PT PLN (Persero) Bekerja, Bekerja, Bekerja
Seminar Nasional Skenario Kebijakan Energi Indonesia Menuju Tahun 2050
Outlook Pengembangan Sistem Kelistrikan 2011-2040
Oleh : Nasri Sebayang Direktur Perencanaan dan Teknologi
Yogyakarta, 21 Oktober 2011
Bekerja, Bekerja, Bekerja
STRUKTUR PRESENTASI
1
Status Saat Ini
2
Rencana 10 Tahun Kedepan Berdasarkan Draft RUPTL 2011-2020
3
Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040
1
Bekerja, Bekerja, Bekerja
1
Status Saat Ini
2
1.1. Status Saat Ini :
Perkembangan Rasio Elektrifikasi 2006 - 2010 Bekerja, Bekerja, Bekerja
% 70.0
68.0
67.5
66.0 65.0 64.0 62.3
62.0 60.8
60.0 59.0 58.0 56.0
54.0 2006 Wilayah
2007
2008
2009
2010
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. • Wilayah Indonesia Timur rasio elektrifikasi masih kurang dari 40%. 3
Proyeksi Rasio Elektrifikasi 2012 Berdasarkan Jumlah Pelanggan PLN (71,1%) Bekerja, Bekerja, Bekerja
Category :
NAD 87,2%
> 60 % Sumut 84,5%
41 - 60 % Kaltim 55,0%
Kalteng 54,5%
Riau + Kepri 48,1%
20 - 40 %
Gorontalo 55,6%
Sulut 68,4% Maluku Utara 59,1%
Kalbar 55,2% Sumsel 64,8%
Sumbar 68.7%
Sulbar 42,4%
Babel 63,1%
Jambi 63,5%
Jakarta 91,1%
Bengkulu 63,9%
Kalsel 71,4%
Lampung 63,7% Banten 82,5%
Jabar 71,1%
Jatim 69,1% Jateng 76,9%
Jogya 78,6%
Papua Barat 53,0%
Sulteng 53,3%
Sultra 55,5% Bali 69,1%
NTB 62,7%
Sulsel 66,3%
NTT 61,7%
Maluku 70,4%
Papua 56,5%
4
Komposisi Fuel Mix 2005 – 2010
1.2. Status Saat Ini :
Bekerja, Bekerja, Bekerja
100% 90%
0%
24%
0%
21%
0%
23%
0%
20%
80% 70% 60%
7% 0% 15%
7% 0% 15%
4% 0% 16%
8% 0% 17%
0%
15%
13%
8%
3% 0%
7% HSD 3% 0% MFO 24%
0%
0%
0%
0%
0%
0% 0% 0% 0% 2% 3% 2% 2% 2% 3% 2% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 1% Kapasitas 3% 4% 2% Pembangkit 2% 4% (MW) 2% Terpasang 2%
4,8% 2,0% 3%
29%
28%
24%
22%
19%
20%
18%
26%
54%
56%
57%
56%
58%
51%
25% 22%
Gas
50% 40%
55% 41%
45%
45%
42%
43%
46%
51%
52%
5%
5%
5%
5%
6%
6%
Panas 6% bumi 6%
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 13% 13% 13% 13% 13% 12% 9%
8%
7%
8%
7%
7%
6%
6% Hidro
5%
5%
5%
4%
4%
4%
4%
4%
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
30%
Batubara 20% 10% 0%
5
1.3. Status Saat Ini :
Jumlah Pelanggan PLN Tahun 2010 Bekerja, Bekerja, Bekerja
Jenis Pelanggan Rumah Tangga Komersial Publik dan Sosial Industri Total
Sumber : Buku Statistik PLN 2010
Persen 2010 92,80% 39.324.520 4,51% 1.912.150 2,57% 1.090.526 0,11% 48.675 100,00% 42.375.871
6
Bekerja, Bekerja, Bekerja
2
Rencana 10 Tahun Kedepan Berdasarkan Draft RUPTL 2011-2020
7
Perkiraan Kebutuhan Listrik 2011-2020 Bekerja, Bekerja, Bekerja
24 TWh
55 TWh
IB : 10,2%
31 13 TWh TWh
IT : 10,8% 125 TWh
241 TWh
JB : 7,9%
Kebutuhan listrik Indonesia akan tumbuh rata-rata 8,46% per tahun.
