BAB IV STUDI KETERJAMINAN ALIRAN DAYA DAN BIAYA PRODUKSI PLN SUB REGION BALI TAHUN

BAB IV STUDI KETERJAMINAN ALIRAN DAYA DAN BIAYA PRODUKSI PLN SUB REGION BALI TAHUN 28-217 Analisa keterjaminan aliran daya dan biaya produksi listrik di PLN Sub Region Bali tahun 28-217 dilakukan dari hasil simulasi studi aliran daya dan simulasi biaya produksi. Studi aliran daya dilakukan dengan program PSS/E (Power System Simulator for Engineering) versi 3.3.2 buatan Siemens sedangkan studi biaya produksi dengan program ProSym versi 3.5.8 buatan HESI (Henwood Energy Services Inc.) yang sudah digunakan oleh PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali. Simulasi biaya produksi hanya memperhitungkan biaya variabel bahan bakar karena studi dalam tesis ini lebih ditekankan pada prioritas pengoperasian pembangkit atau transfer dari Jawa yang telah direncanakan PLN Sub Region Bali tahun 28 sampai tahun 217. Studi dan analisa diperlukan untuk mendapatkan gambaran biaya produksi energi yang optimal pada sistem tenaga listrik dengan kondisi-kondisi sistem yang ada. 4.1. DATA DATA YANG DIPERLUKAN Studi aliran daya dilakukan dengan memasukkan data data antara lain: 1. Data generator. 2. Data beban. 3. Data bus 4. Data percabangan (transmisi, reaktor dan transformator). Keluaran dari studi aliran daya yang selanjutnya digunakan untuk studi biaya produksi adalah batas pembebanan pembangkit dan pembebanan saluran transmisi sehingga kualitas tegangan memenuhi persyaratan yang ditentukan. 26 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Asumsi yang digunakan dalam studi aliran daya adalah: 1. Tegangan di sisi pembangkit ditetapkan 1.2 per unit untuk menghindari tegangan yang terlalu tinggi pada saat beban rendah. 2. Perbandingan daya aktif dan daya reaktif beban pada setiap tingkat pembebanan sama (constant P/Q). 3. Nilai tegangan pada sistem 15 kv antara 142.5 kv 157.5 kv. Mengacu pada negara dengan standar tegangan ± 5% tegangan nominal seperti Philipina [12], Inggris [13], Australia [14] Sedangkan untuk melakukan simulasi produksi, data data yang diperlukan sebagai masukan adalah: 1. Data beban setiap jam Sub Region Bali tahun 28-217. 2. Data sistem. 3. Kendala kendala seperti unit must run, pembatasan transfer daya, pembatasan sumber energi dan sebagainya. 4. Data variabel pembangkit listrik antara lain: - Utility - MinDown - TransArea - RampRate - CapacityMin - HeatRate - CapacityMax - Fuel - MinUp - Commit Dan sebagainya Sedangkan asumsi-asumsi yang digunakan dalam studi biaya produksi adalah: 1. Biaya produksi energi listrik yang ditransfer dari Jawa adalah biaya produksi dari Pembangkit Paiton. 2. Kenaikan beban setiap tahun di setiap gardu induk proporsional terhadap kenaikan beban Sub Region Bali. 3. Jadwal pemeliharaan sama untuk setiap tahun. 4. Tidak ada kendala pembangkit. 5. Bahan bakar yang digunakan HSD 91 kkal/liter harga Rp.7645.,-/liter dan batubara 51 kkal/kgdengan harga Rp.32.,-/kg sesuai harga bulan Maret 28 [15][16]. 27 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

4.2. PROSES SIMULASI Algoritma analisa keterjaminan aliran daya dan biaya produksi PLN Sub Region Bali tahun 28-217 seperti pada gambar 4.1 Start - Masukkan data beban. - Masukkan data pembangkit yg telah operasi. - Masukkan data penyaluran yg telah opeasi Rencana PLN dan skenario modifikasi Studi Aliran Daya V>142.5 kv? Ya Tidak Atur tegangan Perubahan sbg faktor kendala. Studi biaya produksi Tidak s/d tahun 217? Ya Cetak tegangan dan biaya produksi Tidak Semua sudah distudi? Ya Urutkan skenario berdasar kualitas tegangan Nominasi Termurah? Tidak Ya Selesai Gambar 4.1 Algoritma Analisa Keterjaminan Aliran Daya dan Biaya Produksi 28 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

