struktur harga pltmh

Topik Utama
STRUKTUR HARGA PLTMH
Gery Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno
Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Ketenagalistrikan, Energi Baru
Terbarukan, dan Konservasi Energi
[email protected]
SARI
Indonesia memiliki pontensi PLTMH yang cukup besar, namun tingkat pengembangannya masih
sangat rendah, faktor yang menjadi kendala dalam pengembangan PLTMH antara lain adalah
kesulitan dalam menentukan harga (unit cost) PLTMH yang menarik bagi investor namun tidak
memberatkan keuangan negara. Tulisan ini bertujuan untuk memberikan gambaran dan masukan
dalam menentukan harga PLTMH. Metodologi yang digunakan yaitu dengan menyajikan hasil
perhitungan dan analisis dari data investasi PLTMH hasil FS maupun investasi PLTMH yang telah
dibangun. Hasil analisis dari data yang ada diketahui biaya investasi PLTMH dengan kapasitas
antara 10 - 50 kW berada pada kisaran 1 - 2 milyar rupiah dengan harga PLTMH (unit cost) antara
Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dengan IRR 18.23 %. Tingginya perbedaan biaya investasi
tersebut dipengaruhi oleh biaya investasi pada pekerjaan sipil, pekerjaan mekanikal elektrikal (ME),
dan pekerjaan jaringan. Harga jual tenaga listrik PLTMH dapat mengacu kepada BPP (Biaya Pokok
Produksi) wilayah dan untuk harga jual tenaga listrik PLTMH yang berada di atas BPP masih dapat
dibangun dengan pertimbangan multiplier efek, sebagai subsitusi PLTD dan faktor sosial seperti
elektrifikasi pedesaan.
Kata kunci : biaya investasi, harga, IRR, kapasitas, PLTMH
1. PENDAHULUAN
a. Tujuan
Tingkat pencapaian pembangunan pembangkit
listrik yang direncanakan masih rendah
sementara potensi PLTMH masih banyak yang
bisa dimanfaatkan sebagai pembangkit listrik,
dengan demikian adanya pemanfaatan potensi
PLTMH yang masih besar diharapkan dapat
menutupi kebutuhan listrik yang direncanakan.
Tujuan dari tulisan ini adalah menentukan harga
jual tenaga listrik PLTMH yang menarik bagi investor namun tidak memberatkan kondisi
keuangan negara.
Namun demikian potensi PLTMH memiliki sifat
spesifik yakni setiap lokasi potensi PLTMH
mempunyai karakter biaya PLTMH yang
berbeda-beda meskipun dalam wilayah dan
kapasitas yang sama. Selain itu sistem
penarifan yang ada sekarang masih terlalu
rendah sehingga tidak menarik bagi investor.
16
b. Metodologi
Metodologi perhitungan harga jual tenaga listrik
PLTMH dalam tulisan ini dapat dilihat pada
Gambar 1. Data investasi pembangkit PLTMH
yang digunakan dalam perhitungan adalah data
dari DJEBTKE dan P3TKEBTKE. Langkahlangkah dalam perhitungan yang pertama adalah
mengumpulkan data biaya investasi PLTMH. Dari
data biaya investasi PLTMH, kemudian dihitung
M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
ini umumnya terdiri dari biaya konstruksi seperti
Topik Utama
– CRF (Capital Recovery Factor) atau faktor
pengembalian investasi
. . . . . . . (2)
– i = interest rate
– n = masa manfaat
– CF = kapasitas merupakan kapasitas
total pembangkit.
– 8760 = merupakan lamanya jam dalam satu
tahun.
– CF = Capacity Factor merupakan faktor
kesediaan PLT dalam memproduksi
listrik.
Dalam suatu proyek ketenagalistrikan, biaya
investasi biasanya berasal dari dua sumber
pendanaan yaitu modal sendiri dan pinjaman
bank. Persentase besarnya biaya modal sendiri
dan pinjaman bank adalah sebesar 30% dan
70%. Modal yang berasal dari pinjaman bank
biasanya akan dikenakan biaya administrasi
peminjaman (financing cost) dan dikenakan
bunga pinjaman. Besarnya biaya administrasi
peminjaman dan suku bunga pinjaman adalah
sebesar 3 % dan 14.5%.
b. Biaya Investasi PLTMH
Total biaya investasi pada PLTMH dapat
dikelompokkan menjadi tiga bagian, yaitu
investasi pekerjaan sipil, investasi pekerjaan
mekanikal-elektrikal dan investasi jaringan.
