## Perencanaan Pengembangan Pembangkit Sistem Muna- Buton dengan Mempertimbangkan Sistem Interkoneksi
Ahmad Fatana 1 , Sarjiya 2 , Lesnanto Multa Putranto 3*
Intisari — Konsumsi  energi  listrik  mengalami  peningkatan setiap tahunnya, seiring dengan realisasi penjualan energi listrik selama  lima  tahun  terakhir  (2013-2017)  dengan  pertumbuhan sebesar  5,1%  per  tahun.  Pulau  Muna  dan  Pulau  Buton merupakan  pulau  besar  di  Sulawesi  Tenggara  dengan  jumlah penduduk 360.682 jiwa dan luas wilayah 7.712,18 km 2 . Muna dan Buton  termasuk  dua  kota  utama  di  Sulawesi  Tenggara  yang berkembang  cukup  pesat.  Muna  dan  Buton  cukup  kaya  akan potensi  alam,  yang  turut  mendorong  pertumbuhan  ekonomi setempat.  Sumber  listrik  utama  untuk  kedua  wilayah  tersebut dipasok dari Buton. Konsumsi listrik Muna-Buton saat ini cukup besar,  dengan  beban  puncak  37  MW,  yang  sebagian  besar dipenuhi  oleh  pembangkit  listrik  tenaga  diesel  (PLTD)  sebesar 30,15  MW.  Target  pemerintah  untuk  mencapai  bauran  energi baru terbarukan (EBT) sebesar 23% pada tahun 2025 dan 31% pada  tahun  2050  bertentangan  dengan  keadaan  pembangkit  di Muna  dan  Buton  yang  saat  ini  masih  didominasi  oleh  PLTD. Perencanaan  dilakukan  dengan  melihat  pengaruhnya  terhadap biaya pembangunan pembangkit, reserve margin, bauran energi, serta biaya total. Untuk mencapai nilai optimisasi yang diinginkan, dilakukan  skenario  isolated  atau  sebelum  interkoneksi,  dengan asumsi  masing-masing  sistem  terpisah;  dan  sistem  interkoneksi, dengan  asumsi  sistem  Muna  dan  Buton  dilakukan  interkoneksi. Metode  optimisasi  dilakukan  dengan  menggunakan  mix  integer linear  programming  (MILP)  dengan  menggunakan  platform perangkat  lunak  OSeMOSYS.  Hasil  optimisasi  menunjukkan bahwa  rencana  pengembangan  pembangkit  Muna-Buton  telah berhasil  dilakukan.  Dari  beberapa  skenario  yang  dilakukan, skenario dengan sistem interkoneksi dapat dipilih sebagai pilihan terbaik,  berdasarkan  nilai  biaya  total  dan  biaya  pembangkitan yang  lebih  rendah,  yaitu  sebesar  Rp1.073  per  kWh  pada  tahun 2022  dan  Rp1.362  per  kWh  pada  tahun  2047,  dengan  rata-rata Rp1.202 per kWh.
Kata Kunci — Generation Expansion Planning (GEP), Power Plant Development Cost, Interkoneksi, Mix Integer Linear Programming (MILP).

## I. P ENDAHULUAN
Konsumsi  energi  listrik  setiap  tahunnya  mengalami peningkatan,  sesuai  dengan  realisasi  penjualan  energi  listrik selama lima tahun terakhir (2013-2017), dengan pertumbuhan sebesar 5,1% setiap tahunnya [1]. Pulau Buton dan Pulau Muna merupakan  pulau  besar  di  Sulawesi  Tenggara  dengan  jumlah penduduk sekitar 360.682 jiwa dan luas wilayah 7.712,18 km 2 .
Secara  geografis,  kedua  wilayah  tersebut  berdampingan. Sumber  listrik  utama  kedua  wilayah  tersebut  dipasok  dari Buton.  Konsumsi  listrik  Muna-Buton  saat  ini  cukup  besar, dengan beban puncak sebesar 32.996 kW [1].
Muna  dan  Buton  merupakan  daerah  yang  masing-masing memiliki sistem kelistrikan yang terisolasi, seperti dapat dilihat pada  Gbr.  1  [1].  Hal  ini  disebabkan  oleh  kondisi  geografis Muna  dan  Buton  yang  merupakan  kepulauan.  Pada  sistem Muna,  sistem  kelistrikan  masih  didominasi  oleh  pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD) dengan total kapasitas terpasang 4,7 MW  dengan  beban  puncak  sebesar  4,2  MW.  Sementara  itu, pada  sistem  Buton,  PLTD  masih  mendominasi  dengan  total terpasang  sebesar  30,15  MW  dan  beban  puncak  sebesar  33,2 MW  [2].  Kondisi  tersebut  bertentangan  dengan  target  bauran energi  baru  terbarukan  (EBT)  pemerintah  sebesar  23%  pada tahun  2025  dan  31%  pada  tahun  2050.  Oleh  karena  itu, diperlukan  rencana  pembangunan  ketenagalistrikan  yang ekonomis  untuk  mencapai  target  pemerintah  dengan memanfaatkan potensi energi masing-masing wilayah.
