1. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 1
Penurunan operasi pembangkit listrik PLTD Pesanggaran
yang disebabkan oleh derating, tingkat efisiensi rendah,
tingkat emisi dan kebisingan yang tinggi telah menimbukan
masalah kelistrikan di Bali. Selain itu, PLTD Pesanggaran juga
masih menggunakan bahan bakar minyak (single fuel) dimana
biaya pokok produksi energi listrik meningkat seiring naiknya
harga bahan bakar HSD (High Speed Diesel). Oleh sebab itu,
untuk mempertahankan suplai listrik di Bali tetap terpenuhi,
pemilik perusahaan melakukan efisiensi melalui program
diversifikasi energi. Pada tahun 2012, sebuah perusahaan
konsultan telah dipilihuntuk melakukan kajian FS (feasibility
study) untuk menilai kelayakan operasi pembangkit. Kajian
tersebut menyarankan agar perusahaan melakukan assets
retirement without abandonment untuk PLTD Pesanggaran
yaitu dengan melakukan penggantian (replacement)
pembangkit lama dengan pembangkit baru yang
menggunakan dual fuel engine. Metode yang digunakan adalah
perhitungan biaya COE, LCC dan economic life dari
pembangkit lama maupun pembangkit baru. Penelitian
menggunakan data amatan PLTD Pesanggaran, di Bali.
Dengan metode tersebut dapat menghasilkan suatu model
management tools untuk menentukan kelayakan
keekonomiannya. Model management tools tersebut dapat
dipakai untuk mempermudah pengambilan keputusan di
kasus-kasus serupa pada pembangkit listrik PLTD
Kata Kunci - Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD),
Replacement, Keekonomian, Retirement.
I. PENDAHULUAN DAN LATAR BELAKANG
embangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) Pesanggaran
merupakan salah satu pembangkit listrik yang
menyuplai kebutuhan listrik di Pulau Bali. Awalnya PLTD
Pesanggaran mulai beroperasi sejak tahun 1985 dan dengan
berjalannya waktu mengalami derating, memiliki tingkat
efisiensi rendah, tingkat emisi dan kebisingan yang
tinggi.[2] Pembangkit ini menggunakan bahan bakar minyak
(single fuel) dimana biaya pokok produksi energi listrik
meningkat seiring naiknya harga bahan bakar HSD (High
Speed Diesel).
Pemilik berusaha untuk melakukan efisiensi
diantaranya melalui program diversifikasi energi dan
peningkatan efisiensi pembangkit (khususnya pembangkit
BBM). Tahun 2012 sebuah perusahaan konsultan telah
dipilih untuk membuat kajian FS (feasibility study) untuk
menilai kelayakan operasi pembangkit. Kajian tersebut
menyarankan agar perusahaan melakukan assets retirement
without abandonment untuk PLTD Pesanggaran yaitu
dengan melakukan penggantian (replacement) pembangkit
1
DepartemenTeknikElektro, Fakultas Teknik, Universitas Indonesia
2
Magister Teknik Ketenagalistrikan dan Energi, Universitas Indonesia
lama dengan pembangkit baru yang menggunakan dual fuel
engine.
Analisis pengambilan keputusan penggantian
(replacement) dalam kajian terdahulu hanya
memperhitungkan faktor penghematan bahan bakar sebagai
komponen dalam pengambilan keputusan penggantian
(replacement) pembangkit.
Pada neraca daya pada Desember tahun 2011,
disebutkan bahwa sub sistem Bali mengalami defisit daya
sebesar 141,1 MW sampai dengan 271,1 MW.
Untuk mengatasi hal ini sistem kelistrikan di Bali
mendapat pasokan energi dari Jawa melalui 2 sirkit kabel
laut sebesar 200 s.d 220 MW. Meskipun sudah mendapat
pasokan energi dari Jawa, namun sub sistem masih
mengalami defisit daya sebesar 71 MW sehingga masih
diperlukan pembangkit dengan kapasitas yang memadai
untuk menjaga keandalan ketersediaan sistem listrik untuk
wilayah Bali yang merupakan daerah wisata internasional.
Kebutuhan listrik di Pulau Bali dipasok oleh sistem
kelistrikan Jawa-Bali, guna memperkuat sub-sistem Bali
hingga tahun 2012 pulau Bali dipasok oleh beberapa
pembangkit lokal dengan total kapasitas terpasang sebesar
437,9 MW. Pembangkit lokal tersebut yaitu: Pembangkit
Pesanggaran (PLTD dan PLTG) dengan kapasitas terpasang
sebesar 205,09 MW, PLTG Gilimanuk dengan kapasitas
terpasang sebesar 134, PLTG Pamaron dengan kapasitas
terpasang sebesar 98 MW. Ketiga pembangkit tersebut
merupakan milik PT. Indonesia Power-Unit Bisnis
Pembangkit (UBP) Bali.
Dari pembangkit di atas, sebagian besar pembangkit
didominasi oleh pembangkit-pembangkit lama yang mulai
beroperasi sejak tahun 1985 dan mengalami derating
sehingga daya mampu (netto) pembangkit di Bali tahun
2012 sebesar 366,41 MW dengan beban puncak sebesar 591
MW. Untuk memenuhi defisit pasokan listrik di Bali sebesar
500 – 591 MW, sistem kelistrikan di Bali mendapat pasokan
energi dari Jawa melalui 2 sirkit kabel laut dengan kapasitas
240 MVA, atau sebesar 200 sd. 220 MW dan beberapa
pembangkit sewa yang ada di Pulau Bali.[1]
II. PERUMUSAN MASALAH
Keputusan penggantian (replacement) telah diambil
berdasarkan kajian sebelumnya dengan penilaian pada
faktor penghematan bahan bakar saja. WD MARSH, 1980
menyebutkan, selain penghematan bahan bakar seharusnya
beberapa faktor lain digunakan dalam analisis kajiannya.
