KETENAGALISTRIKAN 7.1 Potensi Energi Terbarukan
C. Tenaga Angin
7.2 Pemanfaatan Tenaga Listrik
7.3.1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Listrik PLN dan Swasta
Menurut data statistik PLN dan data dari DJLPE tahun 2006, total kapasitas pembangkit listrik nasional (PLN dan IPP) pada tahun 2001 adalah sebesar 23,83 GW, meningkat menjadi 28,5 GW pada tahun 2006 atau mengalami pertumbuhan sebesar 3,6% per tahun. Selama rentang waktu 2001 – 2006 tersebut, kapasitas pembangkit PLN adalah sekitar 80% sampai dengan 85% dari keseluruhan total kapasitas pembangkit, sedangkan kapasitas pembangkit
Ketenagalistrikan
swasta (IPP) berkisar 15% - 20%. Dari segi jenis pembangkit, PLTU batubara (PLTUB) dan PLTGU merupakan pembangkit yang lebih dominan dibanding jenis pembangkit lain. Adapun pembangkit berbahan bakar energi terbarukan, seperti PLTP, mempunyai pangsa cukup kecil yaitu sekitar 3%.
Seperti telah disebutkan diatas, pada tahun 2006 kapasitas total pembangkit PLN dan IPP di Indonesia adalah sebesar 28,5 GW, dimana 80% diantaranya berada di wilayah Jawa Bali (atau sebesar 22,9 GW) dan sisanya terletak di wilayah luar Jawa Bali. Dilihat dari segi input bahan bakar, pembangkit berbahan bakar BBM dan batubara mempunyai pangsa yang paling tinggi, yaitu sekitar 36% dan 31%, sedangkan pembangkit panas bumi hanya 3%. Hasil proyeksi kapasitas pembangkit PLN dan IPP selama 19 tahun ke depan menurut kasus dasar (R30 atau pertumbuhan PDB 4% per tahun dan harga minyak mentah 30 $/barel), menunjukkan bahwa terjadi pertumbuhan rata-rata 5,5% per tahun dari 28,47 GW tahun 2006 menjadi 79,24 GW pada tahun 2025. Proyeksi tersebut menunjukkan bahwa PLTU batubara lebih dominan dibanding dengan pembangkit jenis lain.
Pada tahun 2010 pangsa PLTU batubara diprakirakan lebih dari 49% dengan kapasitas total 19,62 GW. Tingginya pangsa PLTU batubara tersebut disebabkan adanya program percepatan PLTU batubara 10 GW yang ditujukan untuk mengurangi ketergantungan pembangkit listrik terhadap BBM. Selain itu, pada tahun yang sama pembangkit berbahan bakar gas diprakirakan mempunyai pangsa hanya 16% atau sekitar 6 GW, terdiri dari PLTGU, PLTG gas, dan PLTU gas. Selanjutnya pada tahun 2013 diharapkan pembangkit jenis
pump storage mulai beroperasi dengan kapasitas 500 MW dan diproyeksikan
meningkat menjadi 3 GW pada akhir periode studi.
Pada tahun 2025 pangsa pembangkit berbahan bakar batubara diproyeksikan naik cukup signifikan dibanding tahun 2010, yaitu sebesar 78%. Sedangkan pembangkit berbahan bakar gas turun sangat signifikan, menjadi hanya 6%. Hal ini dikarenakan terbatasnya pasokan gas untuk pembangkit listrik. Adapun pembangkit panas bumi dan pembangkit tenaga air mempunyai pangsa berturut–turut sekitar 1,5% dan 7%. Total kapasitas pembangkit pada tahun 2025 ini adalah sekitar 79,24 GW. Gambar 7.7 menyajikan kapasitas pembangkit PLN dan IPP untuk kasus dasar (R30).
