HVDC
Posted inBusiness

Turbin Angin Lepas Pantai Terapung + HVDC: Desain, Biaya, dan Skala Implementasi di Asia Tenggara

Turbin Angin Lepas Pantai Terapung + HVDC: Desain, Biaya, dan Skala Implementasi di Asia Tenggara

Kombinasi floating offshore wind (FOW) dan transmisi HVDC kian relevan untuk Asia Tenggara yang kaya sumber daya angin di perairan dalam dan berjarak jauh dari pantai. Tulisan ini merangkum arsitektur teknis, ambang ekonomis HVAC vs HVDC, kisaran biaya/LCOE, dan peta peluang implementasi di kawasan.

Mengapa FOW + HVDC?

  • Perairan dalam & jarak jauh: Banyak lokasi prospektif di Asia Tenggara berada di kedalaman >50–60 m (mendorong pondasi terapung) dan berjarak puluhan–ratusan km dari titik interkoneksi darat.
  • Efisiensi jarak: HVDC umumnya lebih ekonomis dibanding HVAC untuk jarak ekspor lepas pantai yang jauh (≈>80–100 km), mengurangi rugi-rugi dan kebutuhan kompensasi reaktif.
  • Kapasitas besar: Arus searah mendukung evakuasi daya skala gigawatt sekaligus memudahkan interkoneksi lintas negara di masa depan.

Desain Teknis Inti

1) Platform Terapung

  • Spar: silinder tenggelam, stabilitas tinggi; cocok perairan dalam, namun menuntut kedalaman pelabuhan saat peluncuran.
  • Semi-submersible: beberapa ponton & kolom; paling umum karena fleksibel untuk pemasangan & fabrikasi modular.
  • Tension-Leg Platform (TLP): ditarik talitempat vertikal; pergerakan kecil, tetapi menuntut sistem mooring khusus & toleransi beban dinamis tinggi.

2) Mooring & Kabel Dinamis

  • Mooring (rantai/tali sintetis/jangkar) disetel terhadap gelombang, arus, dan badai tropis (angin topan/taifun).
  • Kabel dinamis bergeometri catenary untuk meredam gerak platform; proteksi abrasi & kelelahan menjadi kunci desain.

3) Arsitektur Listrik FOW + HVDC

  1. Array AC (33–66 kV) dari turbin ke offshore substation.
  2. Konversi AC–DC (VSC-HVDC) di platform/offshore hub, lalu ekspor via kabel bawah laut DC ke darat.
  3. Konverter DC–AC onshore + interkoneksi ke sistem transmisi (sering butuh uprating/kompensasi tambahan).

Ambang Tekno-Ekonomis: HVAC vs HVDC

  • Jarak ekspor: Titik impas tipikal berada di kisaran ≈80–100 km untuk kabel bawah laut; di atas ini HVDC cenderung lebih unggul secara biaya siklus hidup.
  • Kapasitas & rugi-rugi: HVDC meminimalkan rugi-rugi saluran dan menghindari pembangkitan daya reaktif yang menjadi kendala utama HVAC di jarak jauh.
  • Capex terminal: Dua stasiun konverter (offshore/onshore) menambah biaya awal, tetapi terbayar pada proyek yang far-from-shore dan berkapasitas besar (≥1 GW).

Biaya & LCOE: Apa yang Perlu Diperhatikan

  • LCOE FOW menurun cepat: Proyeksi industri menunjukkan LCOE floating menuju ~USD 90–100/MWh secara global di horizon jangka panjang, mendekati fixed-bottom terbaik.
  • Terminal HVDC: Estimasi historis untuk satu konverter VSC skala 500 kV/≈1 GW berkisar ratusan juta USD per terminal (order-of-magnitude), sangat bergantung pada spesifikasi & pasar.
  • Biaya kabel ekspor: Sangat rute-spesifik (kedalaman, geologi, landfall, izin). HVDC unggul untuk lintasan panjang/kapasitas tinggi, sementara HVAC tetap ekonomis untuk jarak dekat.
  • Penentu biaya lokal: Fabrikasi pelampung domestik, kapasitas galangan/pelabuhan (draft, crane, laydown), rantai pasok kabel & jangkar, serta standar desain taifun.

