TARIF UNTUK PEMBANGKIT TENAGA ANGIN DAN PV SURYA ATAP DI INDONESIA Dipersiapkan untuk Pemerintah Indonesia oleh Asian Development Bank Maret 2015
i
DAFTAR ISI Daftar Tabel ...................................................................................................................................... iv Daftar Gambar .................................................................................................................................. vi Daftar Kotak ................................................................................................................................... vii Daftar Tanggapan Pemangku Kepentingan ............................................................................. vii Daftar Singkatan ........................................................................................................................... viii Mata Uang ......................................................................................................................................... ix Ucapan Terima Kasih ....................................................................................................................... x Ringkasan Eksekutif ....................................................................................................................... xi
1. Pendahuluan ................................................................................. 1 1.1 Latar Belakang dan Tujuan ................................................................................................... 1 1.2 Dukungan untuk Energi Terbarukan di Indonesia ......................................................... 1 1.3 Pelajaran yang Bisa Diambil dari pengalaman Energi Terbarukan Indonesia .......... 5
2. Pilihan untuk Perancangan Tarif yang mendukung Energi Terbarukan .............................................................................. 6 2.1 Prinsip Umum Perancangan Tarif Energi Terbarukan .................................................... 6 2.2 Pilihan bagi Indonesia ......................................................................................................... 10
3. Metodologi .................................................................................. 12 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9
Biaya energi yang dapat dihindari .................................................................................... 13 Biaya Kapasitas yang dapat Dihindari ............................................................................. 17 Biaya Emisi GRK yang dapat Dihindari .......................................................................... 18 Eksternalitas Terhadap Lingkungan Setempat ............................................................... 20 Pengembangan Perekonomian Setempat......................................................................... 21 Premi Ketahanan Energi ....................................................................................................... 22 Biaya Integrasi Sistem .......................................................................................................... 22 Kerugian Transmisi yang Dapat Dihindari ..................................................................... 22 Tarif Berdasarkan Manfaat ................................................................................................. 22
4. Skema Tarif dan Implementasi yang Disarankan ............... 25 4.1 PV Atap ................................................................................................................................... 25 4.2 Pembangkit Listrik Tenaga Angin .................................................................................... 32
5. Dampak terhadap Kemenkeu dan Konsumen ..................... 40 5.1 Dampak dari FIT PV Atap................................................................................................... 40 5.2 Dampak dari FIT pembangkit listrik tenaga angin ....................................................... 43 5.3 Rangkuman ............................................................................................................................ 47
Lampiran I: PV Atap ........................................................................ 49 I.1 Sumber Daya Matahari ........................................................................................................ 49 I.2 Program PV Atap di Indonesia ........................................................................................... 50 I.3 Potensi untuk PV Atap ......................................................................................................... 51 ii
I.4 I.5 I.6 1.7 I.8 I.9 I.10 I.11 I.12
Pertimbangan Teknis untuk PV Atap .............................................................................. 52 Teknologi PV ......................................................................................................................... 53 Sekilas mengenai Pengalaman Internasional dengan Program Insentif PV Atap ... 55 Feed-in Tariff ......................................................................................................................... 57 Meteran Neto vs Meteran Bruto ......................................................................................... 60 Model Kepemilikan .............................................................................................................. 62 Pilihan meteran bagi Indonesia........................................................................................ 65 Dampak PV Atap ................................................................................................................. 68 Pemodelan Keuangan ......................................................................................................... 70
Lampiran II: Pembangkit Listrik Tenaga Angin ........................ 74 II.1 II.2 II.3 II.4 II.5 II.6
Sumber daya dan sistem pengembangan (pipeline) proyek ........................................ 74 Pengalaman internasional dengan Pembangkit Listrik Tenaga Angin .................... 76 Pelajaran yang Relevan dari Pengalaman Internasional ............................................. 76 Keuntungan dari Pembangkit Listrik Tenaga Angin ................................................... 77 Biaya Proyek ......................................................................................................................... 78 Model implementasi ........................................................................................................... 83
iii
DAFTAR TABEL Tabel 1.1: Tarif yang mendukung Panas Bumi (sen USD/kWh) ................................................................................. 2 Tabel 1.2: Faktor penyesuaian daerah untuk FIT PLTA kecil ...................................................................................... 2 Tabel 1.3: FIT untuk pembangkit listrik tenaga biomassa/biogas ........................................................................... 4 Tabel 1.4 : Insentif untuk proyek-‐proyek yang mengikuti beban .............................................................................. 4 Tabel 2.1: Keuntungan dan kerugian dari FIT berdasarkan biaya produksi ....................................................... 8 Tabel 2.2: Keuntungan dan kerugian dari FIT berdasarkan manfaat .................................................................. 10 Tabel 3.1: Asumsi biaya bahan bakar PLN: Jawa ............................................................................................................ 14 Tabel 3.2: Harga jual bersih (netback) untuk gas domestik, $/mmBTU .............................................................. 15 Tabel 3.3: Nilai energi yang tergantikan pada tingkat harga perbatasan (Sulawesi, 200MW tenaga angin, 2016) ..................................................................................................................................................................................... 17 Tabel 3.4: Nilai dari energi yang tergantikan pada tingkat harga perbatasan (Sulawesi, 200 MW tenaga angin, 2020) ..................................................................................................................................................................... 18 Tabel 3.5: Dampak dari penilaian GRK ................................................................................................................................ 19 Tabel 3.6: Keuntungan dari Pembangkit Listrik Tenaga Angin, Sulawesi, sen USD/ kWh(1) .................... 23 Tabel 3.7: Manfaat dari pembangkit listrik tenaga angin: Jawa Tengah, sen USD/kWh ............................. 23 Tabel 3.8: Manfaat dari pembangkit listrik tenaga angin: Sumba ......................................................................... 24 Tabel 3.9: Manfaat dari Pembangkit Listrik Tenaga Surya dengan PV Atap, Jakarta, 250MW ................ 24 Tabel 4.1: Daftar Dasar (Baseline) FIT untuk Pembangkit Listrik Tenaga Surya Atap ................................ 27 Tabel 4.2: FIT Hanya untuk Skala Komersial .................................................................................................................... 28 Tabel 4.3: Kuota FIT dasar (baseline) untuk Program PV Atap ............................................................................... 29 Table 4.4: Kuota FIT dasar (baseline) hanya untuk Program PV Atap Skala Komersial .............................. 29 Tabel 4.5: FIT Tenaga Angin untuk proyek-‐proyek kecil dan plafon untuk proyek-‐proyek yang melalui pelelangan kompetitif ................................................................................................................................................................. 33 Tabel 5.1: PV Atap: Dampak terhadap Pemangku Kepentingan, US$ juta di tahun 2024 ........................... 40 Tabel 5.2: Dampak dari program PV atap yang diusulkan terhadap konsumen: 250MW pada tahun 2024 ..................................................................................................................................................................................................... 41 Tabel 5.3: Biaya karbon yang dapat dihindari ................................................................................................................ 42 Tabel 5.4: Dampak dari PV yang dimaksudkan untuk menggantikan PLTD ..................................................... 42 Tabel 5.5: Dampak dari pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi, 200MW pada tahun 2024 .......... 43 Tabel 5.6: Dampak terhadap konsumen, pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi ............................... 44 Tabel 5.7: Biaya karbon yang dapat dihindari, pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi ................... 44 Tabel 5.8: Dampak dari pembangkit listrik tenaga angin di Jawa pada tahun 2024 .................................... 45 Tabel 5.9: Dampak terhadap konsumen pada tahun 2024, pembangkit listrik tenaga angin 100 MW di Jawa ................................................................................................................................................................................................ 45 Table 5.10: Cost of avoided carbon, Wind on Java .......................................................................................................... 46 Tabel 5.11: Dampak dari proyek pembangkit listrik tenaga angin 20MW di Kepulauan Wilayah Timur .................................................................................................................................................................................................. 46 Tabel 5.12: Dampak terhadap konsumen, proyek pembangkit listrik tenaga angin di Kepulauan Wilayah Timur ................................................................................................................................................................................ 47 Table 5.13: Biaya karbon yang dapat dihindari, pembangkit listrik tenaga angin di Kepulauan Wilayah Timur ................................................................................................................................................................................ 47 Tabel 5.14: Perbandingan FIT pembangkit listrik PV Atap dan pembangkit listrik tenaga angin .......... 48 Tabel I.1: Rangkuman Sumber Surya di Indonesia (kWh/m2/hari) ....................................................................... 49 Tabel I.2: Karakteristik Sistem Pembangkit PV Atap .................................................................................................... 52 Tabel I.3: Dampak Sistem PV Atap terhadap Jaringan ................................................................................................. 52 Tabel I.4: Biaya Modul PV: Impor vs. Lokal ....................................................................................................................... 54 Tabel I.5: Modul PV Terakit (Assembly) .............................................................................................................................. 55 Tabel I.6: Batasan enam bulanan untuk FIT PV Surya di Malaysia, 2013-‐2014 ............................................... 58 Tabel I.7: Tarif FIT pemasangan PV Atap di Thailand untuk pembatasan hingga total 200 MW ............ 58 Tabel I.8: Tarif FIT untuk PV yang dipasang di permukaan tanah milik Masyarakat untuk pembatasan hingga total 800 MW ........................................................................................................................................ 59 Tabel I.9: Tingkat harga FIT di negara bagian Karnataka di India ....................................................................... 59 iv
Tabel I.10: Tarif listrik dan tarif FIT serta konfigurasinya di berbagai negara ............................................... 62 Tabel I.11: Biaya Instalasi Sistem PV: di jaringan .......................................................................................................... 70 Tabel I.12 : Asumsi untuk analisis keuangan .................................................................................................................... 71 Tabel I.13 : Kebutuhan FIT, Dengan meteran Bruto ...................................................................................................... 72 Tabel I.14: Persentase biaya modal yang perlu disubsidi untuk mencapai 15% Pengembalian ............... 72 Tabel II.1: Sistem pengembangan proyek: proyek-‐proyek berskala utilitas ....................................................... 75 Tabel II.2: Tarif dan Model Implementasi di negara-‐negara yang dipilih ........................................................... 76 Tabel II.3: Mekanisme pendukung pembangkit listrik tenaga angin .................................................................... 77 Tabel II.4: Biaya pembangkit listrik tenaga diesel di Sumba .................................................................................... 77 Tabel II.5: Perhitungan tarif teraras (levelised) (Tarif Listrik Tenaga Angin Sulawesi) .............................. 78 Tabel II.6: Asumsi biaya untuk proyek-‐proyek berskala utilitas .............................................................................. 79 Tabel II.7: Asumsi biaya untuk proyek-‐proyek pembangkit listrik tenaga angin skala kecil ...................... 79 Tabel II.8: Asumsi keuangan ..................................................................................................................................................... 80 Tabel II.9: Asumsi faktor kapasitas: ...................................................................................................................................... 80 Tabel II.10. Hasil tarif berdasarkan biaya produksi yang memenuhi kondisi keuangan. ............................. 80 Tabel II.11 : Usulan tarif dari pengembang ....................................................................................................................... 81 Tabel II.12: Tarif yang teraras seperti yang diusulkan oleh para pengembang ............................................... 81 Tabel II.13: Perkiraan biaya untuk integrasi jaringan ................................................................................................. 83 Tabel II.14 : Perizinan dari Kementerian ESDM .............................................................................................................. 85 Tabel II.15. Perizinan di tingkat Kabupaten dan Provinsi .......................................................................................... 85
v
DAFTAR GAMBAR Gambar 3.1: Pasokan energi dari Sulawesi tahun 2016, minggu ke 11 .................................................................. 15 Gambar 3.2: Pasokan dari Sulawesi tahun 2016, minggu ke 11 dengan pembangkit listrik tenaga angin ...................................................................................................................................................................................................... 15 Gambar 3.3: Penggantian oleh Listrik Tenaga Angin Sulawesi tahun 2016 ......................................................... 16 Gambar 4.1: Perbandingan usulan FIT pembangkit listrik tenaga angin dengan biaya produksi yang diusulkan pengembang .................................................................................................................................................................. 32 Gambar 4.2. Ilustrasi dari layanan satu pintu ..................................................................................................................... 39 Gambar I.1: Radiasi matahari bulanan secara global di 6 lokasi Perkotaan (kWh/m2/hari) ..................... 49 Gambar I.2: Rincian Rata-‐rata Radiasi Matahari dengan cara Tersebar vs Secara Langsung .................... 50 Gambar I.3: Kurva harga Modul PV ......................................................................................................................................... 53 Gambar I.4 Biaya sistem PV ......................................................................................................................................................... 53 Gambar I.5: Konfigurasi Meteran Bruto ................................................................................................................................ 60 Gambar I.6: Konfigurasi Meteran Neto ................................................................................................................................... 60 Gambar I.7: Impor vs. ekspor berdasarkan meteran bruto dan neto ........................................................................ 61 Gambar I.8: Rangkuman Model Implementasi dari sisi Konsumen ........................................................................... 62 Gambar I.9: Konfigurasi Meteran PLN .................................................................................................................................... 66 Gambar I.10: Batasan kapasitas untuk Sistem PV dengan meteran Neto .............................................................. 67 Gambar I.11: Perbandingan Profil Jaringan Jakarta dengan Profil Pembangkitan PV .................................... 69 Gambar I.12: Rata-‐rata pengimbangan (off-‐set) sebesar 1GW PV pada profil beban harian Jaringan Jakarta ................................................................................................................................................................................................... 69 Gambar I.13: Rincian Biaya Instalasi Sistem PV ................................................................................................................. 70 Gambar II.1: Potensi angin yang dapat direalisasi di Indonesia, tahun 2015 ....................................................... 74 Gambar II.2: Variasi kecepatan angin per jam dan musiman ...................................................................................... 75 Gambar II.3: Tarif berdasarkan biaya produksi ................................................................................................................. 82
vi
DAFTAR KOTAK
Kotak 1: Tarif Listrik PV Malaysia ........................................................................................................................................ 9 Kotak 2: Biaya sosial global karbon (GSCC) .................................................................................................................. 19 Kotak 3: Pertimbangan khusus untuk proyek-‐proyek kecil .................................................................................... 34 Kotak 4 : Tarif tetap dibanding dengan tarif bertingkat ........................................................................................ 35 Kotak 5: Persaingan di program FIT Pembangkit Listrik Tenaga Angin ......................................................... 36 Kotak 6: Memperlancar proses perizinan: Layanan satu pintu ........................................................................... 39
DAFTAR TANGGAPAN PEMANGKU KEPENTINGAN Tanggapan Pemangku Kepentingan # 1: Pembebasan PPN ................................................................................. 13 Tanggapan Pemangku Kepentingan # 2: Perkiraan Harga Minyak .................................................................. 16 Tanggapan Pemangku Kepentingan #3: Definisi dari pembangkit listrik PV Atap .................................... 26 Tanggapan Pemangku Kepentingan #4: Konfigurasi Meteran ............................................................................ 30 Tanggapan Pemangku Kepentingan #5: Perijinan Produsen Listrik Swasta (IPP) .................................... 32 Tanggapan Pemangku Kepentingan #6: Apakah alasan yang mendasari suatu tarif feed-‐in? ............. 33 Tanggapan Pemangku Kepentingan #7: Tonggak Waktu Pelaksanaan ......................................................... 35 Tanggapan Pemangku Kepentingan #8: Kebutuhan terhadap persaingan ................................................... 37 Tanggapan pemangku kepentingan #9: Potensi Sumber Daya Angin .............................................................. 74 Tanggapan Pemangku Kepentingan #10: Penyimpanan pada pembangkit listrik tenaga angin ....... 83 Tanggapan Pemangku Kepentingan #11: Perubahan kepemilikan proyek ................................................... 84
vii
DAFTAR SINGKATAN ADB BTU CAPEX CCGT COD ERR EU FIRR FIT FS FTP GAR GDP GoI GSCC HBA HFO IBRD ICI IDC IEA IFC IFI IPP LNG LRMC MEMR MFO MUV NAR NPV ORB
PLN PM-10 PPA/PJBTL PPP PSO T&D ToP
USC
WB
Asian Development Bank – Bank Pembangunan Asia British Thermal Unit (satuan energi yang digunakan di Amerika Serikat, dan satuan ini juga masih sering digunakan di Britania Raya) Capital Expenditure – Biaya Modal Combined Cycle Gas Turbine – Turbin Gas Siklus Ganda Commercial Operation Date - Tanggal Operasi Komersial Economic Rate of Return - Tingkat Pengembalian Keekonomian European Union – Uni Eropa Financial Internal Rate of Return – Tingkat Pengembalian Keuangan Internal Feed-In Tariff Feasibility Study – Studi Kelayakan Fast Track Programme - Program Jalur Cepat Gross As Received (dasar harga batubara) Gross Domestic Product - Produk Domestik Bruto Government of Indonesia - Pemerintah Indonesia Global Social Cost of Carbon - Biaya Sosial Global dari Karbon Harga Batubara Acuan (indeks harga batu bara yang diterbitkan setiap bulan oleh Pemerintah Indonesia) Heavy Fuel Oil - bahan bakar minyak berat International Bank for Reconstruction and Development - Bank Internasional untuk Rekonstruksi dan Pembangunan Indonesian Coal Index (Indeks batubara Indonesia – diterbitkan oleh Argus) Interest During Construction - Bunga Selama Konstruksi International Energy Agency - Badan Energi Internasional International Finance Corporation International Financial Institution (World Bank, Asian Development Bank) Independent Power Producer – Produsen Listrik Swasta Liquefied Natural Gas – Gas Alam Cair Long Run Marginal Cost - Biaya Marjinal Jangka Panjang Ministry of Energy and Mineral Resources – Kementerian Energi dan Sumer Daya Mineral Marine Fuel Oil Manufacture Unit Value (index) Net As Received (dasar harga batubara) Net Present Value – Nilai Bersih Saat Ini OPEC Reference Barrel (OPEC Reference Basket) (OPEC Reference Basket adalah harga rata-rata tertimbang untuk campuran minyak yang dihasilkan oleh negaranegara anggota OPEC) Perusahaan Listrik Negara Particulate Matter less than 10 microns in diameter - Partikulat yang berukuran kurang dari 10 mikron diameternya Power Purchase Agreement - Perjanjian Jual Beli Listrik Purchase Power Parity - Keseimbangan Kemampuan Belanja Public Service Obligation – Kewajiban Pelayanan Publik Transmission & Distribution - Transmisi & Distribusi Take-or-Pay – Ambil atau Bayar (merupakan pengaturan yang ada di dalam kontrak antara suatu perusahaan dan pemasoknya. Dengan kontrak jenis ini, perusahaan harus mengambil produk dari pemasok dan akan harus membayar denda kepada pemasok jika tidak mengambil produk dari pemasok) Ultra Super Critical (proyek pembangkit listrik batubara) (yang beroperasi pada suhu dan tekanan di atas titik kritis air, yaitu di atas suhu dan tekanan di mana fase cair dan gas dari air berada bersama-sama berdampingan dalam keseimbangan, di mana pada titik tersebut tidak ada perbedaan antara air dalam bentuk gas dan cairan) World Bank – Bank Dunia
viii
WEO WTP
World Energy Outlook (dari IEA) - Publikasi dari Badan Energi Internasional, yang secara luas diakui sebagai sumber yang paling otoritatif untuk proyeksi dan analisis energi secara global Willingness To Pay - Kesediaan untuk Membayar
MATA UANG Semua referensi mengenai dolar dan $ mengacu pada Dolar Amerika Serikat. Kecuali dinyatakan lain, nilai tukar yang digunakan dalam laporan ini adalah $ 1 = 12.500 Rupiah (Rp)
ix
UCAPAN TERIMA KASIH Penelitian ini dipimpin oleh Peter Meier (Ekonom, Konsultan, ADB) dan tim yang terdiri dari Pramod Jain (Spesialis Technology Pembangkit Listrik Tenaga Angin, Konsultan, ADB), Paul Rodden (Spesialis Pembangkit Listrik Tenaga PV Surya yang terpasang di Atap, Konsultan, ADB), Djoko Prasetijo (Insinyur Sistem Tenaga Listrik, Konsultan, ADB) dan Berliana Yusuf (Analis Sistem Tenaga Listrik, Konsultan) dengan kontribusi tambahan dari Agung Hariyanto (Spesialis Pemodelan Sistem Tenaga Listrik, Konsultan, ADB). Pradeep Tharakan (Spesialis Senior Perubahan Iklim, ADB) yang mengarahkan penelitian ini dan Maura Lillis (Konsultan, ADB) yang memberikan bantuan tambahan. Pendanaan untuk pekerjaan ini disediakan oleh Departemen Luar Negeri dan Perdagangan (DFAT) Australia melalui Program Bantuan Infrastruktur Berkelanjutan (SIAP - the Sustainable Infrastructure Assistance Program), yang dikelola oleh ADB (TA-8484). Pekerjaan ini dilaksanakan sebagai tanggapan atas permintaan dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Pemerintah Indonesia untuk mengembangkan peraturan tarif yang baru untuk pembangkit listrik tenaga angin dan menjajaki kemungkinan program pembangkit listrik PV surya atap di Indonesia. Laporan ini didasarkan pada analisis dan konsultasi para pemangku kepentingan yang dilakukan dari bulan Oktober 2014 sampai bulan Februari 2015.
