BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GAS RUMAH KACA (GRK) PEMBANGKIT LISTRIK TERMAL

DISCLAIMER

Studi Benchmarking KInerja dan Emisi Gas Rumah Kaca (GRK) Pembangkit Listrik Termal ini dimungkinkan dengan dukungan Rakyat Amerika melalui Badan Pembangunan Internasional Amerika Serikat (USAID.) Isi dari Benchmarking Kinerja dan Emisi Gas Rumah Kaca (GRK) Pembangkit Listrik menjadi tanggung jawab sepenuhnya dari Tetra Tech ES, Inc. dalam Proyek USAID Indonesia Clean Energy Development Project II dan tidak selalu mencerminkan pandangan USAID atau Pemerintah Amerika Serikat.

BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GAS RUMAH

KACA (GRK) PEMBANGKIT LISTRIK TERMAL

DISUSUN UNTUK DIREKTORAT JENDERAL KELISTRIKAN DAN DIREKTORAT

JENDERAL ENERGI BARU, TERBARUKAN, DAN KONSERVASI ENERGI

KEMENTERIAN ENERGI SUMBER DAYA MINERAL

INDONESIA CLEAN ENERGY DEVELOPMENT (ICED II)

AGUSTUS 2020

BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GAS

RUMAH KACA (GRK) PEMBANGKIT LISTRIK

TERMAL

Untuk Direktorat Jenderal Kelistrikan dan Direktorat Jenderal Energi Baru,

Terbarukan, dan Konservasi Energi Kementerian Energi Sumber Daya Mineral

Indonesia Clean Energy Delopment (ICED II)

Agustus 2020

Dipersiapkan untuk:

Office of Environment USAID/Indonesia

Dipersiapkan oleh:

Tetra Tech ES Inc.

USAID Indonesia Clean Energy Development Project II Menara Jamsostek, North Tower, 14th _Floor

Jalan Gatot Subroto No. 38 Jakarta 12710, Indonesia Tel. +62-21-5296-2325 Fax +62-21-5296-2326 www.iced.or.id

DISCLAIMER

Studi Benchmarking KInerja dan Emisi Gas Rumah Kaca (GRK) Pembangkit Listrik Termal ini dimungkinkan dengan dukungan Rakyat Amerika melalui Badan Pembangunan Internasional Amerika Serikat (USAID.) Isi dari Benchmarking Kinerja dan Emisi Gas Rumah Kaca (GRK) Pembangkit Listrik menjadi tanggung jawab sepenuhnya dari Tetra Tech ES, Inc. dalam Proyek USAID Indonesia Clean Energy Development Project II dan tidak selalu mencerminkan pandangan USAID atau Pemerintah Amerika Serikat.

DAFTAR ISI

DAFTAR GAMBAR

VII

DAFTAR TABEL

IX

AKRONIM, SINGKATAN, DAN DAFTAR ISTILAH

XI

RINGKASAN EKESEKUTIF

14

1.

PENDAHULUAN

17

1.1 LATAR BELAKANG 17

1.2 PEMAHAMAN KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT LISTRIK 17

1.3 PERMASALAHAN KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT LISTRIK 21

1.4 URGENSI DAN PERAN KRITIS BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK

PEMBANGKIT LISTRIK 28

1.5 TUJUAN DAN SASARAN KEGIATAN 31

1.6 MANFAAT 31

2.

ANALISA BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK DI SEKTOR

PEMBANGKIT

32

2.1 PENDEKATAN DAN METODOLOGI ANALISA BENCHMARKING 32

2.1.1 PENDEKATAN DAN METODOLOGI 32

2.1.2 PENILAIAN KINERJA PEMBANGKIT DAN PEMAHAMANNYA 33

2.2 SUMBER DATA, PROSES PEMILAHAN DAN SEGMENTASI DATA 34

2.2.1 SUMBER DATA 34

2.2.2 PEMILAHAN DAN SEGMENTASI DATA 34

2.2.3 HASIL PEMILAHAN DAN SEGMENTASI DATA 37

2.3 ANALISA BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK DI SEKTOR PEMBANGKIT 40 2.3.1 PEMBOBOTAN JENIS TEKNOLOGI DAN POLA MANAJEMEN PEMELIHARAAN DAN

PENGOPERASIAN 40

2.3.2 IDENTIFIKASI VARIABEL DEPENDENT DAN VARIABEL INDEPENDENT 41

2.3.3 PENGEMBANGAN DAN PENGUJIAN MODEL 44

2.3.4 HASIL ANALISA BENCHMARKING KINERJA PLTU BATUBARA 48

2.3.5 HASIL ANALISA BENCHMARKING KINERJA PLTMG 51

2.3.6 HASIL ANALISA BENCHMARKING KINERJA PLTD 54

2.3.7 HASIL ANALISA BENCHMARKING KINERJA PLTG DAN PLTGU 55

2.4 PERANGKAT (TOOL) BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK DI SEKTOR

PEMBANGKIT 59

2.4.1 PERANGKAT BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT UNTUK

PERUSAHAAN/PENGELOLA PEMBANGKIT 59

2.4.2 PERANGKAT BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK DI SEKTOR PEMBANGKIT

UNTUK KEMENTERIAN ESDM 60

3.

POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DI SEKTOR PEMBANGKIT LISTRIK

62

3.1 SKENARIO PENINGKATAN KINERJA DAN PENURUNAN EMISI GRK 62

3.1.1 PENINGKATAN KINERJA DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN SKENARIO

RESIKO RENDAH 62

3.1.2 PENINGKATAN KINERJA DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN SKENARIO

RESIKO MENENGAH 63

3.1.3 PENINGKATAN KINERJA DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN SKENARIO

3.2 POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DARI BERBAGAI USULAN SKENARIO

PENINGKATAN KINERJA PEMBANGKIT 64

3.2.1 POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN

SKENARIO RESIKO RENDAH 64

3.2.2 POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN

SKENARIO MENENGAH 68

3.2.3 POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN

SKENARIO PROGRESIF 71

3.3 POTENSI PENURUNAN INTENSITAS EMISI GRK DARI BERBAGAI USULAN

SKENARIO PENINGKATAN KINERJA 76

4.

ANALISA RESIKO PENINGKATAN KINERJA PEMBANGKIT DAN

PENURUNAN EMISI GRK DARI BERBAGAI USULAN SKENARIO

77

4.1 ANALISA RESIKO DENGAN SKENARIO RESIKO RENDAH 77

4.2 ANALISA RESIKO DENGAN SKENARIO RESIKO MENENGAH 78

4.3 ANALISA RESIKO DENGAN SKENARIO PROGRESIF 80

4.4 USULAN IMPLEMENTASI PENINGKATAN KINERJA DENGAN SKENARIO EFISIENSI

ENERGI BERKELANJUTAN 82

4.4.1 PERKIRAAN BIAYA INVESTASI IMPLEMENTASI EFISIENSI ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK DENGAN SKENARIO EFISIENSI ENERGI BERKELANJUTAN 87 4.5 USULAN BATASAN INTENSITAS EMISI GRK (CAP) BERDASARKAN ANALISA RESIKO

EFISIENSI ENERGI BERKELANJUTAN 93

5.

PETA JALAN IMPLEMENTASI PENINGKATAN EFISIENSI DAN PENURUNAN

INTENSITAS EMISI GRK

96

5.1 PETA JALAN IMPLEMENTASI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK

DENGAN SKENARIO RESIKO RENDAH 96

5.2 PETA JALAN IMPLEMENTASI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK

DENGAN SKENARIO RESIKO MENENGAH 98

5.3 PETA JALAN IMPLEMENTASI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK

DENGAN SKENARIO PROGRESIF 100

5.4 PETA JALAN IMPLEMENTASI PENGHEMATAN ENERGI DAN PENURUNAN EMISI GRK

DENGAN SKENARIO EFISIENSI ENERGI BERKELANJUTAN 102

6.

KESIMPULAN DAN SARAN

105

6.1 KESIMPULAN 105

6.2 REKOMENDASI 106

DAFTAR PUSTAKA

109

LAMPIRAN A. PERBAIKAN DAN PENINGKATAN EFISIENSI PEMBANGKIT

LISTRIK BATUBARA

[32]

₁₁₁

LAMPIRAN B. DETAIL HASIL BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK

UNTUK PLTU BATUBARA

116

LAMPIRAN C. DETAIL HASIL BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK

UNTUK PLTMG, PLTD, PLTG DAN PLTGU

120

LAMPIRAN D. PERANGKAT/TOOL BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK

132

LAMPIRAN E. TABEL RINCI POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN REDUKSI

EMISI GRK DALAM SKENARIO RENDAH UNTUK MASING-MASING PLTU133

LAMPIRAN F. TABEL RINCI POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN REDUKSI

EMISI GRK DALAM SKENARIO MENENGAH UNTUK MASING-MASING PLTU

136

LAMPIRAN G. TABEL RINCI POTENSI PENGHEMATAN ENERGI DAN REDUKSI

EMISI GRK DALAM SKENARIO PROGRESIF UNTUK MASING-MASING PLTU

146

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1-1 Tipikal Efisiensi Boiler dan Rugi-rugi/kehilangan energi di Boiler pada PLTU Batubara [5]

... 22

Gambar 1-2 Tipikal rugi-rugi/kehilangan energi di Siklus Uap PLTU Batubara [5] _{... 24}

Gambar 1-3 Efisiensi Termal versus Intensitas Emisi GRK pada berbagai jenis teknologi PLTU batubara [13] _{... 26}

Gambar 1-4 Distribusi usia PLTU Batubara di Indonesia ... 26

Gambar 1-5 Distribusi Jenis Teknologi PLTU Batubara di Indonesia ... 26

Gambar 1-6 Distribusi Kapsitas Terpasang PLTU Batubara di Indonesia ... 27

Gambar 1-7 Kiri: Total Kapasitas vs Usia PLTU Batubara Dunia pada berbagai jenis kapasitas. Kanan: Total Kapasitas vs Usia PLTU Batubara Dunia pada berbagai jenis Teknologi [9] _{... 27}

Gambar 1-8 Strategi yang diadopsi negara maju dalam reduksi emisi GRK dengan meningkatkan efisiensi PLTU batubara dan integrasi dan penetrasi PLT EBT di jaringan listrik [7] _{... 28}

