06. System Reliability: RESERVES

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 4:

Catur Janhari, Chairy Wahyu Winanti, Irwan Wakhidiyanto

Sistem ketenagalistrikan memiliki fungsi dasar melayani pelanggan dengan listrik, baik besar ataupun kecil, dengan  seekonomis dan sehandal mungkin. Kehandalan dalam sistem ketenagalistrikan adalah kemampuan untuk menyediakan pasokan listrik dalam jangka waktu tertentu dalam masa operasional yang dijalani. 

Power System Reliability

Secara sederhana kehandalan sistem ketenagalistrikan dapat dibagi menjadi dua aspek, yaitu:

1. Kecukupan 
   Hal ini keterkaitannya dengan ketersediaan fasilitas yang memadai dalam sistem untuk memenuhi kebutuhan (load) pelanggan. Termasuk fasilitas untuk pembangkitan, transmisi dan sistem distribusi yang dibutuhkan untuk menghantarkan listrik yang dihasilkan hingga titik beban.
2. Keamanan 
   Hal ini keterkaitannya dengan respon sistem terhadap gangguan, termasuk gangguan yang bersifat lokal dan gangguan dengan cakupan lebih luas, serta kehilangan pembangkitan ataupun transmisi utama.

Gambar 1. Pembagian Zona Sistem Ketenagalistrikan

(sumber: Power System Reliability - Concept & Techniques, IEEE PES Distinguished Lecturer Program, by Dr. Lalit Goel, Nanyang Technological University)

Tipikal dari aspek probabilitas zona-zona tersebut adalah sebagai berikut:

1. Level Pembangkitan
   Tingkat forced outage dari sebuah pembangkit diketahui sebagai fungsi dari ukuran unit tersebut, sehingga presentase cadangan yang tetap (fixed percentage reserve) tidak dapat memastikan risiko secara konsisten.
2. Level Transmisi
   Tingkat kegagalan dari saluran udara merupakan fungsi dari panjangnya saluran, aspek desain, lokasi, lingkungan dan lain sebagainya. Oleh karena itu, risiko yang konsisten terhadap gangguan pasokan tidak dapat dipastikan dengan membangun jumlah minimum jaringan.
3. Level Distribusi
   Semua keputusan perencanaan dan operasi berdasarkan pada bagaimana teknik/pendekatan memperkirakan(forecasting) beban masa depan yang tidak dapat diperkirakan secara tepat, ketidakpastian akan selalu ada dalam perkiraan. Hal ini menyebabkan faktor yang bersifat statistik dinilai dengan cara probabilitas.

KEHANDALAN PEMBANGKIT

Kehandalan kapasitas pembangkitan didefinisikan dalam hal cukupnya kapasitas terpasang pembangkit untuk memenuhi beban sistem. 

Dalam sistem interkoneksi yang terdiri dari banyak unit pembangkit, maka kehandalan unit-unit pembangkit yang beroperasi dibandingkan dengan beban yang harus dilayani menggambarkan kehandalan sistem tersebut.

Loss-of-Load Probability (LOLP)

Loss of Load merupakan kondisi dimana pembangkit tidak dapat memenuhi kebutuhan beban. 

Sedangkan probabilitas kehilangan beban (LOLP) 

adalah metode yang dipergunakan untuk mengukur tingkat kehandalan dari suatu sistem pembangkit dengan mempertimbangkan kemungkinan terjadinya peristiwa sistem pembangkit tidak dapat mensuplai beban secara penuh.

Istilah probabilitas dalam LOLP kurang tepat karena kuantitas yang dihitung dalam LOLP dihitung secara matematis, nilai yang dapat diperkirakan bukanlah probabilitas.

Gambar 2
Perpotongan Kapasitas Daya dengan Kurva Lama Beban Untuk Perhitungan LOLP

"Semakin kecil nilai LOLP, semakin tinggi kehandalan sistem. Sebaliknya, makin besar nilai LOLP, makin rendah kehandalan sistem, karena hal ini berarti probabilitas sistem tidak dapat melayani beban yang makin besar."

Nilai LOLP dapat diperkecil 

dengan menambah daya terpasang atau menurunkan nilai Forced Outage Rate (FOR) unit pembangkit, karena dua langkah ini dapat memperkecil probabilitas daya tersedia.

