Bagian 6:

Disain Tarif – Menetapkan StrukturTarif yang Tepat

2

Struktur Tarif

DISAIN TARIFMenentukan pola pembebanan (pola pentarifan) yang akan ditanggung oleh konsumen.

3

Proses Penyusunan Tarif

Revenue Requirement

• Menentukan Target Keuangan yg ingin dicapai

• Identifikasi biaya-biaya dari suplier.

• Mengkategorikan biaya berdasarkan fungsi.

Cost Of Service• Identifikasi Kelas2

Konsumen• Analisa Data Beban.• Mengalokasikan

biaya kepada kelas konsumen.

• Menentukan biaya penyediaan (Cost Of Service)

Tarif Disain

• Identifikasi isu2 sosial.

• Menyeimbangkan antara kendala, ekonomi dan pertimbangan sosial.

• Penyusunan tarif yang tepat bagi konsumen.

Seluruh Biaya.

Kebutuhan Keuangan

Tanggung Jawab Kelas Konsumen

Efisiensi Ekonomi

Struktur Tarif

Pertimbangan Sosial

4

Alokasi Biaya Pengadaan

JumlahRp Residential Industri Bisnis Publik Sosial Jumlah

JUMLAH KONSUMEN 17,296.00 969,121.00 41,906.00 590.00 4,815.00 1,033,728.00 Faktor (% ) 1.67% 93.75% 4.05% 0.06% 0.47% 100.00%Menggunakan Metode Jumlah Konsumen sbg Alokator untuk Biaya KonsBiaya Pelayanan Konsumen - Transmisi 50,195,022 2,812,502,902 121,616,131 1,712,249 13,973,695 3,000,000,000 Biaya Pelayanan Konsumen - Distribusi 200,780,089 11,250,011,608 486,464,525 6,848,997 55,894,781 12,000,000,000

Jumlah Revenue Requirement 20,338,501,836 111,063,269,017 35,474,892,922 27,090,135,088 6,033,201,137 200,000,000,000 Penjualan 2003 (Estimated) - kWH 26,605,206 131,435,836 50,483,700 33,274,470 6,064,500 247,863,712

Rata-rata tarif per kelas konsumen 764.46 845.00 702.70 814.14 994.84 806.90

ALOKATOR

ALOKASI DAN KLASIFIKASI REV.REQ PADA KELAS KONSUMEN(Alokasi berdasarkan Metode Single Coincidence Peak Untuk ROI & FA disemua Fungsi )

Keterangan

5

Disain Tarif Disain tarif adalah proses pengembangan pola tarif yang akan

dibebankan pada setiap kelas konsumen. Umumnya tarif mengandung komponen-komponen sebagai

berikut : Biaya Bulanan Tetap (Fixed Monthly Charge):

Rp/Customer/Month Biaya Beban (Demand Charge) : Rp/kW Maximum

Demand/Month Biaya Pemakaian (Energy Charge) : Rp/kWh/Month Dalam pasar yang sudah direstrukturisasi setiap komponen

tarif harus dipisahkan berdasarkan fungsinya (pembangkitan, transmisi, dan distribusi).

Aspek lainnya: Time-of-Use (Musim, waktu dalam satu hari, variasi jam) Block rates

6

Model Tarif Jenis Contoh Kelebihan/kekurangan

Tarif tetap per kWh (Flat) Rp. 350,- / kWh Mudah dalam implementasi, namun tidak ada insentip ekonomi.

Komponen Demand dan Energy Rp. 18.000,- per KVA of demand

Rp. 250,- / kWh pemakaian

Memberikan signal yang tepat tetapi memerlukan meter yang mahal.

Flat tarif dengan biaya konsumen Rp.20.000 per bulan

Rp. 325 / kWh pemakaian

Upaya kompromi Metode flat.

Blok Menurun (Declining Block) Rp. 400 , 100 kWh ke 1

Rp. 350 , 101 – 300 kWh ke2.

