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

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)

Read More

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 ?

Read More

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.

Read More

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 ?

Read More