Penentuan besarnya nilai LOLP dari suatu sistem harus mempertimbangkan besarnya peran penyediaan tenaga listrik pada sistem tersebut atau dengan kata lain berapa besar kerugian yang dialami pemakai energi listrik (konsumen) apabila terjadi interupsi atau gangguan penyediaan pasokan energi listrik.

FORCED OUTAGE RATE

Nilai kinerja pada unit pembangkit: 

diambil dari jumlah durasi gangguan unit per satuan waktu, biasanya dalam satu tahun, disebut dengan forced outage rate (FOR) yaitu kemungkinan terjadinya gangguan pada unit tersebut dalam persen atau angka desimal. 

Misalkan apabila sebuah unit pembangkit mempunyai FOR = 0,07 maka kemungkinan unit ini beroperasi adalah sesuai rumus availibility 99,93% atau 1- 0,07 (nilai FOR), sedangkan kemungkinan mengalami gangguan adalah 0,07 sesuai dengan nilai FORnya. 

Dengan demikian maka besarnya cadangan daya tersedia yang bisa diandalkan bergantung juga pada FOR unit-unit pembangkit. 

Makin kecil FOR nya makin tinggi jaminan yang didapat, sebaliknya makin besar FOR makin kecil jaminan yang didapat. 

Apabila sistem tenaga listrik terdiri dari beberapa pusat tenaga listrik maka tingkat jaminan tersedianya daya dalam sistem bergantung pada komposisi unit-unit pembangkit yang ada dalam sistem.

dengan

FOH : jumlah jam unit terganggu
SH : jumlah jam unit beroperasi

FOR Formula untuk beberapa pembangkit:

dengan

Nh : Jumlah jam dari pembangkit yang beroperasi

Contoh Sistem Dengan 3 Unit Pembangkit

Tabel 1. Data FOR Pembangkit

Menentukan banyak kombinasi yang terjadi dalam operasi sistem tenaga listrik sebagaimana persamaan berikut :

Banyak kombinasi = 2^n
Keterangan : n = banyaknya pembangkit 

Dengan empat unit pembangkit ada 2^3 = 8 kombinasi pembangkit yang bisa terjadi dalam operasi sistem ditinjau dari segi penyediaan daya. 

Setiap kombinasi dapat dihitung kemungkinan terjadinya dengan menggunakan FOR seperti pada tabel berikut;

Tabel 2. Kombinasi 4 Pembangkit

Perhitungan LOLP

Secara sederhana perhitungan LOLP dapat diilustrasikan dengan contoh sederhana berikut. 

Sistem terdiri dari tiga unit pembangkit dengan kapasitas masing-masingnya 10 MW dan laju kegagalan pembangkit ( failure of rate, FOR) masing-masingnya adalah 10%. 

Hasil perhitungan probabilitas kumulatif ditunjukan pada Tabel-3, singkatan Daya IN adalah unit pembangkit masuk sistem, yang mempunyai empat kemungkinan state space: yaitu 30, 20, 10 dan 0 MW. Sedangkan Daya OUT sebaliknya.

Tabel 3. Individual and Cumulative Probability

Kemudian berikut ini dinyatakan Load Duration Curve (LDC) dalam Gambar-3. 

Pada beban puncak, 

perpotongan dengan sumbu datar adalah t1=0 dengan probabilitas kumulatif P1 untuk state space pertama (daya OUT 0 MW), state space kedua (daya OUT 10 MW) berpotongan pada t2=6 jam dengan probabilitas kumulatif P2, state space ketiga (daya OUT 20MW) berpotongan pada t3=21 jam dengan probabilitas kumulatif P3 dan state space keempat (daya OUT 30 MW) berpotongan pada t4=24 jam dengan probabilitas kumulatif P4.

Gambar 3. Kurva Lama Beban

Kemudian harga LOLP dihitung berdasarkan persamaan berikut

dengan

Pi : probabilitas sistem dapat menyediakan daya tertentu (misal: a)
ti : lamanya ketersediaan daya tertentu (a)

Berdasarkan persamaan ini didapat indeks LOLP pada sistem adalah 

LOLP = Px0 + 0,271x6 + 0,028x21 + 0,001x24 = 2,238 jam/hari atau 34,036 hari/tahun. 