4.3. HASIL SIMULASI RENCANA PLN TAHUN 28-217 Hasil simulasi keterjaminan aliran daya dan biaya produksi di PLN Sub Region Bali tahun 28-217 adalah sebagai berikut: 4.3.1. Kondisi tegangan. Sesuai dengan aturan jaringan PLN P3B Jawa Bali, pengoperasian sistem tenaga listrik Jawa Bali harus memenuhi persyaratan tegangan pada kisaran 135 kv sampai 157.5 kv. Dalam perencanaan sistem yang ideal, nilai tegangan sedapat mungkin mendekati nominalnya atau 15 kv. Hasil studi aliran daya yang dilakukan terhadap perencanaan PLN dengan tidak mengoperasikan pembangkit bahan bakar minyak diperoleh kondisi tegangan di SRB tahun 28-217 seperti pada tabel 4.1 dan gambar 4.2 Tabel 4.1 Kondisi tegangan di SRB tanpa pembangkit BBM tahun 28-217 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Tegangan - - 136.3 143.7 144.1 142.8 141.2 139.5 147.2 146.3 kv 16 155 Batas atas 15 145 14 Batas baw ah 135 13 125 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Gambar 4.2 Kondisi Tegangan di SRB tanpa pembangkit BBM tahun 28-217 Pada tahun 28 dan 29 di SRB belum memungkinkan untuk tidak mengoperasikan pembangkit dengan bahan bakar minyak karena kapasitas kabel 29 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

laut belum mencukupi kebutuan daya di Bali. 21, 213 sampai 215 pembangkit dengan bahan bakar minyak di Pesanggaran harus diopersikan karena tanpa pembangkit di pusat beban (GI. Pesanggaran, GI. Nusa Dua dan GI. Padang Sembian) tegangan terlalu rendah dibawah nilai yang ditetapkan 142.5 kv. Untuk memenuhi persyaratan tegangan diatas 142.5 kv maka priode beban puncak pada tahun 28, 29 dan 21 harus dioperasikan pembangkit di Pesanggaran berturut turut sebesar 31.47%, 15.7% dan 14.6%. Sedangkan pada tahun 213, 214 dan 215 untuk memenuhi kualitas tegangan di SRB harus dioperasikan pembangkit Pesanggaran dengan kapasitas berturut turut 5.1%, 6.9% dan 1.6%. sehingga dihasilkan kualitas tegangan seperti pada tabel 4.2 Tabel 4.2 Tegangan di Pesanggaran sesuai perencanaan PLN tahun 28-217 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Tegangan (kv) 145.3 144 143 143.7 144.1 143.6 143.6 143.4 147.2 146.3 Pembangkit di Pesanggaran (MW) 152 89 89 36 53 89 kv 16 Batas atas 155 15 145 14 Batas baw ah 135 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Series1 Kit BBM Gambar 4.3 Tegangan di Pesanggaran sesuai perencanaan PLN tahun 28-217 3 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

4.3.2. Biaya Produksi. Perkiraan beban Bali puncak dan kebutuhan energi listrik akan naik dari 483 MW pada tahun 28 dan pada tahun 217 beban puncak diperkirakan 984 MW. Pengiriman energi dari setiap pembangkit dari tahun 28-217 ditunjukkan pada tabel 4.3 sedangkan besar biaya dan harga satuan energi di Bali ditunjukkan pada tabel 4.4 Tabel 4.3 Produksi Energi dari setiap Pembangkit tahun 28-217 Rencana PLN Psran Diesel Psran Gas Glmnk Pmron Transfer Blutr Bltmr BDGUL 28 273.2 366.4 523 29.2 1677.6 29 176.2 385.1 156.7 2375.7 21 369.3 192.2 163.5 211 153.8 1456.4 531.4 87.6 212 1168.5 1581.1 158.9 87.8 213 65.1 139.7 1576.8 1168. 87.6 214 13.9 1774.4 1577.2 1168. 87.6 215 151.4 196.2 1576.8 1168.1 87.6 216 2553.7 1581. 1171.2 87.8 217 311.7 1576.8 1168. 87.6 Tabel 4.4 Biaya Produksi Energi SRB tahun 28-217 Energi (GWh) Biaya (juta Rp) Rp/kWh 28 2869.3 4118248 1435.28 29 394.3 2919796 943.6 21 3335. 1913231 573.68 211 366.1 64927 181.23 212 3896.5 71345 183.1 213 427.3 995959 236.72 214 4564.1 118469 258.64 215 4944.2 141212 285.61 216 5393.9 976297 181. 217 5844.1 15299 18.3 31 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

GWh 35 3 25 2 15 1 5 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 HSD Transfer Blutr Bltmr Bdgul Gambar 4.4 Produksi Energi untuk memenuhhi beban SRB tahun 28-217 Dengan masuknya pembangkit baru PLTU Bali Utara 2x13 MW tahun 21, PLTU Bali Utara 1x13 MW dan PLTU Bali Timur 1x1 MW serta PLTP Bedugul 1x1 MW tahun 211, PLTU Bali Timur 1x1 MW tahun 212 dan IBT Kapal 1x5 MVA tahun 216 akan mempengaruhi biaya produksi (Rp/kWh) PLN SRB tahun 28-217 seperti pada gambar 4.5 dan gambar 4.6 Trilyun Rp 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1..5. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Gambar 4.5 Prakiraan Biaya Produksi PLN SRB tahun 28-217 32 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Rp/kWh 15. 13. 11. 9. 7. 5. 3. 1. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Gambar 4.6 Biaya per satuan energi PLN SRB tahun 28-217 4.4. ANALISA HASIL SIMULASI RENCANA PLN Berdasarkan hasil simulasi terhadap rencana PLN tahun 28-217, kondisi tegangan dan besarnya biaya energi diperlihatkan pada gambar 4.7. Tegangan (kv) 148 147 Biaya Energi 146 145 144 Tegangan 143 142 141 14 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Tegangan Biaya Energi 15. 13. 11. 9. 7. 5. 3. 1. Biaya (Rp/kWh Gambar 4.7 Kurva Biaya dan kualitas tegangan dari rencana PLN Dari kurva diatas diketahui tahun 28 dan 29 kualitas tegangan SRB semakin menurun karena pada tahun tahun tersebut belum ada pembangkit baru 33 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

