Pekan terburuk — Berapa biayanya agar tidak gelap gulita ketika angin dan matahari tidak ada

Pada 28 September 2026, pukul 21.16, Red Eléctrica meminta sekelompok konsumen industri besar di Spanyol untuk mengurangi pemakaian. Sebanyak 943 MW permintaan keluar dari jaringan, dengan total 1.634,5 MWh. Alasannya sederhana: produksi listrik tenaga angin berada di bawah perkiraan. Itu adalah aktivasi kesembilan tahun ini dari layanan respons aktif permintaan, dan yang ketujuh sejak pertengahan Juli.

Dua jam bisa diatasi dengan hampir apa saja: baterai, pembangkit gas, pabrik yang bersedia berhenti, interkoneksi. Persoalannya berubah sifat ketika ketiadaan angin berlangsung berhari-hari. Di Semenanjung Iberia ada episode tekanan tinggi ketika angin melemah selama beberapa hari berturut-turut; jika bersamaan dengan hari-hari yang pendek, matahari hampir tidak bisa menutupinya. Pada hari-hari itu, sistem kelistrikan yang bertumpu pada angin dan surya memerlukan sesuatu yang lain agar lampu tetap menyala — dan sesuatu yang lain itu punya biaya yang hampir tidak pernah muncul dalam grafik perbandingan teknologi.

Artikel ini menjawab satu pertanyaan saja: berapa biaya per tahun untuk menjamin 2 GW selama lima hari tanpa angin dan tanpa matahari, dua sampai tiga kali setahun? Artikel ini membandingkan empat cara untuk melakukannya, menerjemahkan hasilnya ke tagihan sebuah keluarga dan sebuah pabrik, dan menunjukkan di mana setiap solusi bisa gagal. Di baliknya ada pertanyaan yang lebih luas, yang sama-sama dipegang kedua penulis: tidak cukup mengetahui berapa biaya memproduksi listrik; mutlak perlu mengetahui berapa biaya menjamin pasokannya, terus-menerus, dan siapa yang menanggung biaya itu.

Pertanyaannya menyangkut daya, bukan hanya energi. Keamanan pasokan menuntut agar pada setiap saat daya yang tersedia memenuhi permintaan, termasuk cadangan, regulasi, dan layanan sistem lainnya. Karena itu penting membedakan tiga besaran yang sering tertukar — kapasitas terpasang, energi yang diproduksi, dan daya andal (firm) yang benar-benar tersedia — dan melihat biaya keseluruhan sistem, bukan hanya biaya produksi yang diratakan (levelised).

Dalam praktik: Ini adalah perbedaan antara harga bensin dan harga asuransi mobil. Grafik yang biasa menunjukkan berapa harga setiap liter. Pertanyaan pekan terburuk adalah berapa biaya untuk yakin bahwa mobil tetap bisa jalan pada hari ketika semuanya serba salah.

I. Sebuah grafik dan pertanyaan yang tepat

Artikel ini berawal dari percakapan kedua penulis dalam sebuah grup diskusi para insinyur. João de Jesus Ferreira membagikan grafik biaya yang diratakan dari beberapa teknologi: nuklir skala besar 155 €/MWh, reaktor modular kecil (SMR) 98 €/MWh untuk unit-unit pertama dan 70 €/MWh dalam produksi seri, serta baterai 680 €/MWh, yang dimensinya dirancang untuk menjamin 2 GW selama lima hari — 240 GWh penyimpanan.

Gaspar do Amaral mempersoalkan dua hal. Pertama, SMR seri pertama yang lebih murah daripada reaktor besar bertentangan dengan pengalaman: unit-unit pertama dari teknologi nuklir apa pun biasanya yang paling mahal. Kedua, baterai litium saat ini dipakai untuk 2 sampai 4 jam, bukan lima hari. João de Jesus Ferreira setuju dengan hal pertama — kedua nilai itu berasal dari dasar investasi yang berbeda, 7.150 €/kW untuk SMR dan 13.850 €/kW untuk nuklir, yang terakhir dengan acuan Amerika Utara — dan menjelaskan hal kedua: skenario lima hari itu disengaja, karena itulah layanan yang penting bagi sistem dengan banyak energi terbarukan yang berubah-ubah. Ia pun meninggalkan pertanyaan yang menjadi judul artikel ini: bagaimana menjamin permintaan jam demi jam, termasuk dalam periode panjang dengan produksi rendah, dan berapa biaya totalnya?

Pandangan João de Jesus Ferreira: “Persoalan pokok perencanaan energi bukanlah menemukan teknologi yang menghasilkan listrik dengan biaya diratakan terendah, melainkan menentukan kombinasi teknologi dan sumber daya yang memungkinkan permintaan terpenuhi, jam demi jam, dengan biaya keseluruhan terendah dan dengan tingkat keamanan pasokan yang memadai. Sistem kelistrikan tidak dapat direncanakan hanya berdasarkan neraca energi tahunan, target kapasitas terpasang, atau persentase bauran energi terbarukan. Produksi listrik tenaga angin dan surya bergantung pada kondisi cuaca yang belum tentu mengikuti perkembangan permintaan. Pertanyaan yang menentukan adalah daya andal dan dapat dikirim (dispatchable) berapa, kapasitas penyimpanan berapa, fleksibilitas permintaan berapa, dan kontribusi nyata interkoneksi berapa yang diperlukan untuk menjaga keseimbangan sistem, termasuk pada periode yang paling tidak menguntungkan. Tidak cukup menilai berapa biaya memproduksi listrik ketika sumber daya tersedia. Mutlak perlu menentukan berapa biaya menjamin pasokannya ketika sumber daya itu tidak mencukupi. Inilah perbedaan mendasar antara biaya sebuah teknologi dan biaya keseluruhan sistem kelistrikan yang andal, aman, dan berdaya saing.”

Jawaban atas pertanyaan ini tidak muat dalam grafik biaya per MWh, karena alasan yang bisa dijelaskan dengan sebuah rumus.

II. Harga per liter dan harga asuransi

Biaya peralatan penyimpanan per MWh yang dipasok diperoleh dengan membagi biaya tahunan dengan energi yang dipasoknya per tahun. Biaya tahunan hampir seluruhnya tetap: penyusutan investasi dan pemeliharaan. Energi yang dipasok bergantung pada berapa kali peralatan itu diisi dan dikosongkan. Karena itu, peralatan yang sama punya harga per MWh yang sangat berbeda tergantung cara kita memakainya.

Inilah beda antara LCOE (levelized cost of energy), biaya diratakan dari energi yang dihasilkan sebuah teknologi, dan LCOS (levelized cost of storage), biaya diratakan dari energi yang dipasok sebuah penyimpanan dalam kondisi investasi, operasi, dan pemakaian tertentu. Tak satu pun dari keduanya, sendirian, mengukur biaya menjamin pasokan pada tingkat keandalan tertentu: untuk itu juga diperhitungkan biaya kapasitas andal, biaya integrasi, jaringan dan layanan sistem, serta kontribusi nyata setiap teknologi terhadap kecukupan (adequacy). Sebuah teknologi bisa punya LCOE rendah dan sekaligus mengharuskan investasi di bagian lain sistem.