Peta Peluang Asia Tenggara

Filipina

  • Potensi teknis: ~178 GW (banyak di >50 m → kandidat FOW).
  • Arah pasar: Peta jalan OSW menunjuk 21 GW hingga 2040; puluhan kontrak layanan angin lepas pantai telah diberikan. Jarak antarzona ke beban utama membuka peluang HVDC.

Vietnam

  • Target kebijakan: PDP8 menetapkan ambisi offshore wind (≈6 GW 2030) namun terdapat penyesuaian dan penjadwalan ulang dalam pembaruan 2025; kepastian regulasi & transmisi akan menentukan laju.
  • Ekonomi FOW: Studi menunjukkan selisih biaya FOW vs fixed-bottom menyempit di 2030-an, memperluas lokasi layak.

Indonesia

  • Potensi teknis: ~198 GW fixed + ~79 GW floating dalam radius 200 km dari garis pantai (indikatif).
  • HVDC regional: Pengalaman lintas batas dan proyek kabel DC jarak jauh di kawasan (contoh rute Australia–ASEAN menuju Singapura) menunjukkan kesiapan teknologi & jalur perizinan lintas negara.

Contoh Skenario Arsitektur (1 GW FOW, 120 km dari pantai)

  1. Farm FOW: 70–80 turbin 12–15 MW di platform semi-sub.
  2. 1× Offshore AC substation + 1× Offshore VSC-HVDC platform (±525 kV).
  3. Ekspor: Kabel HVDC bipole bawah laut ~120 km ke onshore converter; lalu step-up ke jaringan transmisi.
  4. Desain taifun: klasifikasi beban angin tropis, strategi shutdown ekstrem, verifikasi kelelahan mooring & kabel dinamis.

Risiko Kunci & Mitigasi

  • Angin topan/taifun: Terapkan standar desain tropis (penentuan kecepatan ekstrem berbasis data siklon), validasi site-specific.
  • Pelabuhan & logistik berat: Siapkan marshalling yard, kedalaman kolam & crane capacity untuk integrasi turbin-pelampung.
  • Perizinan kabel & sosial-lingkungan: Routing berbasis pemetaan sensitivitas (perikanan, terumbu, jalur pelayaran), rencana kompensasi & komunikasi pemangku kepentingan.
  • Kesiapan jaringan: Studi sistem: kemampuan fault-ride-through, layanan bantu via konverter VSC (inertia virtual, kontrol tegangan/frekuensi).

Roadmap Implementasi 5 Langkah

  1. Screening zona & data angin-gelombang (10–20 tahun reanalisis + kampanye LiDAR/boi).
  2. Prefeasibility grid: skenario HVAC vs HVDC (jarak, kapasitas, rugi-rugi, akses gardu), rencana onshore landing.
  3. Studi teknis FOW: konsep pelampung, mooring, kabel dinamis, desain taifun, strategi instalasi & O&M.
  4. Model biaya & LCOE: gunakan kurva biaya regional & learning rate; lakukan capex breakdown (platform, turbin, HVDC, kabel, pelabuhan) & risk allowances.
  5. Skema pembiayaan & kebijakan: auction/CfD, jaminan grid access, insentif local content yang realistis, dan percepatan izin kabel.

Kesimpulan

Untuk lokasi berair dalam dan jauh dari pantai, kombinasi FOW + HVDC menawarkan jalur skala gigawatt yang bankable. Keberhasilan di Asia Tenggara akan ditentukan oleh pemilihan arsitektur (jarak/kedalaman), disiplin desain taifun, kesiapan pelabuhan & jaringan, serta kepastian kebijakan pengadaan & tarif transmisi.