x
RINGKASAN EKSEKUTIF Latar Belakang Indonesia menghadapi permintaan tenaga listrik yang meningkat dengan cepat. Dalam RUPTL (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik) terbaru PLN, pertumbuhan penjualan listrik tahunan PLN diperkirakan sebesar 7%, dari penjualan sebesar 219 TWh pada 2015 menjadi 464 TWh pada 2024. Sementara itu, pemerintah Indonesia telah menetapkan target 2025 yang ambisius yaitu untuk mencapai rasio elektrifikasi nasional sebesar 95 persen dan meningkatkan porsi energi terbarukan menjadi 23 persen dari total bauran energi primer. Secara khusus, pemerintah telah menetapkan target untuk meningkatkan total kapasitas terpasang tenaga angin nasional sebesar 970 MW and total kapasitas nasional tenaga surya menjadi 800-1.000 MW pada tahun 2025. Dua wilayah potensial bagi pertumbuhan energi terbarukan tersebut ada pada energi angin dan sistem PV surya atap, tetapi tak satu pun dari keduanya telah secara resmi diatur oleh peraturan pemerintah sampai saat ini. Laporan ini disusun atas permintaan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) untuk mendapatkan saran pada penerbitan tarif yang diusulkan untuk pembangkit listrik PV atap dan pembangkit listrik tenaga angin. Pendanaan untuk pekerjaan ini disediakan oleh Departemen Luar Negeri dan Perdagangan (DFAT) Australia melalui Program Bantuan Infrastruktur Berkelanjutan (SIAP - the Sustainable Infrastructure Assistance Program), yang dikelola oleh Bank Pembangunan Asia (ADB).
Pendekatan yang Disarankan dan Temuan Utama Mekanisme penetapan harga yang disarankan ini didasarkan pada prinsip bahwa biaya tidak melebihi manfaatnya bagi Indonesia. Manfaat tersebut termasuk biaya ekonomi bahan bakar fosil yang dapat dihindari karena digantikan oleh teknologi terbarukan, dan biaya emisi GRK yang dapat dihindari. Ruang lingkup proyek ini terbatas pada pembangkit listrik tenaga angin di Jawa, Sulawesi dan pulau-pulau di wilayah timur, dan pembangkit listrik PV surya atap di Jakarta. Manfaat di lokasi-lokasi yang lain dan manfaat dari teknologi energi terbarukan lainnya dapat dihitung dengan menggunakan metodologi yang sama. Penelitian ini juga memanfaatkan informasi yang didapat dari serangkaian konsultasi dengan para pemangku kepentingan. Pendekatan dan metodologi yang disarankan didasarkan pada praktek internasional, penalaran ekonomi, dan pendekatan Kementerian ESDM untuk pengembangan plafon tarif listrik tenaga panas bumi tahun 2014. Pokok-pokok dari pendekatan tersebut adalah: • Memperkirakan manfaat ekonomi dari pembangkit listrik tenaga angin dan PV surya atap, yang khusus menggantikan pembangkit listrik berbahan bakar thermal di pulau yang dimaksud dalam studi ini. Manfaat utamanya adalah biaya ekonomi energi dari pembangkit listrik thermal yang dapat dihindari; manfaat yang paling penting berikutnya adalah nilai emisi GRK yang dapat dihindari. Manfaat lainnya seperti keamanan energi, manfaat bagi lingkungan setempat dan pembangunan ekonomi setempat juga turut diperkirakan. Manfaat tersebut disesuaikan untuk setiap tambahan biaya integrasi sistem (dalam hal pembangkit listrik tenaga angin) dan kerugian T&D yang dapat dihindari (dalam hal pembangkit listrik PV). Manfaat tesebut ditetapkan untuk jangka pendek, menengah dan jangka panjang (2016, 2020 dan 2024) dengan menggunakan model biaya produksi rinci (ProSym) dari jaringan yang bersangkutan. • Mengusulkan plafon tarif untuk setiap teknologi untuk pulau tertentu berdasarkan manfaatnya bagi Indonesia. Tujuannya adalah untuk memastikan bahwa setiap tarif yang ditawarkan secara kompetitif berada di bawah manfaat ekonominya dan oleh karena itu menarik secara ekonomi bagi Indonesia untuk melaksanakannya. xi
•
•
Menetapkan kisaran kemungkinan biaya produksi pembangkit listrik tenaga angin dan PV dari pengembang, dan menilai apakah teknologinya dapat diwujudkan pada atau di bawah nilai manfaatnya – dalam hal ini teknologinya dapat dianggap ekonomis. Menilai permasalahan implementasinya, terutama kebutuhan untuk persaingan bagi proyek-proyek besar dan feed-in tariff (FIT) tetap untuk proyek-proyek kecil.
Temuan kami dapat dirangkum sebagai berikut: • Pembangkit listrik PV Surya Atap di Jakarta tidak layak dari segi ekonomi karena menggantikan tenaga listrik yang dihasilkan oleh PLTG, dan karena manfaat yang diperkirakan (termasuk nilai emisi GRK yang dapat dihindari) jauh lebih kecil dari biaya produksi energi dengan menggunakan teknologi ini. • Akan tetapi, pembangkit listrik PV Surya di Kepulauan di wilayah Timur, yang dimaksudkan untuk menggantikan PLTD, sangat ekonomis dan menguntungkan untuk semua (win-win). Manfaatnya melebihi biaya produksinya, dan pembangkit listrik PV surya mendatangkan penghematan biaya keuangan bagi PLN dan para konsumen serta mengurangi emisi GRK tanpa adanya biaya tambahan. • Proyek pembangkit listrik tenaga angin dinilai ekonomis: kapasitas yang signifikan dapat diperoleh pada atau di bawah nilai manfaat di ketiga daerah yang diteliti (Jawa, Sulawesi dan pulau-pulau di wilayah timur).
Pembangkit Listrik PV Atap Tarif yang diperlukan untuk memungkinkan terlaksananya proyek pembangkit listrik PV atap jauh berada di atas manfaat ekonomi yang dapat dicapai. Pada penilaian sebesar $ 30/ton untuk emisi GRK yang dapat dihindari, estimasi manfaat yang dapat dihasilkan adalah sekitar 16 sen US$/kWh. Hal ini dapat dibandingkan dengan biaya produksi sebesar 20 sen US$/kWh untuk sistem pembangkit listrik PV besar (> 1 MW) dan sebesar 25-30 sen US$/kWh untuk sistem yang kecil. Pembangkit Listrik Tenaga PV Surya tidak dapat dijalankan dengan ekonomis jika dimaksudkan untuk menggantikan pembangkit listrik berbahan bakar gas. Pada kenyataannya, untuk membuat PV surya layak menggantikan gas, emisi GRK harus dinilai sebesar lebih dari $ 140/ton. Penilaian ini jauh melebihi perkiraan biaya kerusakan yang dikeluarkan oleh IPCC (Intergovernmental Panel in Climate Change) atau otoritas lainnya seperti laporan Stern (beberapa ada yang memberikan penilaian di atas $ 80/ton). Tentunya, dengan biaya tambahan seperti itu, bahkan penangkapan dan penyimpanan karbon (diperkirakan sebesar $ 100/ton CO2 untuk kondisi Indonesia) akan menjadi pendekatan yang lebih baik bagi Indonesia untuk mengurangi emisi karbon. Adapun dampak dari program PV surya atap terhadap PLN dan Kementerian Keuangan, atau terhadap konsumen setelah tarif listrik ritel yang sepenuhnya mencerminkan biaya diterapkan, akan cukup besar nilainya, dan berada pada kisaran $ 33 juta per tahun untuk program pembangkit listrik PV atap berkapasitas 250 MW. Namun demikian, PV surya ekonomis jika dimaksudkan untuk menggantikan pembangkit listrik tenaga minyak dan diesel. Inilah yang dilakukan di pulau-pulau kecil di wilayah Indonesia bagian timur atau tenaga listrik luar jaringan. Dalam aplikasi ini, PV surya mendatangkan penghematan biaya bahan bakar untuk PLN melebihi biaya dari PV surya atap, dan penurunan emisi GRK tanpa adanya biaya tambahan (dan karena itu menguntungkan untuk semua pihak). Namun demikian, laporan ini membahas tentang bagaimana feed-in tariff harus terstruktur jika memang pemerintah memutuskan untuk melanjutkan dengan pilihan energi terbarukan (RE) yang tidak ekonomis ini. Kementerian ESDM perlu mempertimbangkan mengapa harus melanjutkan dengan dukungan tarif untuk pembangkit listrik PV atap dalam situasi seperti ini. Hal ini sangat relevan terutama karena Indonesia memiliki sumber energi terbarukan xii
lainnya – terutama panas bumi – yang memiliki biaya tambahan yang jauh lebih rendah. Bagaimanapun juga, jika Kementerian ESDM memang memutuskan untuk melanjutkan program pembangkit listrik PV, kami akan menyarankan agar fokus awal program tersebut diberikan pada sistem pembangkit listrik PV berskala lebih besar (> 100 kW). Dalam sistem yang berskala lebih besar, beban keuangan dan administrasinya dapat lebih mudah dikelola dan minat para pengembang dapat lebih digairahkan. Salah satu alasan yang masuk akal untuk mendukung tarif bagi pembangkit listrik PV Surya Atap untuk Jakarta berdasarkan biaya produksinya yaitu dengan mewujudkan volume PV yang besar, mungkin akan dapat mendukung berkembangnya para pemasok PV dalam negeri. Para pemasok ini kemudian akan memiliki kemampuan untuk memasok sistem PV yang lebih kecil untuk listrik luar jaringan (off-grid) dengan biaya yang lebih efektif dan penerapan di pulau-pulau wilayah timur di mana pembangkit listrik PV ekonomis. Namun, apakah manfaat tersebut cukup untuk mengimbangi biayanya yang tinggi masih dipertanyakan (penilaian rinci yang di luar kerangka acuan penelitian saat ini).
Pembangkit Listrik Tenaga Angin Sebaliknya, kami mendapati bahwa proyek pembangkit listrik tenaga angin yang terhubung ke jaringan dapat menjadi ekonomis – yaitu keuntungan ekonominya bagi Indonesia melebihi biayanya. Kami memperkirakan keuntungannya sebesar 15,7 sen USD/kWh untuk Sulawesi, 16,0 sen USD/kWh untuk Jawa, dan 28,0 sen USD/kWh untuk pulau-pulau di wilayah timur. Ini sebanding dengan perkiraan tarif yang diusulkan oleh pengembang berdasarkan biaya produksi mereka, sehingga FIT seperti ini kemungkinan akan memungkinkan terlaksananya sejumlah besar proyek pembangkit listrik tenaga angin.
Dampak Keseluruhan dari pembangkit tenaga angin dan PV Surya Atap Kami memperkirakan total manfaat ekonomi bersih dari program pembangkit listrik tenaga angin sebesar 200 MW di Sulawesi, 100 MW di Jawa, dan 20 MW dari proyek-proyek kecil di pulau-pulau di wilayah timur akan terwujud melalui tarif yang diusulkan sebesar $ 11.700.000/tahun.1 Namun kerugian ekonomi bersih dari program pembangkit listrik PV Atap Jakarta sebesar 200 MW adalah sebesar $ 21.700.000/tahun. Biaya karbon yang dapat dihindari untuk program pembangkit listrik tenaga angin berada di kisaran $ 6,4 sampai $ 13,7 ton CO2. Dampak keseluruhan dari proyek pembangkit listrik tenaga angin adalah kenaikan tarif sebesar Rp 0,65 /kWh di tahun 2024.
