Biaya Pembangkit Listrik

Kurva Beban Harian

2.3.2 Biaya Pembangkit Listrik

Ditinjau dari sifatnya biaya pusat pembangkit lisrik terbagi menjadi 2 antara lain :

a. Biaya tetap (Fixed cost)

Adalah biaya pada pembangkit listrik yang sifatnya tetap, baik saat pembangkit berpoduksi maupun tidak, biaya tetap ini pada umumnya meliputi biaya gaji pegawai, biaya administrasi, bunga, modal dan biaya tetap operasi dan pemeliharaan. Biasanya nilai

fixed cost ini dinyatakan dalam $/kW-mount atau $/kW-year

b. Biaya Variabel (Variable Cost)

Adalah biaya yang sifatnya tidak selalu ada dan bergantung pada produksi kWh unit pembangkit itu sendiri, biaya biaya ini bersifat dinamis seperti biaya bahan bakar dan biaya pemeliharaan/ perbaikan unit pembangkit ketika beroperasi. Pada umumnya nilai

11

Selain dua biaya diatas terdapat juga biaya capital cost atau biaya modal dalam pembangunan pembangkit. Capital cost terdiri dari

construction cost atau biaya konstruksi ($/kW) ditambah financial cost

sehingga biaya-biaya ini dapat dimasukkan dalam biaya tetap (Fixed

cost).

Biaya pengembangan tiap jenis pembangkit memiliki nilai yang berbeda-beda sehingga diperlukan analisis ekonomi secara menyeluruh apabila telah diputuskan pembangkit mana yang akan dipilih sebagai opsi perencanaan.

Untuk membandingkan perbedaan nilai ekonomi pada tiap tiap pembangkit diperlukan data teknis yang memuat, kapasitas pembangkit effisiensi termal / heat rate, faktor ketersediaan atau capacity fakto. Selain itu diperlukan juga beberapa data ekonomi yang memuat project EPC

cost, fuel price atau harga bahan bakar, dan discount rate. 2.3.3 Teknik Optimisasi Pembangkit

Secara umum teknik perhitungan pemilihan unit-unit pembangkit pada suatu sistem dapat dikelompokkan menjadi 2 yaitu :

a. Optimisasi Statis (Screening curve) b. Optimisasi dinamis

Optimisasi Statis (Screening Curve) adalah sistem perhitungan dalam jangka waktu pendek dan menengah, biaya relatif tahunan antara 2 atau lebih pembangkit yang akan dipilih sebagai opsi pengembangan maka biaya relatif tahunan dituliskan sebagai berikut:

𝐶 = 𝑟 × 𝐼 × 8.76 × 𝐶𝐹 × 𝑆𝐹𝐶 (2.1)

𝑟 = ^{𝑖 (1+𝑖)𝑛}

(1+𝑖)𝑛−1 (2.2)

r : capital recovery factor (annuity) I : biaya satuan (unit cost) dalam kW

SFC : specific fuel consumption (Pemakaian bahan bakar spesifik) Cf : Faktor kapasitas (capacity factor)

i : bunga pertahun n : umur ekonomis mesin

Tingkat beban yang terus berubah-ubah setiap tahun, memerlukan analisis optimisasi yang lebih kompleks oleh karena itu, optimisasi statis

12

(screening curve) seperti yang telah disebutkan diatas sudah tidak relevan lagi digunakan sehingga diperlukan optimisasi yang lebih kompleks[5].

Prinsip dasar optimisasi dinamis adalah untuk menentukan pilihan terhadap jumlah dan tipe pembangkit yang akan masuk ke sistem berdasarkan nilai paling ekonomis (least-cost unit addition). Dalam WASP –IV Seluruh kemungkinan biaya yang terlibat dalam sistem pembangkit dapat digabung dalam fungsi objektif (objectif function) sebagai berikut.

𝐵_𝑗= ∑𝑇 [ 𝐼_𝑗,𝑡− 𝑆_𝑗,𝑡+ 𝐹_𝑗,𝑡+ 𝐿_𝑗,𝑡+ 𝑀_𝑗,𝑡 + 𝑂_𝑗,𝑡 ]

𝑡=1 (2.3)

Bj : Fungsi obyektif yang melekat pada pengembangan perencanaan j t : waktu perencanaan tahun ke (1,2,3…. T)

T : lama periode studi

I : Biaya investasi modal (Capital investemen cost) S : Nilai sisa investasi (Salvage Value of investment cost) F : Biaya bahan bakar (Fuel Cost)

L : Biaya kebijakan bahan bakar (Fuel Inventory cost )

M : Biaya operasi dan pemeliharaan selain bahan bakar (non-fuel O&M

cost)

O : Biaya energi yang hilang (cost of energy not served)

Perhitungan optimisasi dinamis untuk menghitung biaya produksi opsi penambahan pembangkit mengikutsertakan beberapa pengaruh pengaruh seperti FOR (Forced Outage Rate), penjadwalan pemeliharaan, tingkat keandalan, urutan prioritas pembebanan (Commitment Criteria) serta Inflow and Reservoir Energy of Hydro Electric untuk opsi PLTA[5].

