RINGKASAN
BACKGROUND PAPER
GENERATION EXPANSION PLANNING IN THE
WEST JAVA ELECTRICAL POWER SYSTEM
NENGAH SUDJA
PENDAHULUAN
1. Ringkasan ini dibuat memenuhi permintaan Badan Tenaga Atom Nasional melaluisuratnya Nomor DD/355/XI/74 tertanggal 22 November 1974, yang berpendapat
bahwa naskah aslinya terlalu tebal (81 halaman) untuk dimuat dalam proceedingsLOKA KARYA TEHNOLOGI PLTN, yang hendak diterbitkan. Karena itu tulisan dibawah ini memenuhi permintaan tersebut di atas mencoba membuat suatu ringkasannaskah asl inya.Sebagaimana biasanya ringkasan suatu naskah sulit untuk dapat memberikan gambaran
yang cukup Iengkap, karena itu pembaca yang tekun disarankan untuk membaca asl inyasoja.
2. Sebagaimana telah disebutkan dalam Kata Pendahuluan dan Kata Pengantar yang
disampaikan dalam 1 (satu) lampiran terpisah pada LOKA KARYA tersebut,
i. naskah tersebut ditul is mula_mul a untuk keperl uan penul is sendi ri dol am rangkamemenuhi tugas mengikuti kursus PROGRAM PERENCANAAN NASIONAL(suatu kursus yang diadakan sebagai kerjasama antara BAPENAS don FakultasEKONOMI UNIVERSITAS INDONESIA untuk mendidik perencana nasional),
di mana para peserta kursus diwajibkan untuk membuat suatu naskah kerja yangberhubungan dengan bi dang perencanaan / eval uasi proyek_proyek.
ii. mengingat penulis juga bertugas sebagai Sekretaris KP2_PLTN yang kebetulan
ikut pula mengarahkan LOKA KARYA tersebut, penulis berpendapat naskahkarya yang disusun ini hendaknya sekal igus dapat memenuhi keperl uan PP N donLoka Karya tersebut di atas yang kebetulan dipersiapkan dalam waktu yangbersamaan, guna menil ai secara terus menerus dengan mempergunakan tehnik_tehnik yang lebih maju, apakah PLTN benar dapat bersaing dengan jenis_jenispembangkitan yang lain, berapa besar satuan pembangkitan PLTN tersebut donkapan satuan PLTN tersebut dibutuhkan.
iii. sebagai telah disebutkan dalam kata pengantar, naskah ini hanya merupakansuatu "contoh berhitung" dalam rangka mencari don memilih satuan-satuanpembangkitan yang optimal pada suatu sistim jaringan listrik, di sini dalamjaringan Iistrik PLN Jawa Barat yang sebenarnya merupakan suatu sistim jaringan
183
listdk yang relatif kedl dibandingkan dengan sistim jaringan listrik interkoneksipulau Jawa, dimana kelak satuan_satuan pembangkitan yang Iebih besar
(termasuk PLTN_nya) diikut sertakan pula dalam perhitungan perencanaan!iv. suatu studi yang lebih mendalam mengenai pemilihan satuan_satuan pembangkitan
yang optimal termasuk di dalamnya untuk menilai secara terus menerus feasibilitaspemasangan PLTN dengan mempergunakan tehnik yang lebih maju, diharapkandapat disel esaikan pada tahun 1975, melal ui Nuclear Power PIanning Studydengan batuan Internatonal Atomic Energy Agency di Wina dan studi yang lebihmendalam mengenai aspek_aspek pembongkitan, transmissi dan distribusi dalamrangka studi interkoneksi pul au Jawa yang dil akukan mel al ui Consul tant PreeceCardew & Rider .
v. sebaiknya studi tersebut disusul dengan studi feasibil itas pemasangan PLTNseandainya dalam studi_studi tersebut dalam pasal 2. iv menunjukkan indikasiyang menguntungkan mengenai pemasangan PLTN.
3. Berdasarkan atas studi_studi tersebut di atas, mudah_mudahan pengambilan keputusanmengenai pembangunan PLTN di masa yang akan datang dapai dilaksanakan secara
Iebih man tap •
PROSES PERENCANAAN DAN KEBIJAKSANAAN PERENCANAANPENGEMBANGAN TENAGA
4. Tujuan perencanaan ialah mencari suatu jalan yang paling ekonomis dalammengembangkan don mempergunakan sumber_sumber tenaga yang tersedia bagi
prod~ksi_produksi tenaga listrik guna memenuhi kebutuhan daya/tenaga listrik dalamjumlah yang diperlukan don dalam waktu yang setepatnya sesuai dengan ramalan bebanyang telah diperkirakan.