Pada kasus pertumbuhan PDB rendah (4% per tahun) dengan harga minyak mentah 60 $/barel menunjukkan adanya sedikit penurunan kapasitas pembangkit BBM yang diimbangi dengan kenaikan kapasitas pembangkit panas bumi. Tetapi apabila dilihat dari total kapasitas pembangkit, tidak terjadi perubahan yang signifikan sepanjang masa periode studi. Pola yang sama terjadi pada kasus pertumbuhan PDB tinggi (6,5% per tahun). Baik pada harga minyak mentah 30$/barel maupun 60 $/barel pengaruhnya terhadap total kapasitas pembangkit selama kurun waktu 2006 - 2025 tidak terlihat nyata. Hal yang sebaliknya terjadi apabila hasil tersebut dibandingkan dengan kapasitas pembangkit pada harga minyak yang sama, namun pada pertumbuhan PDB yang berbeda, terutama periode setelah 2010. Kondisi kapasitas dan jenis pembangkit tahun 2020 untuk harga minyak mentah 30
Ketenagalistrikan
Outlook Energi Indonesia 2009 7-11
$/barel dan pada pertumbuhan PDB rendah maupun tinggi terlihat dengan jelas begitu berbeda.
0 40 80
2006 2007 2008 2009 2010 2015 2020 2025
GW
PLTUB PLTD PLTP PLTG PLTM PLTU Pump Storage PLTA PLTGU
Gambar 7.7 Kapasitas pembangkit PLN dan IPP (kasus dasar)
Pada tahun 2020, kapasitas total pembangkit pada pertumbuhan PDB rendah mencapai 53,1 GW dan jenis pembangkit integrated gasification combined
cycle (IGCC) belum bisa bersaing dengan jenis pembangkit lain. Tetapi pada
skenario pertumbuhan PDB tinggi, kapasitas total pembangkit PLN maupun IPP meningkat lebih dari 30% mendekati 70 GW dan pembangkit IGCC diprakirakan sudah mulai berperan. Selain itu pembangkit panas bumi dan pembangkit berbahan bakar batubara selama periode 2020 - 2025, pada PDB yang lebih tinggi, mempunyai kecenderungan kapasitas yang jauh lebih tinggi dibanding PDB rendah.
Selanjutnya pembangkit listrik tenaga minihidro/mikrohidro (PLTM) pada semua kasus diprakirakan selama kurun waktu 19 tahun akan tumbuh cukup signifikan. Pada tahun 2025 kapasitas total PLTM di seluruh Indonesia diproyeksikan akan mencapai 0,5 GW. Hal ini dapat dimengerti mengingat potensinya masih sangat besar, selain itu juga biaya investasinya relatif rendah. Kendala dari pengembangan PLTM ini adalah lokasinya tersebar di wilayah-wilayah terpencil sehingga sifatnya hanya untuk memenuhi kebutuhan energi setempat (on-site specific). Adapun pembangkit energi terbarukan lainnya seperti pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) dan pembangkit listrik tenaga angin (PLTB), baik pada kasus PDB tinggi maupun kasus PDB rendah masih belum bisa bersaing dengan pembangkit konvensional karena biaya investasinya masih cukup tinggi. Khusus untuk PLTB ada kendala geografis, dimana hanya sedikit wilayah yang mempunyai kecepatan angin rata-rata lebih besar dari 3 m/detik. Itupun frekuensinya rendah, hanya beberapa bulan dalam satu tahun.
Ketenagalistrikan 0 40 80 120 30 60 30 60 30 60 30 60 30 60 30 60 30 60 30 60 2006 2009 2010 2020 2025 2009 2010 2020 2025 GW
PLTGU PLTA Pump Storage PLTU PLTM IGCC PLTG PLTP PLTD PLTUB PLTU Sampah Pertumbuhan
PDB Rendah
Pertumbuhan PDB Tinggi Historikal
Gambar 7.8 Kapasitas pembangkit PLN dan IPP untuk setiap kasus 7.3.2 Kapasitas Captive Power
Kapasitas total captive power di Indonesia pada tahun 2006 adalah sebesar 13,5 GW dengan pembangkit berbahan bakar minyak mendominasi jenis pembangkit yang digunakan, yaitu mempunyai pangsa sekitar 73%. Sedangkan pembangkit berbahan bakar gas, termasuk gas, sebesar 16% dari keseluruhan
captive power yang digunakan. Adapun pembangkit batubara mempunyai
pangsa paling kecil, hanya 2%, jauh lebih kecil daripada pembangkit hidro yang sebesar 9%. Selama kurun waktu 19 tahun kedepan diprakirakan kapasitas captive power yang ada akan menurun terus.
