1. Analisis Penggantian (Replacement) Pembangkit
Listrik Tenaga Diesel
(Studi Kasus PLTD Pesanggaran, Bali)
Tyas Kartika Sari (1306424350)
Magister Ketenagalistrikan dan Energi
Universitas Indonesia
Pembimbing : Ir. Fajardhani, MBA

2. UCAPAN TERIMAKASIH
Kami ucapkan terimakasih kepada
para dosen dan staf di Universitas
Indonesia. Semoga hasil penelitian
kami berguna bagi dunia akademisi
dan industri.

3. DOSEN PENGUJI
• Pembimbing : Ir. Fajardhani MBA.
• Penguji : Prof. Dr. Ir. Rudy Setiabudy DEA.
• Penguji : Dr. Ir. Ridwan Gunawan, MT.
• Penguji : Ir. Amien Rahardjo, M.T.

4. DATA MAHASISWA
Nama : Tyas Kartika Sari
No. Mahasiswa : 1306424350
Pendidikan S1 : Universitas Brawijaya
Jurusan : Teknik Elektro
Pekerjaan : PT. Rekadaya Elektrika

5. AGENDA
1. Pendahuluan
• Latar Belakang
• Rumusan Masalah
• Tujuan Penelitian
• Batasan Penelitian
2. Dasar Teori
3. Metodedan Tahapan Penelitian
4. Pemodelan dan Analisis
• Data
• FS
• Penelitian
- COE
- LCC
- EUAC
6. Kesimpulan
7. Diskusi
8. Penutup

6. LATAR BELAKANG
PLTD Pesanggaran mulai beroperasi
Tahun 1985 dengan kondisi saat ini:
- Mengalami derating
- Tingkat efisiensi rendah
Pemilik berusaha melakukan
efisiensi dengan menunjuk sebuah
perusahaan konsultan untuk
melakukan kajian FS
Analisis pengambilan keputusan
terdahulu hanya memperhitungkan
faktor penghematan bahan bakar
sebagai komponen dalam
pengambilan keputusan

7. PERUMUSAN MASALAH
7
(WD Marsh, 1980) menyebutkan selain
penghematan bahan bakar seharusnya
beberapa faktor lain digunakan dalam analisis
kajiannya.
Keputusan penggantian (replacement)
pembangkit telah diambil berdasarkan kajian
sebelumnya dengan penilaian fator
penghematan bahan bakar saja
Tabel berikut menjelaskan perbedaan teori
yang dipakai pada kajian sebelumnya dan
teori yang akan dipakai pada penelitian
selanjutnya berdasarkan teori dari buku
Electric Utility Power Generation Economics
(WD Marsh, 1980)
No Perusahaan
Teori
(Akademik)
1 Mesin sudah dipilih:mesin dieseldualfuel 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 operasipembangkit x v
16 LOLP x v
17 FOR x v
18 CF x v
Keterangan:
v:iya
x:tidak
Analisis

8. Tujuan
Membangun sebuah model yang mengintegrasikan
komponen-komponen yang diperlukan untuk
menghitung kelayakan dan waktu penggantian
sebuah PLTD secara akademis.
TUJUAN & MANFAAT
PENELITIAN
Model management tools yang dihasilkan dapat
digunakan oleh pemimpin perusahaan atau
pihak yang memiliki kewenangan untuk
keputusan akhir di perusahaan pembangkitan.
Manfaat
Model berupa program yang dibangun di atas aplikasi Microsoft Excel.

9. BATASAN PERMASALAHAN
• Validasi menggunakan data PLTD
Pesanggaran
• Analisis replacement yang akan dikaji
hanya untuk pembangkit jenis PLTD
• Studi kelayakan keekonomian tidak
akan mengikutsertakan pajak
9

10. DASAR TEORI
• Ekonomi Pembangkitan Tenaga Listrik (EPTL)
• Ekonomi Teknik (EE)
• Operasi pembangkit (PLTD)
• Sistem Ketenagalistrikan (Analisis Sistem
Tenaga) (ST)
• Statistika (S)
10

11. METODE PENELITIAN
11
Menggunakan metode
triangulation yang
merupakan gabungan
antara metode ilmiah
(scientific) dan pendekatan
naturalis.

