Kuala Lumpur: Peralihan tenaga Malaysia bukan sahaja bergantung pada pengembangan kapasiti penjanaan tetapi juga pada keupayaannya untuk membina grid kuasa yang lebih pintar, lebih bersepadu dan lebih berdaya tahan, kata seorang pakar industri.
Presiden serantau Schneider Electric Malaysia, Eugene Quah berkata grid akan menjadi semakin dinamik apabila lebih banyak tenaga boleh baharu disepadukan ke dalam sistem, menjadikan pendigitalan dan kecerdasan buatan (AI) penting untuk memastikan daya tahannya.
Beliau berkata utiliti hari ini sering mempunyai akses kepada jumlah data yang besar daripada pencawang, peranti, meter, sistem aset dan platform kawalan, dan analitik dikuasakan AI boleh membantu mengubah data tersebut menjadikan amaran lebih awal, ramalan lebih baik dan keputusan operasi yang lebih pantas.
“Apabila data disepadukan dengan analitik dikuasakan AI, utiliti boleh mengurangkan titik buta (menangani jurang pemantauan), memulihkan kuasa dengan lebih pantas, mengurangkan kerugian teknikal, mengutamakan penyelenggaraan sebelum kegagalan berlaku dan menggunakan kapasiti grid sedia ada dengan lebih baik sebelum infrastruktur baharu dibina,” katanya dalam satu kenyataan dikeluarkan hari ini.
Seiring dengan ini, Quah berkata keupayaan ini telah digunakan di beberapa pasaran.
“Ini sudah dapat dilihat di pasaran seperti Australia, sistem pengurusan pengedaran (ADMS) Schneider Electric yang canggih dan keupayaan lokasi, pengasingan dan pemulihan perkhidmatan telah membantu SA Power Networks memulihkan kuasa kepada pelanggan paling terjejas dalam masa satu minit sahaja semasa cuaca ekstrem,” katanya.
Quah berkata, setakat Mac 2026, terdapat kira-kira 138 aplikasi pusat data di Malaysia, dengan 38 telah mula beroperasi lebih awal daripada jadual melalui laluan lorong hijau (laluan pantas).
Beliau berkata bahawa menjelang 2033 atau 2034, pusat data boleh menambah sekitar enam gigawatt (GW) permintaan tambahan, berbanding permintaan maksimum Semenanjung Malaysia ketika ini iaitu kira-kira 21 GW.
“Tahap permintaan adalah tinggi, jadi perbincangan tidak sepatutnya berkisar tentang isu kepantasan sambungan semata-mata.
“Bagi pusat data, perancangan grid dikuasakan AI, kembar digital, dan alat pemantauan boleh membantu pengendali membuat simulasi keadaan kuasa, penyejukan serta beban sebelum pelaksanaan, sekali gus mengurangkan risiko reka bentuk, meningkatkan ketepatan pemasangan dan menyokong kecekapan tenaga yang lebih tinggi, perkara sama turut terpakai bagi tenaga boleh baharu,” katanya.
Quah berkata pengoptimuman grid digital boleh membantu mengurangkan kerugian teknikal, meningkatkan penggunaan aset dan menyokong operasi pelepasan karbon lebih rendah, seperti dilihat dalam pengeluar dan pengedar elektrik dan gas multinasional Itali, Enel yang menggunakan konfigurasi semula rangkaian untuk mengurangkan kerugian teknikal sebanyak 75,000 tan karbon dioksida setahun.
Beliau berkata penyimpanan tenaga bateri, teknologi grid maju dan projek saling hubung akan memainkan peranan utama, namun teknologi berkenaan hanya akan memberikan nilai paling besar sekiranya disokong oleh asas digital yang kukuh.
“Transformasi ini (daya tahan grid) memerlukan usaha kolektif. Utiliti, penggubal dasar, penyedia teknologi, pelabur dan pengguna tenaga semuanya memainkan peranan.
“Jika Malaysia berhasrat untuk meningkatkan tenaga boleh baharu, menarik pelaburan digital bernilai tinggi, memperkukuh daya saing perindustrian dan mencapai cita-cita negara dalam pelepasan karbon sifar bersih, daya tahan grid mesti dianggap sebagai keutamaan negara,” katanya.
Quah berkata Malaysia telah menetapkan matlamat jelas untuk meningkatkan integrasi tenaga boleh baharu kepada 40 peratus menjelang 2035 dan mencapai pelepasan karbon sifar bersih menjelang 2050.
“Malaysia telah pun maju menerusi solar berskala besar (LSS) 1 kepada LSS 5+, dengan kira-kira 5.2 GW integrasi solar berskala besar telah dilaksanakan setakat ini.
“Kesediaan grid juga semakin pantas, dengan 48 nod (titik sambungan grid) dikenal pasti untuk menyokong hampir lapan GW integrasi solar,” katanya.
© New Straits Times Press (M) Bhd
