Oleh : Nasri Sebayang Direktur Perencanaan dan Teknologi Yogyakarta, 21 Oktober 2011

(1)

Bekerja, Bekerja, Bekerja

Yogyakarta, 21 Oktober 2011

Seminar Nasional Skenario Kebijakan Energi Indonesia

Menuju Tahun 2050

PT PLN (Persero)

Outlook Pengembangan Sistem Kelistrikan

2011-2040

Oleh :

Nasri Sebayang

(2)

STRUKTUR PRESENTASI

Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040

2

3

Rencana 10 Tahun Kedepan Berdasarkan Draft RUPTL 2011-2020

(3)

(4)

1.1. Status Saat Ini :

Perkembangan Rasio Elektrifikasi 2006 - 2010

Wilayah 2006 2007 2008 2009 2010 Indonesia 59,0 60,8 62,3 65,0 67,5 Jawa-Bali 63,9 66,3 68 69,8 71,4 Sumatra 57,2 56,8 60,2 60,9 67,1 Kalimantan 54,7 54,5 53,9 55,1 62,3 Sulawesi 53,2 53,6 54,1 54,4 62,7

Indonesia Bag Timur 30,6 30,6 30,6 31,8 35,7

• Rasio elektrifikasi meningkat setiap tahunnya, dari 59% pada tahun 2006 menjadi 67,5% pada tahun 2010.

59.0 60.8 62.3 65.0 67.5 54.0 56.0 58.0 60.0 62.0 64.0 66.0 68.0 70.0 2006 2007 2008 2009 2010 %

(5)

Bekerja, Bekerja, Bekerja NAD 87,2% Sumut 84,5% Sumbar 68.7% Riau + Kepri 48,1% Sumsel 64,8% Bengkulu 63,9% Babel 63,1% Lampung 63,7% Jakarta 91,1% Banten 82,5% Jabar _71,1% Jateng Jambi 63,5% Jogya 78,6% Jatim 69,1% Bali 69,1% NTB 62,7% NTT 61,7% Kalbar 55,2% Kalteng 54,5% Kalsel 71,4% Kaltim 55,0% Sulut 68,4% Gorontalo 55,6% Sulteng 53,3% Sultra 55,5% Sulsel 66,3% Maluku Utara 59,1% Maluku 70,4% Papua 56,5% Category : > 60 % 41 - 60 % 20 - 40 % Sulbar 42,4% Papua Barat 53,0%

(6)

Komposisi Fuel Mix 2005 – 2010

8% _7% 8% 7% 7% 6% 6% 5% 5% 5% 4% 4% 4% 4% 4% 5% _5% 5% 5% 6% _6% _6% _6% 9% 12% 13% 13% 13% 13% 13% 41% 45% 45% 42% 43% 46% 55% _52% 51% 51% 54% 56% 57% 56% 58% 15% 15% 16% 17% 22% 25% 24% _28% 29% 26% 24% 22% 19% 20% 18% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 3% 2% 2% 2% 2% 3% 4% 4% 7% 7% 4% 8% 8% 3% 3% 2,0% 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 24% 21% 23% 20% 15% 13% 7% 4,8% 3% 3% 2% 2% 2% 2% 2% 0% 0% 0% _0% _0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% HSD MFO Gas Panas bumi Hidro Batubara

 Kapasitas Terpasang Pembangkit PLN (26.895 MW) dan IPP (4.013 MW) thn 2010 :

• 30.908 MW total Indonesia • 23.206 MW di sistem Jawa Bali • 7.702 MW di sistem luar Jawa Bali

(7)

Jumlah Pelanggan PLN Tahun 2010

Jenis Pelanggan Persen 2010

Rumah Tangga 92,80% 39.324.520

Komersial 4,51% 1.912.150

Publik dan Sosial 2,57% 1.090.526

Industri 0,11% 48.675

(8)

(9)

Perkiraan Kebutuhan Listrik 2011-2020

IB : 10,2% 24 TWh 55 TWh IT : 10,8% 13 TWh 31 TWh JB : 7,9% 125 TWh 241 TWh

Kebutuhan listrik Indonesia akan tumbuh rata-rata 8,46% per tahun.