yang masuk di SRB sementara beban terus meningkat. Ditinjau dari aliran daya, penambahan kabel laut Jawa Bali 1x15 MW tidak berpengaruh terhadap kualitas tegangan pada saat beban puncak. Pada periode beban rendah, penambahan kapasitas kabel laut sangat berpengaruh terhadap biaya produksi, sehingga biaya produksi rata rata tahunan akan turun dari Rp.1435.28,-/kWh menjadi Rp.943,6,-/kWh atau turun Rp.491.68,-/kWh. Ditinjau dari keandalan, meningkatnya transfer daya dari Jawa akan menyebabkan ketergantungan yang tinggi SRB terhadap pasokan dari Jawa, sehingga gangguan penyaluran dari Jawa ke Bali dapat menyebabkan sistem Bali tidak stabil. Pada tahun 21, PLTU Bali Utara 2x13 MW masuk ke sistem Bali. Tetapi karena posisinya di sebelah utara sedangkan pusat beban ada di selatan, rugi rugi penyaluran menyebabkan tegangan pada periode beban puncak masih terlalu rendah, sehingga untuk memperoleh tegangan 142.5 kv pada tahun 21 masih diperlukan pengoperasian PLTG Pesanggaran. Menyusul masuknya pembangkit baru PLTU batubara Bali Timur 1x1 MW dan PLTP Bedugul 1x1 MW pada tahun 211, tegangan di daerah Pesanggaran mulai naik dari tahun sebelumnya 143 kv dengan mengopersikan PLTG Pesanggaran menjadi 143.7 kv tanpa harus mengoperasikan PLTG Pesanggaran. Pada tahun 212, diopersaikan kembali PLTU Bali Timur 1x1 MW yang berdampak pada kenaikan tegangan menjadi 144.1 kv di Pesanggaran. Kenaikan ini disebabkan turunnya transfer daya dari Gilimanuk ke Kapal dan dari Bali Utara ke Kapal sehingga penurunan tegangan dapat ditekan. Secara keseluruhan pengoperasian PLTU Bali Utara 3x13 MW, PLTU Bali Timur 2x1 MW dan PLTP bedugul 1x1 MW akan menaikkan tegangan sehingga tegangan di Pesanggaran pada kisaran 143 kv - 144 kv sehingga PLTG Pesanggaran tidak perlu dioperasikan, sementara biaya energi jauh menurun dari Rp 1435.28,-/kWH pada tahun 28 ke Rp 181.23,-/kWH pada tahun 211. Pada tahun 213-215, seiring naiknya beban dan tidak ada tambahan pembangkit baru yang masuk di SRB kondisi tegangan di daerah pusat beban kembali turun dibawah level 142.5 kv sehingga PLTG Pesanggaran harus 34 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