Interkoneksi  antara  kedua  sistem  sebelumnya  telah dilakukan [3]. Interkoneksi dilakukan dengan menghubungkan Sulawesi  bagian  utara  dan  Sulawesi  bagian  selatan. Interkoneksi  dilakukan  dengan  memasukkan  dua  pilihan transmisi  tegangan,  275  kV  dan  500  kV,  dengan mempertimbangkan  ekonomi tegangan, N -1 contingency , dan stabilitas tegangan.
Muna  dan  Buton  memiliki  beberapa  potensi  energi, khususnya di Pulau Buton, yang memiliki potensi energi panas bumi  sebesar  125  MW  [4],  energi  hidro  10  MW,  dan  energi surya 10 MW [2]. Sementara itu, potensi energi sistem Muna cukup kecil, yaitu energi hidro dan energi surya, dengan potensi energi  masing-masing  sebesar  5  MW.  Pemanfaatan  masing- masing  potensi  tersebut  diharapkan  dapat  membantu memenuhi target bauran EBT pemerintah sebesar 23%.
Perencanaan  kebijakan ketenagalistrikan  dituangkan dalam Rencana  Umum  Ketenagalistrikan  Nasional  (RUKN)  dan Rencana  Umum  Ketenagalistrikan  Daerah  (RUKD).  RUKD harus  disusun  dengan  memperhatikan  RUKN  dan  menurut pedoman yang dikeluarkan oleh pemerintah [5].
Dalam  rangka  mencapai  target  bauran  energi,  perlu dilakukan  perencanaan  ekspansi  pembangkitan  ( generation expansion planning , GEP). GEP digunakan untuk menentukan jenis, kapasitas, dan waktu konstruksi unit pembangkit dengan mempertimbangkan  peramalan  beban  atau  beban  puncak tahunan  [6].  Secara  umum,  GEP  telah  dilakukan  pada penelitian-penelitian sebelumnya [5]-[16]. Salah satu platform yang sudah banyak digunakan para peneliti sebelumnya untuk melakukan  GEP  adalah  OSeMOSYS  [7]-[9],  [14],  [15]. Referensi [7] menggunakan Open Source Spatial
Electrification Toolkit (OnSSET) dan OSeMOSYS. Penelitian tersebut  dibagi  menjadi  tiga  skenario,  yaitu  konsumsi  listrik
1,2,3 Departemen  Teknik  Elektro  dan  Teknologi  Informasi, Fakultas  Teknik,  Universitas  Gadjah  Mada,  Jln.  Grafika  No.  2 Yogyakarta 55281 INDONESIA (Tel.: +6285299447946;
+62(274)552305, email: 1 ahmad.fatana013@mail.ugm.ac.id, 2 sarjiya@ugm.ac.id, 3 lesnanto@ugm.ac.id) *Corresponding Author
[Diterima: 1 Desember 2021, Direvisi: 30 Maret 2022]
perumahan,  konsumsi  listrik  pedesaan, dan  konsumsi  listrik perkotaan,  yang  masing-masing  dibagi  menjadi  konsumsi listrik  rendah  dan  konsumsi  listrik  tinggi.  Dalam  [8],  objek penelitian yang dilakukan adalah Sistem Jawa-Bali tahun 2016- 2025.  Dalam  penyelesaiannya,  dipilih  metode linear programming (LP)  untuk  mencapai  nilai  minimum  dengan menerapkan  batas  emisi  dan  tanpa  batas  emisi.  Dalam penelitian  ini  dilakukan  tiga  skenario,  yaitu  skenario pemodelan rencana usaha penyediaan tenaga listrik (RUPTL), optimisasi tanpa batasan emisi, dan optimisasi dengan batasan emisi.  Hasil  simulasi  menunjukkan  bahwa  optimisasi  tanpa batasan  emisi  lebih  murah  dibandingkan  dengan  optimisasi dengan batasan emisi [8]. Sementara itu, digunakan metode mix integer  linear  programming (MILP)  dan  LP  pada  penelitian lainnya  [9].  Metode  ini  dipilih  untuk  skema  terisolasi  dan skema interkoneksi. Dalam penelitian tersebut, digunakan tiga skenario,  yaitu  skenario business  as  usual (BAU),  skenario target  EBT,  dan  skenario  batas  CO 2 .  Hasil  yang  diperoleh adalah nilai biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan pada skenario  pembatasan  CO 2 paling  tinggi  dibandingkan  dengan skenario  lainnya  [9].  Dalam  [14],  studi  kasus  dilakukan  di Jayapura dan Sarmi. Skenario dilakukan dengan sistem isolated dan interkoneksi. Metode yang digunakan adalah MILP. Hasil yang  diperoleh  menunjukkan  bahwa  skenario  sistem isolated lebih murah berdasarkan biaya pembangkitan dan total biaya. Pengembangan pembangkit juga telah dilakukan menggunakan PLEXOS  sebagai  antarmukanya [6],  [10].  Dalam  penelitian tersebut,  dipilih  metode  MILP  dengan  model long  term  plan (LT)  yang  merencanakan  pembangunan  pembangkit  listrik selama dua puluh sampai tiga puluh tahun. Model rencana LT memberikan  kombinasi  yang  optimal  antara  pembangunan pembangkit  listrik  baru,  penghentian  pembangkitan,  dan penambahan  saluran  transmisi  dengan  meminimalkan net present value (NPV) dari total biaya dalam perencanaan jangka panjang dengan tetap mempertimbangkan kendala [7].