Gambar 1-9 Urgensi dan peran kritis benchmarking kinerja dalam peningkatan efisiensi energi dan reduksi emisi GRK di sektor Pembangkit listrik ... 29

Gambar 2-1 Rincian Metodologi Analisis Benchmarking ... 32

Gambar 2-2 Contoh distribusi rating kinerja hasil analisis benchmarking dari rating terendah sampai dengan tertinggi. ... 33

Gambar 2-3 Kapasitas terpasang PLTU Batubara vs Inverse Heat-Rate [14] _{... 37}

Gambar 2-4 (a) Grafik Korelasi antara efisiensi termal dengan Daya Mampu, (b) Grafik Korelasi antara efisiensi termal dengan Usia Pembangkit, (c) Grafik Korelasi antara efisiensi termal dengan CF, dan (d) Grafik Korelasi antara efisiensi termal dengan Kualitas Bahan Bakar ... 43

Gambar 2-5 Kurva Probabilitas Distribusi untuk Rasio Efisiensi Termal PLTU batubara ... 47

Gambar 2-6 Distribusi Rating Score/Peringkat Kinerja PLTU Batubara ... 48

Gambar 2-7 Rating Score vs O & M Management Quality ... 50

Gambar 2-8 (a) Rating Score vs Daya Mampu; (b) Rating Score vs Nilai Kalor Batubara; (c) Rating Score vs Capacity Factor; (d) Rating Score vs Usia Pembangkit; (e) Rating Score vs Tipe/Jenis Teknologi PLTU; dan (f) Rating Score vs Intensitas Emisi GRK ... 51

Gambar 2-9 Kurva Probabilitas Distribusi untuk Rasio Efisiensi Termal PLTMG ... 53

Gambar 2-10 Distribusi Rating Score/Peringkat Kinerja PLTMG ... 53

Gambar 2-11 Kurva Probabilitas Distribusi untuk Rasio Efisiensi Termal PLTD ... 55

Gambar 2-12 Distribusi Rating Score/Peringkat Kinerja PLTD ... 55

Gambar 2-13 Kurva Probabilitas Distribusi untuk Rasio Efisiensi Termal PLTG ... 57

Gambar 2-14 Kurva Probabilitas Distribusi untuk Rasio Efisiensi Termal PLTGU ... 58

Gambar 2-15 Distribusi Rating Score/Peringkat Kinerja PLTG ... 58

Gambar 2-16 Distribusi Rating Score/Peringkat Kinerja PLTGU ... 59

Gambar 2-17 Penampakan Perangkat Benchmarking Kinerja PLTU Batubara untuk pemilik pembangkit ... 60

Gambar 2-18 Penampakan Perangkat Benchmarking Kinerja dan Emisi GRK PLTU Batubara untuk Kementerian ESDM ... 61

Gambar 3-1 Konsumsi Energi sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Energi dan Penghematan Energinya di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Rendah ... 65

Gambar 3-2 Intensitas Emisi GRK sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Enegi di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Rendah ... 66

Gambar 3-3 Konsumsi Energi sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Energi dan Penghematan Energinya di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Menengah ... 69

Gambar 3-4 Intensitas Emisi GRK sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Energi di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Menengah ... 69

Gambar 3-5 Konsumsi Energi sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Energi dan Penghematan

Energinya di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Progresif ... 74

Gambar 3-6 Intensitas Emisi GRK sebelum dan sesudah langkah Efisiensi Energi di PLTU batubara

untuk Skenario Resiko Progresif ... 75

Gambar 5-1 Peta jalan implementasi penghematan energi dan penuruan emisi GRK dengan Skenario

Resiko Rendah ... 97

Gambar 5-2 Peta jalan implementasi penghematan energi dan penuruan emisi GRK dengan Skenario

Resiko Menengah ... 99

Gambar 5-3 Peta jalan implementasi penghematan energi dan penuruan emisi GRK dengan Skenario

Progresif ...101

Gambar 5-4 Peta jalan implementasi penghematan energi dan penuruan emisi GRK dengan Skenario

DAFTAR TABEL

Tabel 1-1 Efisiensi termal berbagai teknologi PLTU dengan bahan bakar padat [6] _{... 23}

Tabel 1-2 Efisiensi termal tipikal berbagai pembangkit lainnya [6] _{... 23}

Tabel 1-3 Emisi CO2 Pembangkit dari berbagai jenis teknologi [10] ... 25

Tabel 2-1Temperatur, Tekanan Kerja dan Efisiensi Termal maksimum PLTU pada berbagai jenis teknologinya. ... 34

Tabel 2-2 Hasil Pemilahan dan Segmentasi Data PLTU Batubara ... 38

Tabel 2-3 Hasil Pemilahan dan Segmentasi Data PLTD ... 38

Tabel 2-4 Hasil Pemilahan dan Segmentasi Data PLTMG ... 39

Tabel 2-5 Hasil Pemilahan Data PLTG ... 39

Tabel 2-6 Hasil Pemilahan Data PLTGU ... 40

Tabel 2-7 Pembobotan Jenis Teknologi PLTU Batubara ... 41

Tabel 2-8 Pembobotan Pola Manajemen Pemeliharaan dan Pengoperasian PLTU Batubara ... 41

Tabel 2-9 Hasil uji multikorelinitas variabel independen dari persamaan regresi variabel independen ... 43

Tabel 2-10 Nilai Koefisien Variabel Independen Model Kinerja PLTU batubara ... 44

Tabel 2-11 Statistik Deskriptif untuk Variabel Independen dalam Model Kinerja untuk PLTU batubara Indonesia ... 45

Tabel 2-12 Hasil Pemodelan Regresi Akhir untuk PLTU batubara ... 45

Tabel 2-13 Gamma Fit parameter bentuk (alpha=α) dan parameter skala (beta=β) untuk Rasio Efisiensi Termal PLTU batubara. ... 46

Tabel 2-14 Contoh Lookup Table untuk Rating Score Kinerja PLTU batubara ... 47

Tabel 2-15 Pengelompokan Rating Score Top 25%, Medium 50% dan Low 25% untuk PLTU Batubara ... 50

Tabel 2-16 Karakteristik Kinerja 4 PLTU batubara yang telah divalidasi melalui kunjungan ke lokasi pembangkit ... 50

Tabel 2-17 Nilai Koefisien Variabel Independen Model Kinerja PLTMG... 51

Tabel 2-18 Gamma Fit parameter bentuk (alpha=α) dan parameter skala (beta=β) untuk Rasio Efisiensi Termal PLTMG. ... 52

Tabel 2-19 Nilai Koefisien Variabel Independen Model Kinerja PLTD ... 54

Tabel 2-20 Gamma Fit parameter bentuk (alpha=α) dan parameter skala (beta=β) untuk Rasio Efisiensi Termal PLTD. ... 54

Tabel 2-21 Nilai Koefisien Variabel Independen Model Kinerja PLTG dan PLTGU ... 56

Tabel 2-22 Gamma Fit parameter bentuk (alpha=α) dan parameter skala (beta=β) untuk Rasio Efisiensi Termal PLTG. ... 57

Tabel 2-23 Gamma Fit parameter bentuk (alpha=α) dan parameter skala (beta=β) untuk Rasio Efisiensi Termal PLTGU. ... 57

Tabel 3-1 Potensi penghematan energi dan reduksi emisi GRK di PLTU Batubara untuk Skenario Resiko Rendah ... 66

Tabel 3-2 Potensi penghematan energi dan reduksi emisi GRK di PLTU batubara untuk Skenario Resiko Menengah ... 70

Tabel 3-3 Potensi penghematan energi dan reduksi emisi GRK di PLTU batubara untuk Skenario Progresif ... 72

Tabel 3-4 Rentang Potensi Penghematan Energi dan rentang Potensi Reduksi Emisi GRK di PLTU batubara dari berbagai usulan skenario peningkatan kinerja ... 76

Tabel 3-5 Rentang Persentase Potensi Penghematan Energi dan Rentang Potensi Reduksi Intensitas Emisi GRK di PLTU batubara dari berbagai usulan skenario peningkatan kinerja ... 76

Tabel 4-1 Karakteristik Resiko Penerapan Efisiensi pada PLTU batubara dengan Skenario Resiko Rendah ... 77

Tabel 4-2 Karakteristik Resiko Penerapan Efisiensi pada PLTU batubara dengan Skenario Resiko

Menengah ... 78

Tabel 4-3 Karakteristik Resiko Penerapan Efisiensi pada PLTU batubara dengan Skenario Progresif ... 81

Tabel 4-4 Daftar usulan implementasi peningkatan kinerja PLTU batubara di Indonesia ... 85

Tabel 4-5 Perkiraan biaya investasi implementasi efisiensi energi dengan skenario Efisiensi Energi Berkelanjutan ... 88

Tabel 4-5 Perkiraan Waktu Pengembalian Modal Biaya Investasi Usulan Aksi Peningkatan Kinerja dengan Skenario Efisiensi Energi Berkelanjutan ... 91

Tabel 4-6 Rentang Potensi Rentang Potensi Reduksi Emisi GRK (Ton CO2/Tahun) dan Rentang Rentang Intensitas Emisi GRK setelah efisiensi (Ton CO2/MWh) berdasarkan usulan langkah-langkah aksi peningkatan kinerja PLTU batubara di Indonesia ... 94

Tabel 4-7 Rincian usulan batasan intensitas emisi GRK untuk PLTU batubara di Indonesia ... 95

Tabel 0-1 Score Rating Kinerja PLTU Batubara ...116

Tabel 0-1 Statistik Deskriptif untuk Variabel dalam Model Regresi Akhir untuk PLTMG ...120

Tabel 0-2 Statistik Deskriptif untuk Variabel dalam Model Regresi Akhir untuk PLTD ...120

Tabel 0-3 Statistik Deskriptif untuk Variabel dalam Model Regresi Akhir untuk PLTG ...121

Tabel 0-4 Statistik Deskriptif untuk Variabel dalam Model Regresi Akhir untuk PLTGU ...121