.
Investasi Pekerjaan Sipil
Investasi pekerjaan sipil dipengaruhi oleh
sistem PLTMH yang meliputi : panjang
saluran pembawa, panjang pipa pesat, debit
desain. Besarnya debit desain akan
Gambar 2. Pekerjaan sipil PLTMH
18
M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
Topik Utama
.
.
berpengaruh pada ukuran bendungan,
saluran pembawa dan forebay. Selain itu
investasi pekerjaan sipil juga sangat
dipengaruhi oleh satuan harga setempat
yang berbeda-beda dari setiap lokasi.
Berikut beberapa contoh PLTMH yang
memiliki perbedaan panjang saluran
pembawa dan pipa pesat yang menjadi
faktor yang menyebabkan biaya investasi
konstruksi sipil berbeda.
Investasi Mekanikal-Elektrikal
Faktor utama yang menentukan besar
kecilnya investasi ME adalah kapasitas daya
yang akan dipasang. Makin besar kapasitas
daya akan semakin tinggi harga turbin dan
generator. Pada investasi ME juga
dipengaruhi biaya transportasi ke lokasi
pembangkit. Berikut beberapa contoh
PLTMH yang memiliki perbedaan kapasitas
daya turbin dan generator. Kedua turbin dan
generator tersebut memiliki kapasitas
berbeda namun biaya investasi sama, hal
ini disebabkan oleh adanya akibat terdapat
perbedaan harga transportasi ke lokasi.
Investasi Jaringan
Faktor utama yang berpengaruh pada
investasi jaringan adalah panjang jaringan.
Selain itu, juga perlu dipertimbangkan
apabila dibutuhkan travo. Juga dipengaruhi
oleh jenis koneksi tegangan ke grid PLN.
Berikut ada beberapa contoh PLTMH yang
memiliki perbedaan biaya investasi jaringan.
c. Biaya Tetap Operasi dan Pemeliharaan
(Komponen B)
Biaya komponen B merupakan fixed OM Cost
juga sering disebut sebagai OM Cost yang
dikeluarkan untuk operasi dan maintenance
pembangkit, seperti gaji pegawai/karyawan,
biaya administrasi, manajemen, dan lain-lain.
Pada tulisan ini biaya komponen B ditentukan
tetap sebesar 3% dari total investasi.
d. Biaya Bahan Bakar (Komponen C)
Biaya komponen C merupakan komponen biaya
tidak tetap (variable) yang terkait dengan
produksi, dalam hal ini adalah biaya bahan bakar.
Akan tetapi untuk pembangkit PLTMH yang tidak
memerlukan bahan bakar maka biaya
komponen C dapat digantikan dengan pajak
penggunaan air. Pada tulisan ini harga komponen
C ditentukan tetap sebesar 10 Rp/kWh.
Gambar 3. Pekerjaan mekanikal elektrikal PLTMH
Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno
19
Topik Utama
Gambar 4. Pekerjaan Jaringan PLTMH
e. Biaya Variabel Operasi dan
Pemeliharaan (Komponen D)
Biaya komponen D merupakan biaya variabel
O&M, seperti biaya untuk pelumas, penggantian
sparepart, overhaul. Semakin sering dan berat
kerja pembangkit, semakin dibutuhkan pula
pelumas. Maka, biaya komponen D ini akan
meningkat dan demikian pulalah sebaliknya.
Pada tulisan ini biaya komponen D ditentukan
tetap sebesar 4% dari investasi total.