Pada penelitian ini, dilakukan studi GEP di Pulau Muna dan Pulau  Buton  untuk  memenuhi  proyeksi  beban  periode  2022- 2047  dan  target  bauran  energi  23%  sesuai  yang  ditetapkan pemerintah, sehingga diperoleh biaya penyediaan energi listrik yang  minimum.  Hasil  kajian  ini  diharapkan  dapat  menjadi acuan  dalam  penyusunan  masterplan  kelistrikan  Pulau  Muna dan  Pulau  Buton  guna  mendukung  pencapaian  target  energi terbarukan Indonesia.

## II. M ETODOLOGI DAN D ATA
Untuk menyelesaikan masalah pengembangan pembangkit, disusun  fungsi  tujuan  ( objective  function )  berupa  pencarian biaya minimum dalam penyediaan tenaga listrik dengan tetap memperhatikan  kekangan-kekangan  yang  ada.  Komponen biaya  meliputi  biaya  modal,  biaya  operasi  dan  pemeliharaan tetap,  biaya  variabel,  serta  biaya  bahan  bakar.  Hal  tersebut dituliskan pada (1).
𝑍 = 𝑚𝑖𝑛 (∑ ∑ ∑ 𝐷𝐹𝐶 𝑦 × [𝐶 𝑖𝑛𝑣 𝑡 × 𝑁𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 ] 𝑦 𝑡 𝑟 + ∑ 𝐷𝐹 𝑦 × [𝐶 𝐹0&𝑀 𝑡 𝑦 × (∑ ∑ ( 𝑡 𝑟 𝑅𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 + ∑ 𝑁𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 𝑦𝑦 𝑦 ))] + ∑ ∑ ∑ 𝐷𝐹 𝑦 𝑓 𝑙 𝑟 × [∑ (((𝐻𝑅 𝑡 𝑡 × 𝐶 𝑓𝑢𝑒𝑙 𝑡 ) + 𝐶 𝑣𝑜&𝑚 𝑡 ) × 𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 )] (1)
dengan z = biaya total, y = tahun, r = daerah ( region ),
f = bahan bakar,
t = teknologi, l = timeslices , 𝑁𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 = kapasitas baru ( new capacity ), 𝐶 𝑖𝑛𝑣 𝑡 = discount rate , 𝐷𝐹𝐶 𝑦 = discount factor untuk investasi modal, 𝐷𝐹 𝑦 = discount factor untuk biaya tetap dan variabel, 𝐶 𝐹𝑂&𝑀 𝑡 = biaya operasi dan pemeliharaan tetap,
𝑅𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 = residual capacity , 𝐶 𝑓𝑢𝑒𝑙 𝑡 = biaya bahan bakar,
𝐶 𝑉𝑂&𝑀 𝑡 = biaya operasi dan pemeliharaan variabel,
𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 = produksi,
𝐻𝑅 𝑟 = laju kalor .
Alur  penelitian  ini  diperlihatkan  pada  Gbr.  2.  Penelitian dimulai  dengan  mempelajari  berbagai  literatur  baik  berupa penelitian-penelitian  maupun  buku-buku  terkait  perencanaan pengembangan pembangkit. Selanjutnya, dilakukan pengumpulan  data  yang  berhubungan  dengan  penelitian, seperti  pembangkit  yang  sudah  ada  ( existing ),  rencana pembangkit,  kebutuhan  energi,  potensi  energi,  serta  biaya tekno-ekonomi pembangkitan. Dalam penelitian ini, dilakukan dua skenario, yaitu skenario isolated dan interkoneksi. Dalam skenario isolated ,  diasumsikan  bahwa  pada  sistem  Muna  dan Buton  dilakukan  pengembangan  pembangkit  secara  sendiri- sendiri. Sementara itu, pada skenario interkoneksi, diasumsikan sistem  Muna  dan  Buton  diinterkoneksikan.  Kemudian, dilakukan  simulasi  skenario isolated dan  interkoneksi.  Hasil setiap skenario dianalisis dari sudut pandang BPP pembangkit, keandalan  sistem,  serta  bauran  energinya.  Setelah  masing-
Gbr. 1 Peta Muna dan Buton [1].
masing  analisis  dilakukan,  dilakukan  perbandingan  antar skenario sebelum dan setelah interkoneksi, lalu diakhiri dengan penyusunan kesimpulan dan rekomendasi.
1) Kekangan: Pada model optimisasi perencanaan pengembangan  pembangkit  ini,  ada  beberapa  kekangan  yang dipertimbangkan,  yang  ditunjukkan  pada  (2)  sampai  (6). Diasumsikan  bahwa  total  daya  pembangkit  yang  ada  dan tambahan pembangkit baru setiap tahun harus lebih besar atau sama dengan beban puncak tahunan ditambah margin cadangan. Pada  (3),  produksi  energi  total  untuk  setiap timeslice harus sama  dengan  kebutuhan  energi  untuk  setiap timeslice . Persamaan  (4)  menunjukkan  bahwa  dalam  memenuhi  target bauran  EBT,  produksi  EBT  harus  sama  atau  lebih  besar daripada  target  EBT  dikalikan  total  produksi  energi  tahunan. Sementara itu, pada (5), produksi energi dibatasi setiap tahun sesuai dengan faktor kapasitas masing-masing pembangkit.
