businesss plan
DESCRIPTION
tugasTRANSCRIPT
1. RINGKASAN EKSEKUTIF
BOPSCO adalah Perseroan Terbatas (PT) yang bergerak di bidang pembangkit listrik
tenaga nuklir (PLTN). Saham dari perusahaan BOPSCO dimiliki oleh dewan direksi
sebesar 60,56% dan sisanya 39,44% dimiliki oleh investor. Sistem penjualan listrik yang
dilakukan oleh BOPSCO yaitu dengan membuat kontrak dengan Perusahaan Listrik
Negara (PLN).
Target pasar BOPSCO saat ini adalah Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan. Ini
disebabkan rasio elektrifikasi di Pulau Kalimantan baru mencapai 57,6%, yang artinya
potensi untuk menjadi penyedia listrik di sana terbuka lebar. Selain itu pemilihan lokasi
di Kalimantan mempertimbangkan keamanan dari potensi gempa bumi dan tsunami, serta
semakin berkembangnya industri di kalimantan. Dengan trend kebutuhan listrik yang
semakin meningkat baik di Kalimantan maupun Indonesia secara umum, serta
kemungkinan dibangunnya jaringan interkoneksi listrik antar negara di ASEAN semakin
membuka peluang BOPSCO untuk menjadi penyedia kebutuhan listrik dengan teknologi
PLTN.
BOPSCO memiliki kapasitas produksi listrik sebesar 1500MW. Produksi listrik ini
ditunjang oleh fasilitas reaktor ESBWR yang menggunakan bahan bakar pelet UO2.
Pemenuhan kebutuhan pasokan bahan bakar ini dilakukan dengan mengadakan kontrak
dengan perusahaan fabrikasi elemen bakar nuklir, yaitu Global Nuclear Fuel-Japan.
Dengan mematok harga listrik sebesar Rp 1.040,-/kWh, BOPSCO dapat mencapai BEP
pada sekiar 7,5 tahun setelah reaktor beroperasi.
Dalam rencana jangka panjangnya BOPSCO berencana untuk membangun PLTN di
pulau lain sesuai dengan kebutuhan listrik di pulau tersebut. Selain itu juga BOPSCO
akan mempertimbangkan untuk menanam saham di perusahaan yang dapat mendukung
bisnis yang dijalankan oleh perusahaan.
2. LATAR BELAKANG PERUSAHAAN
2.1 Latar Belakang Usaha
Listrik merupakan kebutuhan yang sangat penting dalam menunjang hajat hidup manusia.
Setiap tahun kebutuhan listrik Indonesia terus meningkat. Akan tetapi peningkatan akan
kebutuhan listrik ini belum dapat diimbangi oleh ketersediaan listrik di Indonesia.
Pemerintah melakukan program pemadaman bergilir untuk mengatasi hal tersebut. Tetapi
pemadaman bergilir bukan merupakan penyelesaian yang terbaik untuk masalah
kekurangan listrik ini. Jalan keluar terbaik adalah dengan membangun pembangkit listrik
baru yang mampu memenuhi kebutuhan listrik di Indonesia.
Listrik menjadi salah satu fokus utama dari pemerintah, karena dengan listrik yang cukup
maka berbagai industri yang ada di Indonesia akan mampu berkembang. Tidak dapat
dipungkiri saat ini Indonesia masih sering menjadi pengekspor bahan mentah ke luar
negeri tanpa mengolahnya terlebih dahulu untuk menambah nilai jualnya. Salah satu
penyebabnya adalah kurangnya pasokan listrik untuk membangun industri pengolah
bahan mentah tersebut. Melihat begitu pentingnya pemenuhan kebutuhan listrik di
Indonesia, maka pembangunan pembangkit listrik baru dipandang perlu. Pembangkit
listrik yang potensial untuk dikembangkan di Indonesia yaitu Pembangkit Listrik Tenaga
Nuklir (PLTN).
2.2 Profil Perusahaan
Nama Perusahaan : Borneo Power Station Company (BOPSCO)
Bentuk perusahaan : Perseroan Terbatas (PT)
Bidang Usaha : Pembangkit listrik tenaga nuklir
Jenis Produk / Jasa : Listrik
Alamat Perusahaan : Desa Laman Baru RT 4 RW 33, Kecamatan Permata Kecubung
Kabupaten Sukamara Kalimantan Tengah 74173
Nomor Telepon : 0525-753809
Alamat website : www.bopsco.com
Logo Perusahaan :
2.3 Visi dan Misi
VISI
Menjadi perusahaan yang memenuhi kebutuhan energi nasional dengan menggunakan
teknologi reaktor maju dan menjadi perusahaan yang terdepan dalam penyediaan listrik
di Indonesia.
MISI
1. Menjalankan bisnis kelistrikan dan membangun (menjalin) kerjasama yang baik
dengan Perusahaan Listrik Negara
2. Menurunkan tingkat penggunaan bahan bakar fosil untuk menjaga kelestarian
lingkungan
3. Membangun jaringan interkoneksi baru untuk memperbaiki elektrifikasi di Indonesia
2.4 Struktur Organisasi
Kasto
Kabid. Hubungan Internal dan Eksternal
DANIEL SAHAT M PARDEDE
Wakil Direktur Bidang Produksi
FREDRICK NEO
Wakil Direktur Bidang Operasi
KHUSNUL WICAKSONO SUKOWATI
Direktur Utama
NICO SALIM
Wakil Direktur Bidang Marketing
DWI BERLIANTI SIWI
Wakil Direktur Bidang HRD
Ahmad Muzakir
Kabid. Pengembangan SDM
Rahayu Suryaningsih
Kabid. Keuangan
Ahmad Fahmi
Kabid. Pengembangan Usaha
Nur Setyo Wahyuni
Kabid. Analisis Strategi Pemasaran
Destiana Tunggal P.
Kabid. Manajemen BBN
Hepiska Franatagola
Kabid. Manajemen Limbah
Farhan Ismail
Kasubid. Sistem Sekunder
B’tara Panjiweda N P
Kasubid. Sistem Primer
Fikri Kurniawan
Kabid. Operasi Reaktor
KHUSNUL WICAKSONO
Kabid. Keselamatan Paparan Radiasi
Aditya Pratama Arifin
Kabid. Keselamatan
2.5 Susunan Pemegang Saham
Pemegang Saham Jumlah Saham Nilai Saham Presentase
Dewan Direksi
Gati Satu Winarsih
Dewi Kurniawati
Ilham Sambudhi
3.327.456.323
1.232.961.029
549.447.875
384.613.512
Rp33.274.563.230.000
Rp12.329.610.290.000
Rp5.494.478.740.000
Rp3.846.135.120.000
60,56 %
22,44%
10%
7%
TOTAL 5.494.478.738 Rp54.944.787.380.000 100%
Tabel 1. Susunan Pemegang Saham
3. ANALISIS BISNIS
3.1 Produk
3.1.1 Produk yang Dihasilkan
Perusahaan BOPSCO memproduksi listrik sebesar 1500 MWe yang dihasilkan dari
PLTN dengan menggunakan reaktor ESBWR
3.1.2 Keunggulan Produk
Perusahaan BOPSCO menyediakan listrik 1500 MWe dengan voltage yang stabil
sepanjang tahun. Hal ini menjamin tidak terjadinya pemadaman listrik secara
mendadak atau daya yang tidak stabil yang dapat menyebabkan rusaknya komponen
elektronik. Selain itu nuklir yang diusung merupakan salah satu teknologi yang ramah
lingkungan serta tidak mengemisikan gas CO2 sehingga ikut andil dalam menjaga
lingkungan dari potensi terjadinya global warming.
3.2 Gambaran Pasar dan Trend Pasar
3.2.1 Data Angka Elektrifikasi Indonesia
Berdasarkan Indonesia Energy Outlook & Statistics 2004 dan RUKN 2004-2013
dapat ditunjukkan besarnya rasio elektrifikasi di Indonesia per wilayah pada tahun
1999-2002 dan tahun 2003 s.d. 2013. Dari data tersebut, besarnya rata-rata rasio
elektrifikasi di Indonesia pada tahun 2003 mencapai 54,8% dan diperkirakan pada
tahun 2008 menjadi 63,5% kemudian pada tahun 2013 diharapkan meningkat menjadi
75%. Pada dasarnya untuk masing-masing provinsi di Indonesia mempunyai rasio
elektrifikasi yang berbeda tergantung ada tidaknya fasilitas aliran listrik PLN di
masing-masing provinsi. Besarnya rasio elektrifikasi di Indonesia untuk masing-
masing provinsi pada tahun 2003, 2008, dan 2013 ditunjukkan pada Tabel 2. Pada
tahun 2013, rasio elektrifikasi terbesar diperkirakan terjadi di wilayah Batam yang
mencapai 100%, sedangkan rasio elektrifikasi terkecil sebesar 40% terjadi di NTT.