Indek LOLP = 34,036 hari/ tahun ini menyatakan kemungkinan pembangkit gagal melayani beban selama 34,036 hari dalam satu tahun. 

LOLP ini bukan menyatakan kegagalan total atau listrik padam semua, tetapi menyatakan kekurangan pasokan daya sehingga ada beban yang tidak dapat dilayani, yang dalam prakteknya berupa peadaman bergilir.


Sumber atau Daftar Pustaka:

1. Marsh, W. D. Diktat Electric Utility Power Generation Economics. New York: Clarendon Press-Oxford, University Press.
2. Goel, Lalit. 2011. Power System Reliability – Concepts & Techniques, IEEE PES Distinguished Lecturer Program. Singapore: Nanyang Technological University.
3. Keandalan Pembangkit, (Online), (http://dunia-listrik.blogspot.com/2009/05/keandalan-pembangkit.html, diakses 13 Oktober 2013)

05. System OPERATION

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 6
Ilham Budi, Rachmawati Agustin, Argianto, Difi Nuary

Analisis keekonomian pembangkitan menunjukkan sebuah proyeksi atau prediksi keekonomian dari operasi sistem pembangkitan dengan berbagai pilihan fasilitas pembangkitan di masa mendatang guna melayani beban yang ditentukan. Pada dasarnya, analisis ini merupakan simulasi atau dugaan atas operasi mendatang. Pengetahuan tentang prinsip-prinsip operasi sistem penting dikuasai untuk memperoleh hasil yang dapat dipercaya (credible results) oleh banyak pihak. 

KEHANDALAN OPERASI

Tujuan pertama dari sistem operasi pembangkitan tenaga listrik adalah memastikan kehandalan, yang berarti pasokan listrik terus menerus dalam range (rentang) variasi tegangan dan frekuensi yang diperbolehkan. Biasanya dalam nominal kecil atau rendah.

Pada dasarnya ini memerlukan adanya kecocokan output dari sistem pembangkitan dengan beban, suatu proses yang mempertimbangkan variasi beban dan daya yang dibangkitkan dalam periode kurang dari satu detik hingga beberapa tahun. 

Untuk jangka pendek ini rentang yang terjadi terkait dengan mengenai perubahan beban normal dan perubahan daya pembangkitan akibat adanya kegagalan tiba-tiba dari sistem pembangkit. Untuk jangka panjang rentang yang terjadi terkait dengan pertumbuhan beban normal dan waktu atau periode pembangunan pembangkit-pembangkit besar yang baru.

Capacity atau reserve planning merupakan kapasitas terpasaing yang ditentukan untuk mengantisipasi perubahan beban normal dalam jangka panjang.

Reserve capacity dibentuk akibat adanya ketidakpastian (risiko) pada sisi ketersediaan kapasitas dan beban dalam berbagai kurun waktu.

SEASONAL RESERVE: MAINTENANCE

Cadangan berarti selisih antara kapasitas dan beban.

Jika dinyatakan dalam persantase itu merupakan fraksi berbasis beban. Cadangan terpasang diartikan sebagai selisih antara kapasitas terpasang dengan beban puncak pada suatu tahun tertentu. Ini merupakan perkiraan kasar mengenai potensi kehandalan operasi untuk tahun tertentu.

Untuk pertimbangan kehandalan dengan adanya variasi beban musiman perlu ditentukan margin cadangan (reserve margin) sepanjang tahun meliputi beban puncak musiman pada setiap musim dalam setahun.

Variasi ini penting untuk menjadwalkan pemeliharaan unit pembangkitan.

UNIT MAINTENANCE REQUIREMENTS

Pada saat melaksanakan pemeliharaan unit pembangkitan berhenti beroperasi selama kurun waktu tertentu yang terjadwal.

Persentase waktu dimana unit tidak beroperasi akibat adanya pemeliharaan rutin disebut dengan planned outage. Nilainya bervariasi menurut jenis pembangkit. Umumnya 2% atau kurang untuk pembangkit hidro hingga 12% atau lebih untuk coal-fired steam units.

SYSTEM MAINTENANCE SCHEDULING

Tujuan utama dari jadwal pemeliharaan adalah untuk mengurangi risiko ketidaktepatan kapasitas dalam 1 tahun.