5. Rencana pengembangan pemenuhan kebutuhan tenaga Iistrik disusun menurut Iangkah_Iangkah berikut:
i. Memperkirakan kebutuhan daya/ tenaga berdasarkan atas ramalan beban dankebutuhan kapasitas cadangan yang diperl ukan.
ii. Mempelajari besarnya satuan daya pembangkitan yang dibutuhkan dan perkiraanwaktu pemasangannya dalam sistim jaringan berdasarkan alternatif rencana_rencana yang hendak dipil ih.
iii. Mempersiapkan alternatif_alternatif perencanaan yang dapat memenuhi kebutuhandaya / tenaga yang diperl ukan mel al ui sumber_sumber tenaga air, thermis dannuklir yang mungkin dapat dipergunakan.
iv. Mempel ajari aspek_aspek tekno_ekonomi s setiap al ternatif yang tel ah direncanakandan memilih menetapkan alternatif yang paling optimal.
v. Menghitung jumlah keperluan investasi rencana yang telah dipilih ditetapkandan memepersi apkan program investasi nya.
6. Study Generation Expansion Planning in the West_Java Electrical Power System ini,mencoba mencari al ternati f yang "opti mal", dengan memperhi tungkan dan
mempergunakan :
i. Waktu perl uasan perencanaan antara periode 1978 sampai dengan 1988.ii. Ramal an beban seperti tertera pada pasal 11.
iii. Graphik Lama Beban seperti tertera pada pasal 12 (periksa Lampiran 2).iv. Beban Puncak, Cadangan, Kapasi tas Dibutuhkan, Kemampuan Penyediaan,
Keseimbangan, jumlah Cadangan seperti tertera pada pasal 15.
184
RAMALAN BEBAN
7. Sebogoimono dimoklumi, listrik di Indonesia tumbuh secoro tertekon, dolom orti kotokebutuhon selolu lebih besor dori podo kemompuon penyedioon don hol yang demikion
sudoh berlongsung puluhon tohun lomonyo. Keodoon yang berlorut_lorut dolom keodoontertekon seperti ini tentu ikut memepengoruhi pertumbuhon ekonomi I sosiol Indonesia.
8. Woloupun teloh dimokl umi bohwo sektor Iistrik tumbuh dolom keodoon songot tertekon,studi_studi romolon bebon yang dibuot oleh para Consultant sompoi soot noskoh ini
ditul is, mosih tetop membuot romolon bebon yang songot rendoh.
SOFRELEC ( 1963 )probable13,35%ASMI
( 1968 )maximum11,5 %minimum
6,8 %C.T. MAIN
( 1972 )maxi mum17%
probobl e
13%minimum
11%
9. Podohol dolom keodoon yang tertekon podo periode 1968 - 1972, bebon joringonIi~trik Jowo Borot tumbuh dengon rota_rota 14,1 % per tohun.
10 Berdosorkon otos kenyotoon bohwa dolom keodoon tertekon, bebon listrik mosihtumbuh dengon 14,1% per tohun, moko penulis berpendopot bohwo bebon listrik
Joringon PLN Jowo Borot poling sedikit horus tumbuh dengon 20% per tohun gunosedikit meringonkon dori podo keodoon tertekon tersebut.
11 Dengon demikion Romolon Bebon Joringon PLN Jowo Borot untuk studi ini
diperkirokon sebogoi berikut:Tohun
19721973197419751976197719781979i980
MW
230269311365434508610732878
Tohun
198119821983198419851986198719881989
MW
105312641517182021842621314537744529
GRAPHIK LAMA BEBAN
12 Dengon mempergunokon komputer PUTL di cob a merumuskon secoro mothemotis grophikbebon horion menjodi grophik lama bebon (load duration curve) Joringon PLN
Jawa Barot, don diperol eh rumus:
P (t) = A _ Bt a + C (1 _ t) u
dimona: A = 0,870 a = 0,6B = 0,310 u = 0,4C = 0, 129t = lama waktu bebon (antara 0 sid 8760 jam atou dolom prosen
antaro 0 sid 100).P (t) = beban dalam MW atou prosen atos beban maximal.