Dengan demikian, meskipun target rasio elektrifikasi tahun 2013 sebesar 75%, namun
rasio elektrifikasi per wilayah akan bervariasi.
Tabel 2. Rasio Elektrifikasi Nasional per Wilayah Tahun 2003, Tahun 2008, dan Tahun 2013
3.2.2 Kekurangan Listrik PLN
Kebutuhan listrik di Indonesia diperhitungkan per sektor pada 22 wilayah pemasaran
listrik PLN, yaitu sektor industri, rumah tangga, usaha, umum, dan lainnya. Pulau
Sumatera dibagi menjadi delapan wilayah pemasaran listrik PLN yang meliputi
Nangroe Aceh Darussalam, Sumatera Utara, Riau, Sumatera Barat, Sumatera
Selatan+Jambi+Bengkulu, Bangka Belitung, Lampung, Batam. Wilayah pemasaran
listrik PLN di Pulau Jawa, Madura, dan Bali dibedakan menjadi lima wilayah, yaitu
distribusi Bali, distribusi Jawa Timur, distribusi Jawa Tengah-Jogya, distribusi Jawa
Barat-Banten, dan distribusi Jawa Barat-Tangerang. Pulau Kalimantan dibagi menjadi
tiga wilayah pemasaran listrik PLN, yaitu Kalimantan Barat, Kalimantan Timur, dan
Kalimantan Selatan-Tengah. Adapun wilayah Pulau Lain yang terbagi ke dalam 6
wilayah, yaitu Pulau Sulawesi dua wilayah, yaitu Sulawesi Selatan-Tenggara dan
Sulawesi Utara-Tengah-Gorontalo, Pulau Maluku satu wilayah, Pulau Papua satu
wilayah, Nusa Tenggara dua wilayah, yaitu Nusa Tenggara Barat dan Nusa Tenggara
Timur.
Besarnya kebutuhan listrik di Indonesia yang ditunjukkan pada Grafik 1, merupakan
akumulasi dari kebutuhan listrik pada masing-masing sektor pengguna energi di 22
wilayah pemasaran listrik PLN. Berdasarkan hasil proyeksi kebutuhan listrik dari
tahun 2003 s.d. 2020 yang dilakukan Dinas Perencanaan Sistem PT PLN (Persero)
dan Tim Energi BPPT, terlihat bahwa selama kurun waktu tersebut rata-rata
kebutuhan listrik di Indonesia tumbuh sebesar 6,5% per tahun dengan pertumbuhan
listrik di sektor komersial yang tertinggi, yaitu sekitar 7,3% per tahun dan disusul
sektor rumah tangga dengan pertumbuhan kebutuhan listrik sebesar 6,9% per tahun.
Hal tersebut sangat beralasan, mengingat untuk meningkatkan perekonomian di
Indonesia, pemerintah meningkatkan pertumbuhan sektor parawisata yang
selanjutnya akan mempengaruhi pertumbuhan sektor komersial.
Untuk sektor rumah tangga laju pertumbuhan kebutuhan listrik yang tinggi dipicu
oleh ratio elektrifikasi dari berbagai daerah yang masih relatif rendah, karena sampai
tahun 2003 masih ada beberapa wilayah di Indonesia yang belum terlistriki terutama
di daerah yang tidak dilewati listrik PLN. Berdasarkan Grafik 1 terlihat bahwa
kebutuhan listrik nasional didominasi oleh sektor industri, disusul sektor rumah
tangga, usaha, dan umum. Pola kebutuhan listrik per sektor tersebut akan berbeda
apabila ditinjau menurut wilayah pemasaran listrik PLN, dimana semakin ke
Kawasan Indonesia Timur, semakin besar kebutuhan listrik sektor rumah tangga
dibanding sektor industri. Hal ini disebabkan karena masih rendahnya rasio
elektrifikasi dan terbatasnya jumlah industri.
Grafik 1. Proyeksi Kebutuhan Listrik per Sektor di Indonesia Tahun 2003 s.d. 2020
3.2.3 Analisis Kebutuhan Listrik Di Pulau Kalimantan
Prasarana fisik dan non-fisik yang tersedia di seluruh wilayah Kalimantan masih
belum merata, sehingga kebutuhan listrik di wilayah Kalimantan ada yang tinggi,
namun juga ada yang rendah. Dari seluruh wilayah Kalimantan, kebutuhan listrik
terbesar adalah di wilayah Kalimantan Selatan, sedangkan wilayah Kalimantan
Tengah mempunyai kebutuhan listrik terendah dibanding wilayah lain di Kalimantan.
Oleh karena itu, wilayah kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah digabung dengan
wilayah kebutuhan listrik di Kalimantan Selatan.
Banyaknya industri pertambangan di Kalimantan Selatan menyebabkan tingkat
kebutuhan listriknya paling tinggi dan diasumsikan industri pertambangan tersebut
akan berkembang, sehingga pertumbuhan kebutuhan listrik Kalimantan Selatan dan
Kalimantan Tengah selama kurun waktu 17 tahun (2003-2020) diasumsikan tumbuh
sebesar 7,84% per tahun. Demikian pula untuk wilayah Kalimantan Timur dan
Kalimantan Barat bukan hanya industri yang diharapkan berkembang, tetapi adanya
rencana Pemerintah untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menyebabkan dikedua
wilayah tersebut kebutuhan listrik juga meningkat masing-masing sebesar 7,96% dan
7,66% per tahun. Besarnya proyeksi kebutuhan listrik di Kalimantan per Sektor dari
tahun 2003 – 2020 ditunjukkan pada Grafik 6, sedangkan pangsa kebutuhan listrik
per wilayah Kalimantan ditunjukkan pada Grafik 7. Seperti halnya Sumatera,
pengguna listrik terbesar di Kalimantan adalah sektor rumah tangga, disusul sektor
industri, usaha, dan umum.
Grafik 2. Proyeksi Kebutuhan Listrik di Kalimantan per sektor Tahun 2003 s.d. 2020
Grafik 3. Pangsa Kebutuhan Listrik per Wilayah Kalimantan
3.3 Target atau Segmen Pasar yang Dituju
Konsumen utama perusahaan ini adalah PLN. Menurut masterplan pembangunan
ketenagalistrikan dari Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral tahun 2010-
2014, hingga tahun 2009, rasio elektrifikasi di Pulau Kalimantan baru 57.6%, dengan
peningkatan permintaan rata-rata 7% per tahunnya. Sedangkan untuk Kalimantan
Tengah sendiri rasio elektrifikasinya baru mencapai 45.22%. Karena Kalimantan
Tengah dan Kalimantan Selatan tergabung dalam satu jaringan interkoneksi, maka
neraca daya yang digunakan adalah neraca untuk kedua provinsi ini.
Tabel 3. Neraca Daya Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah
PLN sendiri sedang mengusahakan untuk menambah daya sebesar 900MW untuk
jaringan interkoneksi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan dan juga
penambahan jaringan interkoneksi. Apabila dibangun PLTN dengan daya 1500MWe,
PLN kemungkinan akan fokus untuk melakukan penambahan jaringan dan menyewa
daya listrik yang disediakan oleh perusahaan ini.
Alternatif energi nuklir di pilih karena lebih hemat dan dapat memenuhi kebutuhan
listrik di Kalimantan tengah tersebut. Apabila kebutuhan listrik Kalimantan Tengah
telah tercukupi maka listrik dapat disalurkan keluar Kalimantan Tengah melalui sistem
interkoneksi yang ada di Kalimantan.
3.4 Analisis Pesaing
Pemenuhan kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah dan Selatan saat ini disuplai dari
beberapa pembangkit listrik yang ada di daerah tersebut. Diantaranya yaitu:
- PLTA Riam Kanan, terletak di Kecamatan Aranio, Kabupaten Banjar, Kalimantan
Selatan dengan kapasitas 3 x 10 MW
- PLTU Asam-Asam unit I dan II, terletak di Desa Asam-asam, Kecamatan Jorong,
Kabupaten Tanah Laut, Kalimantan Selatan dengan kapasitas 2 x 65 MW
- PLTU Lati, terletak di Kabupaten Berau, Kalimantan Timur dengan kapasitas 2 x 7
MW
Sementara rencana pembangunan pembangkit listrik untuk daerah Kalimantan Tengah
dan Kalimantan Selatan adalah sebagai berikut:
- PLTU Pulau Pisang, terletak di Pulau Pisang, Kalimantan Tengah dengan kapasitas 2
x 60 MW
- PLTU Asam-Asam unit III dan IV, terletak di Desa Asam-Asam, Kalimantan Selatan
dengan kapasitas 2 x 65 MW
Selain data beberapa pembangkit listrik di atas, di daerah Kalimantan Tengah dan
Kalimantan Selatan banyak menggunakan Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD)
untuk mensuplai kebutuhan listrik. Pembangkit-pembangkit listrik tersebut tergabung
menjadi 10 sistem pemasok listrik untuk wilayah Kalimantan Tengah (9 sistem terisolasi
dan 1 sistem interkoneksi), serta 4 sistem pemasok listrik untuk wilayah Kalimantan
Selatan (3 sistem terisolasi dan 1 sistem interkoneksi).