Tabel 1.1 berikut menggambarkan perbedaan teori yang
dipakai pada kajian sebelumnya dan teori yang akan dipakai
pada penelitian selanjutnya berdasarkan teori dari buku
Analisis Penggantian (Replacement) Pembangkit Listrik
Tenaga Diesel (Studi Kasus PLTD Pesanggaran, Bali)
Ir. Fajardhani, MBA, e-Mail: fajar@eng.ui.ac.id 1
Tyas Kartika Sari, e-Mail: tyas.kartika@ui.ac.id 2
P

2. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 2
Electric Utility Power Generation Economics (WD
MARSH, 1980).
Tabel 1.1. Perbedaan Teori yang digunakan
(C.J. Baldwin, 1962) juga menyebutkan selain
penghematan bahan bakar, dalam sebuah analisis
penggantian (replacement) unit pembangkit perlu
diperhitungkan faktor biaya (cost), umur ekonomis
(economic life) sebuah pembangkit, keandalan (reliability).
Oleh karena itu penelitian lebih lanjut ini diperlukan
untuk melengkapi dan menyempurnakan kajian yang telah
dilakukan sebelumnya beserta batasan-batasan
parameternya.
III. PERENCANAAN PEMBANGKIT
Menurut data RUPTL PLN Tahun 2013, rasio
elektrifikasi Indonesia pada Tahun 2012 sebesar 75,9 %.
Rasio elektrifikasi adalah perbandingan antara jumlah rakyat
Indonesia yang telah mendapat pasokan energi listrik
terhadap jumlah seluruh rakyat Indonesia. Dengan angka
rasio elektrifikasi sekian, maka masalah penyediaan energi
listrik merupakan masalah yang dihadapi bangsa Indonesia
dalam mewujudkan rasio elektrifikasi mencapai 100 %.
Salah satu bagian utama dari kegiatan pengembangan
penyediaan energi listrik adalah pengembangan
pembangkitan energi listrik, salah satu kegiatan di dalamnya
adalah perencanaan pembangkitan.[7] Pembangunan pusat
listrik dalam sistem interkoneksi maupun dalam sistem yang
berdiri sendiri/terisolir (isolated) haruslah didasarkan atas
analisis kebutuhan energi listrik. Analisis kebutuhan energi
ini meliputi:
a) Analisis kebutuhan energi dalam kurun waktu
tertentu, misalnya kebutuhan tahunan sampai 10 tahun yang
akan datang.
b) Analisis kebutuhan daya dalam bentuk kurva beban
harian.
c) Analisis tingkat keandalan yang dibutuhkan, lalu
dikaitkan dengan peran energi listrik yang harus disediakan
(harga kWh terputus).
d) Peran pusat listrik yang akan dibangun dalam
operasi pembangkitan apakah sebagaipenyedia beban dasar,
penyedia beban semi-dasar, penyedia beban puncak, atau
sebagai unit cadangan.[7]
Perencanaan teknik PLTG dan PLTD lebih banyak
harus mengikuti produk standard dari pabrik jika
dibandingkan dengan perencanaan teknik PLTU, karena unit
PLTG atau PLTD umumnya berbentuk kompak (satu
kesatuan) dengan ukuran standard mulai dari 1 MW sampai
dengan 130 MW. Walaupun menggunakan produk standard
dari pabrik, masih ada hal-hal yang harus direncanakan,
anatar lain:[7]
a) Bahan bakar yang akan digunakan, gas atau minyak,
bagaimana pengadaannya, termasuk transportasinya.
b) Instalasi penyimpanan bahan bakar, terutama
keamanannya terhadap kebakaran.
c) Pondasi unit pembangkit.
d) Instalasi listrik tegangan tinggi maupun tegangan
rendah, termasuk untuk baterai aki.
e) Apakah unit pembangkit bisa black start atau untuk
start memerlukan daya dari luar.
Untuk mengetahui berapa besarnya biaya untuk
membangkitkan tenaga listrik per kWh, perlu diketahui
terlebih dahulu jumlah biaya yang telah dikeluarkan atau
diperkirakan akan dikeluarkan untuk kurun waktu tertentu,
misalnya satu tahun. Kemudian jumlah biaya pembangkit
satu tahun ini dibagi dengan produksi atau jumlah tenaga
listrik yang dibangkitkan selama satu tahun. Untuk
mengetahui biaya pembangkit selama satu tahun, bisa
didapat melalui laporan keuangan yang biasa disebut
laporan rugi laba periode (tahun) tertentu.
COE merupakan biaya yang dikeluarkan setiap kWh
atau setiap MWh oleh pembangkit tenaga listrik ($/MWh).
COE digunakan pada pembangkit satu dengan yang lain,
dengan membandingkan $/kWh atau $/MWh masing-
masing pembangkit. Pembangkit yang memiliki COE
terendah yang akan dipilih.[4] ada dua komponen biaya
pembangkit, yaitu:
- Biaya tetap (dalam $/year atau Rp/tahun)
Biaya yang harus dikeluarkan baik pembangkit
beroperasi atau tidak, teridiri atas biaya investasi/capital
cost dan biaya tetap O&M
- Biaya variabel (dalam $/year atau Rp/tahun)
Biaya ini sebanding dengan fungsi energi yang
dibangkitkan, terdiri atas biaya bahan bakar dan biaya
variabel O&M.
Cost of Electricity (COE) suatu pembangkit dihitung
dengan persamaan berikut:
COE = 103
x [D x fcr + Of] / (8760 x Cf) + (Ov + h x F x
10-3
) (3.1)
dimana:
COE : Cost of Electricity ($/MWh)
D : biaya kapital pembangkit ($/kW)
Fcr : levelized fixed charge rate (p.u.)