Gambar 1 menunjukkan biaya per MWh yang dipasok oleh baterai 240 GWh sebagai fungsi jumlah siklus penuh per tahun, untuk tiga tingkat investasi (100, 150, dan 300 €/kWh) dan umur pakai 15 sampai 20 tahun. Kedua skala logaritmik, dan hubungannya hampir berupa garis lurus menurun: setiap kali jumlah siklus dikalikan sepuluh, biaya per MWh terbagi kira-kira sepuluh. Jika dipakai setiap hari, baterai 150 €/kWh memasok energi dengan biaya sekitar 115–120 €/MWh. Jika disimpan untuk tiga periode tanpa angin per tahun, biayanya sekitar 5.800–6.500 €/MWh. Garis putus-putus menandai 680 €/MWh dari grafik yang dibahas: untuk mencapainya, baterai harus menjalani antara 18 dan 62 siklus penuh per tahun, tergantung investasinya. Pita hijau menandai layanan pekan terburuk. Gambar ini hanya mengatakan satu hal: harga per MWh sebuah penyimpanan bukan sifat teknologinya, melainkan sifat pemakaiannya.

Nilai 680 €/MWh itu, dengan demikian, menguntungkan baterai dalam skenario tempat nilai itu dipakai. Nilai itu mengandaikan pemakaian sepuluh sampai dua puluh kali lebih banyak daripada yang dimungkinkan tiga periode tanpa angin per tahun. Kami merekonstruksi asumsi lain dari grafik itu dengan biaya modal 7% dan memperoleh kembali nilainya dengan selisih 1 €/MWh (Tabel 5, dalam catatan metodologi). Grafik itu konsisten untuk nuklir dan SMR. Untuk baterai, grafik itu mengukur harga per liter dari peralatan yang, dalam skenario pekan terburuk, hanya berfungsi sebagai asuransi.

Bagaimana investasi berubah menjadi biaya per tahun. Orang yang membeli rumah dengan KPR tidak membayar harganya sekaligus: ia membayar cicilan selama bertahun-tahun, termasuk bunganya. Hal yang sama terjadi pada peralatan sistem kelistrikan. Pinjaman 100.000 € dengan bunga 7% per tahun, dilunasi dalam 25 tahun, menimbulkan cicilan sekitar 8.580 € per tahun, yaitu 8,58% dari jumlah pinjaman. Persentase itu disebut faktor pemulihan modal (capital recovery factor), dan hanya bergantung pada dua hal: suku bunga dan jangka waktu. Dengan 7% yang dipakai dalam artikel ini, nilainya 10,98% untuk 15 tahun, 9,44% untuk 20 tahun, 8,58% untuk 25 tahun, dan 7,25% untuk 50 tahun. Makin panjang jangka waktunya, makin kecil cicilannya, tetapi tidak pernah di bawah 7% bunganya.

Biaya tahunan setiap solusi lalu menjumlahkan tiga pos yang dikenal setiap pemilik mobil: cicilan kredit mobil; pemeliharaan — servis dan asuransi —, yang dibayar baik mobil dipakai maupun tidak; dan bahan bakar, yang hanya dibayar saat mobil berjalan. Semua perhitungan dalam artikel ini mengikuti resep ini.

Dalam praktik: Genset rumah sakit diam sepanjang tahun. Tak seorang pun memilihnya karena harga per kWh, melainkan karena biaya menjaganya siap pada hari jaringan padam. Untuk pekan terburuk, pertanyaan yang tepat bukan berapa harga setiap MWh, melainkan berapa biaya per tahun untuk memiliki MWh itu ketika dibutuhkan.

III. Skenario: 240 GWh, tiga kali setahun

Kami mempertahankan skenario grafik aslinya: defisit 2 GW selama 120 jam berturut-turut, yaitu 240 GWh per periode tanpa angin, dan tiga periode per tahun, batas atas dari “dua sampai tiga” dalam skenario itu. Karena perhitungannya linear, defisit 4 GW menggandakan semua biaya berikut.

Skenario ini sengaja disederhanakan dan bukan ramalan. Dalam studi kecukupan, defisit diperoleh dari simulasi kronologis deret per jam produksi dan konsumsi, dengan ketersediaan pembangkit, cadangan air, kendala jaringan, interkoneksi, dan variabilitas cuaca, dan dinyatakan dengan indikator yang diakui internasional: LOLE (loss of load expectation, jam kekurangan yang diharapkan per tahun), EENS (expected energy not served, energi yang diharapkan tidak terpasok), dan ELCC (effective load carrying capability, kontribusi nyata setiap sumber daya terhadap kecukupan). Perbandingan berikut adalah latihan tekno-ekonomi acuan; ia tidak menggantikan studi tersebut.

Satu orde besaran hasil pengukuran membantu menempatkan skenario ini. Dalam data per jam ENTSO-E dari 2015 sampai 2026, jendela lima hari terburuk setiap tahun mengurangi produksi angin sistem Portugal antara 116 dan 158 GWh dibandingkan rata-rata tahun itu. 240 GWh dalam skenario berada di atas semua yang pernah gagal diproduksi angin dalam tahun yang terukur: skenarionya menuntut, bukan optimistis.

Untuk menutup 240 GWh itu kami menimbang empat solusi. Tabel 1 menghimpun asumsi masing-masing.

Cara membaca Tabel 1: Setiap baris mengatakan berapa biaya membeli, memelihara, dan menjalankan sebuah solusi. Beberapa angka menjadi bermakna dengan penjelasan sederhana.

• 2 GW selama 120 jam. Portugal mengonsumsi 53,1 TWh pada 2025; dibagi 8.760 jam dalam setahun, hasilnya rata-rata sekitar 6,1 GW setiap saat. Jadi 2 GW kira-kira sepertiga konsumsi rata-rata negara itu. Selama 120 jam, lima hari, jumlahnya 2 GW × 120 jam = 240 GWh: setara pemakaian 80.000 keluarga yang masing-masing memakai 3.000 kWh selama setahun penuh, atau konsumsi seluruh negara selama sekitar 40 jam.
• Investasi per kW atau per kWh. Turbin dibayar menurut daya — ukuran mesinnya: 700 €/kW × 2.000.000 kW = 1.400 M€. Baterai dibayar menurut energi yang disimpan — ukuran tangkinya: 150 €/kWh × 240.000.000 kWh = 36.000 M€. Di sinilah perbedaan keduanya lahir: turbin punya mesin dan mengambil bahan bakar dari pipa gas; baterai harus punya seluruh tangki yang sudah dibeli, penuh, dan menunggu.
• Efisiensi. Ini adalah bagian energi yang tersisa di akhir. Turbin dengan efisiensi 38% mengubah 100 MWh gas menjadi 38 MWh listrik; sisanya menjadi panas, seperti pada mesin mobil. Untuk memasok 1 MWh, turbin membakar 1 ÷ 0,38 = 2,63 MWh gas. Baterai dengan 88% harus menerima 100 ÷ 0,88 = 114 MWh untuk mengembalikan 100; PLTA pompa, dengan 75%, harus menerima 133.
• Gas, CO₂, dan energi pengisian. Gas berharga 35 € per MWh termal, dan setiap MWh gas yang dibakar mengeluarkan 0,202 t CO₂, yang dibayar 80 €/t. Energi untuk mengisi baterai dan memompa air dibeli seharga 50 €/MWh, pada jam-jam surplus.