Berikut sistem pemasok listrik Kalimantan Tengah :
1. SISTEM PANGKALAN BUN I Kapasitas terpasang : 26,37 MW Daya mampu :
14,38 MW Beban puncak : 14,21 MW Surplus : 0,17 MW
2. SISTEM SAMPIT II Kapasitas terpasang : 26,88 MW Daya mampu : 16,85 MW
Beban puncak : 17,65 MW Defisit : -0,80 MW
3. SISTEM INTERKONEKSI III BARITO I Kapasitas terpasang : 321,09 MW Daya
mampu : 246,23 MW Beban puncak : 308,90 MW Defisit : -62,67 MW
4. SISTEM PURUK CAHU Kapasitas terpasang : 2,01 MW Daya mampu 1,48 MW
Beban puncak 1,26 MW Surplus 0,22 MW
5. SISTEM MUARA TAWEH Kapasitas terpasang : 7,97 MW Daya mampu 3,93 MW
Beban puncak 4,31 MW Defisit -0,38 MW
6. SISTEM KUALA KURUN Kapasitas terpasang : 2,04 MW Daya mampu 0,81 MW
Beban puncak 0,82MW Defisit 0,01 MW
7. SISTEM NANGA BULIK Kapasitas terpasang : 1,89 MW Daya mampu 1,12 MW
Beban puncak 0,96 MW Surplus 0,16 MW
8. SISTEM BUNTOK Kapasitas terpasang : 6,91 MW Daya mampu 4,28 MW Beban
puncak 4,04 MW Surplus 0,24 MW
9. SISTEM SUKAMARA Kapasitas terpasang : 1,78 MW Daya mampu 1,21 MW
Beban puncak 0,96 MW Surplus 0,25 MW
10. SISTEM KUALA PEMBUANG Kapasitas terpasang : 3,62 MW Daya mampu 2,46
MW Beban puncak 2,02 MW Surplus 0,43 MW
Berikut sistem pemasok listrik Kalimantan Selatan
1. SISTEM INTERKONEKSI BARITO Kapasitas terpasang : 321,09 MW Daya
mampu 246,23 MW Beban puncak 308,90 MW Defisit -62,67 MW
2. SISTEM SUNGAI KUPANG Kapasitas terpasang : 2,82 MW Daya mampu 1,02
MW Beban puncak 0,44 MW Surplus 0,58 MW
3. SISTEM KOTABARU Kapasitas terpasang : 12,20 MW Daya mampu 6,95 MW
Beban puncak 6,75 MW Surplus 0,20 MW
4. SISTEM BATULICIN/PAGATAN Kapasitas terpasang : 18,97 MW Daya mampu
12,62 MW Beban puncak 11,01 MW Surplus 1,61 MW
3.5 Proyeksi Penjualan
Dari data yang didapatkan terlihat bahwa pembangkit listrik yang ada saat ini masih
mengalami defisit dalam pemenuhan kebutuhan listrik ketika mencapai beban puncak.
Tercatat untuk wilayah Kalimantan Tengah mengalami defisit 62,4 MW, dan untuk
Kalimantan Selatan defisit 60,28, sehingga total defisit daya listrik adalah 122.68 MW.
Dengan dibangunnya BOPSCO yang bekapasitas 1500 MWe maka kebutuhan ini jelas
terpenuhi, surplus listrik yang ada tentu dapat dimanfaatkan untuk menginisiasi kegiatan
perekonomian lain oleh masyarakat setempat, atau dapat dikelola PLN untuk disalurkan
ke area lain yang membutuhkan sehingga rasio elektrifikasi untuk daerah Kalimantan
Tengah dan Kalimantan Selatan dapat meningkat.
Proyeksi penjualan juga dipengaruhi oleh kebutuhan listrik pada semua sektor seperti
rumah tangga, industri, usaha, dan umum yang memiliki tendensi untuk terus meningkat
tiap tahunnya.
3.6 Strategi Pemasaran
1. Pengembangan wilayah pemasaran
Ketika pasokan listrik yang disalurkan ke PLN Kalimantan Tengah dan Kalimantan
Selatan telah dapat dipenuhi dan produksi listrik yang dihasilkan masih lebih dari
kebutuhan di daerah tersebut, maka dapat dilakukan pengembangan wilayah
pemasaran. Pasokan listrik tersebut dapat disalurkan ke PLN Kalimantan Timur dan
Kalimantan Barat yang masih kekurangan pasokan listrik. Dengan melihat data
elektrifikasi Indonesia, maka pengembangan wilayah pemasaran yang dimaksud akan
dapat dilakukan sehingga proyeksi penjualan di pasar akan semakin baik.
2. Kegiatan promosi
Promosi yang dilakukan oleh perusahaan kami adalah dengan cara presentasi pada
PLN dan lembaga-lembaga terkait termasuk investor dan lembaga pemerintahan.
Kegiatan promosi juga dilakukan dengan memanfaat kan teknologi informasi dengan
cara membuat website perusahaan yang berisi profil perusahaan, latar belakang,
lingkup kerja perusahaan, dsb.
3. Strategi pemasangan harga
BOPSCO mematok harga jual listrik ke PLN sebesar Rp 1.040,00/Kwh. Harga ini
adalah harga ketika tahun pertama reaktor beroperasi dan dapat mengalami kenaikan
jika terjadi kenaikan gaji pegawai dan kenaikan harga bahan bakar nuklir.
3.7 Analisis SWOT
Kekuatan (Strentgh) :
- Teknologi ramah lingkungan
- Harga listrik yang dihasilkan bersaing
- Suplai listrik tidak fluktuatif
Kelemahan (Weakness) :
- Membutuhkan biaya pengolahan limbah yang besar
- Biaya investasi besar
- Masih menggunakan bahan bakar uranium-235, sehingga jumlahnya cukup terbatas
Kesempatan (Opportunity) :
- Rasio elektrifikasi di Kalimantan belum terpenuhi sepenuhnya
- Terus berkembangnya industri di Kalimantan
- Kebutuhan listrik di Indonesia pada umumnya dan Kaliantan khususnya terus
bertambah
- Semakin menipisnya persediaan bahan bakar fosil sebagai pesaing dari PLTN
- Menjadi pionir teknologi PLTN di Indonesia
Hambatan (Threat) :
- Teknologi nuklir belum tentu dapat diterima masyarakat
- Stabilitas keamanan di Indonesia
- Maraknya praktek KKN di berbagai bidang yang mempersulit birokrasi
4. ANALISIS PRODUKSI
4.1 Fasilitas Produksi
Fasilitas pembangkit listrik tenaga nuklir yang dimiliki oleh BOPSCO adalah Economic
Simplified Boiling Water Reactor (ESBWR) milik General Electric® dan Hitachi®.
Teknologi baru ini berpusat pada penyederhanaan desain reaktor untuk meningkatkan
nilai ekonomis reaktor. Meskipun dilakukan penyederhanaan desain, ESBWR justru
menawarkan keselamatan dan keamanan yang lebih baik dari reaktor-reaktor
sebelumnya, desain seismik envelope yang luas, dan fleksibilitas operasional. ESBWR
merupakan desain pembangkit nuklir yang paling aman saat ini, melebihi standar
keselamatan U.S 100 kali lipat dan menghasilkan hampir nol emisi gas rumah kaca.
Keunggulan dari desain ESBWR terlihat dari penyederhanaan desain yang dibangun di
atas keunggulan inheren desain BWR dan pengoperasian yang telah terbukti dari BWR
Dodewaard and Humboldt Bay, dimana telah diimplementasikan penggunaan sirkulasi
alami di dalamnya. Fitur desain keselamatan pasif dari ESBWR bergantung pada gaya
alam seperti gravitasi, evaporasi, dan kondensasi daripada sistem aktif yang bergantung
pada penggunaan pompa dan katup untuk menjamin keselamatan jika terjadi malfungsi.
Desain sirkulasi pasif alami yang sederhana mengeliminasi 11 sistem dan 25% dari
pompa, katup, motor dari desain terdahulu sehingga mengurangi biaya perawatan dan
meningkatkan keselamatan pekerja. Fitur-fitur seperti kondenser yang terisolasi, sirkulasi
alami, dan kepingan-tahan bahan bakar, secara operasional terbukti dan mampu
memberikan beberapa tingkat perlindungan terhadap lingkungan luar.
Selain itu, dengan kehandalan dari sistem pendingin teras darurat pasif mampu
memberikan margin yang besar terhadap kecelakaan akibat kehilangan pendingin/LOCA.