(10)

Realisasi dan Proyeksi Kebutuhan Listrik 2011-2020 (GWh)

-50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 Realisasi Proyeksi

Kebutuhan listrik Indonesia diperkirakan tumbuh rata-rata 8,46% per tahun

328 TWh

241 TWh

55 TWh 31 TWh

(11)

Bekerja, Bekerja, Bekerja Residensial Bisnis Publik Industri 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Indonesia Residensial Bisnis Publik Industri 0 50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jawa-Bali Residensial Bisnis Publik Industri 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Indonesia Timur Residensial Bisnis Publik Industri 0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Indonesia Barat

(12)

Proyeksi Rasio Elektrifikasi (PLN+NonPLN) 2011-2020

50,0 60,0 70,0 80,0 90,0 100,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 (%)

• RE pada akhir tahun 2011 diatas 60%, yaitu IT 66%, IB 74%, JB 73% dan Indonesia 72%

• RE pada akhir tahun 2014 sesuai dengan target RPJM, yaitu IT 72%, IB 82%, JB 82% dan Indonesia 80%

• Terjadi lompatan RE dari 2010 ke 2011 karena akselerasi RE pada provinsi tertinggal

• Untuk IB lompatan terjadi di Riau (penambahan 230ribu pelanggan), Jambi (80ribu + 200ribu

pelanggan PLN), Sumsel (230 ribu + 100ribu PLN) dan Lampung (210ribu + 130ribu non-PLN + 70ribu eks KLP).

• Untuk IT lompatan terjadi di NTT (350ribu + 60ribu non-PLN), NTB (400ribu + 23ribu non-PLN), Papua (220ribu + 32ribu non-PLN), Papua Barat (40ribu + 20ribu non-PLN)

(13)

Bekerja, Bekerja, Bekerja 4,676 6,113 4,607 2,062 2,104 2,094 1,707 2,078 2,941 3,445 1,083 1,292 784 1,834 3,815 4,398 4,013 2,230 1,410 975 -1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 IPP PLN

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit (PLN+IPP)

• Penambahan pembangkit hingga tahun 2020 sebesar 53.659 MW • Penambahan pembangkit PLN 31.826 MW dan IPP 21.834MW • Rata2 Penambahan 5.400 MW/tahun

(14)

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit

Tambahan pembangkit baru sampai tahun 2020: 53.659 MW • PLTU : 34.840 MW • PLTA : 5.282 MW • PLTP : 5.800 MW • PLTGU : 3.173 MW • PLTG : 4.327 MW • Lain-lain : 237 MW 5,759 7,404 5,391 3,895 5,919 6,492 5,720 4,308 4,351 4,420 -1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(15)

Pengembangan Pembangkit Energi Baru Terbarukan

No Pembangkit - EBT Stn TAHUN 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 TOTAL 1 PLTMH MW 23 37 198 126 46 193 203 214 225 235 1500 2 PLT Surya MWp 20 40 50 60 70 70 75 75 80 80 620 3 PLT Bayu MW 5 15 15 15 15 15 20 20 25 25 170 4 PLT Biomass MW 16 33 35 35 35 40 40 45 45 50 374 5 PLT Kelautan MW 0 0 1 2 2 5 5 5 5 5 30 6 PLT Bio-Fuel *) MW - 10 15 15 14 8 7 7 8 9 114 7 PLT Gas-Batubara MW 12 57 61 98 90 90 90 90 90 90 768 TOTAL MW 76 203 391 351 266 421 441 456 478 494 3,576

(16)

Rincian Pengembangan Transmisi (km)