dioperasikan agar tegangan bisa baik. Akibat dioperasikannya PLTG Pesanggaran tersebut biaya energi kembali naik dari Rp. 183.1/kWh pada tahun 212 menjadi Rp.236.72/kWh tahun 213, Rp.258.64,-/kWh pada tahun 214 dan Rp.285.61,- /kwh pada tahun 215. Masuknya SUTET dan beroperasinya IBT Kapal pada tahun 216 akan menaikkan tegangan secara signifikan. Kenaikan tegangan disebabkan adanya sumbangan daya reaktif dari SUTET ke Sub Region Bali. Tegangan di GI. Pesanggaran mencapai 147.2 kv. Dari sisi biaya produksi, pengoperasian SUTET Paiton Kapal akan menurunkan biaya produksi pada kisaran Rp.179.1,-/kWh. Pada tahun 217 kualitas tegangan kembali turun seiring naiknya beban di SRB, biaya produksi (Rp/kWh) relatif tidak berubah. Pengoperasian SUTET Paiton Kapal dan pengoperasian IBT 1x5 MVA pada tahun 216 membuat pasokan daya ke SRB menjadi sangat besar dibandingkan dengan perkiraan beban tahun 216 sebesar 96 MW. Dengan beroperasinya IBT tersebut, sesuai tabel 4.3 pembangkit dengan bahan bakar minyak mulai tahun 216 tidak diperlu dioperasikan atau bisa di non-operasionalkan. Dari gambar 4.4 mulai tahun 211 sampai tahun 217, jumlah energi dari PLTU Bali Utara dan PLTU Bali Timur tidak naik. Kondisi tersebut disebabkan biaya produksi dari Jawa lebih murah sehingga biaya produksi SRB akan lebih efisien jika ditransfer dari Jawa. Komposisi pasokan energi dari Jawa dan dari pembangkit di Bali seperti pada tabel 4.5 Tabel 4.5 Komposisi Pasokan Energi ke SRB tahun 28-217 Kit Jawa Kit Bali Energi GWh % GWh % total 28 1677.6 58.47 1191.7 41.53 2869.3 29 2375.7 76.78 718.6 23.22 394.3 21 192.2 57.4 1432.8 42.96 3335. 211 153.8 42.45 275.3 57.55 366.1 212 1168.5 29.99 2728. 7.1 3896.5 213 139.7 31.13 2897.6 68.87 427.3 214 1774.4 38.88 2789.7 61.12 4564.1 215 196.2 39.65 2984. 6.35 4944.2 216 2553.7 47.34 284.2 52.66 5393.9 217 311.7 51.53 2832.4 48.47 5844.1 35 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Dari tabel 4.5, penambahan kapasitas kabel laut tahun 29 akan meningkatkan transfer energi mencapai 76.78 % dari rencana energi total. Dengan beroperasinya PLTU di Bali tahun 21 sampai tahun 212, transfer energi dari Jawa menurun karena batasan minimum operasi PLTU di Bali. Tetapi kenaikan beban pada tahun tahun berikutnya akan meningkatkan transfer dari Jawa, sementara energi dari pembangkit di Bali tidak banyak berubah, sehingga prosentase energi yang dipasok dari Jawa semakin besar. Kondisi ini akan menyebabkan keandalan menurun. Gangguan pada transmisi Jawa Bali, baik melalui kabel laut maupun SUTET akan menyebabkan ketidak-stabilan sistem pada Sub Region Bali. 4.5. SKENARIO PENGUATAN SISTEM SRB Pusat beban SRB berada di daerah selatan disekitar Denpasar. Total beban di GI. Kapal, Pesanggaran, Sanur, Padangsembian dan Nusa dua mencapai 67% dari total beban SRB. Dari gambar 4.2 diketahui kenaikan tegangan yang cukup besar terjadi setelah beroperasinya pembangkit PLTU Bali Timur 1x1 MW tahun 211 dan 1x1 MW tahun 212. Beroperasinya PLTU Bali Timur akan menurunkan transfer dari Jawa sehingga rugi tegangan lebih kecil, sehingga tegangan di daerah pusat beban naik. Peningkatan tegangan tersebut tidak terjadi pada saat pengoperasian PLTU Bali Utara 2x13 MW tahun 21. Selanjutnya dengan beroperasinya SUTET Paiton Kapal dan IBT Kapal tahun 216 yang langsung menyalurkan daya ke pusat beban, tegangan di SRB juga naik signifikan dari 139.5 kv menjadi 147.2 kv. Hal ini disebabkan sumbangan daya raktif dari SUTET yang cukup besar.. Dari tabel 4.4 diketahui biaya produksi turun dari Rp.1435.28,-/kWh pada tahun 28 menjadi Rp.943.6,-/kWh pada tahun 29. Penurunan biaya produksi tersebut terjadi setelah beroperasinya kabel laut Jawa Bali sirkit ketiga 1x15 MW tahun 29, sehingga transfer daya dari Jawa naik. Selanjutnya biaya 36 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

produksi kembali turun pada level Rp.181.23,-/kWh setelah beroperasinya PLTU Bali Utara 3x13 MW, PLTU Bali Timur 2x1 MW dan SUTET SUTET Paiton- Kapal tahun 216. Mengacu pada kurva gambar 4.2 dan 4.3, alternatif untuk memperbaiki kualitas tegangan di SRB adalah dengan mengoperasikan PLTU Bali Timur, PLTP Bedugul dan PLTG Pesanggaran. Selain pengoperasian pembangkit di tiga lokasi tersebut, perbaikan tegangan juga dapat dilakukan mengoperasikan SUTET 5 kv pada batasan transfer daya dibawah 9 MW. Pada transfer diatas 9 MW, tegangan terima di Kapal mulai menurun sehingga tegangan di GI. Pesanggaran berada dibawah nilai yang ditetapkan. Gambar 4.8 menunjukkan karakteristik pembebanan SUTET Paiton-Kapal. kv kv 55 54 53 52 51 Kapal 5 16 158 156 154 152 5 Kapal 15 kv 15 49 148 48 47 Psran 15 kv 146 144 46 142 45 2 3 4 5 6 7 8 9 1 Kapal 5 Kapal 15 Psran Beban (MW) 14 Gambar 4.8 Karakteristik Pembebanan SUTET 5 kv Paiton-Kapal Dari studi dan analisa terhadap rencana PLN tahun 28-217 dapat diambil kesimpulan bahwa yang sangat berperan dalam kenaikan tegangan di daerah Pesanggaran adalah pengoperasian PLTU Bali Timur dan pengoperasian SUTET 5 kv antara Paiton-Kapal. Sedangkan yang berperan dalam penurunan biaya produksi adalah pengoperasian PLTU batubara, terutama transfer dari Jawa 37 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