Tabel 0-5 Lookup Table untuk Rating/Peringkat Kinerja PLTMG ...122

Tabel 0-6 Lookup Table untuk Rating/Peringkat Kinerja PLTD ...125

Tabel 0-7 Lookup Table untuk Rating/Peringkat Kinerja PLTG ...127

AKRONIM, SINGKATAN, DAN DAFTAR ISTILAH

AOCPP Usia PLTU Batubara

APPLE GATRIK Aplikasi Penghitungan dan Pelaporan Emisi Ketenagalistrikan ASME American Society of Mechanical Engineers

CCS CO2 Capture and Sequestration

CFCPP Capacity Factor of Coal Power Plant

DJEBTKE Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi DJK Direktorat Jenderal Kelistrikan

DOE U.S. Department of Energy

PLT EBT Pembangkit Listrik Tenaga Energi Terbarukan ESDM Kementerian ESDM

ET Efisiensi Termal

FCCPP Fuel Quality of Coal Power Plant GHG Green House Gas

GRK Gas Rumah Kaca GJ Giga Joule GW Giga Watt

ICCPP Installed Capacity of Coal Power Plant ISO International Organization for Standardization KEN Kebijakan Ene\rgi Nasional

kW, MW, kWh, Kilowatt, Megawatt, kilowatt hour, Megawatt hour, units for power and energy MWh

MW Mega Watt

O&M Operations and maintenance

OMMCPP Operation, Maintenance Management of Coal Power Plant PLTD Pembangkit Listrik Tenaga Diesel

PLTG Pembangkit Listrik Tenaga Gas

PLTGU Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap PLTMG Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas PLTU Pembangkit Listrik Tenaga Uap PJBL Pernjanjian Jual Beli Listrik PTC Power Test Code

PV Photovoltaic, a solar panel to convert solar radiation into electrical energy RUPTL Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik

TOTCPP Type of technology Coal Power Plant USAID U.S. Agency for International Development

VRE Variable renewable energy. This refers to wind and solar generation, which are governed by weather. Hence, their production level is not constant and varies as wind speed or the amount of solar radiation change

RINGKASAN EKESEKUTIF

TEMUAN KUNCI KAJIAN BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK PADA PLTU BATUBARA INDONESIA

Kajian dalam laporan ini menjelaskan bahwa Benchmarking Kinerja Pembangkit PLTU batubara dan pembangkit fosil lainnya berhasil disusun sesuai dengan data yang tersedia. Analisis benchmarking kinerja ini disusun dengan metode statistik yang diterapkan pada data Apple Gatrik tahun 2017 dan 2018. Hasil dari analisis adalah model persamaan regresi kinerja pembangkit dapat digunakan untuk menghitung Efisiensi Termal Prediksi dengan tingkat akurasi yang cukup tinggi yang dapat digunakan untuk:

a. Mengetahui kinerja dan distribusi kinerja pembangkit dengan mempertimbangkan enam (6) faktor kunci yang mempengaruhi kinerja masing-masing pembangkit yaitu (i) Daya Mampu pembangkit (MW); (ii) Usia Pembangkit (Tahun); (iii) Nilai Kalor atau Kualitas Bahan Bakar Pembangkit (kCal/kg); (iv) Karakteristik Manajemen Pengoperasian dan Pemeliharaan Pembangkit; (v) Faktor Kapasitas Pembangkit (%) dan (vi) Jenis Teknologi Pembangkit.

b. Menghitung kinerja normalisasi pembangkit yang dinyatakan dalam rating score kinerja pembangkit dalam skala 1 sampai dengan 100.

c. Menghitung potensi penghematan energi, potensi reduksi emisi GRK dan intensitas emisi GRK dengan menggunakan berbagai skenario yang diusulkan didalam kajian ini.

Berdasarkan data Apple Gatrik tahun 2017 dan 2018, jumlah PLTU di Indonesia adalah 140 units. Dari sejumlah itu, 46% (65 pembangkit) berusia dibawah 5 tahun, 29% (40 pembangkit) berusia antara 6 sampai dengan 10 tahun dan sisanya 25% (35 unit pembangkit) berusia diatas 10 tahun. Dengan demikian PLTU Batubara di Indonesia didominasi oleh pembangkit yang berusia relatif muda, berteknologi subcritical dan 68% berkapasitas kecil dari 6 MW sampai dengan 200 MW. Dengan karakteristik ini dan dari hasil analisis benchmarking kinerja pembangkit tersebut, efisiensi termal pembangkit rata-rata tergolong rendah yaitu hanya 27,44%. Akibatnya emisi GRK pada PLTU di Indonesia cenderung tinggi rata-rata sekitar 1,24 Ton CO2/MWh. Selain itu rendahnya kinerja

pembangkit PLTU batubara di Indonesia umumnya disebabkan oleh:

a. Kualitas atau Nilai Kalor Bahan Bakar Batubara yang sangat rendah, rata-rata jauh dibawah 5000 kCal/kg, yaitu hanya 4033,46 kCal/kg.

b. Faktor Kapasitas (CF) pembangkit yang rendah, rata-rata hanya 45,5%.

c. Rendahnya kualitas Manajemen Pengoperasian dan Pemeliharaan pembangkit. Indikasi dari rendahnya kualitas ini adalah tidak adanya divisi manajemen energi, tidak adanya sertifikasi internasional untuk manajemen pengoperasian dan pemeliharaan pembangkit. Rata-rata pembangkit hanya mengadopsi standar manajemen pengoperasian dan pemeliharaan yang yang disediakan oleh perusahaan pembangkit.

Rendahnya kinerja PLTU batubara berakibat tingginya emisi dan intensitas emisi GRK masing-masing pembangkit. Kontribusi emisi GRK di sektor pembangkit menjadi sangat signifikan dalam jangka panjang. Oleh karena itu diperlukan upaya-upaya yang serius, terukur dan melibatkan semua pemangku kepentingan terkait untuk menekan tingginya emisi GRK.

Upaya yang paling rasional dalam menekan tingginya emisi GRK di sektor pembangkit adalah dengan melaksanakan langkah-langkah efisiensi energi. Langkah-langkah efisiensi energi diterapkan pada semua PLTU batubara setelah dilakukan pengelompokan pada kinerjanya. Terdapat tiga (3) kelompok / grup kinerja pembangkit yaitu: (i) grup Low 25% adalah grup pembangkit dengan rating score kinerja antara 0 sampai dengan 25; (ii) grup Medium 50% adalah grup pembangkit dengan rating score kinerja antara

26 sampai dengan 75; dan (iii) grup Top 25% adalah grup pembangkit dengan rating score kinerja antara 75 sampai dengan 100. Peningkatan kinerja pembangkit dapat disusun dengan meningkatkan kinerja pembangkit di grup Low 25% dan grup Medium 50% menjadi setara dengan kinerja pembangkit di grup Top 25%. Dengan cara ini terdapat tiga (3) skenario penghematan energi yaitu:

1. Skenario Resiko Rendah; 2. Skenario Resiko Menengah; dan 3. Skenario Progresif.

Potensi penghematan energi maksimum yang bisa dicapai dari ketiga skenario tersebut diatas secara berturut-turut adalah 11.012.989 MWh/Tahun, 25.609.421 MWh/Tahun, dan 68.426.158 MWh/Tahun. Penghematan energi dengan Skenario Resiko Rendah, Skenario Resiko Menengah dan Resiko progresif mampu mengurangi emisi GRK secara berturut-turut mencapai 3.953.493 CO2 Ton/Tahun, 9.193.386

CO2 Ton/Tahun dan 24.563.931 CO2 Ton/Tahun. Atas dasar itu, potensi maksimum reduksi Intensitas

Emisi GRK untuk ketiga skenario tersebut secara berturut-turut adalah 0,26, 0,30 dan 0,35 CO2

Ton/MWh. Rata-rata intensitas emisi GRK PLTU Batubara adalah 1,24 Ton/MWh, maka dengan ketiga skenario penghematan energi tersebut, intensitas emisi GRK yang bisa dicapai secara berturut-turut adalah 0,98, 0,94 dan 0,89 Ton/MWh.

Analisis resiko dari masing-masing skenario penghematan energi tersebut diatas menunjukkan bahwa Skenario Resiko Rendah dan Skenario Resiko Menengah dapat diterapkan di Indonesia tanpa memerlukan regulasi atau peraturan baru, yaitu dengan menegakkan Peraturan Pemerintah (PP) Nomor 70 Tahun 2009 tentang Konservasi Energi. Sedangkan untuk menerapkan penghematan energi dengan Skenario Progresif memerlukan dukungan pemerintah yang serius dalam bentuk peraturan baru atau revisi PP 70 Tahun 2009 dan/atau peraturan mengikat terkait lainnya serta juga dengan adanya insentif atau sanksi yang tegas kepada perusahaan pembangkit apabila tidak mampu memenuhi peraturan tersebut.

