STUDI PENDANAAN PLTN KELAS 1000 MWe …digilib.batan.go.id/ppin/katalog/file/1979-1208...rencana...

Prosiding Seminar Nasional Pengembangan Energi Nuklir V, 2012 Pusat Pengembangan Energi Nuklir

Badan Tenaga Nuklir Nasional

ISSN 1979-1208 46

STUDI PENDANAAN PLTN KELAS 1000 MWe

MENGGUNAKAN PROGRAM FINPLAN

Elok S. Amitayani, Suparman, Moch. Nasrullah, Rizki Firmansyah Setya Budi

Pusat Pengembangan Energi Nuklir (PPEN) – BATAN

Jl. Kuningan Barat, Mampang Prapatan, Jakarta 12710

Telp/Fax: 021-5204243, Email: [email protected]

ABSTRAK STUDI PENDANAAN PLTN KELAS 1000 MWe MENGGUNAKAN PROGRAM FINPLAN.

Salah satu masalah dalam pembangunan PLTN di Indonesia adalah investasi, dan Investor perlu

diyakinkan mau berinvestasi dalam proyek PLTN. Tujuan studi melakukan analisis kelayakan

rencana investasi PLTN dengan menghitung tiga parameter nilai kelayakan investasi (internal rate of

return (IRR) atau tingkat pengembalian modal, net present value (NPV) atau nilai bersih sekarang

dan payback period (PB) atau masa pengembalian modal) menggunakan program Finplan dari IAEA.

Perhitungan harga dan biaya didasarkan pada data tahun 2008. Beberapa masukan program untuk

kasus dasar antara lain: biaya modal sesaat sebesar $2600/kW, kapasitas netto pembangkit 1000 MWe,

faktor kapasitas 85%, masa konstruksi 6 tahun (2019-2024), biaya operasi dan perawatan $53,7

juta/tahun, biaya bahan bakar $45,1 juta/tahun, biaya dekomisioning 15% dari biaya modal sesaat,

discount rate 10%, inflasi mata uang asing (dipakai dolar Amerika) sebesar 2% dan inflasi rupiah

sebesar 6%. Pendanaan PLTN akan menggunakan skema konvensional (campuran antara modal

sendiri dan hutang), Equity adalah gabungan modal para pemegang saham PLTN, sedangkan loan

berasal dari kredit ekspor pertama dan kredit ekspor kedua. Rasio equity:hutang=25:75(%). Harga jual

listrik tahun 2008 adalah Rp 700/kWh dengan kenaikan tetap 2% per tahun. Hasil skenario dasar

didapat nilai IRR = 14,81%, NPV = Rp 4901,33 miliar, dan PB 12 tahun. Studi ini diharapkan dapat

memberikan pandangan kelayakan proyek PLTN di Indonesia.

Kata kunci: pendanaan PLTN, NPV, IRR, payback period, Finplan

ABSTRACT FINANCING STUDY ON NPP OF CLASS 1000 MW USING FINPLAN PROGRAM. One of

the problem in developing a nuclear power plant (NPP) is financing matter, and investors needs to be

assured to invest in an NPP project. The purpose of the study to analyze the feasibility of NPP

investment plans by calculating the value of three parameters of investment feasibility value (internal

rate of return (IRR) or the rate of return, net present value (NPV) or net present value and payback

period (PB) or payback period) using Finplan Program from IAEA. The value of the three are

indicators of the feasibility of a project finacially. The calculation of prices and costs based on data in

2008. Some input programs for the base case are: overnight cost of $2600/kW, plant nett capacity of

1000 MW, capacity factor of 85%, construction time of 6 years (2019-2024), annual operation and

maintenance cost of $53,7 million, annual fuel cost of $45,1 million, decommisioning cost 15% of

overnight cost, discount rate 10%, foreign currency (US$ is used) inflation of 2% and rupiah

inflation of 6%. Funding NPP will use the conventional scheme (mixture of own capital and loan),

Equityis the combined capital of NPP shareholders plant, while the loan comes from two (2) sources of

the first and the second export credit. The ratio of equity:loan is 25:75(%). Electricity selling price in

2008 years is Rp 700/kWh with constant increase per annum 2%. Results from the base case are IRR

= 14,81%, NPV = Rp 4901,33 billion, and PB 12 years. This study is expected to provide the

feasibility of nuclear power plant project in Indonesia.

Kata kunci: NPP financing, NPV, IRR, payback period, Finplan



ISSN 1979-1208 47

1. PENDAHULUAN Salah satu masalah yang mencuat seputar rencana pembangunan Pembangkit Listrik

Tenaga Nuklir (PLTN) di Indonesia adalah masalah pendanaan. Pendanaan proyek PLTN

dikenal capital intensive atau padat modal. Beberapa contoh proyek dan nilainya antara lain,

Bruce Power Alberta 2 × 1100 MW ACR bernilai USD 6,2 miliar (USD 2800/kW), FPL Turkey

Point 2 × 1100 MW AP1000 senilai USD 3582/kW, KHNP Shin Kori 3&4, 1350 MW APR-1400

senilai USD 5 miliar (USD 1850/kW), ENEC UAE 4 × 1400 MW senilai USD 20,4 miliar (USD

3643/kW)[1]. Angka tersebut adalah untuk bare plant cost atau biaya Engineering, Procurement

and Construction (EPC) saja, belum mencakup owner’s cost, financing cost dan tanpa

memperhitungkan faktor eskalasi.