Permasalahan dalam Integrasi Sistem Baik untuk pembangkit listrik tenaga angin maupun PV atap, kami melihat adanya sedikit, jikalau ada, masalah integrasi sistem yang berkaitan dengan intermitensi-nya. Pengalaman internasional yang ada adalah bahwa dampak yang signifikan pada stabilitas dan operasi jaringan akan terasa setelah tingkat penetrasinya melebihi 20%: turbin angin modern mengelola intermitensi dan ketidakpastian sumber daya angin dengan pengendalian yang canggih di sisi pembangkit dan di sisi turbin yang memungkinkan kinerja yang stabil dan baik dari jaringan dengan tingkat penetrasi tenaga listrik dari pembangkit listrik tenaga angin yang tinggi. Perlu diingat bahwa 250 MW pembangkit listrik PV ditambah 100 MW pembangkit listrik tenaga angin di Jawa pada tahun 2024 akan mencapai 0,2% dari total energi, dan 1,3% dari pembangkitan listrik dengan bahan bakar gas. 200 MW pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi akan mengisi 5,4% dari permintaan puncak bruto tahun 2024. Memang benar bahwa studi integrasi sistem untuk Sulawesi sehubungan dengan proyek-proyek yang diusulkan untuk Jeneponto dan Sidrap yang sudah dilakukan mengungkapkan bahwa tidak ada masalah signifikan yang berkaitan dengan intermitensi. 1
Manfaat ekonomi "bersih" di sini kami artikan sebagai keuntungan bersih bagi Indonesia dalam penggantian pembangkit termal dengan energi terbarukan
xiii
Bahkan di Sulawesi, kami menemukan adanya kapasitas yang memadai dari pembangkit listrik tenaga diesel, pembangkit listrik tenaga turbin siklus terbuka atau siklus ganda yang responnya cepat, serta penyimpanan sebagian dari tenaga listrik PLTA - untuk menyerap ketidak-pastian/variabilitas keluaran dari pembangkit listrik energi terbarukan. Dengan tingkat penetrasi yang rendah seperti ini, konsekuensi dari tingkat panas yang terkait dengan penambahan daya (ramping) dan pembebanan sebagian dari pengoperasian proyek-proyek PLTG dapat diabaikan. Namun demikian, jika tenaga listrik sebesar 200 MW akan dimanfaatkan pada tahun 2018, ketika permintaan puncaknya adalah sebesar 2.200 MW, dan permintaan luar puncaknya tidak lebih dari 1.300 MW, maka tingkat penetrasinya lebih signifikan, dan akan memerlukan perhatian yang sungguh-sungguh. Untuk kepentingan asumsi konservatif, kami telah membuat penyesuaian untuk biaya integrasi sistem tersebut dalam perhitungan manfaat bagi Sulawesi ($ 5/MWh). Kami juga menyarankan agar studi integrasi sistem dilakukan untuk proyek-proyek kecil di pulau-pulau kecil (karena dalam sistem seperti ini, bahkan proyek pembangkit listrik tenaga angin yang kecilpun dapat dengan mudah melebihi ambang batas 20%, dan dapat mengakibatkan timbulnya biaya yang lebih signifikan terhadap seluruh sistem).
Permasalahan dalam Implementasi Peninjauan secara berkala Tarif energi terbarukan (dan plafon tarif) perlu ditinjau secara berkala, praktek yang sudah sangat biasa dilakukan dalam praktek internasional. Pentingnya masalah ini dicatat dalam pertemuan konsultasi dengan para pemangku kepentingan sambil membahas ketidak-pastian (volatility) pasar energi internasional: menghitung manfaat energi terbarukan jelas tergantung pada nilai bahan bakar thermal yang digantikannya, dan nilai dari karbon dan emisi lainnya dari bahan bakar fosil yang ditetapkan oleh masyarakat. Oleh karena itu kami sarankan agar Kementerian ESDM meninjau tarifnya per tahun: jika pada kenyataannya tidak ada perubahan besar dalam asumsi terhadap perkiraan tahun sebelumnya, maka plafonnya dapat dibiarkan tetap sampai dengan peninjauan tahunan berikutnya. Setiap perubahan terhadap plafon harga hanya akan berlaku untuk proyek-proyek baru, dan tidak mempengaruhi proyek yang PJBTL-nya sudah ditandatangani di mana plafon harga yang berlaku adalah yang diberlakukan pada saat penandatanganan PJBTL.
Persaingan dalam proyek pembangkit listrik tenaga angin skala besar Sejauh mana proyek harus dilelangkan secara kompetitif telah hangat diperdebatkan, dan beberapa pengembang telah meragukan keberhasilannya. Namun demikian, tidak diragukan lagi bahwa pengalaman internasional menegaskan adanya nilai dari persaingan untuk proyekproyek energi terbarukan yang lebih besar, meskipun biaya transaksi dari pelelangan yang kompetitif untuk proyek-proyek kecil mungkin melebihi manfaat yang dihasilkannya. Kemenkeu juga mensyaratkan adanya persaingan (dan enggan untuk memberikan jaminan bagi proyek-proyek yang lebih besar yang tidak diseleksi secara kompetitif). Akibatnya, permasalahan utamanya adalah untuk menetapkan ambang batas yang sesuai, di mana di bawah nilai ambang batas tersebut FIT dapat dipergunakan oleh semua pihak, dan di atas nilai tersebut FIT berfungsi sebagai plafon. Diusulkan agar pertimbangan khusus diberikan bagi proyek-proyek yang sudah dimulai pembangunannya. Tidak perlu memberi perhatian yang terlalu banyak terhadap pernyataan pengembang bahwa pelelangan yang kompetitif akan selalu mengerucut ke nilai plafonnya, dan oleh karena itu tidak diperlukan adanya persaingan. Pada kenyataannya, pengalaman internasional menunjukkan bahwa permasalahan utama dalam sistem yang kompetitif adalah bahwa xiv
penawaran-penawaran yang ada secara tidak realistis rendah, di mana pada tingkat harga yang ditawarkan, proyek tidak dapat dilaksanakan dalam prakteknya. Memang, hal ini telah menjadi masalah bagi proyek-proyek panas bumi di Indonesia: cara yang tepat untuk menanggulanginya adalah dengan memaksakan pra-kualifikasi yang ketat baik untuk kemampuan teknis maupun keuangannya, dan memberlakukan jaminan penawaran yang cukup besar nilainya. Mengingat bahwa 10 MW telah ditetapkan sebagai ambang batas kelayakan untuk FIT bagi PLTA kecil dan pembangkit listrik tenaga biomassa, kami juga merekomendasikan 10 MW sebagai plafon untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin. Proyek-proyek di atas 10 MW akan diharuskan melalui proses pelelangan kompetitif. Laporan ini berisi langkah-langkah yang akan diperlukan agar persaingan untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin menjadi efektif. Kami menilai kemungkinan ukuran pembangkit listrik tenaga angin berskala utilitas yang potensial dan yang layak secara finansial (proyek yang berukuran > 10 MW) adalah di kisaran 300 sampai 500 MW. Dari keseluruhan potensi tersebut, kami menilai bahwa saat ini terdapat proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin dengan kapasitas total 250 MW berada di tahap akhir pengembangannya (200 MW di Sulawesi Selatan dan 50 MW di Jawa). Proyekproyek tersebut sudah dalam pengembangan selama 2 sampai 5 tahun oleh 2 atau 3 pengembang swasta. Kami menyarankan suatu pertimbangan khusus harus diberikan untuk proyek-proyek perintis ini dengan memberi FIT tetap yang sama, sebanding dengan manfaat dari pembangkit listrik tenaga angin bagi Indonesia. Pengalaman internasional menunjukkan bahwa persaingan hanya efektif setelah beberapa proyek telah dikembangkan sehingga sebagian besar permasalahan yang belum diketahui (peraturan, perizinan, dampak terhadap jaringan, logistik, dll) telah dapat diketahui. Saran kami adalah agar proyek-proyek > 10 MW yang sedang berada dalam tahap akhir pembangunannya, atau proyek-proyek yang totalnya sebesar 250 MW yang pertama yang memiliki PJBTL yang sudah ditandatangani (mana yang lebih kecil), dibebaskan dari persaingan. Laporan ini mengusulkan kriteria yang ketat untuk menentukan proyek mana yang merupakan proyek “dalam tahap akhir pembangunannya”, namun Kementerian ESDM mungkin lebih memilih pembebasan dari persaingan bagi ambang batas 250 MW dengan PJBTL yang sudah ditandatangani yang lebih sederhana. Bahkan jika masalah integrasi pembangkit listrik tenaga angin dapat diselesaikan untuk beberapa proyek perorangan, proposal yang tidak diminta (unsolicited) untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin yang lebih besar dapat menimbulkan persoalan bagi perencanaan jangka panjang PLN. Oleh karena itu, sebaiknya Kementerian ESDM/PLN perlu mengembangkan rencana induk mereka sendiri untuk pengembangan pembangkit listrik tenaga angin, yang harus mengidentifikasi daerah dan waktu yang paling tepat untuk pelaksanaan pelelangan kompetitif untuk pengembangan pembangkit listrik tenaga angin PLN dan yang sesuai dengan perspektif kebijakan nasional. Pengalaman internasional menunjukkan bahwa hal ini juga merupakan pendekatan yang terbaik untuk memastikan perencanaan dan pembangunan infrastruktur jaringan yang dibutuhkan secara tepat waktu.
Permasalahan Umum Dalam Kebijakan Energi Penelitian kami terhadap potensi manfaat dari pembangkit listrik PV Atap maupun pembangkit listrik tenaga angin mengangkat sejumlah permasalahan dalam kebijakan umum yang memerlukan perhatian agar target energi terbarukan dapat terpenuhi.
Peraturan Berbasid Kinerja (Performance based regulation/PBR) Tampaknya ada beberapa kekhawatiran tentang bagaimana pemberlakuan peraturan berbasis kinerja (PBK) yang akan dilaksanakan pada operasi PLN akan berdampak kepada energi xv
terbarukan, karena PLN akan diberi target untuk mengurangi biaya operasionalnya. Akan tetapi, pembelian energi dari IPP (Independent Power Producer – Produsen Listrik Swasta) di mana (i) tarif ditentukan melalui pelelangan kompetitif dan tidak melebihi plafon tarif, atau (ii) pembelian berdasarkan suatu feed-in tariff yang tetap yang dikeluarkan oleh Kementerian ESDM, harus diperlakukan sebagai suatu tindakan, atau suatu proses untuk mengimbangi peningkatan biaya dengan menaikkan harga (pass-through). Oleh karena itu, kedua jenis pengeluaran tersebut tidak boleh dimasukkan dalam harga yang berdasarkan biaya dan oleh karenanya tidak tunduk pada penurunan biaya dan target peningkatan efisiensi. Namun, pada tingkat penetrasi yang tinggi dari energi terbarukan intermiten, konsekuensi untuk operasi beban sebagian yang lebih tinggi dan peningkatan kebutuhan penambahan daya (ramping) mungkin akan memiliki dampak merugikan yang kecil pada tingkat panas di proyek-proyek PLN yang dioperasikan. Hal ini memerlukan penelitian lebih lanjut, dan jika perlu, target peningkatan efisiensi PLN perlu disesuaikan.
Kebijakan harga gas Saat ini, PLN mendapat manfaat dari beragam harga gas pipa dalam negeri, mulai dari sebesar $ 2,52/mmBTU sampai $ 8,12/mmBTU. Pada saat yang sama, PLN telah menyatakan keprihatinannya mengenai ketersediaan sumber tambahan gas di masa depan: dan harga gas yang rendah pada umumnya tidak memberikan insentif bagi investasi pasokan dalam negeri yang baru. Selain itu, PLN telah membeli LNG seharga $ 16/MMBTU untuk pembangkit listrik tenaga gas di Jakarta (meskipun harga di tempat (spot price) untuk LNG telah menurun tajam sepanjang tahun lalu). Kami memahami bahwa Pemerintah sedang mempertimbangkan kebijakan harga gas yang baru, yang sangat penting dari sudut pandang energi terbarukan. Dalam penelitian kami, kami telah menggunakan harga pasar internasional untuk LNG, dan harga paritas impor untuk gas pipa dalam negeri, untuk penilaian manfaat energi terbarukan. Namun, jika harga gas ke PLN tetap jauh lebih rendah dari harga paritas impor, maka energi terbarukan akan tampak lebih mahal daripada harga yang sebenarnya.
Kendala Ambil-atau-Bayar (Take-or-pay) pada pasokan gas Ada juga beberapa kekhawatiran tentang kemungkinan dampak persyaratan ambil-atau-bayar (ToP – take-or-pay) dalam kontrak-kontrak pasokan gas PLN. Jika persyaratan ToP tersebut tidak fleksibel, maka dapat dimengerti jika pada kenyataannya energi terbarukan intermiten akan menggantikan batubara – karena dengan mengurangi pasokan listrik dari proyek-proyek PLTG pada saat waktu puncak akan harus diperhitungkan dengan peningkatan pembangkitan selama luar waktu puncak, jika mereka akan menggantikan batubara. Dengan mempergunakan batubara seharga $ 4/mmBTU bukannya gas seharga $ 10 - $ 16/mmBTU, maka pembangkit listrik tenaga angin juga akan menjadi tidak ekonomis (dan tidak seperti panas bumi, manfaat kapasitasnya hanya sedikit atau tidak ada). Namun, dampaknya terhadap konsumsi gas secara total, terutama di Jawa, sangat kecil – pembangkit listrik PV sebesar 250 MW ditambah pembangkit listrik tenaga angin sebesar 100 MW hanya akan menggantikan 1,3% dari total konsumsi gas. Sebagian besar kontrak-kontrak ToP meninggalkan sisa untuk tahun-tahun berikutnya, dan mengingat volume yang terlibat kecil seharusnya tidak sulit bagi PLN untuk mengelola kontrak pasokan gas-nya dengan sebaik-baiknya. Namun demikian, dalam kenyataannya, pusat pengiriman beban kadangkadang menemui kesulitan untuk menyerap perubahan volume, terutama apabila perubahan volume tersebut dilakukan secara bulanan.
xvi
1.
PENDAHULUAN
___________________________________________________________________________
1.1 LATAR BELAKANG DAN TUJUAN 1. Indonesia menghadapi permintaan listrik yang meningkat pesat. Dalam RUPTL (Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik) PLN yang terbaru, pertumbuhan penjualan listrik tahunan diperkirakan sebesar 7%, dari penjualan sebesar 219 TWh pada 2015 menjadi 464 TWh pada 2024. Pada saat yang bersamaan, pemerintah Indonesia telah menetapkan target yang ambisius untuk tahun 2025, yaitu mencapai rasio elektrifikasi sebesar 95% dan meningkatkan kontribusi energi terbarukan terhadap bauran energy primer sebesar 23%. 2.. Untuk mendukung tujuan ini, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), selama beberapa tahun terakhi telah mengeluarkan sejumlah peraturan mengenari tarif untuk beberapa teknologi energi terbarukan, termasuk PLTA kecil, pembangkit listrik tenaga biomassa dan biogas, dan panas bumi. Saat ini, Kementerian berkehendak untuk mengeluarkan peraturan tarif serupa untuk pembangkit listrik tenaga angin dan program PV surya atap (rooftop). 3. Untuk tujuan tersebut, Kementerian telah memulai proses konsultasi kepada para pemangku kepentingan dan telah meminta Asian Development Bank (ADB) untuk memberikan bantuan teknis. Laporan ini disusun oleh para ahli teknis ADB. Meskipun penekanan utamanya adalah pada struktur dan tingkat dukungan tarif yang dibutuhkan untuk memungkinkan bertambahnya (proyek-proyek) energi terbarukan, laporan ini mencatat bahwa diperlukan serangkaian tindakan dan peraturan tambahan untuk melengkapi tarif tersebut.