2011 2020
8
Realisasi dan Proyeksi Kebutuhan Listrik 2011-2020 (GWh) Bekerja, Bekerja, Bekerja
350,000 300,000
Realisasi
Proyeksi
250,000
328 TWh
241 TWh
200,000 150,000 100,000
50,000
55 TWh 31 TWh
-
Kebutuhan listrik Indonesia diperkirakan tumbuh rata-rata 8,46% per tahun (Jawa-Bali 7.9%, Indonesia Barat 10,2% dan Indonesia Timur 10,8%) 9
Proyeksi Kebutuhan Listrik 2011-2020 (GWh) : Per Jenis Pelanggan Bekerja, Bekerja, Bekerja
300,000
350,000 300,000
250,000
Indonesia
Jawa-Bali
250,000 200,000
200,000
Industri
150,000
Publik Bisnis
100,000 50,000
Residensial
0
150,000 100,000 50,000
35,000
50,000
30,000
20,000 10,000
Residensial
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
60,000
30,000
Publik Bisnis
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
40,000
Industri
Indonesia Barat Industri Publik Bisnis
25,000 20,000 15,000
Indonesia Timur Industri Publik Bisnis
10,000
Residensial
0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
5,000
Residensial
0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
10
Proyeksi Rasio Elektrifikasi (PLN+NonPLN) 2011-2020 Bekerja, Bekerja, Bekerja
(%) 100,0
• RE pada akhir tahun 2011 diatas 60%, yaitu IT 66%, IB 74%, JB 73% dan Indonesia 72%
90,0
• RE pada akhir tahun 2014 sesuai dengan target RPJM, yaitu IT 72%, IB 82%, JB 82% dan Indonesia 80%
80,0
70,0
60,0
50,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
• 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 non-PLN), Sumsel (230 ribu + 100ribu non-PLN) dan Lampung (210ribu + 130ribu nonPLN + 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)
1111
Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit (PLN+IPP) Bekerja, Bekerja, Bekerja
• 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 7,000
MW
1,292
6,000 5,000
IPP PLN
1,083
784 4,398
4,000
3,815
975
4,013 6,113
3,000 4,676
1,410
2,230
1,834 4,607
2,000
2,941
1,000
2,062
2,104
2,094
2014
2015
2016
1,707
3,445
2,078
2011
2012
2013
2017
2018
2019
2020
12
Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Bekerja, Bekerja, Bekerja
8,000 7,000
7,404 6,492 5,759
5,919
5,720
5,391
6,000 5,000
4,308
4,351
2018
2019
4,420
3,895 4,000 3,000
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
2,000 1,000 2011
2012
PLTU
2013
PLTA
2014
PLTP
2015
2016
PLTGU
PLTG
2017
PLT Lain
2020
Total
1313
Pengembangan Pembangkit Energi Baru Terbarukan Bekerja, Bekerja, Bekerja
TAHUN No
Pembangkit - EBT
Stn 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
MW
76
203
391
351
266
421
441
456
478
494
3,576
TOTAL
*) Tergantung kesiapan supply bahan-bakar nabati dari industri dalam negeri
14
Rincian Pengembangan Transmisi (km) Bekerja, Bekerja, Bekerja
10,000 9,000
Hingga tahun 2020 dibutuhkan pengembangan transmisi sebesar:
8,000
7,000
• 500 kV AC: 2.595 km
6,000
• 500 kV DC: 1.100 km
5,000
• 275 kV
: 4.888 km
• 250 kV DC:
4,000
• 150 kV
462 km
: 35.418 km
3,000
• 70 kV
: 3.140 km
2,000
Total
: 47.602 km
1,000 2011
2012
70 kV
2013
150 kV
2014 250 kV DC
2015
2016
275 kV
2017
500 kV DC
2018
2019
2020
500 kV AC
15
Rincian Pengembangan Gardu Induk (MVA) Bekerja, Bekerja, Bekerja
21,000
Hingga tahun 2020 dibutuhkan pengembangan gardu induk sebesar:
18,000 15,000
• 500/275 kV:
3.500 MVA
• 500/150 kV: 33.490 MVA
12,000
• 500 kV DC : MVA
9,000
3.000
• 275/150 kV: 10.500 MVA 6,000
• 250 kV DC : MVA
3,000
• 150/70 kV : MVA
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
600
303
• 150/20 kV : 59.786 MVA • 70/20 kV MVA
:
Total MVA
: 114.404
3.225
16
Rencana Pengembangan Distribusi 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Bekerja, Bekerja, Bekerja 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
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
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
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
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
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
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
ribu plgn
3,813.4
2,460.4
2,622.6
2,739.8
2,739.9
2,749.6
2,626.2
2,655.4
2,638.7
2,250.7
27,296.6
Tambahan Pelanggan
Indonesia Barat
Tambahan Pelanggan
Indonesia Timur
Tambahan Pelanggan
Indonesia
Tambahan Pelanggan
17
Fuel Mix Indonesia 2011-2020 Bekerja, Bekerja, Bekerja
400,000
350,000
LNG 300,000
250,000
GWh
Gas 200,000
HSD MFO
150,000
Batubara
100,000 HSD 50,000
Panas bumi Hydro
2011 Impor
2012
Biomass
2013
Surya/Hybrid
2014 HSD
2015 MFO
2016 LNG
Gas
2017 Batubara
2018
2019
Geothermal
Hydro
2020 Hydro
18
Fuel Mix Indonesia 2011-2020 Bekerja, Bekerja, Bekerja
100%
HSD
8.57%
90% 80%
MFO70%
16.12%
2% 4%
3.93% 1.1% 3% 21%
5% 0%
1.81% 0% 5%
0.99% 0% 6%
0.88% 0% 5%
0.77% 0% 7%
0.70% 0% 9%
0.70% 0% 9%
0.71% 0% 8%
17%
15%
12%
8%
8%
8%
19%
LNG Gas
21%
17%
60%
Coal 50% 61%
40%
63%
64%
65%
64%
64%
63%
64%
8%
10%
11%
12%
12%
54%
50%
30%
20% 10% 0%
Impor
5%
4%
4%
5%
8%
6%
6%
6%
5%
5%
6%
6%
6%
6%
6%
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Biomass
Surya/Hybrid
HSD
MFO
LNG
Gas
Geothermal
Batubara
Geothermal
Hydro
Hydro 19
Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar Indonesia 2011-2020 Bekerja, Bekerja, Bekerja
No. FUEL TYPE 1 2 3 4 5 6
HSD ( x 10^3 kl ) MFO ( x 10^3 kl ) Gas (bcf) LNG (bcf) Batubara (10^3 ton) Biomass (10^3 ton)
Catatan: Termasuk IPP
2011
2012
2013
2014
2015
2016
7,464.3 1,604.7 329.8 41,794.7 49
4,610.8 1,190.3 337.8 59.6 59,254.3 49
2,274.6 577.3 358.4 47.9 73,788.3 49
1,131.8 159.7 365.3 90.8 82,954.0 49
633.5 34.1 344.3 120.4 88,754.9 49
595.2 37.3 341.4 122.1 96,002.2 49
2017
2018
2019
2020
545.7 35.9 277.1 170.7 101,442.6 49
550.8 39.5 197.7 240.7 109,263.6 49
589.3 44.8 211.1 248.2 116,691.0 49
633.0 39.8 227.2 263.7 125,737.7 49
20
Bekerja, Bekerja, Bekerja
3
Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040
21
Latar Belakang Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040 Bekerja, Bekerja, Bekerja
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. 22
Batasan Outlook Perencanaan Jangka Panjang s/d 2040 Bekerja, Bekerja, Bekerja
• 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) pembangkitpembangkit baseload hingga 2040. 23
Outlook Posisi Ekonomi Indonesia s/d 2045 – Master Plan MP3EI Bekerja, Bekerja, Bekerja
Stepping up to Global Influence Sumber : Masterplan MP3EI
24
Potensi Sumber Daya Fosil dan Non-Fosil Bekerja, Bekerja, Bekerja