12. TAHAPAN PENELITIAN

13. PEMODELAN DAN ANALISIS
13
Model berupa program yang dibangun
di atas aplikasi Microsoft Excel.

14. PEMODELAN DAN ANALISIS
14
FS Penelitian
Komponen A dan C
AnalisisEUAC
AnalisisLCCAnalisisCOE
- Market value
- Annualexpense
- Komponen A
- Komponen B
- Komponen C
- Komponen D
- Availability
- Komponen A
- Komponen B
- Komponen C
- Komponen D
- Reliability
Sensitivitas
defender
Output EUAC
Output LCCOutput COE
Analisis
sensitivitas
Analisis risiko
Challenger
Defender

15. KESIMPULAN
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.
15

16. SESI DISKUSI

17. L/O/G/O
www.themegallery.com
Thank You!

18. PEMODELAN DAN ANALISIS
The defender should be kept
longer than the apparent
economic life as long its
marginal cost (total cost for
an additional year of service)
is less than the minimum
EUAC for the best
challenger.
(4) (5) (6) (7)
I% x MVk-1 =(3)+(4)+(5)
=[ΣTCk(P/F,i%,(1)](A/
P,10%,(1))
EOY End of Year MV
Lost in Market
Value ( MV )
during Year k
Cost of Capital of
Beginning of Year
MV
Annual Expense
Total Marginal Cost for
Year ( TCk )
Equivalent Uniform
Annual Cost
K MVk MVk-1 - MVk i%MVk-1 Ek TCk EUACk
1 MV1 - - Ek1 - -
2 MV2 =MV1-MV2 I% x MV1 Ek2 (3)+(4)+(5)
[Sum(PV(6) for k=1 to
k)] (A/P,i%,(1))
(3)(1) (2)

19. PEMODELAN DAN ANALISIS
19
Model perhitungan COE.
Untuk menghitung biaya yang dikeluarkan setiap kWh oleh
pembangkit tenaga listrik (USD/kWh)

20. PEMODELAN DAN ANALISIS
20
Parameter perhitungan COE.
FUEL COST [COMPONENT C]
Heat Rate MMBTU/kWh 0.0083
Fuel Price (Equivalent Rp) Rp/MMBTU 188,500.00
Fuel Price $/MMBTU 15
Component C (Fuel Cost) Rp/kWh 1,564.55

21. PEMODELAN DAN ANALISIS
21
Model perhitungan LCC.
Untuk menghitung total biaya yang dikeluarkan setiap tahun oleh
pembangkit tenaga listrik (USD/year)

22. HASIL PEMODELAN
22
Output Perhitungan EUAC.
Penggantian pembangkit lama seharusnya sudah dilakukan sejak lama.
0
2,000,000,000
4,000,000,000
6,000,000,000
8,000,000,000
10,000,000,000
12,000,000,000
14,000,000,000
16,000,000,000
18,000,000,000
20,000,000,000
22,000,000,000
24,000,000,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Rp
Tahun
Total Marginal Cost for Year ( TCk )
Cummulative Minimum EUAC

23. HASIL PEMODELAN
23
Model perhitungan EUAC.
Umur ekonomis PLTD baru adalah selama 14 tahun.
-2,000,000,000,000
-1,500,000,000,000
-1,000,000,000,000
-500,000,000,000
0
500,000,000,000
1,000,000,000,000
1,500,000,000,000
2,000,000,000,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Rp
Tahun
Present Worth
Present Worth