DAILY OPERATING RESERVE

Topik ini terkait dengan bagaimana operator usaha pembangkitan melepaskan cadangan yang ada (available reserve) setiap hari untuk mengikuti atau mencocokkan variasi beban harian dan membentuk kontigensi.

Cadangan operasi merupakan selisih antara beban antisipasi dan kapasitas pembangkit yang menghasilkan output dalam jangka waktu cukup singkat dalam batas tertentu. Total cadangan operasi dibentuk dari komponen-komponen yang dirancang untuk setiap kemungkinan.

SPINNING RESERVE

Perkiraan atau forecast beban setiap jam umumnya dibentuk sebelum operasi harian dilaksanakan.

Sejumlah unit kadangkala harus di shutdown pada saat beban rendah untuk menghemat biaya. "Commitment list" merupakan daftar pembangkit yang harus dapat dioperasikan untuk mengimbangi peningkatan beban yang tinggi, misalnya di pagi hari.

Mengingat waktu untuk mengaktifkan pembangkit dan waktu untuk melakukan sinkronisasi biasanya lebih panjang dari kenaikan beban maka umumnya pembangkit harus disiapkan cukup lama sebelumnya dengan excess power sekitar 50% hingga 100% dari kapasitas dalam periode adanya kenaikan beban yang cepat.

Besarnya excess power disebut sebagai spinning reserved.

Spinning reserve umumnya sangat mahal dibandingkan saat beroperasi normal pada kapasitas penuh. Namun demikian tetap diperlukan untuk menjaga kehandalan yang nilainya berkisar antara 4% hingga 8%.

Tidak ada forecast yang betul-betul sempurna. Forecast error kerap terjadi dengan allowance sebesar 1% hingga 2%. 

Selain itu juga dicadangkan sebesar 1% hingga 2% dari spinning reserve untuk mengatasi lonjakan beban yang bersifat mendadak yang terjadi dalam orde detik (2 hingga 5 detik).

Disamping itu sistem operasi juga harus mengantisipasi kehilangan daya mendadak akibat malfungsi pada pembangkit yang terhubung dalam sistem interkoneksi atau pool.

NON SPINNING RESERVE

Ini jenis reserve yang dibentuk dengan mengoperasikan pembangkit di wilayah yang mengalami kekurangan kapasitas untuk menghindari risiko pada transmisi jika harus ditangani oleh spinning reserve dalam waktu singkat.

OPERATION FOR ECONOMY 

Tujuan utama operasi adalah untuk melayani beban. Kedua, tentu saya harus pada biaya terendah (minimum cost). Biaya terendah yang utama dapat dicapai dalam operasi adalah dengan menghemat biaya bahan bakar.

Bagi dispatcher, ini berarti memilih pembangkit yang tersedia dalam periode beban tertentu dengan pertimbangan tertentu. Ia kemudian membuat jadwal untuk menghidupkan atau mematikan pembangkit yang disebut commitment dan mendistribusikan total kapasitas per jam yang diperlukan kepada setiap pembangkit.

Proses ini disebut sebagai economic dispatch.

ECONOMIC DISPATCH 

Sebelum mengetahui lebih jauh mengenai bahasan economic dispatch, ada baiknya kita paham akan istilah-istilah berikut ini:

• Unit commitment : Menentukan unit mana yang online
• Unit dispatch : Menentukan power output dari unit yang committed
• Economic dispatch : menentukan cara yang paling ekonomis untuk mengoperasikan unit yang committed supaya biaya operasi minimum dan total sistem pembangkit sama dengan permintaan beban.

Analisis untuk meminimalkan biaya pembangkitan, atau dengan kata lain pembagian pembebanan pada unit unit pembangkit yang ada dalam sistem secara optimal ekonomis pada harga beban tertentu.

Dengan penerapan economic dispatch maka diharapkan didapatkan biaya pembangkitan yang minimum terhadap produksi daya listrik yang dibangkitkan dari setiap pembangkit pada suatu sistem kelistrikan.

Secara umum fungsi biaya dari setiap pembangkit dapat diformulasikan secara matematis sebagai suatu fungsi objektif seperti fungsi berikut :

Mempelajari economic dispatch berarti harus memperhatikan kurva input-output.