Of : biaya tetap O&M ($/kW-yr)
Ov : biaya variabel O&M ($/MWh)
Cf : capacity factor (p.u.)
h : heat rate (kJ/kWh atau Btu/kWh)
F : biaya bahan bakar ($/GJ atau $/Mbtu)
IV. TEORI EKONOMI TEKNIK
Ada tujuh prinsip dasar ekonomi teknik yang
dinyatakan oleh [35], yaitu identifikasi dan pengembangan
No
Kajian
Sebelumnya
Teori
(Akademik)
1 Mesin sudah dipilih: mesin diesel dual fuel v v
2 Kapasitas pembangkit: 200 MW v v
3 Bahan bakar: gas dan MFO v v
4 Biaya bahan bakar v v
5 Kebutuhan daya dan pertumbuhan daya v v
6 Kapasitas terpasang v v
7 Reliability x v
8 AF x v
9 Revenue x v
10 COE dan LCC x v
11 Economic life defender x v
12 Economic life challanger x v
13 Perhitungan EUAC x v
14 Analisis sensitivitas v v
15 Perhitungan berapa lama operasi pembangkit x v
16 LOLP x v
17 FOR x v
18 CF x v
Keterangan:
v: iya
x: tidak
Analisis

3. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 3
alternatif; fokus pada perbedaan tiap alternatif; penggunaan
sudut pandang yang konsisten; penggunaan unit pengukuran
yang umum, seperti moneter; mempertimbangkan semua
kriteria yang relevan; membuat ketidakpastian menjadi
eksplisit; dan meninjau kembali keputusan yang telah
dibuat. Seluruh prinsip-prinsip ekonomi teknik tersebut
dipergunakan pada analisis ekonomi teknik.
Ada tujuh prosedur analisis ekonomi teknik menurut
[35], yakni: perumusan permasalahan; pengembangan
alternatif; pembuatan cash-flow untuk setiap alternatif;
pemilihan kriteria; analisis dan perbandingan tiap alternatif;
penentuan alternatif; serta evaluasi hasil dan kinerja.
Pada kegiatan ekonomi terdapat arus kas masuk dan
keluar [38]. Arus kas masuk dan keluar tersebut dapat
digambarkan dalam bentuk diagram yang disebut cash-flow
diagram, seperti terlihat pada Gambar 2.2., dengan arah
panah positif berarti kas masuk dan panah negatif
menunjukkan kas keluar. Penentuan arah panah positif dan
negatif pada diagram tersebut bergantung pada sudut
pandang mana, apakah sudut pandang investor atau sudut
pandang peminjam atau pemakai. Penjumlahan pemasukan
(positif) dan pengeluaran (negatif) pada saat tertentu disebut
net cash flow. Diagram cash flow akan mempermudah studi
ekonomi teknik, terutama pada analisis tahun jamak (multi-
years). Selain dalam bentuk diagram, cash flow dapat juga
dimodelkan dalam bentuk tabel.
0
1 2 3 4 5
i = 10%
$1,000
$100 $100 $100 $100
$1,100
0
1 2 3 4 5
i = 10%
$1,000
$100 $100 $100 $100
$1,100
BORROWER LENDER
ARUS KAS MASUK
ARUS KAS KELUAR
Gambar 4.1. Diagram arus kas (cash flow)
dari dua sudut pandang.
Semua komponen pemasukan (revenue) dan biaya
(cost) pada setiap alternatif diidentifikasi sehingga diagram
cash-flow dapat digambarkan dan dilakukan analisis
keekonomian. Diagram tersebut umumnya memakai
berbagai notasi sebagai berikut:
P = present value (nilai saat ini); nilai ekuivalen dari
satu atau lebih arus kas pada suatu titik referensi
waktu yakni titik saat ini
F = future value (nilai masa depan); nilai ekuivalen
dari satu atau lebih arus kas pada titik referensi
waktu yakni di masa depan atau di titik akhir
A = annual value (nilai pada akhir periode tahunan);
nilai ekuivalen arus kas dalam bentuk uniform
selama periode studi dari titik awal hingga akhir
i = interest rate (dinyatakan dalam persen)
N = periode proyek atau periode studi (dinyatakan
dalam tahun)
Pada analisis keekonomian, nilai P, F dan A tersebut
dapat diubah nilainya satu dengan yang lain (nilai
ekuivalen) [35]. Lebih lanjut [35] menjelaskan, ada
beberapa metode yang dipakai pada analisis keekonomian
yang melibatkan tahun jamak (multi-years), yakni metode
Equivalent Worth, metode Rate of Return (ROR) dan
metode Payback atau Payout Period. Metode Equivalent
Worth yang dimaksud dapat berupa metode Present Worth
(PW), metode Future Worth (FW), metode Annual Worth
(AW) atau metode Capitalized Worth (CW). Sedangkan
metode Rate of Return (ROR) dapat berupa Internal Rate of
Return (IRR) maupun External Rate of Return (ERR).
Metode Equivalent Worth mengkonversi cash-flow
yang ada secara ekuivalen baik pada saat ini (present), pada
masa yang akan datang (future) atau pada tiap tahunnya
(annual) dengan menggunakan interest rate yang disebut
sebagai Minimum Attractive Rate of Return (MARR).
Penentuan MARR dilakukan oleh top management atau
executive di suatu organisasi dengan mempertimbangkan
banyak hal, termasuk risiko dan ketertarikan investor.
Pada saat membandingkan alternatif yang sifatnya
mutually exclusive, [35] menerapkan dua kaidah yang
dipakai. Kaidah pertama, apabila terdapat pemasukan
(revenue) dan/atau economic benefit lainnya maka dipilih
alternatif yang menghasilkan positive equivalent worth
paling besar pada tingkat suku bunga tertentu. Kaidah
kedua, apabila tidak terdapat pemasukan (revenue) dan/atau
economic benefit lainnya maka dipilih alternatif positive
equivalent worth yang paling besar pada tingkat suku bunga
tertentu.
Apabila semua arus kas masuk dan arus kas keluar
dihitung nilainya pada saat ini (present value–nya), maka
dengan mengurangi total arus kas masuk dengan total arus
kas keluar, dapat dihitung net present value atau disebut
juga NPV. Apabila dituliskan dalam persamaan matematis,
NPV diperoleh sebagai berikut.
∑ ( ) ∑ ( ) ( )
dimana: Rk : net revenue atau saving untuk tahun k;
Ek : net expenditure, termasuk investasiyang
dikeluarkan untuk tahun ke k;
N : periode proyek atau periode studi.