24. WAKTU PENGGANTIAN
24
Waktu melakukan
penggantian di
tahun ke-14
EOY MV Annual Cost Revenue Revenue less Annual Cost Present Worth
0 12,285,000,000
1 7,371,000,000 1,254,500,000 946,620,646,400 945,366,146,400 -1,489,301,001,979
2 4,422,600,000 1,317,225,000 886,373,616,128 885,056,391,128 -786,789,916,152
3 2,653,560,000 1,383,086,250 824,319,174,948 822,936,088,698 -202,660,900,929
4 1,592,136,000 1,452,240,563 760,403,100,532 758,950,859,970 278,775,369,002
5 955,281,600 1,524,852,591 694,569,543,884 693,044,691,294 671,539,151,194
6 573,168,960 1,601,095,220 626,760,980,537 625,159,885,317 987,993,489,710
7 343,901,376 1,681,149,981 556,918,160,289 555,237,010,308 1,238,992,368,670
8 206,340,826 1,765,207,480 484,980,055,434 483,214,847,953 1,434,090,640,225
9 123,804,495 2,294,769,724 410,883,807,433 408,589,037,708 1,581,389,150,064
10 74,282,697 2,983,200,642 334,564,671,992 331,581,471,350 1,688,137,658,966
11 44,569,618 3,878,160,834 255,955,962,487 252,077,801,653 1,760,598,921,678
12 26,741,771 5,041,609,084 174,988,991,698 169,947,382,614 1,804,218,465,643
13 16,045,063 6,554,091,810 91,593,011,785 85,038,919,975 1,823,706,199,017
14 9,627,038 8,520,319,352 5,695,152,474 -2,825,166,878 1,823,126,462,037
15 5,776,223 11,076,415,158 -82,779,642,615 -93,856,057,774 1,805,978,045,906
16 3,465,734 14,399,339,706 -173,908,681,558 -188,308,021,263 1,775,264,517,583
17 2,079,440 21,599,009,558 -267,771,591,669 -289,370,601,227 1,733,131,895,550
18 1,247,664 32,398,514,338 -364,450,389,083 -396,848,903,420 1,681,541,397,535
19 748,598 48,597,771,506 -464,029,550,419 -512,627,321,925 1,622,025,290,175
20 449,159 72,896,657,259 -566,596,086,596 -639,492,743,855 1,555,709,852,303

25. HASIL PEMODELAN
25
Hasil perhitungan COE.
Symbol
Power Plant #2
(alternate)
Capacity C 200 MW
Plant Cost D 900 $/kW
Heat Rate H 8,751 Kj/kWH
8,300 Btu/kWh
Fuel Price F 15 $/GJ
15 $/Mbtu
Capacity Factor Cf 80
O&M Fixed Cost Of 34 $/kW-year
O&M Variable Cost Ov 4 S/MWh
Forced-Outage Rate (p.u.) Rf 0.12
Discount Rate (p.u.) R 0.12
Inflation Rate (p.u.) U 0.03
Fixed-Charge Rate (p.u.) fcr 0.66
Useful Life n 20 year
LOLP slope M 106.2 MW
System replacement capacity cost Sc 5.90 S/kW-year
System replacement energy cost Se 0.355 S/MWh
Cost Of Electricity COE 125.25 $/MWh
1.628
Rp/kWh
COE = 103 x [D x fcr + Of] / (8760 x Cf) +
(Ov + h x F x 10-3)

26. HASIL PEMODELAN
Hasil perhitungan COE.
FS (Feasibility Study)
FS 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
Penelitian
Perhitungan COE pada kajian FS menghasilkan biaya sebesar Rp.
2,396/kWh, sedangkan pada penelitian menghasilkan biaya sebesar Rp.
1,628/kWh.