Dua asumsi perlu dicatat. Yang pertama adalah asumsi baterai. Investasi 150 €/kWh mengacu pada sistem lengkap terpasang dan kira-kira sesuai dengan rata-rata Eropa terbaru: survei BloombergNEF Desember 2025 mencatat 177 US$/kWh di Eropa (sekitar 150 €/kWh), rata-rata dunia 117 US$/kWh, dan 73 US$/kWh di Tiongkok. Harga turun dengan cepat — setahun sebelumnya rata-rata Eropa 275 US$/kWh —, dan Tabel 6 menguji 100 dan 75 €/kWh. 240 GWh itu adalah energi yang harus dipasok, dan demi penyederhanaan diasumsikan seluruh kapasitas nominal dapat dipakai. Efisiensi 88% menutup kerugian siklus, bukan kelebihan dimensi: sebuah proyek harus menambahkan kedalaman pengosongan, degradasi sepanjang umur, dan batas konverter. Dengan pengosongan berguna 90% dan kapasitas 80% pada akhir umur, diperlukan sekitar 333 GWh nominal, dan biaya tahunan naik menjadi 5.761 sampai 6.531 M€. Jadi, penyederhanaan ini menguntungkan baterai.

Yang kedua adalah asumsi PLTA pompa (pumped storage), yang memerlukan catatan tambahan. Sistema Eletroprodutor do Tâmega (kompleks PLTA Tâmega di Portugal) — 1.158 MW, 40 GWh, lebih dari 1.500 M€ — memadukan pembangkitan PLTA konvensional dan reversibel, bendungan, dan waduk; investasi totalnya bukan biaya sebuah penyimpanan pompa yang berdiri sendiri. Enam proyek setara memberi orde besaran untuk 240 GWh, bukan dimensi optimal untuk 2 GW selama 120 jam. Membangunnya pun bergantung pada tersedianya lokasi yang cocok, kondisi lingkungan dan hidrologi, serta kemampuan mengisi kembali energi yang disimpan. Karena itu, hasil PLTA pompa bersifat indikatif dan memerlukan penilaian tekno-ekonomi tersendiri.

IV. Empat cara mengasuransikan pekan terburuk

Dengan asumsi Tabel 1 dan resep cicilan, pemeliharaan, dan bahan bakar, perhitungan setiap solusi bisa dikerjakan dengan tangan, dalam beberapa baris. Kami mengikutinya langkah demi langkah, agar setiap angka dalam Tabel 2 sudah terjelaskan.

1. Turbin gas cadangan

Membeli turbin 2 GW seharga 700 €/kW berbiaya 1.400 M€. Dilunasi dalam 25 tahun dengan bunga 7%, cicilannya 8,58% dari nilai itu: 120 M€ per tahun. Pemeliharaan, 20 €/kW per tahun, menambah 40 M€. Hanya agar turbin siap, diam menunggu, negara membayar 160 M€ per tahun. Seperti iuran pusat kebugaran: dibayar baik Anda datang maupun tidak.

Ketika periode tanpa angin tiba, bahan bakar masuk hitungan. Setiap MWh listrik membakar 2,63 MWh gas, yang dengan harga 35 €/MWh berbiaya 92,1 €. Gas itu mengeluarkan 2,63 × 0,202 = 0,53 t CO₂, yang dengan harga 80 €/t berbiaya 42,5 €. Jadi setiap MWh yang dipasok berbiaya 134,6 € untuk bahan bakar dan izin emisi. Satu periode 240.000 MWh berbiaya 240.000 × 134,6 € = 32,3 M€; tiga periode, 96,9 M€.

Biaya tahunan: 160 + 97 = 257 M€.

2. Permintaan yang bersedia berhenti

Di sini tidak ada yang dibeli: konsumen besar dibayar agar siap berhenti. Ini asuransi terbalik, di mana yang menerima premi adalah pihak yang menerima ketidaknyamanan. Harga acuannya berasal dari layanan respons aktif permintaan di Spanyol: rata-rata 53,8 € per MW per jam ketersediaan pada 2026. Dibayar selama sekitar 4.300 jam per tahun, hasilnya 53,8 × 4.300 ≈ 231.000 € per MW, yaitu sekitar 230 €/kW per tahun. Untuk 2 GW: 230 € × 2.000.000 kW = 460 M€ per tahun. Tidak ada bahan bakar dan tidak ada pengisian: energi yang tidak lagi dipakai pabrik tersisa untuk yang lain.

Biaya tahunan: 460 M€. Biaya yang tidak terlihat dalam perhitungan ini adalah produksi yang hilang dari pabrik selama lima hari berhenti, dan itu belum pernah diungkap oleh pasar mana pun.

3. PLTA pompa baru

Waduk dengan pompa adalah baterai air: pada jam-jam surplus, air dipompa ke atas; saat tanpa angin, air dibiarkan jatuh melalui turbin. Tâmega menyimpan 40 GWh dan berbiaya lebih dari 1.500 M€; untuk 240 GWh diperlukan enam, yaitu 6 × 1.500 = 9.000 M€. Karena bendungan berumur panjang, pelunasannya dalam 50 tahun, dengan cicilan 7,25%: 652 M€ per tahun. Pemeliharaan, 1% dari investasi, menambah 90 M€. Untuk memasok 720.000 MWh per tahun — tiga periode masing-masing 240.000 —, dengan efisiensi 75%, harus dipompa 720.000 ÷ 0,75 = 960.000 MWh, yang dengan 50 €/MWh berbiaya 48 M€.

Biaya tahunan: 652 + 90 + 48 = 790 M€.

4. Baterai litium

Baterai dibayar menurut ukuran tangkinya: 36.000 M€, hampir 26 kali harga turbin. Dilunasi dalam 20 tahun, cicilannya 9,44%: 3.398 M€ per tahun; jika hanya bertahan 15 tahun, 10,98%: 3.953 M€. Pemeliharaan, 2% per tahun, menambah 720 M€. Untuk memasok 720.000 MWh dengan efisiensi 88%, harus diisi 720.000 ÷ 0,88 = 818.182 MWh, yang dengan 50 €/MWh berbiaya 40,9 M€.

Biaya tahunan: 3.398 + 720 + 41 = 4.159 M€ dengan umur 20 tahun; 3.953 + 720 + 41 = 4.714 M€ dengan 15 tahun. Energi pengisian hanya 1% dari total. Hampir semuanya adalah cicilan dan pemeliharaan sebuah tangki yang sepanjang tahun penuh dan diam.

