Mulai dari kW rata-rata per interval, bukan kapasitas nameplate genset atau PLTU. Idealnya tersedia 12 bulan data 15–60 menit dengan timestamp, kWh, kW, status PLN/genset, pola produksi dan daftar beban kritis. kW × 1 jam = kWh; data 15 menit dikalikan 0,25 jam. Pisahkan konsumsi fasilitas dari produksi pembangkit, pemakaian sendiri pembangkit dan rugi distribusi.

Contoh memakai 8.760 jam sintetis: beban siang 1,2 MW dan malam 0,8 MW dengan variasi musiman ±8%; konsumsi 8,760 GWh/tahun. Tidak mewakili perkebunan tertentu, tidak memasukkan pembangkit biomassa pabrik kelapa sawit, dan tidak menggunakan data cuaca lokasi aktual.

Model SUN-MG-SCREEN-1.0 menguji 525 kombinasi: PLTS 0–6 MWp dengan langkah 0,25 MWp; BESS 0–10 MWh dengan langkah 0,5 MWh. Setiap kombinasi didispatch selama 8.760 jam. Surya melayani beban terlebih dahulu, surplus mengisi baterai, baterai melayani defisit, lalu PLN memenuhi sisanya. Surplus yang tidak tertampung dibatasi; ekspor dan pendapatannya nol.

Batas BESS: SOC 20–90%, efisiensi charge dan discharge masing-masing √85%, PCS = 0,4 × kapasitas kWh (5 MWh → 2 MW). Tidak ada charge dari PLN, charge/discharge serentak, biaya demand, tarif waktu-pakai, pendapatan ancillary service atau kejadian padam dalam model. Ini pencarian ukuran terbaik pada grid dan kebijakan dispatch yang diuji, bukan optimum global atau studi bankable.

Referensi sebelum rugi: 1.700 kWh/kWp/tahun; PR 78%; koreksi tambahan 5%. Hasil = 3.000 × 1.700 × 78% × 95% = 3.779.100 kWh/tahun. Angka 1.700 bukan PVOUT lokasi dan bukan irradiance dalam kWh/m²; data PVOUT bersih tidak boleh kembali dikalikan PR tanpa memeriksa batas rugi.

Tanpa BESS, 3,506 GWh surya langsung digunakan dan 0,274 GWh dibatasi. Dengan BESS 5 MWh, energi charge 0,274 GWh menghasilkan discharge 0,232 GWh dan rugi 0,041 GWh; impor PLN turun dari 5,254 menjadi 5,022 GWh. Tambahan energi bernilai sekitar Rp241 juta/tahun bruto pada asumsi Rp1.035,78/kWh, sebelum biaya baterai, O&M, pajak dan degradasi. BESS tidak menciptakan energi.

Tujuan biaya saja memilih PLTS 2,5 MWp tanpa BESS pada grid uji. Asumsi biaya baterai jauh lebih besar daripada nilai energi yang terselamatkan. Hasil ini tidak berarti baterai selalu tidak layak: manfaat keandalan, kerugian produksi saat padam, biaya genset dan tarif waktu-pakai dapat mengubah keputusan.

Skenario terpisah mewajibkan cadangan 0,5 MW selama 2 jam = 1 MWh AC. Ukuran terendah pada grid uji menjadi 2,5 MWp + 2 MWh BESS / PCS 0,8 MW, dengan batas SOC operasi normal sekitar 74,2% agar energi cadangan tersedia di atas minimum 20%. Belum memasukkan auxiliaries, ageing, temperatur, beban start motor atau padam berulang. Kebutuhan cadangan aktual dapat mengharuskan kapasitas lebih besar.

Pada BESS 5 MWh, energi AC dari SOC 90% ke 20% sekitar 3,23 MWh, atau 3,23 jam untuk beban 1 MW. Jika pemadaman terjadi pada SOC 40%, hanya sekitar 0,92 MWh yang tersedia di atas minimum, bukan 5 MWh. Angka ini bukan jaminan backup.

Asumsi: PLTS Rp9 juta/kWp (USD0,50/Wp × Rp18.000/USD); BESS termasuk PCS Rp4,5 juta/kWh (USD250/kWh), bukan harga pasar yang diverifikasi. Diskonto 10%, umur evaluasi PLTS 25 tahun dan BESS 10 tahun; O&M 1,2% dan 2% CAPEX/tahun. Biaya total = pembelian energi PLN + CAPEX tahunan setara + O&M. Capital recovery factor = r(1+r)^n / [(1+r)^n−1]. Profil tahun pertama dan tarif dianggap berulang; degradasi, augmentasi, pajak, pembiayaan, nilai sisa serta perubahan biaya belum dimodelkan. Ini bukan tagihan tunai atau LCOE bankable.

Untuk genset, gunakan kurva liter/jam terhadap kW, harga bahan bakar delivered, minimum stable load, jumlah unit, start/stop dan spinning reserve. Untuk PLTU, tambahkan heat rate parsial, biaya bahan bakar, auxiliary load, minimum stable generation, ramp rate, minimum up/down time dan biaya start. Optimasi thermal memerlukan unit commitment; mengganti satu angka tarif tidak cukup. Model yang ditampilkan di sini hanya baseline PLN.

SUN dapat menyusun baseline, opsi kapasitas dan spesifikasi lingkup, membandingkan proposal teknis-komersial serta mendampingi pembahasan developer/EPC sesuai kontrak. Kajian proyek mencakup data meter, cuaca koordinat lokasi, kualitas daya, batas PCC, kebutuhan islanding, studi proteksi, fire safety, flood level, akses pemeliharaan, garansi throughput dan rencana end-of-life bersama spesialis yang bertanggung jawab.

Untuk konteks PLN, kaji jenis instalasi dan perizinannya. Permen ESDM 2/2024 mengatur PLTS atap; jangan otomatis menerapkannya sebagai aturan seluruh PLTS ground-mounted di perkebunan. Studi ini tidak mengasumsikan persetujuan PLN, kuota, kompensasi ekspor atau pengurangan emisi terverifikasi. Proses dimulai dari kesepakatan lingkup dan quotation; pembayaran offline melalui invoice.