1.2 DUKUNGAN UNTUK ENERGI TERBARUKAN DI INDONESIA 4. Sebagaimana telah dijelaskan di atas, sudah ada peraturan tarif untuk beberapa teknologi energi terbarukan, sebagai berikut:
Panas Bumi 5. Undang-Undang Panas Bumi pada awalnya mensyaratkan pelelangan kompetitif dalam pemberian area kerja (pembangkit listrik tenaga) panas bumi kepada pengembang. Namun, pada tahun 2012 Kementerian ESDM mengeluarkan FIT dalam upaya untuk membuka sektor ini. Dengan harga yang tetap, pelelangan kompetitif kemudian akan menjadi sebuah kontes kecantikan, di mana harga tidak lagi menjadi kriteria. Akan tetapi, tarif tersebut tidak berhasil (mendorong pengembangkan panas bumi di Indonesia) karena masih ada begitu banyak hambatan lain untuk pengembangan panas bumi. Namun, dengan undang-undang panas bumi yang baru yang sedang dalam pembahasan, pada bulan Juni tahun 2014 Kementerian ESDM mengeluarkan peraturan baru yang mengembalikan mekanisme pelelangan, akan tetapi sekarang menggunakan plafon tarif (tariff batas atas) berdasarkan manfaat (biaya yang dapat dihindari).2 Plafon tarif ini didasarkan pada manfaat, dan oleh karena itu memungkinkan untuk adanya tiga tarif, tergantung pada jenis sambungannya: bagi yang tersambung ke jaringan besar di mana tenaga listrik panas bumi akan menggantikan tenaga listrik PLTU batubara (Jawa-Bali, Sumatera); sambungan ke jaringan yang lebih kecil di mana beban dasar (base-load) akan dipasok oleh proyek-proyek PLTU batubara kecil, dan sambungan ke jaringan kecil di mana satu-satunya pilihan lainnya adalah PLTU berbahan bakar minyak (BBM) (Tabel 1.1). 2
ADB dan World Bank, Unlocking Indonesia’s Geothermal Potential, Februari 2015
1
Tabel 1.1: Tarif yang mendukung Panas Bumi (sen USD/kWh) Tahun mulainya Operasi Secara Komersial (COD) 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Wilayah 1 (menggantikan PLTU batubara besar di jaringan yang besar) 11.8 12.2 12.6 13.0 13.4 13.8 14.2 14.6 15.0 15.5 15.9
Wilayah 2 (menggantikan PLTU batubara kecil di jaringan yang kecil) 17.0 17.6 18.2 18.8 19.4 20.0 20.6 21.3 21.9 22.6 23.3
Wilayah 3 (menggantikan PLTD di pulau-pulau kecil)
25.4 25.8 26.2 26.6 27.0 27.4 27.8 28.3 28.7 29.2 29.6 Sumber: Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (Peraturan Menteri No. 17/2014)
PLTA Kecil 6. Peraturan Menteri No. 12/2014 memberlakukan FIT berjenjang untuk proyek-proyek PLTA skala kecil yang tidak melebihi 10 MW dengan harga Rp 1.075/kWh selama 8 tahun pertama, dan Rp 750 untuk tahun ke 9 - 20, disesuaikan dengan faktor bobot daerah seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1.2.3 Struktur berjenjang ini menunjukkan bahwa FIT didasarkan pada struktur biaya IPP, yang membutuhkan tarif yang lebih tinggi di tahun-tahun awal untuk mengamankan rasio kemampuan keuangan untuk mengembalikan pinjaman (DSCR) untuk kepentingan pembiayaan. Tabel 1.2: Faktor penyesuaian daerah untuk FIT PLTA kecil Tegangan Listrik Jaringan (KapasitasPembangkit)
Tegangan Menengah (sampai 10 MW)
Tegangan Rendah (sampai 250 kW)
3
Lokasi/Daerah
Jawa, Bali, dan Madura Sumatera Kalimantan dan Sulawesi Nusa Tenggara Barat dan Nusa Tenggara Timur Maluku dan Maluku Utara Papua dan Papua Barat Jawa, Bali, dan Madura Sumatera Kalimantan, dan Sulawesi Nusa Tenggara Barat dan Nusa Tenggara Timur Maluku dan Maluku Utara Papua dan Papua Barat
Harga Beli (Rp/Kwh) Tahun #1 Tahun #9 sampai sampai Tahun #8 Tahun #20 1,075.0 x F 750.0 x F 1,075.0 x F 750.0 x F 1,075.0 x F 750.0 x F 1,075.0 x F 750.0 x F
Faktor F
1,075.0 x F 1,075.0 x F 1,270.0 x F 1,270.0 x F 1,270.0 x F 1,270.0 x F
750.0 x F 750.0 x F 770.0 x F 770.0 x F 770.0 x F 770.0 x F
1.30 1.60 1.00 1.10 1.20 1.25
1,270.0 x F 1,270.0 x F
770.0 x F 770.0 x F
1.30 1.60
1.00 1.10 1.20 1.25
Peraturan Menteri sebelumnya (4/2012) memungkinkan adanya tarif tunggal sebesar Rp 1,004/kWh untuk proyekproyek yang terhubung ke tegangan rendah, Rp 656/kWh untuk proyek-proyek yang terhubung ke tegangan menengah (22kV); ditambah faktor pengali daerah F = 1 untuk Jawa-Bali, 1,2 untuk Sumatera dan Sulawesi, 1,3 untuk Kalimantan, NTB, NTT, dan 1,5 untuk Maluku dan Papua.
2
7. Tarif tahun 2010 untuk PLTA kecil didasarkan pada biaya yang dapat dihindari, karena tingkat remunerasi ditetapkan sebagai bagian kecil dari biaya produksi PLN.4 Namun demikian, peraturan tahun 2012 menetapkan tarif tetap, tidak lagi bergantung pada perhitungan PLN untuk wilayah dimaksud, dan peraturan tahun 2014 memberlakukan struktur berjenjang.
Pembangkit Listrik Tenaga Surya 8. Pendorong utama untuk penyebaran instalasi sistem PV di Indonesia adalah rencana PLN untuk memasang 620 MW PV pada tahun 2020.5 Dengan pembentukan pemerintah baru pada tahun 2014, terdapat indikasi awal bahwa target tersebut dapat lebih ditingkatkan. Untuk saat ini, penyebaran pembangkit listrik berbasis fotovoltaik (PV) surya di Indonesia relatif rendah. Total kapasitas terpasang PV di seluruh negeri pada 2014 diperkirakan berada di kisaran 30 - 40 MW. Sebagian besar dari kapasitas tersebut telah terpasang baik dalam sistem luar jaringan (off grid) atau di daerah-daerah yang jaringan listriknya lemah di Jawa, Bali, dan Sumatera Selatan. PV yang terpasang ini telah diluncurkan terutama melalui program-program yang secara langsung dijalankan atau didukung oleh berbagai Kementerian Pemerintah Indonesia atau melalui instansi pemerintah terkait seperti PLN. 9. Ketiga inisiatif utama yang diluncurkan di Indonesia untuk meningkatkan penyerapan PV adalah sebagai berikut: Pembangkit Listrik Tenaga Photovoltaic Pedesaan (Photovoltaic Village Power / PV-VP): Des 2012 sampai Mar 2013 • listrik pedesaan dalam lingkungan yang belum terlayani jaringan listrik (off-grid) yang didanai oleh EBTKE • 112 pembangkit listrik PV / sistem baterai kecil (15kW) mandiri (standalone) • Sebanyak 21 kontrak pengadaan dan pemasangan yang diberikan kepada 11 kontraktor lokal • Program pada umumnya sukses, tetapi ada beberapa masalah yang serius dengan kualitas pemasangan, pembebasan lahan, dan keterlibatan masyarakat di beberapa tempat. • Program ini pada dasarnya adalah suatu program hibah, tanpa adanya tarif dan pemulihan biaya PLN di kepulauan Seribu: Penggantian Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (2013-2014) • Program PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) • Tujuannya adalah untuk mengurangi pemakaian bahan bakar solar di banyak pembangkit listrik tenaga diesel kecil yang berada di daerah terpencil dengan menggunakan pembangkit listrik tenaga surya hibrida (diesel dan PV Surya). • Tahap percontohan awalnya terdiri dari 94 lokasi di Nusa Tenggara Timur (NTT) dengan kapasitas rata-rata sebesar 200 kW. • Bantuan pembiayaan untuk lokasi percontohan melalui bank pembangunan milik pemerintah Jerman, KfW, • Perusahaan lokal dan internasional (akan) diundang untuk berpartisipasi dalam pelelangan pada akhir tahun 2014. • Peluncuran program ini baru saja dimulai dan sistem yang telah terpasang hanya sebagian kecil saja.
4
Peraturan Menteri No. 4/2010
5
Rencana Pembangunan PLN. Presentasi: Moch. Sayan. PT PLN (Persero), Solar Workshop, Jakarta, 8 Februari 2013
3
PP mengenai Tarif Listrik PV Surya (Peraturan Menteri ESDM No 17 Tahun 2013) • Plafon Feed-in-Tariff pada tingkat 0,25 USD/kWh dengan bonus 0,05 USD/kWh untuk kandungan lokal > 40% • Plafon harga yang diterapkan melalui proses pelelangan secara daring (online) berdasarkan kuota kapasitas tahunan • Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik dengan PLN selama 20 tahun • Fokusnya adalah pada dukungan jaringan dan pengurangan pembangkit listrik tenaga diesel untuk jaringan kecil hingga menengah • Target awal sebesar 140 MW di 80 lokasi di wilayah barat dan timur dengan mengecualikan Pulau Jawa • Lokasi dan kapasitas maksimum per lokasi dipilih oleh PLN dan kapasitas per lokasi tidak melebihi 5 MW • Sistem ini terhubung dengan jaringan tanpa penyimpanan energi. • Serapan program oleh IPP selama ini dinilai lambat dan sampai batas tertentu, diakibatkan oleh masalah dalam pemilihan lokasi, kurangnya ketersediaan data sumber daya surya, interkoneksi jaringan, dan terbatasnya waktu persiapan pelelangan. Pada akhir tahun 2014 hanya 5 lokasi dengan kapasitas masing-masing 1 MW yang telah dipasang dan beroperasi.
Biomasa/biogas 10. Pemerintah Indonesia telah mewajibkan PLN untuk membeli listrik dari pembangkit listrik energi terbarukan dengan kapasitas sampai dengan 10 MW, termasuk pembangkit listrik tenaga biomassa dan biogas. Tarif energi untuk Pembangkit Listrik Tenaga Biomassa (PLTBm) dan Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg) (hingga 10 MW) berdasarkan Peraturan Kementerian ESDM No. 27/2014, dapat dilihat pada Tabel 1.3. Tabel 1.3: FIT untuk pembangkit listrik tenaga biomassa/biogas
Tegangan Menengah Tegangan Rendah
Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa (PLTBm) 1.150/kWh x F
Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg) 1.050 x F
1.500/kWh x F
1.400 x F
Di mana faktor penyesuaian daerah, F, adalah: F = 1 untuk Jawa F = 1.15 untuk Sumatera F = 1.25 untuk Sulawesi F = 1.3 untuk Kalimantan F = 1.5 untuk Bali, Bangka Belitung, dan Lombok F = 1.6 untuk Kepulauan Riau, Papua, and pulau-pulau lainnya.
11. Untuk pembangkit listrik yang mengikuti beban, diberikan insentif tambahan (ILF/Incentive for Load Follower – insentif untuk pembangkit listrik yang mengikuti beban) seperti yang ditunjukkan pada Tabel 1.4. Tabel 1.4 : Insentif untuk proyek-proyek yang mengikuti beban
Tegangan Menengah Tegangan Rendah
Pembangkit Listrik Tenaga Biomasa (PLTBm) Rp. 80/kWh Rp. 100/kWh
Pembangkit Listrik Tenaga Biogas (PLTBg) Rp. 70 x F Rp. 90 x F
12. Tarif tersebut berlaku selama 20 tahun setelah tanggal operasi komersial (COD). PLN dapat membeli listrik dari PLTBm/PLTBg pada harga yang lebih tinggi, yang didasarkan pada Harga Perkiraan Sendiri (HPS) yang ditentukan oleh PLN, dengan persetujuan dari Menteri. 4
1.3 PELAJARAN YANG BISA DIAMBIL TERBARUKAN INDONESIA 13. •
•
•
•
DARI PENGALAMAN
ENERGI
Pengalaman masa lalu di Indonesia menghadirkan beberapa pelajaran penting: Konsultasi dengan para Pemangku Kepentingan: FIT tahun 2012 untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi diumumkan secara resmi tanpa konsultasi yang berarti dengan para pemangku kepentingan. Pentingnya konsultasi tersebut kini telah diakui, dan penerbitan tarif listrik tenaga panas bumi 2014 mendapat manfaat yang besar dari adanya serangkaian pertemuan konsultasi dengan para pemangku kepentingan. Proses yang sama juga dilaksanakan untuk tarif listrik tenaga angin dan PV surya. Kementerian Keuangan (Kemenkeu): Kemenkeu adalah pemangku kepentingan yang sangat penting karena hingga tarif yang sepenuhnya mencerminkan biaya (cost-reflective) dapat diterapkan, Kemenkeu menanggung biaya tambahan yang ditimbulkan oleh energi terbarukan. Oleh karena itu, pandangan Kemenkeu penting untuk keberhasilan (atau ketidak-berhasilan) dari penerapan tarif. Pengalaman terakhir dengan tarif listrik panas bumi menunjukkan bahwa perhatian utamanya bukan terletak pada tingkat tarif yang sebenarnya, tetapi bahwa ada transparansi, akuntabilitas dan, lebih disukai, persaingan dalam pengaturannya. Ambang Batas Ukuran: Pengalaman baru-baru ini dengan program (PV) surya, di mana setiap proyek kecil masing-masing dilelangkan, menunjukkan adanya kebutuhan untuk secara berhati-hati menyeimbangkan antara manfaat dari adanya persaingan/kompetisi dengan biaya transaksi. Saat ini, sudah ada ambang batas ukuran untuk proyek-proyek PLTA kecil dan pembangkit listrik tenaga biomassa, di mana di bawah nilai ambang batas ini, tersedia tarif tetap tanpa perlu adanya persaingan/kompetisi. Kebutuhan untuk penyesuaian: Untuk PLTA kecil maupun pembangkit listrik tenaga biomassa biomassa/biogas, FIT-nya telah direvisi setiap beberapa tahun untuk dapat mencerminkan keadaan yang berubah, dan inflasi. Tarif untuk pembangkit listrik tenaga angin dan PV atap juga akan memerlukan peninjauan dan penyesuaian secara teratur.
5
2.
PILIHAN UNTUK PERANCANGAN TARIF YANG MENDUKUNG ENERGI TERBARUKAN _______________________________________________________________________
2.1
PRINSIP UMUM PERANCANGAN TARIF ENERGI TERBARUKAN
14. Prinsip-prinsip umum perancangan tarif energi terbarukan yang telah dipahami dengan baik adalah sebagai berikut: • Meningkatkan pengembangan sumber daya tertentu dengan pemberian tarif khusus/preferensial hanya karena sumber daya energi terbarukan tersedia bukanlah merupakan tujuan yang rasional: seseorang harus selalu mengevaluasi sumber daya dalam konteks pilihan-pilihan lain yang dapat mencapai tujuan (seperti pengurangan karbon) dengan biaya yang lebih rendah. • Metodologi untuk penerbitan tarif harus transparan (dan didokumentasikan sebagai bagian dari penerbitan tarif) • Metodologinya harus mampu mendorong efisiensi ekonomi (meskipun tetap mempertimbangkan adanya manfaat timbal balik antara persaingan dan biaya transaksi) • Harus dikonsultasikan dengan para Pemangku Kepentingan (konsensus tidak selalu dapat dicapai, namun kekhawatiran harus ditangani) • Dampak terhadap para Pemangku Kepentingan harus dipahami (dan sedapat mungkin, dihitung) • Kompensasi/pemulihan dari adanya biaya tambahan harus transparan dan kredibel bagi pemberi pinjaman • Harus konsisten dengan persyaratan legislative/hukum • Harus mampu beradaptasi dengan keadaan yang berubah (metodologi harus memungkinkan adanya peninjauan dan pemutakhiran) 15. Tarif energi terbarukan dibagi ke dalam empat kategori utama: • Tarif yang ditetapkan secara Ad hoc sesuai dengan negosiasi masing-masing proyek. • Tarif yang diterbitkan berdasarkan perkiraan biaya produksi • Tarif yang diterbitkan berdasarkan biaya yang dapat dihindari (yaitu berdasarkan manfaat) • Tarif berdasarkan pelelangan yang kompetitif (yang mungkin dikenai plafon tarif atau tidak) 16. •
6
Beberapa pilihan untuk menyediakan akses ke tarif khusus yang sedang digunakan: Semuanya dilayani: contoh terbaiknya adalah dari Jerman, dengan feed-in tariff untuk pembangkit listrik tenaga angin-nya tersedia bagi siapapun yang memenuhi standar teknis untuk koneksi. Jika tarif yang diterapkan tinggi, hasilnya mungkin jumlah energi terbarukan yang jauh lebih besar dari yang diharapkan, yang akan menimbulkan biaya tambahan yang sangat tinggi untuk diserap oleh Pemerintah atau oleh konsumen (dalam bentuk biaya tambahan).6 Ini adalah pendekatan yang digunakan di Indonesia untuk PLTA skala kecil dan pembangkit listrik tenaga biogas.
Di Jerman, konsumen perumahan sekarang membayar hampir 5 sen USD/kWh hanya untuk kompensasi/pemulihan FIT, dan membayar tarif total sebesar hampir 25 sen USD/kWh.
6
•
•
Yang pertama datang, yang pertama kali dilayani (sampai kuota yang telah ditentukan terpenuhi): di mana MW maksimum atau target GWh diatur untuk membatasi biaya tambahan. Berdasarkan sistem ini, perijinan untuk koneksi diberikan berdasarkan urutan pengajuan permohonan, yang pertama yang mengajukan adalah yang pertama diberikan izin (first come first served) sampai kuota terpenuhi. Metode ini tidak efisien secara ekonomi karena tidak ada jaminan bahwa proyek yang terbaik menjadi pendaftar yang pertama kali. Namun demikian, karena dapat menghindari biaya transaksi lelang kompetitif, pendekatan ini digunakan secara luas (Sri Lanka, Vietnam, Filipina). Akses terbatas kepada para pemenang lelang yang kompetitif - sistem yang diterapkan untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi Indonesia, dan juga banyak ditemui dalam praktek internasional (Amerika Latin, Afrika Selatan, dan China sebelum pemberlakuan feed-in tariff).