Rp. 300, diatas 300 kWh

Jika biaya tetap lain (biaya penyambungan ) sudah termasuk didalamnya mungkin memberikan signal yang salah.

Inverted Rate (Block Increase) Rp. 300 , 100 kWh ke 1

Rp. 350 , 101 – 300 kWh ke2.

Rp. 400, diatas 300 kWh

Dapat digunakan dalam implementasi subsidi.

Time of Use Rp. 425 , beban puncak

Rp. 275, Luar waktu Beban puncak

Membutuhkan meter yang mahal tetapi memberikan signal yang tepat.

7

Hal-hal Yang Perlu Diperhatikandalam Disain Tarif

Efisiensi Ekonomi – tarif yang sama dengan marginal costs mendorong efisiensi ekonomi.

Integritas Finansial – tarif sebaiknya sama dengan biaya pengadaan.

Kewajaran (Fairness) – tidak ada kelas konsumen yang membayar lebih besar dari biaya pengadaan pada kelas tersebut.

Kesinambungan (Continuity) – perubahan struktur tarif hendaknya dapat diprediksi dan secara gradual.

Kemampuan (Affordability) – tarif harus dapat dijangkau oleh konsumen berpenghasilan rendah.

Sederhana (Simplicity) – tarif harus mudah dimengerti oleh konsumen.

8

BIAYA MARJINAL SISTEM PER-SETENGAHJAM - AN

0

50

100

150

200

250

300

350

0:30

1:30

2:30

3:30

4:30

5:30

6:30

7:30

8:30

9:30

10:3

0

11:3

0

12:3

0

13:3

0

14:3

0

15:3

0

16:3

0

17:3

0

18:3

0

19:3

0

20:3

0

21:3

0

22:3

0

23:3

0

JAM

BIA

YA M

ARJ

INA

L (R

P./K

WH)

Marginal Cost Dalam Industri Ketenagalistrikan

9

Metode Marginal Cost DalamPenentuan Tarif

Tentukan Marginal Costs (Gunakan Metode Perhitungan yang cukup tepat).

Gunakan marginal cost untuk menentukan tarif.

Tentukan penerimaan yang diperoleh setiap kelas yang menggunakan marginal cost, atas estimasi banyak pelanggan dan kWh terjual untuk tahun yang dipergunakan (Test Year).

Sesuaikan komponen tarif sehingga penerimaan yang dihasilkan sesuai dengan penerimaan yang diharapkan (revenue requirement / Biaya Penyediaan) per kelas konsumen.

10

Marginal Cost Dalam Industri Ketenagalistrikan

Marginal costs dibedakan berdasarkan: Jangka Waktu Short-run atau long-run Fungsinya – Production; Transmission,

Distribution and Customer Cost. Alokasi biaya

Periode waktu (Time Period) Voltage Level (by variations in losses)

11

MARGINAL PRODUCTION CAPACITY COST

Marginal Capacity Cost; berhubungan erat dengan permintaan konsumen yaitu peningkatan dalam coincident peak demand (beban puncak) yang meningkatkan investasi pada pembangkit dan dilakukannya reserve margin dalam memenuhi tuntutan demand.

Metode Estimasi Perhitungan yang dapat digunakan: Peaker Deferal (Estimasi Modal dan Biaya Operasi Beban Puncak) Generation Resource Plan Expansion (Estimasi dimulai dari

Pembangkit termurah yang tersedia)

Alokasi Biaya kepada periode waktu

Alokasi biaya kepada kelompok konsumen.

12

Peaker, modified peaker, proxy unit, differential revenue requirements.