karena kapasitas pembangkit di Jawa lebih besar, efisiensi lebih tinggi sehingga biaya produksi lebih rendah. Mengacu pada kondisi tersebut, maka akan dilakukan beberapa skenario penguatan Sub Region Bali, yaitu: 4.5.1. Skenario 1 Pada skenario 1, tahun 29 dioperasikan kabel laut Jawa Bali 2x15 MW dengan tujuan untuk meningkatkan transfer dari Jawa karena untuk mengoperasikan pembangkit tidak memungkinkan karena keterbatasan waktu. Pada tahun 21, dioperasikan PLTU Bali Timur 2x1 MW, karena lokasinya yang lebih dekat dengan pusat beban untuk memperbaiki tegangan di SRB. Sementara pengoperasian PLTU Bali Utara diundur, 2x13 MW tahun 211 MW dan 1x13 MW tahun 212. Sedangkan pengoperasian IBT Kapal sesuai dengan rencana PLN tahun 216. Dari simulasi terhadap skenario 1 dan dibandingkan dengan rencana PLN diperoleh kondisi tegangan seperti ditunjukkan pada tabel 4.6 dan gambar 4.9. Dari tabel 4.6, tahun 21 terjadi peningkatan tegangan 1.3 kv karena masuknya PLTU Bali Timur 2x1 MW, selebihnya kualitas tegangan sama dengan rencana PLN. Tabel 4.6 Tegangan di Pesanggaran setelah ditambah pembangkit BBM 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Rencana PLN (kv) 145.3 144 143 143.7 144.1 143.6 143.6 143.4 147.2 146.3 Kit BBM(MW) 322 225 89 36 53 89 Skenario 1 (kv) Kit BBM(MW) 145.3 322 144.3 225 144.3 144.7 144.1 143.6 36 143.6 53 143.4 89 147.2 146.3 38 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