Hingga tahun 2020 dibutuhkan pengembangan transmisi sebesar: • 500 kV AC: 2.595 km • 500 kV DC: 1.100 km • 275 kV : 4.888 km • 250 kV DC: 462 km • 150 kV : 35.418 km • 70 kV : 3.140 km Total : 47.602 km -1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000 7,000 8,000 9,000 10,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 70 kV 150 kV 250 kV DC 275 kV 500 kV DC 500 kV AC

(17)

Rincian Pengembangan Gardu Induk (MVA)

Hingga tahun 2020

dibutuhkan pengembangan gardu induk sebesar:

• 500/275 kV: 3.500 MVA • 500/150 kV: 33.490 MVA • 500 kV DC : 3.000 MVA • 275/150 kV: 10.500 MVA • 250 kV DC : 600 MVA • 150/70 kV : 303 MVA • 150/20 kV : 59.786 MVA • 70/20 kV : 3.225 MVA Total : 114.404 -3,000 6,000 9,000 12,000 15,000 18,000 21,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 70/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 250 kV DC 275/150 kV 500 kV DC 500/150 kV 500/275 kV

(18)

Rencana Pengembangan Distribusi

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Jawa-Bali

-Jaringan TM kms 7,735.0 7,190.4 5,475.9 5,721.8 6,200.2 7,303.5 7,564.9 7,712.1 7,908.4 8,031.2 70,843.4 Jaringan TR kms 7,221.5 8,762.7 7,752.6 8,029.8 8,581.4 9,222.0 9,520.2 10,036.4 10,577.8 11,145.7 90,850.3 Trafo Distribusi MVA 1,119.6 1,445.8 1,188.6 1,202.9 1,286.4 1,528.7 1,528.2 1,688.8 1,780.5 1,851.0 14,620.7 Tambahan Pelanggan ribu plgn 1,271.7 1,432.7 1,577.2 1,673.4 1,752.0 1,797.2 1,644.4 1,636.1 1,583.8 1,137.8 15,506.4

Indonesia Barat

Jaringan TM kms 5,642.8 5,592.1 6,429.6 6,982.3 5,563.1 5,956.7 6,334.3 6,708.2 6,920.2 6,850.5 62,980.0 Jaringan TR kms 6,398.7 6,128.0 7,152.3 7,780.3 6,159.0 6,543.5 6,896.5 7,332.6 7,539.2 7,524.5 69,454.7 Trafo Distribusi MVA 1,414.4 1,389.8 1,865.1 2,077.8 1,232.3 1,298.4 1,364.8 1,418.0 1,368.5 1,164.9 14,593.8 Tambahan Pelanggan ribu plgn 1,135.4 651.7 661.0 669.7 572.1 542.6 539.9 555.6 573.0 593.0 6,494.1

Indonesia Timur

Jaringan TM kms 5,047.6 5,790.7 6,161.3 7,012.3 6,671.8 7,072.7 7,851.1 8,667.8 9,668.5 10,840.2 74,784.0 Jaringan TR kms 4,045.9 6,189.7 6,761.2 7,744.5 5,943.1 5,922.7 6,343.1 6,803.2 7,371.9 7,974.2 65,099.5 Trafo Distribusi MVA 693.4 885.5 787.4 757.9 748.4 763.1 814.9 859.0 917.2 989.7 8,216.7 Tambahan Pelanggan ribu plgn 1,406.2 375.9 384.4 396.7 415.8 409.8 441.9 463.7 481.9 519.8 5,296.1

Indonesia

Jaringan TM kms 18,425.4 18,573.2 18,066.9 19,716.4 18,435.1 20,332.9 21,750.3 23,088.1 24,497.2 25,721.9 208,607.4 Jaringan TR kms 17,666.1 21,080.5 21,666.1 23,554.7 20,683.5 21,688.2 22,759.8 24,172.2 25,488.9 26,644.4 225,404.4 Trafo Distribusi MVA 3,227.4 3,721.1 3,841.1 4,038.6 3,267.0 3,590.3 3,707.9 3,965.9 4,066.2 4,005.7 37,431.2

(19)