REKOMENDASI

Mengingat urgensi penghematan energi dan reduksi emisi GRK di sektor pembangkit, maka kajian ini merekomendasikan untuk menerapkan Usulan Implementasi Peningkatan Kinerja Pembangkit yang didasarkan atas analisis resiko dari beberapa skenario yang disebutkan diatas. Mengingat kondisi kemampuan perusahaan dan kinerja PLTU di Indonesia dan lemahnya penegakan regulasi terkait konservasi energi dan emisi pembangkit listrik, maka diperlukan regulasi yang bersifat lebih mengikat dengan program dan target penghematan energi dan emisi GRK yang terukur, realistik atau dapat dicapai oleh pembangkit, serta adanya insentif dan sanksi yang jelas dan tegas kepada setiap pembangkit yang melaksanakan atau tidak melaksanakannya. Usulan yang diajukan dalam rekomendasi ini adalah usulan dengan skenario efisiensi energi yang berkelanjutan. Usulan ini tergolong usulan antara skenario resiko menengah dan skenario progresif yang memerlukan peran aktif semua pemangku kepentingan terkait, mulai dari perusahaan pembangkit, PT PLN (Persero), Kementerian ESDM, Kementerian Lingkungan Hidup dan Kehutanan, Kementerian Keuangan, Kementerian Perindustrian dan Perdagangan dan Kementerian BUMN. Implementasi Peningkatan Kinerja Pembangkit dengan Skenario Efisiensi Energi yang Berkelanjutan ini diantaranya adalah:

a. Kewajiban bagi setiap perusahaan PLTU batubara untuk membentuk divisi manajemen energi dengan program dan target konservasi energi yang realistik;

b. Kewajiban bagi setiap perusahaan PLTU batubara melaksanakan sertifikasi manajemen energi dan sertifikasi relevan lainnya untuk meningkatkan kualitas manajemen pengoperasian dan pemeliharaan pembangkit;

c. Kewajiban bagi setiap perusahaan PLTU batubara melaksanakan monitoring atau pemantauan dan diagnosa kinerja pembangkit secara periodik dan sistematik terhadap boiler, turbin, kondensor, air preheater, ekonomiser dan auxiliary equipment. Diagnosa kinerja dapat dalam bentuk Audit Energi;

d. Kewajiban bagi setiap perusahaan PLTU batubara melaksanakan optimasi kinerja, perbaikan dan perawatan secara periodik terhadap boiler, turbin, kondensor, air preheater, ekonomiser dan auxiliary equipment;

e. Kewajiban bagi setiap perusahaan PLTU batubara melengkapi pembangkitnya dengan sistem monitoring atau pemantauan kinerja dan emisi pembangkit berbasis digital;

f. Himbauan kepada setiap perusahaan PLTU batubara untuk meningkatkan kualitas batubara yang digunakan hingga mencapai nilai kalor minimal 5000 kCal/kg dengan teknologi Coal Drying, Cofiring dan/atau dengan teknologi Coal Blending;

g. Himbauan kepada setiap perusahaan PLTU batubara berkapasitas besar diatas 200 MW untuk melaksanakan retrofit peralatan pembersih pipa-pipa boiler; dan

h. Himbauan kepada setiap perusahaan PLTU batubara berkapasitas diatas 100 MW untuk melaksanakan retrofit peralatan pembersih gas buang seperti Wet Scrubber, Electro Static Precipitator, dan Flue Gas Desulfurization.

Potensi penghematan energi maksimum yang dapat dicapai dengan Usulan Implementasi Peningkatan Kinerja Pembangkit adalah sebesar 50.511.686 MWh/Tahun. Potensi reduksi emisi GRK maksimum karena usulan ini adalah sebesar 18.132.913 CO2 Ton/Tahun.

Berdasarkan analisis peningkatan kinerja PLTU batubara maka direkomendasikan bahwa rentang batasan (cap) intensitas emisi GRK adalah minimum 0,96 Ton CO2/MWh sampai dengan maksimum

1,11 Ton CO2/MWh untuk setiap PLTU batubara di Indonesia.

Untuk melaksanakan usulan aksi peningkatan kinerja dengan skenario efisensi energi berkelanjutan, diperlukan total biaya investasi sekitar 3.337 Milyar Rupiah sampai dengan 21.684 Milyar Rupiah. Dengan potensi penghematan biaya sebesar 39.145 Milyar Rupiah/Tahun sampai 40.820 Milyar Rupiah/Tahun, maka estimasi waktu pengembalian modal adalah minimal satu bulan sampai dengan maksimal 7 bulan.

1. PENDAHULUAN

1.1 LATAR BELAKANG

Dalam upaya global yang sedang berlangsung untuk mengurangi emisi Gas Rumah Kaca (GRK), penekanan kuat diberikan pada peningkatan efisiensi pembangkit listrik. Pembangkit listrik berbahan bakar fosil saat ini memasok lebih dari 65% listrik di dunia, dengan pembangkit listrik berbahan bakar batubara menyumbang sekitar 40% dari total.[1] _{Efisiensi pembangkit listrik (jumlah bahan bakar untuk}

menghasilkan unit listrik) sangat bervariasi di seluruh dunia dan didasarkan pada teknologi, kualitas bahan bakar, usia, dan faktor variabel lainnya.

Di Indonesia, berdasarkan RUPTL 2019-2028, total kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga batu bara adalah sekitar 22.000 MW atau sekitar 40% dari total kapasitas terpasang pembangkit listrik 52,9 GW [2]_{. Karena itu sangat jelas bahwa pembangkit listrik tenaga batu bara merupakan tulang punggung}

pembangkit listrik Indonesia hingga minimal 10 tahun kedepan. Namun demikian, karena adanya kenaikan harga batubara dan masalah lingkungan yang disebabkan oleh emisi penggunaan batubara di pembangkit listrik, maka efisiensi dan emisi pembangkit listrik tenaga batu bara menjadi faktor yang sangat penting untuk dikaji secara menyeluruh sedemikian sehingga perlu diupayakan berbagai langkah-langkah mitigasi yang paling tepat untuk peningkatan kinerja dan reduksi emisi GRK di pembangkit listrik batubara.

Mengingat kinerja atau efisiensi termal dari pembangkit listrik tenaga batu bara sangat dipengaruhi oleh berbagai faktor diantaranya adalah jenis teknologi pembangkit listrik yang digunakan, kualitas batubara, kapasitas pembangkit, usia pembangkit listrik dan pola pengoperasian atau manajemen pengoperasian pembangkit listrik. Maka upaya mitigasi peningkatan kinerja and penurunan emisi GRK pembangkit listrik seharusnya diarahkan kepada berbagai faktor yang sangat mempengaruhi kinerja dan emisi pembangkit listrik tersebut. Berdasarkan data dari Aplikasi Penghitungan dan Pelaporan Emisi Ketenagalistrikan (APPLE-GATRIK) tahun 2017 dan 2018[3] _{yang dikelola oleh Direktorat Teknik dan}

Lingkungan Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan, Kementerian ESDM, diketahui bahwa beberapa pembangkit listrik berbahan bakar Batubara di Indonesia beroperasi dengan kualitas batubara yang bervariasi dan cenderung semakin rendah dari waktu ke waktu.

Ruang lingkup benchmarking kinerja dan emisi GRK dalam studi ini dibatasi pada pembangkit listrik termal berbahan bakar fosil saja yang meliputi Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU), Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD), Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG), Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap (PLTGU), dan Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG).

Tujuan benchmarking kinerja atau penilaian dan pemetaan kinerja dan emisi GRK pembangkit listrik yang terhubung ke jaringan listrik PLN adalah untuk dapat memberikan gambaran yang akurat tentang sebaran tingkat kinerja dan tingkat emisi GRK pembangkit listrik di Indonesia berdasarkan data dari APPLE GATRIK tahun 2106, 2017 dan 2018 dan untuk menentukan langkah-langkah mitigasi peningkatan kinerja dan penurunan emisi GRK yang paling tepat sedemikian sehingga dapat digunakan sebagai dasar bagi Kementerian ESDM dalam mengambil langkah regulasi di sektor ketenagalistrikan. Sub-bab 1.2 sampai dengan 1.4 dibawah ini memberikan penjelasan lebih rinci tentang pemahaman, permasalahan dan urgensi benchmarking kinerja dan emisi GRK pembangkit listrik.

1.2 PEMAHAMAN KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT LISTRIK

Pembangkit listrik termal berbahan bakar fosil saat ini mendominasi produksi listrik di seluruh dunia dengan pasokan listrik lebih dari 65%, dengan pembangkit listrik berbahan bakar (PLTU) Batubara

menyumbang sekitar 40% dari total. Efisiensi termal rata-rata PLTU Batubara (jumlah bahan bakar untuk menyalurkan unit listrik) didasarkan pada teknologi, kualitas bahan bakar, usia pembangkit, dan faktor variabel lainnya. Efisiensi termal rata-rata semua pembangkit listrik termal yang menggunakan bahan bakar fosil (batu bara dan gas) adalah sekitar 33%. Teknologi pembangkit listrik berbasis bahan bakar batubara yang menggunakan teknologi paling modern saat ini mencapai efisiensi 47-49%, sedangkan yang menggunakan bahan bakar gas dapat mencapai efisiensi termal lebih dari 60%.

Beberapa faktor kunci yang mempengaruhi kinerja pembangkit listrik diantaranya adalah teknologi yang digunakan, rancang bangun dan manajemen operasional serta pemeliharaan (O&M) pembangkit. Teknologi pembangkit dan rancang bangun/desain adalah parameter dasar yang menentukan kinerja pembangkit yang tidak dapat dengan mudah dimodifikasi. Sedangkan tingkat degradasi kinerja pembangkit dan ketersediaan atau availabilitas pembangkit (yaitu kesiapan pembangkit untuk memasok listrik ketika dibutuhkan) bergantung kepada kualitas manajemen operasional pembangkit. World Energy

Council (WEC) [1] _{telah menghitung bahwa dengan meningkatkan ketersediaan/availabilitas dan kinerja}

pembangkit listrik yang ada di seluruh dunia ke tingkat ketersediaan/availabilitas terbaik yang saat ini dicapai oleh 25% operator pembangkit listrik, maka industri listrik di seluruh dunia dapat menghemat sekitar 80 miliar dolar AS per tahun [1] _{dan dapat menurunkan sekitar satu miliar ton emisi CO2}

pertahun. Cara ini dapat dicapai dengan rasio biaya/manfaat (cost/benefit) ratio 1 hingga 4, dengan hanya membutuhkan biaya penggantian dan perbaikan beberapa peralatan. Penghematan energi yang paling signifikan adalah dengan meningkatkan manajemen operasional dan pemeliharan pembangkit yang lebih baik yang memenuhi standar manajemen operasional dan pemelihraan sistem energi dalam kelas ISO 5000 dan ISO 17741/17442. Kualifikasi operator, strategi operasi dan pemeliharaan, dan kualitas bahan bakar memainkan peran penting dalam upaya peningkatan kinerja dan redudki emisi GRK. Hasil studi dan pengalaman praktis yang terdokumentasi oleh World Bank, ADB dan IRENA menunjukkan bahwa peningkatan kinerja dengan peningkatan teknologi dan manajemen operasional dan pemeliharaan mampu meningkatkan efisiensi hingga 20-25% [1]_.

