10. DIRECT UNIT Comparison

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 2

Bagus W. Wahyuntoro, Samuel LB. Parura, Felix Rudianto, Nino Teguh Pamuji

Prinsip “provide energy at the lowest possible cost” digunakan pada pemilihan alternatif pembangkit.

Setelah kandidat pembangkit ditentukan dengan total system cost analysis, bagaimana kita membandingkan pembangkit satu dengan alternatif yang lain? Bagaimana kita mengambil keputusan dengan menggunakan perbandingan yang objektif?

Direct unit cost comparison merupakan perbandingan yang hanya menggunakan biaya pembangkit alternatif dalam perhitungannya. Ada dua metoda direct unit comparison sebagai berikut.

1. Cost of Electricity (COE)
2. Lifecycle Cost (LCC)

Cost of Electricity (COE)

Merupakan biaya yang dikeluarkan tiap kWh atau tiap MWh oleh pembangkit tenaga listrik ($/MWh). COE sering juga disebut dengan terminologi “busbar cost”.

COE digunakan pada pembangkit  satu dengan yang lain, dengan membandingkan $/MWh atau $/kWh masing-masing pembangkit. 

Pembangkit yang memiliki COE terendah yang akan dipilih.

Seperti yang telah dijelaskan sebelumnya, ada dua komponen biaya pembangkitan:

1. Biaya tetap (dalam $/year atau Rp/tahun),
   harus dikeluarkan baik pembangkit beroperasi atau tidak, terdiri atas biaya investasi / kapital dan biaya tetap O&M
2. Biaya variabel (dalam $/MWh atau Rp/kWh),
   sebanding dengan fungsi energi yang dibangkitkan, terdiri atas biaya bahan bakar dan biaya variabel O&M

Cost of Electricity (COE) suatu pembangkit dihitung dengan persamaan berikut:

COE = 10³ x [ D x fcr + O_f ] / (8760 x C_f) + (O_v + h x F x 10^-3)

•      COE = Cost of Electricity ($/MWh)

•      D = biaya kapital pembangkit ($/kW)

•      fcr = levelized fixed-charge rate (p.u.)

•      O_f = Biaya tetap O&M ($/kW-yr)

•      O_v = Biaya variabel O&M ($/MWh)

•      C_f = Capacity factor (p.u.)

•      h = heat rate (kJ/kWh atau Btu/kWh)

•      F = biaya bahan bakar ($/GJ atau $/MBtu) 

Esensi COE adalah satuannya, $/MWh. COE merupakan metode yang paling sering digunakan karena simple namun sering menimbulkan misleading, sebagai berikut:

• Meskipun biaya investasi, D, dari tiap alternatif diperoleh secara konsisten, namun rating pembangkit yang sebenarnya bisa saja berbeda.
  Sehingga pembangkit tersebut belum tentu dapat memberikan energi yang sama kepada sistem dan tidak dapat berkontribusi pada kehandalan sistem atau kemampuan memikul beban.
• Meski rating-nya sama pun, pembangkit tersebut tidak dapat berkontribusi pada kehandalan sistem, apabila FOR-nya berbeda.
• Capacity factor, Cf, harus diasumsikan pada pembangkit tersebut sehingga energi tahunan dapat dibandingkan satu dengan yang lain.

Lifecycle Cost (LCC)

Merupakan biaya yang dikeluarkan tiap tahun oleh pembangkit tenaga listrik ($/year). 

Evaluasi LCC mempertimbangkan umur pembangkit (total unit life).

Komponen LCC adalah sebagai berikut:

–     Biaya Kapasitas Pembangkit (Capacity Cost)

–     Biaya Energi Pembangkit  (Energy Cost)

Untuk menghitung LCC, mula-mula, salah satu alternatif dipilih menjadi base unit.

PERHITUNGAN CAPACITY COST

Kapasitas efektif pembangkit (base = L₀ dan alternate = L) dihitung terlebih dahulu. 

Biaya kapasitas base unit adalah sebagai berikut.

   G₀ = C₀ x [ D₀ x fcr + O_f0 ]

•      G₀ = Biaya kapasitas base unit ($/yr)

•      C₀ = kapasitas pembangkit base unit (kW)

•      D₀ = biaya capital pembangkit base unit ($/kW)

•      fcr = levelized fixed-charge rate (p.u.)

•      O_f0 = biaya tetap O&M ($/kW-yr)

Biaya kapasitas alternate unit adalah sebagai berikut.