148 147 146 Teg. (kv) 145 Skenario 1 144 143 Renc. PLN 142 141 14 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 1 Gambar 4.9 Kondisi Tegangan di SRB sesuai rencana PLN dan Skenario 1 Simulasi produksi pada skenario 1 ditampilkan pada tabel 4.7. Penambahan kapasitas kabel laut 2x15 MW dibanding rencana PLN 1x15 MW akan akan meningkatkan transfer dari Jawa ke Bali tahun 29. Dengan tambahan kapasitas kabel tersebut, 78.95% kebutuhan energi tahun 29 Bali dipenuhi dari Jawa. Tabel 4.7 Produksi Energi dari setiap Pembangkit tahun 28-217 Skenario 1 Psran Diesel Psran Gas Glmnk Pmron Transfer Blutr Bltmr BDGUL 28 273.2 366.4 523 29.2 1678 29 28.3 3.9 142.1 2443 21 2164 1171 211 1622 874.5 122 87.6 212 968 1581 1259 87.8 213 65.1 1456 1577 122 87.6 214 12.9 1775 1577 122 87.6 215 151.4 196 1577 1168 87.6 216 2554 1581 1171 87.8 217 312 1577 1168 87.6 Pada tahun 213-215, PLTG Pesanggaran harus dioperasikan meskipun secara sistem kebutuhan energi tercukupi tanpa harus mengoperasikannya, tetapi karena kondisi tegangan, maka pembangkit tersebut harus dioperasikan sampai tahun 216 saat mulai beroperasinya GITET Kapal. 39 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Tabel 4.8 Prakiraan Biaya Produksi Rata-rata Rencana PLN dan Skenario 1. Renc. PLN Skenario I Selisih Biaya Biaya (Milyar Rp.) Rp/kWh (Milyar Rp.) Rp/kWh Rp/kWh % 28 4118.25 1435.28 4118.25 1435.28.. 29 2919.8 943.6 2691.67 869.88-73.73-7.81 21 1913.23 573.68 564.68 169.32-44.36-7.49 211 649.27 181.23 643.88 178.55-2.68-1.48 212 713.9 183.1 713.9 183.2 -.8 -.4 213 995.96 236.72 993.63 236.17 -.55 -.23 214 118.48 258.64 118.47 258.64.. 215 1412.12 285.61 1412.12 285.61.. 216 976.3 181. 976.3 181... 217 152.1 18.3 152.1 18.3.. Rata rata selisih 48.14 8.1 Hasil simulasi biaya produksi pada skenario 1 ditampilkan pada tabel 4.8. Penambahan kapasitas kabel laut Jawa Bali pada skenario 1 terlihat menguntungkan pada tahun 29. Dengan menambah kapasitas kabel laut Jawa Bali, biaya produksi rata rata tahun 29 turun Rp.73.73,-/kWh atau 7.81% dibanding rencana PLN. Percepatan pengoperasian PLTU Bali Timur dari rencana tahun 211 dan tahun 212 menjadi 2x1 MW tahun 21 terlihat menguntungkan karena akan menurunkan biaya produksi Rp.44.36,- atau 7.49% lebih rendah dari rencana PLN. Trilyun Rp 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. Renc. PLN 1.5 1..5 Skenario 1. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 1 Gambar 4.1 Prakiraan Biaya Produksi Rencana PLN dan Skenario 1 4 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Rp/kWh 14. 12. 1. 8. 6. Rencana PLN 4. 2. Skenario I. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Rencana PLN Skenario I Gambar 4.11 Prakiraan Biaya per kwh rencana PLN dan skenario 1 4.5.2. Skenario 2 Skenario 2, pada tahun 29 dioperasikan kabel laut Jawa Bali 2x15 MW dengan tujuan untuk meningkatkan transfer dari Jawa karena untuk mengoperasikan pembangkit tidak memungkinkan karena keterbatasan waktu. Pada tahun 21 dioperasikan PLTU Bali Timur 2x13 MW, karena lokasinya yang lebih dekat dengan pusat beban penambahan kapasitas dan percepatan jadwal pengoperasian akan memperbaiki tegangan di SRB. Skenario kapasitas PLTU Bali Utara diubah dari rencana 3x13 MW menjadi 3x1 MW dengan jadwal 1x1 MW tahun 211, 1x1 MW tahun 215 dan 1x1 MW tahun 216 dan kapasitasnya diturunkan menjadi masing masing 1 MW. Pada skenario 2 ini pengoperasian IBT Kapal dimajukan menjadi tahun 212 karena dari analisa terhadap rencana PLN pengoperasian IBT sangat berpengaruh terhadap tegangan dan peningkatan transfer sangat berpengaruh terhadap biaya produksi. Dari simulasi terhadap skenario 2 dan dibandingkan dengan rencana PLN diperoleh kondisi tegangan seperti ditunjukkan pada tabel 4.9 dan gambar 4.12 41 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Tabel 4.9 Tegangan di Pesanggaran pada rencana PLN dan Skenario 2 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Rencana PLN (kv) 145.3 144 143 143.7 144.1 143.6 143.6 143.4 147.2 146.3 Kit BBM(MW) 322 225 89 36 53 89 Skenario Pertama kv Kit BBM 145.3 322 144.3 146 145 145.5 15.1 149.5 148.9 148.2 147.9 146.4 152 15 148 Teg. (kv) 146 144 142 14 138 Renc. PLN Skenario 2 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 2 Gambar 4.12 Kondisi Tegangan di Pesanggaran sesuai rencana PLN dan Skenario 2. Dari gambar 4.12 terlihat bahwa dengan mengoperasikan PLTU Bali Timur 2x13 MW pada tahun 21 akan menaikkan tegangan di Pesanggaran rata rata 2 kv pada tahun 21 dan 211. Selanjutnya pengoperasian IBT Kapal pada tahun 212 akan berpengaruh banyak terhadap kualitas tegangan sehingga mendekati 15 kv. Tegangan rata rata saat beban puncak dari tahun 212-215 naik 5.5 kv atau lebih tinggi 3.83% dibanding rencana PLN, kondisi tersebut disebabkan sumbangan daya reaktif dari SUTET. Simulasi produksi ditampilkan dalam tabel 4.9 dan 4.1. Penambahan kapasitas kabel laut 2x15 MW tahun 29 akan meningkatkan transfer daya dari 42 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Jawa dan mengurangi pembangkit BBM di Bali sebesar 79 MW. 21, pengoperasian PLTU Bali Timur 2x13 MW mampu mengangkat tegangan di Pesanggaran dan mengurangi pembangkit BBM sebesar 89 MW. Secara keseluruhan, mulai tahun 21 semua pembangkit BBM di Bali tidak perlu dioperasikan. Tabel 4.1 Produksi Energi dari setiap Pembangkit tahun 28-217 Skenario 2 Psran Diesel Psran Gas Glmnk Pmron Transfer Blutr Bltmr BDGUL 28 273.2 366.4 523 29.2 1677.6 29 28.3 3.9 142.1 2443. 21 2255.5 179.5 211 194.8 525.6 188.1 87.6 212 2227.3 527. 154. 87.8 213 2542.8 525.6 151.2 87.6 214 2899.7 525.6 151.2 87.6 215 267.7 159.9 1156.5 87.6 216 2465.9 1581. 1259. 87.8 217 2924.1 1576.8 1255.6 87.6 Tabel 4.11 Prakiraan Biaya Produksi Rencana PLN dan Skenario 2 Renc. PLN Skenario 2 Selisih % Biaya Biaya Rp/kWh (Milyar Rp/kWh Rp.kWh % (Milyar Rp.) Rp.) 28 4118.25 1435.28 4118.25 1435.28.. 29 2919.8 943.6 2691.67 869.88-73.73-7.81 21 1913.23 573.68 564.16 169.16-44.52-7.51 211 649.27 181.23 645.13 178.9-2.33-1.29 212 713.9 183.1 699.98 179.66-3.44-1.88 213 995.96 236.72 757.42 18.3-56.69-23.95 214 118.47 258.64 817.53 179.12-79.52-3.75 215 1412.12 285.61 895.92 181.21-14.41-36.56 216 976.3 181. 972.39 18.28 -.72 -.4 217 152.1 18.3 151.81 179.98 -.5 -.3 Selisih rata rata -72.54-17.32 Studi biaya produksi ditampilkan pada tabel 4.11. Dari kurva diatas terlihat biaya produksi skenario 2 lebih rendah dibandingkan dengan rencana PLN pada tahun 29, 21 dan 212-215. Penurunan pada tahun 29 sebesar 7.81% 43 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

karena penambahan kapasitas kabel laut Jawa Bali menjadi 4x15 MW. Penurunan pada tahun 21 sebesar 7.51% diperoleh dari percepatan pengoperasian PLTU Bali Timur 2x13 MW. Penurunan pada tahun 213-215 sebesar rata rata 32.67% lebih rendah dari rencana PLN karena percepatan pengoperasian GITET Kapal. Trilyun Rp 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. Renc. PLN 1.5 1. Skenario 2.5. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 2 Gambar 4.13 Prakiraan Biaya Produksi rencana PLN dan Skenario 2 Rp/kWh 15. 13. 11. 9. 7. 5. Renc. PLN 3. Skenario 2 1. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 2 Gambar 4.14 Prakiraan Biaya Produksi per kwh rencana PLN dan Skenario 2 44 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