Desain frekuensi kerusakan teras pada tingkat 1.7 x 10-8/year adalah yang paling rendah
diantara desain reaktor advanced yang ada saat ini. GEH dalam hal ini selaku vendor dari
ESBWR sendiri menawarkan tim yang berpengalaman yang memenuhi kualifikasi
dengan jadwal konstruksi (keselamatan tingkat 1 mulai dari pembangunan beton konkret
hingga pengisian bahan bakar) selama 44 bulan (3.5 tahun) dengan estimasi biaya antara
6-10 Billion US $.
Berikut ini adalah keunggulan dari ESBWR:
1. Pembangkit listrik tenaga nuklir lebih efisien daripada sebelumnya. Teknologi baru
lebih dapat diandalkan dan aman. ESBWR termasuk reactor generasi maju yang
menawarkan keselamatan dan keamanan yang lebih baik dari reaktor-reaktor
sebelumnya
2. Daya elektrik yang tinggi (1500 MWe).
3. Dapat bertahan selama 60 tahun.
4. Menggunakan sistem keamanan pasif dan menggunakan sirkulasi alami sebagai
pengganti pompa.
5. Waktu konstruksi yang cepat (45 bulan).
6. Ukuran reaktor yang relatif lebih kecil dibandingkan dengan reaktor dengan daya
sama.
7. Didasarkan pada ABWR yang sudah tersertifikasi dan sedang dalam tahap akhir
sertifikasi aspek teknik dan keselamatan oleh United State Nuclear Regulatory
Commission (U.S. NRC).
Gambar 1. Desain Reaktor ESBWR
4.2 Proses produksi
Perusahaan BOPSCO menggunakan PLTN untuk menghasilkan daya listrik. Prosesnya
yaitu dengan memanfaatkan panas yang ditimbulkan dari reaksi fisi Uranium yang telah
diperkaya sebesar 4,2%. Uranium tersebut digunakan sebagai bahan bakar PLTN dalam
bentuk UO2 yang disusun dalam teras reaktor. Dengan adanya sumber neutron di dalam
teras reaktor maka akan menghasilkan reaksi fisi antara neutron dengan uranium. Reaksi
fisi ini lalu menghasilkan panas dan akan mendidihkan air dalam teras reaktor. Air yang
mendidih akan menjadi uap dan uap tersebut akan menggerakkan turbin. Turbin
dihubungkan dengan generator maka akan dihasilkan listrik.
Gambar 2. Proses Pembangkitan Listrik Reaktor Tipe BWR
Keunggulan Proses yang dimiliki
Dibandingkan dengan pembangkit listrik lain yang sudah ada di Indonesia, perusahaan
BOPSCO memiliki keunggulan dalam proses produksi, yaitu:
Meskipun biaya awal membangun pembangkit nuklir tinggi, biaya operasional
relatif rendah dibanding pembangkit listrik tenaga lainnya.
Salah satu alasan biaya yang rendah adalah bahwa PLTN hanya perlu sejumlah
kecil uranium untuk menghasilkan energi dibanding menggunakan bahan bakar
fosil.
Menggunakan tenaga nuklir sehingga nyaris tidak mengemisikan CO2
Tidak bergantung pada minyak dan gas. Terutama setelah bahan bakar ini
semakin langka dan harganya yang melonjak tinggi.
PLTN milik BOPSCO hanya membutuhkan penggantian bahan bakar setiap 2
tahun sekali. Ini berarti proses produksi listrik tidak akan terganggu oleh pasokan
bahan bakar.
4.3 Bahan Baku dan Penggunaannya
Bahan Baku Kebutuhan Sumber
UO2 diperkaya 4,2%Awal Operasi = 163 Ton
Refueling per 2 tahun = 68,5 Ton
Global Nuclear Fuels-
Japan
Tabel 4. Kebutuhan Bahan Bakar
Reaktor yang digunakan oleh BOPSCO adalah ESBWR. ESBWR memiliki spesifikasi
bahan bakar yaitu UO2 dengan tingkat pengayaan 4,2%, dilapisi cladding dari bahan
zircaloy. Kemudian disusun dalam batang bakar berdiameter 1,026 cm dan disusun
dengan susunan 10 x 10 dalam assembly. Setiap assembly tersusun dari 92 buah batang
bakar dan tiap assembly membutuhkan 144 kg UO2. Dalam teras reaktor ESBWR sendiri
memiliki jumlah assembly sebanyak 1132 buah. Sehingga untuk kebutuhan bahan bakar
reaktor ESBWR, adalah 1132 assembly x 144 kg/assembly = 163.008 kg UO2 atau
sekitar 163 Ton untuk awal reaktor beroperasi dan untuk refueling setiap 24 bulan sekali
sebanyak 42% x 163.008 kg = 68.463,36 kg UO2 atau sekitar 68,5 Ton.
Gambar 3. Susunan Bahan Bakar ESBWR
Gambar 4. Tampang Melintang Teras Reaktor ESBWR
Kebutuhan bahan bakar ini dipenuhi oleh pasokan bahan bakar nuklir dari vendor bahan
bakar nuklir yaitu Global Nuclear Fuels-Japan yang telah bekerja sama dengan General
Electric selaku vendor dari ESBWR.
4.4 Kapasitas Produksi
Kapasitas produksi listrik yang mampu disuplai oleh BOPSCO sebesar 1500MW, sesuai
dengan spesifikasi dari reaktor ESBWR.
4.5 Rencana Pengembangan Produksi
Strategi dan tahap – tahap rencana pengembangan produksi:
Peningkatan Efisiensi turbin dan generator.
Meningkatkan teknologi reaktor seiring waktu berjalan guna peningkatan aspek
keselamatan dan efisiensi.
Pembangunan Power Station di Pulau lain.
5. ANALISIS ASPEK SUMBER DAYA MANUSIA
Analisis sumber daya manusia dibutuhkan agar setiap pekerja yang terlibat dalam
pelaksanaan operasi perusahaan Bopsco ditempatkan sesuai dengan potensi yang mereka
miliki. Pengklasifikasian bidang kerja ini didasarkan pada sifat pekerjaan yang akan
dilaksanakan. Pembagian tersebut antara lain:
a. Bidang Operasi
Menangani segala sesuatu yang berkaitan dengan sistem operasi reaktor. Bidang operasi
sendiri dibagi menjadi beberapa sub bidang, yaitu:
1. Sub Bidang Keselamatan Reaktor
2. Sub Bidang Keselamatan Paparan Radiasi
3. Sub Bidang Operasi Reaktor (Sistem operasi primer dan sekunder).
b. Bidang Produksi
Bidang produksi bertugas untuk menangani semua kegiatan produksi. Mulai dari
pengadaan bahan bakar hingga produk listrik sampai di jaringan interkoneksi. Bidang
produksi dibagi menjadi beberapa Sub bidang, yaitu:
1. Sub Bidang Manajemen Bahan Bakar Reaktor
2. Sub Bidang Manajemen Limbah.
c. Bidang Marketing
Bidang marketing merupakan bidang yang bertugas untuk melakukan pemasaran produk.
Bidang ini wajib melaksanakan analisis pasar dan rencana pengembangan pangsa pasar.
Bidang marketing membawahi beberapa sub bidang, yaitu:
1. Sub Bidang Analisis Pasar dan Pemasaran
2. Sub Bidang Pengembangan Usaha
3. Sub Bidang Keuangan
d. Bidang HRD
Menangani semua urusan yang berkaitan dengan sumber daya manusia yang bekerja di Pt
Bopsco. Tugas rutin yang harus dilaksanakan adalah:
1. Analisis Sumber Daya Manusia
2. Pengembangan dan Pelatihan Sumber Daya Manusia
3. Analisis Lingkungan Bisnis
Pembagian SDM pada setiap bidang kerja yang ada didasarkan pada Keunggulan dan
kompetensi SDM.
5.1 Analisis Kebutuhan dan Pengembangan SDM
Dalam menjalankan bisnis di bidang energy, BOPSCO akan terus meningkatakan
kualitas produk dan pelayaanan. Selain itu dalam jangka panjang tidak menutup
kemungkinan BOPSCO akan mengadakan pengembangan usaha. Oleh karena itu
dibutuhkan analisis yang mendalam mengenai kebutuhan SDM dan potensi SDM yang
akan menangani ekspansi bisnis tersebut. Hasil analisis ini menjadi dasar pengembangan
SDM dan rencana pengembangan SDM.
Seiring dengan perkembangan perusahaan dan usaha maka kebutuhan akan SDM yang
bekerja di BOPSCO juga akan mengalami perubahan, oleh karena itu dibutuhkan analisis
mendalam mengenai kebutuhan dan pengembangan SDM. Analisis kebutuhan SDM
dilakukan dengan kajian mengenai kebutuhan SDM di bidang bidang perusahaan.
