahan Bakar 0.111 0.125 0.057 0.059 0.091 0.089
Jumlah 1.000
Nilai rata-rata dari tabel 4.9 diatas merupakan nilai eigen vector yang akan
dijadikan faktor pengali untuk matriks alternatif pembangkit, berikut adalah tabel
eigen vector.
Tabel 4.10
Eigen vector
Kriteria
Biaya Investasi 0.234
Biaya Produksi Listrik 0.358
Kualitas Tenaga Listrik 0.196 Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting
0.124
Kontinuitas Bahan Bakar 0.089
99
7. Mengalikan matriks alternatif pembangkit (tabel 4.7) dengan matriks eigen
vector (tabel 4.10)
Tabel 4.11
Perkalian matriks alternatif dan kriteria
8. Dari perkalian matriks diatas didapat scoring akhir sebagai berikut :
- Gas Engine = (0.156x0.234) + (0.665x0.358) + (0.589x0.196) +
(0.544x0.124) + (0.252x0.089) = 0.4794
- Diesel Engine = (0.620x0.234) + (0.104x0.358) + (0.252x0.196) +
(0.346x0.124) + (0.159x0.089) = 0.2884
- Turbin Uap = (0.224x0.234) + (0.231x0.358) + (0.159x0.196) +
(0.11x0.124) + (0.589x0.089) = 0.2321
Dari hasil scoring diatas diperoleh nilai tertinggi 0.4974 untuk Gas Engine,
sehingga untuk pembangkit yang akan direncanakan dipilih jenis Gas Engine
Generator.
bangkit Biaya Investasi
Biaya Produksi
Listrik
Kualitas Tenaga Listrik
Kemudahan Operasional,
Maintenance & troubleshooting
Kontinuitas Bahan Bakar
Kriteria
Gas Engine (GE) 0.156 0.665 0.589 0.544 0.252 Biaya Investasi 0.234 Diesel Engine
(DE) 0.620 0.104 0.252 0.346 0.159 Biaya Produksi Listrik 0.358
Turbin Uap (TU) 0.224 0.231 0.159 0.110 0.589 Kualitas Tenaga Listrik 0.196
Kemudahan Operasional, Maintenance dan Trouble shooting
0.124
Kontinuitas Bahan Bakar 0.089
100
Konsumsi Daya Listrik Plant 3
3,905,800 3,844,3004,049,800
4,470,600
3,557,800
3,259,500
4,117,1003,974,900
3,216,800
3,058,900
4,120,700
3,787,500
0
500,000
1,000,000
1,500,000
2,000,000
2,500,000
3,000,000
3,500,000
4,000,000
4,500,000
5,000,000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Bulan
Day
a (k
Wh)
WBP
LWBP
Total
Linear(Total)
Linear(LWBP)
Linear(WBP)
4.2.2. Peramalan Pemakaian Tenaga Listrik
Grafik 4.1
Pola pemakaian tenaga listrik
Pola data pemakaian listrik seperti pada Grafik 4.1 dapat dikelompokkan sebagai
jenis pola data stasioner, tetapi mempunyai kecenderungan ke arah pola trend. Untuk
itu data tersebut akan dianalisis dengan tiga metode peramalan yaitu Single Moving
Averages, Single Exponential Smoothing, dan Regresi linier dengan deret waktu.
Hasil perhitungan dari ketiga metode tersebut hanya ditampilkan resumenya saja,
sedangkan detailnya ditampilkan pada lampiran.
Perhitungan peramalan adalah sebagai berikut :
Peramalan pertama menggunakan metode Single Moving Averages. Pada
metode ini digunakan 3 macam periode yaitu 2, 4 dan 5 periode. Pengolahan
data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.
101
Tabel 4.12
Hasil forecast Daya Metode Single Moving Average
Notasi Periode
Actual Data (Xi)
SMA 2 periode
SMA 4 periode
SMA 5 periode
1 3,058,900 2 4,120,700 3 3,905,800 3,589,800 4 3,844,300 4,013,250 5 4,049,800 3,875,050 3,732,425 6 4,470,600 3,947,050 3,980,150 3,795,900 7 3,787,500 4,260,200 4,067,625 4,078,240 8 3,557,800 4,129,050 4,038,050 4,011,600 9 3,216,800 3,672,650 3,966,425 3,942,000 10 3,259,500 3,387,300 3,758,175 3,816,500 11 4,117,100 3,238,150 3,455,400 3,658,440 12 3,974,900 3,688,300 3,537,800 3,587,740
MSE 206,163,884,500 261,236,983,438 277,444,311,257 MAPE 10.37 13.17 13.72
Peramalan kedua menggunakan metode Single Exponential Smoothing. Pada
metode ini digunakan smoothing constant (α) yang bernilai 0.1, 0.6, dan 0.95.
Penentuan α dilakukan dengan cara trial and error. Pengolahan data dengan
metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada tabel berikut.
Tabel 4.13
Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing
Notasi Periode
Actual Data (Xi)
α = 0.1 α = 0.6 α = 0.95
1 3,058,900 2 4,120,700 3,058,900 3,058,900 3,058,900 3 3,905,800 3,165,080 3,695,980 4,067,610 4 3,844,300 3,239,152 3,821,872 3,913,891 5 4,049,800 3,299,667 3,835,329 3,847,780 6 4,470,600 3,374,680 3,964,012 4,039,699 7 3,787,500 3,484,272 4,267,965 4,449,055
102
Lanjutan Tabel 4.13
Hasil forecast Daya Metode Single Exponential Smoothing 8 3,557,800 3,514,595 3,979,686 3,820,578 9 3,216,800 3,518,915 3,726,554 3,570,939 10 3,259,500 3,488,704 3,420,702 3,234,507 11 4,117,100 3,465,783 3,323,981 3,258,250 12 3,974,900 3,530,915 3,799,852 4,074,158
MSE 424,089,763,718 257,175,072,542 251,377,581,676 MAPE 14.19 10.67 9.67
Peramalan ketiga menggunakan metode Regresi Linier dengan deret waktu.
Pengolahan data dengan metode ini menghasilkan perhitungan seperti pada
tabel berikut.