Fuel Mix Indonesia 2011-2020

Hydro HSD Gas LNG Batubara Panas bumi Hydro MFO HSD -50,000 100,000 150,000 200,000 250,000 300,000 350,000 400,000 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 G W h

(20)

Fuel Mix Indonesia 2011-2020

Gas Geothermal Hydro LNG HSD MFO Coal 6% 6% 6% 5% 5% 6% 6% 6% 6% 6% 5% _4% _4% _5% 8% 8% 10% 11% 12% 12% 50% 54% 61% 63% 63% 64% 64% 65% 64% 64% 17% 21% 21% 19% 17% 15% 12% 8% 8% 8% 0% 4% 3% 5% 6% 5% 7% 9% 9% 8% 5% 2% 1.1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 16.12% 8.57% 3.93% 1.81% 0.99% 0.88% 0.77% 0.70% 0.70% 0.71% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

(21)

Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar Indonesia 2011-2020

No. FUEL TYPE 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 HSD ( x 10^3 kl ) 7,464.3 4,610.8 2,274.6 1,131.8 633.5 595.2 545.7 550.8 589.3 633.0 2 MFO ( x 10^3 kl ) 1,604.7 1,190.3 577.3 159.7 34.1 37.3 35.9 39.5 44.8 39.8 3 Gas (bcf) 329.8 337.8 358.4 365.3 344.3 341.4 277.1 197.7 211.1 227.2 4 LNG (bcf) - 59.6 47.9 90.8 120.4 122.1 170.7 240.7 248.2 263.7 5 Batubara (10^3 ton) 41,794.7 59,254.3 73,788.3 82,954.0 88,754.9 96,002.2 101,442.6 109,263.6 116,691.0 125,737.7 6 Biomass (10^3 ton) 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49

(22)

Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040

(23)

Latar Belakang Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040

 Rencana pengembangan kelistrikan berjangka sangat panjang hingga 2040 belum ada referensinya di Indonesia, yang ada adalah perencanaan energi secara umum, yaitu:

1. Draft Kebijakan Energy Nasional (KEN) oleh DEN (s/d 2050)

2. Indonesia Energy Outlook 2009 oleh Pusdatin Kementerian ESDM (s/d 2030). 3. Outlook Energi Indonesia 2010 oleh BPPT (s/d 2030).

 Dokumen resmi rencana pengembangan kelistrikan yang ada adalah Rencana Umum Kelistrikan Nasional (RUKN) 2008 – 2027 oleh KESDM.

RUKN merupakan indicative planning yang memberikan proyeksi demand listrik dan penambahan kapasitas pembangkit, namun tidak ada rincian pembangkit yang akan dibangun.

KESDM telah menyusun draft RUKN 2011-2030 dan saat ini sedang dikonsultasikan dengan DPR.

 Rencana pengembangan kelistrikan yang lebih detail ada di dokumen Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) yang disusun oleh PLN dan disahkan oleh Menteri ESDM, namun hanya s/d 2019, dan di dalam Draft RUPTL 2011-2020.

(24)

Batasan Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040

• Outlook perencanaan jangka panjang ini dibatasi untuk memproyeksikan pertumbuhan beban di tingkat nasional dan dan di sistem Jawa Bali.

• Untuk perencanaan penambahan kapasitas pembangkit, sebagai case study dibatasi pada sistem Jawa Bali saja yang merupakan sistem terbesar di Indonesia.

• Case study sistem Jawa Bali terdiri dari 3 jenis :

• Base line scenario : Tidak ada penalti terhadap emisi CO2 dari PLTU batubara dan PLTN tidak akan dibangun di Indonesia.

• Scenario 1 : Dikenakan penalti emisi CO2 sebesar US$ 25 /ton dan PLTN akan dibangun sebanyak maksimum 12 unit

dengan capex US$ 3.000/kW.

• Scenario 2 : Dikenakan penalti emisi CO2 sebesar US$ 50 /ton dan PLTN akan dibangun sebanyak maksimum 12 unit

dengan capex US$3.000/kW.