Gambar 2 membandingkan biaya tahunan keempat solusi, sudah termasuk tiga periode tanpa angin, dan, di samping setiap batang, tambahan yang ditimbulkan biaya itu pada setiap MWh yang dikonsumsi di Portugal (53,1 TWh pada 2025). Turbin gas cadangan berbiaya sekitar 257 M€ per tahun: 160 M€ untuk menjaganya siap dan sekitar 32 M€ gas dan CO₂ per periode. Permintaan yang bersedia berhenti punya biaya ilustratif 460 M€, dihitung dengan premi ketersediaan yang dipakai; itu bukan biaya pasar yang terbukti untuk pemutusan terus-menerus selama 120 jam, yang kelayakan teknis dan konsekuensi ekonominya masih harus dinilai. PLTA pompa baru, enam Tâmega, akan berbiaya sekitar 790 M€, nilai indikatif. Baterai berbiaya 4.159 sampai 4.714 M€ per tahun — enam belas sampai delapan belas kali turbin. Gambar ini menunjukkan bahwa pilihan solusi untuk pekan terburuk bukan soal penyetelan halus: ada selisih satu orde besaran antara solusi termurah dan termahal.

Hasil ini menunjukkan bobot lamanya kekurangan: ketika defisit berlangsung berhari-hari, solusi yang investasinya tumbuh bersama energi yang disimpan jauh lebih mahal daripada kapasitas yang dapat dikirim. Namun ini bukan penilaian bauran paling ekonomis untuk Portugal. Mempertahankan pembangkit yang sudah ada tidak sama biayanya dengan membangun yang baru: ERSE (regulator energi Portugal) memperkirakan biaya tahunan mempertahankan pembangkit siklus gabungan yang sudah ada sebesar 18,2 €/kW·tahun, dibandingkan 74,8 €/kW·tahun untuk turbin siklus terbuka baru. Dengan siklus gabungan yang ada sekarang berperan sebagai cadangan, biaya tahunan pekan terburuk akan turun dari 257 menjadi sekitar 103 M€ (Tabel 6). Solusi yang paling efisien harus lahir dari analisis terpadu atas armada pembangkit yang ada, kebutuhan kapasitas di masa depan, dan kondisi operasi setiap teknologi.

Dari biaya negara ke biaya setiap rumah

Biaya tahunan menjawab satu pertanyaan: berapa yang dibayar negara. Tabel 2 menjawab empat pertanyaan lagi, dan setiap jawaban berasal dari satu pembagian atau perkalian. Kami mengikuti baris turbin; yang lain dikerjakan dengan cara yang sama.

• Berapa biaya setiap MWh yang diselamatkan saat tanpa angin? Biaya tahunan dibagi energi yang dipasok dalam tiga periode: 257,1 M€ ÷ 720.000 MWh = 357 €/MWh. Ini seperti membagi biaya tahunan genset rumah sakit dengan sedikit jam kerjanya: hasilnya tinggi karena peralatan itu hampir selalu diam. Untuk solusi lain: 460 ÷ 0,72 = 639 €; 790 ÷ 0,72 = 1.097 €; dan, untuk baterai, 4.159 ÷ 0,72 = 5.776 € sampai 4.714 ÷ 0,72 = 6.547 € per MWh.
• Berapa bebannya pada setiap MWh yang dikonsumsi di negara itu? Biaya dibagi ke seluruh konsumsi, seperti biaya lift di sebuah apartemen yang dibagi ke semua unit: 257,1 M€ ÷ 53,1 juta MWh = tambahan 4,84 € per MWh. Permintaan yang bersedia berhenti, 8,66 €; PLTA pompa, 14,88 €; baterai, 78,32 sampai 88,77 €.
• Berapa yang dibayar sebuah keluarga? Keluarga yang memakai 3.000 kWh, atau 3 MWh per tahun, membayar 3 × 4,84 = 14,52 € per tahun, yaitu 14,52 ÷ 12 = 1,21 € per bulan. Dengan baterai, 3 × 78,32 ÷ 12 = 19,58 € sampai 3 × 88,77 ÷ 12 = 22,19 € per bulan.
• Berapa yang dibayar sebuah pabrik? Pabrik yang memakai 10 GWh, atau 10.000 MWh per tahun, membayar 10.000 × 4,84 € = 48.400 € per tahun. Dengan baterai, 783 sampai 888 ribu €.

Tabel 2 menghimpun angka-angka yang baru saja kita peroleh.

Cara membaca Tabel 2: Setiap baris adalah perhitungan yang sama, dikerjakan untuk satu solusi. Kolom pertama adalah biaya tahunan, yang dihitung di atas. Kolom lainnya diperoleh darinya: dibagi 720.000 MWh menghasilkan biaya setiap MWh yang diselamatkan saat tanpa angin; dibagi 53,1 juta MWh menghasilkan tambahan pada setiap MWh yang dikonsumsi di negara itu; tambahan itu × 3 MWh ÷ 12 menghasilkan angka keluarga, per bulan; × 10.000 MWh menghasilkan angka pabrik, per tahun. Untuk baterai, setiap angka 16 sampai 18 kali angka turbin, karena 4.159 ÷ 257 = 16,2 dan 4.714 ÷ 257 = 18,3.

Nilai dalam €/MWh di kolom kedua membagi biaya tahunan dengan energi yang dipasok dalam tiga periode tanpa angin. Itu adalah indikator layanan cadangan yang dianalisis, bukan biaya produksi yang diratakan, dan tidak bisa dibandingkan langsung dengan LCOE teknologi mana pun. MWh yang dipasok pada pekan terburuk berbiaya sekitar 360 € dengan turbin cadangan dan 5.800 sampai 6.500 € dengan baterai; 50 sampai 100 €/MWh dari angin atau surya mengukur hal lain — harga energi, bukan harga asuransi. Semua nilai dalam tabel adalah hasil skenario, bukan biaya terbukti dari sistem Portugal.

Turbin adalah solusi termurah bahkan dengan bahan bakar mahal. Dengan gas 70 €/MWh termal, dua kali asumsinya, setiap MWh yang dipasok menjadi berbiaya (70 + 80 × 0,202) ÷ 0,38 = 226,7 € untuk bahan bakar dan izin, bukan 134,6 €; tiga periode berbiaya 163 M€, bukan 97, dan biaya tahunan naik menjadi 160 + 163 = 323 M€. Dengan CO₂ juga 120 €/t, (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, 179 M€ per tahun untuk bahan bakar dan total 339 M€. Bahkan dengan bahan bakar hampir dua kali lipat, turbin tetap berbiaya kurang dari sepersepuluh baterai, karena bahan bakar hanya dibayar selama 360 jam per tahun. Bahkan ketika beberapa asumsi diubah sekaligus untuk merugikan turbin dan menguntungkan baterai, selisihnya mengecil tetapi tidak berbalik: 5,8 kali dalam kombinasi yang merugikan dan 3,3 kali dalam kombinasi ekstrem (Tabel 6, dalam catatan metodologi). Alasannya struktural: biaya turbin cadangan hampir seluruhnya ada pada daya, yang murah, dan sedikit pada energi, yang hanya dibayar saat dipakai. Pada baterai, seluruh biayanya ada pada energi yang disimpan, yang dibayar baik dipakai maupun tidak.