Peaker method selalu menerapkan:

MCP = Annualized Cost X

(1 + Reserve Margin)

of Peaking Unit (1 - Appropriate Loss %)

Marginal Production Capacity CostMetode Beban Puncak (Peaker)

13

Metode PeakerMarginal Unit Gas TurbineCapital Cost ($/kW) 500.0 Foreign ($/kW) 450.0 Local ($/kW) 50.0Year Required 1997Life (years) 20Reserve Margin (%) 25.0%Station Use (% of gross gen.) 1.5%Discount Rate (%) 12.0%Fixed O&M (% of capital cost) 3.3%Annualized Capital Cost $84.95Annualized Fixed O&M Cost $16.50Marginal Cost ($/kWc/year) $101.45Marginal Cost (Rp/kWc/year) 913036.2

14

Generation Resource.Exp PlanAnnual Cost ( $/KW) = Capital Cost X (Economic Carrying

Charge) (Load Increment)Economic carrying charge = rev.req present – worth factor X

infinite series factor X defferal value factor

•Infinite Series Factor i = capital cost rise r = cost of capital utility

•Deferral value Factor

Annual Cost ( $/KW) = ($ 30.000.000) X (0,1407) = $21/KW (20.000 KW)

1r ir

1111i nr

15

Marginal Production Cost

kWc = kilowatts coincident peakkWc = kilowatts coincident peak

Busbar 76086.3EHV 76086.3HV 79339.3MV 81793.0LV 102113.7

Marginal Production Capacity Cost (Rp/kWc/month)

16

Metode Estimasi Marginal Production Energy Cost

2. Produksi/Energy – Meningkatnya biaya produksi berhubungan dengan peningkatan jumlah energy yang harus dihasilkan.

Termasuk dalam komponen ini adalah: Fuel, variable O&M, working capital.

Total Marginal energy costs berubah-ubah setiap jam.

Metode Perhitungan yang dapat digunakan : Production Cost Modeling (Incremental/Decremental Load

Methodology) Historical Marginal Energy Cost

Alokasi Biaya ; melalui “Voltage Level, Periode waktu dan kelompok konsumen”

17

PEAK OFF-PEAKMarginal Unit Gas Turbine Oil SteamFuel HSD MFOSpecific Fuel Consumption (units/kWh) 0.4530 0.2840Financial Cost of Fuel (Rp/unit) 1190.0 805.0Variable O&M (% of fuel cost) 3.50% 8.10%Station Use (% of gross generation) 1.50% 6.50%

Fuel Cost (Rp/kWh) 539.1 228.6Variable O&M (Rp/kWh) 18.9 18.5Station Losses (Rp/kWh) 8.5 17.2Marginal Cost (Rp/kWh) 566.4 264.3

Marginal Production Energy CostBerdasarkan Periode Waktu (Time Period)

Peak dan Off Peak

18

PEAK OFF-PEAKBusbar 566.4 264.3EHV 566.4 264.3HV 590.7 273.3MV 608.9 280.1LV 760.2 333.4

Marginal Energy Cost (Rp/kWh)

Marginal Production Energy CostsDari Periode Waktu Kepada Voltage Level

19

Metode Estimasi Marginal Transmisi, Distribusi dan Customer Cost

3. Transmisi dan distribusi/demand – Meningkatnya / berubahnya nilai investasi transmisi dan distribusi dan biaya lainnya berhubungan dengan peningkatan pada beban puncak (coincident or non-coincident). Antara lain metodenya adalah : Long-run average incremental cost (LRAIC):

PV of Incremental T&D Investment PV of Incremental Peak Demand

Econometric: Menggunakan data historis, gunakan analisa regresi untuk memperkirakan perubahan pada investasi T&D akibat perubahan demand

Dengan 2 metode diatas, biaya investasi T&D harus dianualisasi berdasarkan jangka waktu umur dari fasilitas investasi tersebut.

Penambahan Overhead dan Maintenance, serta biaya umum administrasi hendaknya menjadi perhatian.

Marginal cost untuk setiap voltage level dihitung terpisah.

20

Jaringan EHV diperlakukan sebagai basic infrastructure dan karenanya tidak dibebankan kepada incremental capacity.