Perhitungan efisiensi pembangkit listrik adalah proses yang kompleks dan memerlukan data serta waktu yang cukup banyak, terutama untuk pembangkit listrik yang besar dan kompleks. Beberapa operator pembangkit listrik, menghitung kinerja pembangkit dengan menggunakan cara dan asumsi serta istilah yang berbeda sedemikian sehingga membandingkan kinerja pembangkit satu dengan yang lainnya menjadi pekerjaan yang cukup kompleks. Memahami dan membandingkan kinerja/efisiensi beberapa pembangkit listrik adalah tugas yang sangat menantang, karena membutuhkan sejumlah besar data dalam kurun waktu yang cukup panjang, yaitu mulai dari jenis teknologi, mode pengoperasian dan pemeliharaan, jenis bahan bakar yang digunakan, nilai kalor bahan bakar, ukuran dan kapasitas masing unit pembangkit dan komponen-komponen dari sistemnya, usia pembangkit, sejarah perbaikan atau modifikasi penting pembangkit, pembebanan, heat-rate, dan lain lain. Dalam upaya peningkatan kinerja pembangkit, membandingkan kinerja suatu pembangkit dengan kinerja historisnya atau desainnya sendiri merupakan pekerjaan yang sulit karena adanya perubahan pola operasional, modifikasi pembangkit untuk mengikuti regulasi lingkungan, degradasi normal pembangkit, perubahan kualitas bahan bakar atau karena adanya pretreatement bahan bakar untuk peningkatan efisiensi pembakaran. Membandingkan kinerja unit pembangkit tertentu dengan kinerja pembangkit lainnya dalam kategori yang sama adalah juga pekerjaan yang jauh lebih sulit karena adanya keberagaman konfigurasi desain, instalasi dan juga karena adanya protokol non-standar untuk data instalasi, instrumentasi, pengoperasian dan pemeliharaan serta perhitungan kinerja.

Terminologi kinerja pembangkit yang digunakan di berbagai negara cenderung berbeda. Di USA, efisiensi pembangkit dihitung berdasarkan nilai kalor bahan bakar yang lebih tinggi atau nilai kalor bruto (Gross Calorific Value), sedangkan di beberapa negara lain mengacu pada nilai kalor bahan bakar yang lebih rendah atau nilai kalor bersih bahan bakar (Net Calorific Value). Terminologi kinerja pembangkit

listrik yang umum digunakan adalah heat-rate, yang merupakan rasio energi primer (energi termal dari bahan bakar) yang dibutuhkan untuk menghasilkan satu (1) unit energi Listrik. Heat-rate didefinisikan sebagai jumlah energi termal dalam Btu/h atau MJ/s dari bahan bakar fosil yang diperlukan untuk menghasilkan 1 kW listrik di terminal generator. Heat-rate desain suatu pembangkit bervariasi secara signifikan berdasarkan jenis teknologi pembangkit, jenis bahan bakar yang digunakan, dan lain sebagainya. Dalam setiap kategori, heat-rate aktual dapat bervariasi dalam rentang 10% sampai dengan15% karena pengaruh faktor tipe pembebanan pembangkit (beban dasar atau puncak), gradien pembebanan (ramp-rate), tingkat degradasi normal, nilai kalor dan jenis bahan bakar, dan bagaimana manajemen pola pengoperasian dan indikator lainnya. Pada dasarnya heat-rate adalah indikator efisiensi termal pembangkit. Berbeda dengan heat-rate, efisiensi termal pembangkit merupakan rasio antara jumlah energi keluaran yang berguna (listrik dari generator pembangkit) per unit energi primer masukan (misalnya batubara). Semakin rendah heat-rate pembangkit maka semakin tinggi efisiensi termal pembangkit. Dengan mengetahui heat-rate pembangkit, efisiensi termal pembangkit dapat dihitung dengan mudah.

Sebagai contoh, heat-rate PLTU Batubara meningkat 3% sampai dengan 4% apabila bahan bakar batubara berubah dari batubara jenis bituminus ke batubara jenis sub-bituminus dengan kandungan belerang rendah. Peningkatan heat-rate ini, ketika digabungkan dengan adanya peningkatan daya tambahan unit yang diperlukan saat menggunakan batubara berkualitas rendah, akan menghasilkan pengurangan efisiensi termal pembangkit hingga 5% atau lebih. PLTU yang menggunakan bahan bakar gas mempunyai efisiensi 1% sampai dengan 3% lebih baik dibandingkan dengan PLTU berbahan bakar minyak dengan desain yang sama. Faktor lain yang mempengaruhi efisiensi PLTU Batubara adalah adanya penambahan peralatan kontrol emisi seperti sistem Selective Catalyst Reduction (SCR) dan pembersih gas buang untuk mengurangi emisi SO2 yang dapat mengakibatkan penalti kinerja 1% sampai dengan 2%. Salah satu

kendala utama penangkapan dan penyerapan emisi GRK/CO2 pada cerobong pembangkit (CO2 Capture

and Sequestration (CCS)) adalah adanya dampak negatif yang sangat besar pada kinerja pembangkit

hingga mencapai 10%.[2] _{Kinerja pembangkit juga dipengaruhi oleh jenis pendingin kondensor turbin}

uap yang digunakan. Kinerja pembangkit PLTU yang mempunyai kondensor berpendingin air laut cenderung lebih baik dibandingkan dengan PLTU yang menggunakan kondensor berpendingin udara. Walaupun pengukuran dan perhitungan heat-rate pembangkit terlihat sederhana, sesederhana definisi

heat-rate itu sendiri, namun demikian pekerjaan yang sangat sulit untuk dilaksanakan oleh manajer

operasional pembangkit adalah "Bagaimana menghitung tingkat heat-rate atau efisiensi termal pembangkit pada hari ini dan bagaimana melaksanakan perbaikannya?" Hampir semua pembangkit PLTU mengalami kesulitan dalam mengukur secara akurat, menjaga dan meningkatkan efisiensi termal (atau

heat-rate) dengan konsisten.

Metode dalam menghitung efisiensi termal berbagai jenis pembangkit dan komponen-komponen utama sistem pembangkit umumnya telah distandarkan. Sebagai contoh, perhitungan efisiensi boiler suatu PLTU berbahan bakar batubara telah distandarkan dalam American Society of Mechanical Engineers for

Power Testing Code (ASME PTC) 4.1. Didalam ASME PTC 4.1 metode perhitungan efisiensi termal boiler

menggunakan metode yang disebut sebagai metode “heat-loss". Sedangkan metode lain yang lebih sederhana yaitu metode “input-output”. Meskipun metode input-output tersebut terlihat sederhana, pengukuran heat-rate dalam periode waktu yang lebih lama dapat dilaksanakan dengan mudah sedangkan pengukuran heat-rate dalam selang waktu harian atau per jam atau setiap saat pada kondisi real-time sangat sulit untuk dilakukan. Hingga saat ini belum ada peralatan ukur online dan real time untuk heat-rate dalam selang waktu jam atau yang lebih cepat. Kesulitan pengukuran heat-heat-rate dalam waktu yang lebih cepat adalah karena belum adanya transduser atau sensor yang mampu mengukur langsung nilai kalor bahan bakar. Nilai kalor bahan bakar umumnya diukur dengan cara manual dengan menggunakan

Ada dua tantangan utama dalam penggunaan metode input-output untuk menentukan heat-rate. Tantangan pertama adalah pengukuran dan perhitungan aliran bahan bakar padat (Btu/Jam atau MJ/detik), yaitu bagian pembilang dari heat-rate. Pengukuran laju dan nilai kalor tidak dapat dilakukan dengan mudah sehingga umumnya menyebabkan perhitungan heat-rate mengalami ketidakpastian sekitar 3-8%. Dalam beberapa kasus variabilitas nilai kalor bahan bakar bisa sangat besar, terutama ketika bahan bakar bercampur dengan bahan bakar yang mempunyai nilai kalor, bulk densitas dan ukuran butiran yang berbeda seperti batubara lignite dengan nilai kalor rendah, karet dari ban bekas atau limbah kayu dari pabrik kertas atau bahan bakar biomassa, yang membuat tantangan pengukuran nilai kalor yang akurat menjadi lebih besar. Tantangan kedua adalah terkait dengan pengukuran output pembangkit, bagian penyebut dari heat-rate. Kesulitan pengukuran ini adalah karena beberapa pembangkit menghasilkan output selain energi listrik, pembangkit juga menghasilkan uap atau air panas ke fasilitas lain, proses, atau untuk sistem pemanas. Karena itu membandingkan kinerja pembangkit ini dengan yang pembangkit lain memerlukan koreksi jumlah energi panas untuk keperluan selain pembangkitan listrik. Tantangan lainnya adalah bahwa metode input-output tidak mampu menjelaskan secara spesifik apa penyebab lain dari perubahan heat-rate. Nilai heat-rate tidak bisa digunakan untuk mengidentifikasi adanya degradasi turbin uap, penurunan efisiensi boiler atau adanya peningkatan pemakaian sendiri (auxiliary power). Selama perhitungan heat-rate seluruh pembangkit dianalisis sebagai satu kesatuan unit pembangkit, maka tentu tidak mungkin untuk menentukan akar penyebab perbedaan dan perubahan heat-rate. Karena itu metode input-output kurang akurat dalam menentukan efisiensi pembangkit.

