GRID SYSTEM OPERATION AND PERFORMANCE REPORT 

PENINSULAR MALAYSIA: JANUARY ‐ JUNE 2010 

 

Installed Capacity: 21,817 MW  

Maximum Demand: 15,072 MW (24 May 2010 @ 1600 hours) 

Maximum Daily Energy: 311.5 GWh (25 May 2010) 

 

A. OBSERVATIONS: 

 

1. A  total  of  twelve  (12) Maximum  Demands  recorded  from  February  onwards  due  to combination of  impact from El Nino phenomenon and overall demand recovery.   As of 30 June, Maximum Demand (MD) stood at 15,072 MW.  

2. Likewise, Maximum Daily Energy Demand has also changed eleven (11) times since last recorded  in  9  September  2009. Overall,  on  year‐over‐year  basis,  energy  demand  has increased by 13% from 45,122 GWh to 51,149 GWh.      

3. While demand has increased, volume of gas allocated to power sector was reduced. As a  result,  amount  of  energy  generated  from  gas  plants  reduced  by  10%  (y‐o‐y). Hydroelectric  share  is  also  reduced  by  18%.  To  compensate  with  reduced  share  of generation  from gas and hydro,  system has been utilising more  coals and  resulted  to increase  in coal utilisation of more than 75%. Utilisation of substitute fuels  like oil and distillate has also  increased by  six‐fold and almost double  respectively, mainly due  to gas curtailment. 

4. The system has the ability to cope with the reduced amount of gas. However, in view of limited  and  uncertainty  in  actual  energy  from  hydroelectric  stations,  supply  of  coal continues to be the major concern going forward.  

5. In  terms of generation capacity, Peninsular has more  than adequate capacity  to serve demand.  On  average,  generation  capacity  available  was  at  18,777  MW  while  total capacity unavailable due to deration, unscheduled outage and scheduled outage was at 3,040 MW.        

6. For network, the system has slight constraints at the beginning of the year in Ayer Tawar – Batu Gajah 275kV lines and Kapar XGT 500/275kV. There were 2 incidents of  load loss of more than 50 MW 

 

B. SUPPLY: 

 

Installed Capacity (Start):  21,817 MW (1 January)

Installed Capacity (End):  21,817 MW (30 June)

Maximum Demand:     15,072 MW (24 May / Monday / 1600 hrs)1

Daily Energy:  311.5 GWh (25 May / Tuesday)2

Minimum Trough:  8,029 MW (15 Feb / Monday / 0800 hrs) 

 

B.1  Installed Capacity 

 

Type  Main Fuel MW 

Combined Cycle Gas Turbine  Gas 9,373 

Conventional Thermal  Coal 7,170 

Conventional Thermal  Gas 840 

Open Cycle Gas Turbine  Gas 2,455 

Open Cycle Gas Turbine  Distillate 68 

Hydroelectric Hydro 1,911 

Total  21,817 

 

 

                                                            1 New Maximum Demand, previous record was 15,052 MW on 20th May 2010 2 New Highest Energy, previous record was 309.6 GWh on 18th May 2010 

B.2  Average Daily Generation Profile (January‐June 2010) 

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Jan-10 Feb-10 Mar-10 Apr-10 May-10 Jun-10

ST-Coal CCGT-Gas OCGT-Gas ST-Gas Cogen Hydro Oil Distillate IC SR 

 

B.3  Average Weekdays Generation Profile (January‐June 2010) 

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

Jan-10 Feb-10 Mar-10 Apr-10 May-10 Jun-10

ST-Coal CCGT-Gas OCGT-Gas ST-Gas Cogen Hydro Oil Distillate IC SR

 

B.4  Spinning Reserve (Average MW on Half‐hourly Basis) 

‐

500 

1,000 

1,500 

2,000 

2,500 

3,000 

0:00

1:00

2:00

3:00

4:00

5:00

6:00

7:00

8:00

9:00

10:00

11:00

12:00

13:00

14:00

15:00

16:00

17:00

18:00

19:00

20:00

21:00

22:00

23:00

MW

Spinning Reserve (Half‐hourly Average) 