13 Grophik Bebon Harion dan Grophik Lama Beban Harian PLN Jawa Borat dapotdilihat pado Lompiron 1 dan Lampiran 2. Bentuk kedua graphik tersebut dianggap
tetop demikian selamo waktu perencanaan studi ini.
185
Graphik Lama Beban ini kelak akan dipakai untuk menghitung tenaga yang dibangkitkanoleh setiap pusat tenaga listrik yang direncanakan don yang telah tersedia don akhirnya
untuk menghitung biaya variabl e (bahan bakar) setiap pusat tenaga I istrik dal amrencana pengusahaan setiap tahunnya.
SISTIM JARINGAN PLN JAWA BARAT
14 Pusat_pusat pembangkitan yang telah ado sampai dengan tahun 1972 don rencanapembangunan yang telah ditentukan sampai dengan tahun 1982 pada Sistim Jaringan
PLN Jawa Barat yang dipakai sebagai patokan dalam studi ini dapat dilihat sepertitertera pada Lampi ran 3.
DASAR_DASAR PERENCANAAN
15 Berdasarkan atas ramalan beban, batas cadangan yang diperlukan (10% dari padabeban puncak) don daya tersedia pada sistim jaringan, diperoleh data_data
perencanaan sebagai berikut:
197319741975197619771978
Beban Puncak (C), MW
269311365434508610
Co dong on (B= 10%C), MW
273137435161
Kapasitas dibutuhkan (A = B + C ), MW296342402477559671
Kemampuan Penyediaan ( D), MW
290370430490690690
Keseimbangan (E = D _ A), MW
_ 628281313119
Jumlah Cadangan (F = B + E)
2159655618280
PERHITUNGAN PERENCAANAN
16 Seperti telah disebutkan pada pasal 4, tujuan perencanaan ialah mencari / memil ihsatuan_sotuan pembangkitan yang optimal dari semua alternatif_alternatif perencanaan
yang mungkin don yang memenuhi syarat_syorat perencanaan yang telah ditentukan.Secara mothematis tujuan perencanaan dalam arti kata optimal ialah meneliti alternatifdengan jumlah biaya yang minimal:
MIN PV[~ t=l
dimana: MINPV
KitBitPit
186
r~i=l
nilai biaya minimal present worth value.
biaya tetap pusot pembangkitan baru jenis i yang dipasangpada tahun t.biaya variable (bahan bakar) semua pusat pembangkitanjenis i yang ikut dioperasikan pada tahun t.daya terpasang satuan pembangkitan baru yang dipasangpada tahun t.
17 Jumlah biaya tetap pusat pembangkitan baru jenis i yang dipasang pada tahun t,dihitung menurut rumus:
d d~ Ktt= 1 t=l i =1
biaya pembangunan spesifik satuan pembangkitan baru jenis i,seperti terl ihot pada Lamp iron 4.nilai present worth pada akhir tahun t, dengan tingkatbunga S per tahun.daya terpasang nominal satuan pembangkitan jenis i yangterpasang pada tahun t.
18 Jumlah biaya variable (pemakaian bahan bakar) Bit, dihitung berdasarkan data_dataseperti terlihat pada Lampiran 5, sesuai dengan tenaga yang dibangkitkan setiap
tahun pembangkitan tenaga listrik setiap tahun pengusahaannya.
dimana: k·I
(1 _ S)-t
19 Dalam menghitung MIN PV dicoba dimasukkan/memilih berbagai ahernatif rencanaperluasan dengan mempergunakan prinsip_prinsip dynamic programming, dalam batas_
batas perencanaan yang tel ah di tentukan (periksa Lampi ran 6).
20 Dalam menghitung MIN PV, dicoba pula berdasarkan atas:* FINANCIAL ANALYSIS (analisa keuangan) artinya atas dasar pandangan
pembiayaan/ keuntungan yang diperol eh PLN soja.* ECONOMIC ANALYSIS (analisa ekonomi) artinya atas dasar pandangan
pembiayaan/keuntungan yang diperol eh masyarakat secara kesel uruhan.
21 Lampiran 7, merupakan data_data dasar yang dipakai dalam perhitungan. analisakeuangan don anal isa ekonomi bagi setiap rencana alternatif perl uasan satuan-satuan
pembangkitan.
