Keandalan sistem kelistrikan merupakan faktor krusial dalam menjaga kontinuitas pasokan listrik, khususnya di wilayah non-metropolitan seperti Pulau Madura. Subsistem kelistrikan Madura menghadapi tantangan keandalan yang tinggi akibat struktur jaringan radial, keterbatasan pembangkit lokal, dan ketergantungan pada pasokan eksternal dari Jawa. Penelitian ini bertujuan mengevaluasi tingkat keandalan sistem kelistrikan Madura melalui pendekatan simulasi aliran daya dan kontingensi tunggal (N-1) menggunakan perangkat lunak PSSE. Metodologi yang digunakan meliputi studi literatur, pengumpulan data historis, pemodelan sistem kelistrikan, dan simulasi beban puncak tahun 2024. Hasil simulasi menunjukkan bahwa dalam kondisi awal, indeks SAIDI mencapai 260 menit per pelanggan per tahun dan SAIFI sebesar 2,7 gangguan per pelanggan per tahun. Setelah disimulasikan skenario mitigasi berbasis DRUPTL 2024–2033, nilai SAIDI menurun menjadi 115 menit dan SAIFI menjadi 1,1 gangguan per pelanggan per tahun. Selain itu, nilai ENS juga menunjukkan penurunan signifikan, memperlihatkan efektivitas skema penguatan sistem terhadap keandalan. Temuan ini menunjukkan bahwa penerapan skenario penguatan jaringan, penambahan pembangkit lokal, serta pengembangan jalur loop dapat meningkatkan resiliensi sistem dan mengurangi dampak sosial ekonomi dari gangguan kelistrikan di Madura. Penelitian ini dapat menjadi referensi teknis dan strategis bagi PLN atau pemangku kepentingan lain dalam merencanakan pengembangan sistem tenaga yang lebih andal dan berkelanjutan di wilayah kepulauan seperti Madura

Power system reliability is a critical factor in ensuring the continuity and stability of electricity supply, particularly in non-metropolitan regions such as Madura Island. The Madura power subsystem faces high reliability challenges due to its radial network structure, limited local generation, and dependency on external supply from Java. This study aims to evaluate the reliability level of the Madura electrical system using power flow and N-1 contingency simulations conducted with the PSS®E software. The methodology includes literature review, historical data collection, network modeling, and peak load simulations for the year 2024. Initial simulation results indicate that the system had a SAIDI of 260 minutes per customer per year and a SAIFI of 2.7 interruptions per customer per year. After simulating the mitigation scenario based on the 2025–2034 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), SAIDI decreased to 115 minutes and SAIFI to 1.1. In addition, the Energy Not Supplied (ENS) also showed a significant reduction, proving the effectiveness of the reinforcement measures. These results suggest that strengthening the transmission network, adding local generation capacity, and creating looped transmission paths can significantly improve the system’s reliability and reduce the socio-economic impacts of power outages. This research can serve as a technical and strategic reference for PLN or other stakeholders in planning the development of a more reliable and sustainable power system in island regions such as Madura.