Tabel 4.14
Hasil forecast Daya Metode Regresi Linier dengan deret waktu
Notasi Periode
Actual Data (Xi)
y'
1 3,058,900 3,776,022 2 4,120,700 3,776,801 3 3,905,800 3,777,581 4 3,844,300 3,778,360 5 4,049,800 3,779,139 6 4,470,600 3,779,919 7 3,787,500 3,780,698 8 3,557,800 3,781,477 9 3,216,800 3,782,257 10 3,259,500 3,783,036 11 4,117,100 3,783,816 12 3,974,900 3,784,595
MSE 166,235,019,026 MAPE 9.3
Dari ketiga metode diatas dapat dibuat ringkasan seperti ditunjukkan oleh tabel
berikut.
103
Tabel 4.15
Resume forecasting pemakaian daya listrik
Opsi Metode MSE MAPE Nilai
Tracking Signal
Tracking Signal
Keputusan
1 SMA 2 periode 206,163,884,500 10.4 -2.23 s/d 2.86 OK Diterima 2 SMA 4 periode 261,236,983,438 13.2 -2.56 s/d 2 OK Diterima 3 SMA 5 periode 277,444,311,257 13.7 -2.5 s/d 1 OK Diterima
4 Single Exponential Smoothing (a = 0.1) 424,089,763,718 14.2 1 s/d 9.12 NO OK Ditolak
5 Single Exponential Smoothing (a = 0.6) 257,175,072,542 10.7 1 s/d 5 NO OK Ditolak
6 Single Exponential Smoothing (a = 0.95) 251,377,581,676 9.7 1 s/d 3.8 OK Diterima
7 Regresi Linier deret waktu 166,235,019,026 9.3 -1 s/d 2.48 OK Diterima
Berdasarkan tabel diatas dapat disimpulkan :
- MSE terkecil = 166,235,019,026
- MAPE terkecil = 9.3
- Metode : Regresi linier deret waktu
Sehingga dipilih metode Regresi linier deret waktu untuk melakukan peramalan
pemakaian daya listrik. Berdasarkan ketentuan dari manajemen PT.AHM bahwa
umur ekonomis suatu mesin yang bekerja terus menerus diperkirakan sekitar 8 tahun,
maka peramalan akan dilakukan selama 8 tahun berjalan ditambah 1 tahun masa
pelaksanaan proyek pembangunan power plant, dengan tiap tahun terdiri atas 12
bulan. Hasil peramalan ini seperti ditunjukkan pada tabel berikut.
104
Tabel 4.16
Hasil forecasting pemakaian daya listrik metode Regresi Linier deret waktu
4.2.3. Perhitungan Kapasitas dan Jumlah Gas Engine Generator
Dari hasil forecast diperoleh perkiraan pemakaian daya listrik terbesar adalah
3,868,767 kWh/bulan. Manajemen PT.AHM mempunyai kebijakan pemberian
toleransi 10% dari hasil forecast ini untuk mengatasi terjadinya forecast error dan
untuk mengantisipasi apabila terjadi overtime, sehingga jumlah terbesar pemakaian
daya efektif adalah :
3,868,767 x 1.1 = 4,255,644 kWh/bulan
Periode/ Tahun
Data year 0 (Project
Completion year)
1 2 3 4 5 6 7 8 Bulan
Jul 06 - Jun 07
July 07 - June 08
July 08 - June 09
July 09 - June 10
July 10 - June 11
July 11 - Jun 12
July 12 - June 13
July 13 - June 14
July 14 - June 15
July 15 - June 16
1 3,776,022 3,785,374 3,794,727 3,804,079 3,813,432 3,822,784 3,832,136 3,841,489 3,850,841 3,860,194
2 3,776,801 3,786,154 3,795,506 3,804,859 3,814,211 3,823,563 3,832,916 3,842,268 3,851,621 3,860,973
3 3,777,581 3,786,933 3,796,285 3,805,638 3,814,990 3,824,343 3,833,695 3,843,048 3,852,400 3,861,753
4 3,778,360 3,787,712 3,797,065 3,806,417 3,815,770 3,825,122 3,834,475 3,843,827 3,853,179 3,862,532
5 3,779,139 3,788,492 3,797,844 3,807,197 3,816,549 3,825,902 3,835,254 3,844,606 3,853,959 3,863,311
6 3,779,919 3,789,271 3,798,624 3,807,976 3,817,328 3,826,681 3,836,033 3,845,386 3,854,738 3,864,091
7 3,780,698 3,790,050 3,799,403 3,808,755 3,818,108 3,827,460 3,836,813 3,846,165 3,855,518 3,864,870
8 3,781,477 3,790,830 3,800,182 3,809,535 3,818,887 3,828,240 3,837,592 3,846,945 3,856,297 3,865,649
9 3,782,257 3,791,609 3,800,962 3,810,314 3,819,667 3,829,019 3,838,371 3,847,724 3,857,076 3,866,429
10 3,783,036 3,792,389 3,801,741 3,811,093 3,820,446 3,829,798 3,839,151 3,848,503 3,857,856 3,867,208
11 3,783,816 3,793,168 3,802,520 3,811,873 3,821,225 3,830,578 3,839,930 3,849,283 3,858,635 3,867,988
12 3,784,595 3,793,947 3,803,300 3,812,652 3,822,005 3,831,357 3,840,710 3,850,062 3,859,414 3,868,767
105
Dengan 22 hari kerja perbulan dan 24 jam kerja per hari maka diperoleh kapasitas
Gas Engine Generator (P) :
P = 2422
4,255,644×
= 8059.931 kW
Berikutnya dicari merk Gas Engine Generator yang mempunyai kapasitas
mendekati kebutuhan diatas. Dari hasil sourcing ke beberapa maker Genset diperoleh
data kapasitas per unit genset. Kapasitas dan jumlah genset yang mendekati
kebutuhan seperti ditunjukkan tabel berikut.
Tabel 4.17
Perbandingan Daya beberapa merk Gas Engine
Merk Gas Engine Daya (kW) Jumlah Daya Total (kW)
Deutz 2934 2 5868 GE Jenbacher 2433 3 7299 Cummins 2000 4 8000
Pemilihan jumlah genset berpedoman pada hal-hal berikut :
- Jumlah genset harus lebih dari satu unit untuk menjamin keandalan instalasi.
- Total daya tidak boleh melebihi kebutuhan agar tidak ada kapasitas genset
yang terbuang.
- Total daya harus sedapat mungkin mendekati kebutuhan agar dapat
mengurangi pemakaian daya dari PT.CL semaksimal mungkin.