3. ANALISIS KEEKONOMIAN
Metode analisis ekonomi yang dipakai dalam
tulisan ini dengan menghitung nilai-nilai Net
Present Value (NPV) dan Internal Rate of
Return (IRR). Penjelasan ringkas dari metode
tersebut adalah sebagai berikut :
a. Net Present Value (NPV)
Komponen cost dan komponen benefit dihitung
present value nya berdasarkan discount rate/
interest rate yang telah ditentukan. Harga Net
Present Value diperoleh dari pengurangan
Present Value komponen benefit dengan
Present Value komponen cost. Harga Net
Present Value ini merupakan harga Present
20
Value keuntungan atas investasi yang telah
ditanamkan. Bila harga Net Present Value ini
mempunyai tanda positip, berarti proyek yang
ditinjau dapat digolongkan ekonomis dan layak
untuk dibangun.
b. Internal Rate of Return (IRR)
Apabila semua komponen cost dan benefit
sudah diperoleh, kemudian dapat dibuat aliran
pembayaran (cash flow) dari semua komponen
tersebut sesuai dengan umur ekonomis proyek
yang diperkirakan. Dari economic cash flow ini
kemudian dihitung besarnya economic net
benefit untuk tiap tahun dan yang merupakan
dasar dalam perhitungan nilai IRR. Perhitungan
IRR dilakukan dengan mencari nilai discount rate
sehingga nilai present value benefit sama dengan
nilai present value cost atau net present value
nya sama dengan nol. Jika hasil perhitungan IRR
lebih besar dari discount factor, maka dapat
dikatakan investasi yang akan dilakukan layak
untuk dilakukan dan jika IRR lebih kecil dari
discount factor maka investasi yang ditanamkan
tidak layak.
4. HASIL DAN ANALISIS
Biaya investasi pembangkit PLTMH sangat
M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
Topik Utama
bervariasi tergantung besarnya kapasitas
pembangkit, biaya pekerjaan sipil, biaya
mekanikal elektrikal, dan biaya jaringan
pembangkit tersebut. Besarnya biaya investasi
PLTMH bersumber dari data DJEBTKE dan
P3TKEBTKE dapat dilihat pada Tabel 1. Dari
Tabel 1 terlihat biaya investasi PLTMH bervariasi
antara Rp 13.987.254/kW sampai Rp
86.331.910/kW.
Perhitungan harga jual tenaga listrik PLTMH
dalam tulisan ini dilakukan dengan
menggunakan beberapa asumsi yaitu :
– masa perencanaan dan konstruksi PLTMH :
2 tahun
– Equity biaya investasi : 30 % modal sendiri
dan 70 % pinjaman bank
– Lama pinjaman bank : 5 tahun
– Suku bunga pinjaman : 14, 5 %
– Faktor kapasitas PLMH : 65%
– Jam Operasi : 8760 jam/tahun
– Masa manfaat PLTMH : 20 tahun
– Pemakaian sendiri PLTMH : 5%
– Komponen B: 3% dari biaya investasi
– Komponen C: Rp. 10,-/kWh
– Komponen D: 4% dari biaya investasi
– Eskalasi biaya komponen B dan D : 6 % per
tahun
– Pajak penghasilan Badan/Perusahaan 25%
Sebagai contoh perhitungan harga jual PLTMH
di Pegunungan Bintang Papua dapat dilihat pada
Tabel 2. Biaya investasi PLTMH Pegunungan
Bintang kapasitas 70 kW adalah sebesar Rp
4.492.900.000. Biaya komponen A dihitung
dengan menggunakan persamaan (1) dan (2).
Dengan asumsi suku bunga 14,5 % pertahun,
masa pinjaman bank 5 tahun, dan kapasitas
pembangkit 65 % maka didapat biaya komponen
A sebesar Rp 3.322/kWh. Besarnya biaya
komponen B dan komponen D dihitung dengan
menggunakan asumsi 3 % dan 4 % dari
komponen A. Biaya komponen C dihitung
dengan asumsi pajak penggunaan air sebesar
Rp 10/kWh. Dengan memasukan margin usaha
sebesar 5 % maka harga jual PLTMH
Pegunungan Bintang Papua adalah sebesar Rp
4.328/kWh.