∑ (𝑅𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 𝑡 + ∑ 𝑁𝐶 𝑟,𝑡,𝑦 𝑦𝑦 𝑦 ≥   𝑃𝐿 𝑟,𝑦 +   𝑅𝑀 𝑟,𝑦 (2) ∑ 𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 𝑡 ≥ 𝐷 𝑟,𝑙,𝑦
(3)
𝑃𝑅𝐸 𝑟,𝑦 ≥ 𝑅𝐸𝑇 𝑦 × 𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 (4)
𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 ≥ 𝐴𝐶 𝑡,𝑦 × 𝐶𝐹 𝑡,𝑦 × 8760 (5)
dengan
𝑃𝐿 𝑟,𝑦 = beban puncak,
𝑅𝑀 𝑟,𝑦 = reserve margin , 𝑅𝐸𝑇 𝑦 = target energi terbarukan,
PRE r,y = produksi energi terbarukan,
𝑃 𝑟,𝑡,𝑦 = produksi, 𝐷 𝑦 = permintaan, 𝐴𝐶 𝑡,𝑦 = kapasitas yang tersedia,
𝐶𝐹 𝑡,𝑦 = faktor kapasitas ( capacity factor ).
Kekangan dalam model perancangan GEP ini adalah reserve margin , untuk memastikan tercapainya target keandalan. Pada (6), reserve margin dihitung  sebagai persentase selisih antara kapasitas  terpasang  dengan  beban  puncak  terhadap  beban puncak.
RM = (𝐼𝐶−𝑃𝐿) 𝑃𝐿 = × 100% (6)
dengan RM adalah reserve  margin , IC adalah  kapasitas terpasang total ( total installed capacity ), dan PL adalah beban puncak ( peak load ).
2) Perhitungan  Biaya  Pokok  Penyediaan  (BPP): Pada  (7) terlihat bahwa BPP diperoleh dengan membagi biaya produksi tenaga  listrik  terhadap  jumlah  energi  yang  terjual.  Sementara itu, (8) menunjukkan bahwa CRF digunakan untuk mengetahui pengembalian  modal  yang  sesuai  dengan  suku  bunga  dan operational life suatu pembangkit.
BPP = ((𝐶𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡 𝑦 ×𝐶𝑅𝐹)+𝐹𝑂𝑀 𝐶𝑜𝑠𝑡 𝑦 +𝑉𝑂𝑀 𝐶𝑜𝑠𝑡 𝑦 + 𝐹𝑢𝑒𝑙 𝐶𝑜𝑠𝑡 𝑦 )/(1+ 𝑖) 𝑦 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔𝑦 𝑡𝑒𝑟𝑗𝑢𝑎𝑙/(1+ 𝑖) 𝑦 (7) CRF = 𝑖×(1+𝑖)𝑛 𝐸(1+𝑖)𝑛−1 (8)
dengan i adalah the suku bunga dan y adalah tahun ke -y .
Berdasarkan model optimisasi yang telah dituliskan pada (1) sampai  (8),  dilakukan  simulasi  GEP  menggunakan  platform OSeMOSYS.  Pada  simulasi  tersebut,  digunakan  asumsi  data tekno-ekonomi  kandidat  pembangkit  [17]  dan  energi  primer pembangkit  [18],  [19],  seperti  ditunjukkan  pada  Tabel  I  dan Tabel II.

## III. HASIL DAN DISKUSI
Pada  bagian  ini  dijelaskan  hasil  optimisasi  yang  telah dilakukan  pada  sistem  Muna  dan  Buton.  Hasil  yang ditampilkan  berupa  kapasitas  pembangkit,  keandalan  yang diwakili reserve margin , bauran energi, dan  BPP pembangkit listrik. Simulasi dilakukan untuk dua skenario, yaitu skenario isolated dan interkoneksi. Pada skenario isolated , simulasi GEP untuk  sistem  Muna  dan  Buton  dilakukan  secara  terpisah, sedangkan  pada  skenario  interkoneksi,  kedua  sistem diasumsikan dihubungkan dengan saluran transmisi.

## A. Hasil Simulasi Skenario Isolated
Pada skenario simulasi sistem isolated ini, sistem Muna dan Buton  disimulasikan  sebagai  sistem  terpisah  dengan pemanfaatan potensi energi masing-masing wilayah.