Metode heat-loss / kehilangan panas pada ASME PTC dapat digunakan untuk menghitung efisiensi pembangkit dengan lebih akurat. Metode kehilangan panas berfokus pada pengukuran efisiensi konversi energi dari komponen utama pembangkit listrik: boiler, yang mengubah panas bahan bakar menjadi uap; turbin, yang mengubah uap menjadi energi mekanik; dan generator, yang mengubah energi mekanik menjadi energi listrik. Aliran bahan bakar dihitung dari total Btu/jam energi uap yang dihasilkan oleh boiler dibagi dengan efisiensi boiler. Total energi uap yang dihasilkan dihitung dari keseimbangan panas aliran air boiler/uap. Efisiensi boiler dihitung dengan menjumlahkan persentase seluruh rugi-rugi/kehilangan energi di boiler seperti rugi-rugi/kehilangan energi karena blowdown, soot-blower steam, radiasi termal, dan lain-lainnya. Metode perhitungan ini distandarkan dan didokumentasikan secara rinci oleh ASME dalam serangkaian Aturan Uji Kinerja dalam PTC. Walaupun metode kehilangan panas merupakan peningkatan dari metode input-output untuk menghitung heat-rate, namun demikian tetap menghasilkan ketidakpastian perhitungan heat-rate sekitar 1% sampai dengan 2% (metode input-output mempunyai ketidakpastian sekitar 3% sampai dengan 8%). Peningkatan akurasi penentuan heat-rate dengan metode kehilangan panas untuk pembangkit yang besar tentu sangat signifikan. Sebagai contoh PLTU dengan kapasitas 500 MW dengan tingkat ketidakpastian heat rate 1.5% setara dengan ketidakpastian biaya bahan bakar tahunan sebesar 1 Juta US$.[1]

Sebuah artikel pada tahun 2018 yang diterbitkan di Wall Street Journal mengatakan: “Bisnis saat ini dipenuhi dengan data dan pengolahan data, tetapi hanya perusahaan tertentu yang mengubah teknologi pengolahan data ini yang semula sebagai alat pendukung menjadi alat strategis yang sangat penting. Kemampuan suatu perusahaan untuk mengumpulkan, menganalisis, dan bertindak berdasarkan data adalah inti dari keunggulan kompetitif dan sumber kinerja superior yang dimiliki oleh perusahaan tersebut”. Pada faktanya, dengan adanya perkembangan teknologi kunci di era Revolusi Industri 4.0 di dunia, yaitu teknologi Big Data, Internet of Things (IoT), System Integration, Cloud Computing, Augmented

Reality, Simulation, dan Smart System telah berkontribusi pada perkembangan teknologi pengukuran dan

pengolahan data di pembangkit listrik sedemikian sehingga pengoperasian pembangkit seharusnya dapat dilakukan dengan kinerja yang tinggi. Penggunaan Smart Technology untuk memprediksi kinerja pembangkit dari berbagai parameter operasi telah berhasil diterapkan diberbagai PLTU Batubara modern di didunia.

Selain heat-rate dan efisiensi termal, parameter lain yang umum digunakan dalam menentukan kinerja pembangkit listrik adalah faktor availabilitas (availability factor) atau faktor ketersediaan. Faktor availabilitas didefinisikan sebagai persentase energi yang mampu dihasilkan unit pembangkit listrik selama periode waktu tertentu, relatif terhadap kapasitas desainnya. Faktor availabilitas mempertimbangkan seluruh jumlah semua pemadaman (outages) dan pembatasan karena kejadian yang direncanakan dan tidak direncanakan (kecuali untuk persyaratan dispatch / pengiriman dan tergantung juga pada kejadian yang disebabkan oleh misalnya bencana alam, kegagalan operator jaringan atau kurangnya bahan bakar). Walaupun akan selalu ada perbedaan unik antara dua pembangkit listrik yang tidak dapat dengan mudah dikuantifikasi, bukti statistik dengan jelas menunjuk pada kualitas manajemen dan strategi pemeliharaan sebagai faktor utama dalam menentukan kinerja pembangkit. Pembangkit listrik dengan desain teknologi yang relatif kurang unggul atau mode operasi yang sulit akan tetapi dioperasikan dengan prinsip manajemen, strategi pemeliharaan dan personel yang unggul akan mencapai kinerja puncak pembangkit secara konsisten. Dilain pihak pembangkit listrik yang mempunyai desain teknologi yang lebih unggul belum tentu mampu mencapai kinerja puncaknya secara konsisten karena kualitas manajemen dan strategi pemeliharaan serta program O&M yang lemah.

Pembelajaran yang dapat dipetik dari negara-negara maju yang mengoperasikan jumlah pembangkit listrik termal yang lebih banyak diantaranya adalah semua manajer dan operator pembangkit memerlukan kemampuan mengestimasi kinerja pembangkit dan harus mencurahkan lebih banyak waktu dan energi untuk mengevaluasi kualitas program O&M dan metode manajemen pembangkitnya serta lebih banyak melakukan analisis untuk mengidentifikasi dan mengkuantifikasikan dampak karakteristik manajemen terhadap kinerja pembangkit.

Frekuensi perbaikan dan pola O&M yang berbeda memiliki dampak signifikan pada kinerja pembangkit. Sebagai contoh, degradasi normal suatu pembangkit dapat dilihat dari peningkatan heat-rate. Tingkat

heat-rate PLTU Batubara biasanya akan meningkat 100 hingga 150 Btu/kWh selama 5 tahun karena

adanya keausan normal komponen-komponen pembangkit. Dalam beberapa kasus degradasi bahkan dapat mendekati 400 Btu / kWh. [1] _{Tidak ada pembangkit yang kebal terhadap degradasi normal dan}

setiap program peningkatan kinerja perlu memperhitungkan adanya degradasi normal ini. Tingkat degradasi juga dapat secara signifikan dipengaruhi oleh variasi kualitas bahan bakar, faktor pengotoran (fouling dan slagging), beban dan frekuensi start pembangkit. Namun demikian sangat disayangkan data dan informasi yang lengkap terkait degradasi pembangkit jarang tersedia pada suatu pembangkit dan bahkan jika data tersebut lengkap tersedia, masih sulit menganalisis jumlah data yang banyak dan memperkirakan konsekuensi dari dampak tersebut.

Berdasarkan penjelasan diatas maka tidak ada cara yang sederhana dan juga tidak ada indikator tunggal yang dapat digunakan untuk mengukur kinerja pembangkit secara keseluruhan. Kondisi ini semakin diperumit dengan fakta bahwa selain keandalan yang tinggi, pembangkit listrik pada saat yang sama juga harus mencapai sejumlah target kinerja yang lain yaitu ekonomi, lingkungan, sosial dan lainnya. Masing-masing pembangkit mempunyai target berbeda dan Masing-masing-Masing-masing pembangkit memiliki beberapa aspek khusus untuk dipertimbangkan. Oleh karena itu dalam melaksanakan benchmarking kinerja pembangkit, berbagai faktor kunci yang mempengaruhi kinerja dipertimbangkan dengan memberikan nilai bobot tertentu pada setiap faktor-faktor kunci tersebut dan dengan memperhitungkan pengaruh interaksi diantara faktor-faktor kunci.

1.3 PERMASALAHAN KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT LISTRIK

Permasalahan kinerja pembangkit adalah permasalahan yang kompleks karena terdapat banyak faktor yang mempengaruhi kinerja pembangkit. Sub-bab 1.2 telah menjelaskan secara rinci bagaimana kinerja

pembangkit pada umumnya dipengaruhi bukan saja oleh faktor desain teknologi pembangkit tetapi juga dipengaruhi oleh faktor pola manajemen dan mode operasional pembangkit.

Untuk pembangkit listrik berbahan bakar fosil skala besar, umumnya pembangkit dirancang beroperasi dengan kinerja tinggi untuk memenuhi beban dasar (base load) pada pembebanan yang tinggi (diatas 70%). Boiler sebagai komponen utama dari PLTU, merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari siklus Rankine dengan Reheat dan Regeneration yang ada di PLTU. Karena itu karakteristik Boiler di pembangkit PLTU dirancang beroperasi pada beban yang tinggi dengan efisiensi termal tinggi pada daerah pembebanan yang lebar. Dengan desain efisiensi termal yang tinggi di boiler maka pada dasarnya tidak terlalu banyak peluang peningkatan efisiensi di boiler-boiler PLTU, terkecuali jika desainnnya dan pengoperasiannya tidak sesuai dengan jenis bahan bakar yang dipakai. Gambar 1-1menunjukkan tipikal efisiensi boiler dan rugi-rugi/kehilangan energi di boiler pada PLTU Batubara. Pada gambar tersebut terlihat bahwa peluang peningkatan efisiensi boiler dari desain dasarnya sebenarnya tidak terlalu signifikan terkecuali dengan perbaikan kualitas bahan bakarnya. Peningkatan efisiensi dengan menurunkan dry gas losses, misalnya, dapat dilakukan dengan mengurangi faktor udara lebih (excess air

factor). Namun demikian dengan cara inipun maksimum peningkatan efisiensi yang dicapai tidak akan

melebihi 1% dari total energi/fuel input.

Gambar 1-1 Tipikal Efisiensi Boiler dan Rugi-rugi/kehilangan energi di Boiler pada PLTU Batubara [5]

Tabel 1-1 dibawah menunjukkan efisiensi termal PLTU sangat dipengaruhi oleh kualitas bahan bakar

dan teknologi pembakaran PLTU. Tabel 1-2 menunjukkan efisiensi termal tipikal berbagai pembangkit lainnya.

Tipikal efisiensi boiler di PLTU Batubara dipengaruhi oleh jenis Tekanan Kerja (Operating Pressure:

Sub-critical, Super Critical atau Ultra-super Critical Boiler), Tipe Sirkulasi Fluida Kerja (Types of Circulation: Natural Circulation, Assisted Circulation atau Forced Circulation/Once Through), Tipe Pembakaran (Types of

firing: Wall fired, Corner fired atau Down-shot fired), Tipe Ruang Bakar dan Jenis Bahan Bakarnya. Peningkatan efisiensi boiler dengan memperbaiki kualitas material pipa air boiler tentu dapat meningkatkan tekanan kerja boiler, namun demikian cara tersebut tidak meningkatkan efisiensi pembakaran di boiler dan umumnya memerlukan biaya yang besar.