Untuk mengetahui apakah harga jual PLTMH
sebesar Rp 4.328/kWh layak atau tidak maka
dilakukan perhitungan Net Present Value (NPV)
Tabel 2. Data biaya investasi PLTMH dan BPP tenaga listrik di Indonesia
Sumber : DJEBTKE
Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno
21
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
TOTAL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
TOTAL
3.950.786.686
1.908.561.456
2.042.225.231
2014
2015
0
Total Loan
(2)
Tahun (n)
(1)
No
1.347.870.000
673.935.000
673.935.000
(3)
Equity
Total Project Cost (TPC)
7.971.600
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
398.580
(4)
Energi
Produksi
(kWh)
(6)
7.573.020
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
378.651 4.122,03
(5)
Energi Jual Harga Jual
(kWh)
(Rp/kWh)
PENDAPATAN
(8)
(9)
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
1.560.810.713
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
264.932.834
5.669.378.894 5.298.656.686
0
0
0
0
0
1.560.810.713 790.157.337 114.572.814 904.730.151
1.560.810.713 790.157.337 229.145.628 1.019.302.965
1.560.810.713 790.157.337 343.718.442 1.133.875.779
1.560.810.713 790.157.337 458.291.256 1.248.448.593
1.560.810.713
fd
Biaya
Penyusutan
(10) = (8) + (9) (11) = TPC/n
Utang Pokok
Total Cicilan
Bunga (IUP)
(UP)
Utang
1.560.810.713 790.157.337 572.864.069 1.363.021.407
(7)=(5) × (6)
Pendapatan
Brutto (Cbrutto)
DEBT SERVICE
3,0256
2,8543
2,6928
2,5404
2,3966
2,2609
2,1329
2,0122
1,8983
1,7908
1,6895
1,5938
1,5036
1,4185
1,3382
1,2625
1,1910
1,1236
1,0600
1,0000
(12)
Faktor
eskalasi
biaya
O&M
Biaya O&M
Variabel
Biaya Bahan
Pendapatan
Bakar (Pajak
Sebelum Pajak
Air)
Biaya Pajak
Pendapatan
Setelah Pajak
543.748.640
512.970.415
483.934.354
456.541.843
430.699.852
406.320.615
383.321.335
361.623.901
341.154.624
321.843.985
303.626.401
286.440.001
270.226.416
254.930.581
240.500.548
226.887.309
214.044.631
201.928.898
190.498.960
179.716.000
4.958.219.482 6.610.959.309
407.811.480
384.727.811
362.950.765
342.406.383
323.024.889
304.740.461
287.491.001
271.217.926
255.865.968
241.382.988
227.719.800
214.830.000
202.669.812
191.197.936
180.375.411
170.165.482
160.533.474
151.446.673
142.874.220
134.787.000
75.730.200
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
3.786.510
340.531.248
394.393.142
445.206.249
493.143.142
538.366.627
581.030.292
621.279.032
659.249.541
695.070.777
728.864.395
760.745.167
790.821.367
819.195.141
845.962.852
871.215.410
780.465.763
688.367.636
594.997.356
500.426.933
404.724.299
85.132.812
98.598.285
111.301.562
123.285.786
134.591.657
145.257.573
155.319.758
164.812.385
173.767.694
182.216.099
190.186.292
197.705.342
204.798.785
211.490.713
217.803.852
195.116.441
172.091.909
148.749.339
125.106.733
101.181.075
255.398.436
295.794.856
333.904.687
369.857.357
403.774.970
435.772.719
465.959.274
494.437.156
521.303.083
546.648.296
570.558.876
593.116.026
614.396.356
634.472.139
653.411.557
585.349.322
516.275.727
446.248.017
375.320.200
303.543.224
(13) =
(14) =
(16) = (7)-(9)(15) =
Komp.B×(4)×(12 Komp.D×(4)×(12
(11)-(13)-(14)- (17) = (16) × Tax (18) = (16)-(17)
Komp.C × (5)
)
)
(15)
Biaya O&M
Tetap
Tabel 3. Perhitungan cash flow PLTMH pegunungan Bintang Papua
673.935.000
673.935.000
(19) = (3)
Outflow (Rp)
520.331.270
560.727.691
598.837.521
634.790.191
668.707.805
700.705.553
730.892.108
759.369.990
786.235.917
811.581.131
835.491.710
858.048.860
879.329.190
899.404.973
918.344.391
60.124.819
-8.948.776
-78.976.486
-149.904.303
-221.681.279
(20) = (7)-(10)(13)-(14)-(15)(17)
Inflow (Rp)
Cash Flow
520.331.270
560.727.691
598.837.521
634.790.191
668.707.805
700.705.553
730.892.108
759.369.990
786.235.917
811.581.131
835.491.710
858.048.860
879.329.190
899.404.973
918.344.391
60.124.819
-8.948.776
-78.976.486
-149.904.303
-221.681.279
-673.935.000
-673.935.000
(21)
Net (Rp)
Topik Utama
Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno
23
Topik Utama
Tabel 4. Hasil perhitungan harga PLTMH
Gambar 1. Harga jual tenaga listrik PLTMH di Indonesia
Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dan BPP
tenaga listrik wilayah adalah sebesar Rp 1.029/
kWh sampai Rp 3.257/kWh. Besarnya harga jual
tenaga listrik PLTMH sangat dipengaruhi oleh
besarnya biaya investasi. Semakin besar biaya
investasi maka harga jual tenaga listrik PLTMH
akan semakin tinggi. Sebagai contoh, harga jual
tenaga listrik PLTMH Enrekang Sulawesi Selatan
kapasitas 70 kW sebesar Rp 848/kWh dengan
biaya investasi Rp 906.788.000 dan harga jual
tenaga listrik PLTMH Pegunungan Bintang
Papua kapasitas 12 kW sebesar Rp 5.333/kWh
dengan biaya investasi Rp 996.990.500.
