09. PROBLEM In TOTAL SYSTEM Analysis

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 3
Arif Budiman, Dedy Rachmansyah, Elif Doska Marliska, Indrawan Nugrahanto

Pendahuluan

Pada studi keekonomian pembangkitan, dalam kerangka menerapkan prinsip “provide electricity at the lowest possible cost”, ditemukan beberapa tantangan yang memerlukan solusi dengan menggunakan Total System Analysis.

Analisis tersebut berlaku dari pembangkitan yang sederhana hingga pembangkitan untuk perluasan sistem dari unit-unit yang sudah ada dan retirement suatu unit.

Sistem pembangkitan merupakan suatu sistem yang berkembang;

artinya bahwa setiap unit pembangkitan yang baru harus dipilih berdasarkan sistem operasinya dan keekonomiannya yang sesuai demi konsistensi penerapan prinsip tersebut di atas.

Kesesuainya bukan hanya pada unit-unit yang sudah ada namun juga harus memperhitungkan unit-unit yang akan direncanakan di kemudian hari.

Oleh karena itu dibutuhkan simulasi sistem jangka panjang untuk pemilihan besarnya unit pembangkit dan tipe unit pembangkit yang akan dibangun.

Pemilihan Tipe Unit Pembangkit

Berdasarkan sumber energinya pembangkit dapat berupa:

• pembangkit nuklir
• fosil ataupun hydro. 

Akan tetapi secara garis besar tipe pambangkit dapat dikelompokkan berdasarkan model operasinya terhadap beban yaitu :

No.	Tipe Pembangkit	KARAKTERISTIK	Contoh Jenis Pembangkit
1	Baseload	·    Tidak dapat mengikuti perubahan beban ·    Proses start lama ·    Harga bahan bakar relatif murah ·    Dibangkitkan mendekati daya mampunya ·    Capacity factor 75-85%	PLTU, PLTN
2	Midrange	·    Tidak terlalu cepat mengikuti perubahan beban ·    Starting relatif lebih singkat dibanding untuk baseload ·    Harga bahan bakar relatif lebih mahal dibanding baseload	PLTGU
3	Peakload	·    Cepat mengikuti perubahan beban ·    Proses start cepat ·    Harga bahan bakar mahal ·    Dibangkitkan sebagai cadangan saat beban puncak ·    Capacity factor antara 0-20%	PLTG, PLTD

Idealnya untuk mendapatkan optimasi pembangkitan proses pembangkitan dapat dilakukan dengan membagi-bagi permukaan di bawah kurva lama beban (load duration curve) menjadi segmen-segmen yang dialokasikan pada setiap pusat manajemen kelistrikan, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1 di bawah ini.

Gambar 1. Kurva Durasi Beban Memperlihatkan Kapasitas Pembangkitan Di Tahun Ke-0

Akan tetapi dalam realitanya pembangkit yang bekerja pada baseload tidak selamanya bisa terus men-supply dalam satu tahun. Sehingga kurva lama beban tersebut harus diubah menjadi kurva lama pembangkitan (generation duration curve). Hal ini dapat dilihat pada Gambar 2 di bawah ini.

Gambar 2. Kurva Durasi Pembangkitan Memperlihatkan Kapasitas Pembangkitan Di Tahun Ke-0

Dari kurva durasi pembangkitan tersebut, biaya total pembangkitan tentu saja meningkat karena pembangkit yang diperuntukkan pada beban puncak (peak load) beroperasi lebih lama sehingga biaya bahan bakar akan naik.

Dengan adanya kasus seperti itu maka diperlukan sebuah solusi yaitu dengan menambah pembangkit yang memiliki biaya yang lebih rendah seperti pembangkit nuklir (PLTN). 

Jika diasumsikan ada pembangkit nuklir yang masuk dan memikul beban dasar (base load) maka pembangkit tersebut dapat mengisi daerah di bawah kurva tersebut seperti yang ditunjukkan pada Gambar 3 di bawah ini.