   G = C x [ D x fcr + O_f ] + ( L₀ - L ) S_c

•      G = Biaya kapasitas alternate unit ($/yr)

•      C = kapasitas pembangkit alternate unit (kW)

•      D = biaya capital pembangkit alternate unit ($/kW)

•      L₀ , L = kapasitas efektif pembangkit, base unit dan alternate unit (kW)

•      S_c = Biaya kapasitas system replacement ($/kWh-yr)

Komponen “( L₀ - L ) S_e” meng-kompensasi perbedaan baik kapasitas dan FOR dari base unit dan alternate unit.

PERHITUNGAN ENERGY COST

Energi yang diproduksi base unit

   W₀ = C₀ x 8760 x C_f

-  W₀ = Energi base unit (kWh/yr)

-   C_f = capacity factor (p.u)

Biaya energi base unit (awal)

   E₀ = W₀ x (h₀ x F₀ /10⁶ + O_v0 /10³)

-  E₀ = Biaya energi base unit ($/yr)

-  h₀ = Heat rate base unit (kJ/kWh atau Btu/kWh)

-  F₀ = Biaya bahan bakar base unit ($/GJ atau ($/Mbtu)

-  O_v0 = Biaya variabel O&M base unit ($/MWh)

Energi yang diproduksi alternate units

   W = C x 8760 x C_f x (1-R_f) / (1-R_f0)

-  W = Energi alternate units (kWh/yr)

-  R_f = FOR alternate unit (p.u)

-  R_f0 = FOR base unit (p.u)

Biaya energi alternate units (awal) adalah sebagai berikut.

   E = W x (h x F /10⁶ + O_v /10³) + (W₀ – W) x S_e /10³

-  E = Biaya energi alternate unit ($/yr)

-  h = Heat rate (kJ/kWh atau Btu/kWh)

-  F = Biaya bahan bakar alternate unit ($/GJ atau ($/Mbtu)

-  O_v = Biaya variabel O&M ($/MWh)

-  S_e = Biaya energi system replacement ($/MWh)

Komponen “(W₀ – W) x S_e” meng-kompensasi biaya energi alternate unit terhadap biaya energi base unit.

Pada biaya energi, terdapat komponen capacity factor yang kenyataannya berubah terhadap waktu. Untuk itu harus dilakukan level terhadap capacity factor.

Gambar 1. Capacity Factor Trend

Demikian juga komponen fuel cost pada biaya energi yang kenyataannya juga berubah terhadap waktu dan harus dilakukan level terhadap komponen fuel cost ini.

Gambar 2. Fuel Cost Trend

Demikian juga terhadap biaya O&M dapat dilakukan level yang sama.

Setelah dilakukan level terhadap capacity factor dan fuel cost, maka dilakukan level terhadap produk keduanya. 

Kemudian hasilnya dimasukkan ke dalam persamaan biaya energi awal dan diperoleh biaya energi final.

Biaya energi (final) untuk base unit adalah sebagai berikut.

Biaya energi (final) untuk alternate unit adalah sebagai berikut.

Komponen Cf x F dan yang lainnya merepresentasikan ekuivalen dari komponen-komponen tersebut yang telah disetarakan (level).

SCREENING CURVES

Merupakan penggambaran (plot) dari annual cost pembangkit (dalam $/kW-year) terhadap capacity factor (dalam p.u.). 

Screening curves bukan metode evaluasi yang menggantikan kalkulasi LCC.

Screening curves paling sering berguna untuk perbandingan kasar secara keseluruhan (gross comparison) pembangkit dengan mode aplikasi yang berbeda atau untuk mengilustrasikan dengan mode seperti apa, tipe suatu pembangkit atau pembangkit baru dapat digunakan.

Screening curves digambarkan untuk tiap pembangkit seperti Gambar 3 di bawah. 

Pembangkit “X” merupakan suatu pembangkit dengan biaya investasi yang tinggi namun biaya bahan bakar yang lebih rendah dari pembangkit nuklir.

Gambar 3. Screening Curves (tanpa eskalasi)

Bagaimana menginterpretasikan kurva tersebut?

Untuk beban dasar (Cf > 0.5), pembangkit nuklir relatif terbaik. 

Untuk beban puncak (Cf < 0.35), pembangkit gas relatif memiliki biaya terendah. 

Untuk faktor kapasitas sekitar 0.4, terlihat combined-cycle dapat dijalankan terus, bersaing dengan penggunaan pembangkit batubara. 

Pembangkit “X” harus keluar (screened out) dari pertarungan karena tidak memiliki biaya terendah pada faktor kapasitas berapapun

Apabila digunakan asumsi eskalasi 8% tiap tahun untuk biaya bahan bakar dan O&M akan diperoleh . screening curves seperti Gambar 4 di bawah.