4.5.3. Skenario 3 Pada skenario 3, pada tahun 29 dioperasikan kabel laut Jawa Bali 2x15 MW dengan tujuan untuk meningkatkan transfer dari Jawa karena untuk mengoperasikan pembangkit tidak memungkinkan karena keterbatasan waktu. Pada tahun 21 dioperasikan PLTU Bali Timur 2x13 MW, karena lokasinya yang lebih dekat dengan pusat beban sehingga tegangan di SRB segera terangkat. Sementara pengoperasian PLTU Bali Utara diundur tahun 216 dan kapasitasnya diturunkan menjadi 2x1 MW. PLTP Bedugul dioperasikan lebih cepat pada tahun 21 dan 211 dan kapasitasnya ditingkatkan menjadi 2x6 MW. Pada skenario ketiga ini pengoperasian IBT Kapal dimajukan menjadi tahun 212. Dari simulasi skenario 3 dan dibandingkan dengan rencana PLN, diperoleh kondisi tegangan seperti pada tabel 4.12 dan gambar 4.15 Tabel 4.12 Tegangan di Pesanggaran pada rencana PLN dan Skenario 3 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Rencana PLN (kv) Kit BBM(MW) 145.3 322 144 225 143 89 143.7 144.1 143.6 36 143.6 53 143.4 89 147.2 146.3 Skenario 3 (kv) Kit BBM(MW) 145.3 322 144.3 225 145.2 145.5 15.2 149.6 149 148.3 147.5 146.6 45 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Teg. (kv) 152 15 148 146 144 142 14 138 Renc. PLN Skenario 3 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 1 Gambar 4.15 Prakiraan Kondisi tegangan di Pesanggaran sesuai rencana PLN dan Skenario 3 Dari gambar 4.15. 29, penambahan kapasitas kable laut Jawa- Bali menjadi 4x15 MW tidak berpengaruh terhadap tegangan di Bali. 21 mengoperasikan PLTU Bali Timur 2x13 MW dan PLTP Bedugul 1x6 MW pada tersebut akan menaikkan tegangan di Pesanggaran rata rata 2.2 kv pada tahun 21 dan 211. Selanjutnya pengoperasian IBT Kapal pada tahun 212 akan berpengaruh banyak terhadap tegangan sehingga sekitar 15 kv. Tegangan rata rata saat beban puncak dari tahun 212-215 naik 5.5 kv atau lebih tinggi 3.83% dibanding rencana PLN, kondisi tersebut disebabkan sumbangan daya reaktif dari SUTET. Simulasi produksi energi ditunjukkan pada tabel 4.13 dan 4.14. Dari tabel 4.13, penambahan kapasitas kabel akan meningkatkan transfer daya dari Jawa sebesar 2.85%. Mulai tahun 21, dengan mulai beroperasinya PLTU Bali Timur 2x13 MW dan PLTP Bedugul 1x6 MW maka pembangkit BBM di Bali tidak perlu dioperasikan. Mulai tahun 21, energi yang diproduksi dari PLTU Bali Timur 2x13 MW dan PLTP Bedugul 1x6 MW tidak pernah naik, kondisi ini disebabkan biaya pembangkit tersebut lebih mahal dibanding PLTU Paiton sehingga kenaikan beban hanya dimbangi dengan kenaikan transfer daya dari Jawa. 46 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Tabel 4.13 Produksi Energi dari setiap Pembangkit tahun 28-217 Skenario 3 Psran Diesel Psran Gas Glmnk Pmron Transfer Blutr Bltmr BDGUL 28 273.2 366.4 523 29.2 1677.6 29 28.3 3.9 142.1 2443 21 1563.5 1255.6 515.8 211 1316.7 1255.6 133.8 212 16.5 1259. 136.6 213 1917.9 1255.6 133.7 214 2274.8 1255.6 133.7 215 2654.8 1255.6 133.7 216 244.2 154 1259. 136.6 217 253.6 151.2 1255.6 133.7 Simulasi biaya produksi ditampilkan pada tabel 4.14. 29, penambahan kapasitas kabel laut menjadi 4x15 MW akan meningkatkan transfer daya dari Jawa sebesar 2.8% dan menurunkan biaya produksi tahunan sebesar 7.81% dibanding rencana PLN tahun 29. Tabel 4.14 Prakiraan Biaya Produksi Rencana PLN dan Skenario 3 Renc. PLN Skenario 3 Selisih Biaya Biaya Rp/kWh (Milyar (Milyar Rp.) Rp.) Rp/kWh Rp/kWh % 28 4118.25 1435.28 4118.25 1435.28.. 29 2919.8 943.6 2691.67 869.88-73.73-7.81 21 1913.23 573.68 75.72 211.61-362.7-63.11 211 649.27 181.23 889.6 246.54 65.31 36.4 212 713.9 183.1 942.59 241.93 58.83 32.13 213 995.96 236.72 995.77 236.68 -.4 -.2 214 118.47 258.64 156.6 231.5-27.14-1.49 215 1412.12 285.61 1125.19 227.58-58.3-2.32 216 976.3 181. 1222.38 226.62 45.62 25.21 217 152.1 18.3 1298.25 222.15 42.12 23.4 21, pengoperasian PLTU Bali Timur 2x13 MW dan PLTP Bedugul 1x6 MW akan menurunkan biaya produksi 63.11% dibanding rencana PLN. Dengan percepatan pengoperasian PLTU Bali Timur dan PLTP Bedugul 1x6 MW tahun 21 menjadikan biaya produksi Rp.211.61,-/kWh masih jauh 47 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