Energi Fosil Minyak Bumi (miliar barel) Gas Bumi (TSCF) Batubara (miliar ton) Coal Bed Methane (CBM) (TSCF)
Sumber Daya
Cadangan Terbukti
Cadangan Potensial (Probable+Possible)
56,6
3,7
4,5
0,36
334,5
112,4
57,6
2,90
104,9
5,5
13,3
0,24
453,3
-
-
Produksi (Per Tahun)
-
Sumber: Kementerian ESDM, Desember 2009
No
Energi Non Fosil
Sumber Daya
Kapasitas Terpasang
Rasio (%)
1
1 Tenaga Air
2 75.670 MWe
3 4.200,0 MWe
4 = 3/2
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
5,55
Sumber: Kementerian ESDM, 2009
25
Sumber Daya Minyak dan Gas Indonesia Bekerja, Bekerja, Bekerja
Sumber Daya Minyak Bumi : 56,6 milliar barel (0,4% dunia)
Sumber Daya Gas Alam : 57,6 TCF (1,7% dunia)
26
Sumber Daya Batubara dan Panasbumi – Air - Angin Indonesia Bekerja, Bekerja, Bekerja
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
27
PENGEMBANGAN TEKNOLOGI Bekerja, Bekerja, Bekerja
UNCERTAINTIES: H IMPACT: L
UNCERTAINTIES: M IMPACT: L
UNCERTAINTIES: L IMPACT: M
UNCERTAINTIES: L IMPACT: H
C
R&D New Development
PILOT PROJECT
SANGAT TERBATAS
OMMERCIAL &
DEPLOY
PROVEN TECHNOLOGY
P ROVEN T ECHNOLOGY
TERBATAS
LEBIH LUAS
“WORLD WIDE”
TAHAPAN PENGGUNAAN TEKNOLOGI Bekerja, Bekerja, Bekerja
WAKTU IMPLEMENTASI SESUAI RUPTL
FASE-1 (2010-2020)
TEKNOLOGI SUDAH PROVEN DAN BEROPERASI KOMERSIAL
WAKTU IMPLEMENTASI MASIH BERUPA VISI/ SKENARIO PENGGUNAAN TEKNOLOGI
FASE-2 (2020-2030)
TEKNOLOGI DALAM TAHAP PENGEMBANGAN
WAKTU IMPLEMENTASI ROAD MAP TEKNOLOGI JANGKA PANJANG
FASE-3 (2030-2040)
WACANA PENGEMBANGAN TEKNOLOGI
MAPPING TEKNOLOGI: TRANSMISI & DISTRIBUSI
Bekerja, Bekerja, Bekerja Super Conductor
uncertainties
EV Infrastructure Smart Grid
LED Lights
AMI WAM
2
1
3
4 Light HVDC HVDC
Non Magnetic CT 70 kV Distribution Feeder
XLPE HV/EHV Cable
DAS/ SCADA
FACTS
Compact Substation Online Monitoring
HTLS
Polymer Insulator AMR
Pre-Paid Meter
impact Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: TRANSMISI & DISTRIBUSI
Bekerja, Bekerja, Bekerja
Now to 2020
2030 to 2040
impact
2020 to 2030
Super Conductor
AMR Pre-Paid Meter
AMI
HVDC
LED Lights
Non Magnetic CT
HTLS
70 kV XLPE DAS/ DistributionHV/EHV SCADA WAM Feeder Cable
Compact Substation
FACTS
Light HVDC
EV Infrastructure Polymer Insulator
Smart Grid
time Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN - EBT
Bekerja, Bekerja, Bekerja
uncertainties
Fuel Cell IGCC
Ocean
Biomass Combustion
Large CBM
CSP
Liquified Coal
Wind
Nuklir
Biomass Small CBM Gas
2
1
3
4
Bio Fuel Geo PV PLTGB Pumped Storage
Landfill Gas
Hidro
impact Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN - EBT
Bekerja, Bekerja, Bekerja
impact
Now to 2020
2020 to 2030
2030 to 2040
Geo Large CBM Hidro IGFC IGCC
Pumped Storage
Nuklir
Medium CBM
Bio Fuel Biomass PV Combustion
Biomass Gas
Liquified Coal
Small CBM
CSP
Fuel Cell
Ocean
PLTGB Wind Landfill Gas
time Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN THERMAL
uncertainties
Bekerja, Bekerja, Bekerja
SC CFB
2
1
3
4
High SubC
Gas Engine
SubC
Diesel biner
CFB
PFBC
CC Type F
Ultra Super critical
CC Type G CC Type H
Super critical
Advance CC
impact Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: PEMBANGKITAN THERMAL
Bekerja, Bekerja, Bekerja