Besarnya modal yang dibutuhkan ini membuat investor sering ragu akan tingkat

keuntungan proyek dan tentunya, availability dari modal itu sendiri. Oleh karena itu investor

perlu diyakinkan bahwa investasi mereka dalam PLTN cukup layak sehingga mereka

bersedia menanamkan modal di sana ketimbang di tempat lain.

Untuk mengetahui kelayakan atau daya tarik atau keuntungan suatu usaha/investasi

yang akan dilakukan, digunakan parameter-parameter finansial seperti nilai kini bersih atau

Net Present Value (NPV), tingkat pengembalian internal atau Internal Rate of Return (IRR),

maupun masa pengembalian modal atau Payback Period (PB). Ketiga parameter tersebut

adalah parameter yang sering digunakan untuk mengevaluasi suatu rencana investasi, dan

karenanya disebut pula dengan parameter kelayakan investasi. Nilai parameter-paramater

tersebut merupakan indikator awal apakah suatu rencana investasi dapat dilanjutkan atau

tidak. Dikatakan indikator awal karena nilainya sangat bergantung pada asumsi-asumsi

keuangan yang diberikan, termasuk arus kas masuk dan keluar yang seluruhnya masih

proyeksi.

Kajian ini membahas tentang kelayakan rencana investasi PLTN tipe PWR

berkapasitas 1000 MW dengan mempertimbangkan parameter kelayakan, yakni IRR, NPV

dan PB. Perhitungan dilakukan menggunakan program Finplan. Setelah perhitungan untuk

kasus dasar dilakukan, uji sensitivitas akan dilakukan atas beberapa parameter input seperti

faktor kapasitas, rasio equity: hutang, kenaikan harga listrik, nilai discount rate, dan biaya

investasi sesaat, untuk mengetahui pengaruhnya terhadap nilai parameter kelayakan.

Nilai parameter kelayakan yang disajikan oleh Finplan adalah nilai dari sudut

pandang para shareholder (pemegang saham). Sehingga IRR, NPV, dan PB dalam Finplan

dapat dipakai untuk meyakinkan para calon pemegang saham atau investor untuk ikut

berinvestasi dalam proyek PLTN.

2. METODOLOGI 2.1. Program Finplan

Finplan adalah program berbasis spreadsheet yang dikembangkan oleh International

Atomic Energy Agency (IAEA) dan khusus dibuat untuk perhitungan finansial perusahaan

pembangkitan listrik yang memiliki satu atau lebih mesin pembangkit dari berbagai jenis

teknologi dan bahan bakar. Parameter-parameter input dan opsi-opsi yang dapat dipilih

user dalam program ini dibuat untuk mendekati keadaan di lapangan.

Input atau masukan program antara lain perkiraan tahun awal konstruksi, lama

konstruksi, umur hidup pembangkit, jumlah energi yang dibangkitkan per tahun dalam

GWh, biaya investasi sesaat (overnight cost) yang dialokasikan per tahun selama masa

konstruksi, serta biaya-biaya selama masa operasi, seperti biaya operasi dan perawatan

(O/M), biaya bahan bakar, dan biaya dekomisioning. Pengaturan parameter ekonomi untuk

sistem kajian juga dilakukan dengan memasukkan nilai-nilai untuk tingkat inflasi atas mata

uang asing (USD) dan lokal (Rp), nilai tukar mata uang, asumsi harga listrik, pembagian



ISSN 1979-1208 48

penjualan listrik hingga 3 kelas konsumen berikut tarif per kelas (misalnya konsumen

dibedakan menjadi 3 tipe, rumah tangga, komersial, dan industri), model depresiasi, dan

discount rate. Selain itu masih ada pengaturan untuk parameter finansial seperti porsi

pendanaan dari luar, berapa persen yang berasal dari kredit ekspor atau Export Credit

Agency (ECA) dan berapa persen yang berasal dari bank komersial luar negeri. Untuk

sumber pendanaan dalam negeri juga diatur pula berapa modal atau equity yang

ditanggung oleh pemegang saham (shareholder) dan berapa pinjaman yang berasal dari bank

komersial dalam negeri. Selain itu, penerbitan bond atau obligasi juga diijinkan dalam

program ini.

Output Finplan adalah nilai-nilai parameter kelayakan investasi pembangkit listrik,

yakni berupa IRR atau tingkat pengembalian internal, NPV atau nilai kini bersih dan PB

(masa pengembalian modal).

2.2. Parameter Kelayakan

Parameter kelayakan yang akan dibahas dalam kajian ini mencakup NPV, IRR dan PB.