1) Hasil Simulasi  Sistem Muna: Komposisi pembangkit di sistem Muna dari tahun 2022 sampai tahun 2047 ditunjukkan pada  Gbr.  3.  Terlihat  bahwa  ada  penambahan  kapasitas pembangkit  dari  tahun  2022  sampai  2047  untuk  memenuhi kebutuhan beban puncak yang meningkat setiap tahunnya. Ada
Gbr. 2 Diagram alir penelitian.
empat  jenis  kandidat  pembangkit  yang  terpilih,  yaitu  PLTD, pembangkit  listrik  tenaga  mikrohidro  (PLTMH),  pembangkit listrik  tenaga  mesin  gas  (PLTMG),  dan  pembangkit  listrik tenaga  surya  (PLTS),  dengan  persentase  pada  tahun  awal pembangkit  terpasang  secara  berturut-turut  adalah  PLTD sebesar 31,58%, PLTMG sebesar 26,32%, kemudian PLTMH dan  PLTS  masing-masing  sebesar  21,05%.  Di  antara  empat jenis pembangkit terpasang, hanya PLTD yang existing sebesar 3 MW pada tahun 2018 dan akan dipensiunkan pada tahun 2039. Sementara itu, reserve margin pada sistem Muna ditunjukkan pada Gbr. 4. Dapat diamati bahwa sejak tahun pertama, reserve margin sebesar  35%  telah  terpenuhi. Reserve  margin pada tahun awal adalah 69,64%. Hal ini disebabkan pada tahun awal ada  penambahan  jenis  pembangkit  PLTMH,  PLTMG,  dan PLTS, dengan total 6.5 MW dan beban puncak sebesar 5,6 MW. Pada  tahun  2023,  2027,  2033,  2037,  2040,  dan  2044  terjadi kenaikan  karena  pada  masing-masing  tahun  tersebut  terjadi penambahan  pembangkit,  sehingga  mengakibatkan  kenaikan nilai reserve margin .
Bauran energi sistem Muna diperlihatkan pada Gbr. 5. Dapat diamati  bahwa  dari  hasil  optimisasi,  pada  tahun  awal  selama perencanaan  PLTMG  mendominasi  bauran  energi,  yaitu sebesar  63,87%,  kemudian  disusul  PLTMH  sebesar  25,69% dan PLTS sebesar 10,44%. PLTMG mendominasi pada sistem
Muna karena sistem Muna memiliki potensi energi primer yang kecil  sehingga  PLTMG  dipaksa  untuk  memenuhi  kebutuhan listrik berdasarkan hasil optimisasi. Biaya terbesar pada sistem Muna  ialah  biaya  bahan  bakar,  yaitu  sebesar  Rp311  miliar, kemudian  disusul  biaya  modal  ( capital  cost )  Rp178  miliar, biaya tetap ( fixed cost ) Rp51 miliar, dan biaya terendah ialah biaya variabel ( variable cost ) sebesar Rp14 miliar, dengan total sebesar  Rp553  miliar.  Biaya  bahan  bakar  menjadi  biaya terbesar  karena  pada  sistem  Muna  ada  pembangkit  jenis PLTMG  dan  PLTD,  yang  membutuhkan  bahan  bakar  selama pengoperasiannya.  Sementara  itu,  biaya  tetap  menjadi  biaya terbesar  kedua  karena  adanya  penambahan  beberapa  kali pembangkit, sehingga menyebabkan biaya biaya modal makin
T ABEL I D ATA A SUMSI T EKNO -E KONOMI K ANDIDAT P EMBANGKIT Pembangkit Umur Pembangkit (tahun) Faktor Kapasitas (%) Efisiensi (%) Biaya Modal ($/kWe/y) FO&M ($/kWe/y) VO&M ($.MWh) PLTD 25 40 37 1.500 38,00 6,40 PLTMG 25 55 42 400 40,00 3,80 PLTU 30 80 34 1.650 45,25 3,80 PLTMH 25 40 37 2.600 38,00 6,40 PLTS 25 16 25 830 26,00 0,40 PLTP 30 80 25 4.500 20,00 0,37 T ABEL II E NERGI P RIMER Energi Primer Biaya Nilai Kalor Eskalasi Batu bara 60,00 $/ton 4.700 kcal/kg 0,012 LNG 10,00 $/MMBTU 252.000 kcal/Mscf 0,009 HSD 0,58 $/liter 9.100 kcal/liter 0,023
Gbr. 3 Komposisi pembangkit sistem Muna.
Gbr. 4 Reserve margin sistem Muna.
Gbr. 5 Bauran energi sistem Muna.
meningkat. Pada sistem Muna secara keseluruhan, nilai berupa reserve  margin dan  total  biaya  BPP  pembangkitan  telah berhasil  didapatkan,  dengan  nilai  BPP  tahun  2022  sebesar Rp1.489 per kWh dan tahun 2047 sebesar Rp1.629 per kWh, dengan  rata-rata  Rp1.529  per  kWh.  Di  lain  sisi,  bauran  EBT pada sistem Muna tidak tercapai karena Muna hanya memiliki sedikit potensi energi primer.