KESIMPULAN
22 Mengingat waktu yang tersedia, dalam naskah ini hanya dicoba membondingkan6 (enam) macam 01ternatif perencanaan B" B2, B3' E" E2 don E3 dil ihat dari
segi pandangan anal isa keuangan (financial anal ysis) dan anal isa ekonomi (economicanalysis) dan dengan harga bahan bakar/minyak tanah sebesar Rp 8,oa/liter danRp 16,00/liter.
23 Lampiran 8 don Lampiran 9 merupakan contoh perhitungan biaya variable (bahanbakar) dan biaya tetap yang diperlukan setiap tahunnya (1978 sid 1988) bagi
rencana al ternatif perl uasan satuan_satuan pembangkitan B3 dan E3 menurut anal isakeuangan. Dalam naskah aslinya dilampirkan semua hasil perhitungan serupa bagi setiapalternatif perluasan B" B2, B3, E" E2 dan E:J menurut analisa keuangan dan analisaekonomi.
24 Bila harga bahan bakar (minyak) naik sampai dengan Rp 17,92/liter atau $ 6,87/barrel, maka dari segi anal isa keuangan pembangunan PLTN Iebih menguntungkan
dari pada pembangunan PLTU - minyak (periksa Lampi ran 8, rencana al ternatif B3 danE 3 ).
25 Bila harga bahan bakar (minyak) naik sampai dengan Rp 15,66/liter atau $ 6.00/barrel, maka dari segi analisa ekonomi pembangunan PLTN sudah lebih mengunt-ung_
kan dari pada pembangunan PLTU _ minyak.
187
PV rencana al ternatif
dan E3 menurut anal isa26 Lampiran 10 dan Lampiran 11 merupakan perbandingan MIN
perluasan satuan_satuan pembangkitan B 1, B2, B3, E 1, E2
keuongon don anal isa ekonomi.
27 Akhirnya Lampiran 12, sesuai dengan maksud perencanaan seperti tertera pada pasal5. v. memberikan gambaran jumlah biaya investasi yang harus dikel uarkan setiap
tahunnya (1978 s/ d 1988) bil a seandainya rencana al ternatif B3 yang hendak dipil ih.
188
MW•LOAD
2
AVERAGE DAILY LOAD CURVE OF THE WEST JAVA POWER SYSTEM
LAMPIRAN 1
-/
\/
1\
I
\
\
I;\
\J/
r--c- V1"---)
---1/r---.. /
~
I--I-- AS AN AVERAGE BETWEEN
I-- I-- iTTNllAYi &11 iUNIDAT DiR'IG i1 rEi
DECEMBER1972
o 1 3 5 7 9 11
TIME
13 15 17 19 21 23 24
•• HOUR
189
% of Peak load
LOAD DURATION CURVE OF THE WEST JAVA POWER SYSTEM
lAMPIRAN 2
••1.0
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
~ ~~\--~
p (.)0,870 _ O.10 to,6 + 0,29(1_.)04
""-
~~~
the ,., actual" L.D.C.
-- ~~
~
I
0,560
o 1 o 2 o 3 04 o 5 o 6 07 o 8 09 1 0
190
% of r;"", It
DEPENDABLE PEAKING CAPACITY ANDANNUAL ENERGY PRODUCTION
LAMPIRAN 3
Depen-Annual
Install eddableEnergyRemarks
Capaci tyPeakingProduc
Capa_
tion
cityMW
MW106KWH
EXISTING : _ Hydro
Juanda5 x 25= 12562650
Others
87,546270-- --108
920
- Thermal
PLTU2 x 25= 50
Priok
2 x 50= 100
_ Diesel
5x2,5 =12,5165,5860Capaci ty factor-- 60,4%270
UNDER CONSTRUCTION
_ Gas Turbine
19731 x 20= 20
1974
5>.. 20= 100
1975
5 x 20= 100220400Capacity factor20,7%
_ Juanda Hydro 1976
1 x 25= 25-Muara Karang
2 x 100= 2002001200Capaci ty factor68,5 %--
TOTAL (by the end of 1977)690
_ Sagul i ng Hydro (1982)
6002200
191
IS THE CAPITAL COST OF THE POWER PLANT
LAMPIRAN 4
(1 ) Plant Capacity[MW]100200 300 400500600
(2 )
Type of PIant TTTNTN TN H
(3)
Unit Construction Cost
ko
[ US$ ] 220200185300180270175240250KW
(4 )
Total Fixed Cost Correction1,4641,4641 1,4641,7901,4641,7901,4641,7901,662Factor *)