Gambar 4. Screening Curves (dengan eskalasi)

Pada Gambar 4 tersebut terlihat bahwa terjadi pergeseran proporsi biaya bahan bakar dan biaya investasi. 

Pembangkit “X” yang dapat digunakan pada area faktor kapasitas tinggi, sehingga pembangkit nuklir hanya dapat digunakan untuk aplikasi midrange.

Pembangkit combined-cycle masih dapat digunakan namun pada area yang kecil.

Pembangkit batubara tidak dapat dijalankan (screened out) karena tidak memiliki biaya terendah pada faktor kapasitas berapapun.

Pembangkit turbin gas tetap dapat digunakan untuk beban puncak namun dengan area faktor kapasitas mengecil.

Screening curve tidak dapat digunakan sebagai dasar pemilihan pembangkit selanjutnya yang ditambahkan pada jaringan. 

Penambahan pembangkit baru harus menggunakan analisis keekonomian (total system cost analysis).

Summary

Direct unit comparison berguna untuk pemilihan pembangkit yang mirip dan tipe sama setelah unit size dan heat rate ditentukan dengan total system cost analysis.

Direct unit comparison juga berguna untuk menggambarkan mode aplikasi suatu pembangkit dimana secara ekonomi menjadi kompetitif. Penggambaran tersebut menggunakan screening curve, yang relatif sederhana dan cukup akurat.

Metode Cost of Electricity (COE) atau dengan membandingkan $/MWh masing-masing pembangkit, meskipun paling sering digunakan, namun ambigu dan rentan menjadi gambaran yang salah.

Metode Lifecycle Cost (LCC) lebih memakan waktu, namun memberikan lebih banyak pengertian, lebih lengkap, lebih akurat dan lebih disukai.

Dengan metode manapun, prinsip “at the lowest possible cost” menjadi dasar dalam pemilihan pembangkit.

STUDI KASUS

Coba gunakan COE dan LCC untuk pemilihan pembangkit di bawah ini.

	Symbol	Pembangkit  #1 (base)	Pembangkit  #2 (alternate)
Capacity	C	500 MW	490 MW
Plant Cost	D	950 $/kW	930 $/kW
Heat Rate	H	9,500 kJ/kWh   (9,005 Btu/kWh)	10,000 kJ/kWh  (9,479 Btu/kWh)
Fuel Price	F	1.65 $/GJ  (1.74 $/MBtu)	1.65 $/GJ  (1.74 $/MBtu)
O&M Fixed Cost	Of	4.0 $/kW-year	4.0 $/kW-year
O&M Variable Cost	Ov	2.4 $/MWh	2.5 $/MWh
Forced-Outage Rate (p.u.)	Rf	0.1	0.12
Discount Rate (p.u.)	R	0.12
Inflation Rate (p.u.)	U	0.08
Fixed-Charge Rate (p.u.)	fcr	0.18
Useful Life	n	30 years
LOLP slope	M	600 MW
System replacement capacity cost	Sc	50 $/kW-year
System replacement energy cost	Se	22 $/MWh

Referensi:

• Energy Information Administration (EIA), (2013), Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants, Washington, DC 20585
• Marsh, W.D., Electric Utility Power Generation Economics, Clarendon Press – Oxford, University Press, NY
• K.E. Holbert, (2011), Electric Energy Economics
• Shaalan, H.E., Generation of Electric Power
• http://dddusmma.wordpress.com/2011/11/01/true-cost-of-electricity/

Bahan Diskusi

1. Dari studi kasus di atas, evaluasi dan lakukan perhitungan dengan menggunakan COE dan LCC !
2. Seandainya pembangkit listrik tenaga air (PLTA) dimasukkan ke dalam screening curve, kira-kira bagaimana penggambarannya? Pada range capacity factor seperti apa pembangkit tersebut beroperasi?
3. Bagaimana fuel cost trend energi fosil (batubara, minyak dan gas) di Indonesia? Dari sepuluh tahun terakhir, berapa inflation rate-nya? Sebutkan referensi pendukung.
4. Dengan tetap menggunakan prinsip “at the lowest possible cost”, pembangkit batubara (PLTU) memiliki biaya pembangkitan yang cukup rendah untuk beban dasar, menurut IEA dan menurut statistik PLN. Mengapa PLTU masih jarang digunakan untuk pembangkit di luar Jawa?

Read More

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.