V. Pada tagihan sebuah keluarga dan sebuah pabrik

Jutaan per tahun sulit dirasakan. Dibagi dengan konsumsi negara, angkanya menjadi nyata. Keluarga yang mengonsumsi 3.000 kWh per tahun — dalam golongan 2.500 sampai 5.000 kWh, yang paling mewakili di Portugal — membayar sekitar 690 € per tahun: 3.000 kWh × 0,23 €/kWh, harga acuan termasuk pajak yang diterbitkan ERSE. Terhadap 690 € inilah tambahan yang dihitung di bab sebelumnya diukur.

Gambar 3 menunjukkan tambahan bulanan yang ditimbulkan setiap solusi bagi keluarga itu, jika biaya asuransi dibagi ke seluruh konsumsi. Dengan turbin cadangan, 1,21 € per bulan: 14,52 € per tahun, atau 14,52 ÷ 690 = 2,1% dari tagihan. Dengan permintaan yang bersedia berhenti, 2,17 € per bulan (3,8%). Dengan PLTA pompa baru, 3,72 € (6,5%). Dengan baterai, 19,58 sampai 22,19 € per bulan: 235 sampai 266 € per tahun, atau 34 sampai 39% dari tagihan. Pada pabrik yang mengonsumsi 10 GWh per tahun, selisihnya dari 48 ribu € menjadi 783 sampai 888 ribu € per tahun. Gambar ini menerjemahkan orde besaran yang sama dengan Gambar 2 ke dalam satuan yang dikenal semua orang: euro per bulan.

Tambahan-tambahan ini mengandaikan biaya tahunan dibagi rata ke seluruh konsumsi nasional. Itu adalah terjemahan ilustratif dari besarnya beban, bukan ramalan tarif dan bukan kenaikan tarif yang disetujui: pembebanan yang sebenarnya bergantung pada mekanisme pembiayaan, struktur tarif, alokasi kepada berbagai pelaku, dan keputusan regulator.

Satu catatan ketelitian. Dibandingkan dengan komponen energi saja, yang berkisar 50 sampai 70 €/MWh, asuransi dengan baterai menaikkan biaya 110 sampai 180% (78,32 ÷ 70 = 112%; 88,77 ÷ 50 = 178%); dibandingkan dengan tagihan lengkap keluarga, yang mencakup jaringan, pungutan, dan pajak, 34 sampai 39%. Kedua pernyataan itu benar, dan sebaiknya tidak dicampuradukkan. Dalam pembacaan mana pun, dan untuk harga energi berapa pun antara 40 dan 90 €/MWh, turbin menambah kurang dari 15% (4,84 ÷ 40 = 12%), dan baterai tidak pernah kurang dari sekitar 85% (78,32 ÷ 90 = 87%).

Dalam praktik: Menyiagakan turbin gas untuk lima hari terburuk dalam setahun berbiaya bagi sebuah keluarga sedikit di atas 1 € per bulan, seharga secangkir kopi. Melakukan hal yang sama dengan baterai berbiaya sekitar 20 € per bulan, seharga makan malam di luar. Perbedaannya bukan pada efisiensi mesinnya: perbedaannya ada pada membayar sebuah mesin atau membayar sebuah tangki penuh.

VI. Di mana setiap asuransi bisa gagal

Biaya bukan satu-satunya kriteria. Asuransi yang gagal pada hari dibutuhkan tidak sepadan dengan biayanya. Dalam rekayasa sistem kritis, pertanyaan pertama adalah apakah cadangan bisa gagal bersamaan dengan apa yang dilindunginya — kegagalan mode bersama (common-mode failure). Yang kedua adalah apakah ia bergantung pada titik kegagalan tunggal. Yang ketiga, kini, adalah apakah ia bisa dimatikan dari jarak jauh oleh pihak yang tidak berhak.

Tabel 3 merangkum analisisnya. Tiga hal perlu diuraikan.

Air dan angin bisa hilang bersamaan. Musim dingin yang kering disertai periode tanpa angin adalah kasus terburuk bagi PLTA pompa: cadangan air menyusut tepat ketika dibutuhkan. Seorang rekan ketiga, dalam percakapan yang sama, mengingatkan perilaku rasional para operator: ketika waduk rendah, air bernilai seharga yang akan dimilikinya di masa depan, dan turbin hanya dijalankan sungguh-sungguh ketika harga tinggi. Inilah yang disebut nilai air, dan untuk itulah PLTA pompa ada. Tetapi itu berarti PLTA pompa hanya menjadi asuransi jika waduknya punya air untuk dialirkan ke turbin. Pekan terburuk harus dihitung dengan cadangan nyata, waduk demi waduk.

Interkoneksi bukan daya andal. Kontribusinya bergantung pada tersedianya produksi di seberang dan kapasitas transmisi pada saat-saat kritis. Sebuah antisiklon bisa menutupi seluruh Semenanjung dan sekaligus menurunkan produksi variabel kedua negara; Portugal akan tetap mengimpor jika Spanyol memiliki cukup kapasitas andal, air, atau impor dari Prancis. Kini, nyatanya, Spanyollah yang menopang periode tanpa angin Portugal: jam dengan impor neto di atas 3 GW naik dari satu pada 2015 menjadi 1.562 pada 2026, sampai 13 Oktober. Namun secara teknis tidak tepat memperlakukan kapasitas nominal interkoneksi sebagai daya yang terjamin. Untuk keperluan perencanaan, kontribusinya dinilai dalam kondisi kekurangan serentak, dengan kecukupan sistem tetangga, kendala transmisi, dan kriteria keamanan operasi. Interkoneksi menyatukan pasar dan memperkuat keamanan, tetapi tidak menghapus kebutuhan akan kapasitas andal nasional, dan karena itu tidak masuk perhitungan ini sebagai solusi tersendiri.

Turbin memindahkan risiko ke gas. Setiap periode tanpa angin mengonsumsi sekitar 630 GWh gas alam: 240 GWh ÷ 0,38 = 632 GWh termal, mendekati 60 juta m³, dengan sekitar 10,5 kWh per m³. Titik kegagalan tunggal berpindah ke pasokan: terminal gas alam cair, pipa gas, dan penyimpanan bawah tanah. Ini risiko yang dapat dikelola — sistem gas sudah ada dan sudah memiliki cadangan pengaman —, tetapi harus dijamin melalui kontrak dan peraturan, bukan melalui anggapan.

Dalam keamanan siber, persoalan yang sama bagi baterai dan pembangkitan surya adalah kendali jarak jauh inverter. Kemampuan untuk mengatur atau mematikan dari jarak jauh harus menjadi milik operator jaringan, bukan milik pabrikan peralatan.