27. HASIL PEMODELAN
27
Hasil perhitungan LCC.
Symbol
Power Plant #2
(alternate)
Capacity C 200 MW
Plant Cost D 900 $/kW
Heat Rate H 8,751 Kj/kWH
8,300 Btu/kWh
Fuel Price F 15 $/GJ
15 $/Mbtu
O&M Fixed Cost Of 34 $/kW-year
O&M Variable Cost Ov 4 S/MWh
Forced-Outage Rate (p.u.) Rf 0.12
Discount Rate (p.u.) R 0.12
Inflation Rate (p.u.) U 0.03
Fixed-Charge Rate (p.u.) fcr 0.66
Useful Life n 20 year
LOLP slope M 106.2 MW
System replacement capacity cost Sc 5.9 $/kW-year
System replacement energy cost Se 0.355 $/MWh
LCC 181,364,839 $/year
1.529
Rp/kWh

28. METODE PROBABILISTIK
Penentuan Fungsi Distribusi Tiap Variabel
Variabel Fungsi
Distribusi
Suku Bunga
Pinjaman
Normal
Nilai Tukar
Rupiah
Normal
Inflasi Normal
Hasil Pemodelan

29. METODE PROBABILISTIK
Kelayakan
Investasi
Probabilitas
Metode COE 86,6 %
Metode LCC 96,85 %
HASIL PEMODELAN

30. METODE PROBABILISTIK
Tingkat Keyakinan Memperoleh
IRR
NPV Probabilita
s
IRR > 12% (COE) 99,21 %
IRR > 12% (LCC) 99,00 %
HASIL PEMODELAN

31. ANALISIS SENSITIVITAS
31
Kelayakan investasi sangat sensitive dengan variasi perubahan parameter
exchange rate. Parameter paling sensitive berikutnya adalah revenue dan
biaya EPC. Parameter ketiga yang paling sensitive berikutnya adalah
interest rate.

32. ANALISIS SENSITIVITAS
32
Parameter yang paling sensitive pada perhitungan EUAC adalah perubahan
nilai annual expense.

33. EUAC CHALLENGER
33
Dengan melakukan perhitungan EUAC, didapatkan nilai minimum cumulative
EUAC Challenger pada tahun ke-6 yaitu sebesar Rp. 2,089,354,592
0
1,000,000,000
2,000,000,000
3,000,000,000
4,000,000,000
5,000,000,000
6,000,000,000
7,000,000,000
8,000,000,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Rp
Useful Life (Tahun)
Cummulative EUAC Challenger
Cummulative EUAC Challenger

34. EUAC CHALLENGER
34
EUAC Challenger
dengan
MARR= 10%.
EOY End of Year MV Annual Expense Cummulative EUAC
0 12,285,000,000 - -
1 11,056,500,000 -1,254,500,000 3,711,500,000
2 9,950,850,000 -1,317,225,000 3,103,134,048
3 8,955,765,000 -1,383,086,250 2,923,494,573
4 8,060,188,500 -1,452,240,563 2,850,416,409
5 7,254,169,650 -1,524,852,591 2,819,513,366
6 6,528,752,685 -1,601,095,220 2,809,354,592
7 5,875,877,417 -1,681,149,981 2,810,776,463
8 5,288,289,675 -1,765,207,480 2,819,211,311
9 4,759,460,707 -2,294,769,724 2,864,628,647
10 4,283,514,637 -2,983,200,642 2,943,553,840
11 3,855,163,173 -3,878,160,834 3,055,315,469
12 3,469,646,856 -5,041,609,084 3,201,175,192
13 3,122,682,170 -6,554,091,810 3,383,917,616
14 2,810,413,953 -8,520,319,352 3,607,681,329
15 2,529,372,558 -11,076,415,158 3,877,931,078
16 2,276,435,302 -14,399,339,706 4,201,523,524
17 2,048,791,772 -21,599,009,558 4,657,873,515
18 1,843,912,595 -32,398,514,338 5,290,314,288
19 1,659,521,335 -48,597,771,506 6,158,161,991
20 1,493,569,202 -72,896,657,259 7,342,304,259

35. EUAC DEFENDER
35
Total marginal cost dari defender (pembangkit lama) setiap tahun semakin naik.
0
5,000,000,000
10,000,000,000
15,000,000,000
20,000,000,000
25,000,000,000
30,000,000,000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Cost(Rp)
Useful Life (Tahun)
Total Marginal Cost Defender
Total Marginal Cost Defender