Berdasarkan hal diatas maka untuk pembangkit Gas Engine Generator dipilih
merk Cummins dengan kapasitas 2000 kW dan dipilih jumlah genset 4 unit dengan
106
daya total tersedia 8000 kW, sehingga kapasitas terpasang efektif power plant per
bulan adalah :
8000 x 24 x 22 = 4,224,000 kWh.
4.2.4. Perhitungan Load Sharing Daya Listrik dengan Pendekatan Model
Linear Programming
• Biaya berlangganan listrik dari PT.Cikarang Listrindo meliputi :
- Biaya beban (capacity charge) = Rp. 39,836/kVA.bulan, dengan kapasitas
terpasang total 10,600 kVA, maka biaya beban per bulan = 10,600 x
Rp.39,836 = Rp. 422,261,600.00
- Biaya pemakaian Rp.742.59/kWh (untuk WBP dan LWBP).
• Biaya pengadaan listrik menggunakan power plant adalah biaya pemakaian
Natural gas untuk bahan bakar genset, dimana :
- Konsumsi bahan bakar genset = 500 m3/jam
- Harga natural gas = Rp.1953/m3, (kurs 1 USD = Rp.9000 ; Juli 2007).
Maka total biaya untuk 4 unit genset per bulan adalah :
242241953500 ×××× = Rp. 2,062,368,000.00
Sehingga biaya gas per kWh = 4,224,000
0002,062,368, = Rp.488.25 / kWh
Dalam perumusan fungsi tujuan, perhitungan biaya operasional genset dipisah
tersendiri. Dari data-data diatas dibuat input yang digunakan untuk pemodelan dalam
Linear Programming sebagai berikut :
107
Tabel 4.18
Data Input Pemodelan Linear Programing Kap.Suplai (kWh) PT.CL Power Plant Kebutuhan maks. (kW)
Daya tersedia (kWh) 4,477,440 4,224,000 4,255,644 Biaya (Rp/kWh) 742.59 488.250
Dari tabel diatas dapat diformulasikan bentuk linier programming sebagai berikut :
Variabel keputusan : - Kapasitas suplai PT.CL = X1
- Kapasitas suplai Power plant = X2
Fungsi tujuan : Zmin = 742.59.X1 + 488.25.X2
Fungsi kendala : X1 + X2 ≤ 4,255,644
X1 ≤ 4,477,440
X2 ≤ 4,224,000
X1, X2 ≥ 0 (kendala non negatifitas)
Pemecahan masalah linier programming diatas menggunakan metode grafis
dengan urutan sebagai berikut :
- Untuk kendala pertama, bila X1 = 0, maka X2 = 4,255,644, dan bila X2 = 0, maka
X1 = 4,255,644, jadi bila ditarik garis lurus akan seperti terlihat pada grafik 4.2.
- Untuk kendala pertama yang berpotongan dengan kendala kedua dan ketiga,
X1 + X2 = 4,255,644
bila X1 = 4,477,440 X2 = 4,255,644 - 4,477,440
= -221,796 (tidak memenuhi syarat X1, X2 ≥ 0)
bila X2 = 4,224,000 X1 = 4,255,644 - 4,224,000 = 31,644
108
Grafik 4.2
Metode penyelesaian grafis load sharing daya
Suatu daerah yang secara bersamaan memenuhi ketiga kendala (daerah solusi)
ditunjukkan oleh area yang diarsir. Dari grafik diatas diperoleh koordinat minimasi
(titik ABC) dengan penyelesaian sebagai berikut :
- Titik A (31,644 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (31,644 x
742.59) + (4,224,000 x 488.25) = 2,085,866,213.
1 juta 2 juta 3 juta 4 juta
1 juta
5 juta
X1
X2
2 juta
3 juta
4 juta
5 juta
X1 + X2 ≤ 4,255,644
X1 ≤ 4,477,440
X2 ≤ 4,224,000
0
B
A
Ruang Solusi
C
109
- Titik B (4,255,644 , 0), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (4,255,644 x
742.59) + (0 x 488.25) = 3,160,198,373.
- Titik C (0 , 4,224,000), nilai Z = 742.59.X1 + 488.25.X2 = (0 x 742.59) +
(4,224,000 x 488.25) = 2,072,133,000 Tidak memenuhi syarat (Daya
disuplai = 4,224,000, sedangkan demand daya = 4,255,644).
Jadi untuk permasalahan diatas dapat disimpulkan :
- Diperoleh solusi biaya minimal sebesar Rp. 2,085,866,213, dengan
pembagian daya 31,644 kWh diambil dari PT.CL dan 4,224,000 kWh
(kapasitas maksimal) diambil dari power plant.
- Untuk persoalan jumlah kebutuhan daya periode peramalan yang lain agar
biaya tetap minimal, maka sedapat mungkin diambil proporsi daya terbesar
(kapasitas maksimal) dari power plant.
4.3. Analisis Data
4.3.1. Aspek Pemasaran
4.3.1.1. Potensi Pasar
Aspek pasar adalah salah satu faktor dominan dalam penentuan suatu proyek atau
investasi termasuk dalam pembangunan power plant ini. PT. Astra Honda Motor
sebagai satu-satunya produsen sepeda motor merk Honda yang sudah dikenal dan
menjadi pilihan pertama dari segala merk sepeda motor. PT. Astra Honda Motor
dalam memproduksi sepeda motor terus mengalami peningkatan produksi. Kenaikan
110
produksi tersebut secara signifikan dari tahun 2000 ~ 2006. Pada tahun 2006 produksi
sepeda motor mencapai 2.340.168 unit, dan pada tahun 2007 mencapai 2.141.015
(data AISI Januari 2008), menurun sekitar 8.5% akan tetapi ini memang dikarenakan
pasar motor secara keseluruhan memang sedang mengalami penurunan daya beli unit
motor. Kendati demikian, AHM masih mampu mempertahankan market share
(pangsa pasar) nasional sebesar 45,7 persen dibandingan kompetitornya.
Dengan melihat data penduduk Indonesia tahun 2007 yang mencapai kurang lebih
250.000.000 jiwa dengan asumsi setiap 4 jiwa membentuk satu keluarga (ratio 1 : 4)
dengan kebutuhan 1 (satu) unit sepeda motor, maka dapat diketahui bahwa pasar
sepeda motor di Indonesia masih sangat besar karena pada saat ini penjualan baru
mencapai 4,685,078 unit motor
%5.7000.000.250
44.685.078=
×=pemenuhanRatio
Dari data tersebut bisa dianggap sebagai sebuah pasar potensial karena Indonesia
adalah negara berkembang dengan tingkat pendapatan masyarakat yang belum
mencapai margin kelas atas. Sebagian besar masih dalam kategori dengan pendapatan
menengah (Rp.2.500.000) per bulan, maka kemungkinan untuk memanfaatkan sepeda
motor sebagai sarana transportasi masih sangat besar.