24
Karena harga jual tenaga listrik PLTMH sangat
bervariasi, maka untuk menentukan apakah
suatu PLTMH dapat dibangun perlu
dibandingkan dengan BPP tenaga listrik di
wilayah tersebut. Untuk PLTMH dengan harga
jual tenaga listrik berada di bawah BPP wilayah
maka PLTMH tersebut layak untuk dibangun.
Beberapa PLTMH yang mempunyai harga jual
tenaga listrik di bawah BPP wilayah adalah
PLTMH Hulu Sungai Selatan Kalimantan Selatan
kapasitas 40 kW dan PLTMH Enrekang Sulawesi
Selatan kapasitas 70 kW. Untuk PLTMH yang
mendekati atau sedikit diatas BPP wilayah,
M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014
Topik Utama
maka dapat dipertimbangkan untuk dibangun.
Beberapa PLTMH yang mempunyai harga jual
tenaga listrik mendekati atau sedikit di atas BPP
wilayah adalah PLTMH Kebumen Jawa Tengah
kapasitas 400 kW, PLTMH Enrekang Sulawesi
Selatan kapasitas 30 kW, 70 kW, dan 1500 kW.
Sebaliknya untuk harga PLTMH yang berada jauh
di atas BPP maka PLTMH sebenarnya belum
layak untuk dibangun. Meskipun demikian
PLTMH tersebut masih dapat dibangun selama
tidak menambah beban subsidi pemerintah dan
dengan mempertimbangkan multiplier efek,
sebagai subsitusi PLTD dan faktor sosial seperti
elektrifikasi pedesaan.
Untuk mengetahui faktor yang menyebabkan
terjadinya variasi harga PLTMH yang sangat
besar maka dibuat kurva hubungan antara biaya
investasi terhadap kapasitas PLTMH seperti
ditunjukkan pada Gambar 2.
Dari kurva di atas terlihat bahwa biaya pekerjaan
sipil mempunyai pola semakin tinggi kapasitas
PLTMH maka biaya sipil semakin tinggi kecuali
di beberapa tempat yang biaya pekerjaan sipilnya
sangat tinggi dikarenakan jauhnya sumber air ke
pembangkit yang secara langsung, menambah
panjang saluran pembawa dan pipa pesat. Untuk
biaya pekerjaan ME cenderung berpola lebih baik
semakin tinggi kapasitas maka semakin tinggi
biaya ME.
Untuk biaya pekerjaan jaringan penyebaran biaya
sangat besar untuk kapasitas yang sama, yaitu
sebesar antara Rp. 150.000.000,- sampai
dengan Rp. 700.000.000,-. Hal ini disebabkan
jauhnya pembangkit ke grid dan tegangan grid
yang berbeda-beda (tegangan menengah dan
rendah).