lebih rendah dibanding rencana PLN yang masih mengoperasikan pembangkit Pesanggaran dengan biaya produksi Rp.537.68,-/kWh. 211 dan 212, secara sistem pengoperasian PLTP Bedugul 2x6 MW membuat biaya produksi menjadi lebih tingggi dari rencana PLN, penyebabnya adalah biaya produksi PLTP masih lebih tinggi dari biaya produksi dari PLTU batubara. Biaya produksi tahun 213 sebanding antara rencana PLN dengan skenario 3, dimana biaya produksi skenario 3 Rp.236.72,-/kWh dan skenario 3 Rp.236.68,-/kWh 214 dan 215, pada rencana PLN dioperasikan pembangkit Pesanggaran masing masing 56 MW dan 89 MW pada periode beban puncak. Dengan pengoperasian pembangkit BBM tersebut, biaya produksi pada skenario 3 dengan PLTP Bedugul 2x6 MW lebih murah dibanding rencana PLN. Trilyun Rp 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. Renc. PLN 1.5 1. Skenario 3.5. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 3 Gambar 4.16 Prakiraan Biaya Produksi rencana PLN dan Skenario 3 48 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Rp/kWh 14. 12. 1. 8. 6. Renc. PLN 4. 2. Skenario 3. 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 3 Gambar 4.17 Prakiraan Biaya per kwh rencana PLN dan Skenario 3 4.5.4. Perbandingan Rencana PLN dengan Tiga Skenario Perbandingan kualitas tegangan dari rencana PLN dan tiga skanario yang telah disimulasikan ditampilkan dalam tabel 4.12 dan gambar 4.17 Tabel 4.15 Perbandingan kualitas tegangan antara rencana PLN 3 skenario 3 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Beban (MW) 483 522 563 68 655 79 769 834 96 984 Rencana PLN (kv) 145.3 144 143 143.7 144.1 143.6 143.6 143.4 147.2 146.3 Kit BBM (MW) 322 225 89 36 53 89 Skenario 1 (kv) 145.3 144.3 143.3 144.7 144.1 143.6 143.6 143.4 147.2 146.3 Kit BBM (MW) 322 146 36 53 89 Skenario 2 (kv) 145.3 144.3 143.7 145.5 15.1 149.5 148.9 148.2 147.4 146.4 Kit BBM (MW) 322 146 Skenario 3 (kv) 145.3 144.3 145.2 145.5 15.2 149.6 149 148.3 147.5 146.6 Kit BBM (MW) 322 146 49 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

Dari tabel diatas terlihat bahwa semakin tinggi beban Bali, kualitas tegangan makin menurun sehingga perlu pengoperasian pembangkit yang langsung mensuplai ke pusat beban. 152 15 148 Teg. (kv) 146 144 142 Renc. PLN 14 138 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 1 Skenario 2 Skenario 3 Gambar 4.18 Perbandingan Kualitas Tegangan di Pesanggaran dari Rencana PLN dengan tiga Skenario. Dari gambar 4.18 terlihat bahwa dari skenario 3 akan diperoleh kualitas tegangan yang paling baik disusul skenario 2 namun perbedaannya sangat kecil. Perbedaan paling tinggi terjadi pada tahun 21 dimana pada tahun tersebut dioperasikan PLTU Bali Timur 2x13 MW dan PLTP Bedugul 1x6 MW, tetapi pada tahun 211 dan seterusnya tegangan hampir sama. 5 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28

4.5 4 Trilyun Rp 3.5 3 2.5 2 1.5 1 Renc. PLN Skenario 3 Skenario 1.5 Skenario 2 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 Renc. PLN Skenario 1 Skenario 2 Skenario 3 Gambar 4.19 Perbandingan Biaya Produksi PLN dengan tiga Skenario 15. 13. 11. Rp/kWh 9. 7. 5. 3. 1. Renc. PLN Skenario 3 Skenario 1 Skenario 2 28 29 21 211 212 213 214 215 216 217 PLN Case1 Case 2 Case 3 Gambar 4.2 Perbandingan biaya per kwh Rencana PLN dengan tiga Skenario Sedangkan dari sisi biaya produksi, dari gambar 4.19 dan 4.2 terlihat bahwa pada skenario kedua menghasilkan biaya produksi yang paling kecil. 51 Analisis perencanaan..., Adi Purwanto, FT UI, 28