VII. Apa yang tidak dicakup perhitungan ini

• 1. Defisit yang sebenarnya. 2 GW dan tiga periode tanpa angin adalah skenario yang dibahas, bukan hasil pengukuran. Jendela lima hari terburuk yang terukur antara 2015 dan 2026 mengurangi 116 sampai 158 GWh angin dari sistem; defisit sistem juga bergantung pada air, gas, interkoneksi, dan permintaan pada hari itu, dan hanya studi kecukupan yang dapat menentukannya.
• 2. Apa yang sudah ada. Pembangkit siklus gabungan yang ada sekarang sudah membayar sebagian asuransi. Jika dipertahankan tersedia, biaya tahunan pekan terburuk turun menjadi sekitar 103 M€ (Tabel 6).
• 3. Permintaan 120 jam. Kontrak interuptibilitas yang berlaku sekarang mencakup dua jam per aktivasi. Meminta pabrik berhenti lima hari menimbulkan biaya produksi yang hilang yang belum pernah diungkap pasar mana pun. 460 M€ itu bersifat ilustratif.
• 4. Biaya integrasi. Sistem dengan banyak angin dan surya punya biaya yang tidak terlihat dalam LCOE: surplus pada hari-hari berlimpah, harga sangat rendah atau negatif, pemangkasan produksi, dan investasi tambahan untuk penyimpanan, jaringan, dan layanan sistem. Biaya-biaya ini bagian dari biaya keseluruhan sistem dan harus masuk dalam penilaian investasi baru pada pembangkitan variabel. Tambahan kapasitas terpasang, dengan sendirinya, tidak menjamin keamanan pasokan yang lebih besar maupun biaya yang lebih rendah bagi konsumen.
• 5. Emisi. Turbin mengeluarkan sekitar 130 ribu ton CO₂ per periode tanpa angin — 632 GWh gas × 0,202 t/MWh = 128 ribu t —, yang biayanya sudah termasuk dengan harga 80 €/t: 10,2 M€ per periode. Sebagai gambaran orde besarnya, itulah yang dikeluarkan dalam setahun oleh sekitar 70.000 mobil yang menempuh 15.000 km dengan 120 g/km. Siapa pun yang menganggap harga itu rendah dapat mengulang perhitungannya: bahkan pada 120 €/t, orde besarnya tetap sama.
• 6. Jaringan dan layanan sistem. Integrasi berbagai teknologi menimbulkan biaya yang berbeda untuk penyambungan, penguatan jaringan, pengendalian tegangan, pengaturan frekuensi, cadangan operasional, dan stabilitas dinamis. Biaya itu tidak sama untuk semua solusi, dan tidak dimasukkannya biaya itu merupakan keterbatasan perbandingan ini: penilaian yang lengkap harus menjumlahkan beban integrasi tambahan masing-masing, tanpa menghilangkannya atau memindahkannya ke komponen lain sistem.
• 7. Siapa yang menanggung biaya — prinsip penyebab membayar. Penyimpanan, kapasitas andal, cadangan operasional, dan penguatan jaringan adalah sumber daya yang berbiaya, yang pada akhirnya dipulihkan melalui pasar, tarif, atau mekanisme pembiayaan lain. Penting untuk membedakan beban yang menjawab kebutuhan umum keamanan pasokan dari beban yang timbul secara khusus dari integrasi teknologi tertentu. Setiap kali hubungan sebab-akibat yang berdasar secara teknis dan ekonomis dapat ditetapkan, alokasi beban ini harus menghormati prinsip penyebab membayar, sehingga beban itu tidak dibebankan begitu saja kepada semua konsumen. Artikel ini mengukur biaya asuransinya, bukan bagian yang ditimbulkan setiap teknologi; penghitungan itu adalah langkah berikutnya, dan menuntut transparansi dalam pembentukan biaya dan dalam mekanisme pemulihannya.

Kesimpulan

Sistem kelistrikan dengan banyak angin dan surya membayar dua tagihan: tagihan energi sehari-hari dan tagihan asuransi untuk pekan terburuk. Grafik biaya per MWh mengukur tagihan pertama dengan baik dan yang kedua dengan buruk, karena harga per MWh sebuah peralatan cadangan bergantung pada seberapa sering ia dipakai, dan asuransi, menurut definisinya, jarang dipakai.

Diukur dengan penggaris yang tepat — biaya tahunan untuk memiliki 240 GWh yang tersedia tiga kali setahun —, hasilnya jelas. Untuk lima hari, turbin gas cadangan adalah solusi termurah, dengan keunggulan satu orde besaran atas baterai, bahkan dengan gas dan CO₂ yang mahal; dengan mempertahankan siklus gabungan yang sudah ada, keunggulannya lebih besar lagi. Permintaan yang bersedia berhenti dan PLTA pompa berada di antara keduanya, tetapi dengan catatan serius: yang pertama belum ada pada skala lima hari; yang kedua gagal justru pada musim dingin yang kering. Baterai tetap sangat baik untuk tujuan pembuatannya — hitungan jam, frekuensi, beban puncak sore hari. Untuk pekan terburuk, baterai adalah asuransi yang paling mahal.

Tantangan perencanaan, dengan demikian, bukanlah memaksimalkan porsi satu teknologi, melainkan membangun sistem yang mampu memenuhi permintaan secara terus-menerus, dengan aman, andal, dan berdaya saing. Perluasan pembangkitan variabel harus dinilai dari kontribusi nyatanya dan dari biaya yang ditimbulkannya pada kapasitas andal, penyimpanan, jaringan, fleksibilitas, dan layanan sistem: kapasitas terpasang yang jauh di atas beban puncak tidak, dengan sendirinya, menjamin kecukupan sistem.

Kriteria yang menentukan adalah biaya keseluruhan untuk memasok listrik kapan dan di mana dibutuhkan, bukan hanya biaya memproduksinya ketika cuaca mendukung. Hal ini menuntut dihidupkannya kembali perencanaan terpadu atas permintaan dan pasokan, serta memperlakukan keamanan pasokan sebagai syarat sistem, bukan sebagai eksternalitas transisi energi.

Persoalan ini sekaligus teknis, ekonomis, dan politis: sistem kelistrikan seperti apa yang ingin kita bangun, berapa yang bersedia kita bayar untuk menjamin keamanan pasokan, dan siapa yang harus menanggung biaya tambahan dari pilihan kebijakan energi? Tanpa jawaban atas ketiga pertanyaan ini, sulit bagi kita untuk memiliki sistem kelistrikan yang sekaligus aman, berkelanjutan, dan berdaya saing.

Dalam satu kalimat: Menjamin lima hari terburuk dalam setahun dengan turbin gas berbiaya bagi sebuah keluarga sedikit di atas 1 € per bulan; dengan baterai, sekitar 20 €.