Tabel 1-1 Efisiensi termal berbagai teknologi PLTU dengan bahan bakar padat [6]

Bahan Bakar Teknologi

Efisiensi Termal Net (%)

Pembangkit Baru Pembangkit Lama Batubara Bituminus PC(a) _(DBB(b) _dan

WBB(c)₎ 43 - 47 30 - 40 FBC(d) _{> 41} Batubara Lignite PC (DBB) 39 - 45 FBC > 40 Biomass Peat

Grate Firing sekitar 20

Spreader-Stoker > 23

FBC (CFBC(e)_{) > 28 - 30}

FBC (BFBC dan CFBC) > 28 - 30

(a) _{Pulverized Coal,} (b) _{Dry Bottom Boiler,} (c) _{Wet Bottom Boiler,} (d) _{Fluidized Bed Combustion,} (e) _{Circulating Fluidized Bed}

Combustion

Tabel 1-2 Efisiensi termal tipikal berbagai pembangkit lainnya [6]

Tipe Pembangkit

Efisiensi Termal Net (%)

Pembangkit Baru Pembangkit Lama

PLTG (Turbin Gas) 36 - 40 25 - 40

PLTU (Turbin Uap) 40 - 42 35 - 40

CCGT(a) _(Combined

cycle with or without supplementary firing (HRSG(b)_{) for}

electricity generation only)

54 - 58 40 - 54

(a) _{Combined Cycle Gas Turbine,} (b) _{Heat Recovery Steam Generator}

Komponen utama PLTU lainnya yang dapat mempengaruhi kinerja PLTU adalah Turbin Uap, Sistem

Reheater dan Kondensor atau biasa disebut sebagai Siklus Uap (Steam Cycle) PLTU. Gambar 1-2

menunjukkan tipikal rugi-rugi/kehilangan energi di Siklus Uap PLTU Batubara. Gambar tersebut menunjukkan adanya peluang yang lebih tinggi untuk peningkatan efisiensi PLTU dengan mengurangi rugi-rugi/kehilangan energi di siklus uap PLTU, salah satu contohnya adalah dengan mengurangi rugi

energi karena peningkatan temperatur kondensor yang disebabkan oleh meningkatnya tekanan kondensor (back pressure).

Gambar 1-2 Tipikal rugi-rugi/kehilangan energi di Siklus Uap PLTU Batubara [5]

Permasalahan Kinerja dan emisi GRK di pembangkit listrik di Indonesia adalah masalah yang menjadi perhatian serius pemerintah, terutama dalam memenuhi target pengurangan emisi GRK di sektor pembangkit listrik berbahan bakar fosil. Teknologi yang berkembang saat ini memungkinkan untuk menangkap emisi GRK di pembangkit listrik. Namun demikian teknologi tersebut masih belum mencapai tahap commercially proven (terbukti secara komersial) untuk diterapkan di pembangkit listrik komersial [4]_{. Karena itu mengingat terbatasnya pilihan ekonomis pengurangan emisi GRK di pembangkit}

listrik, maka salah satu cara yang paling layak secara teknis dan ekonomis dalam mengurangi emisi GRK adalah dengan menerapkan manajemen energi dan menerapkan langkah-langkah efisiensi energi pada pembangkit. Dengan menerapkan manajemen energi dan langkah-langkah efisiensi energi, maka intensitas emisi GRK (dalam Ton emisi CO2 per unit energi output GJ) dapat ditekan mencapai batas

yang layak untuk operasi pembangkit listrik komersial di Indonesia. Manajemen energi dan efisiensi energi pada dasarnya adalah meningkatkan output pembangkit listrik per unit konsumsi energi primer dengan cara rasional. Peningkatan efisiensi termal suatu pembangkit dapat diartikan sama dengan pengurangan intensitas emisi GRK suatu pembangkit. Oleh karena itu upaya manajemen energi dan langkah-langkah efisiensi energi merupakan satu-satunya cara yang paling tepat saat ini untuk menekan intensitas emisi GRK di pembangkit listrik. Penerapan batas ambang emisi GRK yang sangat ketat pada pembangkit listrik nasional dengan hanya sekedar memperhitungkan target-target yang dipakai oleh negara maju tanpa memperhitungkan resiko-resiko operasional, teknis dan ekonomis yang mungkin dapat terjadi pada pembangkit listrik nasional dapat menyebabkan terganggunya kehandalan sistem ketenagalistrikan nasional. Negara-negara maju seperti Jepang, USA dan negara-negara Eropa telah berinvestasi cukup besar dengan menggunakan teknologi terbaik di pembangkit-pembangkit yang beroperasi. Dengan demikian pembangkit-pembangkit dinegara-negara tersebut tergolong mempunyai kinerja yang rata-rata tinggi daripada negara-negara berkembang. Penerapan standar emisi GRK yang ketat di negara-negara maju praktis mudah dilaksanakan daripada di negara berkembang seperti di Indonesia. Berdasarkan data APPLE GATRIK tahun 2017 dan 2018, jumlah PLTU di Indonesia adalah 140 units. Seperti yang ditunjukkan pada Gambar 1-4 dibawah, dari sejumlah itu, 46% (65 pembangkit) berusia dibawah 5 tahun, 29% (40 pembangkit) berusia antara 6 sampai dengan 10 tahun dan sisanya

25% (35 unit pembangkit) berusia diatas 10 tahun. Artinya lebih dari 50% PLTU di Indonesia masih berusia dibawah 10 tahun. Walaupun demikian jumlah PLTU dengan teknologi subcritical masih mendominasi dengan jumlah 49% (68 unit pembangkit). PLTU dengan teknologi Fluidized Bed

Combustion cukup banyak, hanya saja pada kapasitas pembangkit yang kecil. Gambar 1-5 dibawah

menunjukkan bahwa jumlah PLTU dengan teknologi superkritik (Supercitical) hanya ada 5 unit (4% dari jumlah total).

PLTU Batubara di Indonesia didominasi oleh pembangkit yang berusia relatif muda, berteknologi

subcritical dan berkapasitas kecil sampai dengan 800 MW (44%) seperti terlihat pada Gambar 1-6

dibawah ini. Di dunia, jumlah PLTU Batubara skala kecil tidak banyak digunakan karena efisiensi termal pembangkit cenderung lebih rendah. Teknologi terbaik untuk PLTU seperti teknologi Supercitical dan

Ultra Super Critical umumnya diterapkan pada PLTU berkapasitas besar seperti terlihat pada Gambar 1-6. PLTU dengan teknologi Supercritical dan Ultra Supercritical memerlukan material dan desain khusus

karena bekerja diatas tekanan dan temperatur kritis air, sehingga rancang bangun PLTU jenis ini akan lebih murah kalua dibangun dengan kapasitas besar. Atas dasar informasi ini maka dapat disimpulkan bahwa PLTU Batubara Indonesia masih didominasi oleh pembangkit PLTU subcritical yang berkarakteristik rendah efisiensi, yang artinya mempunyai intensitas emisi GRK yang lebih. Tabel 1-3 dibawah menunjukkan tingkat emisi GRK PLTU pada berbagai teknologi. Tentu tidaklah mudah menggantikan begitu banyak PLTU berkinerja rendah yang masih berusia muda dengan PLTU baru yang lebih efisien karena memerlukan biaya yang tinggi. Oleh karena itu diperlukan langkah-langkah yang tepat untuk meningkatkan kinerja PLTU skala kecil, misalnya dengan menerapkan manajemen energi dan langkah-langkah efisiensi energi, sehingga laju degradasi kinerja dapat diminimalkan atau kinerja pembangkit tetap terjaga dengan baik dalam kurun waktu yang lebih panjang.

Tabel 1-3 Emisi CO2 Pembangkit dari berbagai jenis teknologi [10]

Technology CO2 Emissions (kg/MWh)

Pulverised Coal-fired subcritical 850

Pulverised Coal-fired supercritical 800

IGCC 670

NGCC 370

Gambar 1-3 Efisiensi Termal versus Intensitas Emisi GRK pada berbagai jenis teknologi PLTU batubara [13]

Gambar 1-4 Distribusi usia PLTU Batubara di Indonesia

Gambar 1-6 Distribusi Kapsitas Terpasang PLTU Batubara di Indonesia

Cara lain yang saat ini banyak diadopsi oleh negara-negara maju dalam menekan emisi GRK adalah dengan meningkatkan integrasi dan penetrasi Pembangkit Listrik Tenaga Energi Terbarukan (PLT EBT) untuk menggantikan pembangkit-pembangkit listrik konvensional yang berbahan bakar fosil. USA, Negara-negara Eropa, UK, Jepang, China dan India meningkatkan integrasi dan penetrasi PLT EBT khususnya PLT jenis variabel/intermittent (PLT Surya Fotovoltaik dan PLT Bayu) dengan persentase tingi, karena biaya investasi PLT EBT variabel yang semakin murah per MW kapasitas pembangkit dan waktu instalasi yang jauh lebih singkat dibandingkan dengan pembangkit-pembangkit listrik jenis lainnya. Semakin tinggi tingkat integrasi dan penetrasi PLT EBT variabel ke jaringan listrik utilitas (misalnya PLN) maka semakin tinggi pula kebutuhan pembangkit fleksibel atau battery storage yang diperlukan. Pemerintah Indonesia melalui Kebijakan Energi Nasional (KEN) mentargetkan bauran energi nasional mencapai 23% pada tahun 2025. Hingga tahun ini 2020, maksimal bauran energi nasional hanya mencapai kurang dari 14%. Untuk mengejar target emisi GRK dan bauran energi nasional pada tahun 2025, maka integrasi dan penetrasi PLT EBT variabel dapat ditingkatkan terutama pada daerah-daerah jaringan listrik terisolasi (Isolated Grid) yang masih mengoperasikan PLTD dengan kapasitas yang besar. Untuk jaringan listrik yang besar di Jawa-Madura-Bali, Sumatera, Sulawesi dan Kalimantan maka

Gambar 1-7 Kiri: Total Kapasitas vs Usia PLTU Batubara Dunia pada berbagai jenis kapasitas. Kanan: Total Kapasitas vs Usia PLTU Batubara Dunia pada berbagai jenis Teknologi [9]

integrasi dan penetrasi PLT EBT Variable dapat dilakukan dengan meningkatkan fleksibilitas operasional PLTU Batubara sehingga mampu beroperasi dengan ramp-rate yang lebih tinggi. Gambar 1-8 menunjukkan strategi yang diadopsi negara maju dalam reduksi emisi GRK dengan meningkatkan integrasi dan penetrasi PLT EBT di jaringan listrik utilitas.