NPV merupakan indikator kelayakan ekonomi yang
sangat penting. Suatu keputusan investasi dilakukan dengan
mempertimbangkan kriteria NPV berikut:
a) Apabila NPV bernilai positif maka investasi yang
dilakukan akan memberikan manfaat bagi perusahaan
sehingga investasi dapat dijalankan.
b) Apabila NPV bernilai negatif maka investasi yang
dilakukan dapat mengakibatkan kerugian bagi
perusahaan sehingga investasi dapat ditolak.
c) Apabila NPV bernilai nol maka investasi yang dilakukan
tidak mengakibatkan perusahaan untung ataupun merugi
atau tidak berpengaruh pada keuangan perusahaan
sehingga keputusan ditetapkan dengan menggunakan
kriteria lain misalnya dampak investasi terhadap
keberadaan atau reputasi perusahaan.
Metode IRR adalah metode ROR yang sering
digunakan pada analisis keekonomian. Metode ini sering
juga disebut sebagai metode discounted cash flow [35].
Dengan menggunakan persamaan (4.1) sebelumnya, IRR
adalah i’% pada saat:

4. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 4
∑ ( ) ∑ ( ) ( )
IRR atau nilai i’% harus dibandingkan dengan MARR
untuk mengevaluasi apakah suatu alternatif layak untuk
dijalankan. Apabila IRR ≥ MARR maka alternatif tersebut
layak untuk dijalankan, namun tidak untuk sebaliknya.
Perusahaan mensyaratkan nilai DPI (Discounted
Profitability Index) tertentu untuk menilai suatu proyek atau
investasi layak untuk dilakukan atau tidak. Persyaratan ini
mirip MARR seperti yang dijelaskan sebelumnya. DPI
dipakai untuk mengukur tingkat profitabilitas yang
diinginkan akibat besar kecilnya nilai positif NPV adalah
relatif. Nilai DPI diperoleh melalui persamaan berikut.
( )
Suatu proyek pada dasarnya menghadapi ketidakpastian
karena dipengaruhi perubahan-perubahan baik dari sisi
penerimaan atau pengeluaran yang akhirnya akan
mempengaruhi tingkat kelayakan proyek. Salah satu prinsip
ekonomi teknik adalah membuat ketidakpastian menjadi
eksplisit [35]. Salah satunya adalah dengan analisis
sensitivitas yang bertujuan untuk melihat apa yang akan
terjadi dengan hasil analisis proyek jika ada suatu kesalahan
atau perubahan-perubahan dalam dasar-dasar perhitungan
biaya atau manfaat. Pengujian dengan analisis sensitivitas
ini dilakukan hingga dicapai tingkat minimum dimana
proyek dapat dilaksanakan dengan menentukan berapa
besarnya proporsi manfaat yang akan turun apabila nilai
manfaat saat ini (NPV) menjadi nol.
Sebuah keputusan yang seringkali dihadapi oleh
perusahaan maupun organisasi pemerintah adalah apakah
aset yang ada saat ini harus dihentikan dari penggunaannya,
diteruskan setelah dilakukan perbaikan, atau diganti dengan
aset baru. Oleh karena itu, masalah penggantian
(replacement problem) memerlukan analisis ekonomi teknik
yang sangat hati-hati agar dapat diperoleh informasi yang
dibutuhkan untuk membuat keputusan logis yang
selanjutnya dapat memperbaiki efisiensi operasi serta posisi
persaingan perusahaan.
Kadang-kadang analisis ini berupa pertanyaan
mengenai apakah kita harus menghentikan penggunaan
sebuah aset tanpa dilakukan penggantian (abandonment)
atau apakah kita tetap mempertahankan aset tersebut sebagai
cadangan (back up) daripada sebagai penggunaan utama.
Keputusan dapat berupa pertanyaan apakah keharusan
perubahan tersebut dapat dipenuhi dengan memperbesar
kapasitas atau kemampuan aset yang sudah ada saat ini atau
apakah harus mengganti aset yang ada saat ini (aset lama),
yang secara deskriptif sering disebut sebagai defender,
dengan sebuah aset baru. Satu atau lebih alternatif aset
pengganti (baru) kemudian disebut sebagai penantang
(challenger).
Beberapa alasan utama yang menyebabkan penggantian
suatu aset adalah sebagai berikut :
a) Kerusakan (pemburukan) fisik: adalah perubahan
yang terjadi pada kondisi fisik aset. Biasanya,
penggunaan berlanjut (penuaan) akan
menyebabkan pengoperasian sebuah aset menjadi
kurang efisien.
b) Keperluan perubahan: aset modal (capital aset)
digunakan untuk memproduksi barang dan jasa
yang dapat memenuhi keinginan manusia.
c) Teknologi: Dampak perubahan teknologi terhadap
berbagai jenis aset akan berbeda-beda. Contoh :
peralatan manufaktur terotomatisasi.
d) Pendanaan: Faktor keuangan melibatkan perubahan
peluang ekonomi eksternal terhadap operasi fisik
atau penggunaan aset dan akan melibatkan
pertimbangan pajak. Contoh : menyewa
(mengontrak) aset mungkin akan lebih menarik
daripada memiliki aset tersebut.
Umur ekonomi (economic life) adalah periode waktu
(tahun) yang menghasilkan equivalent uniform annual cost
(EUAC) minimum dari kepemilikan dan pengoperasian
sebuah aset.
Umur kepemilikan (ownership life) adalah periode
antara tanggal perolehan dan tanggal “pembuangan”
(disposal) oleh seorang pemilik. Contoh : sebuah mobil
dapat berfungsi sebagai kendaraan keluarga utama untuk
beberapa tahun dan kemudian berfungsi sebagai angkutan
lokal untuk beberapa tahun kemudian.
Umur fisik (physical life) adalah periode antara
perolehan awal dan pelepasan (pembuangan) akhir sebuah
aset selama rangkaian kepemilikannya. Contoh : mobil yang
baru saja digambarkan dapat memiliki beberapa pemilik
selama keberadaannya.
Masa manfaat (useful life) adalah periode waktu (tahun)
selama sebuah aset berada dalam masa produktif (baik
sebagai aset utama maupun cadangan). Masa manfaat adalah
estimasi seberapa lama sebuah aset diharapkan dapat
dimanfaatkan dalam perdagangan atau bisnis untuk
menghasilkan pendapatan.
Gambar 4.2. Perhitungan EUAC Defender Versus
Challenger
V. OPERASI PEMBANGKIT LISTRIK JENIS PLTD
Peralatan utama Pembangkit Listrik Tenaga Diesel
(PLTD) adalah mesin diesel, generator serta transformer.