5.2 Rencana Kebutuhan Pengembangan SDM
Rencana pengembangan SDM dirancang dengan menggunakan dasar hasil analisis
kebutuhan pengembangan SDM dan pengembangan usaha yang akan dilaksanakan oleh
perusahaan. Rencana kebutuhan pengembangan SDM meliputi:
a. Penambahan jumlah SDM
Penambahan ini perlu dilaksanakan seiring dengan pengembangan bidang usaha dan
produksi BOPSCO. Penambahan jumlah SDM dipusatkan pada bidang operasi dan
produksi. Hal ini dikarenakan, pengembangan usaha yang dilakukan BOPSCO akan
menambah pula unit unit produksi. Penambahan jumlah SDM dilakukan dengan
tujuan agar terdapat pembagian unit kerja yang jelas dan memastikan paparan radiasi
yang diterima oleh pekerja radiasi tidak melebihi batas yang ditentukan.
b. Peningkatan Kualitas SDM
Disamping penambahan jumlah SDM, BOPSCO juga akan meningkatkan kualitas
SDM melalui berbagai pelatihan maupun beasiswa S2 bagi karyawan yang
berprestasi. Peningkatan kualitas SDM ini dilakukan dengan tujuan meningkatkan
kualitas kerja bagi setiap Karyawan maupun pekerja radiasi BOPSCO.
Pengembangan SDM ini disesuaikan dengan kondisi perusahaan. Dilakukan dengan
cara menjalin kerjasama dengan lembaga pelatihan maupun universitas yang
memiliki akreditasi baik dalam bidang nuklir.
6. RENCANA PENGEMBANGAN USAHA
6.1 Dalam Dua Tahun Pertama
6.1.1 Strategi pemasaran
- Pengembangan wilayah distribusi
6.1.2 Strategi produksi
- Peningkatan produktivitas tenaga kerja
6.1.3 Strategi organisasi dan SDM
- Penarikan tenaga kerja
- Pelatihan tenaga kerja
6.1.4 Strategi keuangan
- Pencarian investor untuk pengembangan usaha
- Pengendalian sistem keuangan
No Kegiatan
Bulan
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
1
2
3
4
Perekrutan
Training
Pengendalian sistem
keuangan
Pembelian
transportasi limbah
v
v
v
v
v
v
v
v
v
v v
v
Tabel 5. Rencana Pengembangan Usaha Dua Tahun Pertama
6.2 Dalam Tahun ke Dua Sampai ke Lima
Pada 2 tahun ke dua, kami mulai fokus pada pengembangan intern perusahaan. Dimana
pada awal usaha kami, tidak adanya pemasukan yang akan didapat sampai 10 tahun
pertama. Sehingga pengembangan usaha kami hanya sebatas sampai pemaksimalan
fasilitas pendukung pra dan saat produksi. Pemaksimalan fasilitas yang di maksud adalah:
1. Pengembangan SDM dari perusahaan dengan mendirikan LITBANG yang
diharapkan mampu merumuskan proses pengembangan SDM secara maksimal.
2. Anggaran training untuk karyawan yang lebih dimaksimalkan. Proses training ini
dapat berupa tingkatan. Artinya, pegawai yang berprestasi dapat menikmati
fasilitas training sampai ke luar negeri, dan yang tidak hanya sebatas dalam negeri.
Hal inidiharapkan dapat mendorong tingkat persaingan positif antar karyawan.
3. Melaksanakan proses administrasi yang lebih baik. 10 tahun pertama merupakan
hal yang paling rentan karena pada saat ini, perusahaan masih dalam tahap
pembangunan reaktor, sehingga butuh managemensi dan pelobian dengan seluruh
investor yang lebih baik. Salah satunya dengan menyewa jasa penerjemah dan
transportasi ke setiap investor dalam dalam luar negeri agar hubungannya tetap
baik hingga perusahaan dapat berjalan secara stabil.
4. Mendirikan divisi transportasi sendiri yang diharapkan dapat meningkatkan
performa kelancaraan stok bahan baku, hasil produk, maupun limbah produksi.
6.3 Setelah Mencapai BEP
Setelah mencapai BEP dan sudah memiliki keuntungan stabil, maka perusahaan kami
akan melakukan pengembangan yang bersifat “mengembangkan sayap”. Salah satunya
dengan metode holding company yaitu sebuah perusahaan yang memiliki kondisi
keuangan yang kuat dan dapat memiliki perusahaan-perusahaan lain dengan membeli
saham-sahamnya. Perusahaan yang telah dibeli saham-sahamnya tersebut tidak lagi
memiliki kekuasaan apa-apa dan semua kebijakan ditentukan oleh holding company.
Target holding company kami adalah saham dari beberapa perusahaan yang bergerak di
bidang energy dan segala penunjangnya. Hal ini dilakukan agar perusahaan BOPSCO
dapat menjadi perusahaan energi yang mandiri dan mampu menguasai perdagangan
energi terutama listrik. Adapun targetnya adalah:
1. PT. INDONESIA POWER.
Merupakan perusahaan dengan pembangkitan energy terbesar dan tertua di Jawa-Bali.
Dengan 9 distrik pembangkitan se-Jawa Bali. Energi yang digunakan adalah
pembangkit tenaga air, batubara, dan panas bumi. Indonesia Power dipilih, agar dapat
mengontrol penjualan sumber energi lain selain nuklir dan penguasaan penjualan
energy Jawa Bali yang merupakan pangsa pasar terbesar.
2. PT. KOGINDO DAYA BERSAMA. Merupakan perusahaan di bidang jasa pelayanan
dan manajemen energi dengan penerapan konsep cogeneration and distributed
generation. Perusahaan ini dipilih agar nantinya energi yang dihasilkan reaktor milik
BOPSCO dapat ter-manage dengan baik dan dikelola oleh holding company kami
dalam satu managemensi. Saat ini 99,9% sahamnya dikuasai oleh PT. Indonesia
Power.
3. PT. ARTA DAYA COALINDO. Merupakan perusahaan yang bergerak di bidang
usaha perdagangan batubara. Hal ini dilakukan karena salah satu pembangkit listrik
lain di Indonesia yang menyuplai listrik dalam skala besar adalah PLTU batubara.
Maka dengan memiliki saham di perusahaan ini BOPSCO dapat mengontrol
perdagangan batubara sebagai energi pesaing dari PLTN sehingga para pesaing juga
dapat dikontrol.
6.4 Dua Puluh Satu Tahun Setelah Operasi
Setelah dua puluh satu tahun beroperasi, BOPSCO akan mulai memikirkan untuk
membangun reaktor di daerah lain. Kemungkinan reaktor akan di bangun di pulau
lain dengan melihat kebutuhan pasar dan kemungkinan pertumbuhan industri di
berbagai daerah kedepannya. Dengan asumsi setelah 8 tahun beroperasi, BEP
terpenuhi. Lalu tahun-tahun berikutnya BOPSCO mencoba untuk menguasai pasar
produsen energi listrik, baru setelah 21 tahun BOPSCO mencoba untuk
membangunreaktor lainnya untuk memenuhi kebutuhan pasar dalam dan luar negeri
yang memungkinkan dengan bantuan jaringan listrik interkoneksi antar negara.
7. ANALISIS DAMPAK DAN RESIKO USAHA
7.1 Analisis Dampak
7.1.1 Dampak Positif
1. Peluang Membuka Usaha Baru
Dengan dibangunnya PLTN di wilayah Kalimantan Timur akan membuka
peluang usaha baru bagi masyarakat sekitar, baik berjualan makanan atau
kebutuhan lain dikarenakan dengan dibangunnya PLTN akan mendatangkan
banyak pendatang baru baik dalam tahap konstruksi, pra konstruksi, maupun
operasi. Hal ini akan sangat menguntungkan bagi masyarakat sekitar
2. Adanya Rekruitmen Tenaga Kerja
PLTN membutuhkan banyak tenaga kerja baik engineer, administrasi, tenaga ahli,
teknisi, sampai pekerja lapangan. Bagi masyarakat sekitar yang memenuhi
kualifikasi untuk pekerjaan strategis maka dapat memasuki posisi strategis dalam
perusahaan/proyek. Namum bagi masyarakat yang tidak memenuhi kualifikasi
(pendidikan rendah) maka dapat dipekerjakan sebagai pegawai lapangan seperti
security atau driver.
3. Kenaikan Pendapatan Daerah dan Pendapatan Per Kapita Penduduk
Meningkatnya peluang usaha dan kesempatan lapangan pekerjaan baru otomatis
akan meningkatkan pendapatan per kapita penduduk. Selain itu, daerah setempat
juga diuntungkan dengan pemasukan pajak daerah yang akan dibayarkan ketika
proyek ini terlaksana.
7.1.2 Dampak Negatif dan Mitigasinya
1. Polusi Udara, Air, Tanah, dan Suara
Polusi udara, air, tanah, dan suara yang ditimbulkan mulai dari tahap pra
konstruksi, konstruksi, dan operasi tidak dapat dihindarkan dalam sebuah proyek
besar. Mengenai hal ini tindakan dari perusahaan adalah meminimalisir dampak
dan membuat keseimbangan ekosistem yang baru.