Read More

08. TOTAL SYSTEM Analysis

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 1

Adam Rahmadan, Pondy Tjahjono, Tyas Kartika Sari, Willy Sukardi

Esensi dari Total System Analysis adalah simulasi sistim operasi dengan sasaran keandalan dan tingkat keekonomisan.

Gambar 1. Prosedur Total System Analysis

RELIABILITY CALCULATION

Penentuan waktu yang tepat untuk penambahan unit pembangkit, ada 2 metode yang umum digunakan dalam menilai reliability yaitu adalah :

• Expansion by reserve criterion
• LOLP

PENAMBAHAN UNIT BERDASARKAN KRITERIA RESERVE
(Expansion by Reserve Criterion)

Untuk menentukan waktu yang tepat dalam penambahan unit baru sehubungan dengan menjaga keandalan sistem dengan adanya pertumbuhan beban.

Contoh :
System 1200MW, Beban Puncak 1000MW, Reserve Policy 20%, Unit terbesar yang baru ditambahkan dalam sistem adalah 100MW, Rt 5%.

Hitung nilai M (slope characteristic) :

1200MW*5% = 60MW

Hitung nilai unit L (effective capacity) :

L=C-M ln(1-Rt+Rte^C/M )

=100-60ln(1-0,05+0,05e^C/M) 

= 88,3MW

Hitung nilai sistem L (System Effective Capacity) :

L=System L + Unit L

=1000MW + 88,3MW 

= 1088,3MW

Hitung system reserve :

= (1300-1088,3)/1088,3 

= 0,194

Hitung nilai M2 :

M2 = M1x Cap2 x Res2/(Cap1xRes1)

= 60x1300x0,194/(1200x0,2) 

= 63,1

* Ulang perhitungan dengan menggunakan nilai M2

Hasil perhitungan dituangkan dalam tabel dan plot dalam kurva sebagai berikut:

Gambar 2. Reserve Effect of Unit Size and FOR

PENAMBAHAN UNIT BERDASARKAN KALKULASI LOLP
(Loss of Load Probability)

Dengan metode ini pengembangan sistem tenaga listrik atau penambahan unit baru pembangkit ditentukan oleh nilai LOLP yang sudah ditetapkan sebelumnya dalam satuan (days/year).

Misalkan nilai LOLP yang ditetapkankan adalah x d/y, apabila nilai LOLP melebihi x d/y maka perlu ada penambahan unit pembangkit baru. Kenaikan LOLP disebabkan oleh kenaikan beban puncak (peak load) yang naik setiap tahun.

Contoh :

• Misalkan nilai LOLP yang ditentukan adalah 0.1 d/y; apabila LOLP melebihi 0.1 d/y maka perlu ada penambahan unit pembangkit baru. 
• Kenaikan LOLP disebabkan oleh kenaikan peak load yang naik 6% setiap tahun. 
• Recana penambahan unit barunya adalah 3 unit 150 MW dan 2 unit 250 MW.
• Forced-out rate = 5%

Dari informasi di atas dapat digambarkan sebagai berikut

Gambar 3. Realibilty Calculation

PRODUCTION COST CALCULATION

Perhitungan biaya produksi sangat mempengaruhi Total System Analysis. 

Disini pembangkit-pembangkit dimonitor dan dicatat daya outputnya berikut biayanya pada saat sistem beroperasi apakah sudah sesuai dengan prosedur sistem operasi. Operasi ini dimonitor tiap jam dan tiap tahun berdasarkan perubahan beban dan sistem pembangkitan.

Gambar 4. Logic Diagram For Production Costing Program

Production-cost calculation tidak hanya untuk menentukan biaya, tetapi dapat juga untuk mengethui informasi operasional untuk setiap unit, termasuk jumlah pembangkit yang di start, commitment, capacity factor, heat rate rata-rata, pemadaman untuk maintenance, dan konsumsi bahan bakar. 

CALCULATION OF FIXED CHARGE

Tujuan untuk mengkalkulasi nilai fixed charges adalah untuk mempertimbangkan langkah selanjutnya dalam menghadapi pembangkit yang bermasalah; 

apakah dengan menghentikan operasinya, atau perlu dilakukan penanganan khusus dan berapa biaya yang diperlukan.

Gambar 5. Actual Yearly and Level Fixed Charges

Contoh:

Diasumsikan study pembangkitan selama 20 tahun. Dengan mengunakan pola perhitungan berdasar curva B maka dapat diasumsikan nilai fixed charges saat ini adalah ;

PL = P¹ X fcr / (CRF)20.0.12

Dimana :

PL = Present worth of level fixed charges

P¹ = Investment (assumed = 100)

Fcr = 0.186  (30-year level value)

(CRF)20.0.12 =0.134

Maka :

PL = 100 X 0.186 / 0.134 = 138.8

FINANCIAL SIMULATION

Ketika metode revenue requirement yang menggunakan acuan fixed-charge rate digunakan untuk menentukan pemilihan yang ekonomis dibanding alternatif yang lain, hal ini tidak dapat memberikan dasar keputusan yang lengkap. 