Kurva ini menggambarkan besarnya input yang harus diberikan pada unit pembangkit sebagai fungsi dari outputnya. 

Untuk unit pembangkit termis, inputnya ialah bahan bakar yang dinyatakan dalam mata uang (Rupiah atau dolar) dengan output daya yang dibangkitkan. Begitu pula dengan pembangkit hidro dimana inputnya ialah jumlah air yang masuk dan outputnya daya yang dibangkitkan. 

Dengan mengetauhi kurva ini, biaya bahan bakar setiap unit pembangkit termis dapat dinyatakan. Kurva ini juga digunakan untuk mencari pembagian beban yang optimum diantara unit pembangkit. Di jelaskan pula hal yang harus diperhatikan ialah incremental cost yaitu kenaikan biaya bahan bakar per kenaikan kapasitas.

Sumber : 

1. Diktat Electric Utility Power Generation Economics, W.D. Marsh, Clarendon Press-Oxford, University Press, NY 
2. Pembangkitan Energi Listrik, Marsudi Djiteng, Erlangga, Jakarta 

Pertanyaan untuk bahan diskusi :

1. Mengapa capital cost sebut sebagai sunk-cost di tingkat operasi ?
2. Mengapa spinning reserve disebut costly operation?
3. Mengapa economic dispatch dapat menurunkan biaya operasi khususnya biaya bahan bakar?
4. Mengapa perlu memperhatikan incremental cost dalam operasi ?

04. Electric Utility SYSTEM LOAD

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 5
Bagus W. Wahyuntoro, Samuel LB. Parura, Felix Rudianto, Nino Teguh Pamuji

Dalam rangka ketahanan energi, dibutuhkan perencanaan pembangkitan tenaga listrik yang sesuai secara teknis maupun ekonomis. Perencanaan ini diawali dari memprediksi beban di masa mendatang. Karakteristik beban (load characteristics) pemakaian listrik sangat diperlukan untuk analisis pada tahap perencanaan. Kesalahan dalam perencanaan dapat berakibat tidak baik terhadap sistem ketenagalistrikan.

Transmisi ke Beban (foto koleksi Bagus)

Pendahuluan

Beban dikategorikan menurut konsumen penggunanya, misalnya sebagai berikut: 

• pemukiman (residensial atau domestik)
• perkantoran/pertokoan
• pelayanan publik
• industri ringan
• industri berat. 

Setiap kategori konsumen memiliki perbedaan karakteristik beban tertentu. 

Perbedaan karakteristik ini ditentukan oleh banyak faktor seperti :

• kebiasaan hidup
• pola operasi dari individu atau masyarakat
• keadaan perkembangan ekonomi 
• iklim. 

Dengan demikian, akan ada perbedaan karakteristik beban dari suatu negara dengan negara lain atau suatu daerah dengan daerah lain di dalam satu negara. 

Satuan Daya Listrik dan Energi

Daya listrik merupakan jumlah energi yang digunakan untuk melakukan kerja atau usaha dinyatakan dalam satuan kW dan energi dalam satuan kWh. 

Faktor Beban

Faktor beban (load factor) dapat diartikan sebagai perbandingan antara beban rata-rata dengan beban puncak yang diukur untuk suatu periode waktu tertentu.

Kurva Beban

Kurva beban (load curve) menggambarkan daya atau energi sebagai fungsi waktu atau suatu periode tertentu. Selanjutnya pengertian beban (load) dan permintaan (demand) akan digunakan dalam arti “Daya” kecuali diubah dengan kata “Energi”. 

Permintaan (demand) atau kebutuhan tenaga pada interval waktu yang berlain-lainan ditunjukkan dengan kurva beban (load curve).

1. Kurva Beban Harian (Daily Load Curve) 
2. Kurva Beban Bulanan (Monthly Load Curve) 
3. Kurva Beban Tahunan (Annual Load Curve) 

Contoh kurva beban per jam (hourly load curves) pada musim panas dan musim dingin diperlihatkan pada Gambar 1. Perhatikan perbedaan kurva sebagai akibat penggunaan peralatan-peralatan listrik yang berbeda antara kedua musim tersebut.

Load Curve : summer day vs winter day (sumber: www.intechopen.com)

Pada periode tahunan, hubungan antara beban puncak harian dan beban puncak tahunan harus dipertimbangkan. 