2. Menurunnya Tingkat Kesehatan Masyarakat
Menurunnya tingkat kesehatan masyarakat akibat adanya proyek juga
diprediksikan akan terjadi. Tindakan perusahaan untuk memitigasi dampak ini
adalah dengan menyediakan fasilitas pengobatan gratis dan penyuluhan-
penyuluhan kesehatan serte pengecekan kesehatan gratis oleh tim medis yang
berkompeten. Selain itu khusus bagi para pekerja dan karyawan PLTN akan
mendapatkan tambahan nutrisi khusus untuk menjaga kesehatan.
3. Menurunnya Populasi Biota
Populasi biota baik yang berada di darat maupun laut dimitagsi dengan membuat
ekosistem buatan dan menyeimbangkan ekosistem yang terpaksa terganggu akibat
adanya proyek.
4. Kenaikan Tekanan Penduduk
Kenaikan tekanan penduduk dimitigasi dengan menyediakan seluas-luasnya
lapangan pekerjaan untuk masyarakat setempat. Selain itu perusahaan juga akan
mendirikan “Create City” di wilayahn sekitar PLTN dibangun yang didalamnya
terdapat berbagai fasilitas layaknya sebuah kota normal: sekolah, pusat
perbelanjaan&rekreasi, taman hiburan, dsb. Hal ini dimaksudkan untuk
mengurangi tekanan penduduk.
5. Bahaya Kontaminasi Radiasi
Karena PLTN yang dibangun adalah PLTN generasi reactor maju, maka tingkat
keamanan terhadap bahaya kontaminasi radiasi sangatlah kecil. Namun sebagai
tindakan pencegahan, perusahaan menetapkan batas-batas tertentu bagi PLTN
yang merupakan restricted area bagi masyarakat umum. Dengan demikian
potensi bahaya kontaminasi radiasi akan semakin kecil. Apabila terjadi
kontaminasi, maka akan dilakukan dekontaminasi seperti yang telah ditetapkan
oleh peraturan IAEA.
7.2 Analisis Resiko Usaha
7.2.1 Resiko Usaha
1. Kenaikan harga bahan bakar
Bahan bakar nuklir adalah barang yang jumlahnya terbatas sedangkan jumlah
reaktor nuklir cenderung bertambah sehingga kebutuhan akan bahan bakar nuklir
juga meningkat yang akan menyebabkan kenaikan harga bahan bakar nuklir.
2. Biaya pengolahan limbah yang besar
Limbah radioaktif dari reaktor nuklir adalah masalah yang selalu menjadi polemik
saat ini regulasi di Indonesia mengharuskan limbah nuklir di simpan di PTLR dan
biaya untuk penyimpanannya cukup mahal.
3. Terjadinya kecelakaan nuklir
Meskipun resiko terjadinya kecelakann nuklir sangat kecil karena sudah di
antisipasi dengan sistem keamanan yang baik. Namun jika terjadi kecelakaan
nulir maka kerugian yang diakibatkan akan sangat besar
7.2.2 Antisipasi Resiko Usaha
1. Membuat kontrak jangka panjang
Dengan membuat kontrak jangka panjang maka harga bahan bakar akan sesuai
dengan harga yang telah di sepakati pada jangka waktu tertentu.
2. Membuat fasilitas pengolahan limbah yang baik
Dengan membuat fasilitas pengolahan limbah yang baik akan dapat mereduksi
volume limbah radioaktif yang akan di kirim ke PTLR sehingga akan mengurangi
biaya penyimpanan limbah.
3. Membeli asuransi
Dengan memasang asuransi kecelakan nuklir maka jika terjadi kecelakaan nuklir
maka semua biaya akan di tangung oleh perusahaan asuransi. Meskipun biaya
polis yang harus di tangung secara periodiknya cukup besar namun akan lebih
baik daripada harus menangung biaya kecelakaan.
8. ANALISIS KEUANGAN
8.1 Kurs Rupiah dan Inflasi
Perhitungan pergerakan kurs rupiah terhadap dollar penting untuk dilakukan terutama
karena perusahaan BOPSCO mengimport bahan bakar dari negara lain. Dalam hal ini,
perusahaan BOPSCO menggunakan data nilai tukar rupiah terhadap dollar dari tahun
2001 hingga Mei 2012.
Tahun Harga Dollar
2001 10,255
2002 9,049
2003 10,260
2004 10,263
2005 9,830
2006 9,200
2007 9,400
2008 9,529
2009 10,302
2010 9,169
2011 8,900
2012 9,000
Tabel 6. Nilai tukar rupiah terhadap dollar US 2001-2012 (Mei)
Kemudian perusahaan kami mengasumsikan setiap tahun terjadi depresiasi (pelemahan)
nilai tukar rupiah terhadap dollar Amerika sebesar 2%. Perhitungan penguatan nilai
tukar tidak dilakukan dikarenakan apabila terjadi penguatan maka sudah pasti kami
akan meraup keuntungan. Jadi disini kami hanya menghitung skenario terburuk per tahun
(dalam kasus ini kami menghitung 10 tahun ke depan).
Tabel 7. Perhitungan Depresiasi Kurs 2%.
8.2 Kebutuhan Dana Beserta Sumber Dana
Dana yang dibutuhkan pada permulaan tahun proyeksi industri ini adalah sebesar
Rp54.494.787.372.940,- (lima puluh empat triliun empat ratus sembilan puluh empat
miliar tujuh ratus delapan puluh tujuh juta tiga ratus tujuh puluh dua ribu sembilan ratus
empat puluh rupiah) dengan perincian sebagai berikut:
Tahun Harga Dollar
2013 9,180
2014 9,364
2015 9,551
2016 9,742
2017 9,937
2018 10,136
2019 10,339
2020 10,546
2021 10,757
2022 10,972
8.2.1 Biaya Pra-Operasi
No Variabel Biaya
1 Perizinan
1.1 Izin Tapak Rp371,150,000.00
1.2 Izin Konstruksi Rp774,150,000.00
1.3 Izin Komisioning Rp267,750,000.00
2 Studi Kelayakan Rp10,000,000.00
3 Litbang Produk Rp5,000,000.00
4 Uji Coba Proses Rp25,000,000.00
Total Rp1,453,050,000.00
Tabel 8. Estimasi Biaya Pra-Operasi.
8.2.2 Biaya Aktiva
Tabel 9. Estimasi Biaya Aktiva Tahun ke-0.
8.2.3 Biaya Modal Kerja
Variable Costs
Site Staff Cost (salaries) $36,216,544
Offsite Staff Cost (salaries) $3,525,600
Staff Overtime (Note 2) (7.5%) $2,980,661
Staff Retirement and Benefits (38.5%) $15,300,725
Staff Bonus and Incentives (8%) $3,179,372
Staff Payroll Tax (7.7%) $3,289,656
Insurance $5,014,000
Materials, Supplies, Services & Upgrades $15,000,000
Administrative & General Cost Overhead $3,000,000
Depreciation Expense Site Service (Outage Electrical) $82,475
Routine O&M Cost $87,589,033
Cost Per Net MWe $7.16
Tabel 10. Estimasi Biaya Modal Kerja
8.2.4 Biaya Modal Bahan Baku
Tabel 11. Biaya Baku Tahun ke-1
Keterangan:
1. Untuk Biaya Perizinan (Izin Konstruksi, Izin Tapak, dan Izin Komisioning) diperoleh
dari Peraturan Pemerintah Republik Indonesia Nomor 27 Tahun 2009 (tercantum
pada aspek hukum).
2. Untuk Biaya pembelian lahan diperoleh dari perhitungan kebutuhan lahan dimana
berdasarkan data IAEA untuk pembangunan reaktor daya 1500 MWe dibutuhkan
lahan dengan radius 5 Km atau setara dengan luas lahan sebesar 78,5 Km2 dimana
harga 1 m2 kami perhitungkan sebesar Rp 25.000,00.
3. Untuk Biaya Bangunan dan Infrastruktur berdasarkan datasheet dari reaktor ESBWR
dengan perincian biaya tersebut termasuk:
a. Buildings, Structures, & Improvement on site
b. Reactor Plant Equipment
c. Turbine Plant Equipment
d. Electrical Equipment
e. Water intake and heat rejection plant
f. Miscellaneous plant equipment
g. Special materials
4. Biaya konstruksi jalan diasumsikan hanya pengaspalan jalan dengan kategori
sebagai jalan lingkungan dengan 8 m dimana biaya pengaspalan per m2 adalah
Rp 56,000.00 dan diasumsikan 10 km2 yang diaspal.
5. Biaya bahan baku tersebut adalah untuk tahun 2 operasi.
6. Perhitungan Gaji Pegawai berdasarkan data IAEA – ESBWR untuk 700
pekerja Onsite dan Offsite.