Gambar 3. Kurva Durasi Pembangkitan Dengan Adanya Pembangkit Baru

Dengan strategi tersebut setidaknya dapat mengurangi biaya pembangkitan total akan tetapi pemilihan strategi tersebut tetap harus mempertimbangkan hal-hal yang lainnya.

Mixed Pattern Operations : Economics & Optimization

Pada suatu studi kasus pengembangan yang melibatkan pembangkit turbin gas (PLTG), pembangkit combined-cycle dan pembangkit nuklir (PLTN), diperoleh suatu kurva investasi terhadap biaya bahan bakar yang dapat digambarkan pada Gambar 4 di bawah. 

Gambar 4. Karakteristik Biaya Pengembangan Unit Pembangkitan

Pembangkit tipe lain, apabila digambarkan tidak harus mengikuti kurva tersebut. 

Namun disini terlihat prinsip berikut. 

Prinsip pertama, “suatu bauran (mixture) dari beberapa tipe pembangkit akan lebih ekonomis bila dibandingkan dengan satu tipe”. 

Prinsip kedua, “suatu bauran (mixture) dari beberapa tipe pembangkit akan memberikan fleksibilitas operasi bila dibandingkan dengan satu tipe”.

Akan tetapi perlu diperhatikan bahwa besar pembangkit nuklir yang dibangun haruslah memperhatikan mengenai besar base load yang akan ditanggung. 

Apabila pembangkit yang dibangun terlalu besar dibanding dengan energi listrik untuk base load yang digunakan maka akan semakin besar biaya reserve sehingga akan tidak optimal secara biaya. 

Apabila suatu simulasi dilakukan mengenai besar PLTN yang harus di bangun ke dalam sistem maka akan terlihat hasil pada Gambar 5 di bawah ini.

Gambar 5. Grafik Besar Kapasitas PLTN Yang Efektif

Gambar di atas memperlihatkan kapasitas unit pembangkit yang paling efektif untuk PLTN sebesar 3.500 MW.

Simulasi ini dapat diterapkan pada jenis pembangkit lainnya dengan memperhatikan besaran net saving yang paling besar. Net saving merupakan pengurangan Fix Charges Saving dengan Production Cost Penalty. 

Pemilihan Besar Unit Pembangkit 

Plant cost akan mengalami penurunan untuk setiap MWh yang dihasilkan. Dalam batas tertentu, jika unit pembangkit yang dibangun semakin besar seperti terlihat pada Gambar 6 di bawah ini.

Gambar 6. Plant Cost Berdasarkan Besar Unit

Begitu pula dengan O&M Cost seperti terlihat pada Gambar 7 di bawah ini.

Gambar 7. Biaya O&M Terhadap Besar Unit

Meskipun semakin besar unit pembangkit yang dibangun memiliki Plant Cost dan O&M Cost yang lebih kecil, 

akan tetapi dalam membangun pembangkit perlu diperhatikan optimalisasi antara pilihan membangun pembangkit dengan hanya satu pembangkit besar atau beberapa pembangkit yang lebih kecil yang setara dengan satu unit pembangkit yang besar. 

Pembangunan beberapa pembangkit yang lebih kecil akan memperbesar biaya plant cost dan O&M cost, akan tetapi akan memperkecil reserve cost. 

Namun demikian, pada kondisi tertentu pembangunan satu pembangkit besar akan lebih menguntungkan dibandingkan dengan pembangunan beberapa pembangkit yang lebih kecil, misalnya dari satu pembangkit besar menjadi dua pembangkit dengan besar separuh dari apabila hanya akan dibangun satu pembangkit besar.

Apabila simulasi tersebut digambarkan, maka akan terlihat hubungan alternatif tersebut seperti Gambar 8 di bawah ini

Gambar 8. Prinsip Dari Optimalisasi Unit

Jadi penentuan tipe dan besar suatu unit pembangkit dilihat dari : 

• Karakteristik beban yang akan disuplai;
  Untuk pembangkit tipe beban dasar (base load) jangan sampai terlalu banyak sisa daya mampu yang dijadikan sebagai cadangan (reserve) yang diakibatkan karakteristik beban yang fluktuatif.
  
