(Beritadaerah-Kolom) Pengembangan kapasitas pembangkit tenaga listrik diarahkan untuk memenuhi pertumbuhan beban, dan pada beberapa wilayah tertentu diutamakan untuk memenuhi kekurangan pasokan tenaga listrik. Pengembangan kapasitas pembangkit juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan pasokan yang diinginkan, dengan mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat, terutama energi terbarukan. Pengembangan kapasitas pembangkit tenaga listrik dilaksanakan sesuai dengan kebijakan pemerintah, misalnya dalam pengembangan energi baru dan terbarukan (EBT), serta program 35.000 MW. Pengembangan pembangkit diupayakan secara optimal dengan prinsip biaya penyediaan listrik terendah (least cost), dengan tetap memenuhi kecukupan daya dan tingkat keandalan yang wajar dalam industri tenaga listrik.

Biaya penyediaan terendah (least cost) dicapai dengan meminimalkan net present value semua biaya penyediaan tenaga listrik yang terdiri dari biaya investasi, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan, dan biaya energy not served. Tingkat keandalan sistem pembangkitan diukur dengan kriteria Loss of Load Probability (LOLP) dan cadangan daya (reserve margin). Pembangkit sewa dan excess power tidak diperhitungkan dalam membuat rencana pengembangan kapasitas jangka panjang, namun dalam jangka pendek diperhitungkan untuk menggambarkan upaya PLN dalam mengatasi kondisi krisis tenaga listrik.

Sejalan dengan kebijakan Pemerintah untuk lebih banyak mengembangkan dan memanfaatkan energi terbarukan, pengembangan proyek energi terbarukan seperti panas bumi, angin, surya, biomasa, sampah dan tenaga air didorong namun dengan tetap mempertimbangkan keekonomian proyek agar dapat mengurangi biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik setempat. Selain itu, pengembangan pembangkit energi terbarukan juga tetap memperhatikan keseimbangan supply–demand, kesiapan sistem, dan keekonomian.Kebutuhan cadangan daya yang wajar dilihat dari kemampuan pembangkit- pembangkit memasok tenaga listrik secara terus-menerus sesuai kriteria perencanaan.

PLN mempunyai kebijakan untuk mengizinkan rencana reserve margin yang tinggi melebihi kebutuhan yang wajar dengan pertimbangan-pertimbangan sebagai berikut:

  • Pada beberapa daerah (seperti di Sumatera, Sulawesi, Kalimantan, Maluku, Papua dan Nusa Tenggara), kapasitas pembangkit existing telah mengalami derating yang cukup besar, sehingga memerlukan cadangan pembangkit yang besar pula untuk menjaga kehandalan pasokan listrik.
  • Terdapat kemungkinan bahwa dengan tersedianya tenaga listrik yang banyak akan memicu tumbuhnya demand listrik yang jauh lebih cepat di daerah-daerah yang telah lama kekurangan pasokan tenaga listrik.
  • Sebagai mitigasi risiko teknologi dan hidden capacity.
  • Adanya penugasan Pemerintah untuk mempercepat pembangunan pembangkit (Program FTP1, FTP2 dan Program 35 GW), serta pemenuhan target bauran EBT minimal sebesar 23% mulai tahun 2025.
  • Mempertimbangkan proyek-proyek pembangkit yang telah memasuki fase pemenuhan pembiayaan (financial close) dan/atau fase konstruksi sehingga terdapat konsekuensi legal dan finansial apabila dilakukan penyesuaian terhadap jadwal commissioning dari proyek tersebut.
  • Untuk mengantisipasi keterlambatan proyek (sekitar 5-10% tergantung pada success rate proyek).
  • Berdasarkan pengalaman beberapa tahun terakhir, proyek PLTU batubara skala kecil (<50 MW) banyak mengalami keterlambatan dan pembatalan (tidak berlanjut). Untuk mendapatkan efisiensi dan keekonomian yang lebih baik, maka rencana beberapa proyek PLTU batubara skala kecil akan menggunakan kapasitas per unit (unit size) yang lebih besar untuk menggantikan rencana PLTU skala kecil.