Marginal Network Costs(Transmission and Distribution)

EHV HV MV LVCapital Cost (Rp/kWc) 0.0 839105.2 1336926.7 1553143.0Capital Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 106985.9 170458.1 198025.7O&M and A&G Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 23494.9 37433.9 43488.0Marginal Cost (Rp/kWc/yr) 0.0 130480.8 207892.1 241513.7Marginal Cost (Rp/kWc/month) 0.0 10873.4 17324.3 20126.1Cumulative Marginal Cost (loss adjusted) 0.0 10873.4 28534.0 55749.2

Discount Rate (%) 12.0%Life of Investment (yr) 25O&M and A&G adder 2.8%

Summary of Marginal Network Capacity Costs Using LRAIC Method

21

Marginal Cost Summary

VoltageLevel Generation Network Total Peak Off-Peak

HV 79,339.26 10,873.40 90,212.66 590.65 273.34 MV 81,793.05 28,534.03 110,327.08 608.92 280.06 LV 102,113.67 55,749.15 157,862.82 760.20 333.41

Summary of Marginal Costs by Voltage LevelMarginal Capacity Marginal Energy(Rp/kWc/month) (Rp/kWh)

22

Marginal Cost BerdasarkanKelas Tarif

Coinci- Class PeakService dence Load Energy Capacity Energy Capacity TOTAL

Rate Class Voltage Factor Factor Share Rp/kW Rp/kWh Rp/kWh Rp/kWhPublic/Social LV 42% 45% 15% 66302.4 397.4 204.6 602.1Public/Social MV 39% 48% 14% 43027.6 326.1 124.5 450.6Commercial LV 62% 47% 20% 97874.9 418.8 289.2 708.0Commercial MV 68% 46% 19% 75022.4 342.5 226.5 569.1Residential LV 87% 50% 27% 137340.7 448.6 381.5 830.1

Industrial LV 33% 40% 12% 52094.7 384.6 180.9 565.5Industrial MV 65% 69% 15% 71712.6 329.4 144.3 473.7Industrial HV 73% 72% 17% 65855.2 327.3 127.0 454.3

Streetlighting LV 100% 50% 33% 157862.8 474.2 438.5 912.8

Marginal Cost per Month

Coincidence Factor = rate class demand at the time of system peak divided by the sum of the billing (or contract) demand of the rate class.

Class Load Factor = average demand of the rate class divided by the kW billing (or contract) demand of the rate class.

Peak Energy Share = percent of energy consumed on-peak.

23

Tahun Pertumbuhan Komulatip Pertumbuhan Komulatip(Dalam juta $) (Dalam juta $) Beban Puncak Beban Puncak(1.988 juta $) (1.988 juta $) MW MW

ACTUAL1976 44.10 44.10 888.00 888.00 1977 33.80 77.90 166.00 1,054.00 1978 40.00 117.90 750.00 1,804.00 1979 30.00 147.90 467.00 2,271.00 1980 36.40 184.30 148.00 2,419.00 1981 30.60 214.90 808.00 3,227.00 1982 134.20 349.10 (538.00) 2,689.00 1983 62.70 411.80 295.00 2,984.00 1984 42.50 454.30 1,685.00 4,669.00 1985 148.30 602.60 (579.00) 4,090.00

PROYEKSI1986 188.60 791.20 21.00 4,111.00 1987 71.40 862.60 302.00 4,413.00 1988 178.50 1,041.10 446.00 4,859.00 1989 83.60 1,124.70 406.00 5,265.00 1990 128.70 1,253.40 407.00 5,672.00 Total 1,253.40 5,672.00

Marginal Transmission Cost – Regression Approach

24

Pendekatan SederhanaMarginal Transmission Investment Cost $/KW 220.98 Pendekatan RegresiMarginal Transmission Investment Cost $/KW 249.40

Cost per KW ($)Investasi Transmisi per KW 249.40 Annual Cost 10.90% 27.18 Biaya Tetap O & M 4.52 Biaya berhubungan dengan Pembangkit 1.05 Modal Kerja (Working Capital) 0.48 J umlah Biaya transmisi (Annualisasi) 33.23