• Adanya penalti emisi CO2 (carbon value) yang tinggi membuka opsi untuk penerapan teknologi CCS (Carbon Capture and Storage) setelah teknologi ini mature secara

komersial dan menjadi kompetitor PLTU tanpa CCS.

• Kajian ini dibuat dgn melakukan simulasi pengembangan kapasitas pembangkit (generation capacity expansion planning) melalui optimisasi bebas dan simulasi produksi untuk memperkirakan faktor penggunaan (capacity factor /CF)

(25)

pembangkit-Bekerja, pembangkit-Bekerja, Bekerja

Stepping up to Global Influence

(26)

No

Energi Non Fosil Sumber Daya Kapasitas

Terpasang

Rasio (%)

1 2 3 4 = 3/2

1 Tenaga Air 75.670 MWe 4.200,0 MWe 5,55

2 Panas Bumi 28.170 MWe 1.189,0 MWe 4,22

3 Mini/MikroHidro 500 MWe 86,1 MWe 17,22

4 Biomass 49.810 Mwe 445,0 MWe 0,89

5 Tenaga Surya 4,80 kWh/m2/hari 12,1 MWe -

6 Tenaga Angin 9.290 MWe 1,1 MWe 0,01

Sumber: Kementerian ESDM, 2009 Energi Fosil Sumber

Daya Cadangan Terbukti Cadangan Potensial (Probable+Possible) Produksi (Per Tahun) Minyak Bumi (miliar barel) 56,6 3,7 4,5 0,36 Gas Bumi (TSCF) 334,5 112,4 57,6 2,90 Batubara (miliar ton) 104,9 5,5 13,3 0,24 Coal Bed Methane (CBM)

(TSCF) 453,3 - -

-Sumber: Kementerian ESDM, Desember 2009

(27)

Sumber Daya Minyak Bumi : 56,6 milliar barel (0,4% dunia)

Sumber Daya Gas Alam : 57,6 TCF (1,7% dunia)

(28)

Sumber Daya Batubara dan Panasbumi – Air - Angin Indonesia

Sumber Daya Batubara : 104,8 milliar ton (0,5% dunia)

Sumber Daya Panasbumi : 27,6 Gwe (terbesar dunia) Sumber Daya Air :

75 GW

Sumber Daya Angin : 9.290 MW

(29)

PENGEMBANGAN TEKNOLOGI

R & D New Development PILOT PROJECT DEPLOY PROVEN TECHNOLOGY C OMMERCIAL & P ROVEN T ECHNOLOGY

TERBATAS LEBIH LUAS “WORLD WIDE”

SANGAT TERBATAS UNCERTAINTIES: H IMPACT: L UNCERTAINTIES: M IMPACT: L UNCERTAINTIES: L IMPACT: M UNCERTAINTIES: L IMPACT: H

(30)

TAHAPAN PENGGUNAAN TEKNOLOGI

FASE-1 (2010-2020) FASE-2 (2020-2030) FASE-3 (2030-2040) TEKNOLOGI DALAM TAHAP PENGEMBANGAN TEKNOLOGI SUDAH PROVEN DAN BEROPERASI KOMERSIAL WACANA PENGEMBANGAN TEKNOLOGI WAKTU IMPLEMENTASI SESUAI RUPTL WAKTU IMPLEMENTASI MASIH BERUPA VISI/

SKENARIO PENGGUNAAN TEKNOLOGI WAKTU IMPLEMENTASI ROAD MAP TEKNOLOGI JANGKA PANJANG

(31)

Bekerja, Bekerja, Bekerja impact unc ert a int ies 2 1 3 4 HVDC FACTS Light HVDC HTLS AMR Smart Grid WAM XLPE HV/EHV Cable Polymer Insulator Compact Substation 70 kV Distribution

Feeder _MonitoringOnline

Non Magnetic CT DAS/ SCADA AMI Pre-Paid Meter Super Conductor LED Lights EV Infra- structure