Di dalam Finplan, ketiganya adalah parameter yang melekat pada modal yang ditanam oleh

para shareholder (equity) sehingga nilai-nilainya menjadi sangat penting bagi mereka.

Sedangkan modal yang didapat dari hutang bank tidak dinilai dengan parameter kelayakan

ini karena bank telah mendapat tingkat pengembalian investasi mereka melalui mekanisme

bunga.

Ketiga parameter tersebut dapat menjadi indikator tunggal atau digunakan secara

bersama-sama. Tentunya, dengan lebih banyak parameter yang bernilai “baik”, akan lebih

memberikan gambaran bahwa investasi tersebut adalah investasi yang menjanjikan, dan

investor akan lebih mudah diyakinkan untuk menanamkan modalnya.

a. Net Present Value (NPV)

NPV atau nilai kini bersih adalah parameter untuk melihat nilai tambah dari suatu

investasi, dilihat dari nilai uang kini (present value). Untuk mencari present value (PV), perlu

didefinisikan istilah sebaliknya yakni future value (FV). Jika investasi pada tahun 0

berkembang dengan tingkat pertumbuhan r per tahun, maka pada tahun n nilainya akan

menjadi: nrPVFV )1( (1)

dengan:

FV = future value atau nilai masa depan

PV = present value atau nilai kini

n = jumlah tahun berinvestasi

r = tingkat pertumbuhan uang/investasi

Dari persamaan (1) dengan mudah didapat PV dari nilai investasi di masa depan. nrFVPV )1( (2)

dengan:

n = jumlah tahun berinvestasi. Tanda (-) dapat diartikan bahwa nilai masa

depan dibawa ‘mundur’ ke masa kini.

r = tingkat penyusutan uang . Dari sudut pandang ini, r tidak lagi disebut

tingkat pertumbuhan uang.

NPV adalah jumlahan seluruh PV dari arus kas keluar dan seluruh PV dari arus kas

masuk. Arus kas keluar adalah seluruh biaya-biaya (costs) dan arus kas masuk adalah

seluruh pendapatan (revenues). Biaya bernotasi negatif dan pendapatan bernotasi positif,

maka:



ISSN 1979-1208 49

NPV = PV revenues – PV costs (3)

n

t

tt

n

t

tt rCrRNPV

11

11 (4)

dengan:

Rt = Revenue atau pendapatan di tahun t

Ct = Cost atau biaya yang dikeluarkan di tahun t

n = jumlah tahun berinvestasi atau umur ekonomi proyek, dihitung dari awal

pembangunan

Dari persamaan 3 didapatlah kriteria sebagai berikut:

NPV = 0 investasi impas

NPV < 0 investasi tidak memiliki nilai tambah

NPV > 0 investasi memiliki nilai tambah

Aturan umum atau rule of thumb untuk NPV adalah: semakin besar NPV, semakin baik

suatu investasi.

b. Internal Rate of Return (IRR)

Substansi dari istilah internal rate of return adalah rate of return itu sendiri. Rate of return

atau laju pengembalian modal mengukur kecepatan kembalinya suatu investasi, dengan

memperhitungkan nilai waktu uang. Ilustrasi sederhana mengenai rate of return adalah

sebagai berikut: jika kita menginvestasikan uang sebesar 100 juta dan menerima revenue

konstan sebesar 3 juta per tahun untuk selamanya, maka rate of return kita adalah 3/100 x

100% atau 3% per tahun.

Pada kasus dimana revenue tidak konstan dan/atau tidak berlangsung selamanya,

misalnya revenue hanya terjadi sebanyak 4 kali pada tahun ke-3 sampai tahun ke-6 masing-

masing sebesar 30 juta, maka rate of return investasi tidak dapat langsung ditentukan seperti

kasus sebelumnya. Rate of return kini menjadi sedikit 'tersembunyi' atau internal, karena

itulah disebut internal rate of return.

Kembalinya modal atau investasi terjadi ketika revenues = costs atau revenues - costs = 0.

Namun karena IRR memperhitungkan nilai waktu uang, relasi akan menjadi:

PV revenues - PV costs = 0 (5)

01111

n

t

tt

n

t

tt rCrR (6)

sehingga IRR adalah harga r yang memenuhi persamaan (6) dan dicari dengan metode coba-

coba atau trial and error. Hasil dapat diperoleh dengan cepat menggunakan formula dalam

spreadsheet seperti Excel. Secara umum investor akan membandingkan IRR dengan tingkat

pengembalian investasi lain misalnya bunga bank, sehingga bagi investor:

IRR = tingkat pengembalian lain memilih investasi dengan resiko lebih kecil

IRR < tingkat pengembalian lain investasi tidak diterima

IRR > tingkat pengembalian lain investasi dapat diterima

Rule of thumb untuk IRR adalah: semakin besar IRR, semakin baik suatu investasi.

c. Payback period (PB)

PB atau tahun impas merupakan lama pengembalian investasi tanpa

memperhitungkan nilai waktu uang. PB dicari dengan menjumlahkan seluruh revenues yang

diterima dari tahun pertama hingga akumulasinya di suatu tahun menyamai seluruh biaya

yang dikeluarkan atau[2]:



ISSN 1979-1208 50

n

tt

PB

tt CR

11

(7)

dengan:

PB = payback period atau tahun impas dihitung sejak awal pembangunan

Rt = Revenue atau pendapatan di tahun t

Ct = Cost atau biaya yang dikeluarkan di tahun t

n = umur ekonomi proyek, dihitung dari awal pembangunan

Rule of thumb untuk PB adalah: semakin cepat PB, semakin baik suatu investasi.