Pelajaran secara umum dari pengalaman internasional 17. •
•
•
•
•
7
Pelajaran berikut dapat ditarik dari pengalaman internasional secara umum Pemulihan/kompensasi biaya tambahan: transparansi mengenai bagaimana biaya tambahan energi terbarukan dipulihkan/dikompensasi adalah sangat penting. Di Indonesia, hal ini sudah dilakukan dengan sangat baik pada saat ini: Kemenkeu menyerap biaya tambahan dengan meningkatkan subsidi kepada PLN. Namun, ketika tarif yang mencerminkan biaya diberlakukan, biaya ini akan diserap oleh konsumen. Saat ini, di Indonesia belum ada rencana untuk menerapkan “Dana” energi terbarukan untuk menutup biaya tambahan (seperti yang diterapkan di Malaysia, di mana biaya tambahan dari FIT ditutup oleh retribusi konsumen)7 Pelelangan kompetitif: Sebagian besar negara-negara memiliki ukuran ambang batas, di mana di bawah ambang tersebut pelelangan kompetitif tidak dipersyaratkan. Masalah utama dengan pelelangan kompetitif bukan pada adanya kolusi untuk menetapkan harga di tingkat yang mendekati plafon harga yang diumumkan, namun pada penawaran rendah yang tidak realistis, yang mengakibatkan proyek-proyek yang tidak layak didanai bank (un-bankable) pada tingkat harga penawaran lelang (masalah yang dihadapi proyekproyek pembangkit listrik tenaga panas bumi kecil). Hal ini pula yang menjadi masalah utama di Cina, dan banyak yang meragukan apakah penawaran harga yang rendah dalam pelelangan pembangkit listrik tenaga angin baru-baru ini di Brasil dan Peru benarbenar dapat dilaksanakan pada harga penawaran). Cara yang terbaik untuk menghindari penawaran rendah dari pihak-pihak uang tidak memenuhi syarat adalah dengan menerapkan jaminan penawaran yang nilainya besar (sesuai dengan pedoman pengadaan yang umumnya direkomendasikan oleh ADB dan Bank Dunia) Hindari negosiasi ad hoc (untuk maksud-maksud tertentu) dengan pengembang - melainkan mengadopsi suatu tarif sederhana yang diterbitkan dan berlaku untuk semua, dengan PJBTL (Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik) standar. Baik Sri Lanka maupun Vietnam adalah contoh sukses di mana tarif berdasarkan biaya yang dihindari dan PJBTL standar menggantikan negosiasi ad hoc. Pemerintah harus berada di garis terdepan dalam pengembangan data sumber daya alam yang berkualitas tinggi - dan membuatnya tersedia di domain publik - untuk dapat membuat penilaian potensi yang realistis. Penetapan tarif bukanlah pekerjaan sekali jadi - harus ada proses yang melibatkan para pemangku kepentingan - tidak hanya untuk tahap awal penetapan tarifnya saja, tetapi untuk pemutakhiran (update) secara berkala.
Biaya FIT tersebut dipulihkan melalui pungutan sebesar 1% kepada semua pelanggan listrik yang mengkonsumsi lebih dari 300 kWh/bulan, atau yang tagihannya melebihi 37 Ringit/bulan ($ 10,60).
7
Rancangan Feed-in tariff 18. Secara umum ada dua pendekatan yang digunakan untuk penetapan feed-in tariff: didasarkan pada taksiran biaya produksi untuk teknologi yang dimaksud, ataupun berdasarkan manfaat teknologinya. Keduanya memiliki kelebihan dan kekurangan masing-masing. 19. Pendekatan biaya produksi mengharuskan Pemerintah untuk memperkirakan biaya produksi, dan kemudian menambahkan tingkat pengembalian yang "wajar". Akan tetapi tingkat pengembalian yang diperlukan tergantung pada penilaian risiko, dan mungkin sulit bagi Pemerintah untuk menilainya. Tabel 2.1 merangkum keuntungan dan kerugian dari FIT berdasarkan biaya produksi Tabel 2.1: Keuntungan dan kerugian dari FIT berdasarkan biaya produksi Keuntungan Cara yang cepat untuk mencapai target yang tinggi Disukai oleh para pengembang
Kerugian Apa yang dimaksud dengan tingkat pengembalian yang "wajar"? Informasi asimetris (Pemerintah tidak pernah bisa mengetahui seberapa besar biaya produksi yang sebenarnya) Menetapkan tarif terlalu tinggi, pengembang mendapat keuntungan besar. Menetapkan tarif terlalu rendah, pengembang tidak ada yang mau mengambil Secara ekonomi tidak efisien (tidak ada jaminan bahwa biaya lebih kecil dari manfaat). Sulit untuk mengendalikan pasokan
20. Salah satu masalah bagi FIT berdasarkan biaya produksi untuk pembangkit listrik energi terbarukan intermiten - dan terutama pembangkit listrik tenaga angin - adalah tidak adanya manfaat kapasitas karena pusat pembangkit listrik tenaga angin (wind farm) tidak dapat berproduksi pada saat beban puncak. Kadangkala, pembangkit listrik tenaga angin dapat lebih menguntungkan dibandingkan dengan pembangkit energi thermal karena biaya produksi ratarata yang teraras (levelised) keduanya bersaing - tapi tanpa memperhitungkan biaya tambahan yang dikenakan kepada pembeli untuk menambah kapasitas tambahan untuk menutupi periode puncak. 21. Masalah selanjutnya adalah bahwa biaya pembangkitan energi terbarukan sangat tergantung pada kualitas sumber daya - di tempat dengan kecepatan angin yang baik, biaya produksi yang teraras rendah, di tempat dengan kecepatan angin yang tidak baik, biaya produksinya tinggi. Ini adalah masalah bagi FIT yang berdasar pada biaya produksi, yang memakai tarif yang nilainya juga bergantung pada faktor kapasitas yang dapat dicapai, suatu pendekatan yang pertama kali digunakan di Jerman. 22. Tetapi hal ini tidak efisien secara ekonomi, karena tidak masuk akal secara ekonomi untuk memberikan ‘penghargaan’ untuk pengembangan di lokasi dengan sumber daya yang buruk dengan tarif tinggi, dan lokasi dengan sumber daya yang baik dengan tarif yang rendah. Memang hal ini diadopsi di Jerman dengan alasan pemerataan, untuk menyebarkan dampak biaya tambahan ke semua daerah.88 Ini adalah suatu ‘kemewahan’ negara kaya: bagi negara berkembang seperti Indonesia, insentif seharusnya diberikan untuk mengembangkan lokasi dengan sumber terbaik terlebih dahulu. Oleh karena itu, kami menyarankan untuk tidak menggunakan FIT yang bergantung pada faktor kapasitas di Indonesia. 8
Sebagian besar kapasitas pembangkit listrik tenaga angin Jerman dibangun di pantai Barat Laut, di mana pola anginnya adalah yang terbaik: ketentuan baru telah dirancang untuk mendorong pembangunan di daerah pedalaman Jerman, di mana pola anginnya kurang baik.
8
23. FIT berdasarkan biaya produksi juga disesuaikan untuk mencerminkan tujuan pemerintah lainnya - seperti bonus untuk varian tertentu dari suatu teknologi, untuk perakitan lokal atau pembuatan komponen peralatan, atau daerah tertentu yang perkembangannya hendak diprioritaskan oleh Pemerintah (lihat Kotak 1 untuk contoh insentif tersebut di Malaysia). Kotak 1: Tarif Listrik PV Malaysia Undang-Undang Energi Terbarukan Malaysia tahun 2011 (UU No. 725) memberlakukan FIT untuk berbagai teknologi energi terbarukan (tapi bukan tenaga angin). Tarif dasar untuk PV surya, yang ditawarkan yang berlaku selama 21 tahun, adalah sebagai berikut kapasitas: Ringgit/kWh Sen US$/kWh <=4kW 1.23 35.4 >4kW-24kW 1.20 34.5 >24kW-72MW 1.18 33.9 >72KW-1MW 1.14 32.8 >1-30MW 0.95 27.3 >10-30MW 0.85 24.4 Nilai Tukar: 1US$ = 0.2875 Ringgit Sebagai tambahan, ada bonus yang dibayarkan untuk hal-hal berikut ini Ringgit/kWh digunakan dalam instalasi pada bangunan atau struktur bangunan 0,26 digunakan sebagai bahan bangunan 0,25 penggunaan modul PV surya yang diproduksi atau dirakit secara 0,03 lokal penggunaan inverter surya yang diproduksi atau dirakit secara 0,01 lokal
Sen USD/kWh 7,48 7,19 0,86 0,29
FIT tersebut juga mengikuti tingkat penurunan tetap tahunan sebesar 8%
24. Masalah yang sama berkaitan dengan skala. Banyak teknologi Energi Terbarukan bergantung pada skala ekonomi yang signifikan, sehingga untuk menghindari keuntungan “berlebihan” yang akan timbul dengan satu tarif yang diterapkan untuk semua ukuran, FIT ini dibagi dalam beberapa kategori ukuran – seperti yang dicontohkan oleh tarif PV surya Malaysia (lihat Kotak 1). 25. Masalah-masalah tersebut dapat dihindari dengan FIT berdasarkan manfaat. Ada beberapa komponen manfaat: biaya pembangkitan yang dapat dihindari, pengurangan emisi GRK, keamanan energi, premi/kontribusi untuk lingkungan setempat dan pembangunan ekonomi lokal. Biaya pembangkitan thermal yang dapat dihindari merupakan komponen terbesar dari keuntungan secara keseluruhan. 26. Pendekatan ini dapat digunakan baik untuk mengatur plafon tarif (untuk proyek-proyek yang melalui pelelangan kompetitif), maupun untuk menetapkan FIT (untuk alokasi proyekproyek non-kompetitif) - dalam kedua kasus tersebut biayanya dipastikan tidak melebihi manfaat. Kami merekomendasikan hal ini untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin maupun PV atap di Indonesia.
9
Tabel 2.2: Keuntungan dan kerugian dari FIT berdasarkan manfaat Keuntungan Efisien secara ekonomi (biaya tidak melebihi manfaat): akan mencegah perkembangan beberapa proyek berbiaya tinggi. Biaya-biaya PLN (penghematan yang merupakan keuntungan finansial dari energi terbarukan) telah lebih diketahui oleh Pemerintah dibandingkan dengan biaya aktual dari teknologi Energi Terbarukan. Tidak bergantung pada jenis teknologi (netral teknologi), terhubung langsung ke sasaran Pemerintah tidak perlu menentukan tingkat pengembalian yang "wajar"
Kerugian Kadang-kadang disalah-pahami (seperti pada FIT untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi Indonesia tahun 2012) Harga mungkin tidak stabil (tapi dapat diatasi dengan penerapan batas atas dan batas bawah (cap & collars))
27. Perhitungan manfaatnya, khususnya biaya pembangkitan yang dapat dihindari, harus berupa harga keekonomian ketimbang harga finansial. Sebagai contoh, di Jawa, proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin serta PV terutama akan menggantikan pembangkit listrik tenaga gas. Akan tetapi, dengan tidak adanya kerangka harga gas formal, PLN telah melakukan negosiasi untuk berbagai perjanjian pasokan gas (GSA - Gas Supply Agreement) yang berbedabeda, yang harganya jauh di bawah harga internasional.9 Bahkan jika gas pipa domestik tidak bisa dipersamakan dengan harga pasar internasional untuk LNG yang dibayar oleh PLN, setidaknya harga gas domestik harus mencerminkan premi untuk deplesi (kompensasi penisipan pasokan gas).
2.2
PILIHAN BAGI INDONESIA
Pertanyaan-pertanyaan berikut harus dijawab untuk tarif yang akan diterapkan (dan hal ini memang berlaku tidak hanya untuk pendekatan berdasarkan manfaat - yang direkomendasikan tetapi berlaku pula untuk FIT berdasarkan biaya produksi): • Numeraire: Apakah tarif ditetapkan dalam mata uang Rupiah atau US$. Tarif yang diberlakukan dalam US$ membawa risiko valuta asing bagi pembeli. Proyek-proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi dan pembangkit listrik tenaga thermal skala besar memiliki PJBTL dengan PLN dalam mata uang US$, dan pembangkit listrik energi terbarukan skala kecil (< 10MW) dalam Rupiah • Pengaturan Transisi: Jika tarif baru akan diterbitkan, bagaimana penerapannya pada proyek-proyek yang sudah dalam pengembangan, dan yang mungkin sedang dinegosiasikan dengan PLN untuk PJBTL-nya? • Ambang Batas Ukuran: Dalam kasus PLTA kecil dan pembangkit listrik tenaga biomassa, FIT yang ditawarkan hanya untuk proyek-proyek di bawah nilai ambang batas ukuran tertentu, di mana di atas nilai tersebut tarif dinegosiasikan. Haruskah hal ini juga diterapkan pada pembangkit listrik tenaga angin dan PV Atap? • Persaingan: Ada biaya transaksi yang cukup besar yang terkait dengan pelelangan kompetitif. Pengalaman internasional menegaskan bahwa untuk proyek-proyek kecil, manfaat pelelangan kompetitif jarang yang melebihi biaya transaksinya (pengalaman yang telah dipertegas dengan adanya masalah dengan program PV di Indonesia). 9
Lihat pembahasan rinci di Bagian 3
10
•
Koneksi Transmisi: Rekomendasi ADB/Bank Dunia dalam kasus proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi adalah bahwa koneksi transmisi dari stasiun pembangkit ke jaringan gardu terdekat menjadi tanggung jawab pengembang, dengan tambahan pemulihan biaya untuk harga penawaran yang disepakati (sebagai faktor penambah yang tidak berubah (non-escalating) selama 5-10 tahun). Hal ini juga melindungi pengembang terhadap kemungkinan tidak siapnya jaringan pada tanggal mulainya operasi secara komersial (COD) dari proyek pembangkit. Pertanyaannya adalah apakah harus ada ambang batas jarak ke titik sambungan, di mana di luar ambang batas tersebut biayanya tidak termasuk dalam harga penawaran atau FIT. Tidak ada alasan mengapa pendekatan ini seharusnya tidak berlaku pula untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin. Namun permasalahan ekonomi yang mendasar untuk jalur transmisi untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin adalah rendahnya faktor kapasitas – memerlukan kapasitas evakuasi/pengalihan untuk keluaran maksimum, namun faktor kapasitas rataratanya mungkin hanya 20-35%, dibandingkan dengan 90% untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi.
11
3.
METODOLOGI
___________________________________________________________________________________ 28.
Metodologi yang disarankan bersandar pada prinsip-prinsip sebagai berikut: • Untuk proyek-proyek yang dilelangkan secara kompetitif, harga penawarannya tidak boleh melebihi plafon tarif yang harus ditetapkan atas dasar manfaat ekonominya. • Untuk proyek-proyek dengan PJBTL yang negosiasinya (jika ada) saat ini sedang berlangsung, tarif yang dinegosiasikan tidak boleh melebihi plafon harga yang sama. • Bagi proyek-proyek berskala kecil, untuk mendapatkan manfaat dari FIT tetap, FIT tersebut harus juga didasarkan pada manfaat ekonominya • Ambang batas untuk proyek-proyek yang dilelangkan secara kompetitif adalah 10 MW
29. Bagian ini menjelaskan metodologi yang digunakan untuk menetapkan manfaat ekonomi. Hal ini mengikuti metodologi untuk tarif listrik tenaga panas bumi yang diterbitkan pada bulan Juni 2014. Namun demikian, karena pembangkit listrik tenaga PV dan angin adalah intermiten (tidak stabil/terus menerus) komposisi manfaatnya akan sedikit berbeda dengan pembangkit listrik tenaga panas bumi, yang memiliki karakteristik beban dasar. 30.
Manfaat dari pembangkit listrik energi terbarukan terdiri dari hal-hal berikut ini: • Biaya yang dapat dihindari dari energi yang digantikannya. • Biaya yang dapat dihindari dari kapasitas yang digantikannya (jika ada) • Biaya yang dapat dihindari dari emisi gas rumah kaca • Biaya yang dapat dihindari dari polutan udara setempat (PM10, SOx, NOx) • Biaya yang dapat dihindari dari setiap kerugian transmisi dan distribusi (yang relevan dalam kasus PV atap) • Premi yang didapat untuk efek pengganda/pengali (multiplier) pembangunan ekonomi setempat (untuk mencerminkan pentingnya penugasan dari Pemerintah khususnya terhadap pembangunan ekonomi di pulau-pulau wilayah timur). • Premi untuk ketahanan energi
31. Sebagaimana telah dijelaskan di atas, dalam semua kasus, biaya yang dapat dihindari harus diukur dengan harga keekonomian bukan harga finansial. Dengan kata lain, ketika PLN membeli bahan bakar fosil dengan harga lebih rendah dari batas harga atau harga paritas impor, ada kerugian bagi Pemerintah – jika hal tersebut (i.e. membeli dengan harga yang lebih rengah dari harga paritas impor) dapat dihindari maka akan membawa keuntungan lebih lanjut bagi Indonesia, yang seharusnya juga diperhitungkan dalam tarif. 32.
Manfaat yang tercantum di atas harus diimbangi dengan biaya tambahan berikut ini: • Biaya integrasi jaringan (jika ada) • Biaya tambahan transmisi
33. Perlu dicatat bahwa pendekatan penetapan tarif yang sama dengan manfaat ini menghindarkan Pemerintah dari perlunya memperkirakan biaya produksi, keharusan untuk menetapkan tingkat pengembalian yang “adil/wajar”, dan menghindari kebutuhan untuk menangani semua kerumitan dalam memperkirakan biaya produksi.