36. EUAC DEFENDER
36
EUAC Defender
dengan
MARR= 10%.
EOY End of Year MV Annual Expense Cummulative EUAC
Total Marginal Cost for
Year ( TCk )
0 134,568,436 - - -
1 67,284,218 -4,000,000,000 4,080,741,061 4,080,741,061
2 33,642,109 -4,400,000,000 4,250,230,984 4,440,370,531
3 16,821,054 -4,840,000,000 4,434,563,103 4,860,185,265
4 8,410,527 -5,324,000,000 4,628,646,595 5,334,092,633
5 4,205,264 -5,856,400,000 4,830,776,190 5,861,446,316
6 2,102,632 -6,442,040,000 5,040,057,949 6,444,563,158
7 1,051,316 -7,086,244,000 5,255,939,861 7,087,505,579
8 525,658 -7,794,868,400 5,478,046,988 7,795,499,190
9 262,829 -8,574,355,240 5,706,104,112 8,574,670,635
10 131,414 -9,431,790,764 5,939,894,190 9,431,948,461
11 65,707 -10,374,969,840 6,179,234,498 10,375,048,689
12 32,854 -11,412,466,824 6,423,962,428 11,412,506,249
13 16,427 -12,553,713,507 6,673,926,860 12,553,733,219
14 8,213 -13,809,084,858 6,928,982,890 13,809,094,714
15 4,107 -15,189,993,343 7,188,988,615 15,189,998,271
16 2,053 -16,708,992,678 7,453,803,212 16,708,995,142
17 1,027 -18,379,891,945 7,723,285,858 18,379,893,177
18 513 -20,217,881,140 7,997,295,171 20,217,881,756
19 257 -22,239,669,254 8,275,689,010 22,239,669,562
20 128 -24,463,636,179 8,558,324,508 24,463,636,333

37. COST OF ELECTRICITY
(COE)
Ada dua komponenbiaya
pembangkitan, yaitu:
- biaya tetap
- biaya variabel
Biaya yang dikeluarkan setiap kWh oleh
pembangkittenaga listrik ($/kWh)
COE
COE
COE = Cost of Electricity ($/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)
COE = 103 x [D x fcr + Of] / (8760 x Cf) +
(Ov + h x F x 10-3)

38. LIFECYCLE COST (LCC)
KomponenLCC yaitu: biaya kapasitas
- pembangkit (CapacityCost)
- biaya energi pembangkit(Energy Cost)
Untuk menghitung LCC, mula-mula, salah
satu alternatif dipilih menjadi base unit
Biaya yang dikeluarkan setiap tahun oleh
pembangkittenaga listrik ($/year)
Lifecycle Cost (LCC)

39. LIFECYCLE COST (LCC)
G Biaya kapasitas unit ($/yr)
C = Kapasitas pembangkitunit (kW)
D = Biaya kapital pembangkit($/kW)
fcr = Levelized fixed-charge rate
Of = Biaya tetap O&M ($/kW-yr)
Biaya kapasitas base unit
𝐺0 = 𝐶0 𝑥 [𝐷0 𝑥 𝑓𝑐𝑟 + 𝑂𝑓0]
Biaya kapasitas alternate unit
𝐺 = 𝐶 𝑥 𝐷 𝑥 𝑓𝑐𝑟 + 𝑂𝑓 + (𝐿0 − 𝐿)𝑆 𝑐
E = Biaya energi unit ($/yr)
h = Heat rate unit (kJ/kWh)
F = Biaya bahan bakar ($/Mbtu)
fcr = Levelized fixed-charge rate
Ov = Biaya variabel O&M ($/MWh
Biaya energi base unit
Biaya energi alternate unit
𝐸0 = 𝑊0 𝑥 [
ℎ0 𝑥 𝐹0
106
+
𝑂 𝑣0
103
]
𝐸 = 𝑊 𝑥 ℎ 𝑥
𝐹
106
+
𝑂𝑣
103
+ (𝑊0 − 𝑊)
𝑆 𝑒
103