Mesin diesel yang akan digunakan adalah mesin diesel
dengan tipe dual fuel.
Mesin Dual-fuel yang dijual dipasaran memiliki
kapasitas maksimum sekitar 17 MWe. Mesin tipe ini dapat
bekerja dengan bahan bakar gas maupun bahan bakar
minyak (HSD, MFO) tanpa mengalami proses derating.
Sehingga pada operasi bahan bakar apapun kapasitas mesin
tetap terjaga (pada kondisi operasi normal).

5. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 5
Gambar 5.1. Skema PLTD
Secara umum, skema di atas dapat dijelaskan sebagai
berikut:
 Untuk melakukan pembakaran opmtimal pada
diesel engine, maka diperlukan Oksigen dari udara
di sekitar. Disinilah peran air filter yang fungsinya
untuk menyaring udara yang masuk ke
turbocharger dan enginer.
 Di dalam diesel engine, solar yang dipakai sebagai
bahan bakar, menghasilkan energi untuk memutar
generator yang kemudian menghasilkan listrik yang
dihubungkan ke trafo dan gardu listrik.
 Pada proses PLTD satu hal yang sangat perlu
diperhatikan adalah sistem pendingin pada minyak
pelumasan mesin (sistem yang sama dipakai pada
kendaraan bermotor). Sistem pendingin yang
dipakai biasanya adalah sistem heat exchanger dan
sistemradiator atau kedua sistemini digabungkan.
 Heat exchanger adalah sistem pendingin minyak
pelumas, dimana air digunakan sebagai sarana
pendingin. Proses heat exchanger ini memiliki
konsep yaitu, air pendingin dialirkan terus dari
sumber air terdekat seperti danau, sungai ataupun
kolam buatan. Air terus dialirkan secara konstan
melalui pipa-pipa yang kemudian dihubungkan
dengan pipa minyak pelumas. Pada aplikasi
tertentu, pipa air pendingin ini akan ‘menyelimuti’
pipa minyak pelumas, sehingga terjadi perpindahan
suhu tinggi dari minyak ke suhu rendah (heat
exchanging) dari air, yang menyebabkan suhu
minyak menjadi berkurang. Sedangkan air yang
memiliki suhu yang lebih tinggi akan dialirkan
kembali menuju sumber air. Berikut seterusnya
sistemini bekerja.
 Sedangkan untuk sistem pendingin radiator
(aplikasi yang sama pada kendaraan bermotor),
minyak pelumas didinginkan dengan menggunakan
kipas radiator. Yang dimana pada sistem ini
mengaplikasikan konsep perpindahan suhu melalui
radiasi, kipas radiator yang terus berputar akan
menghasilkan angin untuk mendinginkan minyak
pelumas.
VI. METODE PROBABILISTIK
Penelitian ini menggunakan metode probabilistik. [35]
menyebutkan bahwa probabilitas merupakan kemungkinan
yang dapat terjadi pada suatu peristiwa tertentu. [4]
menjelaskan ada dua macam variabel acak yaitu variabel
acak diskrit dan variabel acak kontinyu. Variabel acak
diskrit adalah sekumpulan bilangan dimana banyaknya
terhingga atau tak terhingga namun jumlahnya terbilang.
Variabel acak kontinyu adalah sekumpulan bilangan dalam
suatu interval yang banyaknya selalu tak terhingga.
Variabel acak kontinyu memiliki distribusi pdf
(probability density function) dengan persamaan sebagai
berikut [4]:
{ } ∫ ( ) ( )
dimana:
∫ ( ) ( )
Sedangkan cdf (cumulative distribution function) variabel
acak kontinyu diperoleh melalui persamaan berikut.
{ } ( ) ∫ ( ) ( )
[4] menyebutkan bahwa pada variabel acak kontinyu,
dikenal harapan matematis yang ekuivalen dengan nilai rata-
rata (mean) pada pendekatan statistika. Harapan Matematis,
E(X), dari variabel acak kontinyu diperoleh melalui
persaman berikut:
( ) ∫ ( ) ( )
Varians (V) dan standar deviasi (S) dari variabel acak
kontinyu tersebut diperoleh melalui persaman berikut.
( ) ( ) [ ( )] ( )
( ) √ ( ) ( )
Salah satu aplikasi metode probabilistik adalah Simulasi
Monte Carlo. Simulasi tersebut mengasumsikan bahwa
setiap variabel model merupakan variabel acak dengan
distribusi tertentu. [24] menjelaskan bahwa simulasi Monte
Carlo diawali dengan membangun suatu model
deterministik yang mendekati keadaan sebenarnya. Lebih
lanjut [24] menjelaskan bahwa setiap variabel pada model
merupakan variabel acak yang mengikuti distribusi tertentu.
Langkah selanjutnya adalah melakukan iterasi untuk
keseluruhan langkah tersebut. Simulasi Monte Carlo
tersebut digambarkan dalam bentuk diagram alir sebagai
berikut.

6. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 6
Mulai
i = N ?
Selesai
Penentuan f(x), jumlah
iterasi: N, fungsi distribusi
variabel-variabel f(x): f(u)
dan parameternya.
i = i + 1
i = 0
Perhitungan f(xi) dengan
perkalian angka acak
Tampilkan nilai harapan E(xi), serta
batasan minimum dan maksimumnya.
Angka acak dengan distribusi f(u)
Benar
Salah
Gambar 6.1. Diagram alir Simulasi Monte Carlo.
Oracle (2012) menyebutkan distribusi yang sering
digunakan pada metode Monte Carlo adalah distribusi
normal, distribusi triangular, distribusi uniform dan
distribusi lognormal. Penentuan fungsi distribusi pada
simulasi Monte Carlo merupakan tahap yang sangat penting
dalam merepresentasikan data. [24] menyebutkan beberapa
metode untuk identifikasi distribusi data diantaranya adalah
estimasi kecenderungan maksimum (maximum likelihood
atau MLE), metode momen dan optimisasi non-linear.