12
3.1
BIAYA ENERGI YANG DAPAT DIHINDARI
34. The avoided energy cost of thermal energy is the largest single component of benefit. But the mix of thermal energy that is displaced by renewable energy will vary from place to place. In Java and Sumatra, wind and roof-top energy will mainly displace gas; in Sulawesi, a mix of oil and gas; and in most of the small eastern Islands, mainly oil. For example on Sumba – an Island for which wind power is being considered, wind power would displace mainly energy produced by diesel generators running HSD. Tanggapan Pemangku Kepentingan # 1: Pembebasan PPN Tanggapan (dari pengembang pembangkit listrik tenaga angin) Kami memahami kesulitan dalam menilai dampak neto dari pajak bagi Pemerintah Indonesia, dengan mempertimbangkan berkurangnya keuntungan akibat bahan bakar yang digantikan. Namun, karena bahan bakar fosil yang digantikan tidak hilang tetapi dapat dijual ke pihak lain atau di lain waktu, kami menduga ada dampak neto yang positif untuk pemerintah. Dengan demikian, kami meminta rekomendasi untuk pembebasan otomatis untuk PPN secara total bagi pusat pembangkit listrik tenaga angin yang kami rasa masuk akal (a) karena jika PPN tidak dibebaskan, maka biaya tidak dapat tertutupi (oleh keuntungan) (PPN tidak diperhitungkan dalam PJBTL) sehingga menjadi insentif negatif dan (b) tidak terkait dengan jumlah bahan bakar yang digantikan oleh energi angin Jawaban Pembebasan PPN memang akan membuat proyek-proyek energi angin lebih menarik berdasarkan tarif tetap, dan membuat harga penawaran menjadi lebih rendah dalam pelelangan kompetitif. Namun, pembebasan PPN secara ad hoc, seberapa pun baiknya alasannya, bukanlah kebijakan public yang baik. Jika pembebasan PPN diberikan untuk pembangkit listrik tenaga angin, maka mengapa pula tidak diberikan untuk PLTA besar, pembangkit listrik tenaga panas bumi dan bentuk lain dari energi terbarukan? Namun demikian, pembebasan PPN secara umum untuk semua energi terbarukan mungkin dapat dipertimbangkan (misalnya, seperti yang baru-baru ini diberlakukan di Tanzania).
35. Yang penting adalah untuk menentukan pembangkit thermal marjinal (yang biayanya tertinggi) yang akan diturunkan dayanya ketika pembangkit listrik energi terbarukan memasuki sistem. Hal ini telah dapat ditentukan dengan menjalankan model pengiriman energi (dispatch) optimal PROSYM yang digunakan oleh PLN, untuk masing-masing sistem yang paling mungkin akan terpengaruh oleh energi terbarukan. Biaya pembangkit marjinal ini sangat tergantung pada biaya bahan bakar. Data tenaga angin10 dan PV11 per jam-nya kemudian ditumpukkan/ditumpangkan pada hasil pengiriman/dispatch energi untuk menentukan pembangkit listrik energi panas yang dapat dihindari yang menjadi dasar untuk memperkirakan manfaat dari energi terbarukan tersebut: dalam pengoperasiannya pembangkit listrik tenaga angin diperlakukan sebagai beban negatif.. 36. Tabel 3.1 menunjukkan asumsi harga BBM untuk Pulau Jawa. Dapat dilihat adanya rentang yang sangat lebar pada harga gas pipa domestic. Pada tahun 2016, berkisar dari yang paling kecil sebesar $ 2,67/mmBTU sampai $ 8,60/mmBTU. Beberapa harga ini akan meningkat pada tahun 2020 dan 2024. Cukup jelas terlihat bahwa walaupun jika harga ini mencerminkan biaya-biaya produksi di masa lampau (historis), harga tersebut kemungkinan besar tidak 10
Data angin per jam untuk Jawa, Sulawesi Selatan, dan Sumba diperoleh dari 3Tier (suatu lembaga yang bergerak dalam analisis risiko energi terbarukan, data, penilaian, dan peramalan angin, matahari, dan proyek pembangkit listrik tenaga air – pent). Data ini didasarkan pada pengukuran atmosfer bagian atas dan model cuaca numerik. Untuk Sulawesi Selatan, data angin dari 3Tier disesuaikan berdasarkan pengukuran angin di atas permukaan tanah oleh Asia Green Capital (AGC) di Jeneponto. Seri data Sulawesi Selatan yang digunakan untuk simulasi diverifikasi oleh AGC. Penyesuaian yang sama dilakukan untuk Sumba berdasarkan pengukuran lapangan oleh Winrock International.
11
Data radiasi yang digunakan untuk pemodelan PV bersumber dari SolarGIS © 2014 GeoModel Solar
13
mencerminkan biaya marjinal produksinya dalam jangka panjang (yaitu biaya tambahan produksi gas), apalagi mencerminkan premi/kompensasi berkurangnya sumber daya yang harus berlaku untuk setiap sumber daya domestik yang terbatas. Dengan kata lain, harga-harga keuangan tersebut mengabaikan biaya perekonomian yang sesungguhnya untuk Indonesia, dan karenanya meremehkan manfaat ekonomi dari energi terbarukan. Dapat dicatat bahwa batubara Indonesia yang dibeli oleh PLN saat ini harganya sama dengan tingkat harga internasional, dan kerangka harga rasional yang manapun untuk gas harus didasarkan pada prinsip-prinsip yang sama. Tabel 3.1: Asumsi biaya bahan bakar PLN: Jawa MFO
HSD
LNG Gas Muaratawar Priok CLGON MkarangGU CKRNG Muarakarang Tambaklo Grati2 Gresik34 Mkrng Gresik23 Gresik 1 Grati Coal
Rp/liter US$/liter US$/bbl KKal/liter $/mmBTU Rp/liter US$/liter US$/bbl KKal/liter $/mmBTU $/mmBTU
2014 5.893 0,5893 93,7 9.095 16,3 8.440 0,844 134 9.598 22,2 16,63
2016 5.893 0,5893 93,7 9.095 16,3 8.954 0,8954 142 9.598 23,5 16,63
2020 5.893 0,5893 93,7 9.095 16,3 10.078 1,0078 160 9.598 26,5 16,63
2024 5.893 0,5893 93,7 9.095 16,3 11.343 1,1343 180 9.598 29,8 16,63
$/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU $/mmBTU Rp/kKal kKal/kg Rp/kg $/ton $/mmBTU
5,41 5,75 6,23 8,12 6,05 7,23 2.52 6,55 8,60 7,95 7,84 7,84 7,84 143 5.100 729 73 3,40
5,74 6,69 10,61 8,61 6,42 9,14 2.67 6,30 10,30 7,95 7,84 7,84 7,84 151,7 5.100 774 77 3,61
6,09 6,97 11,26 8,61 6,42 9,41 2.84 6,69 10,30 7,95 7,84 7,84 7,84 170,7 5.100 871 87 4,07
6,09 6,97 11,26 8,61 6,42 9,41 2.84 6,69 10,30 7,95 7,84 7,84 7,84 192,2 5.100 980 98 4,58
37. Pasokan gas di beberapa pulau dianggap terlalu kecil untuk dicairkan dan diekspor sebagai LNG. Namun dalam beberapa tahun terakhir ini, fasilitas pencairan gas skala kecil telah dikembangkan, bahkan sampai ke skala pabrik biogas, dan saat ini beberapa proyek LNG skala kecil beroperasi di Cina dan bahkan di Norwegia. Sebagai contoh, di Sulawesi, alih-alih untuk memasok PLTG milik PLN, sebaliknya gas dapat disalurkan ke lokasi di pantai, dicairkan, dan dilengkapi dengan fasilitas penyimpanan yang mencukupi untuk memungkinkan pengiriman ekspor dalam jumlah yang ekonomis. 38. Tabel 3.2 menunjukkan asumsi untuk menghitung harga paritas impor. Biasanya pada proyek-proyek skala besar, biaya pencairannya kurang dari $ 1,5/mmBTU, tetapi untuk proyekproyek skala kecil, biaya ini bisa meningkat ke $ 5,0/mmBTU (asumsi yang digunakan untuk Sulawesi). Di Jawa kita asumsikan biaya pencairannya sedikit lebih rendah dari $ 4,5/mmBTU.
14
Tabel 3.2: Harga jual bersih (netback) untuk gas domestik, $/mmBTU Biaya LNG ke PLN (harga internasional) Tambahan biaya transportasi & penyimpanan Pencairan Nilai bersih
Sulawesi 16,6 -1,0
Jawa 16,6 -0,5
-5,0 10,6
-4,5 13,6
39. Untuk menggambarkan metodologinya, kita gunakan jaringan di Sulawesi pada tahun 2016 sebagai contoh. Minggu ke 11 adalah minggu yang paling kencang anginnya di tahun tersebut. Gambar 3.1 menunjukkan pengiriman berdasarkan jenis pembangkitnya, diambil dari keluaran model ProSym. Ada penggunaan MFO dan HSD yang ekstensif untuk memenuhi waktu puncak, tetapi gas digunakan di seluruh waktu, bahkan di malam hari. Gambar 3.1: Pasokan energi dari Sulawesi tahun 2016, minggu ke 11 1400
1200
1000
MW
800 600
400
200 0 1
9
17
COAL
25
33
HYDRO
41
49
GEO
57
65
73
GASCC
81
89
LNGCC
97
105 113 121 129 137 145 153 161
GASOC
LNGOC
MFO
HSD
40. Jika kita menumpukkan keluaran per jam dari 200 MW pembangkit listrik tenaga angin, yang ditunjukkan pada Gambar 3.2 dengan warna hijau di bagian atas tumpukan, ini akan menggantikan pembangkitan paling mahal di bagian atas tumpukan - sehingga yang pertama adalah HSD (yang paling mahal), lalu MFO, dan kemudian gas. Gambar 3.2: Pasokan dari Sulawesi tahun 2016, minggu ke 11 dengan pembangkit listrik tenaga angin 1400
1200
1000
800
MW 600
400
200 0 1
COAL
9
17
25
HYDRO
33
41
GEO
49
57
GASCC
65
73
81
LNGCC
89
97
GASOC
105 113 121 129 137 145 153 161
LNGOC
MFO
HSD
wind
15
41. Gambar 3.3A menunjukkan bahan bakar yang digantikan setiap jam-nya dalam seminggu – proyek pembangkit listrik tenaga angin terlihat beroperasi mendekati kapasitas terpasangnya (200 MW) untuk sebagian besar waktu. Sebagai perbandingan, pada Gambar 3.3B kami menunjukkan grafik yang sama untuk minggu yang paling sedikit anginnya (49) Gambar 3.3: Penggantian oleh Listrik Tenaga Angin Sulawesi tahun 2016 A. Minggu yang paling banyak anginnya (11)) (49)
B. Minggu yang paling sedikit anginnya
250
250
200
200
150
150
MW
MW 100
100
50
50
0
0 1
COAL
9
17
25
HYDRO
33
41
GEO
49
57
65
GASCC
73
81
LNGCC
89
97
105 113 121 129 137 145 153 161
GASOC
LNGOC
MFO
HSD
1
COAL
9
17
25
HYDRO
33
41
GEO
49
57
65
GASCC
73
81
LNGCC
89
97
105 113 121 129 137 145 153 161
GASOC
LNGOC
MFO
Tanggapan Pemangku Kepentingan # 2: Perkiraan Harga Minyak Comment: Mengingat penurunan harga minyak dunia baru-baru ini, perkiraan harga minyak sebesar $75/bbl untuk tahun 2016 dinilai tinggi. Reply: Harga minyak sangat sulit untuk diramalkan, dan rekam jejak (track record) dari pihak yang menyatakan dirinya ahli, yang sering dikutip di media, tidaklah meyakinkan Apa yang bisa dikatakan adalah bahwa volatilitas harga jangka pendek adalah acuan yang buruk untuk tren jangka panjang, yang dibentuk oleh dasar-dasar permintaan dan pasokan energi global. Kami percaya bahwa kebijakan pemerintah harus berpedoman pada perkiraan jangka panjang, sesuai konsensus dari laporan tahunan World Energy Outlook yang diterbitkan oleh Badan Energi Internasional (IEA), yang tidak terkait dengan produsen yang melakukan perkiraan untuk kepentingannya sendiri, bank investasi, dan pemerintahan di beberapa negara. Ini tidak berarti bahwa perkiraan IEA akan benar, tetapi bahwa mereka mewakili pandangan dari komunitas global yang memiliki landasan. Perkiraan seperti itu bervariasi dari tahun ke tahun untuk mencerminkan perubahan dalam keseimbangan permintaan pasokan jangka panjang. Jadi, tarif memang harus diperbarui setiap tahun untuk mencerminkan tren ini. Dengan tidak adanya perkiraan harga minyak jangka panjang resmi dari Pemerintah Indonesia (misalnya oleh BAPPENAS atau Kemenkeu), maka kami merekomendasikan perkiraan “kebijakan baru” IEA sebagai dasar acuan (IEA juga mengeluarkan perkiraan untuk “kebijakan saat ini” dan “skenario 450 ppm”, yang dapat digunakan dalam analisis sensitivitas). Kami melihat adanya kemungkinan pemulihan harga minyak secara bertahap ke $ 75 pada tahun 2016, dan kembali kepada perkiraan harga jangka panjang IEA pada tahun 2020. Memang benar bahwa harga yang rendah dapat bertahan lebih lama dari perkiraan ini. Akan tetapi, ada sejumlah skenario geopolitik yang dapat menyebabkan harga meningkat tajam, namun, seperti yang ditunjukkan oleh sejarah gelembung harga minyak di masa lalu, harga tersebut mungkin akan meledak dan kembali ke lintasan harga jangka panjangnya karena harga yang runtuh cenderung akan pulih kembali.
42. Dari hasil ini, selanjutnya manfaat ekonomi agregat pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi dapat diketahui, dengan menggunakan harga ekonomi untuk jumlah bahan bakar yang digantikannya. 16
HSD
Tabel 3.3: Nilai energi yang tergantikan pada tingkat harga perbatasan (Sulawesi, 200MW tenaga angin, 2016)
digantikan oleh tenaga angin biaya bbm efisiensi tingkat panas biaya/kWh Biaya ratarata Emisi GRK
HSD
MFO
LNGOC
GASOC
LNGCC
GASCC
BATU BARA
MWh [%] $/mmBTU efisiensi
426.228 68,1% 23,5 0,34
117.470 18,8% 16,3 0,34
0 0,0% 16,6 0,36
0 0,0% 10,6 0,36
0 0,0% 16,6 0,45
81.825 13,1% 10,6 0,45
0 0,0% 4,5 0,36
BTU/kWh Sen USD/kWh $ juta Sen USD/kWh Sen USD/kWh
10.035
10.035
9.478
9.478
7.582
7.582
9.478
23,6 100,5
16,4 19,2
15,8 0,0
10,1 0,0
12,6 0,0
8,1 6,6
4 0,0
625.5 52
95,2 15,22
2,4
2,54
1,78
1,78
1,21
1,21
2,73
43. Namun demikian, pada tahun 2020, sebagian besar PLTD akan telah diganti, dan karena itu pembangkit listrik tenaga angin pada saat ini akan menggantikan terutama PLTG (turbin gas pipa siklus ganda 69,4%, dan 27,5% turbin LNG siklus terbuka). Biaya yang dapat dihindari ratarata sebesar 10,1 sen USD/kWh (Tabel 3.4). Hanya sedikit perubahan pada tahun 2024, proporsi energi yang digantikan akibat pembangkit listrik tenaga angin akan tetap sama, dengan rata-rata biaya yang dapat dihindari sebesar 11,6 sen USD/kWh. 44. Perlu dicatat bahwa perhitungan biaya yang dapat dihindari untuk tahun 2016, 2020, dan tahun-tahun mendatang tersebut didasarkan pada proyeksi perubahan dalam campuran bahan bakar sebagaimana ditentukan dalam dokumen RUPTL PLN tahun 2014. Antara tahun 2016 dan 2020 perubahan campuran bahan bakar di Sulawesi menjadi cukup besar jumlahnya karena semua pembangkit listrik berbahan bakar HSD dan MFO dihapuskan: jika perubahan campuran bahan bakar yang menguntungkan ini tidak direalisasi, maka biaya yang dapat dihindari akan jauh lebih tinggi. Tabel 3.4 menunjukkan campuran energi yang digantikan di Sulawesi pada tahun 2020 - sangat sedikit bbm (MFO dan HSD) yang tetap dipergunakan (hanya 356 MWh HSD dan tidak ada MFO).