Tentunya ada beberapa hal yang tidak bersifat faktor ekonomis, sebagai contohnya faktor politik.

Itulah mengapa financial simulation perlu dilakukan. Beberapa bagian yang dapat dipertimbangkan dalam menganalisa financial simulation adalah sebagai berikut:

1. Beginning balance sheet
2. Details of construction work in progress
3. Annual capital expenditures for generation
4. Annual generation production expense
5. Annual capital expenditures for other plant
6. Annual expense for other plant
7. Annual energy sales
8. Rules of rate regulation
9. Taxation rules
10. Financing policies
11. Interest rate
12. Estimated prices/earnings ratio for common stock
13. Accounting rules
14. Dividend policy
15. Inflation rates

Keluaran dari financial simulation ini nantinya akan terdiri dari:

• laporan keuangan umum di setiap tahun analisa, laporan operating, 
• sumber pendanaan dan balance sheet. 

Kriteria pemilihan dalam prosedur total system analysis terdiri dari membangun pola alternatif dari pembangkit untuk tujuan kelayakan dalam pelayanan di masa akan datang, dan kemudian menghitung total biaya system produksi untuk masing-masing alternatif. 

Untuk ini ditambahkan fixed charge dari modal investasi untuk penambahan kapasitas yang memberikan annual revenue requirement.

Bahan Diskusi

1. Selain 2 meode yang umum digunakan dalam menilai Reliability Calculation  (Expansion by Reserve Criterion & Expansion by Reserve Criterion ) apakah ada metode lain yang dapat digunakan. Coba jelaskan.                                               

2. Mengapa ketika menggunakan financial simulation, faktor politik menjadi salah satu hal yang perlu diperhitungkan ?

Read More

07. ECONOMIC Characteristics of GENERATING Unit

Seri Ekonomi Pembangkitan

oleh: Kelompok 2

Tujuan mempelajari materi ini adalah untuk membantu pengambilan keputusan terkait dengan biaya produksi listrik berdasarkan jenis pembangkit dan bahan bakar yang digunakan. Biaya pada pembangkit terbagi menjadi 3 komponen yaitu biaya bahan bakar (fuel cost ), biaya operasi dan perawatan (operation and maintenance), dan biaya modal atau investasi (capital or investment cost).

I. Biaya Bahan Bakar (Fuel Cost)

Biaya bahan bakar menyatakan hubungan antara tiga variabel, yaitu:

• energi kalor dari bahan bakar
• energi listrik yang dibangkitkan 
• biaya pembelian bahan bakar

Hubungan antara energi kalor dengan biaya pembelian bahan bakar dinyatakan dalam $/kJ dan hubungan antara energi listrik yang dibangkitkan dengan biaya dalam $/kWh.

Pembahasan tentang biaya bahan bakar berkaitan erat dengan efisiensi (hubungan antara input dan output) dari pembangkit.

Dalam pembangkitan, istilah efisiensi pembangkit dikenal dengan nama heat rate, yaitu hubungan antara input berupa energi kalor dengan output dalam bentuk energi listrik.

Nilai dari heat rate ini akan menentukan jumlah biaya bahan bakar yang diperlukan.

Bahan bakar digunakan untuk memanaskan air agar menghasilkan uap yang akan menggerakkan turbin, turbin akan bergerak untuk menghasilkan listrik. Dari penjelasan tersebut tampak penggunaan energi panas untuk menghasilkan uap dan energi listrik.

Ada dua perhitungan nilai panas (heating value), yaitu:

• higher heating value (HHV) yang menghitung seluruh energi panas yagn digunakan hingga listrik dihasilkan 
• lower heating value (LHV) yang mengabaikan penggunaan energi untuk penguapan.

Pembangkit tenaga listrik mengenal dua jenis bahan bakar, yaitu :

1. bahan bakar fosil
2. bahan bakar nuklir

Perbedaan dari kedua jenis bahan bakar tersebut terletak pada persediaan bahan bakar yang diperlukan.

Persediaan bahan bakar fosil digunakan agar pembangkit tetap beroperasi tanpa berhenti, sedangkan pada pembangkit nuklir diperlukan jumlah bahan bakar minimum agar inti reaktor tetap menghasilkan panas. Oleh karena itu bahan bakar nuklir memerlukan persediaan bahan bakar yang sangat besar.