Gaspar do Amaral dan João de Jesus Ferreira

Teks oleh kedua penulis. Tabel, gambar, dan perhitungan oleh Gaspar do Amaral, dengan bantuan AI dalam riset dan verifikasi. © Aprecisa.com

Catatan metodologi

Semua nilai dalam artikel ini berasal dari satu rangkaian perhitungan, dengan asumsi Tabel 1. Biaya tahunan setiap solusi adalah jumlah anuitas investasi, operasi dan pemeliharaan, serta energi yang dipakai dalam periode tanpa angin:

dengan I investasi, r = 7% biaya modal, n umur pakai, f operasi dan pemeliharaan sebagai fraksi investasi, N = 3 jumlah periode tanpa angin per tahun, E = 240 GWh energi per periode, η efisiensi, dan p (pengisian) = 50 €/MWh harga energi pengisian. Faktor dalam kurung siku, tanpa f, adalah faktor pemulihan modal: 0,1098 untuk 15 tahun, 0,0944 untuk 20, 0,0858 untuk 25, dan 0,0725 untuk 50. Biaya per MWh yang dipasok dan tambahan per MWh yang dikonsumsi adalah:

Turbin gas. 700 €/kW × 0,0858 + 20 €/kW·tahun = 80,1 €/kW·tahun; untuk 2 GW, 160,1 M€/tahun. Biaya variabel: 35 / 0,38 = 92,1 €/MWh untuk gas dan 80 × 0,202 / 0,38 = 42,5 €/MWh untuk CO₂, total 134,6 €/MWh. Per periode, 240.000 MWh × 134,6 €/MWh = 32,3 M€; untuk tiga, 96,9 M€. Total: 257,1 M€/tahun. Gas per periode: 240 GWh / 0,38 = 632 GWh termal; CO₂: 632 GWh × 0,202 t/MWh ≈ 128 ribu t, dibulatkan dalam teks menjadi sekitar 130 ribu t. Biaya tetap 80,1 €/kW·tahun mendekati CONE 74,8 €/kW·tahun yang diperkirakan ERSE untuk turbin siklus terbuka baru.

Siklus gabungan yang sudah ada. 2 GW × 18,2 €/kW·tahun (CONE ERSE untuk mempertahankan siklus gabungan yang sudah ada) = 36,4 M€/tahun. Biaya variabel dengan efisiensi 55%: 35 / 0,55 + 80 × 0,202 / 0,55 = 93,0 €/MWh; dengan tiga periode, 66,9 M€. Total: sekitar 103 M€/tahun. Dengan efisiensi turbin 38%, nilainya sekitar 133 M€/tahun.

Permintaan yang bersedia berhenti. 2 GW × 230 €/kW·tahun = 460 M€/tahun. Layanan respons aktif permintaan Spanyol dilelang dengan harga 65 €/MW per jam yang dialokasikan pada semester pertama 2026 dan 42,62 €/MW pada semester kedua, rata-rata 53,8 €/MW. 230 €/kW·tahun itu setara dengan membayar harga tersebut selama sekitar 4.300 jam per tahun; jumlah jam yang benar-benar dialokasikan tidak dipublikasikan dalam sumber yang dirujuk, sehingga nilai ini adalah asumsi para penulis. Setiap aktivasi dibatasi dua jam.

PLTA pompa. Enam sistem seharga 1.500 M€: 9.000 M€ × (0,0725 + 0,01) = 742,1 M€/tahun; energi pengisian 3 × 240 GWh / 0,75 × 50 €/MWh = 48,0 M€. Total: 790,1 M€/tahun. Investasi acuan adalah biaya keseluruhan sebuah proyek PLTA yang kompleks, bukan biaya khusus kapasitas reversibel; hasilnya adalah pendekatan indikatif dan bukan biaya tervalidasi untuk 240 GWh PLTA pompa berguna di Portugal.

Baterai. 240 GWh × 150 €/kWh = 36.000 M€. Dengan 20 tahun, 36.000 × (0,0944 + 0,02) = 4.118 M€; dengan 15 tahun, 4.673 M€. Energi pengisian: 3 × 240 GWh / 0,88 × 50 €/MWh = 40,9 M€. Total: 4.159 sampai 4.714 M€/tahun. Tabel 4 menunjukkan sensitivitas terhadap investasi dan jumlah siklus.

Bagaimana setiap baris Tabel 4 diperoleh. Contoh: 150 €/kWh dan 20 tahun. Bagian tetap — cicilan dan pemeliharaan — sebesar 4.118 M€ per tahun, dan setiap MWh yang dipasok masih berbiaya 50 ÷ 0,88 = 56,8 € untuk pengisian. Dengan 3 siklus per tahun, 720.000 MWh, bagian tetap per MWh adalah 4.118 M€ ÷ 720.000 = 5.719 €; ditambah pengisian, 5.776 €/MWh. Dengan 300 siklus — diisi dan dikosongkan hampir setiap hari —, energi yang dipasok seratus kali lebih besar, 72 juta MWh, dan bagian tetap per MWh turun menjadi 57 €: total, 114 €/MWh. Untuk mencapai 680 €/MWh dari grafik yang dibahas, tersisa 680 − 56,8 = 623,2 € per MWh untuk membayar bagian tetap; 4.118 M€ ÷ 623,2 € = 6,61 juta MWh per tahun, yaitu 6,61 TWh ÷ 0,24 TWh = 27,5 siklus. Ini seperti mobil sewaan jangka panjang: harga per kilometer bergantung pada berapa kilometer yang ditempuh setahun.

Dimensi penyimpanan. Nilai-nilai sebelumnya mengandaikan kapasitas nominal sama dengan energi yang harus dipasok. Sebuah proyek harus memperhitungkan secara terpisah kapasitas berguna, kedalaman pengosongan yang diizinkan, degradasi, efisiensi konversi, dan daya konverter. Dengan pengosongan berguna 90% dan kapasitas 80% pada akhir umur, kapasitas nominalnya 240 / (0,9 × 0,8) ≈ 333 GWh, dan biaya tahunan menjadi 5.761 sampai 6.531 M€. Menjamin 120 jam juga menuntut energinya sudah tersimpan sebelum episode terjadi: kapasitas fisik saja tidak cukup.

Rekonstruksi grafik yang dibahas. Biaya diratakan = (investasi × faktor pemulihan + operasi dan pemeliharaan) / (8.760 jam × faktor kapasitas) + bahan bakar. Untuk nuklir besar, (13.850 × 0,0712 + 150) / 7,884 MWh/kW + 10 = 154 €/MWh, dengan 60 tahun. Untuk SMR, (7.150 × 0,0750 + 150) / 7,884 + 10 = 97 €/MWh, dengan 40 tahun. Untuk baterai, jumlah siklus yang membuat biaya sama dengan 680 €/MWh diperoleh dengan menyelesaikan rumus kedua untuk N.

Tagihan. Tambahan per MWh yang dikonsumsi = biaya tahunan / 53,1 TWh. Keluarga: × 3 MWh/tahun; persentase terhadap 3.000 kWh × 0,2299 €/kWh = 690 €/tahun. Pabrik: × 10.000 MWh/tahun. Ini pembagian yang merata dan ilustratif; nilainya tidak termasuk PPN atas tambahan tersebut.