Untuk diingat bahwa Finplan memberikan hasil dari sudut pandang shareholder,

sehingga revenues di sini berarti deviden atau penghasilan apapun dari proyek PLTN dan

costs adalah investasi yang ditanamkan (equity).

2.3. Langkah Penelitian

Studi dilakukan melalui langkah-langkah berikut:

- mencari nilai parameter tekno-ekonomi PLTN studi,

- memasukkan nilai parameter dan asumsi-asumsi ke dalam program,

- mendapatkan hasil berupa nilai atas parameter kelayakan IRR, NPV, dan PB,

- melakukan uji sensitivitas atas parameter faktor kapasitas, rasio equity:hutang, kenaikan

harga listrik, nilai discount rate, dan biaya investasi sesaat,

- menganalisa hasil.

2.4. Parameter Tekno-ekonomi PLTN

PLTN yang akan dianalisis dalam studi ini memiliki parameter teknis dan ekonomi

seperti disajikan dalam Tabel 1 berikut:

Tabel 1. Nilai Parameter Tekno-ekonomi untuk Kasus Dasar

No Besaran Satuan Nilai

1. Kapasitas netto MWe 1000

2. Biaya investasi $/kWe 2600 (2008)

3. Tahun konstruksi - 2019

4. Lama konstruksi th 6

5. Umur hidup th 30

6. Faktor kapasitas % 85

7. Discount rate %/th 10

8. Overnight coast $/kW 3300

9. Interest rate kredit ekspor 1 & 2 %/th 6,2

10. Inflasi %/th 2% (USD), 6% (Rp)

11. Biaya bahan bakar M $/th 45,12

12. Biaya O&M (fixed+var) M $/th 54,55

13. Pajak perusahaan % p.a 25

2.5. Sumber Pendanaan

Dalam studi ini, investasi dibiayai oleh 2 sumber pendanaan yakni equity dan loan

(hutang). Equity atau modal sendiri adalah bagian investasi yang disediakan oleh

perusahaan PLTN (dalam hal ini para shareholder). Sisa biaya investasi didanai lewat hutang

yang diambil dari kredit ekspor negara vendor PLTN. Bunga kredit ekspor dilihat dari

dokumen “Prevailing Minimun Interest Rate” untuk proyek nuklir dari OECD[3].

Berdasarkan dokumen yang diperbarui setiap tanggal 15 tersebut, untuk kredit ekspor

dengan mata uang US$ bunga minimum yang berlaku hingga tanggal 14 Juli 2012 adalah



ISSN 1979-1208 51

sebesar 3,08%. Dalam prakteknya, bunga minimun tersebut akan ditambah dengan suatu

“spread” yang didalamnya menampung resiko investasi di negara berkembang seperti

Indonesia. Dalam studi ini bunga kredit ekspor adalah 6,2% tetap dengan masa

pengembalian hutang 15 tahun dan dicicil ketika PLTN mulai beroperasi.

Sebagai akibat dari pinjaman ini, muncullah IDC dalam masa konstruksi yang tidak

dapat dibayar segera karena pembangkit belum menghasilkan pendapatan (revenue). Oleh

karena itu khusus untuk PLTN, Finplan memfasilitasi adanya kredit ekspor kedua, yang

berfungsi memberi pinjaman untuk membayar IDC akibat kredit ekspor pertama. Kredit

ekspor kedua juga menawarkan bunga tetap sebesar 6,2% per tahun dan masa pembayaran

15 tahun.

2.6. Harga Jual Listrik

Di dalam Finplan kita dapat membedakan harga jual listrik hingga 3 jenis untuk 3 tipe

pelanggan. Namun dalam studi ini PLTN hanya akan menjual pada satu jenis pelanggan.

Harga listrik pada tahun dasar ditetapkan Rp 700/kWh. Dalam studi ini kenaikan harga jual

listrik diasumsikan tetap, yakni 2% per tahun, atau 4% dibawah laju inflasi. Sehingga harga

jual listrik PLTN akan menjadi Rp 960/kWh di tahun pertama beroperasinya PLTN (tahun

2025). Harga secara bertahap meningkat hingga Rp 1599/kWh di akhir umur hidup (tahun

2054). Tingkat kenaikan harga listrik akan divariasi pada uji sensitivitas.