40. DATA
1.Data PLTD Pesanggaran Bali
2.Trend exchange rate Rupiah – US Dollar ( Januari 2014-
Maret 2015)
3.Trend suku bunga ( Januari 2014 – Maret 2015)
4.Inflasi dari bulan Januari 2014 hingga bulan Mei 2015
12.2
12.6
13
13.4
Suku Bunga
Suku
Bunga

41. EKONOMI PEMBANGKITAN
Cost of Electricity (COE)
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 $/MWh masing-masing
pembangkit.
COE = 103 x [D x fcr + Of] / (8760 x Cf) + (Ov + h x F x 10-3) (2.1)
dimana:
COE : Cost of Electricity ($/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)

42. EKONOMI TEKNIK
𝑁𝑃𝑉 = 𝑅 𝑘 𝑃/𝐹, 𝑖%, 𝑘
𝑁
𝑘=0
− 𝐸 𝑘(𝑃/𝐹, 𝑖%, 𝑘)
𝑁
𝑘=0
𝑅 𝑘 𝑃/𝐹, 𝑖′%, 𝑘
𝑁
𝑘=0
= 𝐸 𝑘(𝑃/𝐹, 𝑖′%, 𝑘)
𝑁
𝑘=0
Perhitungan NPV
Perhitungan IRR
Perhitungan IRR
=[ΣTCk(P/F,i%,(1)](A/P,10%,(1))

43. EKONOMI TEKNIK
Repalcement Analisis
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.

44. PLTD
Operasi Pembangkit 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).

45. SISTEM KETENAGALISTRIKAN
Forced Outage Rate
Ukuran sering tidaknya pembangkit mengalami gangguan
dinyatakan dengan forced outage rate (FOR) yaitu jumlah
jam unit terganggu dibandingkan dengan jumlah jam unit
beroperasi ditambah jumlah jam unit terganggu.
LOLP (Loss of Load Probability)
Loss of load merupakan kondisi dimana pembangkit tidak
dapat memenuhi kebutuhan beban. Sedangkan
probabilitas kehilangan beban (LOLP) adalah metode
yang dipergunakan untuk mengukur tingkat keandalan dari
suatu sistem pembangkit dengan mempertimbangkan
kemungkinann terjadinya peristiwa pembangkit tidak dapat
mensuplai beban secara penuh.

46. STATISTIKA
Statistika Deskriptif
Dalam kehidupan sehari-hari, fenomena dan fakta yang terjadi di alam
merupakan serangkaian data. Devore (1995) menjelaskan bahwa
statistika merupakan cabang dari ilmu pengetahuan yang memberikan
metode untuk mengumpulkan, menganalisis dan merepresentasikan
data sehingga dapat ditarik kesimpulan atau memberikan suatu
informasi. Statistika deskriptif merupakan instrumen statistik yang
memberikan suatu arah dan suatu pernyataan pada informasi yang
diterima. Statistik deskriptif memberikan suatu seri pengamatan yang
lebih baik dengan karakteristik yang lebih jelas dan disimpan dalam
suatu kumpulan data. Dengan demikian suatu gambar yang ringkas
dan sederhana dari keadaan sebenarnya dapat diperoleh.

47. DIAGRAM ALIR
47
Diagram pemodelan EUAC.

48. DIAGRAM ALIR
48
Diagram perhitungan COE.

49. Diagram Alir
49
Diagram perhitungan LCC.

50. Pemodelan
• 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 pembangkitan
sebesar 1.529 Rp/kWh.
50
Model perhitungan LCC.