Gambar 1-8 Strategi yang diadopsi negara maju dalam reduksi emisi GRK dengan meningkatkan efisiensi PLTU batubara dan integrasi dan penetrasi PLT EBT di jaringan listrik [7]

1.4 URGENSI DAN PERAN KRITIS BENCHMARKING KINERJA DAN EMISI GRK PEMBANGKIT LISTRIK

Mengingat pentingnya mengetahui kinerja pembangkit listrik di Indonesia untuk menentukan langkah-langkah mitigasi peningkatan efisiensi dan reduksi emisi GRKnya, maka menghitung kinerja pembangkit dengan metode pengukuran yang tepat yaitu melalui audit energi perlu dilakukan. Namun demikian, tentu tidaklah tidak mungkin melakukan audit energi pada setiap pembangkit dalam waktu yang singkat. Terdapat 140 unit PLTU Batubara di Indonesia dengan berbagai kapasitas, usia pembangkit dan kualitas bahan bakar Batubara, belum lagi pembangkit listrik jenis lainnya. Karena itu diperlukan cara atau metode lain yang lebih masuk akal dalam menganalisis potensi efisiensi energi dan reduksi emisi GRK di pembangkit dengan memperhitungkan semua faktor yang mempengaruhi kinerja dan emisi GRK pembangkit. Metode tersebut adalah dengan melakukan benchmarking kinerja dan emisi GRK. Benchmarking kinerja dan emisi GRK adalah upaya untuk melakukan pemetaan dan normalisasi kinerja pembangkit melalui evaluasi data atau pengukuran, yang diikuti oleh upaya memahami dan mengadaptasi

praktik-praktik perbaikan kinerja yang lebih efektif untuk mencapai kinerja terbaik dengan tingkat intensitas emisi GRK yang lebih rendah. Manfaat dari benchmarking kinerja dan emisi GRK pembangkit adalah (1) mendapatkan peta dan distribusi kinerja dan emisi GRK pembangkit dipopulasi yang sama, (2) sebagai perangkat/tool untuk menilai kinerja suatu pembangkit dan membandingkannya dengan kinerja pembangkit lain, dan (3) untuk mendapatkan masukan bagaimana meningkatkan kinerja pembangkit melalui penerapan langkah-langkah efisiensi energi dengan tetap memperhatikan batas emisi GRK yang ditentukan oleh regulasi pemerintah.

Benchmarking adalah salah satu metode yang mudah untuk mengetahui kinerja rata-rata pembangkit. Proses benchmarking secara simultan mengevaluasi dampak desain dan operasional terhadap kehandalan dan kinerja pembangkit listrik. Proses benchmarking menggunakan karakteristik desain dan faktor operasional kelompok target pembangkit sebagai titik awal pembanding. Hasilnya adalah kelompok pembangkit yang valid secara statistik dengan desain dan variabel operasional yang serupa. Pemilihan variabel desain dan operasional yang cermat adalah kunci dalam mendefinisikan kelompok pembangkit. Proses benchmarking kinerja memberikan cara yang valid dan konsisten secara statistik untuk mendefinisikan kinerja pembangkit dalam populasi yang sama. Benchmarking kinerja difokuskan pada perbandingan kinerja pembangkit terhadap pembangkit lainnya dalam populasi yang sama sehingga dapat memberikan informasi yang sangat berharga untuk menemukan dan merealisasikan peluang peningkatan kinerja. Benchmarking sangat bergantung pada ketersediaan informasi/data operasional dan historis pembangkit yang penting untuk memperkirakan kinerja.

Gambar 1-9 Urgensi dan peran kritis benchmarking kinerja dalam peningkatan efisiensi energi dan reduksi emisi GRK di sektor Pembangkit listrik

Penerapan metode benchmarking kinerja pembangkit dengan tepat dengan didukung data dan informasi yang valid dapat digunakan menjadi perangkat (tool) dalam peningkatan kinerja pembangkit. Dengan berbagai usulan opsi skenario perbaikan kinerja pembangkit maka resiko-resiko yang mungkin timbul

didalam setiap skenario dapat dikaji dengan seksama sedemikian sehingga target kinerja dan reduksi emisi GRK dan peta jalan (road map) perbaikan kinerja pembangkit dapat disusun dengan cermat. Diharapkan atas dasar kajian benchmarking kinerja dan emisi GRK ini regulator dan pemangku kepentingan terkait dapat menentukan dan memustukan regulasi yang tepat terkait dengan batas emisi GRK nasional. Gambar 1-9 dibawah menujukkan skema urgensi dan peran kritis benchmarking kinerja dan emisi GRK dalam penentuan target bauran energi dan reduksi emisi GRK nasional. Skema dibawah memberikan ilustrasi sederhana urgensi dan peran kritis benchmarking kinerja untuk peningkatan kinerja dan reduksi emisi GRK di sektor pembangkit.

Benchmarking kinerja dimulai dengan:

(1) Pengumpulan data dan informasi pembangkit listrik yang terkait dengan kinerjanya. Validasi dan verifikasi data dilakukan pada beberapa sampel data yang representatif, yaitu dengan melakukan kunjungan ke lokasi pembangkit terpilih untuk kemudian melakukan wawancara dan evaluasi data-data dan informasi yang sebelumnya telah diperoleh.

(2) Pemilihan pendekatan dan metodologi benchmarking yang sesuai berdasarkan jumlah dan karakteristik data dan informasi yang tersedia. Contohnya untuk benchmarking kinerja pembangkit PLTU Batubara dengan data jumlah unit pembangkit tidak sampai dengan 100 unit, maka metode statistik sederhana seperti regresi linear kuadrat terkecil dapat diterapkan dalam melakukan analisis benchmarking kinerja.

(3) Setelah data dan metode berhasil ditentukan, maka proses analisis dapat dimulai misalnya dengan penentuan variabel dependent dan variabel independent, analisis korelasi, analisis korelinitas, dan sebagainya. Hasil analisis adalah berupa benchmarking kinerja pembangkit. (4) Berdasarkan butir (1), (2) dan (3) diatas maka dapat disusun perangkat untuk menghitung atau

mengestimasi kinerja setiap pembangkit yang lainnya. Perangkat ini berbentuk spreadsheet yang mempunyai tabel isian dan didalamnya sudah tersedia program untuk mengestimasi kinerja pembangkit dan membandingkannya dengan kinerja pembangkit lainnya. Aplikasi spreadsheet yang dipakai dalam perangkat ini adalah Excel, karena Excel banyak tersedia dan banyak dikenal. (5) Dengan adanya data sebaran atau distribusi kinerja pembangkit, maka segmentasi data kinerja pembangkit dilakukan untuk mengetahui berapa jumlah pembangkit yang tergolong berkinerja rendah, sedang dan tinggi. Sehingga dengan demikian usulan perbaikan kinerja pembangkit untuk masing-masing segment. Pembangkit yang tergolong berkinerja rendah dapat diusulkan untuk ditingkatkan sampai pada tingkat kinerja tertentu. Begitu juga untuk pembangkit yang tergolong berkinerja menengah dapat diusulkan untuk ditingkatkan sampai maksimal setara dengan golongan pembangkit yang berkinerja tinggi.

(6) Terdapat tiga skenario usulan peningkatan kinerja pembangkit dari berbagai segmen kinerjanya, yaitu (i) Skenario Progresif atau Optimis, merupakan skenario dengan tingkat intervensi yang tinggi dari pemangku kepentingan terkait dengan melibatkan dukungan internasional, (ii) Skenario Resiko Menengah atau Skenario Kompromi, adalah skenario yang mempertimbangkan kemampuan maksimal dari perusahaan pembangkit namun dalam batas syarat minimal yang ditentukan oleh pemerintah, dan (iii) Skenario Resiko Rendah, adalah skenario yang tetap memerlukan intervensi minimal pemerintah yang melibatkan monitoring/evaluasi dan verifikasi. Skenario ini adalah skenario yang mengandalkan inisiatif perusahaan pembangkit.

(7) Peta resiko dari masing-masing skenario dibahas, termasuk resiko teknis, operasional dan finansial.

(8) Atas dasar butir (7), peta jalan peningkatan kinerja pembangkit, estimasi total penghematan energi dan reduksi emisi yang dapat dicapai dari berbagi skenario dapat dihitung.

(9) Pemangku kepentingan yang terlibat dalam upaya-upaya peningkatan kinerja pembangkit tentu memerlukan kisi-kisi atau pedoman atau panduan bagaimana melakukan efisiensi energi di

pembangkit termasuk juga peluang-peluang penghematannya berdasarkan pengalaman para praktisi dibidang energi efisiensi pembangkit.

1.5 TUJUAN DAN SASARAN KEGIATAN

Tujuan dan sasaran kegiatan benchmarking kinerja dan emisi GRK pembangkit listrik disini adalah untuk membantu Direktorat Teknik dan Lingkungan dari Direktorat Jenderal Kelistrikan dan Direktorat Konservasi Energi dari Direktorat Jenderal Energi Baru, Terbarukan dan Konservasi Energi dalam melakukan:

a. Analisis benchmarking/pemetaan tingkat kinerja dan tingkat intensitas emisi GRK di sektor pembangkit listrik;

b. Menyusun peta jalan (roadmap) dengan berbagai skenario perbaikan atau peningkatan kinerja dan penurunan intensitas emisi GRK di sektor pembangkit listrik;

c. Menyusun paket pedoman konservasi energi atau peningkatan kinerja, perangkat evaluasi kinerja dan emisi (performance and GHG emission benchmark tool), dan paket pedoman aksi mitigasi reduksi emisi GRK untuk sektor pembangkitan tenaga listrik;

d. Memfasilitasi konsultasi, pelatihan dan lokakarya dengan para pemangku kepentingan utama terkait dengan benchmarking kinerja dan emisi GRK di sektor Pembangkitan Listrik;

e. Pemeliharaan laman Aplikasi Penghitungan dan Pelaporan Emisi Ketenagalistrikan (APPLE GATRIK) dan menambahkan fitur mitigasi GRK di platform APPLE GATRIK.

1.6 MANFAAT

Untuk Direktorat Konservasi Energi -DJEBTKE dan Direktorat Teknik dan Lingkungan- DJK Kementerian ESDM serta pemangku kepentingan terkait lainnya, kajian ini bermanfaat untuk:

a. Sebagai dasar dalam menyiapkan rekomendasi kebijakan di sektor ketenagalistrikan, pengembangan energi terbarukan dan reduksi emisi GRK yang tepat sasaran dengan berdasarkan kajian yang mendalam dalam menentukan batas kinerja atau batas ambang emisi GRK pembangkit listrik termal di Indonesia.

b. Sebagai rujukan dalam upaya meningkatkan kinerja dan reduksi emisi GRK pembangkit Listrik termal di Indonesia.