2.7. Inflasi Mata Uang Rupiah (Rp) Dan Dolar Amerika ($)

Dalam Finplan resiko inflasi ini diantisipasi dengan memasukkan nilai inflasi mata

uang Rp dan $, masing-masing sebesar 6% dan 2%. Nilai inflasi ini dianggap sama rata

hingga akhir umur hidup PLTN. Karena inflasi maka overnight cost PLTN yang pada tahun

2008 bernilai $2600/kW menjadi $3232,77/kW pada awal tahun 2019.

2.8. Nilai Tukar Rupiah

Nilai tukar rupiah terhadap dolar Amerika dianggap konstan selama periode studi,

yakni $ 1 = Rp 9000.

2.9. Umur Hidup PLTN

Umur hidup PLTN adalah 30 tahun. Hal ini disebabkan karena keterbatasan input

pada program Finplan, yang hanya mengakomodasi periode studi hingga pembangkit

berumur 30 tahun. Ekstensi manual terhadap lembar kerja dapat menyebabkan perubahan

pada makros program. Jika PLTN dapat memberikan perhitungan yang menarik selama 30

tahun operasi, maka kita dapat menganggap hal yang sama untuk masa-masa selebihnya.

2.10. Pajak Pendapatan

Pajak pendapatan ditetapkan sebesar 25%. Setelah pajak, seluruh pendapatan bersih

akan dibagikan kepada shareholder sebagai deviden.

3. HASIL DAN PEMBAHASAN PLTN mulai beroperasi pada tahun 2025 setelah menyelesaikan konstruksi selama 6

tahun. Revenue utama PLTN berasal dari penjualan listrik. Dengan faktor kapasitas sebesar

85% pada kasus dasar, pembangkit dapat menghasilkan listrik hingga 7446 GWh per tahun.

Faktor kapasitas 85% merupakan asumsi yang moderat, cukup untuk mengantisipasi outage

akibat perawatan dan gangguan tak terduga lainnya.



ISSN 1979-1208 52

Hasil perhitungan Finplan untuk kasus dasar dan uji sensitivitas ditampilkan dalam

Tabel 2. Uji sensitivitas dimaksudkan untuk melihat batas-batas kritis bagi sebuah

parameter input.

Tabel 2. Hasil Perhitungan Finplan untuk Kasus Dasar (Cetak Tebal) dan Uji Sensitivitas

Uji Sensitivitas.

Variasi Parameter:

Nilai parameter kelayakan

NPV (M Rp) IRR (%) PB (th)

Faktor kapasitas ---------------- -------------------------- -------------------------- --------------------------

72 % 0 10 15

80 % 3.027 13,11 13

85 % 4.901 14,81 12

90 % 6.791 16,42 12

Kenaikan harga listrik p.a. -- -------------------------- -------------------------- --------------------------

0,37% 0 10 15

2 % 4.901 14,81 12

3 % 8.303 17,61 11

4 % 12.011 20,34 10

Rasio equity:loan -------------- -------------------------- -------------------------- --------------------------

1:99 5.836 41,5 10

5:95 7.479 29,1 10

15:85 6.209 18,5 11

25:75 4.901 14,81 12

30:70 4.240 13,7 13

59:41 0 10 15

Overnight cost per 2008 ------ -------------------------- -------------------------- --------------------------

2.000 $/kWe 8.916 20,36 10

2.600 $/kWe 4.901 14,81 12

3.000 $/kWe 2.250 12,01 14

3.500 $/kWe -1.032 9,16 17

Discount rate -------------------- -------------------------- -------------------------- --------------------------

6% 15.396 14,81 12

8% 8.975 14,81 12

10% 4.901 14,81 12

12% 2.263 14,81 12

14,81% 0 14,81 12

3.1. Variasi Faktor Kapasitas

Faktor kapasitas terkait langsung dengan energi yang dibangkitkan, sehingga makin

tinggi nilai parameter ini akan makin tinggi angka penjualan listrik, dan akan terjadi

peningkatan dalam IRR dan NPV, serta PB yang semakin cepat. Berdasarkan publikasi IAEA

tahun 2011, rata-rata dunia untuk Energy Availability Factor (EAF) sepanjang tahun 1995-2011

adalah 80%[4]. Angka ini merupakan perpaduan dari berbagai negara operator PLTN dengan

EAF di bawah 65% sampai di atas 90%.



ISSN 1979-1208 53

Pertumbuhan permintaan tenaga listrik yang masih akan meningkat, sesuai tipikal

negara berkembang, PLTN akan memiliki pangsa pasar yang baik di Indonesia. Jika

perawatan dan pemeliharaan diperkirakan memakan waktu hingga 1 bulan atau 30 hari

dalam setahun, maka faktor kapasitas optimal bisa mencapai 92%. Berdasarkan simulasi uji

sensitivitas, PLTN sebaiknya tidak beroperasi di bawah 72% mengingat batas kritis untuk

faktor kapasitas PLTN berada di nilai 72%. Batas ini akan naik menjadi lebih dari 72% untuk

PLTN dengan overnight cost yang lebih tinggi dari $2600/kW, dan sebaliknya.