(32)

Bekerja, Bekerja, Bekerja WAM DAS/ SCADA Now to 2020 _{2020 to 2030} _{2030 to 2040} HVDC FACTS Light HVDC HTLS AMR Smart Grid XLPE HV/EHV Cable Polymer Insulator Compact Substation 70 kV Distribution Feeder Non Magnetic CT AMI Pre-Paid Meter Super Conductor LED Lights EV Infra- structure

MAPPING TEKNOLOGI: TRANSMISI & DISTRIBUSI

im

pac

(33)

Bekerja, Bekerja, Bekerja impact unc ert a int ies 2 1 3 4 Fuel Cell IGCC Small CBM Large CBM Nuklir Ocean CSP PLTGB Wind PV Biomass Combustion Bio Fuel Biomass Gas Landfill Gas Hidro Geo Pumped Storage Liquified Coal

(34)

Bekerja, Bekerja, Bekerja Now to 2020 2020 to 2030 2030 to 2040 im pac t Fuel Cell IGCC Small CBM Large CBM Nuklir Ocean CSP PLTGB Wind PV Biomass Combustion Bio Fuel Biomass Gas Landfill Gas Hidro Geo Pumped Storage

MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN - EBT

Liquified Coal

Medium CBM

(35)

Bekerja, Bekerja, Bekerja impact unc ert a int ies 2 1 3 4 Super critical Ultra Super critical PFBC Diesel biner CFB SubC High SubC Gas Engine CC Type F CC Type G CC Type H Advance CC SC CFB

(36)

Bekerja, Bekerja, Bekerja Now to 2020 _{2020 to 2030} _{2030 to 2040} Diesel Biner Super critical Ultra Super critical PFBC im pac t

MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN THERMAL

High Super critical CC Type F CFB CC Type G CC Type H Gas Engine Sub critical SC CFB

(37)

Bekerja, Bekerja, Bekerja impact unc ert a int ies 2 1 3 4 Condition Based Maintenance Risk Based Inspection Remaining Life Assessment Reengineering Power Plant Coal Upgrading Online Emission Monitoring Substitution

& fuel mix Technology CIS Inter Distribution Control Center PDKB

(38)

Now to 2020 _{2020 to 2030} _{2030 to 2040}

MAPPING TEKNOLOGI: SUPPORTING TECHNOLOGY

im

pac

t

PDKB

Substitution & fuel mix Technology Online Emission Monitoring Coal Upgrading IDCC Condition Based Maintenance Remaining Life Assessment Reengineering Power Plant Risk Based Inspection CIS

(39)

PERSIAPAN DATA

Existing plants:

Thermal : OM Cost, Lifetime, Efficiency, Availability, Unit size.

Hydro : OM Cost, Lifetime, Energy Production, Capacity

ECONOMIC PARAMETERS : Discount Rate,

Fuel Price,

Energy not served cost

LOAD DATA

Load forecast (energy), Load Duration Curve Variable /candidate plants:

Thermal : Construction Cost, OM Cost, Life time, Eff., Availability, Unit size, Fuel Type Hydro : Construction Cost, OM Cost, Life Time, Energy, Capacity

Energy resources:

Gas, coal, hydro, geothermal

Configuration Generation Production Costing Dynamic Programming Reliability Criteria (LOLP) Objective function =

PV (Capital + O&M + EnS –Salvage Value) No Optimum Yes Optimal + kebutuhan capex + kebutuhan bahanbakar

Metodologi Perencanaan Kapasitas Pembangkit di PLN

Proses optimisasi untuk memilih

konfigurasi pembangkit yang “least-cost” ,

memenuhi kriteria

keandalan tertentu dan memprediksi faktor penggunaan (CF) pembangkit.