8.2.5 Rekapitulasi Kebutuhan Dana
Tabel 12. Estimasi Kebutuhan Dana.
Untuk memenuhi besarnya kebutuhan dana investasi ini, perusahaan kami menggunakan
pinjaman bank dalam negeri dan biaya saham dengan komposisi sebagai berikut:
Tabel 13. Skenario Sumber Dana
60.56
39.44
Modal pribadiSaham
Diagram 1. Skema Pendanaan
8.3 Analisis Hasil Usaha
Perusahaan kami berencana hanya menjual 1000 MWe kepada konsumen sedangkan 500
Mwe diasumsikan untuk mencukupi kawasan reaktor. Harga jual listrik kami adalah Rp
1,040.00/Kwh. Karena pada tahun 1 perusahaan kami masih menggantungkan modal
biaya tenaga kerja dan bahan baku pada modal pemegang saham maka perhitungan laba
rugi dimulai pada tahun ke-2 dengan asumsi harga bahan baku dan biaya operasional naik
2% setiap tahun sedangkan gaji pegawai naik 10% per tahun. Oleh karena itu untuk
mengatasi hal ini maka perusahaan kami menaikkan harga jual 10% per tahun. Kenaikan
sebesar ini dilakukan jika dan hanya jika terjadi kenaikan bahan baku dan perubahan kurs
dollar terhadap indonesia serta kenaikan gaji pegawai. Laba bersih pada tahun ke-2
adalah IDR 5,589,260,496,572.700 (lima triliun lima ratus delapan puluh sembilan miliar
dua ratus enam puluh juta empat ratus sembilan puluh enam ribu lima ratus tujuh puluh
dua dan tujuh ratus sen rupiah) dengan mengasumsikan biaya-biaya seperti biaya
penyusutan dan amortisasi sebagai berikut:
Variabel Biaya Biaya InvestasiBiaya Penyusutan dan AmortisasiPenyusutan Bangunan dan Infra 0.05% 22,750,000,000.00IDR 45,500,000,000,000.00IDR Penyusutan Mesin 0.15% 1,173,900,000.00IDR 782,600,000,000.00IDR Penyusutan Inventaris Kantor 5% 17,000,000.00IDR 340,000,000.00IDR Penyusutan Kendaraan 4% 106,000,000.00IDR 2,650,000,000.00IDR Penyusutan Prasarana 0.1% 560,800,000.00IDR 560,800,000,000.00IDR Amortisasi Biaya Pra-Operasi 5% 72,652,500.00IDR 1,453,050,000.00IDR Total 24,680,352,500.00IDR
Tabel 14. Estimasi Biaya Penyusutan dan Amotisasi.
Sedangkan untuk biaya non operasi lainnya diambil dari 1.5% laba operasi dan suku
bunga dari Bank adalah sebesar 2.2% serta untuk pajak disesuaikan dengan peraturan
yakni sebesar 30% maksimal untuk usaha dengan penghasilan lebih besar dari satu miliar
rupiah. Bahan bakar yang digunakan hanya diganti 2 tahun sekali, itu pun hanya sebesar
42%. Perusahaan kami membeli setengah bagiannya (21%) per tahun untuk menghindari
harga jatuh karena kelangkaan maupun inflasi dan depresiasi.
Untuk rincian skenario dimana setelah tahun pertama diasumsikan mengalami inflasi dan
depresiasi dengan ketentuan sebagai berikut:
1. Bahan Bakar naik 2% per tahun.
2. Biaya Gaji pegawai naik 10% per tahun.
3. Biaya penyusutan naik 2% per tahun.
4. Biaya non operasi naik 1.5% per tahun.
Untuk mengatasi permasalahan di atas maka kami memutuskan untuk menaikkan harga
jual per tahunan sebesar 10% dari biaya tahun pertama. Peningkatan ini diperlukan untuk
mengantisipasi inflasi yang menaik drastis.
8.4 Analisa Break Even Point, NPV, IRR dan Cash Flow
Break Even Point dilakukan untuk mengetahui pencapaian produksi minimal dengan
keadaan tidak untung dan tidak rugi. Artinya hal ini menekankan agar perusahaan tidak
rugi produksi saja. Dalam studi terhadap perusahaan kami, kami menentukan break even
point dalam bentuk per 10 tahun kajian. Hal ini dilakukan karena kami tidak mungkin
menghitung BEP tanpa menghitung produksi tahun berikutnya yang artinya perhitungan
BEP dengan floating. Selain Break Even Point, perusahaan kami juga membuat aliran
kas, NPV, dan IRR. Dari data arus kas kami dari 0-5 tahun dapat dilihat bahwa posisi
saldo setiap tahunnya sangat menarik. Selain itu dari proyeksi laba-rugi terlihat setiap
tahun kami memiliki laba bersih yang terus meningkat setiap tahunnya (dapat diilihat dari
estimasi perhitungan 2 - 5 tahun). NPV (Net Present Value/ Nilai Tunai Bersih Sekarang)
yang telah dihitung dengan melibatkan discount factor sebesar 19.20% menunjukkan
bahwa untuk proyeksi 0 - 10 tahun nilainya positif sehingga layak untuk diterima. Selain
itu tingkat pengembalian internal (IRR) kami untuk proyeksi 12 tahun tercatat 4.4% yang
berarti lebih besar dari biaya modal rata-rata. Sebagai penutup, rangkuman yang dapat
kami berikan adalah:
- Dari segi proyeksi laba rugi, setiap tahun terjadi peningkatan laba.
- NPV > 0 yang artinya proyek ini layak diterima.
- IRR yang sangat besar yakni 4.4% yang berarti lebih besar dari biaya modal rata-rata
yang cukup untuk menjamin keberlangsungan perusahaan kami.
- BEP yang dapat dicapai dalam waktu singkat yakni sekitar 7.56 tahun.
- Laporan aliran kas dengan proyeksi 2 - 5 tahun yang cukup menggiurkan dimana
setiap tahun terjamin adanya saldo dalam jumlah yang besar.
8.5 Pembagian Saham
Kebutuhan dana:
Sumber Dana Jumlah (Rp) Persentase (%)Pinjaman Bank 33,000,000,000,000IDR 60.56Saham 21,494,787,372,940IDR 39.44Total 54,494,787,372,940IDR 100.00
Saham yang disetor:
Variabel JumlahModal disetor 21,494,787,372,940IDR Nominal per lembar saham 10,000IDR Jumlah lembar saham 2,149,478,737
Sesuai dengan tren 5 tahun ke depan dimana laba kita senantiasa naik, maka jumlah
saham pemilik yang dilepas ke pasaran akan dijual dengan tingkat harga 15 ribu per
lembar dimana keuntungannya akan dibagikan kepada pemilik saham dalam bentuk
saham tambahan dengan pembagian per 1000 lembar akan mendapat tambahan 100
lembar. Tetapi perlu diingat bahwa penambahan saham tambahan tidak merubah
persentase kepemilikan saham, persentase itu tetap hanya jumlah lembarnya bertambah.
LAMPIRAN 1.
Proyeksi Laporan Arus Kas Tahun 2-5
Tabel di atas merupakan proyeksi laba dengan inflasi dan depresiasi kurs. Skenario pembelian bahan bakar perusahaan kami dipisah menjadi
pembelian per tahun atau sekitar 21% untuk mengantisipasi inflasi yang drastis dan mengganggu neraca kas.
37
Lampiran 2.
Proyeksi Laporan Arus Kas Tahun 2-5 lanjutan
Arus kas yang dilihat adalah yang dimulai dari tahun ke-2 karena pada tahun ke-1 perhitungan tanpa memperhitungkan biaya pembelian
bahan baku dan tenaga kerja karena membutuhkan biaya dari pemegang saham.
38
Lampiran 3.