2) Hasil  Simulasi  Sistem  Buton: Komposisi  pembangkit pada  sistem  Buton  ditunjukkan  pada  Gbr.  6.  Dapat  diamati bahwa  pada  skenario  Buton  EBT,  terdapat  lima  jenis pembangkit  terpasang,  yaitu  PLTMH,  PLTMG,  pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP), PLTS, dan pembangkit listrik tenaga  uap  (PLTU).  Kapasitas  pembangkit  selalu  mengalami peningkatan  setiap  tahunnya.  Hal  ini  disebabkan  oleh kebutuhan  tenaga  listrik  yang  selalu  meningkat  sepanjang tahun.  Diketahui  bahwa  PLTMG  mendominasi  selama perencanaan  pengembangan, dengan persentase  sebesar  51%, kemudian  disusul  PLTU  sebesar  24%,  PLTP  sebesar  17%, PLTMH  sebesar  4%,  dan  terakhir  PLTS  sebesar  3%. Pembangkit  jenis  PLTMG  mendominasi  sepanjang  tahun perencanaan karena PLTMG merupakan pembangkit termurah yang  terpilih  berdasarkan  hasil  optimisasi,  sedangkan  PLTP menjadi terbesar kedua karena adanya batas minimum produksi EBT,  yang  ditetapkan  sebesar  23%  pada  tahun  2025  dan sebesar 31% pada tahun 2047. Sementara itu, reserve margin diperlihatkan pada Gbr. 7. Dapat terlihat bahwa selama waktu perencanaan, batas minimum reserve margin sebesar 35% telah terpenuhi.  Pada  tahun-tahun  awal, reserve  margin telah mengalami peningkatan dengan total sebesar 75,90%. Hal ini
disebabkan  oleh  adanya  tiga  jenis  pembangkit existing ,  yaitu PLTU, PLTMG, dan PLTMH, dengan total kapasitas 46,4 MW dan  penambahan  pembangkit  baru  jenis  PLTP  10  MW  serta PLTS sebesar 2 MW di awal tahun dengan beban puncak 32,2 MW. Pada umumnya, terjadinya kenaikan nilai reserve margin karena adanya penambahan pembangkit baru pada tahun-tahun tersebut.  Selanjutnya,  bauran  energi  pada  sistem  Buton ditunjukkan  pada  Gbr.  8.  Terlihat  bahwa  terdapat  lima  jenis pembangkit yang berproduksi selama masa perencanaan, yaitu PLTP,  PLTU,  PLTMG,  PLTMH,  dan  PLTS.  Persentase masing-masing pembangkit pada tahun awal perencanaan ialah PLTU sebesar 43%, PLTP sebesar 30%, PLTMG sebesar 22%, kemudian PLTMH sebesar 4%, dan terakhir PLTS sebesar 1%. Pada tahun 2045, PLTP mengalami kenaikan cukup signifikan. Hal ini disebabkan oleh adanya pembangkit jenis PLTU yang pensiun  pada  tahun  2044,  sehingga  pembangkit  jenis  PLTP masuk dalam penetrasi berdasarkan hasil simulasi.  Pada hasil simulasi ini, PLTP dan PLTU dapat dijadikan sebagai base load dengan total sebesar 157,68 GWh atau sebesar 73%. Kemudian, PLTMG  dapat  dijadikan  sebagai follower sebesar  22%,  dan PLTMH  sebesar  4%  dapat  dijadikan  sebagai peaker -nya. Sementara  itu,  biaya  terbesar  dari  sistem  Buton  adalah  biaya bahan  bakar,  sebesar  Rp1.596  miliar,  disusul  biaya  modal sebesar Rp1.403 miliar, biaya tetap sebesar Rp287 miliar, dan terendah  adalah  biaya  variabel  sebesar  Rp56  miliar,  dengan total biaya keseluruhan Rp3.343 miliar. Biaya bahan bakar dan biaya modal menjadi yang paling dominan. Hal ini disebabkan oleh  adanya  PLTMG  dan  PLTU,  yang  masing-masing membutuhkan bahan bakar, sehingga penambahan biaya bahan bakar  semakin  besar.  Sementara  itu,  biaya  modal  menjadi terbesar  kedua  karena  terjadi  penambahan  PLTMG,  PLTP, PLTMH,  dan  PLTS,  sehingga  mengakibatkan  biaya  modal menjadi lebih besar.
Pada sistem Buton secara keseluruhan, nilai berupa reserve margin , bauran EBT, dan total biaya BPP pembangkitan telah berhasil  diperoleh,  dengan  nilai  BPP  tahun  2022  sebesar Rp1.071  per  kWh  dan  tahun  2047  sebesar  Rp1.546  per  kWh dengan rata-rata Rp1.227 per kWh.
3) Hasil  Simulasi  Sistem  Interkoneksi  Muna-Buton: Pada desain sistem interkoneksi, hanya dihitung BPP pembangkitan seperti yang dilakukan pada skenario isolated Muna dan Buton .
Gbr. 6 Komposisi pembangkit sistem Buton.
Gbr. 7 Reserve margin sistem Buton.
Gbr. 8 Bauran energi sistem Buton.