3.2
total
BIAYA KAPASITAS YANG DAPAT DIHINDARI
45. Baik pembangkit listrik tenaga angin maupun PV tidak dapat sewaktu-waktu dinyalamatikan (dispatchable), dan oleh karena itu tidak dapat dianggap berkontribusi untuk memenuhi beban puncak sistem. Hal ini tidak seperti pembangkit listrik tenaga panas bumi, yang sebagai beban dasar (pembangkit listrik tenaga panas bumi memiliki faktor beban tahunan sebesar 90%) akan menggantikan kapasitas beban dasar. Besarnya nilai kapasitas energi terbarukan intermiten dapat diperdebatkan (controversial), dan akan tergantung pada sejumlah faktor seperti tingkat penetrasi dari energi terbarukan, karakteristik kurva beban, dan tingkat keragaman dalam pembangkitan listrik energi terbarukan. Namun, di Indonesia, asumsi yang aman untuk menetapkan tarif adalah nilai kapasitasnya dianggap nol.
17
2,24
Tabel 3.4: Nilai dari energi yang tergantikan pada tingkat harga perbatasan (Sulawesi, 200 MW tenaga angin, 2020) digantikan oleh tenaga angin biaya bbm
efisiensi tingkat panas
MWh [%] $/mmBTU
efisiensi
BTU/kWh Sen biaya/kWh USD/kWh $ juta Biaya rataSen rata USD/kWh Sen Premi GRK USD/kWh
3.3
HSD
MFO
LNGOC
GASOC
LNGCC
GASCC
BATUBARA
total
356 0,1% 23,5
0 0,0% 16,3
172.192 27,5% 16,6
0 0,0% 11,6
12.679 2,0% 16,6
434.206 69,4% 11,6
6.089 1,0% 4,1
625.522
0,34
0,34
0,36
0,36
0,5
0,5
0,36
10.035
10.035
9.478
9.478
6.824
6.824
9.478
23,6 0,1
16,4 0,0
15,8 27,1
11,0 0,0
11,3 1,4
7,9 34,5
4 0,2
63,4 10,1
2,4
2,54
1,78
1,78
1,21
1,21
2,73
1,38
BIAYA EMISI GRK YANG DAPAT DIHINDARI
46. Harga pasar CO2 saat ini di pasar karbon global tidak bisa menjadi dasar untuk menghitung manfaat dari terhindarnya eksternalitas global, karena harga tersebut sangat tidak stabil (volatile), dan tidak mencerminkan biaya sosial global karbon yang sebenarnya (GSCC Global Social Cost of Carbon). 47. Karena banyak proyek-proyek energi terbarukan di Indonesia dengan ukuran yang lebih besar akan mendapatkan manfaat dari pinjaman lunak yang ditawarkan oleh komunitas global, adalah wajar bila nilai GRK yang dapat dihindari digunakan dalam perhitungan tarif yang sesuai dengan penilaian GSCC yang biasa digunakan oleh Bank Dunia dan ADB, yang saat ini berkisar di $ 30/ton CO2. Nilai ini telah diadopsi dalam menetapkan tarif biaya pembangkitan listrik panas bumi yang dapat dihindari, dan karena itu juga dapat digunakan untuk tarif pembangkit listrik tenaga angin dan PV surya. 48. Seperti terlihat pada Tabel 3.5, penilaian dalam sen USD/kWh akan tergantung pada bahan bakar dan tingkat panasnya. Pada $ 30/ton CO2, nilainya berkisar antara 3,99 sen USD/kWh dalam proyek PLTU batu bara skala kecil yang tidak efisien, yang saat ini sedang dipertimbangkan di Pulau-pulau Wilayah Timur, hingga 1,21 sen USD/kWh untuk pembangkit listrik tenaga tenaga gas siklus ganda. 49. Adalah wajar untuk bertanya mengapa Indonesia harus menanggung biaya pengurangan emisi GRK. Berdasarkan Protokol Kyoto, Indonesia bukanlah negara Annex I, dan oleh karena itu, berdasarkan perjanjian tersebut tidak diwajibkan untuk mengurangi emisi GRK. Namun demikian, bahkan jika tidak diamanatkan oleh perjanjian internasional: • Menyadari peningkatan tajam dalam emisi GRK akibat peningkatan penggunaan batubara, dan sebagai warga global yang bertanggung jawab, Indonesia telah membuat komitmen publik untuk mengurangi emisi GRK. • Dalam mengajukan pendanaan proyek-proyek panas bumi, dana iklim global (global climate funds), dan bank-bank pembangunan multilateral dimana proyek-proyek tersebut biasanya diarahkan untuk pengajuan pendanaan, pada umumnya dibutuhkan komitmen untuk mengurangi emisi GRK, dan penilaian secara implisit atau eksplisit terhadap manfaat ini. 18
Tabel 3.5: Dampak dari penilaian GRK
standar emisi (default) IPCC
PLTU PLTU PLTG PLTG MFO diesel batubara batubara siklus siklus HSD besar kecil gabungan terbuka Sen Sen Sen Sen Sen Sen USD/kW USD/kWh USD/kWh USD/kW USD/kWh USD/kW h h h 96,1 96,1 56,1 56,1 80 74,1
Kg/GJ efisiensi KJ/kWh Kg/kWh
Tingkat panas $/ton
0 10 20 30 40 50 60
0,38 9.474 0,910 0,00 0,91 1,82 2,73 3,64 4,55 5,46
0,26 13.846 1,331 0,00 1,33 2,66 3,99 5,32 6,65 7,98
0,50 7.200 0,404 0,00 0,40 0,81 1,21 1,62 2,02 2,42
0,34 10.588 0,594 0,00 0,59 1,19 1,78 2,38 2,97 3,56
0,34 10.588 0,847 0,00 0,85 1,69 2,54 3,39 4,24 5,08
0,34 10.588 0,785 0,00 0,78 1,57 2,35 3,14 3,92 4,71
Kotak 2: Biaya sosial global karbon (GSCC) Literatur pada GSCC masih berkembang, dengan perkiraan mulai dari keuntungan bersih bernilai sedikit hingga biaya ratusan dolar per ton. Jadi hamper setiap estimasi mempunyai dasar pendukung. Penelitian meta-analisis dari Tol tahun 2008 terhadap literatur yang dievaluasi sejawat (peer-reviewed)12, yang merupakan perbaruan meta-analisis tahun 2005, mengutip 211 penelitian, dan menemukan perkiraan rata-rata sebesar 120 $/ton karbon ($ 33/ton CO2) untuk penelitianpenelitian yang diterbitkan tahun 1996 - 2001, dan $ 88/ton karbon ($ 24/ton CO2) untuk penelitianpenelitian yang diterbitkan sejak tahun 2001. Tol menyimpulkan dalam penelitian tahun 2005 bahwa “biaya kerusakan marjinal emisi tidak mungkin melebihi $ 50/ton karbon ($ 14ton/CO2) dan kemungkinan akan jauh lebih rendah dari itu”. Banyak literatur ekonomi pada subjek ini sangat teknis sifatnya, khususnya yang berkaitan dengan pilihan tingkat diskonto dan asumsi tentang pertumbuhan ekonomi global di masa depan dan ketidak-setaraan pendapatan: secara umum dapat dikatakan bahwa semakin rendah tingkat diskontonya maka akan semakin tinggi biaya sosial karbonnya (nilai yang juga dapat berubah dari waktu ke waktu). Penilaian yang tinggi dari Laporan Stern ("biaya sosial karbon saat ini mungkin sekitar $ 85/ton CO2")13 sebagian besar merupakan konsekuensi dari penggunaan tingkat diskonto yang sangat rendah.14 Laporan IPCC tahun 2007 menyoroti berbagai nilai-nilai GSCC dalam literatur yang berada dalam kisaran 4 - 95 $/ton CO2.
Penilaian karbon dalam studi Bank Dunia dan penilaian proyek Negara
12 13 14
India
$/ton CO2 32
Vietnam Afrika Selatan Maroko
30 29 30
Penelitian
Referensi
Penelitian kebijakan (2010) Proyek PLTA Trung Son Medupi coal project Ourzazate I CSP
G. Sargsyan dkk., Unleashing the Potential of Renewable Energy in India, Bank Dunia, 2011 Dokumen Penilaian Proyek Bank Dunia, 2010 Dokumen Penilaian Proyek Bank Dunia, 2011. Dokumen Penilaian Proyek Bank Dunia, 2011
R. Tol, The Social Cost of Carbon: Trends, Outliers and Catastrophes, Economics e-Journal 2008. R. Tol, R. The Marginal Damage Costs of Carbon Dioxide Emissions: An Assessment of the Uncertainties, Energy Policy, 33, 2064-2074, 2005. N. Stern, 2007. The Economics of Climate Change: the Stern Review, Cambridge University Press. Untuk pembahasan yang baik mengenai masalah ini, dan tinjauan dari asumsi di dalam Stern Review, lihat, mis., C. Hope dan D. Newbery, Calculating the Social Cost of Carbon, Cambridge University Electricity Policy Research Group 2007 (juga dalam Michael Grubb, Tooraj Jamasb dan Michael G. Pollitt, editor, Delivering a Low Carbon Electricity System: Technologies, Economics and Policy, Cambridge University Press)
19
Di Amerika Serikat, analisis dampak regulasi mensyaratkan pertimbangan biaya sosial karbon,15 menggunakan berbagai tarif diskonto (dari 2,5% sampai 5%), dengan nilai yang meningkat seiring waktu. Sebagai contoh, pada tingkat diskonto sebesar 5% penilaiannya adalah $ 12/ton pada tahun 2015, naik menjadi $ 27/ton pada tahun 2050; pada tingkat diskonto sebesar 2,5% penilaiannya naik dari $ 58 menjadi $ 98 ton pada tahun 2050. Di Inggris, Departemen Lingkungan Hidup pada tahun 2007 merekomendasikan nilai sebesar £ 25/ton CO2 ($ 37/ton);16 hal ini kemudian diperbarui untuk sistem yang tergantung waktu mulai dari £ 23/ton CO2 pada tahun 2015 meningkat menjadi £ 48/ton pada tahun 2025 ($ 36-76/ton CO2). Bank Dunia baru-baru ini telah mengeluarkan panduan untuk nilai biaya sosial karbon untuk digunakan dalam penilaian proyek, yang mensyaratkan nilai sebesar $ 30/ton pada tahun 2015, meningkat menjadi $ 5/ton pada tahun 2030, dan $ 80/ton pada tahun 2025 (dinyatakan pada harga konstan tahun 2014).17
50. Perhatikan bahwa penilaian biaya sosial global karbon (GSCC) ini tidak berhubungan dengan manfaat keuangan yang dapat diperoleh pengembang dari penjualan kredit karbon berdasarkan Mekanisme Pembangunan Bersih (Clean Development Mechanism/CDM) (atau penerusnya). GSCC termasuk dalam perhitungan plafon biaya yang dapat dihindari terlepas dari apakah pengembang memperoleh keuntungan dari pendapatan karbon darimana pun - yang seharusnya dia peroleh (meskipun merupakan objek pajak yang dikenakan oleh otoritas nasional (DNA - Designated National Authority) terhadap penjualan pengurangan emisi yang tersertifikasi, dan pajak penghasilan yang dikenakan terhadap keuntungan tambahan yang diperoleh dari penjualannya). Sebagian besar negara dengan PJBTL standar untuk energi terbarukan menetapkan bahwa setiap hasil penjualan karbon yang dapat dihasilkan oleh pengembang adalah milik pengembang, dan tidak mengurangi harga yang ditawarkan. 51. Dapat dikatakan bahwa hal ini berpotensi menimbulkan masalah penghitungan ganda karena biaya emisi GRK yang dapat dihindari sudah termasuk di dalam plafon tarif (dan dibayar oleh Pemerintah dalam bentuk tarif yang lebih tinggi), bukankah seharusnya pendapatan CER (Certified Emission Reduction – Pengurangan Emisi Tersertifikasi) menjadi hak Pemerintah bukannya pengembang? Namun, ada beberapa alasan mengapa pendapatan CER harus diperoleh pengembang: i. Jika pendapatan CER diberikan kepada Pemerintah, tidak ada insentif bagi pengembang untuk menanggung biaya transaksi dari pendaftaran CDM yang cukup besar nilainya. ii. Pada saat pelelangan sulit untuk mengukur apakah pendapatan CER akan benar-benar terwujud, bertahun-tahun sebelumnya Bahkan jika plafon harga memperhitungkan biaya emisi GRK yang dapat dihindari, ini hanya plafon harga - harga penawarannya mungkin jauh lebih rendah.
3.4
EKSTERNALITAS TERHADAP LINGKUNGAN SETEMPAT
52. Secara luas diakui bahwa pembakaran bahan bakar fosil juga menghasilkan dampak eksternal bagi lingkungan setempat, terutama dari emisi udara lokal (NOx, SOx dan partikulat). Namun, penilaian kerusakannya dapat diperdebatkan, karena yang terkena dampaknya terutama adalah kesehatan manusia, yang pada gilirannya tergantung pada konversi dari tingkat 15
Interagency Working Group, Technical Update of the Social Cost of Carbon for Regulatory Impact Analysis under executive Order 12866, Mei 2013
16
DEFRA, The social cost of carbon and the shadow price of carbon, Desember 2007; Department of Energy & Climate Change, 2011. Carbon Appraisal in UK Policy Appraisal: A Revised Approach: A brief guide to the new carbon values and their use in economic appraisal.
17
Bank Dunia, Guidance Note on the Social Value of Carbon in Project Appraisal, CCGCE, September 2014
20
kematian (mortalitas) dan tingkat kerentanan terhadap penyakit (morbiditas) ke nilai uang (monetisasi). 53. Pertanyaan tentang sejauh mana dampak eksternal lingkungan setempat dapat dihindari telah dibahas secara rinci dalam laporan tarif pembangkit listrik tenaga panas bumi yang disusun ADB dan World Bank.18 Untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi yang menggantikan PLTU batubara, polutan yang menjadi perhatian adalah partikulat, SOx dan NOx. Namun di Jawa, pembangkit listrik tenaga angin dan PV atap akan menggantikan pembangkit listrik tenaga gas, yang emisi SOx dan partikulatnya juga sangat kecil, sehingga tingkat kerusakan setempat yang dapat dihindari juga akan kecil. Hanya di Kepulauan wilayah Timur, di mana PLTD adalah pembangkit listrik utama yang digantikan, partikulat akan menjadi perhatian, dan, emisi SOx (tergantung pada kandungan sulfurnya). 54. Mengenai pertanyaan ini kami menyimpulkan sebagai berikut: Sampai ada penilaian kerusakan kesehatan yang kredibel dilakukan untuk Indonesia, yang didasarkan pada data epidemiologi dan kesehatan setempat, penilaian dampak lingkungan lokal berdasarkan metode transfer manfaat tidak dapat diandalkan dan tidak kredibel. Dalam hal di mana bahan bakar yang dapat dihindari/digantikan terutama bbm, biaya de minimus sebesar 0,1 sen USD/kWh dapat dimasukkan sebagai pengakuan bahwa dampak lingkungan yang dapat dihindari adalah bukan nol, dan untuk mempersiapkan kemungkinan memasukkan angka tersebut (placeholder) di kemudian hari.19 Jika bahan bakar yang digantikan terutama adalah gas, tidak ada premi/kompensasi yang ditambahkan. Dampak potensial dari biaya de minimus terhadap biaya pembelian PLN diabaikan.
3.5
PENGEMBANGAN PEREKONOMIAN SETEMPAT
55. Pada tahun 2014, ketika tarif panas bumi sedang dibahas di Kementerian ESDM, ditetapkan bahwa proyek-proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi di pulau-pulau wilayah timur akan mendorong pembangunan ekonomi setempat, melalui efek multiplier yang terkait dengan pengeluaran di wilayah tersebut. Untuk proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi di Kepulauan wilayah Timur, tarif dihitung sebesar 1 sen USD/kWh, dan untuk Jawa dan Sumatera sebesar 1,8 sen USD/kWh. Tarif di Kepulauan Wilayah Timur lebih rendah, karena dinilai bahwa sebagian besar dari biayanya dalam mata uang Indonesia, yang sebenarnya bersumber dari pemasok di Jawa dan tidak secara langsung bermanfaat bagi perekonomian lokal di mana proyek pembangkit tersebut berada. 56. Proyek pembangkit listrik tenaga angin memerlukan tenaga kerja yang jauh lebih sedikit dibanding dengan pembangkit listrik tenaga panas bumi. Berdasarkan literatur internasional, lapangan kerja untuk pengoperasian dan pengelolaan (O&M) per MW untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi adalah sekitar 1,7 pekerjaan/MW, dibandingkan dengan pembangkit tenaga angin sekitar 0,15-0,4 pekerjaan/MW.20 Biaya modal juga jauh lebih rendah untuk pembangkit listrik tenaga angin dibandingkan dengan panas bumi, sehingga pengeluaran untuk konstruksi lokal juga jauh lebih rendah. Studi yang terinci mengenai Indonesia saat ini tidak tersedia, tetapi kami memperkirakan bahwa manfaat bagi pembangunan daerah dari pembangkit listrik tenaga 18
ADB dan Bank Dunia, Unlocking Indonesia’s Geothermal Potential, Maret 2015.