Now to 2020
2030 to 2040
impact
2020 to 2030
Sub critical
CFB
CC Type G
Super critical
Gas Engine
CC Type H Ultra Super critical
CC Type F
High Super critical SC CFB
PFBC Diesel Biner
time Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: SUPPORTING TECHNOLOGY
uncertainties
Bekerja, Bekerja, Bekerja
2
1
3
4
Reengineering Power Plant Condition
Substitution & fuel mix Technology
Coal Upgrading
Remaining Life Assessment
Risk Based Inspection
CIS
PDKB
Based Maintenance
Online Emission Monitoring
Inter Distribution Control Center
impact Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
MAPPING TEKNOLOGI: SUPPORTING TECHNOLOGY
Bekerja, Bekerja, Bekerja
Now to 2020
2030 to 2040
impact
2020 to 2030
PDKB
Condition Based Maintenance
Remaining Risk Life Based Assessment Inspection Reengineering Power Plant
Coal Upgrading
IDCC
CIS
Substitution Online & fuel mix Emission TechnologyMonitoring
time Green: R&D, New Development • Blue: proven in some countries • Red: proven and commercial • Yellow: Pilot • Grey: Deploy
Metodologi Perencanaan Kapasitas Pembangkit di PLN Bekerja, Bekerja, Bekerja
Variable /candidate plants:
Existing plants: Thermal : OM Cost, Lifetime, Efficiency, Availability, Unit size. Hydro : OM Cost, Lifetime, Energy Production, Capacity
Thermal : Construction Cost, OM Cost, Life time, Eff., Availability, Unit size, Fuel Type Hydro : Construction Cost, OM Cost, Life Time, Energy, Capacity
ECONOMIC PARAMETERS : PERSIAPAN DATA
Configuration Generation
Reliability Criteria (LOLP)
Production Costing
Objective function = PV (Capital + O&M + EnS –Salvage Value) kebutuhan capex kebutuhan bahanbakar kebutuhan biaya O&M Emisi CO2
Dynamic Programming Yes
Optimum Multiyear Expansion Plan
Gas, coal, hydro, geothermal
LOAD DATA
Discount Rate, Fuel Price, Energy not served cost
+ + + +
Energy resources:
Optimal ?
No
Load forecast (energy), Load Duration Curve
Proses optimisasi untuk memilih konfigurasi pembangkit yang “least-cost” , memenuhi kriteria keandalan tertentu dan memprediksi faktor penggunaan (CF) pembangkit. 38
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 Bekerja, Bekerja, Bekerja
GW
300
1200
TWh 250
1000
200
800
150
600
100
400
50
200
0 Kebutuhan tambahan daya
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 8
12
13
20
25
30
36
42
48
54
62
70
79
89
100
112
125
140
156
Kapasitas Existing *)
30
29
28
28
27
26
26
25
24
24
23
23
22
22
22
21
21
20
20
Beban Puncak
28
31
33
36
39
42
46
50
54
58
64
69
76
83
91
99
109
119
131
142. 154
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
Kebutuhan Tenaga Listrik
170. 186. 200. 213. 224. 235. 245. 254. 262. 270. 277. 20
19
19
19
19
19
18
164. 174. 182. 190. 198
18
18
18
*) Kapasitas terpasang yang mengalami penurunan kemampuan (derating)
Asumsi (rata-rata 20 tahun) : • Pertumbuhan ekonomi • Pertumbuhan penduduk • Reserve Margin
: 6,9 % : 1,4 % : 40 %
Hasil proyeksi (rata-rata 20 tahun) : • Pertumbuhan tenaga listrik : 9,5 % • Kebutuhan tambahan daya : 7.816 MW
Korelasi : • Kebutuhan tenaga listrik (GWh) = • Beban Puncak (MW) = • Produksi (GWh) = • Kapasitas dibutuhkan (MW) = • Kebutuhan tambahan daya (MW)=
18
204. 210. 216. 221.