Keandalan Pembangkit Tenaga Listrik

Keandalan adalah kemungkinan sebuah peralatan atau sistem akan menghasilkan performance yang memuaskan ketika digunakan selama periode waktu tertentu[6]. Tingkat keandalan dari suatu sistem tenaga listrik ditentukan oleh 2 faktor utama:

a. Kapasitas cadangan daya yang tersedia (reserve margin) b. Nilai FOR (Forced Outage Rates)

Kapasitas cadangan tersedia dipandang sebagai fungsi kuantitatif dan nilai FOR sebagai fungsi kualitatif. Fungsi kuantitatif artinya apabila terdapat beberapa pembangkit mengalami kerusakan atau pemeliharaan, sistem mampu memenuhi permintaan beban karena memiliki kapasitas

13

cadangan yang cukup. Sedangkan fungsi kualitatif artinya apabila nilai FOR kecil maka unit pembangkit memiliki kualitas operasi yang baik dan jarang mengalami gangguan. Semakin besar kapasitas cadangan daya tersedia dan nilai FOR yang kecil maka keandalan suatu sistem semakin baik. Nilai FOR dapat dirumuskan dengan

𝐹𝑂𝑅 = ^{𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑗𝑎𝑚 𝑈𝑛𝑖𝑡 𝑦𝑎𝑛𝑔 𝑚𝑒𝑛𝑔𝑎𝑙𝑎𝑚𝑖 𝑔𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢𝑎𝑛} 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑗𝑎𝑚 𝑢𝑛𝑖𝑡 𝑏𝑒𝑟𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑠 + 𝐽𝑢𝑚𝑙𝑎ℎ 𝑗𝑎𝑚 𝑢𝑛𝑖𝑡 𝑡𝑒𝑟𝑔𝑎𝑛𝑔𝑔𝑢 Dalam sistem tenaga listrik yang memiliki berbagai jenis unit pembangkit, nilai FOR dari masing-masing unit pembangkit sangat mempengaruhi tingkat keandalan daya yang tersedia. Ketersediaan daya dirumuskan sebagai berikut :

𝐾𝑒𝑡𝑒𝑟𝑠𝑒𝑑𝑖𝑎𝑎𝑛 = 1 − 𝐹𝑂𝑅

FOR dan ketersediaan (probability) digunakan sebagai perhitungan kemungkinan sistem kehilangan beban atau LOLP (Loss of Load

Probabilty), dengan menggunakan kurva lama beban atau LDC (Load Duration Curve) yang menggambarkan durasi beban dalam periode

waktu tertentu[6].

2.4.1 LOLP (LOSS OF LOAD PROBABILITY)

LOLP atau indeks keandalan adalah suatu kondisi apabila kapasitas daya yang tersedia lebih kecil dari pada beban puncak sistem pada periode tertentu[6]. Metode perhitungan indeks keandalan LOLP dapat digunakan untuk mengevaluasi keperluan dari cadangan daya yang diperlukan pada sistem tenaga listrik. Parameter-parameter yang digunakan untuk mendapatkan nilai LOLP adalah model beban dan model pembangkit yang telah memperhitungakan nilai FOR, serta kapasitas daya yang terpasang.

14

Gambar 2. 4 Output dan Input dari keandalan pembangkit

Gambar 2. 5 LDC, kapasitas terpasang dan kapasitas tersedia

LOLP dapat dirumuskan sebagai berikut [6] :

𝐿𝑂𝐿𝑃 = ∑𝑛 𝑃_𝑘(𝐶_𝑘− 𝐿_𝑘) 𝑑𝑎𝑦𝑠/𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑

𝑘=1 (2.4)

Dimana:

Ck = Kapasitas tersedia pada hari ke i Lk = Perkiraan beban puncak pada hari ke i Pk(Ck-Lk) = Probalitas Loss of load pada hari ke i Dengan memperhatikan gambar 2.4 kapasitas daya terpasang dikurangi kapasitas gangguan maka kapasitas daya yang tersedia memotong kurva LDC sehingga terdapat beban yang tidak dapat

Model Pembangkitan Model Beban Kemungkinan Generation < Beban Indeks Keandalan

15

terpenuhi selama t. LOLP dapat dihitung menggunakan (tk) waktu loss of load dan keterediaan kapasits outage individu (Pk) dengan persamaan:

𝐿𝑂𝐿𝑃 = ∑𝑛 𝑃_𝑘(𝑡_𝑘) 𝑑𝑎𝑦𝑠/𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑

𝑘=𝑖 (2.5)

Persamaan dapat dimodifikasi dengan merubah nilai indeks ketersediaan komulatif (Pk) dan menentukan selisih waktu loss of load (tk – tk-1).

𝐿𝑂𝐿𝑃 = ∑𝑛 𝑃_𝑘(𝑡_𝑘− 𝑡_𝑘−1) 𝑑𝑎𝑦𝑠/𝑝𝑒𝑟𝑖𝑜𝑑

𝑘=𝑖 (2.6)

Nilai LOLP sangat dipengaruhi oleh nilai tk, semakin besar nilai tk maka LOLP semakin besar dan waktu pemadaman akan semakin besar, hal ini akan menyebabkan nilai tingkat keandalan sistem semakin buruk. Kenaikan permintaan beban akan menaikkan nilai LOLP sistem apabila tidak ada tambahan kapasitas pembangkit hal ini akan semakin menurunkan tingkat keandalan sebuah sistem karena kapasitas daya cadangan (reserve margin) semakin sedikit.