(40)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 Kebutuhan tambahan daya 8 12 13 20 25 30 36 42 48 54 62 70 79 89 100 112 125 140 156 170. 186. 200. 213. 224. 235. 245. 254. 262. 270. 277. Kapasitas Existing *) 30 29 28 28 27 26 26 25 24 24 23 23 22 22 22 21 21 20 20 20 19 19 19 19 19 18 18 18 18 18 Beban Puncak 28 31 33 36 39 42 46 50 54 58 64 69 76 83 91 99 109 119 131 142. 154 164. 174. 182. 190. 198 204. 210. 216. 221. Kebutuhan Tenaga Listrik 157 169 183 198 215 233 253 274 298 325 353 385 419 458 500 546 597 653 716 777. 835. 888. 936. 978. 1018 1053 1084 1112 1138 1160

0 200 400 600 800 1000 1200 0 50 100 150 200 250 300

Ekstrapolasi Prakiraan Demand Tenaga Listrik Indonesia 2011-2040 (2011-2029 diambil dari draft RUKN)

Sumber : Draft RUKN 2011-2029 dan Hasil Olahan Internal Study Team PLN

Asumsi (rata-rata 20 tahun) :

• Pertumbuhan ekonomi : 6,9 % • Pertumbuhan penduduk : 1,4 % • Reserve Margin : 40 %

Korelasi :

• Kebutuhan tenaga listrik (GWh) = f (PDRB, harga jual listrik, jumlah pelanggan, populasi) • Beban Puncak (MW) = produksi tenaga listrik / (faktor beban x 8.760)

*) Kapasitas terpasang yang mengalami penurunan kemampuan (derating) GW

(41)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 Kebutuhan tambahan daya 4 7 9 12 15 18 21 24 28 31 35 40 45 50 55 61 68 75 83 89.8 98.5 105. 112. 120 125. 132 136. 142. 146. 149. Kapasitas Existing *) 22 21 21 20 20 19 19 18 18 18 17 17 17 16 16 16 15 15 15 15 14 14 14 13 13 12 12 11 11 11 Beban Puncak 20 22 23 25 27 29 31 33 35 38 40 44 47 51 55 59 64 69 75 81.0 87.0 92.7 98.0 102. 107. 111. 115 118. 121. 124. Kebutuhan Tenaga Listrik 119 128 137 147 158 170 183 197 212 228 246 265 286 308 333 360 389 421 455 488. 522 552. 581. 606. 628. 648. 666. 682. 696. 708.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Asumsi (rata-rata 20 tahun) :

• Pertumbuhan ekonomi : 6,9 % • Pertumbuhan penduduk : 1,2 % • Reserve Margin : 30 %

Ekstrapolasi Prakiraan Demand Tenaga Listrik Jawa Bali 2011-2040

(2011-2029 diambil dari draft RUKN)

Korelasi :

• Kebutuhan tenaga listrik (GWh) = f (PDRB, harga jual listrik, jumlah pelanggan, populasi) • Beban Puncak (MW) = produksi tenaga listrik / (faktor beban x 8.760)

• Produksi (GWh) = kebutuhan tenaga listrik + susut & losses

*) Kapasitas terpasang yang mengalami penurunan kemampuan (derating) GW

(42)

Skenario Pengembangan Pembangkit

• Pembuatan rencana pengembangan pembangkit baseload jangka panjang (>10 tahun) menghadapi banyak ketidakpastian, misalnya demand tenaga listrik, harga energi

primer (khususnya batubara dan LNG), dan biaya investasi pembangkit.

Namun untuk mendapatkan gambaran s/d 2040, variabel-variabel diatas dalam simulasi pengembangan pembangkit dianggap tidak berubah.

• Pengembangan EBT sebagai baseload hanya terbatas berupa panas bumi, dan dalam kajian ini dimanfaatkan secara maksimal dan tidak dikompetisikan.