111
4.3.1.2. Market Share Penjualan Motor
Data penjualan sepeda motor di Indonesia yang mencapai angka 4,685,078 unit
pada tahun 2007 dengan rincian penjualan sebagai berikut :
Tabel 4.19
Market Share Penjualan Motor di Indonesia tahun 2007
No Produsen Total Penjualan (unit)
Prosentase
1 Honda 2,141,015 45.7
2 Yamaha 1,833,506 39.1
3 Suzuki 637,103 13.6
4 Merk lain (Kawasaki, Kanzen, Bajaj, TVS, Kymco, dll)
73,454 1.6
TOTAL 4,685,078 100
(sumber data market share diambil dari : www.republika.co.id )
Sepeda motor Honda menjadi Market Leader dalam industri sepeda motor dengan
market share sebesar 45.7%.
45.7%
39.1%
13.6%1.6%
Honda
Yamaha
Suzuki
Lain-lain (Kaw asaki, Kanzen,Bajaj, TVS, Kymco)
Grafik 4.3
Pie Chart market share sepeda motor tahun 2007
112
Dengan melihat pie chart diatas terbukti bahwa sepeda motor Honda masih
menjadi market leader, sehingga kedepannya produksi sepeda motor Honda juga
berpotensi mengalami peningkatan. Ini ditunjang dengan hasil peramalan pemakaian
daya listrik pada tabel 4.16, dimana selama masa lifetime power plant, kebutuhan
daya listrik yang identik dengan jumlah produksi unit selalu mengalami peningkatan
dari tahin ke tahun. Disamping itu kebutuhan penduduk akan alat transportasi sepeda
motor dari seluruh lapisan masyarakat yang juga belum terpenuhi (rasio 7.5%).
4.3.1.3. Strategi Pemasaran
Dari data permintaan pasar, PT. Astra Honda Motor selalu memperhatikan strategi
pemasaran yang selalu digunakan untuk menjaga target penjualan. Sedikit gambaran
strategi pemasaran yang digunakan antara lain :
1. Customer satisfaction ( pemberian pelayanan, perawatan dan beberapa
fasilitas lainnya dengan adanya H1, H2, dan H3 untuk kategori
pelayanannya )
2. Kemudahan pembelian sepeda motor dengan sistem kredit melalui dealer
dan lembaga keuangan seperti FIF (Federal International Finance).
3. Mengeluarkan model baru yang untuk menyeimbangkan dengan
keinginan pasar atau selera customer yang berjiwa muda.
4. Ikut serta dalam berbagai event, baik yang bertema olahraga (misalnya
Honda One Make Race), maupun yang bertema sosial (misalnya servis
gratis untuk korban bencana gempa di Yogya).
113
4.3.2. Aspek Teknis
4.3.2.1. Komparasi alternatif-alternatif Power Plant
Berikut adalah tabel yang menunjukkan perbandingan antara beberpa alternatif
power plant yang feasibel untuk diterapkan di industri.
Tabel 4.20
Perbandingan Alternatif Power Plant
Dari tabel diatas dapat disimpulkan bahwa power plant jenis Gas Engine lebih
unggul dibandingkan Diesel Engine maupun Turbin Uap dual fuel meskipun biaya
investasinya lebih mahal daripada jenis power plant yang lain.
114
4.3.2.2. Prinsip Kerja Gas Engine
Gas engine dari Generator bekerja sesuai dengan prinsip mesin pembakaran
dalam (internal combustion engine), seperti ditunjukkan gambar berikut.
Gambar 4.1
Prinsip pengapian mesin pembakaran dalam
Urutan kerja Gas Engine adalah sebagai berikut :
1. Bahan bakar Natural Gas masuk ke dalam ruang bakar, karena substansinya
sudah berupa gas maka tidak diperlukan proses pengkabutan melalui nozzle.
2. Tekanan gas dinaikkan sehingga temperaturnya naik, kemudian terjadi
pencampuran antara udara bahan bakar.
3. Spark plug akan memicu pengapian,sehingga terjadi proses pembakaran.
4. Energi hasil pembakaran akan mendorong Piston bergerak secara translasi.
Spark plug
Ruang Bakar
Piston
Flywheel
Saluran bahan bakar
Baterai
115
5. Gerakan Piston akan memutar poros engkol (flywheel) yang pada akhirnya
akan memutar poros generator dan menghasilkan listrik.
Natural gas yang dipakai sebagai bahan bakar untuk power plant ini sesuai standar
suplai dari PGN yaitu dengan nilai kalor 9,500 kcal/kg, sedangkan nilai kalor
solar/light oil hanya 9000 kcal/kg. Sehingga dengan Natural gas sebagai bahan
bakar, akan lebih mengoptimalkan kinerja engine karena pembakarannya lebih
sempurna.
4.3.2.3. Proses pembangkitan tenaga listrik
Setiap Gas Engine generator akan dioperasikan dengan kapasitas penuh untuk
mensuplai daya. Urutan kerja power plant adalah sebagai berikut :
1. Genset akan membangkitkan daya dengan tegangan 11 kilo Volt (kV) tiga
phasa dan menyalurkannya ke cubicle 11 kV sebagai panel outgoing genset.
2. Dari cubicle outgoing tegangan listrik dialirkan menuju transformator step up
11kV/20 kV berkapasitas 1000 kVA yang berfungsi menaikkan tegangan
menjadi 20 kV sehingga sama dengan tegangan dari PT.CL.
3. Dari transformator, listrik dialirkan ke rangkaian panel proteksi terdiri dari
cubicle incoming 20 kV, cubicle metering, lightning arrester, cubicle
outgoing 20 kV dan cubicle VT.
4. Berikutnya tenaga listrik dari tiap genset akan disinkronkan oleh panel
sinkron yang bekerja dengan cara mengatur governor tiap genset sampai
didapat kesamaan frekuensi dan tegangan sehingga output dari keempat
116
genset bisa digabung menjadi satu suplai output. Panel sinkron juga berfungsi
untuk sinkronisasi dengan sumber listrik dari PT.CL (waktu sinkron dengan
PT.CL, karakteristik listrik PT.CL menjadi master bagi genset).