II. Biaya Operasi dan Perawatan (O&M )

Dibagi menjadi dua kategori:

• biaya tetap (fixed cost) 
  memiliki arti, walaupun tidak ada produksi energi yang dihasilkan biaya tersebut tetap ada
• biaya tidak tetap (variable cost) adalah biaya yang memiliki pengaruh langsung pada output energi yang dihasilkan dari pembangkit dan besarnya tergantung besarnya output produksi energi

Umumnya diukur dalam satuan $/tahun atau $/MWh.

• Biaya tenaga kerja operator, tenaga kerja maintenance (dalam kondisi pengoperasian normal), serta biaya tenaga kerja administrasi termasuk dalam biaya tetap.   
• Sedangkan biaya penggantian suku cadang (spare parts ), dan beberapa kebutuhan lainya yang sesekali diperlukan untuk menjaga operasional pembangkit tetap berlangsung dengan baik dimasukkan kategori biaya tidak tetap.  
• Pembiayaan untuk bunga juga dimasukkan ke dalam kategori biaya operasi tetap.
• Dalam prosedur perawatan kadangkala menghasilkan sebuah laporan berupa jadwal yang berhubungan dengan durasi pengoperasian pembangkit, dan apabila perlu mendatangkan petugas untuk melakukan pemeliharaan ini maka biaya tersebut masuk ke biaya tidak tetap.

Meskipun beberapa biaya sudah dapat dikategorikan , namun kadang tidak selalu mudah untuk mendapatkan data yang dapat diandalkan sebagai referensi economics study, karena pada pembangkit sangat beragam dan biaya ditentukan dari jenis pembangkit, kapasitas, rating, dan praktek-praktek pemeliharaan yang dilakukan pada pembangkit tersebut.

Namun pengamatan umum tetap bisa dilakukan.

III. Unit Capital Cost

Komponen – komponen yang termasuk dalam modal pembangkit adalah semua nilai yang dimasukan ke dalam account asset pada saat pembangkit tersebut mulai beroperasi. Juga dikenal dengan istilah nilai perolehan.

Komponen tersebut mencakup:

• semua pengeluaran yang dilakukan sebelum dan selama proses konstruksi / pembangunan,
• termasuk di dalamnya interest dari sumber dana yang dimanfaatkan (interest ini disebut Interest During Construction atau IDC).

Biaya modal menjadi nilai yang sangat tepat digunakan untuk menentukan tingkat biaya tetap selama tahun produksi.

Estimasi biaya plant yang memiliki beberapa jenis pembangkit dalam satu station perlu memperhatikan:

• perbedaan rating
• desain
• tahun pemasangan pembangkit. 

Karena hal – hal tersebut membuat biaya modal setiap unitnya berbeda dan tidak sama dengan station lain.

INFLASI dan IDC

Tabel contoh perhitungan.

Base cost estimated pada awal tahun ke 8 dengan nilai 100 bukanlah nilai biaya actual. 

Biaya tersebut bukanlah cost of plant pada tahun pertama dalam masa servis. Semua biaya yang dikeluarkan selama masa konstruksi akan mengalamai deflasi. Untuk mendapatkan besarnya biaya actual pada tahun pertama masa servis dengan melakukan perhitungan 164.46 /(1.06)⁷ = 109.38  

Ketika plant cost, inflasi, dan interest during construction (IDC ) sudah diperhitungkan dalam satu tahun maka perhitungan tersebut dapat dimanfaatkan untuk menghitung tahun – tahun yang lain dengan mengasumsikan inflasi dan IDC pada angka tetap.

Pada grafik di atas dijelaskan pengaruh besar terhadap capital cost dari pengaruh IDC maka percepatan masa konstruksi sangat disarankan.

PLANT COST 

Umumya dijelaskan dalam bentuk $/kW dan plant cost sendiri sangat berguna untuk didiskusikan dan sebagai pembanding pembangkit. 

Tetapi apabila faKtor penyusun penyebut dan pembilang tidak dijelaskan dengan tepat bisa menyesatkan dalam pengambilan kesimpulan.

PLANT COST COMPONENT 

Ada beberapa komponen pembangkit yang memilki tingkat biaya tertentu dan tentunya harus dimasukan sebagai pembilang pada posisi $/kW. 

Sebagai contoh boiler, turbine generator, auxiliaries, auxiliaries power system, control system, rumah boiler dan turbine, gudang fuel, biaya distribusi bahan bakar dari gudang ke pembangkit, dan lain-lain. Harga tanah, administrative building, general maintenance harus diperhitungikan dalam menghitung masing-masing unit cost. 