 B.5  Generation Mix (January – June 2010) 

54.2%

40.6%

4.7%

0.2%

0.2%

0.4%

Gas

Coal

Hydro

Oil 

Distillate

 

C. DEMAND: 

C.1  Monthly Maximum Demand from 2008 to 2010 

11,500 

12,000 

12,500 

13,000 

13,500 

14,000 

14,500 

15,000 

15,500 

January February March April May June

13,517  13,504 13,593 

13,857 14,007 

13,925 

12,720 

13,330 

13,111 

13,611 

13,826 

13,529 

14,165 

14,446 

14,890 14,983 

15,072 

14,597 

2008

2009

2010

 

C.2  Monthly Energy Demand from 2008 to 2010  

‐

1,000 

2,000 

3,000 

4,000 

5,000 

6,000 

7,000 

8,000 

9,000 

10,000 

January February March April May June

8,015 

7,299 

7,931  7,968 8,339 

7,958 7,059 

6,868 

7,630  7,781 8,117 

7,668 

8,429 

7,635 

8,867 8,706 

9,014 

8,499 

2008

2009

2010

 

D. SUPPLY / DEMAND ADEQUACY: 

D.1   Availability Status (Average Values Based on Daily Reports) 

 

  MW % 

Maximum Demand  13,591 62.3 

Spinning Reserve  1,618 7.4 

Operating Reserve  3,568 16.4 

Unscheduled Outage  769 3.5 

Scheduled Outage  1,744 8.0 

Capacity Deration  527 2.4 

 

0

2,500

5,000

7,500

10,000

12,500

15,000

17,500

20,000

1‐Jan

8‐Jan

15‐Jan

22‐Jan

29‐Jan

5‐Feb

12‐Feb

19‐Feb

26‐Feb

5‐Mar

12‐M

ar

19‐M

ar

26‐M

ar

2‐Ap

r

9‐Ap

r

16‐Apr

23‐Apr

30‐Apr

7‐May

14‐M

ay

21‐M

ay

28‐M

ay

4‐Jun

11‐Jun

18‐Jun

25‐Jun

Deration

Scheduled

Unscheduled

Available Capacity

Spinning Reserve 

MD

 

 

D.2   Monthly Availability Trend 

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Unplanned Outage Scheduled Outage Deration Operating Reserve

139

1,409

450

6,826

833

1,027

559

6,440

1,214

1,608

514

4,635

763

1,848

582

4,682

893

2,106

571

4,264

781

2,420

494

4,355

January

February

March

April

May

June

 

 

D.3   Generation Profile during Highest Maximum Demand of 15,072 MW and Energy of 304.1 GWh on 24th May 2010     

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0:00

1:30

3:00

4:30

6:00

7:30

9:00

10:3

0

12:0

0

13:3

0

15:0

0

16:3

0

18:0

0

19:3

0

21:0

0

22:3

0

24 May 2010 (Monday)

S.Rsv

IC

Distillate

ST-Oil

ST-Gas

Co-Gen

OCGT

Hydro

CCGT

Coal

 

 D.4  Generation Profile during Maximum Demand of 15,003 MW and Highest Energy of 

311.5 GWh on 25th May 2010      

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0:00

1:30

3:00

4:30

6:00

7:30

9:00

10:3

0

12:0

0

13:3

0

15:0

0

16:3

0

18:0

0

19:3

0

21:0

0

22:3

0

25 May 2010 (Tuesday)

S.Rsv

IC

Distillate

ST-Oil

ST-Gas

Co-Gen

OCGT

Hydro

CCGT

Coal

   D.5  Generation Profile during Lowest Maximum Demand of 10,633 MW and Energy of 

222.2 GWh on 15th February 2009      

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0:00

1:30

3:00

4:30

6:00

7:30

9:00

10:3

0

12:0

0

13:3

0

15:0

0

16:3

0

18:0

0

19:3

0

21:0

0

22:3

0

15 February 2010 (Monday)

S.Rsv

IC

Distillate

ST-Oil

ST-Gas

Co-Gen

OCGT

Hydro

CCGT

Coal

  