Batasan dan sensitivitas. Asumsi-asumsinya bersifat ilustratif dan dimaksudkan untuk membandingkan orde besaran dalam skenario tertentu. Asumsi itu tidak menggantikan studi kecukupan dengan deret kronologis produksi dan konsumsi, ketersediaan sumber daya, kondisi cuaca, kendala jaringan, dan analisis probabilistik. Tabel 6 mengubah beberapa asumsi sekaligus: investasi dan biaya modal turbin, harga gas dan CO₂, investasi, biaya modal, dan umur baterai, dimensi menurut kapasitas nominal, dan pemakaian siklus gabungan yang sudah ada. Urutan antara cadangan gas dan baterai tetap sama dalam semua kasus, dengan rasio antara 3,3 dan 46. Daya defisit masuk secara linear ke kedua solusi dan tidak mengubah rasio; episode yang lebih sedikit per tahun atau episode yang lebih panjang meningkatkannya. Hanya defisit singkat, beberapa jam, yang membalik urutannya — dan untuk itulah baterai berguna. Nilai-nilai ekonomis ini bergantung pada asumsi yang dipakai dan tidak menentukan biaya maupun konfigurasi optimal sistem kelistrikan Portugal.

Bagaimana setiap baris Tabel 6 diperoleh. Dalam kombinasi yang merugikan, turbin berbiaya 1.000 €/kW, dengan modal 9%: 2.000 M€ × 10,18% = 204 M€ cicilan, ditambah 40 M€ pemeliharaan, 244 M€; bahan bakar menjadi (70 + 120 × 0,202) ÷ 0,38 = 248,0 €/MWh, yaitu 179 M€ dalam tiga periode; total, 422 M€. Baterai berbiaya 100 €/kWh, dengan modal 5% dan 20 tahun: 24.000 M€ × (8,02% + 2%) = 2.406 M€, ditambah 41 M€ pengisian, 2.447 M€. Rasio: 2.447 ÷ 422 = 5,8. Dalam kombinasi ekstrem, turbin berjumlah 244 M€ biaya tetap dan (90 + 150 × 0,202) ÷ 0,38 = 316,6 €/MWh, 228 M€ bahan bakar: 472 M€. Baterai, 75 €/kWh, dengan 4% dan 25 tahun: 18.000 M€ × (6,40% + 2%) + 41 = 1.553 M€. Rasio: 3,3. Dengan kapasitas nominal 333 GWh, investasi baterai menjadi 50.000 M€ dan biaya tahunan 5.761 sampai 6.531 M€: 22 sampai 25 kali turbin. Dengan siklus gabungan yang sudah ada, 2 GW × 18,2 €/kW = 36,4 M€ biaya tetap dan (35 + 80 × 0,202) ÷ 0,55 = 93,0 €/MWh, 67 M€ bahan bakar: 103 M€, dan baterai menjadi 40 sampai 46 kali lebih mahal.

Referensi beranotasi

A. Sistem kelistrikan Iberia

• ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025, mengutip REN — 53,1 TWh dikonsumsi di Portugal pada 2025.
• ENTSO-E, Transparency Platform — konsumsi, produksi angin per jam, kapasitas terpasang, dan aliran fisik Portugal–Spanyol, 2015 sampai 13 Oktober 2026; dasar nilai-nilai terukur (116–158 GWh; jam impor di atas 3 GW).
• ERSE (2025), Segurança de Abastecimento — laporan akhir Desember 2025: CONE 18,2 €/kW·tahun untuk siklus gabungan yang sudah ada dan 74,8 €/kW·tahun untuk turbin siklus terbuka baru; VoLL 12.433 €/MWh.
• Red Eléctrica (2026), siaran pers tentang lelang layanan respons aktif permintaan — 1.775 MW dengan 42,62 €/MW per jam, semester kedua 2026; maksimum dua jam per aktivasi.
• Energías Renovables (2025), SRAD — 1.725 MW dengan 65 €/MW per jam, semester pertama 2026.
• Energías Renovables (2026), aktivasi baru SRAD — 28 September 2026, 943 MW, 1.634,5 MWh, angin di bawah perkiraan; sembilan aktivasi dalam setahun.

B. Penyimpanan

• Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega — 1.158 MW, 40 GWh, investasi lebih dari 1.500 M€.
• Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find — survei BloombergNEF 10 Desember 2025, sistem siap pakai (turnkey): rata-rata dunia 117 US$/kWh; Eropa 177; Amerika Serikat 219; Tiongkok 73.
• Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs — survei 2024: Eropa 275 US$/kWh.

C. Harga bagi konsumen

• ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat, semester ke-2 2023 — 0,2299 €/kWh termasuk pajak pada golongan rumah tangga 2.500 sampai 5.000 kWh/tahun.

D. Metode kecukupan

• ENTSO-E, ERAA 2025 — penilaian kecukupan sumber daya Eropa; definisi LOLE dan EENS serta simulasi kronologis dengan beberapa tahun iklim.
• ACER, Keputusan 23/2020 — metodologi perhitungan VoLL, CONE, dan standar keandalan.

Gaspar do Amaral dan João de Jesus Ferreira · © Aprecisa.com

Catatan metodologi

Apa halaman ini. Terjemahan artikel Gaspar do Amaral dan João de Jesus Ferreira yang diterbitkan di LinkedIn pada 15 Oktober 2026; versi lengkap berbahasa Portugis ada di situs ini. Catatan metodologi dan referensi beranotasi dari para penulis sendiri diterjemahkan di atas, pada tempatnya dalam naskah asli.

Angka dan satuan. Semua angka, satuan, dan perhitungan persis seperti dalam naskah asli; hanya pemisah desimal dan ribuan yang mengikuti kebiasaan Indonesia (1.634,5 sebagai ganti 1 634,5). Nilai uang mempertahankan notasi asli (M€ = juta euro). «Periode tanpa angin» menerjemahkan kata Portugis «calmaria»: beberapa hari berturut-turut hampir tanpa angin. «PLTA pompa» adalah penyimpanan dengan pemompaan air (bombagem).

Perubahan bentuk, bukan isi. Subjudul asli («… — e porque é que a resposta não está no preço por MWh») ditampilkan sebagai subjudul halaman ini. Kesebelas gambar asli (Gambar 1 sampai 3, Tabel 1 sampai 6, dan dua rumus) direproduksi apa adanya, dengan teks berbahasa Portugis; setiap keterangan menerjemahkan isi gambarnya. Judul sumber tetap dalam bahasa aslinya; tautannya sama dengan naskah asli.

Gaspar do Amaral · Naskah asli berbahasa Portugis tertanggal 15 Oktober 2026, diterbitkan di situs ini; terjemahan diterbitkan pada 27 Oktober 2026 · Gambar dan tabel © Aprecisa.com · Dengan bantuan AI