5. Daya listrik hasil proses sinkronisasi didistribusikan ke Gardu Utility 1 dan
Utility 2 melalui MDB (Main distribution Bar) sebagai panel pembagi utama.
6. Dari MDB daya listrik selanjutnya akan didistribusikan melalui SDB (Sub
Distribution Bar) yang dibuat berdasarkan lini suplainya, misalkan SDB
Painting, SDB Assembing, dan seterusnya sampai ke tiap mesin.
Lebih jelasnya flow tenaga listrik power plant dapat dilihat pada gambar berikut.
Gambar 4.2
Single line diagram flow tenaga listrik power plant
GENSETG4 GENSETG3 GENSETG2 GENSETG1
PARALEL OPERATION SYNCHRONIZER
KE GARDU 1 KE GARDU 2DARI PLN
117
Sistem distribusi demikian sangat memudahkan proses switching, yaitu proses
pengalihan sumber tenaga listrik dari PT.CL ke power plant atau sebaliknya apabila
terjadi suatu masalah pada salah satu sumber atau jika akan melakukan proses repair
and maintenance pada power plant. Dengan demikian tidak akan terjadi pemadaman
listrik, sehingga kendalan suplai listrik ke lini produksi akan lebih terjamin.
4.3.2.4. Kebutuhan Main Equipment
Untuk membuat power plant dengan sistem seperti diatas maka selain gas engine
generator, perlengkapan utama yang harus ada ditunjukkan oleh tabel berikut.
Tabel 4.21
List Main Equipment
No Nama Mesin Maker Spesifikasi Satuan Jumlah
1 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 11 kV, SF6
Protection, Motorized, CT dan VT, SEPAM 1000+
unit 4
2 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 11kV/20 kV, 1000 kVA, 50Hz unit 4
3 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual Operation
unit 5
4 Panel Metering Merlin Gerin VT & CT, HV Fuse, PM 850, Wiring kit unit 1
5 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6 Protection
unit 4
6 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin GAM-LA + Earthing Switch unit 1
7 Cubicle VT Merlin Gerin 20 kV unit 1
8 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 20 kV, Automatic Operation unit 1
9 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins Digital Master Control, 20 kV, Syncro & Load
unit 1
10 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin Panel IM, Cap. 630 A, 20 kV, Manual
Operation unit 1
11 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin Panel DM1-A, Cap.630 A, 20 kV, SF6
Protection unit 1
118
4.3.2.5. Lokasi Power Plant
Power plant ditempatkan di area belakang Gudang Parts. Bangunan yang menjadi
gedung power plant sendiri sudah dibuat sejak pembangunan pabrik (2004 – 2005),
sehingga tidak diperlukan biaya pembangunan baru, hanya saja perlu disesuaikan
building peripheral power plant baru dengan bangunan lama.
4.3.3. Aspek Keuangan
4.3.3.1. Rencana Anggaran Biaya
Perkiraan Rencana Anggaran Biaya (RAB) pembangunan power plant dibuat
berdasarkan data harga material dari Purchase Departement dan data penawaran
harga/spesifikasi awal equipment dari Facility Provider Departement, detail RAB ini
dapat dilihat di lampiran. Sedangkan resume RAB adalah sebagai berikut.
Tabel 4.22
Resume Rencana Anggaran Biaya Power Plant
No Item Pekerjaan Biaya Pekerjaan (Rp)
1 Generator Set Equipment 38,293,278,000
2 Natural Gas Supply 985,000,000
3 Main Electrical Distribution 7,298,500,000
4 Building Peripheral 1,009,888,550
5 Supporting Material Area Genset 68,750,000
6 Engineering Cost 158,612,000
Total Biaya Material 47,814,028,550
PPN (10%) 4,781,402,855
Total Biaya Investasi 52,595,431,405
Pembulatan Nilai 52,595,500,000
119
Sehingga diperoleh jumlah investasi total yang diperlukan untuk pembangunan
power plant di PT.AHM Plant III adalah sebesar Rp.52,595,500,000.00. Dari jumlah
tersebut dapat dibuat klasifikasi berdasarkan sifat material atau item pekerjaan seperti
ditunjukkan tabel berikut.
Tabel 4.23
Klasifikasi Item Rencana Anggaran Biaya Power Plant
No Nama Item Maker Satuan Jumlah Investasi Per Satuan
Investasi Total
1 Aktiva Tetap
1.1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins unit 4 9,500,000,000 38,000,000,000
1.2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000
1.3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo unit 4 200,000,000 800,000,000
1.4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin unit 5 45,000,000 225,000,000
1.5 Panel Metering Merlin Gerin unit 1 150,000,000 150,000,000
1.6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 4 180,000,000 720,000,000
1.7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000
1.8 Cubicle VT Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000
1.9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin unit 1 324,000,000 324,000,000
1.10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins unit 1 500,000,000 500,000,000
1.11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin unit 1 45,000,000 45,000,000
1.12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin unit 1 180,000,000 180,000,000
TOTAL AKTIVA 41,754,000,000
2 Kabel Distribusi (3 x N2XSY 1 x 120 mm2) lot 1 2,745,000,000 2,745,000,000
3 Engineering Cost lot 1 158,612,000 158,612,000
4 Accessories umum lot 1 3,156,485,145
5 PPN lot 1 4,781,402,855
TOTAL 52,595,500,000
4.3.3.2. Biaya Operasi dan Salvage Value
Biaya operasi power plant yang dihitung disini meliputi biaya penggantian
periodik spare parts Genset, biaya utilitas (air dan udara bertekanan untuk
120
pendingingan dan untuk proses maintenance), serta karena pekerja yang diperlukan
untuk power plant ini sifatnya hanya monitoring dan maintenance (system berjalan
otomatis) maka termasuk pekerja tak langsung, sehingga dimasukkan juga dalam
perhitungan. Detail perhitungan adalah sebagai berikut.