Salah satu unsur utama yang menyusun biaya tidak tetap adalah environmental control equipment seperti colling tower, dan fuel gas clean up devices dimana kebutuhannya tergantung dari kualitas bahan bakar, lokasi plant dan peraturan pemerintah.

Di sisi transmisi, biaya generator step up, high voltage switchyard dan transmission lines sendiri termasuk dalam pembilang penyusun unit cost.

Begitu pula interest selama konstruksi termasuk unsur pembilang dalam unit cost. 

Untuk proses membandingkan secara ekonomi , dari tingkat inflasi dan besarnya biaya yang diminta maka perlu menyamakan lamanya durasi instalasi unit biasanya dalam tahun.

UNIT OUTPUT DESIGNATION

Pada umunya nilai kW adalah nilai net output, seperti ditunjukkan dalam gambar.

Namun kadang kala nilai output bruto dari terminal bahkan dari step up transformer juga digunakan sebagai unsur penyebut dari ratio $/kW. 

Beberapa unit memiliki standar, standar maximum yang bisa diandalkan tetapi tidak semua sama, tergantung kondisi rating.

Penting untuk memahami, berhati – hati dan konsisten dalam menentukan plant cost karena tidak ada dasar yang digunakan untuk membentuk definisi yang benar. 

PLANT COST ECONOMY SCALE 

Formula yang digunakan untuk mendefinisikan :

dimana :

D         : Plant Cost of new unit $/kW

D₀          : Plant Cost of Base unit $/kW

C         : Rating of new unit

C₀           : Rating of base unit

^x          : Characteristic exponent 

Formula ini berguna untuk pemahaman secara umum untuk konsep pembangkit tertentu namun harus dipahami bahwa plot prediksi yang sebenarnya dari unit cost sebagai fungsi dari unit size akan sulit untuk tercapai dan apabila tercapai faktor D akan dapat dipastikan tidak akan konstan karena pengaruh range unit size yang luas. 

Nilai faktor D untuk sebuah plant biasanya 0.2 dan dengan posisi range lebih tinggi untuk unit yang kecil kemudian untuk unit yang besar dengan range yang lebih rendah.

INCREMENTAL PLANT COST

Seringkali pada economic studies perlu untuk menyelesaikan masalah incremental cost dari kapasitas plant untuk mengukur perubahn kecil pada output desain. 

Ini dapat disebabkan oleh muculnya alternatiF, tehnologi yang lebih efisien, yang dapat mengurangi konsumsi power sendiri sehingga sedikit meningkatkan nilai output bersih.

Formula yang dapat dirumuskan

Incremental plant cost D₁ adalah slope dari kurva total cost dimana dapat diperoleh dengan mediferensiasikan C 

Sebagai contoh:

Untuk faktor D di 0,1 maka x= 0.152. Dimana D₁   0.848 D yang berarti biaya dari perubahan incremental untuk output rating diestimasikan sebesar 848$/kWuntuk setiap plant dengan dasar biaya 1000$/kW. 

Bahan Diskusi :

1. Sebutkan perbedaan penggunaan HHV dan LHV. 
2. Adakah komponen biaya selain yang sudah disebutkan diatas yang juga perlu dipertimbangkan dalam pemahaman keekonomian pembangkit? 
3. Bagaimana dengan biaya kompensasi untuk konservasi lingkungan, masuk dalam kategori apa?

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

Read More

Artikel Khusus 01: Why Energy PRICE and AVAILABILITY are Important for a Nation

The challenge series

oleh: Tim ME-2013

Ketersediaan energi saja ternyata tidak menarik bagi pemodal. Buktinya sejumlah industri terkemuka Eropa memindahkan fasilitas industrinya ke Amerika Serikat memanfaatkan keuntungan ekonomis dari rendahnya harga energi di negeri Paman Sam. 

Bagaimana kebenaran pernyataan di atas? 

Bagaimana AS menciptakan harga energi yang rendah di negaranya? Adakah jaminan harga energi di Indonesia?

Pada akhirnya tingkat pertumbuhan ekonomi negara dan kawasan yang menjadi taruhannya. 

Negara-negara Eropa saat ini sedang berupaya memperbaiki keterpurukan ekonomi mereka. Pada prinsipnya investasi akan mendorong pertumbuhan ekonomi bukan sebaliknya. 