3.2. Variasi Kenaikan Harga Listrik

Harga jual listrik yang semakin baik akan meningkatkan pendapatan (revenue)

pembangkit. Ini terlihat dari IRR dan NPV yang meningkat seiring tingkat kenaikan harga,

serta PB yang semakin cepat. Tarif listrik di tahun 2008 ditentukan sebesar Rp 700. Dengan

kenaikan 2% per tahun untuk kasus dasar, harga listrik akan menjadi Rp 980 di tahun

pertama operasi (2025). Batas kritis untuk kenaikan harga listrik ini adalah pada kenaikan

0,37% per tahun. Pada kondisi ini shareholder memperoleh NPV = 0 dan IRR = 10% Jika tarif

listrik PLTN akan dibuat konstan sepanjang umur hidupnya, maka hasil yang sama (NPV =

0, IRR = 10%) akan diperoleh dengan tarif listrik di tahun dasar sebesar Rp 726. Di atas

batas-batas kritis untuk masalah tarif ini, PLTN memiliki nilai tambah investasi dan tingkat

pengembalian yang menguntungkan.

3.3. Variasi Rasio Equity:Loan

Semakin kecil porsi equity, justru semakin besar IRR dan NPV serta semakin cepat PB.

Namun, perlu diingat bahwa Finplan menampilkan hasil parameter kelayakan dari sisi

shareholder. Para shareholder adalah pemilik perusahaan yang saling berbagi keuntungan

maupun kerugian. Pengembalian modal mereka terjadi dengan akumulasi deviden. Baik

IRR maupun NPV bergantung pada aliran arus kas bersih (arus kas masuk – arus kas keluar)

dari awal masa konstruksi hingga akhir umur hidup pembangkit. Equity dikeluarkan di

masa konstruksi, tersebar mengikuti distribusi biaya kapital. Bagi shareholder, arus kas

selama masa konstruksi adalah murni arus kas keluar, karena belum ada pendapatan

apapun dari pembangkit. Formula IRR dan NPV memakai present value atau nilai kini,

sehingga sesuai sifat dari nilai kini, nilai uang yang terbaik adalah nilai uang di masa kini

atau di tahun-tahun yang tidak terlalu jauh dari masa kini. Artinya, pengeluaran di tahun-

tahun awal akan menyumbang lebih banyak pada nilai kini arus kas keluar ketimbang

pengeluaran di tahun-tahun selanjutnya. Bagi shareholder akan lebih baik untuk sesedikit

mungkin menyumbang equity.

Gambar 1. Energy Availability Factor 1995 – 2011 for Nuclear Power Plants[4]



ISSN 1979-1208 54

Melalui simulasi terlihat bahwa porsi equity memiliki 2 batas kritis yakni batas bawah

1% dan batas atas 59%. Menuju batas atas, semakin besar porsi equity semakin kecil nilai IRR

dan NPV. Jika equity melebihi 59% maka investasi justru memiliki nilai tambah (NPV) negatif.

Namun menuju batas bawah, terjadi titik balik pada nilai NPV yakni pada nilai equity 1%.

Ketika porsi equity ≤ 1% maka semakin kecil equity, semakin kecil nilai NPV. Ini disebabkan

karena PLTN mempunyai beban hutang yang semakin besar sehingga bunga yang harus

dibayarkan sedemikian besar sehingga mengurangi deviden yang diterima shareholder.

Untuk IRR, kecenderungannya tetap, yakni semakin kecil equity semakin besar IRR,

walaupun pada equity ≤ 1%. Padahal, pada saat equity ≤ 1%, NPV mengecil. Ini menunjukkan

bahwa tingkat pengembalian yang tinggi tidak selalu mengindikasikan keuntungan yang

lebih besar sebelum kita dapat menunjukkan nilai NPV dari suatu investasi. Tingkat

pengembalian yang tinggi dapat terjadi karena arus kas keluar yang terlalu kecil dibanding

arus kas masuk. Namun tingkat pengembalian belum menunjukkan nilai bersih dari selisih

kedua arus kas itu, sebagaimana ditunjukkan oleh NPV. Itulah mengapa meskipun setiap

parameter kelayakan dapat berdiri sendiri-sendiri, akan lebih baik bila mereka dinilai secara

bersama untuk mengevaluasi suatu investasi.

3.4. Variasi Overnight Cost di Tahun 2008

Dengan memvariasi overnight cost per tahun dasar, dapat diperkirakan sampai sejauh

apa kita dapat mengambil harga sebuah pembangkit agar secara finansial masih menarik

bagi investor. Tahun dasar overnight cost adalah 2008. Dengan overnight cost $3500/kW,

proyek tidak mendapatkan nilai tambah alias NPV nya negatif begitu pula dengan nilai IRR

yang hanya 9,16%, masih dibawah discount rate yang ditetapkan yakni 10%. Batas kritis

untuk overnight cost adalah sekitar $3300/kW dimana NPV proyek bernilai nol dan IRR 10%.

Overnight cost PLTN di dunia sangat bervariasi tergantung pada banyak faktor. Sebagai

contoh, China mampu menekan overnight cost hingga di bawah $2000/kW karena tingkat

kandungan lokal yang tinggi dan harga pekerja konstruksi yang di bawah kawasan Eropa

maupun Amerika Utara[1].