Tabel 4.24
Perincian Biaya Operasional Power plant per tahun
No Item Spesifikasi Merk Satuan Volume Harga Satuan
(Rp) Total Harga
(Rp) A Maintenance Part (3 unit Gas Engine)
1 Fuel Water Separator as fig. FleetGuard unit 24 250,000 6,000,000
2 Element lubricating Oil filter as fig. FleetGuard unit 24 150,000 3,600,000
3 Element corrotion resistor as fig. FleetGuard unit 24 200,000 4,800,000
4 Timer + socket H3CR, 220 VAC Omron set 4 75,000 300,000
5 MCB 1 phase NC45N, 6 kA, 10A Merlin Gerin unit 8 124,000 992,000
6 Fuse base 1 phase Fuse tabung 10A Merlin Gerin pcs 16 700,000 11,200,000
7 Relay + socket MY 4N, 24VDC Omron set 16 100,000 1,600,000
8 Relay + socket MY 4N, 12VDC Omron set 16 100,000 1,600,000
9 Relay + socket MY 2N, 220VAC Omron set 16 100,000 1,600,000
11 Air Accu biasa Pafecta ltr 80 40,000 3,200,000
12 Air Accu zuur Pafecta ltr 40 50,000 2,000,000
13 Radiator Coolant Silkolene pail 4 710,000 2,840,000
14 Oli Mesin SAE 15W - 40 Mesran pail 80 500,000 40,000,000
15 Grease Trust G677HT Trust pail 4 1,100,000 4,400,000
B Man Power Cost
1 Teknisi (6 orang) Golongan 1 Rp/bulan 72 1,500,000 108,000,000
C Utility Cost
1 Biaya angin dan air lot 12 810,000 9,720,000
TOTAL BIAYA OPERASIONAL (Rp) 201,852,000
Sedangkan adalah Salvage Value atau nilai sisa adalah nilai sisa asset pada akhir
umur ekonomis atau pada saat lifetime suatu barang berakhir. Perkiraan besarnya nilai
121
sisa bervariasi, dalam hal ini dipakai acuan yang diberikan oleh Facility Provider
Dept. PT.AHM (dengan masa pemakaian 8 – 10 tahun) yaitu :
- Untuk mesin yang bekerja 24 jam = 30% Nilai awal/unit
- Untuk equipment distribusi listrik = 40% Nilai awal/unit
- Untuk kabel listrik = ± Rp.50,000/kg
- Untuk accessories (Material bongkaran umum) = 15% Nilai awal/lot
Tabel berikut adalah perkiraan nilai sisa instalasi power plant dengan masa
pemakaian 8 tahun, kecuali item engineering cost yang tidak mempunyai nilai sisa,
karena sifatnya adalah expense (habis pada saat itu juga).
Tabel 4.25
Perkiraan Nilai Sisa Instalasi Power plant
No Nama Equipment Maker Jumlah Satuan Nilai
Investasi awal
(Rp/satuan)
Faktor Koreksi
Perkiraan Nilai Sisa
1 Natural Gas Engine & Alternator Cummins 4 unit 9,500,000,000 30% 11,400,000,000
2 Panel Output Genset DM1-A, 11 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000
3 Transformator Step Up 11kV / 20kV Trafindo 4 unit 200,000,000 40% 320,000,000
4 Panel Output Trafo IM, 20 kV Merlin Gerin 5 unit 45,000,000 40% 90,000,000
5 Panel Metering Merlin Gerin 1 unit 150,000,000 40% 60,000,000
6 Panel Distribusi DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 4 unit 180,000,000 40% 288,000,000
7 Lightning Arrester Cubicle Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000
8 Cubicle VT Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000
9 ATS Control PLN - Genset (20 kV) Merlin Gerin 1 unit 324,000,000 40% 129,600,000
10 Panel Sinkron PLN - Genset Cummins 1 unit 500,000,000 40% 200,000,000
11 Incoming Cubicle From PLN, IM, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 45,000,000 40% 18,000,000
12 Outgoing Cubicle From PLN, DM1-A, 20 kV Merlin Gerin 1 unit 180,000,000 40% 72,000,000
13 Kabel Listrik (uk.120 mm2 = 1.28 kg/m) 4710 meter 2,745,000,000 Rp.50,000/kg 301,440,000
14 Accessories umum 1 lot 3,156,485,145 15% 473,472,772
TOTAL 13,676,512,772
Pembulatan 13,676,500,000
122
4.3.3.3. Perkiraan Perubahan Harga Gas, Biaya Operasional dan Tarif Listrik
PT.Cikarang Listrindo
Besarnya perubahan harga gas untuk power plant dan tarif berlangganan listrik
PT.CL diasumsikan sama, karena keduanya menggunakan natural gas sebagai bahan
bakar pembangkit (biaya beban diasumsikan tetap). Perkiraan naiknya harga sendiri
didasarkan pada besarnya inlasi yang pada akhir tahun 2007 sebesar 6.59% (data
Bank Indonesia, Januari 2008). Hal yang sama juga diperhitungkan untuk kenaikan
harga suku cadang dan barang consumable untuk perawatan power plant yang
berakibat pada berubahnya biaya operasional. Berikut ini adalah tabel perkiraan
perubahan harga gas, biaya operasional dan tarif listrik PT.CL berdasarkan inflasi.
Tabel 4.26
Perkiraan perubahan harga gas selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No Tahun ke Inflasi Harga Natural
Gas (Rp) Harga Setelah
Inflasi (Rp) 1 0 0% 1953
2 1 6.59% 128.70 2,081.70
3 2 6.59% 137.18 2,218.89
4 3 6.59% 146.22 2,365.11
5 4 6.59% 155.86 2,520.97
6 5 6.59% 166.13 2,687.10
7 6 6.59% 177.08 2,864.18
8 7 6.59% 188.75 3,052.93
9 8 6.59% 201.19 3,254.12
123
Tabel 4.27
Perkiraan perubahan biaya operasional selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No
Tahun ke Inflasi Biaya (Rp) Biaya Setelah
Inflasi (Rp) 1 0 0% 201,852,000
2 1 6.59% 13,302,047 215,154,047
3 2 6.59% 14,178,652 229,332,698
4 3 6.59% 15,113,025 244,445,723
5 4 6.59% 16,108,973 260,554,696
6 5 6.59% 17,170,554 277,725,251
7 6 6.59% 18,302,094 296,027,345
8 7 6.59% 19,508,202 315,535,547
9 8 6.59% 20,793,793 336,329,340
Tabel 4.28
Perkiraan perubahan tarif PT.CL selama 8 tahun (mulai Juni 2008)
No Tahun ke Inflasi Tarif (Rp) Harga Setelah
Inflasi (Rp) 1 0 0% 742.59
2 1 6.59% 48.94 791.53
3 2 6.59% 52.16 843.69
4 3 6.59% 55.60 899.29
5 4 6.59% 59.26 958.55
6 5 6.59% 63.17 1,021.72
7 6 6.59% 67.33 1,089.05
8 7 6.59% 71.77 1,160.82
9 8 6.59% 76.50 1,237.32
4.3.3.4. Proyeksi Keuntungan (Benefit) Investasi Power Plant
Keuntungan atau benefit yang didapat oleh perusahaan disini adalah saving cost
yang diperoleh dari selisih antara pemakaian daya listrik penuh dari PT.CL dan
pemakaian kombinasi (power plant – PT.CL) dengan rasio daya yang telah ditentukan
untuk meminimasi biaya. Detail proyeksi keuntungan terdapat di lampiran,
124
sedangkan tabel berikut menunjukkan resume benefit investasi dikurangi biaya
operasional.