Simulasi Monte Carlo dapat dilakukan dengan bantuan
perangkat lunak (software) diantaranya Crystal Ball dari
Oracle®, @RISK dari Palisade dan Risk Solver dari
Frontline Systems [24]. Masing-masing perangkat lunak
tersebut memiliki kelebihan dan kekurangan yang dijelaskan
oleh [34].
VII. METODOLOGI DAN PEMODELAN
Penggunaan metode probabilistik memerlukan model
dengan metode deterministik terlebih dahulu. Model
tersebut diawali dengan perhitungan laju penurunan
produksi (decline rate) sumur marjinal dengan skema
pembangkitan yang baru yang berskala kecil. Laju
penurunan produksi sumur marjinal berbeda antara satu
sumur marjinal dengan yang lain. Laju penurunan produksi
sumur marjinal pada skala pembangkitan tertentu
menentukan umur pakai maksimal sumur marjinal tersebut.
Tahapan berikutnya bertujuan untuk menentukan
kelayakan sumur marjinal baik secara teknis maupun
ekonomis. Tahapan tersebut diawali dengan skenario
pemanfaatan sumur marjinal baik berupa pembangkitan
pada satu sumur atau beberapa sumur sekaligus. Analisis
keekonomian menghasilkan rekomendasi kelayakan
berdasarkan kriteria NPV dan IRR.
Tahapan-tahapan pemodelan tersebut dapat
digambarkan dalam bentuk aliran kerja (work flow).
Keseluruhan aliran kerja (work flow) yang telah dijelaskan
di atas ditunjukkan di Gambar 7.1. berikut.
Karakteristik
sumur marjinal
Kebutuhan
pembangkitan
Prediksi umur
pakai maksimal
MARR
Analisis
keekonomian
Analisis teknis
ketenagalistrikan
Rekomendasi &
keputusan
Skenario pemanfaatan
dan pemilihan sumur
Komponen
biaya
G
M
G
MMM
Tahap II
Tahap I
Gambar 7.1. Aliran kerja (work flow) model secara
deterministik.
Model probabilistik menggunakan aliran kerja yang
sama dengan model deterministik namun setiap variabel
masukan dianggap sebagai variabel acak dengan distribusi
tertentu. Untuk setiap langkah dalam aliran kerja dilakukan
iterasi dan menghasilkan suatu kisaran dengan tingkat
keyakinan tertentu seperti dijelaskan di subbab sebelumnya.
Aliran kerja (work flow) dengan metode probabilistik yang
ditunjukkan di Gambar 7.2. berikut.
Gambar 7.2. Aliran kerja (work flow) model dengan metode
probabilistik.
VIII. DATA AMATAN
Ada 5 sumur marjinal yang berhasil diidentifikasi di
perusahaan PLTP amatan. Setiap sumur marjinal memiliki
karakteristik yang berbeda-beda yang terlihat di Tabel 8.1.
8.2.1 Penetapan Data
8.2.2.1 Data operasi pembangkit PLTD
Pesanggaran lama
Untuk keperluan pemodelan, data operasi pembangkit
PLTD Pesanggaran lama yang diperlukan adalah annual
expense untuk menghitung nilai EUAC dari PLTD
Pesanggaran lama yang selanjutnya disebut sebagai
defender.
Data yang diperoleh mulai tahun 2007 s.d 2012
menunjukkan trend peningkatan annual expense di setiap
tahunnya. Hal tersebut mengakibatkan nilai EUAC dari
defender semakin besar.
8.2.2.2 Suku Bunga
Suku bunga pinjaman selama 3 tahun terakhir berada di
kisaran 8% hingga 12% dengan kecenderungan naik Dengan
menggunakan statistik deskriptif, diperoleh rata-rata sebesar

7. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 7
9,69% dan standar deviasi 0,67%. Sehingga menggunakan
distribusi normal seperti gambar berikut.
Gambar 3.3. Asumsi Variabel Suku Bunga
8.2.2.3 Nilai Tukar Rupiah
Nilai tukar rupiah terhadap dolar berdasarkan data dari
Bank Indonesia dari bulan September 2014 hingga saat ini
adalah pada grafik berikut ini.
Gambar 3.4. Kurs Tukar Rupiah Tehadap Dollar
Menggunakan statistik deterministik diperoleh rata rata
Rp. 12.891 dan standar deviasi sebesar 343, sehingga
diperoleh grafik asumsi sebagai berikut.
Gambar 3.5. Asumsi Nilai Tukar Rupiah
8.2.2.4 Inflasi
Berdasarkan data dari Bank Indonesia nilai inflasi dari
bulan Januari 2014 hingga bulan Juni 2015 adalah sebagai
berikut.
Gambar 3.6. Grafik Inflasi
Menggunakan statistik deterministik diperoleh rata rata
Rp. 6,2 dan standar deviasi sebesar 0,8%, sehingga
diperoleh grafik asumsi sebagai berikut.
Gambar 3.7. Asumsi Variabel Inflasi
IX. HASIL PEMODELAN DAN ANALISIS
Suatu model dibangun melalui tahapan penelitian yang
dijelaskan pada bab sebelumnya untuk menentukan kapan
sebaiknya suatu pembangkit sudah harus diganti. Analisis
dilakukan terhadap data pembangkit PLTD lama dalam
kajian sebelumnya yang telah diidentifikasi pada bab
sebelumnya dengan menggunakan model yang dibangun.
Gambar 9.1. Diagram Alir Model
Pada Gambar 4.1. ditunjukkan diagram alir model
penggantian (replacement) pembangkit dengan menganalisis
economic life dari pembangkit lama yang selanjutnya
disebut defender dan economic life dari pembangkit baru
yang selanjutnya disebut challanger. Berikut merupakan
algoritma pemodelannya.
1. Perhitungan COE
- Menentukan besar biaya komponen A (biaya
EPC).
- Menentukan besar biaya komponen B (biaya
fixed O&M).
- Menentukan besar biaya komponen C (biaya
bahan bakar).
- Menentukan besar biaya komponen D (biaya
variabel O&M).
- Rumus perhitungan COE.
- Hasil perhitungan COE dalam Rp/kWh.

8. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 8
FS (FeasibilityStudy) Hitungan (baru)
FS Hitungan (baru) dengan Rumus COE
Komponen A(Rp/kwh) 658
Komponen B (Rp/kwh) 173
Komponen C (Rp/kwh) 1.565
Komponen D (Rp/kwh)
Total (Rp/kwh) 2.396 1.628
2. Perhitungan LCC
- Menentukan besar biaya komponen A (biaya
EPC).
- Menentukan besar biaya komponen B (biaya
fixed O&M).
- Menentukan besar biaya komponen C (biaya
bahan bakar).
- Menentukan besar biaya komponen D (biaya
variabel O&M).
- Rumus perhitungan LCC.
- Hasil perhitungan COE dalam Rp/year.
3. Perhitungan EUAC
- Perhitungan EUAC dari challenger, ada dua
komponen dalam perhitungannya:
 Market value
 Annual expense
- Perhitungan EUAC dari defender, ada dua
komponen dalam perhitungannya:
 Market value
 Annual expense
- Rumus perhitungan EUAC
Tabel 9.1. Perbandingan Hasil Perhitungan COE
Dari Tabel 9.1. dapat dilihat terdapat perbedaan hasil
perhitungan COE antara kajian FS dan kajian secara
akademik disebabkan oleh perbedaan biaya O&M. Pada
kajian FS biaya O&M variable dan O&M fix digabung
menjadi satu komponen, sehingga hal ini mengakibatkan
misleading dikarenakan biaya O&M variable bergantung
pada besar energi yang dibangkitkan oleh pembangkit.
Hasil perhitungan LCC berdasarkan kajian secara
akademik menghasilkan nilai LCC sebesar 181.364.839,39
$/year, sedangkan dalam kajian sebelumnya tidak
menghitung biaya LCC. Apabila biaya LCC ini dikonversi
dalam satuan Rp/kWh menghasilkan biaya pembangkit
sebesar 1.529 Rp/kWh.
Perbedaan hasil perhitungan biaya pembangkit dengan
metode COE dan LCC pada kajian secara akademik
disebabkan oleh pada metode LCC telah memperhitungkan
faktor reliability, sehingga perhitungan biaya pembangkit
dilakukan ketika pembangkit tersebut beroperasi dan apabila
pembangkit tersebut tidak beroperasi maka biaya
pembangkitnya akan berkurang.
Metode biaya tahunan ekivalen memperhitungkan baik
modal maupun investasi selama periode penaksiran. Dalam
tesis ini akan dilakukan analisis perhitungan nilai EUAC
pada pembangkit lama (selanjutnya disebut sebagai
defender) dan analisis perhitungan EUAC pada pembangkit
baru (yang selanjutnya disebut sebagai challanger). Hal ini
dilakukan dengan tujuan untuk mengetahui nilai economic
life dari pembangkit lama dan pembangkit baru, sehingga
dengan mengetahui economic life dari suatu pembangkit
dapat diketahui di tahun berapa sebaiknya sebuah
penggantian (replacement) dilakukan.
Hasil perhitungan nilai EUAC pada pembangkit lama
dan pembangkit baru dengan nilai MARR 10% dapat dilihat
pada Lampiran 1. Perhitungan total marginal cost
menggunakan model matematis 4.4 berikut:
TCk = MVk + Ck + Ek (9.1)
Dimana:
TCk = Total marginal cost for year
MVk = Loss in market value (MV) during year k
Ck = Cost of capital of beginning of year MV
Ek = Annual expense
Dengan menghitung total marginal cost dari defender
dan cummulative EUAC dari challenger, dihasilkan grafik
defender versus challanger seperti pada Gambar 9.2.
berikut.
Gambar 9.2. Defender Versus Challanger pada
Pembangkit
Pada Gambar 9.2. dapat diketahui bahwa total marginal
cost dari defender terus naik selama useful life selama 20
tahun, sehingga pada tahun pertama sudah harus keputusan
untuk melakukan penggantian (replacement) pembangkit.
Dengan melakukan analisis pada pembangkit baru
(challanger) dapat diketahui waktu untuk melakukan
penggantian (replacement) dengan menghitung present
worth dari pembangkit. Perhitungan lengkapnya dapat

9. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 9
dilihat pada Lampiran 2. Berikut merupakan grafik dari
analisis perhitungan present worth dari challanger.
Dari Gambar 9.3. dapat diketahui bahwa, waktu yang
tepat untuk melakukan penggantian (replacement) adalah di
tahun ke 14 dari useful life selama 20 tahun.
Gambar 9.3. Perhitungan nilai Present Worth
Challanger
Model yang dibangun akan dianalisa secara
probabilistik dengan mensimulasikan arus kas (cash flow)
perusahaan dimana setiap variabelnya dianggap sebagai
variabel acak dengan distribusi tertentu selama masa umur
pakai pembangkit tersebut dan variabel tersebut
diasumsikan akan mempengaruhi NPV dan IRR. Simulasi
dilakukan dengan menggunakan program komputer (soft
ware) crystal ball ver.11.1. Output dari simulasi monte carlo
dalam penelitian ini adalah untuk mengukur seberapa besar
tingkat keyakinan akan kelayakan investasi penggantian
pembangkit dari PLTD ke Dual Fuel Engine dengan gas
sebagai bahan bakarnya.
Simulasi monte carlo dilakukan sebanyak 10.000 kali
terhadap lima variabel acak yang meliputi epc cost, nilai
tukar, tarif dan inflasi akan menghasilkan 10.000 macam
NPV dan IRR. Hasil simulasi monte carlo untuk NPV
diperlihatkan pada Gambar 9.4.
Gambar 9.4. Simulasi Montecarlo Jika COE Sebagai
Biaya pembangkit
Persyaratan kelayakan suatu investasi dapat ditinjau
dari NPV. Dari simulasi monte carlo dengan 10.000 iterasi
didapatkan bahwa NPV > 0 memiliki probabilitas sebesar
86,6% dan probalitas mendapatkan NPV < 0 adalah 13,4%.
Dengan menggunakan LCC (Life Cycle Cost) sebagai
komponen biaya pembangkit, didapatkan hasil simulasi
dengan monte carlo dengan 10.000 kali trial sebagai berikut.