Hal ini dilakukan dalam dua langkah.

Pertama, perbandingan beban puncak harian dengan beban puncak bulanan 

Kedua, perbandingan beban puncak bulanan dengan beban puncak tahunan.

Pendekatan / perhitungan Annual Load Factor (LFa) adalah sebagai berikut :

dimana :
LF_d = Daily Load Factor

PL_d = Daily Peak Load

PL_m = Monthly Peak Load

PL_a = Annual Peak Load

Kurva Lama Beban

Dari kurva beban (load curve) dapat diperoleh kurva lama beban (load duration curve). 

Kurva lama beban ini menggambarkan lamanya suatu beban berlangsung dalam sistem kelistrikan. Sumbu datar menggambarkan lama beban berlangsung dalam periode tertentu. Sumbu tegak menggambarkan daya dari beban sistem.

Load Duration Curve (sumber Etrog Consulting Pty Ltd)

Luas permukaan di bawah kurva lama beban menggambarkan kebutuhan energi sistem yang bersangkutan.

Kegunaan Kurva Lama Beban

Kurva lama beban diperlukan untuk alokasi/segmentasi pembangkitan karena masing-masing jenis pembangkit tenaga listrik memiliki karakteristik yang berbeda untuk digunakan memenuhi beban yang dibutuhkan untuk periode yang direncanakan.

Tantangan Sebenarnya

Seiring perjalanan waktu, kebutuhan energi listrik mengalami pertumbuhan dan perkembangan dalam arah dan besaran yang tidak diketahui. Beberapa faktor yang mempengaruhinya adalah sebagai berikut :

1. Populasi yang terus bertambah.
2. Penambahan peralatan-peralatan listrik untuk domestik dan industri.
3. Perkembangan teknologi yang berhubungan dengan listrik.
4. Penggunaan energi listrik untuk menggantikan bahan bakar fosil sebagai akibat dari perubahan harganya atau berkurangnya bahan bakar fosil.
5. Peningkatan kesejahteraan atau daya beli masyarakat.

Pada akhirnya, memprediksi besarnya beban dan karakteristiknya di masa yang akan datang dengan akurat adalah suatu pekerjaan yang amat sulit, apalagi jika besaran tersebut dipengaruhi oleh banyak faktor. 

Namun, hasil prediksi tersebut menjadi salah satu masukan yang penting dalam menyusun perencanaan yang menjadi tolok ukur ekonomis atau tidaknya suatu penambahan pembangkitan tenaga listrik. 

Hal ini juga berguna untuk menarik investasi di bidang pembangkitan tenaga listrik yang menghasilkan tingkat ketahanan energi yang robust.

Pertanyaan / Diskusi : 

1. Diskusikan apakah perbedaan dari Faktor Beban (Load Factor) dan Faktor Kapasitas (Capacity Factor).Berikan penjelasannya !
2. Mengapa faktor kapasitas pembangkit satu dengan yang lain berlainan? Apa saja yang mempengaruhinya?
3. Pada kurva beban (Load Curve) apa definisi beban rata-rata? 
4. Apa alasan dan tujuan penggunaan suatu pembangkit listrik hanya untuk beban puncak saja? 
5. Peramalan atau prakiraan kebutuhan energi listrik (Demand and Load Forecasting) merupakan hal yang sangat penting untuk perencanaan pemenuhan kebutuhan maupun pengembangan penyediaan tenaga elektrik yang tepat dan handal. Jelaskan metode peramalan ini dan berikan referensi yang ada.

Sumber: 

W.D. Marsh, Diktat Electric Utility Power Generation Economics, 

Clarendon Press - Oxford, University Press, N.Y.

03. Method of ECONOMIC ANALYSIS

Seri Ekonomi Pembangkitan

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

Analisis keekonomian yang akurat sangat diperlukan pada pemilihan alternatif pembangkitan tenaga listrik. Ini termasuk menilai risiko dari berbagai sumber risiko sehingga pengambilan keputusan nantinya dapat objektif dan dapat dipertanggungjawabkan. Artikel ini akan menjelaskan aplikasi metode-metode perhitungan yang telah didapatkan pada bab sebelumnya pada analisis keekonomian pembangkit dan ekonomi teknik. Foto: Trafo Distribusi koleksi Arif Budiman.