Tabel 4.29
Proyeksi benefit investasi atas biaya operasional
Periode Tahun ke Saving Cost (Rp) Biaya
Operasional (Rp)
Benefit (Rp)
12 bulan proyek 0 0 0 0
12 bulan pertama 1 13,313,532,417 215,154,047 13,098,378,371
12 bulan kedua 2 14,294,882,411 229,332,698 14,065,549,712
12 bulan ketiga 3 15,348,037,733 244,445,723 15,103,592,010
12 bulan keempat 4 16,477,656,306 260,554,696 16,217,101,610
12 bulan kelima 5 17,688,973,006 277,725,251 17,411,247,755
12 bulan keenam 6 18,906,877,440 296,027,345 18,610,850,095
12 bulan ketujuh 7 20,152,915,200 315,535,547 19,837,379,653
12 bulan kedelapan 8 21,504,088,479 336,329,340 21,167,759,139
4.3.3.5. Depresiasi Instalasi Power Plant
Nilai depresiasi instalasi power plant hanya dibebankan kepada aktiva tetap, kabel
instalasi dan accesories umum saja, sedangkan pajak dan engineering cost, karena
sifatnya expense maka tidak dihitung nilai depresiasinya. Maka dengan metode
depresiasi garis lurus diperoleh besarnya depresiasi tiap tahun :
Dimana : IC = Initial cost = Total investasi – PPN – Engineering Cost
= 52,595,500,000 – 4,781,402,855 – 158,612,000 = 47,655,500,000
S = Salvage value = nilai sisa power plant (tabel 4.24) = 13,676,500,000
n = periode penyusutan = 8 tahun
nSICDt
−=
125
000,375,247,48
000,500,676,13000,500,655,47=
−=tD
Berikut adalah tabel depresiasi selengkapnya.
Tabel 4.30
Nilai Depresiasi Instalasi Power Plant
Periode Depresiasi Nilai buku
Tahun ke 0 0 47,655,500,000
Tahun ke 1 4,247,375,000 43,408,125,000
Tahun ke 2 4,247,375,000 39,160,750,000
Tahun ke 3 4,247,375,000 34,913,375,000
Tahun ke 4 4,247,375,000 30,666,000,000
Tahun ke 5 4,247,375,000 26,418,625,000
Tahun ke 6 4,247,375,000 22,171,250,000
Tahun ke 7 4,247,375,000 17,923,875,000
Tahun ke 8 4,247,375,000 13,676,500,000
4.3.3.6. Proyeksi Aliran Kas
Aliran kas masuk disini merupakan keuntungan/benefit yang diperoleh dari
penghematan biaya pengadaan listrik antara memakai sumber lama dari PT.CL dan
sumber kombinasi PT.CL – Power plant (Metode taksiran selisih/incremental).
Modal/investasi pembangunan power plant sepenuhnya adalah 100 % biaya dari
PT. Astra Honda Motor, sehingga cash flow yang ada tidak dipengaruhi oleh bunga
Bank, selain itu karena hanya merupakan transaksi pembayaran rekening listrik atau
rekening gas, maka transaksi ini tidak dikenai pajak. Sedangkan waktu pelaksanaan
proyek termasuk lead time pembelian genset adalah satu tahun, dengan asumsi biaya
pekerjaan dibayarkan total pada saat selesainya proyek (akhir tahun). Berikut adalah
proyeksi aliran kas selama delapan tahun.
126
Tabel 4.31
Proyeksi Aliran Kas
ITEM CHECK TAHUN -1 (Rp) TAHUN 0 (Rp) TAHUN 1 (Rp) TAHUN 2 (Rp) TAHUN 3 (Rp)
Fixed Investasi 0 52,595,500,000 0 0 0
Initial Cash Flow 0 52,595,500,000 0 0 0
Benefit 0 0 13,098,378,371 14,065,549,712 15,103,592,010
Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000
Operational Cash Flow 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010
Arus Kas Bersih (Rp) 0 52,595,500,000 17,345,753,371 18,312,924,712 19,350,967,010
ITEM CHECK TAHUN 4 (Rp) TAHUN 5 (Rp) TAHUN 6 (Rp) TAHUN 7 (Rp) TAHUN 8 (Rp)
Fixed Investasi 0 0 0 0 0
Initial Cash Flow 0 0 0 0 0
Benefit 16,217,101,610 17,411,247,755 18,610,850,095 19,837,379,653 21,167,759,139
Penyusutan 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000 4,247,375,000
Operational Cash Flow 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139
Arus Kas Bersih (Rp) 20,464,476,610 21,658,622,755 22,858,225,095 24,084,754,653 25,415,134,139
Aliran kas dapat digambarkan kedalam diagram cash flow sebagai berikut
Gambar 4.3
Cash flow investasi
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
-1 0 2 3 4 5 6 7 81
Rp.17,345,753,371 Rp.18,312,924,712
Rp.19,350,967,010 Rp.20,464,476,610
Rp.21,658,622,755 Rp.22,858,225,095
Rp.24,084,754,653 Rp.25,415,134,139
Rp.52,595,500,000
Periode Operasi
Periode Investasi
127
4.3.4. Analisis Kelayakan Investasi
Metode yang dipakai untuk analisis investasi power plant ini adalah sebagai
berikut :
4.3.4.1. Metode Pemulihan Investasi (Payback Period Method)
Metode pemulihan investasi yang dipakai disini menggunakan acuan arus kas
kumulatif, karena arus kas yang diterima setiap tahunnya (A) tidak seragam. Dari
data arus kas pada tabel 4.30, maka perhitungan payback period arus kumulatif
adalah sebagai berikut.