• Dua faktor yang berpengaruh besar adalah nilai penalti CO2 (carbon value) dan pembangunan PLTN, namun ketidakpastian dari keduanya cukup tinggi. Karena itu kajian ini dilakukan dengan 3 skenario, yaitu :

1. Skenario 0 (Baseline) : tidak ada penalti emisi CO2, tidak ada PLTN

2. Skenario 1 : harga CO2 US$25/ton, capex PLTN US$3.000/kW max 12 unit 3. Skenario 2 : harga CO2 US$50/ton, capex PLTN US$3.000/kW max 12 unit

(43)

Asumsi yang Digunakan dalam Simulasi [1/2]

1. Pengembangan PLTP s/d 2020 mengikuti Roadmap Panasbumi ESDM yang berbasis KEN (6.000 MW pada 2020 seIndonesia). Untuk periode 2021-2025 mengikuti hasil studi Dirjen Minerbapabum tahun 2007 (9.500 MW pada 2025 seIndonesia, 3.835 MW seJawa Bali).

2. Pengembangan PLTA di Jawa sudah terbatas, hanya ada beberapa lokasi sesuai RUPTL. PLTM tidak diperhitungkan karena terlalu kecil.

3. Pembangkit EBT lainnya tidak diperhitungkan sebagai baseload karena bersifat fluktuatif dan berskala kecil (ocean, wind, sola). Biofuel tidak diperhitungkan karena diperkirakan berskala kecil. PLT biomasa tidak diperhitungkan karena ketidakpastian feedstock.

4. Pembangkit EBT yang sesuai utk baseload adalah PLTN, sehingga opsi PLTN dibuka mulai 2022.

5. Penerapan IGCC dijadikan opsi mulai 2025.

6. Penerapan CCS (pada PLTU dan IGCC) dijadikan opsi mulai 2025.

(44)

Asumsi yang Digunakan dalam Simulasi [2/2]

7. PLTU yang direncanakan hanya jenis USC s/d tahun 2025 dan setelah itu PLTU

Advanced USC mulai dijadikan opsi.

8. PLTGU baru hanya direncanakan dengan LNG (bukan gas pipa).

9. Harga energi primer :

• Coal 5100 kcal/kg = US$ 80/ton, 4500 kcal/kg = US$ 50/ton • LNG = US$ 10/mmbtu

• Crude oil = US$ 80/barel • Uranium = US$120 /lb. 10. Discount rate: 12%

(45)

Bekerja, Bekerja, Bekerja 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2

GEO NUC COAL GAS LNG MFO HSD PUMP HYDRO

2020 2011 2030 2040 Catatan: PLTN dibatasi max 12 unit Baseline: Tanpa PLTN dan Tanpa Penalti CO2 Skenario 1:

CO2 US$ 25/ton, PLTN US$

3.000/kW Skenario 2: CO2 US$ 50/ton, PLTN US$

3.000/kW

Hasil Simulasi:

(46)

Bekerja, Bekerja, Bekerja 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2 B a se lin e S ke n a ri o 1 S ke n a ri o 2

PLTP PLTN PLTU PLTU USC PLTU+CCS

2020 2011 2030 2040 Catatan: PLTN dibatasi max Baseline: Tanpa PLTN dan Tanpa Penalti CO2 Skenario 1:

CO2 US$ 25/ton, PLTN US$

3.000/kW Skenario 2: CO2 US$ 50/ton, PLTN US$

3.000/kW

Hasil Simulasi:

(47)

Bekerja, Bekerja, Bekerja -100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 T W h

HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

NERACA ENERGI JAWA BALI 2011-2040

Skenario Baseline (Tanpa Penalti Emisi CO2 dan Tanpa Membangun PLTN)

Batubara sangat dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC

(48)

NERACA ENERGI JAWA BALI 2011 - 2040

Skenario 1 (Carbon value USD$ 25/ton dan PLTN dibangun max 12000 MW)

Batubara dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC Nuklir kalah kompetisi Porsi LNG membesar

(49)

HSD MFO LNG Gas Batubara Nuklir Geothermal Hydro

NERACA ENERGI JAWA BALI 2011 - 2040

Skenario 2 (Carbon value USD$ 50/ton dan PLTN dibangun max 12000 MW)

Batubara dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC

(50)