3.5. Variasi Discount Rate

Discount rate adalah laju diskon/penyusutan nilai uang di masa depan. Sebagai contoh

nilai Rp 1000 juta setahun yang akan datang, jika didiskon dengan discount rate 10% bernilai

Rp 909,09 juta sekarang. Namun, bila discount rate 15% akan bernilai bernilai Rp 867,57 juta.

Untuk kasus yang terakhir, jika kita menginvestasikan Rp 867,57 juta saat ini, maka setahun

kemudian uang tersebut akan menjadi Rp 1000 juta. Dengan kata lain, untuk mencapai Rp

1000 juta, dengan discount rate yang lebih besar, dibutuhkan investasi awal yang lebih kecil.

Jadi, dari arah yang berlawanan, discount rate adalah tingkat pengembalian investasi yang

diharapkan. Ini berarti investor mengharapkan tingkat pengembalian yang tinggi dengan

memasang discount rate yang tinggi

Berdasarkan uji sensitivitas, IRR ternyata tidak terpengaruh oleh discount rate, ini

karena IRR sebenarnya adalah suatu nilai dscount rate yg menyebabkan NPV bernilai nol.

Discount rate juga tidak berpengaruh pada PB, karena PB ditentukan oleh akumulasi arus

kas bersih tanpa memperhitungkan nilai waktu uang yang berarti tanpa memperhitungkan

discount rate. Jika nilai NPV vs. discount rate diplot ke dalam grafik maka akan didapat grafik

pada Gambar 2. Dari grafik di atas terlihat bahwa IRR yang tinggi untuk sebuah proyek

akan lebih memberikan keleluasaan pada pelaku proyek untuk memilih harga discount rate.



ISSN 1979-1208 55

Gambar 2. Grafik NPV vs discount rate

Bagi pelaku proyek, harga discount rate dapat diambil sampai sekecil harga WACC

(Weighted Average Cost of Capital). WACC adalah biaya modal rata-rata tertimbang. Setiap

modal yang dipakai dalam sebuah investasi memiliki “biaya penggunaan”nya untuk modal

hutang, dan biaya ini berupa bunga, sedang untuk equity biayanya adalah tingkat

pengembalian minimum. Contoh apabila shareholder dalam kasus dasar meminta

pengembalian minimal 15%, WACC proyek adalah[5]:

7,25%

%)251(%25,6100

75%15

100

25

)1(

TRLE

LR

LE

EWACC le

dengan

E = porsi equity

L = porsi hutang

Re = tingkat pengembalian equity

Rl = tingkat pengembalian hutang

T = tingkat pajak

Nilai discount rate sebesar WACC dibutuhkan untuk menjamin terjadinya arus kas masuk

yang dapat memenuhi pengembalian minimum kepada shareholder maupun kreditor/bank.

Dalam beberapa literatur disebutkan bahwa selain tingkat pengembalian minimum, di

dalam discount rate juga diantisipasi masalah resiko investasi dalam suatu pasar[6].

Bagi shareholder, grafik NPV vs discount rate akan lebih memberikan informasi apabila

dibandingkan dengan grafik yang sama untuk investasi lain. Pada gambar berikut disajikan

perbandingan antara investasi PLTN dengan suatu investasi lain.

15.396

8.975

4.901

2.263

0

17.396

10.975

6.901

4.263

2.000

0-

2.000

4.000 6.000

8.000

10.000

12.000

14.000 16.000

18.000

20.000

6% 8% 10% 12% 15% 17%d.rate

NPV

(M

Rp)

PLTN

investasi lain

15.396

8.975

4.901

2.263

0

13.396

6.975

2.901

0-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

6% 8% 10% 12% 15%d.rate

NPV

(M

Rp)

PLTN

investasi lain

(a) (b)

d. rate

NPV (M Rp)



ISSN 1979-1208 56

15.396

8.975

4.901

2.263

0

13.396

8.000

4.901

3.000 1.300

0-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

6% 8% 10% 12% 15% 17%d.rate

NPV

(M

Rp)

PLTN

investasi lain

(c)

Gambar 3. Grafik NPV vs discount rate PLTN dan investasi lainnya

Gambar 3a menunjukkan seluruh nilai discount rate, dan investasi lain memberikan

nilai NPV yang lebih besar. Bila ditunjang dengan IRR yang lebih baik, kasus pada Gambar