Tabel 4.32
Perhitungan Payback Method arus kumulatif
Tahun Investasi
Item Arus Kas Tahunan (Rp)
Arus Kas Kumulatif (Rp)
Waktu (Tahun)
0 0 0
1 Io 0 (52,595,500,000)
2 A1 17,345,753,371 (35,249,746,629) 1
3 A2 18,312,924,712 (16,936,821,917) 1
4 A3 16,936,821,917 0 0.88 *)
5 A4
6 A5
7 A6
8 A7
9 A8
Jumlah 52,595,500,000 2.88
Keterangan : *) = ,01019,350,967917,821,936,16 = 0.88
Jadi pemulihan modal untuk proyek investasi power plant adalah 2.88 tahun.
128
4.3.4.2. Metode Tingkat Pengembalian Internal (Internal Rate of Return Method)
Sebelum menghitung IRR, terlebih dahulu harus ditentukan MARR (Minimum
Attractive rate of return) yaitu tingkat pengembalian minimum yang diinginkan oleh
investor. MARR dapat dirumuskan sebagai berikut :
MARR = suku bunga pinjaman bebas inflasi + tingkat inflasi + risk factor (faktor
resiko)
Dimana : risk factor = koreksi tingkat suku bunga terhadap inflasi
= tingkat suku bunga x inflasi
MARR = 8.25% (SBI) + 6.59% + (8.25% x 6.59%)
= 15.38%
Data – data lain yang diperlukan untuk mencari IRR adalah :
- Payback period = 2.88 tahun
- Usia ekonomis = 8 tahun
Dari tabel nilai sekarang anuitas / present value of annuity Appendix A-2
(lampiran) dengan masa pemulihan modal 2.88 tahun, maka didapatkan faktor
pengurangan kumulatif adalah 21% (2.926) dan 22% (2.864). Tingkat bunga ini akan
digunakan untuk menghitung net present value dengan faktor diskon yang terdapat
pada tabel nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Perhitungan net
present value untuk faktor diskon 21% dan 22% adalah sebagai berikut.
129
Tabel 4.33
Perhitungan present value pada tingkat diskon 21%
Tahun Investasi
Tahun Operasi
Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 21%)
Nilai Sekarang (Rp)
0 -1 0 1.000 0
1 0 (52,595,500,000) 0.826 (43,443,883,000)
2 1 17,345,753,371 0.683 11,847,149,552
3 2 18,312,924,712 0.564 10,328,489,538
4 3 19,350,967,010 0.467 9,036,901,594
5 4 20,464,476,610 0.386 7,899,287,971
6 5 21,658,622,755 0.319 6,909,100,659
7 6 22,858,225,095 0.263 6,011,713,200
8 7 24,084,754,653 0.218 5,250,476,514
9 8 25,415,134,139 0.180 4,574,724,145
TOTAL NPV Rp 18,413,960,173
Tabel 4.34
Perhitungan present value pada tingkat diskon 22%
Tahun Investasi
Tahun Operasi
Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 22%)
Nilai Sekarang (Rp)
0 -1 0 1.000 0 1 0 (52,595,500,000) 0.820 (43,128,310,000) 2 1 17,345,753,371 0.672 11,656,346,265 3 2 18,312,924,712 0.551 10,090,421,516 4 3 19,350,967,010 0.451 8,727,286,122 5 4 20,464,476,610 0.370 7,571,856,346 6 5 21,658,622,755 0.303 6,562,562,695 7 6 22,858,225,095 0.249 5,691,698,049 8 7 24,084,754,653 0.204 4,913,289,949 9 8 25,415,134,139 0.167 4,244,327,401
TOTAL NPV Rp 16,329,478,342
130
Dari perhitungan net present value diatas, maka perhitungan IRR adalah :
IRR = 21% + ( )%21%22 ,34216,329,478 ,17318,413,960
173,960,413,18−×
+
= 21% + 0.53%
= 21.53%
4.3.4.3. Metode Nilai Sekarang (Net Present Value Method)
Variabel yang digunakan dalam perhitungan nilai sekarang adalah arus kas
tahunan, biaya investasi inisial dan besarnya faktor diskon yang diperoleh dari tabel
nilai sekarang / present value Appendix A-1 (lampiran). Faktor diskon yang
digunakan disini adalah sama dengan MARR, yaitu 15.38%. dari tabel Appendix A-1
nilai ini berada diantara 15% dan 16% sehingga perlu dilakukan interpolasi linier.
Misalnya : A1 = B, A3 = C, A2 = X
Maka persamaan interpolasi linier adalah :
X = ( )⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−×⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−
+ BCAAAA
B13
12
Berikut ini adalah tabel hasil interpolasi faktor diskon
Tabel 4.35
Interpolasi Faktor diskon
Tahun ke I = 15% I = 16% I = 15.38%
1 0.87 0.862 0.867
2 0.756 0.743 0.751
3 0.658 0.641 0.652
4 0.572 0.552 0.564
131
Lanjutan Tabel 4.35
Interpolasi Faktor diskon
5 0.497 0.476 0.489
6 0.432 0.41 0.424
7 0.376 0.354 0.368
8 0.327 0.305 0.319
9 0.284 0.263 0.276
Dan tabel perhitungan NPV adalah sebagai berikut.
Tabel 4.36
Perhitungan Net present value
Tahun Investasi
Tahun Operasi
Arus Kas (Rp) Faktor Diskon (I = 15.38)
Nilai Sekarang (Rp)
0 -1 0 1.000 0
1 0 (52,595,500,000) 0.867 (45,598,194,680)
2 1 17,345,753,371 0.751 13,027,701,526
3 2 18,312,924,712 0.652 11,931,602,967
4 3 19,350,967,010 0.564 10,921,685,781
5 4 20,464,476,610 0.489 10,007,538,352
6 5 21,658,622,755 0.424 9,175,458,944
7 6 22,858,225,095 0.368 8,403,597,874
8 7 24,084,754,653 0.319 7,674,366,223
9 8 25,415,134,139 0.276 7,015,085,325
TOTAL NPV 32,558,842,311
Dari perhitungan pada tabel diatas diperoleh nilai NPV = 32,558,842,311
132
4.3.4.4. Metode Indeks Kemampulabaan (Profitability Index Method)
Dari perhitungan net present value diatas, dapat dihitung pula nilai profitability
index (PI) untuk investasi power plant, dimana PI merupakan perbandingan antara
total nilai sekarang dari arus kas tahunan dengan biaya investasi.
0I
TPVPI = , dimana TPV = Σ arus kas masuk tabel 4.35
PI = ,00052,595,500
,99178,157,036 = 1.49