 

E. FUEL AVAILABILITY 

.1  Gas 

 

E

Average Gas Volume Nominated 1,252 mmscfd

Average Gas Volume Allocated 1,164 mmscfd

Total Volume Nominated  226,558 mmscf

Total Volume Allocated  210,745 mmscf

Total Production (Kerteh and JDA) 385,670 mmscf

Average Production (JDA)  344 mmscfd

Average Production (Kerteh) 1,787 mmscfd

Total Number of Curtailment (day)3 44 

 

aily Nomination and Allocation to Power Sector (January – June 2010)

 

D  

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

Jan-10 Feb-10 Mar-10 Apr-10 May-10 Jun-10

Volume Nominated Volume Allocated 

                                                            3 Weekdays are calculated based on daily maximum of 1,250 mmscfd. Weekends are calculated based on volume nominated by TNB,, which are less than 1,250 mmcfd. 

E.2  Coal 

   

Stock Level 

‐

6

100,000 

200,000 

300,000 

400,000 

500,000 

600,000 

700,000 

800,000 

900,000 

‐Jan 20‐Jan 3‐Feb 17‐Feb 3‐Mar 17‐Mar 31‐Mar 14‐Apr 28‐Apr 12‐May 26‐May 9‐Jun 23‐Jun 7‐Jul

JMJG

KEV

TBIN

JEV

 

 PriceApplicable Coal  

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

RM / MT

Jul‐09 Aug‐09 Sep‐09 Oct‐09 Nov‐09 Dec‐09 Jan‐10 Feb‐10 Mar‐10 Apr‐10 May‐10 Jun‐10

JMJG 352 352 352 330 330 330 265 265 265 274 274 274

KEV 312 312 312 384 384 384 266 266 266 314 314 314

TBIN 276 276 276 311 311 311 252 252 252 294 294 294

JEV 378 378 378 336 336 336 301 301 301 304 304 304

 

E.3  

Temengor

Hydro (Lake Level) 

 

150

170

190

210

230

250

1-Jan 15-Jan 29-Jan 12-Feb 26-Feb 12-Mar 26-Mar 9-Apr 23-Apr 7-May 21-May 4-Jun 18-Jun

Temengor

Spill Level: 248.4 meter

 

Kenyir 

100

110

120

130

140

150

1-Jan 15-Jan 29-Jan 12-Feb 26-Feb 12-Mar 26-Mar 9-Apr 23-Apr 7-May 21-May 4-Jun 18-Jun

Kenyir

Spill Level: 145 meter

 

F. RK 

 

F.1  Line Constraints 

NETWO

  Location  Impact Contingency Limit  Days  Last Day

1.  275kV Ayer 

Tawar – Batu 

Gajah  

North ‐ 

Central 

Double cct tripping of 

500 kV Ayer Tawar ‐ 

Bukit Tarek 

150%  8  28 

January 

2.  Bukit Tarek 

500/275 kV 

XGT2 

North ‐ 

Central 

Double cct tripping of 

500 kV Bukit Tarek – 

Kapar 

130%  6  14 

January 

 

F.2  Load Loss above 50 MW 

Date  Duration (Start/End) 

Component Load Loss (MW) 

Energy Not Served (MWh) 

Cause(s)

1 Feb  1651/2138  Sungai Pinang 132/33/11 kV Substation 

56 112.1  Fire

3 June  1702/1758  Kota Kemuning 132/33  (90  

61.5 57.3  Damaged to outgo  kV

kV MVA) T4 ing 33 cable 

 

Prepared  

 

Unit Operasi Pasaran Jabatan Kawa embekalan Elektrik  Suruhanjaya Tenaga 3 August 2010 

 by:

lselia P

1