Sebagai bahan perbandingan situasi di atas
dapat juga dilihat hasil perhitungan struktur harga
Gambar 2. Hubungan biaya investasi terhadap kapasitas PLTMH
Struktur Harga PLTMH ; Gary Baldi, Hasan Maksum, Charles Lambok, Hari Soekarno
25
Topik Utama
PLTMH di Nepal. Menurut Vaidya, secara umum
tidak ada standar pedoman untuk penentuan
tarif pada PLTMH, karena mengubah biaya
pembangkitan menjadi tarif yang efektif tidak
sederhana. Sementara itu biaya pembangkitan
yang tinggi sering kali masih diperlukan dan
dibenarkan tetapi yang menjadi pertanyaan
penting adalah apakah cukup banyak konsumen
(PLN) akan bersedia dan mampu untuk
membayar lebih.
Menurut Worldbank bahwa pembangunan
PLTMH yang biayanya lebih tinggi dari tarif listrik
yang ada, maka yang menjadi dasar perhitungan
adalah dengan melihat keuntungan-keuntungan
akibat adanya listrik dan faktor-faktor ekonomi
yang diakibatkan karena adanya listrik (multiplier
effect). Pendekatan yang lain adalah dengan
melihat bahwa kondisi kelistrikan sebelum
adanya PLTMH adalah dengan menggunakan
PLTD yang biayanya sangat tinggi.
5. KESIMPULAN DAN SARAN
a. Hasil perhitungan menunjukkan bahwa harga
jual tenaga listrik PLTMH dengan kapasitas
antara 10-50 kW berada pada kisaran antara
Rp 848/kWh sampai Rp 5.333/kWh dan BPP
tenaga listrik wilayah antara Rp 1.029/kWh
sampai dengan Rp 3.257/kWh.
b. Untuk PLTMH kapasitas di bawah 50 kW,
biaya investasi pekerjaan jaringan merupakan
faktor utama yang membuat kisaran harga
jual tenaga listrik PLTMH sangat besar.
c. Harga jual tenaga listrik dari PLTMH tidak
dapat ditetapkan dengan Harga Patokan
Tertinggi dikarenakan harga jual tenaga listrik
PLTMH sangat dipengaruhi oleh variasi
besarnya biaya investasi PLTMH.
d. Kelayakan ekonomi pembangunan PLTMH
dapat mengacu kepada BPP wilayah. Untuk
PLTMH dengan harga jual tenaga listrik yang
masih di bawah atau mendekati BPP wilayah
maka pembangkit PLTMH tersebut dapat
dibangun.
26
e. Untuk PLTMH dengan harga jual tenaga listrik
yang melebihi BPP wilayah maka PLTMH
tersebut masih bisa dibangun dengan
mempertimbangkan multiplier efek, subsitusi
biaya penyediaan tenaga listrik dari PLTD, dan
merupakan kewajiban Pemerintah dalam
peningkatan rasio elektrifikasi pedesaan.
f. Dikarenakan keterbatasan data biaya
investasi PLTMH maka agar analisis harga
jual tenaga listrik PLTMH lebih lengkap
diperlukan data yang lebih banyak dan kajian
lebih lanjut.
DAFTAR PUSTAKA
Gery Baldi, 2013, Studi Keekonomian
Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi
PLTP Bora, Sulawesi Tengah, Pra Tesis,
Universitas Indonesia.
DJEBTKE, Proyek Pembangunan PLTMH untuk
Listrik Pedesaan, Lokasi Jawa Barat, Jawa
Tengah, Kalimantan Timur, Kalimantan
Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Selatan,
Nusa Tenggara Timur, dan Papua, Tahun
2007 Sampai Dengan 2013.
DJK KESDM, 2013, Asumsi Makro APBNP 2013,
Bahan Presentasi.
P3TKEBTKE, Summary Laporan Hasil
Feasibility Studi PLTMH, Lokasi Sulawesi
Barat, Sulawesi Utara dan Nusa Tenggara
Timur, Tahun 2009 Sampai Dengan 2012.
Smail K. And Andrew B., 2000, Best Practices
For Sustainable Development Of
MicroHydro Power In Developing Countries,
In association with London Economics &
deLucia
Associates,
Cambridge
Massachusetts, USA For The Department
for International Development, UK and The
World Bank March 2000.
Vaidya, Paper prepared by Dr. Vaidya, MicroHydro Specialist Under Contract With AEPC
Cost Structure of Micro Hydropower Plant.
M&E, Vol. 12, No. 1, Maret 2014