Kapasitas unit pembangkit yang tertera dalam RUPTL merupakan indikasi kelas kapasitas. Mengingat ketersediaan kapasitas pembangkit di pasaran tidak persis sama dengan kapasitas per unit yang tertera dalam RUPTL karena kapasitas setiap pabrikan tidak selalu sama.Pemilihan lokasi pembangkit dilakukan dengan mempertimbangkan ketersediaan sumber energi primer setempat atau kemudahan pasokan energi primer, kedekatan dengan pusat beban, prinsip regional balance ̧ topologi jaringan transmisi yang dikehendaki, kendala pada sistem transmisi, dan kendala-kendala teknis, lingkungan dan sosial. Pada daerah dengan potensi batubara yang cukup besar, maka jenis pembangkit yang diprioritaskan untuk dikembangkan adalah PLTU mulut tambang. Hal yang sama juga direncanakan untuk daerah dengan potensi gas yang besar dengan cara pengembangan pembangkit listrik berbahan bakar gas di sekitar mulut sumur gas (wellhead). Lokasi pembangkit yang tercantum dalam RUPTL merupakan indikasi lokasi yang masih dapat berubah sesuai dengan perkembangan dalam penyiapan proyek di lapangan dan disesuaikan dengan kebutuhan sistem.

Pembangkit pemikul beban puncak pada sistem besar diupayakan tidak menggunakan pembangkit berbahan bakar BBM. PLN lebih memprioritaskan pengembangan pembangkit beban puncak yang beroperasi dengan gas (LNG, mini LNG, CNG). Jika terdapat potensi hidro, PLN lebih mengutamakan pembangkit hidro, seperti PLTA peaking dengan reservoir dan pumped storage. Terdapat rencana pembangunan PLTA Pumped Storage untuk memenuhi kebutuhan beban puncak dan memperbaiki load factor di Sistem Jawa-Bali dan Sumatera. BBM hanya direncanakan sebagai buffer untuk mempercepat ketersediaan daya sebelum tersedianya energi primer yang lebih ekonomis.

Pembangkit pemikul beban menengah, pada umumnya menggunakan PLTGU berbahan bakar gas lapangan (gas pipa). Namun Proyek PLTGU berbahan bakar gas lapangan (gas pipa) hanya direncanakan apabila terdapat kepastian pasokan gas. Jika pembangunan PLTGU tidak dimungkinkan, sebagian pembangkit beban dasar yaitu PLTU batubara dapat dioperasikan sebagai pemikul beban menengah dengan capacity factor yang relatif rendah, dan perlu dibantu oleh pembangkit jenis lain yang mempunyai ramping rate tinggi seperti PLTG dan PLTA Bendungan.

Penyelesaian kekurangan pasokan listrik jangka pendek dilakukan melalui pengembangan mobile power plant (MPP) yang bisa dibangun dalam waktu relatif cepat dan sifatnya yang mobile. Tipe MPP yang bisa dikembangkan meliputi barge mounted, truck mounted dan container. Pengembangan MPP juga difungsikan sebagai reserve margin bergerak. Untuk fleksibilitas dalam hal bahan bakar, MPP direncanakan menggunakan bahan bakar gas dengan teknologi pembangkit dual fuel.

Untuk pengembangan tenaga listrik di sistem tenaga listrik yang isolated dan di pulau-pulau kecil masih diperlukan pembangkit berbahan bakar minyak. Secara jangka panjang perlu kajian penggunaan teknologi yang memungkinkan untuk mengganti bahan bakar minyak menjadi bahan bakar yang lebih efisien misalnya LNG, biomasa dan teknologi lainnya. Teknologi yang potensial untuk mengganti hal tersebut di atas antara lain PLTMG dual fuel, serta pembangkit energi terbarukan yang di-hybrid dengan PLTD maupun alternatif penggunaan bahan bakar biofuel untuk PLTD.

Untuk PLTG/MG/GU di sistem kecil, dapat menggunakan konsep pembangkit platform (bukan barge) dengan moda transportasi gas milk and run. Untuk sistem tenaga listrik Jawa-Bali, PLN telah mengadopsi teknologi PLTU batubara kelas 1.000 MW ultra-supercritical (clean coal technology) untuk memperoleh efisiensi yang lebih baik dan emisi CO2 yang lebih rendah. Penggunaan ukuran unit sebesar ini dimotivasi oleh manfaat economies of scale dan didorong oleh semakin sulitnya memperoleh lahan untuk membangun pusat pembangkit skala besar di pulau Jawa. Pertimbangan lainnya adalah ukuran sistem Jawa Bali telah cukup besar untuk mengakomodasi unit pembangkit kelas 1.000 MW.

