Kriteria Reserve Margin Sistem Tenaga Listrik

0
105
Ilustrasi Bauran Energi Terbarukan. FOTO: ESDM

(Vibizmedia – Kolom) Perencanaan sistem pembangkit bertujuan untuk mendapatkan konfigurasi pengembangan pembangkit yang memberikan nilai NPV (Net Present Value) total biaya penyediaan listrik termurah (least cost) dalam suatu kurun waktu periode perencanaan dan memenuhi kriteria keandalan tertentu. Konfigurasi termurah diperoleh melalui proses optimasi suatu objective function yang mencakup NPV dari biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan serta biaya energy not served. Selain itu diperhitungkan juga nilai sisa (salvage value) dari pembangkit yang terpilih pada akhir tahun periode studi. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan model antara lain WASP (Wien Automatic System Planning), ABB e7 dan Energy Exemplar Plexos bekerjasama dengan akademisi.

Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability (LOLP) lebih kecil dari 0.274%15 atau setara dengan probalility padam 1 hari dalam setahun. Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve margin tertentu yang nilainya tergantung pada ukuran unit pembangkit (unit size), tingkat ketersediaan (availability) setiap unit pembangkit, jumlah unit, dan jenis unit.

Kriteria Reserve Margin Sistem Tenaga Listrik

Terdapat beberapa definisi reserve margin yang digunakan, antara lain:

  1. Menurut US Energy Information Administration17, reserve margin is (capacity minus demand)/demand, where “capacity” is the expected maximum available supply and “demand” is expected peak demand.
  2. Menurut European Commission dan CIGRE dalam publikasinya Power System Realibility Analysis Application Guide, reserve margin is the difference between available generation capacity and the load to be covered, disregarding transmission constraints. The reserve margin is therefore defined as the ratio of the installed or available capacity to the maximum annual load, minus one. In this case, reliability is judged on the basis simply of the system’s probability of being able, or not, to supply the maximum annual peak load.
  3. Menurut International Atomic Energy Agency (IAEA) dalam publikasinya Expansion Planning for Electrical Generating Systems A Guidebook, reserve margin is a measure of the generating capacity available over and above the amount required to meet the system load requirements. It is defined as the difference between the total available generating system capacity and the annual peak system load, divided by the peak system load, i.e. it is the excess of installed generating capacity over annual peak load expressed as a fraction (or in percentage) of annual peak load.

Pada tahun 2012, Kementerian Keuangan dibantu oleh konsultan McKinsey & Company melakukan kajian Development of Service Level Agreement for PLN, dimana di dalamnya juga mengkaji apakah perencanaan sistem ketenagalistrikan telah dilakukan dengam benar, termasuk penentuan reserve margin yang optimal bagi PLN. McKinsey & Company menganalisis reserve margin PLN dengan menggunakan 3 pendekatan yaitu:

1. Model probabilistik dari PLN
Reserve margin dalam model probabilistik PLN digunakan untuk memenuhi Loss of Load Probability (LOLP) lebih kecil dari 0.274%.

2. Benchmark reserve margin dari negara lain (15-40%)
McKinsey and Company memperoleh informasi besaran reserve margin di negara-negara lain berada dalam rentang 15-40%.

3. Bottom Up Deterministic Method

Metode ini memperhitungkan kebutuhan reserve margin dari sisi operasional dengan mempertimbangkan cadangan operasi, kinerja pembangkit (planned outage (PO), maintenance outage (MO) dan forced outage (FO), derating dll.), pertumbuhan ekonomi dan demand, pengaruh musim dll. Dari bottom up deterministic method, diperoleh reserve margin yang optimal sekitar 33-38%.

Berdasarkan ketiga pendekatan tersebut, McKinsey & Company mengambil kesimpulan bahwa reserve margin yang optimal untuk Sistem Jawa-Bali adalah sebesar 35%.

Sedangkan untuk sistem-sistem di Wilayah Sumatera dan Indonesia Timur, reserve margin dapat lebih besar dari 35% mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih sedikit, unit size yang relatif besar dibandingkan beban puncak, derating yang prosentasenya lebih besar, rendahnya keandalan pembangkit existing, serta adanya potensi injeksi pelanggan yang lebih besar dan pertumbuhan listrik yang lebih tinggi dibanding Jawa Bali. Selain itu juga perlu diperhitungkan tambahan reserve margin untuk mengantisipasi keterlambatan proyek (sekitar 5-10% tergantung pada success rate proyek) serta mengantisipasi apabila terjadi pertumbuhan ekonomi yang lebih tinggi.

Pembangkit energi terbarukan, khususnya panas bumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan sebagai fixed system (ditetapkan masuk sistem) pada tahun-tahun yang sesuai dengan kesiapan proyek tersebut.

Rencana pengembangan kapasitas pembangkitan dibuat dengan memperhitungkan proyek-proyek yang sedang berjalan dan yang telah committed, baik proyek PLN maupun IPP, dan tidak memperhitungkan semua pembangkit sewa serta excess power. Selain itu beberapa pembangkit berbahan bakar minyak yang sudah tua, tidak efisien dan dapat digantikan perannya dengan pembangkit lain yang lebih ekonomis dan layak secara teknis, diasumsikan akan dihapuskan (retired) atau dijadikan sebagai pembangkit stand-by yang tidak dioperasikan tetapi tetap dipelihara (mothballed).

Selanjutnya penambahan kapasitas pembangkit pemikul beban dasar diutamakan berupa pembangkit yang mempunyai biaya operasi murah seperti pembangkit berbahan bakar batubara dan pembangkit sumber energi terbarukan (panas bumi dan tenaga air tertentu). Untuk kepentingan perhitungan proyeksi bauran energi jangka panjang, simulasi produksi dilakukan dengan mempertimbangkan kesiapan dan kepastian masuknya proyek-proyek pembangkit.

 

LEAVE A REPLY

Please enter your comment!
Please enter your name here