k cc
(5 )
Corrected Unit Construction322,080292,800270,840537,000263,520483,300256,200429,600425,500
Cost k (5) = (3) x (4) (6)
Total Fixed Cost[Millions US$]
32,20858,56081,252161,100105,408193,320128,100214,800249,300
kP(6)=(1)x(5) (7)
Total Fixed Cost Correction0,6390,6390,6390,9410,6390,9410,6390,9410,445Factor *)
k cc
(8)
Corrected Unit Construction140,580127,800118,215282,300115,020254,070111,825225,840111,250
Cost k (8) = (3) x (7) (9)
Total Fixed Cost[Millions US$]
14,05825,56035,64584 , 69046,008101,62855,913112,92066,750
kP(9)=(1)x(8)
T = ThermalN = NuclearH = Hydro* ) See Tobie: 13 and Page 80 of Appendi x 2
THE SPECIFIC FUEL CONSU:V\PTION OF THE POWER PLANTS
LAMPIRAN 5
-0W
Specific FuelSpeci fi c Fuel
Power PIantConsumption atFuel TypeUnit Fuel CostConsumption cost
Nom inal Load
at Nomi nal Load
MW
liter/kWh Rp/ IiterMills/liteMills/kWh
Existi ng Power PIant
Gas Turbi ne200,45 I. D.O.9,5022,89 10,30
(Up to 1977)Diesel
250,29 I.D.O.9,5022,89 6,64
Thermal
25'0,35Heavy Oil8,0019,28 6,75
Thermal
500,27Heavy Oil8,0019,28 5,21
100
0,26Heavy Oil8,0019,28 5,01
New Power PIant
Thermal1000,26Heavy Oil8,0019,28 5,01
(After 1977)2000,25Heavy Oil8,0019,28 4,82
300
0,24Heavy Oil8,0019,28 4,63
400
0,23Heavy Oil8,0019,28 4,43
500
0,22Heavy Oil8,0019,28 4,24
Nucl ear
300-UF617,60*)1,90
400
-UF617,601,85
500
-UF617,601,80
* ) $ /kg
THE SPECIFIC FUEL CONSUMPTION OF THE POWER PLANTS
LAMPIRAN 5
-0~
Specific FuelSpeci fic Fuel
Power PIantConsumption atFuel TypeUnit Fuel CostConsumption cost
Nominal Loadat Nominal Load
MW
liter/kWh Rp/literMills/ IiterMills/kWh
Existing Power PIant
Gas Turbine200,45 I.D.O.9,5022,89 10,30(Up to 1977)
Diesel250,29 I.D.O.9,5022,89 6,64
Thermal
25'0,35Heavy Oil8,0019,28 6,75
Thermal
500,27Heavy Oil8,0019,28 5,21
100
0,26Heavy Oil8,0019,28 5,01
New Power PIant
Thermal1000,26Heavy Oil8,0019,28 5,01(After 1977)
2000,25Heavy Oil8,0019,28 4,82
300
0,24Heavy Oil8,0019,28 4,63
400
0,23Heavy Oil8,0019,28 4,43
500
0,22Heavy Oil8,0019,28 4,24
Nucl ear
300-UF617,60 *)1,90
400
-UF617,601,85
500
-UF617,601,80
*) $/kg
LAMPI RAN 6
LAMPIRAN 6
TOPOLOGICAL REPRESENTATION OF THE
"DYNAMIC _ PROGRAMMING"
OF THE SEQUENCE OF THE DECISION
OriginalPoint
of the
Planning
100 T
200 T
300 T
300N
300 T
300 N
300 T
300 N
100 T
200 T
300 T
300N
400 T
400 N
500 T
500 N
200 T
300 T
300 N
400 T
400N
500 T
500 N
300 T
300 N
400 T
400N
500 T
500 N
200 T
300 T
300N
400 T
400N
500 T
500 N
300 T
300 N
400 T
400N
SOO T
SOON
-3OOT
300 N
400 T
400N
500 T
SOON
300 T
300 N
400 T
400N
SOO T
SOON
(1)(2 )
(3)(4)
(5)(6)(7)(8)(9)(10 )
(11 )
(12)( 13)(14)
( 15)
(16)_(17)(18) _ (19)(20) _ (21)
(22)_(23)
(24)_(25)
(26) _ (27)
(28)(29)(30)
(31 )
(32)(33)(34)(35)_(36)
(37) _ (38)
(39)_(40)
(41) _ (42)
(43)_(44)
(45) _ (46)
(47) _ (48)
(49)_(50)
(51) _ (52)
(53)_(54)
(55)_(56)
(57)_(58)
(59) _ (60)(61) _ (62)(63) _ (64)(65)_(66)(67) _ (68)
(69) _ (70)
1978
k
194
DEFINITIONRANGE 1
1979
J.,DEFINITION
RANGE 21981
J.,DEFINITION 1982
RANGE 3 ~
Number of
possibil ities oral ternati ves of
development plo,..up to DefinitionRange 3.