f (PDRB, harga jual listrik, jumlah pelanggan, populasi) produksi tenaga listrik / (faktor beban x 8.760) kebutuhan tenaga listrik + susut & losses beban puncak + reserve margin kapasitas dibutuhkan – kapasitas existing
0
Ekstrapolasi Prakiraan Demand Tenaga Listrik Jawa Bali 2011-2040 (2011-2029 diambil dari draft RUKN) Bekerja, Bekerja, Bekerja
GW
180
800
TWh 160
700
140
600 120 500
100 400
80 300 60
200 40
100
20
0 Kebutuhan tambahan daya
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 4
7
9
12
15
18
21
24
28
31
35
40
45
50
55
61
68
75
83
Kapasitas Existing *)
22
21
21
20
20
19
19
18
18
18
17
17
17
16
16
16
15
15
15
Beban Puncak
20
22
23
25
27
29
31
33
35
38
40
44
47
51
55
59
64
69
75
119
128
137
147
158
170
183
197
212
228
246
265
286
308
333
360
389
421
455
Kebutuhan Tenaga Listrik
89.8 98.5 105. 112. 120 15
14
14
14
13
125. 132 13
12
136. 142. 146. 149. 12
81.0 87.0 92.7 98.0 102. 107. 111. 115 488. 522
11
11
552. 581. 606. 628. 648. 666. 682. 696. 708.
*) Kapasitas terpasang yang mengalami penurunan kemampuan (derating)
Asumsi (rata-rata 20 tahun) : • Pertumbuhan ekonomi • Pertumbuhan penduduk • Reserve Margin
: 6,9 % : 1,2 % : 30 %
Hasil proyeksi (rata-rata 20 tahun) : • Pertumbuhan tenaga listrik : 7,8 % • Kebutuhan tambahan daya : 4.138 MW
Korelasi : • Kebutuhan tenaga listrik (GWh) = • Beban Puncak (MW) = • Produksi (GWh) = • Kapasitas dibutuhkan (MW) = • Kebutuhan tambahan daya (MW)=
11
118. 121. 124.
f (PDRB, harga jual listrik, jumlah pelanggan, populasi) produksi tenaga listrik / (faktor beban x 8.760) kebutuhan tenaga listrik + susut & losses beban puncak + reserve margin kapasitas dibutuhkan – kapasitas existing
0
Skenario Pengembangan Pembangkit Bekerja, Bekerja, Bekerja
• 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$3.000/kW max 12 unit 41
Asumsi yang Digunakan dalam Simulasi [1/2] Bekerja, Bekerja, Bekerja
1. Pengembangan PLTP s/d 2020 mengikuti Roadmap Panasbumi ESDM yang berbasis KEN (6.000 MW pada 2020 seIndonesia). Untuk periode 2021-2025 mengikuti hasil studi Dirjen Minerbapabum tahun 2007 (9.500 MW pada 2025 seIndonesia, 3.835 MW seJawa Bali). 2. Pengembangan PLTA di Jawa sudah terbatas, hanya ada beberapa lokasi sesuai RUPTL. PLTM tidak diperhitungkan karena terlalu kecil. 3. Pembangkit EBT lainnya tidak diperhitungkan sebagai baseload karena bersifat fluktuatif dan berskala kecil (ocean, wind, sola). Biofuel tidak diperhitungkan karena diperkirakan berskala kecil. PLT biomasa tidak diperhitungkan karena ketidakpastian feedstock. 4. Pembangkit EBT yang sesuai utk baseload adalah PLTN, sehingga opsi PLTN dibuka mulai 2022.
5. Penerapan IGCC dijadikan opsi mulai 2025. 6. Penerapan CCS (pada PLTU dan IGCC) dijadikan opsi mulai 2025. 7. Penerapan Solar Power skala besar merupakan opsi yang perlu menjadi perhatian setelah teknologi dan keekonomian mature dan viable
42
Asumsi yang Digunakan dalam Simulasi [2/2] Bekerja, Bekerja, Bekerja
7.