Pendahuluan

Tidak ada solusi tunggal untuk menyelesaikan permasalahan teknik sehingga sejumlah alternatif dapat dibangun untuk sebuah tujuan. Dalam pembangkitan tenaga listrik, masing-masing alternatif pembangkitan dapat memiliki nilai investasi dan biaya produksi tahunan atau pengeluaran yang berbeda antara satu alternatif dengan yang lain untuk nilai keekonomian yang sama maupun nilai keekonomian yang berbeda.

Periode yang harus dipertimbangkan untuk suatu pembangkit relatif lama yakni berkisar 15 sampai 20 tahun. Mengingat rentang waktu yang panjang ini dapat disebutkan bahwa investasi ini memiliki tingkat risiko yang tinggi.

Selain Total System Cost ada prinsip Direct Unit Comparasion yang dapat digunakan dalam perbandingan alternatif pembangkit. Dengan prinsip ini perbandingan dilakukan tanpa memasukkan unsur operasi atau biaya-biaya lain pada sistem pembangkitan. Ini lebih mudah namun ada ketentuan syarat dan kondisi yang harus dipenuhi sebagai berikut ini.

1. Total biaya produksi dan pertambahannya dari masing-masing alternatif harus sebanding dengan keluaran energi listrik yang diharapkan sesuai keekonomiannya
2. Availability alternatif-alternatif tersebut relatif sebanding, sehingga keluaran energi (listrik) juga relatif sebanding.
3. Kehandalan (reliability), sebagaimana di ukur dari tingkat pemadaman dan seberapa besar unit (power plant) tersebut, haruslah juga sebanding sehingga tingkat pendapatan yang diinginkan (revenue requirement) juga sebanding.

Dengan kata lain, Direct Unit Analysis tidak dapat dilakukan pada alternatif-alternatif pembangkit dengan rating (size) yang berbeda, kehandalan (reliability) berbeda atau bahkan biaya bahan bakar atau faktor eskalasinya berbeda. Pada kasus-kasus seperti ini Total System Cost Analysis harus digunakan.

Pada analisis keekonomian pembangkit ada beberapa metode yang digunakan. Metode-metode tersebut memiliki cara perhitungan dan pendekatan yang berbeda satu dengan yang lain.

Metode Revenue Requirement

Perhitungan ini menggunakan Fixed Charge Rate (FCR) yang merupakan fraksi tahunan yang apabila dihubungkan dengan nilai investasi pembangkit akan memberikan persyaratan pendapatan minimum tahunan yang diperlukan untuk tingkat pengembalian (return) tertentu atau yang diinginkan. 

Beberapa hal yang harus diperhatikan pada perhitungan ini adalah sistem pembukuan yang disepakati, misalnya “flow-through”. Hal lain yang perlu diperhatikan juga adalah metode depresiasi yang digunakan, seperti Sum-of-Years Digits (SYD), Declining Balance (DB), dan lain sebagainya.

Metode Revenue Requirement ini telah dijelaskan pada artikel Revenue Requirements seri Ekonomi Pembangkitan Tenaga Listrik.

Metode Discounted Cash Flow (DCF)

Discounted Cash Flow atau sering disingkat DCF adalah salah satu metode untuk menghitung prospek pertumbuhan suatu investasi dalam beberapa waktu ke depan. 

Cara ini merupakan kebalikan dari metode Revenue Requirement, yakni dengan mengestimasikan penerimaan kemudian menghitung tingkat pengembaliannya (return). 

Alternatif yang dipilih berdasarkan alternatif dengan return tertinggi. Apabila tidak ada perbedaan revenue, maka reduksi biaya (cost saving) dapat dianggap sebagai sumber revenue.

Metode Lainnya

Ada beberapa metode dan istilah lain yang juga digunakan dalam menganalisis keekonomian pembangkit tenaga listrik, seperti Net Present Worth dan Payout atau Payback Period.

Metode Net Present Worth memiliki kemiripan dengan perhitungan yang dilakukan dengan metode DCF yang dijelaskan di atas, namun keseluruhan aliran kas bersih (net cash-flow) ditarik ke muka (present) dan dilakukan perhitungan Present Worth dengan rate of return (ROR) tertentu. Pemilihan alternatif didasarkan pada alternatif dengan PW terbesar.