LAMPIRAN 7
BASIC DATAS FOR FINANCIAL AND ECONOMICAL ANALYSIS
ANALYSIS
FINANCIAL
ECONOMIC
Hydro
ThermalNucl earHydroThermalNucl ear
1
Interest rate [%]12 12 12**** **
2
Depreciation Time [years] 4025204025 20
3 Capital Recovery Factor
12,112,813,42,54 5
[%J4 0 & M & other cost
12,7412,7 4
(% of construction cost) [%J5
Duties & Taxes 00 000 0
6 Total Annual fixed cost
factor during depreciation
1315.517.43.56.7 9
time (k F1)
[%J
7
Total Annual fixed cost
after depreciation time
12.7412.7 4
(k F2)
[%J
8
Fuel cost at Power PIant
(a)
Rp$ 17,6/kg
Rp$ 17,6/kg
- 8.0 Titer -13,05 Iiter
(US$ 5 /barrel)(b)
-2,0 x 8 =(UF 6)-1.20xI3.5=(UF 6)
Rp
Rp16,00 Iiter
15.66 liter
($6/barrel)
*) Incl uding 5 % Social Duties
**) Interest is not included in the economical analysis, since the project will be
financed by domestic _, World Bank or IGGI loans.
195
>()0. ANNUAL COST CALCULATION OF SYSTEM (PLAN _ E3) *
1234567891011Total1978
1979198019811982198319841985198619871988
1
Fuel Cost (mill ions US$)
_ Heavy Oil
32,1640,4049,5061,0475,2439,8260,1414,3813,8612,4817,52_ Ida
1,440,30 0,02_ Nuelear
13,0719,3725,4132,31
Total Variobie Cost33,6040,7049,5061,0475,2639,8260,1427,4533,2337,8949,83508,46
(millions US$)2
Fixed Cost (mill ions US$)
_ 100 MW_ 200 MW (T)58,5658,5658,5658,5658,56
_ 300 MW _ 400 MW_ 500 MW (N)429,60214,80214,80214,80
_ 600 MW (H)
249,30
Total Fixed Cost58,5658,5658,5658,5658,56249,30 429,60214,80214,80214,801616,10
(millions US$)
-
3
Total Annual Cost92,16
99,26108,06119,60133,82289,1260,14437,05248,03252,69264,632124,56(millions US$)
4
Present Worth Foetor 0,890,800,710,640,570,510,450,400,360,320,29
5
Present Worth in 197782,02
79,4176,7276,5476,28147,4527,06182,8289,29 76,74(millions US$)
80,86995,19
6
Generation 10 6 KWH 132433
7
Generation Cost (Rp/ KWH) 3,118
8
Expansion Capacity (MW) 4100
9
Construction Cost (Rp/ KW) 100733
LAMPIRA N 8
Finonci 01 Anal ysis
T = Thermal N = Nuel ear H = Hydro * Fuel cost at Rp 16,00/1 iter
ANNUAL COST CALCULATION OF SYSTEM (PLAN _ B3) *
LAMPIRAN 9
Financial Analysis
12345678910 11
1978
1979198019811982198319841985198619871988Total
1
Fuel Cost (mill ions US$)
_ Heavy Oil
32,1640,4049,5061,0475,2439,82tfJ,1475,96105,08132,18169,74_ Ida
1,440,30 0,02_ Nuclear Total Variable Cost
33, tfJ40,7049,5061,0475,2639,82tfJ,1475,96105,08132,18169,74843,02
(millions US$)2
Fixed Cost (millions US$)
_ 100 MW_ 200 MW (T)58,5658,5658,5658,5658,56
_ 300 MW _ 400 MW_ 500 MW (T)256,20128,10128,10128,10
_ tfJO MW (H)249,30
Total Fixed Cost58,5658,5658,5658,5658,56249,30 256,20128,10128,10128,101182, tfJ
(millions US$)
-
3
Total Annual Cost92,1699,26108,06119,tfJ133,82289,1260,14332,16233,182tfJ,28297,842025,62
(millions US$)4
Present Worth Factor 0,890,800,710,640,570,510,450,400,360,320,29