3a untuk investasi lainnya akan lebih dipilih. Gambar 3b menyatakan hal berlawanan

dengan Gambar 3a, yaitu investasi PLTN akan lebih dipilih karena untuk semua discount

rate nilai NPV PLTN lebih baik dibandingkan investasi lain. Gambar 3c merupakan contoh

bila hanya parameter IRR nya saja, dan investasi lain akan tampak lebih baik dari PLTN. IRR

untuk PLTN adalah 14,81% sedangkan untuk investasi lain 17%. Titik setimbang terjadi

pada discount rate 10%, dimana kedua investasi memiliki harga NPV yang sama. Namun, di

bawah discount rate 10%, PLTN lebih menguntungkan dibanding investasi lain, sedang di

atas 10%, sebaliknya. Dengan cara ini investor dapat melihat kapan saat yang tepat untuk

memilih suatu investasi. Sebagai contoh, karena dalam discount rate juga tercakup resiko

suatu investasi[6], maka jika investor yakin bahwa tingkat resiko investasi di suatu pasar

dapat diterima, maka dapat diambil discount rate yang moderat antara 7-10%. Discount rate

dalam rentang tersebut, PLTN memberikan nilai tambah (NPV) yang lebih baik, sehingga

PLTN dapat dipilih. Sebagai catatan, resiko pasar untuk PLTN di Indonesia cukup kecil

karena pasar listrik Indonesia adalah pasar yang sedang tumbuh. Resiko investasi PLTN

sering kali berkaitan dengan hal-hal non teknis seperti situasi politik dan kebijakan yang

kontra PLTN.

4. KESIMPULAN Berdasarkan analisis data dapat ditarik beberapa kesimpulan sebagai berikut:

1. Parameter kelayakan seperti NPV, IRR, dan PB dapat digunakan untuk menganalisis

kelayakan sebuah investasi. Penggunaan ke tiga parameter tersebut dilakukan secara

bersamaan agar dapat menilai suatu investasi secara lebih menyeluruh. Penggunaan

parameter secara sendiri-sendiri akan diperoleh hasil yang menyesatkan. Sebagai

contoh, jika hanya menggunakan PB, maka investasi dianggap baik jika nilai PB nya

secepat mungkin. Selain itu, penggunaan parameter ini saja tidak akan memberikan

gambaran arus kas setelah waktu PB.

2. PLTN diharapkan mempunyai faktor kapasitas yang tinggi untuk menunjang

pendapatannya, sehingga investasi PLTN akan makin menguntungkan bagi

shareholder. Berdasarkan data dan asumsi dalam studi ini maka faktor kapasitas PLTN

sebaiknya tidak di bawah 72%.

3. Kenaikan harga listrik minimum untuk mengembalikan investasi shareholder adalah

0,37% per tahun atau jika harga listrik konstan maka tarif listrik minimum adalah Rp

726/kWh. Di atas nilai-nilai tersebut maka investasi mendapatkan nilai tambah yakni

NPV > 0.



ISSN 1979-1208 57

4. Dari sisi shareholder, porsi equity yang semakin kecil hingga batas bawah tertentu,

justru akan menambah tingkat keuntungan. Jika porsi equity ditekan lebih jauh di

bawah batas bawah, maka NPV justru akan turun karena bunga hutang akan

mengurangi deviden cukup besar. Dalam studi ini batas bawah porsi equity adalah 1%.

5. Investasi PLTN dalam studi ini dianggap menguntungkan bagi shareholder jika harga

overnight cost tidak melebihi $3300/kW,

6. Pada studi ini, discount rate dapat diambil sampai nilai IRRnya 14,8%, dan di atas nilai

tersebut menyebabkan NPV investasi akan negatif.

DAFTAR PUSTAKA [1]. WNA, “The Economics of Nuclear Power”, World Nuclear Association, London,

Desember 2011,

[2]. BIRMANO, M. D., DAN I. BASTORI, “Perhitungan Ekonomi dan Pendanaan PLTN dan

Pembangkit Konvensional Menggunakan Spreadsheet Inovasi”, Jurnal Pengembangan

Energi Nuklir Vol. 10, No. 2, Pusat Pengembangan Energi Nuklir – BATAN,

Desember 2008.

[3]. OECD, “The Arrangement For Officially Supported Export Credit”, Annex II: Nuclear

Power Plant, Organisation for Economic Co-operation and Development, Paris, 2012,

[4]. IAEA, “Energy Availability Factor Trend”, Power Reactor nformation System (PRIS),

International Atomic Energy Agency, Vienna, 2012.

[5]. INVESTOPEDIA, “Weighted Average Cost Of Capital – WACC”,

http://www.investopedia.com/terms/w/wacc.asp, Diakses April 2012

[6]. WLCF, “Choice of Discount Rate”, Whole Life Cost Forum”,

http://www.wlcf.org.uk/page32.html. Diakses April 2012

http://www.google.co.id/url?q=http://www.oecd.org/&sa=U&ei=lbrWT7SEGsXmrAfp_bH7Dw&ved=0CA8QFjAA&usg=AFQjCNHrufgtxopVbWUkEU4_qVrwRbaS7A

http://www.investopedia.com/terms/w/wacc.asp

http://www.wlcf.org.uk/page32.html

STUDI PENDANAAN PLTN KELAS 1000 MWe …digilib.batan.go.id/ppin/katalog/file/1979-1208...rencana...

Documents

Transcript of STUDI PENDANAAN PLTN KELAS 1000 MWe …digilib.batan.go.id/ppin/katalog/file/1979-1208...rencana...