PLTU yang direncanakan hanya jenis USC s/d tahun 2025 dan setelah itu PLTU Advanced USC mulai dijadikan opsi.
8.
PLTGU baru hanya direncanakan dengan LNG (bukan gas pipa).
9.
Harga energi primer : • • • •
Coal 5100 kcal/kg = US$ 80/ton, 4500 kcal/kg = US$ 50/ton LNG = US$ 10/mmbtu Crude oil = US$ 80/barel Uranium = US$120 /lb.
10. Discount rate: 12%
43
Hasil Simulasi: Konfigurasi Kapasitas Pembangkit Berdasarkan Jenis Pembangkit Bekerja, Bekerja, Bekerja
2040
160000
Baseline: Tanpa PLTN dan Tanpa Penalti CO2
140000
2030 120000
Skenario 1: CO2 US$ 25/ton, PLTN US$ 3.000/kW
100000 80000
2020
60000
Skenario 2: CO2 US$ 50/ton, PLTN US$ 3.000/kW
2011
40000 20000
GEO
NUC
COAL
GAS
LNG
MFO
HSD
PUMP
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
0
HYDRO
Catatan: PLTN dibatasi max 12 unit 44
Hasil Simulasi: Konfigurasi Kapasitas Pembangkit Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Bekerja, Bekerja, Bekerja
2040
160000
Baseline: Tanpa PLTN dan Tanpa Penalti CO2
140000
2030 120000
Skenario 1: CO2 US$ 25/ton, PLTN US$ 3.000/kW
100000
2020
80000 60000
Skenario 2: CO2 US$ 50/ton, PLTN US$ 3.000/kW
2011
40000 20000
PLTP PLTU AUSC PLTG
PLTN IGCC PLTD
PLTU IGCC+CCS PLTA
PLTU USC PLTGU GAS PS
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
Skenario2
Skenario1
Baseline
0
PLTU+CCS PLTGU LNG
Catatan: PLTN dibatasi max 12 unit 45
NERACA ENERGI JAWA BALI 2011-2040 Skenario Baseline (Tanpa Penalti Emisi CO2 dan Tanpa Membangun PLTN) Bekerja, Bekerja, Bekerja
800.00
700.00
600.00
TWh
500.00
400.00
300.00
Batubara sangat dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC
200.00
100.00
-
2040
2039
2038
2037
2036
Geothermal
2035
2034
2033
2032
2031
2030
Batubara
2029
2028
2027
2026
2025
2024
Gas
2023
2022
2021
Sumber : Internal Study Team PLN, untuk kalangan sendiri
LNG
2020
MFO
2019
2018
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
HSD
Hydro 46
NERACA ENERGI JAWA BALI 2011 - 2040 Skenario 1 (Carbon value USD$ 25/ton dan PLTN dibangun max 12000 MW) Bekerja, Bekerja, Bekerja
800.00
700.00
600.00
TWh
500.00
400.00
Batubara dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC
300.00
200.00
Nuklir kalah kompetisi Porsi LNG membesar
100.00
-
Hydro
2040
2039
2038
2037
Geothermal
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
Batubara
2029
2028
2027
2026
2025
Gas
2024
2023
2022
LNG
2021
2020
2019
2018
MFO
2017
2016
2015
2014
2013
2012
2011
HSD
NERACA ENERGI JAWA BALI 2011 - 2040 Skenario 2 (Carbon value USD$ 50/ton dan PLTN dibangun max 12000 MW) Bekerja, Bekerja, Bekerja
800.00
700.00
600.00
TWh
500.00
400.00
Batubara dominan, muncul dalam berbagai bentuk teknologi batubara bersih spt PLTU USC, PLTU AUSC, PLTU CCS dan IGCC
300.00
200.00
100.00
Nuklir
-
Hydro
2040
2039
2038
Geothermal
2037
2036
2035
2034
2033
2032
Nuklir
2031
2030
2029
2028
Batubara
2027
2026
2025
2024
2023
Gas
2022
Sumber : Internal Study Team PLN, untuk kalangan sendiri
2021
LNG
2020
2019
2018
2017
MFO
2016
2015
2014
2013
2012
2011
HSD
Bekerja, Bekerja, Bekerja
Terima kasih ....
49