Untuk Sistem Sumatera juga mulai mengadopsi pengembangan PLTU memanfaatkan teknologi batubara bersih (clean coal technology) dengan kelas kapasitas 300-600 MW dengan teknologi ultra-supercritical. Namun implementasinya disesuaikan dengan kesiapan Sistem Sumatera untuk mengakomodasi kapasitas pembangkit yang lebih besar, terutama dari sisi keandalan dan stabilitas.

Sedangkan untuk Sistem Kalimantan dan Sulawesi sudah mulai mengenalkan PLTU dengan kelas kapasitas 200 MW untuk mendapatkan efisiensi yang lebih baik daripada kapasitas yang ada saat ini. Secara umum pemilihan lokasi pembangkit diupayakan untuk memenuhi prinsip regional balance yaitu situasi dimana kebutuhan listrik suatu wilayah dipenuhi sebagian besar oleh pembangkit yang berada di wilayah tersebut dan tidak banyak tergantung pada transfer daya dari wilayah lain melalui saluran transmisi interkoneksi. Dengan prinsip ini, kebutuhan transmisi interkoneksi antarwilayah akan minimal.

Namun demikian, kebijakan regional balance ini tidak membatasi PLN dalam mengembangkan pembangkit di suatu lokasi dan mengirim energinya ke pusat beban yang jauh melalui transmisi, sepanjang hal tersebut layak secara teknis dan ekonomis. Misalnya di Sistem Sumatera, dimana sumber daya energi (batubara, panas bumi dan gas) lebih banyak tersedia di Sumbagsel, sehingga di wilayah ini banyak direncanakan PLTU batubara dan PLTP yang sebagian energinya akan ditransfer ke Sumbagut melalui sistem transmisi tegangan ekstra tinggi.

Selain menggunakan kebijakan regional balance, pengembangan pembangkit di Sumatera juga menganut prinsip resources base, dimana pembangkit ditempatkan lebih banyak di dekat sumber energi murah. Begitu juga dengan pengembangan pembangkit di Kalimantan, Sulawesi dan Papua.

Suatu pembangkit tenaga listrik didesain untuk beroperasi secara ekonomis selama umur tekno-ekonomisnya (economic life time). Sebuah unit pembangkit dapat menjalani mid-life refurbishment untuk mempertahankan kapasitas, efisiensi, menjaga kesiapan dan keandalan mesin yang sesuai sifatnya harus dipelihara dan dilakukan penggantian parts yang aus. Pembangkit masih dapat diperpanjang umurnya (life extension) dengan melakukan rehabilitasi/refurbishment pada komponen-komponen tertentu. Keputusan melakukan life-extension atau menutup/menghentikan suatu pembangkit memerlukan kajian untuk mencari solusi optimal antara opsi life- extension dan membangun pembangkit baru.

Mempertimbangkan penurunan demand karena pandemi COVID-19 yang mengakibatkan tingginya reserve margin, terutama di Sistem Jawa-Bali, maka diperlukan mitigasi optimasi reserve margin dengan cara menyesuaikan jadwal COD pembangkit serta melakukan relokasi pembangkit existing yang utilisasinya rendah ke sistem lain yang lebih membutuhkan, guna mengurangi biaya investasi penambahan pembangkit baru.

Kepemilikan proyek-proyek pembangkitan yang direncanakan dalam RUPTL disesuaikan dengan kemampuan pendanaan PLN. Mengingat kebutuhan investasi sektor ketenagalistrikan yang sangat besar, PLN tidak dapat secara sendirian membangun seluruh kebutuhan pembangkit baru. Dengan demikian sebagian proyek pembangkit akan dilakukan oleh listrik swasta sebagai independent power producer (IPP).

Rencana pembangkit IPP yang belum memasuki tahap PPA dinyatakan dalam rencana pembangkit sebagai kuota kapasitas yang tersebar dalam satu sistem. Kuota kapasitas tersebut dapat diisi oleh potensi baik yang sudah tercantum dalam daftar potensi maupun yang belum apabila telah menyelesaikan studi kelayakan dan studi penyambungan yang diverifikasi oleh PLN, mempunyai kemampuan pendanaan untuk pembangunan, dan harga listrik sesuai ketentuan yang berlaku.

Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik bagi smelter dan kawasan industri baru, PLN siap memasok selama ada kepastian pengembangan smelter atau kawasan industri tersebut. Berikut ini kebijakan PLN dalam mengalokasikan kepemilikan proyek tenaga listrik:

  • Proyek pembangkit direncanakan sebagai proyek PLN apabila telah mendapat indikasi pendanaan dari APLN maupun lender, telah mempunyai kontrak EPC/penunjukan pemenang lelang EPC, atau ditugaskan oleh Pemerintah untuk melaksanakan sebuah proyek pembangkit.
  • Proyek pembangkit direncanakan sebagai proyek IPP apabila PLN telah menandatangani PPA/Letter of Intent, PLN telah menyampaikan usulan kepada Pemerintah bahwa suatu proyek dikerjakan oleh IPP, atau pengembang swasta yang telah memperoleh IUPTL dari Pemerintah.
  • Berdasarkan UU No. 30/2009 tentang Ketenagalistrikan menyatakan bahwa BUMN diberikan prioritas pertama melakukan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum, namun demikian terbuka peluang bagi BUMD, badan usaha swasta atau koperasi. Dalam hal tidak ada BUMD, badan usaha swasta atau koperasi yang dapat mengembangkan proyek tersebut, maka Pemerintah wajib menugasi BUMN untuk melaksanakannya.
  • Untuk PLTP, sesuai dengan peraturan dan perundangan di sektor panas bumi, pengembangan PLTP pada umumnya didorong untuk dikembangkan oleh swasta dengan proses pelelangan Wilayah Kerja Panas Bumi (WKP) sebagai total project. Sedangkan potensi panas bumi yang WKP-nya dimiliki oleh Pertamina berdasarkan regulasi terdahulu, maka Pertamina dan PLN dapat bekerja sama mengembangkan PLTP. Beberapa WKP PLTP yang dimiliki PLN akan dikembangkan sepenuhnya sebagai proyek PLN. Disamping itu, pengembangan PLTP yang baru baik oleh PLN maupun IPP tidak boleh mengorbankan pasokan uap untuk PLTP eksisting yang sudah berjalan.

Berdasarkan Peraturan Presiden No. 4 Tahun 2016 sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Presiden No. 14 Tahun 2017 disebutkan bahwa pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan melalui Swakelola (oleh PLN) dilakukan dalam hal:

  1. PLN memiliki kemampuan pendanaan untuk ekuitas dan sumber pendanaan murah.
  2. Risiko konstruksi yang rendah.
  3. Tersedianya pasokan bahan bakar.
  4. Pembangkit pemikul beban puncak (peaker) yang berfungsi mengontrolkeandalan operasi.
  5. Pengembangan sistem isolated.

Pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan dapat melalui kerjasama dengan anak perusahaan PLN dalam hal adanya kerjasama antara PLN dengan BUMN asing. Sedangkan pelaksanaan pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan melalui kerja sama penyediaan tenaga listrik dengan Pengembang Pembangkit Listrik (PPL) dilakukan dalam hal:

  1. Membutuhkan pendanaan yang sangat besar.
  2. Risiko konstruksi yang cukup besar, terutama untuk lokasi baru yangmembutuhkan proses pembebasan lahan.
  3. Risiko pasokan bahan bakar yang cukup tinggi atau yang belummempunyai kepastian pasokan gas dan/atau infrastrukturnya.
  4. Pembangkit dari sumber energi baru dan terbarukan.
  5. Ekspansi dari pembangkit PPL yang telah ada.
  6. Terdapat beberapa PPL yang akan mengembangkan pembangkit di suatuwilayah tersebut.

Dalam mengantisipasi pengembangan pembangkit IPP yang cukup besar dan untuk menjamin keamanan pasokan (security of supply) tenaga listrik di masa depan, PLN mempunyai strategi untuk mengikutsertakan anak perusahaan PLN dalam kepemilikan IPP, serta menggunakan skema BOT (Build, Operate and Transfer) sehingga pembangkit tersebut akan menjadi milik PLN pada akhir masa periode kontrak. Pada saat tertentu PLN dapat mengalokasikan pembangkit peaker untuk dilaksanakan oleh IPP dengan pertimbangan apabila ada risiko pasokan bahan bakar yang cukup tinggi. Namun demikian, PLN tetap menjaga agar porsi IPP peaker tidak dominan dalam suatu sistem tenaga listrik, sehingga PLN dapat dengan mudah mengontrol kualitas penyediaan tenaga listrik.

Leave a Reply

Your email address will not be published.