Laba Rugi Tahun 2 - 5
No Keterangan 1 2 3 4 51 Penjualan 8,985,600,000,000.00IDR 9,884,160,000,000.00IDR 10,081,843,200,000.00IDR 10,283,480,064,000.00IDR 10,489,149,665,280.00IDR 2 Harga Pokok Penjualan 100% BB 21% 21% 21% 21%
a. Pemakaian Bahan Baku Piutang (1,045,308,209,400.00)IDR (1,066,214,373,588.00)IDR (1,087,538,661,059.76)IDR (1,109,289,434,280.96)IDR b. Biaya Staf O & M Piutang (884,474,055,234.00)IDR (972,921,460,757.40)IDR (1,070,213,606,833.14)IDR (1,177,234,967,516.45)IDR
Total Harga Pokok Penjualan -IDR (1,929,782,264,634.00)IDR (2,039,135,834,345.40)IDR (2,157,752,267,892.90)IDR (2,286,524,401,797.41)IDR 3 Laba Kotor 8,985,600,000,000.00IDR 7,954,377,735,366.00IDR 8,042,707,365,654.60IDR 8,125,727,796,107.10IDR 8,202,625,263,482.59IDR 4 Biaya Operasi Lainnya
a. Biaya Operasional (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR b. Biaya Penyusutan dan Amortisasi (24,680,352,500.00)IDR (25,173,959,550.00)IDR (25,677,438,741.00)IDR (26,190,987,515.82)IDR (26,714,807,266.14)IDR Total Biaya Operasi Lainnya (24,730,352,500.00)IDR (25,223,959,550.00)IDR (25,727,438,741.00)IDR (26,240,987,515.82)IDR (26,764,807,266.14)IDR
5 Laba Operasi 8,960,869,647,500.00IDR 7,929,153,775,816.00IDR 8,016,979,926,913.60IDR 8,099,486,808,591.28IDR 8,175,860,456,216.45IDR 6 Biaya Non Operasi
a. Biaya Bunga 197,139,132,245.000IDR 174,441,383,067.952IDR 176,373,558,392.099IDR 178,188,709,789.008IDR 179,868,930,036.762IDR b. Biaya Non Operasi Lainnya (134,413,044,712.50)IDR (118,937,306,637.24)IDR (120,254,698,903.70)IDR (121,492,302,128.87)IDR (122,637,906,843.25)IDR Total Biaya Non Operasi 62,726,087,532.500IDR 55,504,076,430.712IDR 56,118,859,488.395IDR 56,696,407,660.139IDR 57,231,023,193.515IDR
7 Laba Sebelum Pajak 9,023,595,735,032.500IDR 7,984,657,852,246.710IDR 8,073,098,786,402.000IDR 8,156,183,216,251.420IDR 8,233,091,479,409.970IDR 8 Pajak (2,707,078,720,509.75)IDR (2,395,397,355,674.01)IDR (2,421,929,635,920.60)IDR (2,446,854,964,875.43)IDR (2,469,927,443,822.99)IDR 9 Laba Bersih 6,316,517,014,522.750IDR 5,589,260,496,572.700IDR 5,651,169,150,481.400IDR 5,709,328,251,375.990IDR 5,763,164,035,586.980IDR
39
Lampiran 4.
Laba Rugi Tahun 6 – 10
6 7 8 9 1010,698,932,658,585.600IDR 10,912,911,311,757.300IDR 11,131,169,537,992.500IDR 11,353,792,928,752.300IDR 11,580,868,787,327.400IDR
21% 21% 21% 21% 21%(1,131,475,222,966.57)IDR (1,154,104,727,425.91)IDR (1,177,186,821,974.42)IDR (1,200,730,558,413.91)IDR (1,224,745,169,582.19)IDR (1,294,958,464,268.10)IDR (1,424,454,310,694.91)IDR (1,566,899,741,764.40)IDR (1,723,589,715,940.84)IDR (1,895,948,687,534.92)IDR
(2,426,433,687,234.67)IDR (2,578,559,038,120.820)IDR (2,744,086,563,738.820)IDR (2,924,320,274,354.750)IDR (3,120,693,857,117.120)IDR 8,272,498,971,350.93IDR 8,334,352,273,636.500IDR 8,387,082,974,253.630IDR 8,429,472,654,397.590IDR 8,460,174,930,210.290IDR
(50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (50,000,000.00)IDR (27,249,103,411.46)IDR (27,794,085,479.69)IDR (27,521,594,445.574)IDR (28,072,026,334.485)IDR (27,796,810,390.030)IDR
(27,299,103,411.459)IDR (27,844,085,479.688)IDR (27,571,594,445.574)IDR (28,122,026,334.485)IDR (27,846,810,390.030)IDR 8,245,199,867,939.470IDR 8,306,508,188,156.810IDR 8,359,511,379,808.060IDR 8,401,350,628,063.100IDR 8,432,328,119,820.260IDR
181,394,397,094.668IDR 182,743,180,139.450IDR 183,909,250,355.777IDR 184,829,713,817.388IDR 185,511,218,636.046IDR (123,677,998,019.09)IDR (124,597,622,822.35)IDR (125,392,670,697.12)IDR (126,020,259,420.95)IDR (126,484,921,797.30)IDR 57,716,399,075.576IDR 58,145,557,317.098IDR 58,516,579,658.656IDR 58,809,454,396.442IDR 59,026,296,838.742IDR
8,302,916,267,015.040IDR 8,364,653,745,473.910IDR 8,418,027,959,466.720IDR 8,460,160,082,459.540IDR 8,491,354,416,659.000IDR (2,490,874,880,104.510)IDR (2,509,396,123,642.170)IDR (2,525,408,387,840.020)IDR (2,538,048,024,737.860)IDR (2,547,406,324,997.700)IDR 5,812,041,386,910.530IDR 5,855,257,621,831.730IDR 5,892,619,571,626.700IDR 5,922,112,057,721.680IDR 5,943,948,091,661.300IDR
40
Lampiran 5
Grafik Laba Rugi Tahun 2 - 10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 100
1000000000000
2000000000000
3000000000000
4000000000000
5000000000000
6000000000000
7000000000000
Tahun
Laba
Per
usah
aan
41
Lampiran 5
Perhitungan BEP
No. Keterangan Biaya1 Penjualan 8,985,600,000,000IDR 2 Biaya Variabel
a. Pemakaian Bahan Baku (15,128,176,700,000)IDR b. Biaya Tenaga Kerja (8,040,673,229,400)IDR Total Biaya variabel (23,168,849,929,400.00)IDR
3 Biaya Tetapa. Biaya Operasional (500,000,000.00)IDR b. Biaya Penyusutan dan Amortisasi (246,803,525,000.00)IDR Total Biaya Tetap (247,303,525,000.00)IDR
4 Pembayaran Cicilan Bank (44,550,000,000,000.00)IDR 4 Total Biaya Beban (67,966,153,454,400.00)IDR 5 BEP 67,966,153,454,400.00IDR 6 Revenue -IDR 7 BEP dalam hari 2723.008 BEP dalam tahun 7.56
Keterangan: Perhitungan BEP dengan perhitungan per 10 tahun dengan asumsi harga jual tetap dan semua biaya tidak mengalami kenaikan.
42
Lampiran 6
Proyeksi Nilai Tunai Bersih Sekarang (NPV) & Tingkat Pengembalian Internal (IRR)
No. Keterangan 0 1 2 3 4 5 Total1 Arus Kas Awal
Pinjaman Bank Lokal 33,000,000,000,000.00IDR Saham Investor 21,494,787,372,940.00IDR Total 54,494,787,372,940.00IDR
2 Arus Kas OperasionalLaba bersih 6,316,517,014,522.750IDR 5,589,260,496,572.700IDR 5,651,169,150,481.400IDR 5,709,328,251,375.990IDR 5,763,164,035,586.980IDR 29,029,438,948,539.80IDR Penyusutan (24,680,352,500.00)IDR (25,173,959,550.00)IDR (25,677,438,741.00)IDR (26,190,987,515.82)IDR (26,714,807,266.14)IDR (128,437,545,572.96)IDR Bunga 197,139,132,245.000IDR 158,626,727,067.952IDR 160,242,609,272.099IDR 161,735,141,686.608IDR 163,086,290,572.314IDR 840,829,900,843.97IDR Total 6,488,975,794,267.75IDR 5,773,061,183,190.65IDR 5,837,089,198,494.50IDR 5,897,254,380,578.42IDR 5,952,965,133,425.43IDR 29,949,345,689,956.70IDR
3 Arus Kas AkhirA. Nilai Sisa AktivaTanah 1,795,687,500,000.00IDR Bangunan dan Infrastruktur 41,632,500,000,000.00IDR Generator 716,079,000,000.00IDR Mobil 549,000,000.00IDR Motor 45,750,000.00IDR Truk 1,830,000,000.00IDR Pajak 5% (tanah dan Bangunan) 2,171,409,375,000.00IDR Total 41,975,281,875,000.00IDR
4 Total Arus kas (54,494,787,372,940.00)IDR 6,488,975,794,267.75IDR 5,773,061,183,190.65IDR 5,837,089,198,494.50IDR 5,897,254,380,578.42IDR 5,952,965,133,425.43IDR 5 Nilai Total Arus Kas (54,494,787,372,940.00)IDR 5,840,078,214,840.98IDR 5,195,755,064,871.59IDR 5,253,380,278,645.05IDR 5,307,528,942,520.58IDR 5,357,668,620,082.89IDR
Tahun
43
Lampiran 6a (lanjutan)
Proyeksi Nilai Tunai Bersih Sekarang (NPV) & Tingkat Pengembalian Internal (IRR)
NPVDiscount Rate = 15%NPV = Io + PV cash flow 57,071,259,710,336.00IDR NPV = Io + PV cash flow 2,576,472,337,396.05IDR k = 5% 2,853,562,985,516.80IDR k=4% (2,282,850,388,413.44)IDR Total 5,136,413,373,930.24IDR IRR 4.4%
44