5
Present Worth in 197782,02
79,4176,7276,5476,28147,4527,06132,8683,9583,2986,37951,87(millions US$)
6
Generation 106 KWH 132443
7
Generation Cost (Rp/ KWH) 2,983
8
Expansion Capacity (MW) 4100
9
Construction Cost (Rp/ KW) 96348
~T = Thermal N = Nuclear H = Hydro * Fuel cost at Rp 16,0/liter
FINANCIAL ANALYSIS *)
LAMPIRAN 10
Construction Genera_
Total
CostEXPENDITUREting
Expan_
TotalCost
Plan
sionEnergy Varia_TotalRankingCapa_
TotalCost /FixedbleTotalPresent
city
KWCostCostCostWorth
(1977)MW
106 KWH.$$/KW106$106 $106 $106 $$/KW
1
2 34567891011
B 1
4000132443794198,501192,17884,622076,79955,52238,883
B 2
4000132443782195,501174,55866,462041,01950,15237,542
B 3
4100132443787,5192,071182,60843,022025,62951,87232,161
E 1
40001324431070267,501830,90586,852417,751073,05268,266
E 2
4000132443998249,501702,02550,412252,531027,67256,925
E 3
4100132443950231,711616,10508,462124,56995,19242,734
*) Derived from Tables: 17 (a), (b), (c), (d), (e), and (f),Fuel cost at Rp 16.00 per liter.
198
ECONOMIC ANALYSIS *)
LAMPIRAN 11
Construction Genera
Total
CostEXPENDITUREting
Expan_
Total Cost
Plan
sianEnergy Varia_TotalRankingCopo_
TotalCost/FixedbleTotalPresentcity
KWCostCostCostWorth( 1977)MW
106 KWH$$/KW106 $106 $106 $106 $$/KW
1
2 34567891011
8 1
4000132443794198,50478,27866,911345,18613,72153,434
82
4000132443782195,50470,60848,161318,76607,69151,923
83
4100132443787,5192,07474,12825,291299,41604,47147,432
E 1
40001324431070267,50872,07577,791649,86652,02163,016
E2
4000132443998249,50804,33542,621346,95624,49156,125
E 3
4100132443950231,71759,15499,521258,67598,50145,951
* ) Oerived from Tabl es : 18 (a), (b), (c), (d), (e), and (f),Fuel cost at Rp 15,66 per Iiter •
199
I NVESTMENT SCHEDULE (PLAN B 3)in millions US $Discount rote 12 %
LAMPIRAN 12
VeorPower Plant
19781979198019811982198319841985198619871988Totalof
CampiThermal
Total40 401978200 MW
Foreign32 32
Domestic
8 8
Total
40 401979
"Foreign 32 32
Domesti c
8 8
Total
40 401980"
Foreign 32 32
Domesti c
8 8
Total
40 401981"
Foreign 32 32Domesti c
8 8
Total
40 401982"
Foreign 32 32Domesti c
8 8
Total
1501501983"
Foreign 120120Domesti c
3030
Thermal
Total 87,587,51985
500 MWForeign
7070Domesti c
17,517,5
Total
87,587,51985"
Foreign 7070Domesti c
17,517,5
Total
87,587,51986"
Foreign 7070Domestic
17,517,5
Total
87,587,51987"
Foreign 7070Domesti c
17,517,5
Total
87,587,51988"
Foreign 7070Domestic
17,517,5
Total
4040404040150-17587,587,587,5787,5
Foreign Currency3232323232120-140
707070630Domestic
8888830-3517,517,517,5157,5
Present Worth0,893
0,7970,7120,6360,5670,5070,4520,4040,361Factor0,3220,287
Total
35,7231,8828,4825,4422,6876,05-70,7031,5928,1825,11375,83
Present Worth Value in 1977
*) Year of Completion
200