51. SESI DISKUSI
𝐶𝑂𝐸 = 103
𝑥
𝐷 𝑥 𝑓𝑐𝑟 𝑥 𝑂𝑓
(8760 𝑥 𝐶𝑓)
+ (𝑂𝑣 + ℎ 𝑥 𝐹 𝑥 10−3
)
𝐶𝑂𝐸 = 103
𝑥
($/𝑘𝑊 𝑥 1 𝑥 $/𝑘𝑊𝑦𝑟)
(8760 𝑥 1)
+ ($/𝑀𝑊ℎ + 𝐵𝑡𝑢/𝑘𝑊ℎ 𝑥 $/𝐵𝑡𝑢 𝑥 10−3
)
𝐶𝑂𝐸 = 103
𝑥
($/𝑘𝑊 𝑥 1 𝑥 $/𝑘𝑊𝑦𝑟)
(8760 𝑥 1)
+ ($/𝑀𝑊ℎ + 𝐵𝑡𝑢/𝑘𝑊ℎ 𝑥 $/𝐵𝑡𝑢 𝑥 10−3
)
𝐶𝑂𝐸 = 103
𝑥
($/𝑘𝑊 𝑥 1 𝑥 $/𝑘𝑊𝑦𝑟)
(8760 𝑥 1)
+ ($/𝑀𝑊ℎ + $/𝑀𝑊ℎ)
𝐶𝑂𝐸 = 103
𝑥
( $/𝑘𝑊𝑦𝑟)
(8760)
+ ($/𝑀𝑊ℎ + $/𝑀𝑊ℎ )
𝐶𝑂𝐸 = $/𝑀𝑊ℎ + ($/𝑀𝑊ℎ + $/𝑀𝑊ℎ )
𝐶𝑂𝐸 = $/𝑀𝑊ℎ

52. DASAR TEORI
• Teori Ekonomi Pembangkitan Tenaga Listrik (Ekonomi
Teknik)
– Metode NPV
– Metode PBP
– Metode IRR
– Metode Replacemen Analysis
– Metode Retirement of Unit
• Operasi pembangkit (PLTD)
• Teori Sistem Ketenagalistrikan (Analisis Sistem Tenaga)
– Capacity Factor
– Force Outage Rate
– Equivalent Force Otage Rate
• Teori Statistika
52

53. ALUR PENELITIAN
53
Deterministik & Probabilistik.

54. PEMODELAN
• 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 pembangkitan
sebesar 1.529 Rp/kWh.
54
Model perhitungan LCC.

55. OPERASIONAL PENELITIAN
MODEL MANAGEMENT TOOLS
55

56. EUAC DEFENDER & CHALLENGER (SEBELUM PAJAK)
• Tips: Gunakan grafik
dan spreadsheet untuk
memudahkan

57. IDENTIFIKASI PARAMETER
1. Cost of Electricity (COE)
2. Keandalan (Reliability)
3. Ketersediaan (Availability)
Menetapkan parameter adalah langkah dalam membangun suatu
model. Berikut merupakan beberapa parameter yang mempengaruhi
replacement PLTD:
Beberapa keandalan yang perlu diperhatikan yaitu FOR,
EFOR dan LOLP.
Komponen untuk menghitung COE, yaitu komponen A, B,
C dan D.
4. Umur Ekonomis (Economic Life)
Perbandingan antara daya yang tersedia unit pembangkit
pada waktu tertentu dengan daya mampu netto unit
pembangkit tersebut.
Periode waktu (tahun) yang menghasilkan EUAC minimum
dari kepemilikan dan pengoperasian sebuah aset.

58. KESIMPULAN
Berdasarkan kajian sebelumnya dan teori-teori yang digunakan dalam
penelitian ini, maka dapat ditetapkan parameter untuk kajian assets (PLTD)
retirement without abandonment yaitu:
• biaya (cost)
• keandalan (reliability)
• ketersediaan (availability)
• umur ekonomis (economic life)
Sehingga dalam penelitian selanjutnya parameter yang telah ditetapkan dapat
digunakan untuk membuat suatu model retirement pembangkit PLTD.
Penelitian ini akan dilanjutkan pada tahap berikutnya dalam bentuk thesis.
58

59. L/O/G/O
www.themegallery.com
Thank You!