PERHITUNGAN MARGINAL TRANSMISSION COSTKeterangan

25

Marginal Cost Distribusi – Metode Jaringan Minimum dan Konsumen Khusus

Cust SpecificMinimum Grid Equip Per $ per KW

Investasi Distribusi per KW $159.13 $203.54Annual Cost 13.08% 20.81 26.62 Biaya Tetap O & M 5.69 9.17 Biaya berhubungan dengan Pembangkit 0.80 1.02 Modal Kerja (Working Capital) 0.37 0.47 J umlah Biaya transmisi (Annualisasi) 27.67 37.28 Rugi J aringan 10.70% 30.64 41.27

Keterangan

26

Metode Estimasi Marginal Production Energy Cost

4. Marginal customer costs – Meningkatnya biaya pelayanan konsumen berhubungan dengan perubahan jumlah konsumen.

Termasuk dalam metode estimasi ini adalah: Zero-intercept – estimasi econometric; Minimum system (service connection, meter, etc.)

– perkiraan teknis dari investasi dasar infrastruktur.

27

Econometric EstimationRelationship Between Cost and Demand (Hypothetical)

y = 0.0862x + 155.07R2 = 0.9168

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000

Demand (MW)

Cos

t ($

Mill

ion)

28

Rekonsiliasi Marginal Cost dengan Average Revenue Requirement

Marginal costs tidak sama dengan average costs – average costs sama dengan cost-based revenue requirements dibagi dengan billing quantities.

Untuk itu, komponen tarif dengan dasar marginal cost harus disesuaikan untuk mencapai penerimaan sesuai dengan revenue requirement per kelas konsumen Komponen tarif mana yang harus saya

sesuaikan?

29

Penyesuaian Terhadap Komponen Tarif Menerapkan tarif marginal cost pada blok terakhir

(“tail-block”) adalah langkah terbaik dalam memenuhi kriteria efisiensi ekonomi.

Rekonsiliasi revenue requirement terhadap tarif dengan dasar marginal cost menimbulkan masalah – elasitisitas harga dapat mempengaruhi penerimaan yang diharapkan. Ramsey (residual) pricing principle: sesuaikan komponen

tarif yang paling inelastis untuk meminimalkan pengaruhnya terhadap penerimaan.

Adjustments (penyesuaian) dapat dilakukan pada : Biaya Konsumen (Customer charge), Biaya Beban (Demand charge), dan/atau Blok pertama atau kedua Biaya Pemakaian (Head-block and

intermediate-block energy charges).

30

Penyesuaian Terhadap Komponen Tarif

Affordability dapat dipenuhi dengan: Memperkirakan “life-line level” dari konsumsi

listrik. Blok pertama yang merefleksikan “life-line level” penggunaan listrik ini disesuaikan, dengan memberikan potongan harga tarif yang cukup pada blok pertama tersebut.

Namun, pemotongan harga tarif tersebut akan menyebabkan penerimaan menjadi lebih rendah.

Untuk mengkompensasinya, dilakukan realokasi revenue requirements kepada:

Komponen tarif yang lain didalam kelas tarif yang sama, Kelas tarif yang lain, atau Keduanya.

31

Finalisasi Penyusunan Tarif

Setelah tarif selesai didisain, kalikan dengan jumlah tagihan (estimasi penjualan kWh per konsumen per blok pada tahun dasar) untuk melihat apakah menghasilkan revenue requirement yang direncanakan semula.

Jumlah tagihan diperlukan untuk setiap komponen tarif yang didisain, jika tidak, maka finalisasi penyusunan tarif tidak mungkin dilakukan. Analisa frekuensi tagihan diperlukan untuk menentukan penggunaan:

Blocked rates, Lifeline rates, Time-of-Use rates.

32

Latihan Penyusunan Tarif Menggunakan Long Run

Marginal Cost