Gambar 9.5. Simulasi Montecarlo Jika LCC Sebagai
Biaya pembangkit
Persyaratan kelayakan suatu investasi dapat ditinjau
dari NPV. Dari simulasi monte carlo dengan 10.000 iterasi
didapatkan bahwa NPV > 0 memiliki probabilitas sebesar
96,85% dan probalitas mendapatkan NPV < 0 adalah 3,15%.
X. KESIMPULAN DAN PENUTUP
Hasil analisis kelayakan dan waktu penggantian PLTD
menggunakan pendekatan akademis lebih akurat
dibandingkan dengan kajian sejenis yang dilakukan
sebelumnya.
1. Kajian FS menghasilkan biaya pebangkitan sebesar
Rp. 2,396/kWh dengan menggabungkan biaya tetap
dan biaya variabel O&M tanpa memperhitungkan
faktor kehandalan (reliability).
2. Perhitungan dengan metode COE menghasilkan biaya
pembangkitan sebesar Rp 1.628/kWh.
3. Perhitungan dengan metode LCC menghasilkan biaya
pembangkitan sebesar Rp. 1.529/kWh.
4. Umur ekonomis PLTD baru adalah selama 14 tahun.

10. Penelitian S2 (Magister)TeknikKetenagalistrikandan Energi, Fakultas Teknik Universitas Indonesia
Hal. 10
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulisan ini dilakukan dalam rangka memenuhi salah
satu syarat untuk mencapai gelar Magister Teknik di bidang
Manajemen Energi dan Ketenagalistrikan pada Fakultas
Teknik Universitas Indonesia. Patut disadari bahwa
penulisan ini tidak dapat terselesaikan tanpa bantuan dan
bimbingan dari berbagai pihak. Oleh karena itu, penulis
mengucapkan terima kasih kepada:
(1) Ir. Fajardhani, MBA, selaku dosen pembimbing yang
telah menyediakan waktu dan tenaga untuk
menyumbangkan ide dan pemikiran serta memberikan
arahan dalam penulisan ini.
(2 Prof. Dr. Ir. Rudy Setiabudy, DEA, selaku dosen yang
selalu bersedia untuk meluangkan waktu dan
pemikirannya serta memberikan wawasan dan motivasi.
(3) Kedua orang tua dan Mohammad Taufiqurahman yang
senantiasa memberikan doa dan dukungan.
(4) Rekan-rekan di perusahaan yang memberikan dukungan
berupa data yang diperlukan dan pemahaman tentang
keilmuan terkait.
(5) Seluruh staf pengajar beserta rekan - rekan mahasiswa
Magister Manajemen Energi dan Ketenagalistrikan,
Departemen Teknik Elektro, Fakultas Teknik,
Universitas Indonesia.
Akhir kata, penulis berharap Allah Yang Maha Kuasa
berkenan membalas segala kebaikan semua pihak yang telah
membantu. Penulisan ini ditulis dalam bahasa Indonesia
sehingga diharapkan dapat mendatangkan banyak manfaat
baik bagi perusahaan maupun masyarakat di negeri ini.
DAFTAR REFERENSI ACUAN
[1] PLN Wilayah Bali.
[2] PT. Indonesia Power-Unit Bisnis Pembangkit Bali.
[3] Back, Andreas. (2010).Lifecycle Cost Knowledge Will Impact Power
Plant Investment Decisions. Wartsila Technical Journal.
[4] Marsh, W. D. (1980).Economics of electric utilitypower generation.
New York: Ofxord University Press..
[5] Hartono, J. (2013). Metodologi penelitian bisnis – salah kaprah dan
pengalaman-pengalaman (edisi 6). Yogyakarta: BFE UGM.
[6] Meredith, J., Shafer, S., & Turban,E. (2002). Quantitative business
modeling. USA: South-Western Thomson Learning.
[7] Marsudi, Djiteng. (2011). Pembangkitan Energi Listrik. Jakarta:
Penerbit Erlangga.
[8] Sullivan, W. G., Wicks, E. M., & Luxhoj, J. T. (2006). Engineering
economy (13th ed.). New Jersey: Pearson Education, Inc.
[9] by decline curve methods.
DAFTAR PUSTAKA
Blocher, E. J., Stout, D. E., Cokins, G. (2010). Cost management – a
strategic emphasis (5thed.). NewYork: McGraw-Hill Companies, Inc.
Marsudi, D. (2011). Pembangkitan energi listrik (edisi kedua). Jakarta:
Penerbit Erlangga.
Goodwin, P., & Wright, G. (2004). Decision analysis for management
judgment (3rd ed.). New York: John Wiley & Sons.
Modarres, M., Karminskiy, M., & Krivtsov, V. (2010). Reliability
engineering and risk analysis (2nd ed.). New York: CRC Press.
Sullivan, W. G., Wicks, E. M., & Luxhoj, J. T. (2006). Engineering
economy (13th ed.). New Jersey: Pearson Education, Inc.
Bradley T. Gale., & DonaldJ. Swire. (2006). Value-based marketing &
pricing. Boston: Customer Value, Inc.
S.A, Lefton.,P.M, Besuner., & G.P,Grimsrud. (1995). Managing utility
power plant assets to economically, life, and reliability. California.
Division of PolicyAnalysis & Intergovernmental Liaison. Replacement
cost method of valuing utility generation assets. 2001.
C.J, Baldwin., C.H, Hoffman., & P.H, Jeynes. Retirement problems in
generation expansion planning.
RESUME PENULIS
Ir. Fajardhani, MBA merupakan staf
pengajar Departemen Teknik Elektro,
Fakultas Teknik, Universitas Indonesia
dengan keahlian di bidang ekonomi
pembangkitan, sistem tenaga listrik, dan
manajemen.
Tyas Kartika Sari lulus dan mendapatkan
gelar Sarjana Teknik dari Departemen
Teknik Elektro, Universitas Brawijaya.
Sejak lulus, bekerja di perusahaan EPC.
Penulis berhasil menyelesaikan studi di
Magister Teknik Ketenagalistrikan dan
Energi, Departemen Teknik Elektro,
Fakultas Teknik, Universitas Indonesia.