Komposisi  pembangkit  pada  sistem  interkoneksi  ditunjukkan pada  Gbr.  9.  Kapasitas  pembangkit  listrik  setiap  tahun mengalami  peningkatan.  Hal  ini  sejalan  dengan  kebutuhan masyarakat  yang  semakin  meningkat,  yang  menyebabkan meningkatnya  beban  puncak  di  setiap  tahunnya.  Kandidat pembangkit  yang  terpilih  berdasarkan  hasil  optimisasi  yaitu PLTP, PLTU, PLTMG, PLTMH, PLTS, dan PLTD.  PLTMG menjadi yang terbesar, yaitu 58%. Hal ini terjadi karena pada tahun  awal  terjadi  penambahan  pembangkit  baru  sebesar  10 MW  ditambah  pembangkit existing jenis  PLTMG  sebesar  30 MW. Keandalan sistem interkoneksi dapat dilihat pada Gbr. 10. Dapat  diamati  bahwa  sepanjang  tahun  perencanaan, reserve margin sebesar  35%  telah  terpenuhi.  Pada  awal  tahun,  nilai reserve  margin adalah  68,86%.  Peningkatan  nilai reserve margin di  awal  tahun  terjadi  karena  adanya  pembatasan minimum  produksi  jenis  pembangkit  EBT  sebesar  23%, sehingga  memaksa  terpasangnya  pembangkit  EBT.  Jenis pembangkit  yang  terpasang  adalah  PLTP  sebesar  10  MW, sehingga mengakibatkan nilai reserve margin meningkat. Pada tahun  2026, reserve  margin mengalami  peningkatan  karena adanya PLTP baru yang terpasang secara berturut-turut sebesar 5 MW, yang menyebabkan meningkatnya reserve margin pada tahun  tersebut.  Sementara  itu,  pada  akhir  tahun  nilai reserve margin adalah  43%.  Bauran  energi  sistem  interkoneksi ditunjukkan  pada  Gbr.  11.  Terlihat  bahwa  pada  awal  tahun perencanaan,  PLTU  mendominasi,  sebesar  37%,  disusul  oleh PLTMG  sebesar  33%,  kemudian  PLTP  sebesar  27%.  Pada tahun  2027,  PLTP  mengalami  peningkatan  menjadi  48%.
Reserve  margin pada  awal  perencanaan  relatif  tinggi  karena telah ada beberapa pembangkit existing , yaitu PLTU, PLTMG, PLTMH,  dan  PLTD,  serta  beberapa pembangkit baru  dengan total  kapasitas  terpasang  sebesar  69,4  MW.  Secara  umum, PLTP  mendominasi  selama  perencanaan  karena  adanya penambahan  pembangkit  jenis  PLTP.  Pada  tahun  2044, pembangkit jenis PLTP mengalami peningkatan secara drastis sebesar  84%  karena  adanya  pembangkit  jenis  PLTU  yang dipensiunkan  sebesar  14  MW  pada  tahun  tersebut,  sehingga mengakibatkan  penambahan  pembangkit  jenis  PLTP  sebesar 20  MW.  Berdasarkan  Gbr.  11,  PLTP  dan  PLTU  dapat digunakan  sebagai base  load ,  PLTMG  digunakan  sebagai follower , dan PLTMH dapat digunakan sebagai peaker -nya.
Biaya terbesar pada sistem interkoneksi Muna-Buton adalah biaya modal sebesar Rp2.194 miliar, disusul biaya bahan bakar sebesar Rp1.168 miliar, biaya tetap sebesar Rp326 miliar, dan biaya terendah ialah biaya variabel sebesar Rp43 miliar. Biaya modal  menjadi  biaya  terbesar  karena  adanya  penambahan beberapa jenis pembangkit yang didominasi oleh  PLTP, yang memiliki biaya modal paling besar di antara jenis pembangkit yang  lain.  Sementara  itu,  biaya  bahan  bakar  menjadi  biaya terbesar  kedua  karena  adanya  penetrasi  pembangkit  PLTMG dan  PLTU yang  membutuhkan  bahan  bakar  selama pengoperasiannya.

## IV. K ESIMPULAN
Dalam penelitian ini, perencanaan pembangkit di Muna dan Buton dari tahun 2022 sampai 2047 dengan skenario isolated dan interkoneksi telah berhasil dilaksanakan.  Skenario sistem isolated telah  berhasil  dilakukan  dengan  tetap  menjaga keandalannya.  Masing-masing  sistem  Muna  dan  Buton  telah memenuhi  batasan  yang  telah  ditentukan,  seperti reserve margin ,  target  EBT,  dan  tercapainya  kebutuhan  energi.  Dari analisis yang dilakukan, direkomendasikan skenario interkoneksi sebagai pilihan terbaik. Rekomendasi ini diambil berdasarkan  nilai  biaya  total  pembangunan  dan  biaya pembangkitan yang lebih ekonomis, yaitu sebesar Rp1.073 per kWh pada tahun 2022 dan Rp1.362 per kWh pada tahun 2047, dengan rata-rata Rp1.202 per kWh.

## K ONFLIK K EPENTINGAN
Dalam penyusunan laporan penelitian, penulis menyatakan artikel yang berjudul “Perencanaan Pengembangan Pembangkit  Sistem  Muna-Buton  dengan  Mempertimbangkan
Gbr. 9 Komposisi pembangkit sistem interkoneksi Muna-Buton.
Gbr. 10 Reserve margin sistem interkoneksi Muna-Buton.
Gbr. 11 Bauran energi sistem interkoneksi Muna-Buton.
Sistem Interkoneksi” ditulis dan disusun tanpa adanya konflik kepentingan.

## K ONTRIBUSI P ENULIS
Konseptualisasi,  Ahmad  Fatana,  Sarjiya,  Lesnanto  Multa Putranto; metodologi, Ahmad Fatana, Sarjiya, Lesnanto Multa Putranto;  penulisan—penyusunan  draf  asli,  Ahmad  Fatana; penulisan—peninjauan  dan  penyuntingan,  Sarjiya,  Lesnanto Multa Putranto.