Pada tahun 2025 misalnya, kapasitas total captive power diprakirakan akan turun drastis, hanya 46% dari kapasitas total tahun 2006. Penurunan ini dapat dimengerti karena pelanggan PLN, umumnya sektor industri, akan lebih mengandalkan PLN dalam suplai listrik dibandingkan harus menyediakan sendiri keperluan tenaga listriknya. Gambar 7.9 menyajikan prakiraan kapasitas pembangkit captive power untuk kasus dasar (R30).
0 2 4 6 8 10 12 14 16 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 GW
PLTGM PLTA PLTU Cogen PLTD PLTUB
Ketenagalistrikan
Outlook Energi Indonesia 2009 7-13
Selanjutnya, prakiraan kapasitas pembangkit captive power sesuai kasus dasar (R30) menunjukkan bahwa pangsa penggunaan teknologi cogeneration cenderung meningkat selama rentang waktu 2006 – 2025. Meningkatnya
cogeneration ini dapat dipahami mengingat bahwa teknologi cogeneration
merupakan teknologi yang sangat efisien bagi industri yang membutuhkan energi panas (berupa uap air untuk proses industri) dan energi listrik dalam pengoperasiannya seperti industri petrokimia, kertas, tekstil dan makanan. Teknologi cogeneration memiliki efisiensi tinggi karena merupakan proses pembangkitan secara simultan energi listrik dan energi panas oleh suatu sistem dari satu sumber energi, sehingga efisiensi energi keseluruhan
cogeneration bisa mencapai 90%. Pada akhirnya hal ini akan mengurangi biaya
operasi dan juga mengurangi emisi gas buang yang terjadi. Selain itu instalasi
cogeneration di dalam lingkungan pabrik juga akan mengurangi rugi-rugi
transmisi.
Pengaruh kasus harga minyak tinggi untuk faktor PDB tetap (pertumbuhan 4% per tahun) terhadap kapasitas pembangkit captive power tidak begitu signifikan apabila dibandingkan dengan kasus dasar. Hal yang sama terjadi bila kita bandingkan kapasitas pembangkit pada pertumbuhan PDB tinggi (6,5% per tahun), namun pada kasus harga minyak yang bervariasi (30 $/barel dan 60 $/barel). Perbedaan yang nyata terjadi apabila kita cermati kapasitas pembangkit untuk kondisi PDB berbeda pada harga minyak mentah yang sama. Pada kondisi pertumbuhan PDB lebih tinggi daripada kasus dasar, terjadi perbedaan yang cukup besar, dimana kenaikan total kapasitas pembangkit
captive power lebih dari 6% terutama setelah tahun 2015. Selain itu
penggunaan jenis pembangkitpun berubah. Mulai tahun 2023 sampai dengan 2025 penerapan PLTU batubara akan lebih banyak digunakan dibanding kasus dasar. Hal ini bisa dilihat dari pangsa PLTU batubara pada tahun 2025 yang sebesar 15%, jauh lebih tinggi daripada kasus dasar (6%). Selanjutnya, seperti yang terjadi pada kasus dasar, pemakaian teknologi cogeneration makin membesar dimana penerapan jenis teknologi yang menggunakan bahan bakar gas terus meningkat. Diprakirakan selama 19 tahun kedepan captive power yang ada lebih banyak mengandalkan tenaga air serta pembangkit berbahan bakar gas dan batubara.