Namun, menurut The Washington Post, industrialis Eropa berduyun-duyun melakukan investasi baru dengan memindahkan fasilitas produksi mereka ke AS. Investasi baru ini didorong oleh harga energi yang rendah dan cadangan yang besar akhir-akhir ini di negeri Paman Sam. 

Uni Eropa khawatir dengan fenomena ini yang dimuat dalam The Telegraph edisi Oktober 2013. Bahkan menurut The Financial Times, salah satu produsen mobil terkemuka Jerman, BMW, juga akan mengikuti jejak ini.

Harga energi memegang peranan yang besar di dalam keputusan tersebut. 

Tingat Harga Energi Listrik AS
(sumber: 2012 Key World Energy Statistics, IEA)

Ide yang disampaikan adalah bahwa ketersediaan dan cadangan energi yang cukup besar di Eropa saat ini ternyata tidak lagi menarik industrialis dalam kondisi persaingan yang semakin ketat.

Energy security kini punya dimensi yang berbeda.

AS muncul sebagai negara penghasil energi terkemuka di dunia menyaingi Rusia dan Arab Saudi melalui inovasi teknologi. 

Menurut USA Today, the main reason for the recent U.S. boom in natural gas production -- up more than a third since 2005 -- is the cost-effective combination of horizontal drilling and hydraulic fracturing or fracking.

Selain gas, teknologi ini juga menjadikan AS menjadi penghasil minyak mentah yang memungkinkan negara tersebut sebagai pengekspor minyak dan gas dunia.

Dengan ini manfaat dari prinsip “to provide energy at the lowest possible cost” jelas terlihat disini. AS sepertinya berusaha menjaga tingkat harga energi yang rendah sejak negara tersebut masih menjadi importir oil & gas terbesar untuk tujuan yang lebih besar. 

Kita tentu tidak lagi heran jika melihat fenomena tersebut di atas. Selanjutnya, bagaimana dengan kita?

Statistik menyebutkan bahwa semakin maju suatu negara maka konsumsi energi juga akan semakin tinggi.

Rata-rata Konsumsi Listrik (developed, developing, under develop countries
(sumber: 2012 Key World Energy Statistics, IEA)

Indonesia saat ini merupakan satu-satunya negara ASEAN yang menjadi anggota G-20 berkat pertumbuhan ekonominya yang tergolong tinggi.

Tidak lah mengherankan jika konsumsi energi kita terus meningkat. Ini konsekuensi logis yang harus bisa diantisipasi.

Sejumlah pertanyaan kemudian muncul. Diantaranya:

1. Mengapa suatu negara bisa mengalami krisis energi di tengah pertumbuhan ekonomi yang tinggi? 
2. Apakah fenomena di Eropa tersebut di atas dapat menjalar ke berbagai kawasan? 
3. Bagaimana AS mengelola energi mereka? 
4. Apakah faktor harga sudah dimasukkan sebagai faktor penting di dalam kebijakan energi kita? 
5. Apa definisi energy security yang digunakan?

Mari kita diskusikan.

Catatan: 

1. Tujuan dari studi kasus ini adalah membangun awareness mahasiswa di bidang energi dengan memperhatikan dan mengikuti perkembangan yang terjadi untuk kemudian menarik pengetahuan yang berharga. 
2. Diskusi dibuka hingga waktu penutupan kuliah pada Desember 2013. 
3. Diskusi dapat berupa pernyataan yang mendukung atau membantah berupa uraian yang logis dengan informasi pendukung berikut sumbernya. Dapat juga berupa pertanyaan yang relevan. Pada intinya hindari memberikan opini tanpa dasar teori yang kuat dan data. 
4. Pada akhir sesi diskusi akan disusun sebuah kesimpulan – yang bisa mendukung atau membantah ide utama artikel ini. 

Kesimpulan Diskusi (per 31 Desember 2013)

1. Harga energi (energy price) yang rendah di suatu negara atau kawasan akan menarik minat investor untuk menanamkan investasinya di negara atau kawasan tersebut.
   
2. Harga energi  (energy price) memainkan peranan yang sangat penting untuk menjaga keunggulan yang diperlukan suatu Negara dalam persaingan.
   
3. Ketahanan energi tidak hanya ditentukan oleh besarnya cadangan (reserved) atau ketersediaannya (availability) saja. Keterjangkauan (affordability) harus menjadi perhatian.
   
4. Negara dituntut untuk mengelola energi dengan baik untuk menjaga tingkat pertumbuhan ekonomi yang sehat dan meningkatkan kemakmuran masyarakat. Kekeliruan dalam pengelolaan energi dapat membawa berbagai masalah dan dampak yang kurang baik.

++

Read More