Metode Payout atau perhitungan payback period merupakan suatu metode untuk menghitung berapa lama suatu investasi akan kembali. Dengan kata lain hasil metode ini adalah periode (dalam satuan waktu, biasanya tahun) yang diperlukan untuk menutup kembali pengeluaran investasi dengan menggunakan aliran kas (cash-flow). Metode ini digunakan pada investasi pembangkit untuk mengetahui pada tahun ke berapa investasi tersebut akan kembali. Karena mengabaikan konsep time-value of money, metode ini tidak dijadikan acuan utama untuk analisis ekonomi dan pengambilan keputusan.

Metode-metode lain ini dijelaskan pada artikel Application of Time-Money Relationship seri Ekonomi Teknik.

Penutup

Pemilihan antara ketiga metode tersebut (Revenue Requirement, DCF, dan Net Present Worth) lebih didasarkan pada praktek di lapangan, kemudahan perhitungan dan validitas keekonomian. Kompleksitas perhitungan pun saat ini dapat diatasi dengan menggunakan program komputer (i.e. spreadsheet). Namun demikian, kesemuanya, apabila diterapkan secara konsisten, akan memberikan pengambilan keputusan yang benar.

Pada analisis pembangkitan, Revenue Requirement seringkali digunakan dikarenakan metode ini memiliki keterkaitan dengan prosedur regulasinya dan besarnya pendapatan untuk penentuan tarif listrik.

+++
Sumber: 

Marsh, W. D., Electric Utility Power Generation Economics, Clarendon Press – Oxford, University Press, NY

Diskusi : 

1. Selain pada masa perencanaan, apakah metode analisis keekonomian pembangkit dapat dilakukan juga pada masa pengendalian / pengawasan. Jelaskan alasannya. 
2. Mengapa sistem pembukuan berikut sistem tax harus diketahui atau disepakati terlebih dahulu sebelum melakukan analisis ekonomi suatu pembangkit ? 
3. Setiap industri menginginkan penerimaan (revenue) yang sebesar-besarnya dari penjualan produknya. Namun lain halnya dengan perusahaan listrik publik. Mengapa demikian ? 

Studi Kasus :

Untuk lebih jelas memahami metode di atas, mari kita aplikasikan pada studi kasus berikut.

Suatu pembangkit akan di buat di suatu daerah dengan dua buah alternatif sebagai berikut:

	Alternatif A	Alternatif B
Investasi awal	$ 750,000	$ 655,000
Lifetime (dalam tahun)	7	7
Annual Operating Costs:
Tahun 1	$ 70,000	$ 75,000
Tahun 2	$ 60,000	$ 75,000
Tahun 3	$ 50,000	$ 75,000
Tahun 4	$ 35,000	$ 75,000
Tahun 5	$ 20,000	$ 75,000
Tahun 6	$ 15,000	$ 75,000
Tahun 7	$ 10,000	$ 75,000

                                                                                       

Nilai Buku	7 tahun
Minimum Acceptable Return (MAR)	11 %
Debt Ratio	0.5
Debt Interest Rate	9 %
Book Depreciation Life	7
Book Depreciation Method	SL
Tax Depretiation Life	4
Tax Depretiation Method	SYD
Investment Tax Credit	5 %
Metode Pembukuan Tax	Flow Through
Income Tax Rate	60 %
Ad Valorem Tax Rate	5 %

Pertanyaan

1. Bandingkan kedua alternatif tersebut dengan menggunakan metode Revenue Requirement – Fixed Charge Rate, apabila discount rate = MARR ! Apa yang dapat disimpulkan ? 
2. Bandingkan kedua alternatif tersebut dengan menggunakan metode Revenue Requirement – Fixed Charge Rate, apabila discount rate mempertimbangkan internal return rate (i-tbB) ! Apa yang dapat disimpulkan ? 
3. Bandingkan kedua alternatif tersebut dengan mempertimbangkan Discounted Cash Flow Rate (DCFR) ! Apa yang dapat disimpulkan ? 
4. Dengan perhitungan payback period, pada tahun ke-berapa investasi tersebut akan kembali ? 
5. Apa yang dapat ditarik kesimpulan dari beberapa perhitungan 1 s/d 4 yang berlainan di atas ?