  Apabila pola beban sangat fluktuatif, maka diperlukan pembangkit yang dapat mengikuti beban sehingga menjadi tidak berguna membangun pembangkit base load dengan kapasitas yang sangat besar karena tidak mampu mengikuti beban.
• Memperhitungkan investasi awal (plant cost), biaya O&M dan reserve cost untuk memperoleh besar unit pembangkit yang paling optimal.
• Mempertimbangkan sistem transmisi yang tersedia;
  Apabila ingin membangun pembangkit, ketersediaan infrastruktur sistem transmisi dan kapasitas sistem transmisi yang telah ada perlu dicermati.
  
  Terkadang, biaya untuk transmisi juga harus diperhitungkan 

Pemberhentian Operasi (Retirement) Unit Pembangkit

Tujuan pembelajaran dalam hal pembangkitan adalah: 

untuk memilih jenis keekonomisan dan ukuran dari unit pembangkit dimasa mendatang, yang mana merupakan hasil analisis karakteristik dan pertumbuhan beban, yang digabungkan antara analisis atau perkiraan pemberhentian dari pembangkit, dimana unit pembangkit tersebut akan habis masa pakainya.

Jadwal dari unit pembangkit yang habis masa pakai disiapkan berdasarkan studi dari 20 tahun, dan progres dari pembelajaran unit diambil dari LOLP dan model kapasitas produksi. 

Hal ini merupakan cerminan dari kebutuhan sistem cadangan dan biaya produksi dan tidak terpengaruh oleh efek biaya kapital jika pemberhentiaan menjadi pilihan kasus yang dipelajari.

Perhitngan nilai NPV pada tahun pemberhentiannya, di rumuskan sebagai berikut :

dimana :  

A(y)   =  Annual ad valorem taxe and insurance

 T (y)  =  Anuual income tax

 r        =  discount rate

 n1      =  early retirement year

 n        =  normal retirement year

Pada kasus tertentu, mempensiunkan beberapa pembangkit lebih awal untuk menghemat biaya pajak bukanlah sesuatu yang memiliki efek besar untuk meningkatkan optimalisasi biaya pembangkitan, 

tetapi yang paling penting sebenarnya adalah dengan ketepatan penjadwalan masuknya pembangkit-pembangkit baru agar mencapai biaya pembangkitan yang optimal melalui perhitungan lebih lanjut dengan LOLP. 

Nilai fixed charge pembangunan pembangkit baru merupakan sebuah konsekuensi jika melakukan pensiun lebih awal pada suatu pembangkit, 

tetapi di sisi lain penggantian pembangkit baru akan menurunkan biaya bahan bakar dan biaya O&M, sehingga akan membuat optimal biaya pembangkitan.

Prosedur untuk menganilisa pemberhentian diawal kemungkinan dapat disimpulkan sebagai berikut:

1. Pengembangan pemberhentian unit sesuai dengan schedule nya 20 tahun 
2. Pengembangan pemberhentian unit disesuaikan dengan kehandalannya 
3. Untuk jadwal penambahan, memperhitungkan present worth (PW), biaya produksi, PW dari biaya produksi dan tingkat biaya tetap dari investasi baru. 
4. Mengeluarkan dari PW simpanan pajak di unit pemberhentian dari semua PW di rencana pemberhentian awal. 
5. Memiliki pilihan perencanaan yang paling rendah dari semua PW. 

Ada beberapa hal lain yang harus diperhatikan pada Total System Analysis selain dari bidang keteknikan tetapi juga karakteristik dari beban/pengguna energi listrik itu sendiri yang lebih ke arah kecenderungan sosial berupa perilaku penggunaan energi listrik. 

sehingga diharapkan, dengan mengetahui karakteristik beban maka pembangkit yang dipilih untuk pengembangan merupakan yang optimal, sehingga prinsip “provide electricity at the lowest possible cost” dapat dipenuhi.

Sumber :
Marsh, W. D. Diktat Electric Utility Power Generation Economics. New York: Clarendon Press-Oxford, University Press.

Artikel Terkait