## U CAPAN T ERIMA K ASIH
Terima  kasih  disampaikan  kepada  semua  pihak  yang  telah membantu  dalam  penyusunan  penelitian,  ini  terutama  kedua orang  tua.  Terima  kasih  kepada  kedua  pembimbing  serta teman-teman  di  Departemen  Teknik  Elektro  dan  Teknologi Informasi, Universitas Gadjah Mada.

## R EFERENSI
[1]  “Rencana Usaha Penyedia Tenaga Listrik (RUPTL) 2021-2030 PT. PLN (Persero),” Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2021.
[2]  “Rencana Usaha Penyedia Tenaga Listrik (RUPTL) 2019–2028 PT. PLN (Persero),” Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2019.
[3]  Tumiran, dkk., “Transmission Expansion Planning for the Optimization of  Renewable  Energy  Integration  in  the  Sulawesi  Electricity  System,” Sustainability , Vol. 13, No. 18, hal. 1–20, 2021.
[4]  “Potensi Panas Bumi Indonesia Jilid 2,” Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi dan Badan Geologi, 2017.
[5]  A.C.  Koloay,  H.  Tumaliang,  dan  M.  Pakiding,  “Perencanaan  dan Pemenuhan  Kebutuhan  Energi  Listrik  di  Kota  Bitung,” J.  Tek.  Elekt., Komput. , Vol. 7, No. 3, hal. 285–294, 2018.
[6]  S.A.  Rashidaee  dan  T.  Amraee,  “Generation  Expansion  Planning Considering the Uncertainty of Yearly Peak Loads,” 2018 IEEE Int. Conf. Environ., Elect. Eng., 2018 IEEE Ind., Commercial Power Syst. Europe (EEEIC/I&CPS Europe) , 2018, hal. 1–4.
[7]  N. Moksnes, A. Korkovelos, D. Mentis, dan M. Howells, “Electrification Pathways  for  Kenya-Linking  Spatial  Electrification  Analysis  and
Medium  to Long Term Energy  Planning,” Environ. Res.  Lett. ,  Vol. 12, No. 9, hal. 1–13, Sep. 2017.
[8]  K.I. Muttaqien, “Perencanaan Pengembangan Pembangkit Sistem Jawa- Bali  Menggunakan Model  Optimasi OSeMOSYS,”  Skripsi,  Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia, 2017.
[9]  M. Burhanudin, “Desain Masterplan Sistem Interkoneksi Jawa-Bali-Nusa Tenggara Barat-Nusa  Tenggara  Timur  Mempertimbangkan  Pembangkit EBT,” Skripsi, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia, 2020.
[10]  F.A. Shokhib, “Long-Term Generation Expansion Planning in Sulawesi Electricity  System  Considering  High  Share  of  Intermittent  Renewable Energy  Resource,” 2019  11th  Int.  Conf.  Inf.  Technol.,  Elect.  Eng. (ICITEE) , 2019, hal. 1-6.
[11]  S.W. Hadley, S. You, M. Shankar, dan Y. Liu, “Electric Grid Expansion Planning with High Levels of Variable Generation,” Oak Ridge National Laboratory,  Oak  Ridge,  AS,  Laporan  Penelitian  ORNL/TM-2015/515, Feb. 2016.
[12]  A.  Dhakouani,  dkk.,  “Long-Term  Optimisation  Model  of  the  Tunisian Power System,” Energy , Vol. 141, hal. 550–562, Des. 2017.
[13]  D.  Lavigne,  “OSeMOSYS  Energy  Modeling  Using  an  Extended UTOPIA  Model,” Univers.  J.  Educ.  Res. ,  Vol.  5,  No.  1,  hal.  162–169, 2017.
[14]  R. Pratama, “Pengembangan Pembangkit Energi Listrik Sistem Jayapura- Sarmi,” Skripsi, Universitas Gadjah Mada, Yogyakarta, Indonesia, 2021.
[15]  Tumiran,  dkk.,  “Generation  Expansion  Planning  for  High-Potential Hydropower Resources:  The Case of  the  Sulawesi  Electricity  System,”
Int. J. Sustain. Energy Plan., Manage. , Vol. 28, hal. 37–51, Apr. 2020.
[16]  P.  Wang,  dkk.,  “Power  Generation  Expansion  Optimization  Model Considering  Multi-Scenario  Electricity  Demand  Constraints:  A  Case Study of Zhejiang Province, China,” Energies , Vol. 11, No. 6, hal. 1–15, 2018.
[17]  “Technology  Data  for  the  Indonesian  Power  Sector,”  Dewan  Energi Nasional, 2017.
[18]  T. Hamamatsu, M. Saikawa, dan K. Hashimoto, “‘Energy Chain’, A New Concept  in  Evaluating  Future  Energy  Conservation  and  Greenhouse Abatement  Alternatives  and  Effectiveness,” Proc.  19th  World  Energy Congress , 2004.
[19]  T. Wildi, Electrical Machines, Drives, and Power Systems , 5th ed., Upper Saddle River, AS: Prentice Hall, 2002.