19
Kami menganggapnya sebagai nol jika bahan bakar thermal yang digantikan adalah gas, sebagai pengakuan bahwa emisi dari pembangkit berbahan bakar minyak secara signifikan lebih tinggi daripada gas.
20
Lihat, misalnya, R. Bacon dan Masami Kojima, Issues in Estimating the Employment Generated by Energy Sector Activities, Bank Dunia, Sustainable Energy Department, Juni 2011; atau M. Wei, S. Patadia dan D. Kammen, Putting Renewables and Energy Efficiency to Work: How Many Jobs can the Clean Energy Industry Generate in the USA, Energy Policy, 38 (2010) 919-931.
21
angin akan sekitar sepertiga dari panas bumi. Oleh karena itu, FIT pembangkit listrik tenaga angin dihitung sebesar 0,6 sen USD/kWh untuk Jawa (dengan asumsi bahwa projek tersebut akan dibangun di Pantai Selatan Jawa), dan 0,3 sen USD/kWh untuk Sulawesi dan pulau-pulau kecil bagian timur. Dalam hal pembangkit listrik tenaga (PV) surya atap di Jakarta, tidak ada premium/kompensasi pembangunan ekonomi lokal yang dapat diberikan.
3.6
PREMI KETAHANAN ENERGI
57. Tarif panas bumi memperhitungkan premi untuk mencerminkan ketahanan energi, dihitung sebagai biaya Kemenkeu yang dapat dihindari dalam menangani volatilitas harga BBM: ini diperkirakan sebesar 0,68 sen USD/kWh (sebagai biaya untuk menangani perubahan yang tak terduga dalam tingkat subsidi ke PLN sebagai konsekuensi dari kesalahan perkiraan dalam menghadapi volatilitas harga di pasar energi internasional).21 Kami berasumsi bahwa pada tahun 2020, tarif ritel akan sepenuhnya mencerminkan biaya, dan Kemenkeu tidak lagi perlu memberikan subsidi seperti ini: sehingga mulai tahun 2020 preminya adalah nol.
3.7
BIAYA INTEGRASI SISTEM
58. Biaya integrasi sistem dibahas dalam Lampiran I untuk pembangkit listrik PV dan Lampiran II untuk pembangkit listrik tenaga angin. Dalam hal pembangkit listrik PV dan pembangkit listrik tenaga angin di Jawa, karena skalanya dibandingkan dengan kapasitas terpasang di Jawa (dan di wilayah Jakarta) yang sangat kecil, kami berharap tidak ada biaya material yang perlu dimasukkan di dalam tarif. Untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi kami memperkirakan biaya-biaya tersebut sebesar $ 5/MWh (0,5 sen USD/kWh), dan $ 10/MWh untuk pulau-pulau kecil di wilayah Timur (lihat tabel II.16 dan diskusi di Lampiran II).
3.8
KERUGIAN TRANSMISI YANG DAPAT DIHINDARI
59. Setiap kWh listrik dari pembangkit listrik tenaga PV surya atap perkotaan menggantikan lebih dari 1 kWh yang dihasilkan PLTG karena juga menghindari kerugian transmisi dan distribusi yang biasanya terjadi antara pembangkit dan konsumen. Kerugian ini diperkirakan sebesar 11% untuk daerah metropolitan Jakarta, sehingga data yang sesuai di tabel tarif adalah 0,11 dari biaya energi yang dapat dihindari.
3.9
TARIF BERDASARKAN MANFAAT
60. Berdasarkan prinsip-prinsip ini, manfaat pembangkit listrik tenaga angin dan PV telah dihitung sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3.6 untuk kasus pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi. Ini semua dihitung pada tingkat harga konstan tahun 2015, kecuali untuk kolom [4], yang merupakan tarif nominal rata-rata (atau plafon tarif) seperti yang akan berlaku untuk PJBTL yang ditandatangani di tahun 2016,22 dan kolom [5], yang menunjukkan dampak di tahun 21
Logikanya adalah sebagai berikut: ketika biaya bahan bakar dihitung kurang, maka dana tambahan harus dimobilisasi (dipinjam) dalam waktu singkat, yang memerlukan biaya keuangan bagi Kemenkeu. Ketika biaya bahan bakar dihitung berlebihan, dana yang disisihkan untuk tambahan subsidi tetap tidak terpakai, dan Indonesia kehilangan keuntungan ekonomi dari kemungkinan menginvestasikan dana tersebut untuk beberapa penggunaan yang lebih produktif.
22
Tarif ini sedikit lebih tinggi dari yang disajikan untuk Sulawesi pada pertemuan Konsultasi Pemangku Kepentingan pada bulan Februari 2015 (14,2 sen USD/kWh). Alasannya adalah bahwa metodologi yang direvisi untuk menghitung tarif (sekarang berdasarkan nilai rata-rata pada tingkat diskonto sebesar 10% bukannya rata-rata yang sederhana): ini memberi bobot lebih untuk tahun-tahun awal ketika bbm digantikan. Tarif untuk Jawa sedikit lebih kecil (16,4 sen USD/kWh bukannya 16,7 sen USD/kWh dari perkiraan awal)
22
2024 dalam juta US $. Metodologi untuk menghitung tarif nominal rata-rata dijelaskan di Lampiran II. Tabel 3.6: Keuntungan dari Pembangkit Listrik Tenaga Angin, Sulawesi, sen USD/ kWh(1) 2016
Biaya tetap yang dapat dihindari Biaya variabel yang dapat dihindari Premi emisi GRK Premi lingkungan setempat Pembangunan ekonomi lokal Premi keamanan energi Biaya integrasi Kerugian transmisi yang dapat dihindari Total keuntungan atau plafon
2024
Rata-rata
[1] [2] [3] Sen Sen Sen USD/kWh USD/kWh USD/kWh 0,00 0,00 0,00 15,20 10,10 11,60 2,20 1,38 1,38 0,10 0,00 0,00 0,30 0,30 0,30 0,68 0,00 0,00 -0,50 -0,50 -0,50 0,00 0,00 0,00
[4] Sen USD/kWh 0,00 13,89 1,81 0,02 0,35 0,17 -0,58 0,00
17,98
2020
11,28
12,78
Dampak di tahun 2024 [5] Juta US$ 0,0 85,2 11,1 0,2 2,1 1,0 -3,6 0,0
15,66
96,0
Catatan: (1) Dengan asumsi terdapat 200 MW dengan faktor kapasitas sebesar 35% pada tahun 2024
Tabel 3.7: Manfaat dari pembangkit listrik tenaga angin: Jawa Tengah, sen USD/kWh 2016
2020
2024
Sen Sen Sen USD/kWh USD/kWh USD/kWh
Rata-rata Dampak di tahun 2024 Sen USD/kWh
Juta US$
Biaya tetap yang dapat dihindari Biaya variabel yang dapat dihindari Premi emisi GRK
0,00 8,50
0,00 11,30
0,00 13,00
0,00 13,45
30,6
1,78
1,78
1,78
2,08
4,7
Premi lingkungan setempat Pembangunan ekonomi lokal Premi keamanan energi
0,00 0,60 0,68
0,00 0,60 0,00
0,00 0,60 0,00
0,00 0,70 0,17
0,0 1,6 0,4
Biaya integrasi
0,00
0,00
0,00
0,00
0,0
Kerugian transmisi yang dapat dihindari Total keuntungan / plafon
0,00
0,00
0,00
0,00
0,0
11,56
13,68
15,38
16,40
37,3
Catatan: (1) Dengan asumsi 100 MW pada faktor kapasitas sebesar 26% beroperasi tahun 2024
Tabel 3.7 dan 3.8 menunjukkan tarif listrik tenaga angin untuk Pulau Jawa dan pulaupulau kecil di wilayah Timur. Tarif listrik tenaga angin untuk daerah Jawa agak lebih tinggi dari Sulawesi karena sebagian besar PLTG yang digantikannya adalah yang berjenis siklus terbuka (open cycle) (yang lebih tua), sedangkan di Sulawesi pembangkit listrik yang digantikan adalah yang berjenis siklus gabungan (combined cycle) (kecuali untuk beberapa tahun sampai semua PLTD berbahan bakar HSD dan MFO diganti secara bertahap). Biaya integrasi sistem yang cukup besar juga tidak ada di Jawa. 61.
23
Tabel 3.8: Manfaat dari pembangkit listrik tenaga angin: Sumba 2014
2016
2020
2024 Rata-rata
Biaya tetap yang dapat dihindari Biaya variabel yang dapat dihindari Premi emisi GRK
0,0 16,4
0,0 16,4
0,0 21,1
0,0 27,0
0,00 26,86
Dampak di tahun 2024 Juta US$ (1) 0,0 14,1
2,4
2,4
2,4
2,4
2,74
1,4
Premi lingkungan setempat Pembangunan ekonomi lokal Premi keamanan energi Biaya integrasi Kerugian transmisi yang dapat dihindari Total keuntungan / plafon Harga minyak dunia Harga terkirim ke Sumba
0,1 0,3 0,7 -2,0 0,0
0,1 0,3 0,7 -2,0 0,0
0,1 0,3 0,0 -2,0 0,0
0,1 0,3 0,0 -2,0 0,0
0,00 0,29 0,17 -2,05 0,00
0,0 0,2 0,1 -1,1 0,0
17,8
17,8 70,0 0,59
21,8 90,0 0,76
27,7 115,0 0,97
28,01
14,7
0,16
0,21
0,27
Harga tenaga listrik dari PLTD
$/bbl Sen USD/liter $/kWh
(1) Dengan asumsi 20MW dari proyek-proyek di pulau-pulau kecil wilayah Timur pada faktor kapasitas sebesar 30%
62. Manfaat pembangkit listrik tenaga angin di Sumba sangat tergantung pada harga BBM, yang pada gilirannya tergantung pada harga minyak dunia. Kami berasumsi bahwa harga minyak saat ini sebesar $ 50/bbl perlahan meningkat, mencapai rata-rata sebesar 70 $/bbl pada tahun 2016, dan kembali ke tingkat harga perkiraan IEA World Energy Outlook pada tahun 2024 (secara riil). Perkiraan seperti ini tentu saja memiliki ketidakpastian yang tinggi, yang menggarisbawahi perlunya Kementerian ESDM untuk meninjau tarif secara teratur (setiap tahun). Tabel 3.9: Manfaat dari Pembangkit Listrik Tenaga Surya dengan PV Atap, Jakarta, 250MW 2016
2020
2024
Rata-rata
Biaya tetap yang dapat dihindari Biaya variabel yang dapat dihindari Premi emisi GRK
0,00 8,50
0,00 11,30
0,00 13,00
0,00 13,45
Dampak di tahun 2024 Juta US$ (1) 0,00 41,24
1,20
1,20
1,20
1,40
4,29
Premi lingkungan setempat Pembangunan ekonomi lokal Premi keamanan energi Biaya integrasi sistem Kerugian transmisi yang dapat dihindari Total keuntungan / plafon
0,00 0,00 0,68 0,00 0,94
0,00 0,00 0,00 0,00 1,24
0,00 0,00 0,00 0,00 1,43
0,00 0,00 0,17 0,00 0,90
0,00 0,00 0,52 0,00 2,76
11,32
13,74
15,63
15,92
48,80
(1) Dengan asumsi 250 MW pembangkit listrik PV Atap dengan faktor kapasitas tahunan sebesar 14%
24
4.
SKEMA TARIF DAN IMPLEMENTASI YANG DISARANKAN
___________________________________________________________________________
4.1
PV ATAP
63. Pembangkit listrik PV surya atap di Jakarta (atau di kota-kota besar lainnya di Jawa) tidak memungkinkan secara ekonomi; dengan tarif berbasis manfaat, tidak ada proyek pembangkit listrik PV surya atap yang dapat terlaksana; biaya produksi secara signifikan berada di atas nilai manfaatnya, di mana pembangkit termal utama yang digantikannya adalah PLTG. Bahkan proyek-proyek besar (> 1 MW) memiliki biaya produksi sebesar 20 sen USD/kWh, beberapa sebesar 6,4 sen USD/kWh di atas nilai manfaatnya (dengan asumsi penilaian biaya emisi CO2 yang dapat dihindari sebesar $ 30/ton). Proyek-proyek skala kecil akan membutuhkan FIT yang lebih tinggi untuk memungkinkan terlaksananya sejumlah besar proyek. 64. Perlu dicatat bahwa pembangkit listrik PV surya bernilai ekonomis dalam banyak penerapan untuk mengganti PLTD. Di Kepulauan wilayah Timur, pembangkit listrik PV bernilai ekonomis baik untuk aplikasi sistem yang terhubung dengan jaringan (grid-connected) maupun sistem terpencil di luar jaringan (off-grid).
Pembenaran bagi pembangkit listrik PV Atap 65. Sebagaimana ditunjukkan di Bab 5, perbedaan antara tarif yang akan memungkinkan terlaksananya proyek dan tarif yang berdasarkan manfaat begitu besar, sehingga dampaknya terhadap PLN, Kementerian Keuangan atau konsumen akan tinggi - sekitar $ 33 juta per tahun untuk program pembangkit berkapasitas 250 MW pada tahun 2024 . Dengan kata lain, pembangkit listrik PV tidak memungkinkan secara ekonomis jika menggantikan PLTG. Sebenarnya, untuk membenarkan pemakaian pembangkit tenaga PV dibandingkan PLTG membutuhkan penilaian emisi GRK sebesar lebih dari $ 143/ton, jauh melebihi biaya kerusakan yang diperkirakan bahkan oleh IPCC atau otoritas lain seperti laporan Stern (beberapa ada yang menyiratkan penilaian di atas $ 80/ton). Memang, dengan biaya tambahan seperti itu, bahkan penangkapan dan penyimpanan karbon akan menjadi pendekatan yang lebih baik bagi Indonesia untuk mengurangi emisi karbon. 66. Kementerian ESDM perlu mempertimbangkan mengapa harus melanjutkan dukungan tarif untuk pembangkit listrik PV atap dalam situasi seperti ini - terutama ketika Indonesia memiliki sumber energi terbarukan lainnya - terutama panas bumi - yang memiliki biaya tambahan yang jauh lebih rendah. Salah satu kasus yang masuk akal untuk mendukung tarif bagi pembangkit listrik PV surya atap berdasarkan biaya produksinya adalah dengan merealisasikan pembangunan sejumlah besar pembangkit listrik PV, ini akan mendukung pengembangan dan keahlian para pemasok PV domestik, yang kemudian akan memiliki posisi yang lebih baik untuk memasok sistem PV yang lebih kecil dengan biaya yang lebih efektif untuk daerah luar jaringan (off-grid) dan penerapan di kepulauan di wilayah timur, di mana pembangkit listrik PV bernilai ekonomis. Namun, alasan tersebut akan memerlukan pertimbangan yang lebih hati-hati, apakah manfaat yang diharapkan realistis dan biayanya efektif (penilaian yang melampaui kerangka acuan untuk penelitian kami saat ini). 67. Meskipun demikian, di bagian berikut, kami memberikan rincian desain FIT yang disarankan, jika pada kenyataannya Kementerian ESDM memutuskan untuk melanjutkan dengan program pembangkit listrik PV atap.
25
Rancangan Feed in Tariff (FIT) 68. Biaya pembangkitan PV yang relatif tinggi dan rendahnya harga listrik untuk konsumen di daerah perkotaan di Indonesia memiliki arti bahwa tanpa insentif tambahan program pembangkit listrik PV atap hanya akan mendapat sedikit penyerapan. Pengalaman internasional menunjukkan bahwa ada berbagai pilihan insentif yang tersedia untuk penyebarannya dan bahwa pemilihan pilihan yang sesuai harus dilakukan sesuai dengan kebutuhan yang unik dan keadaan di mana pembangkit tersebut disebarkan. Tanggapan Pemangku Kepentingan #3: Definisi dari pembangkit listrik PV Atap Tanggapan: Dalam konteks program pembangkit listrik PV atap yang memungkinkan, Kementerian ESDM mensyaratkan bahwa istilah “Pembangkit Listrik PV Atap” harus didefinisikan secara lebih jelas. Jawaban: Istilah “PV Atap”terbuka untuk berbagai penafsiran. Definisi “PV Atap” sebagaimana diatur dalam batang tubuh laporan ini adalah sebagai berikut: Suatu sistem pembangkit tenaga listrik fotovoltaik yang terhubung dengan jaringan dan didistribusikan ke kawasan perumahan, komersial atau industri. Namun demikian, dalam hal Program PV Atap definisinya masih memiliki aplikasi yang sangat terbatas. Sebaliknya, akan lebih berguna untuk fokus pada kriteria kelayakan yang akan diterapkan pada program. Kriteria kelayakan secara rinci perlu ditentukan oleh lembaga yang mengelola program dan harus mencerminkan tujuan dari program secara keseluruhan maupun secara jelas menargetkan sektor masyarakat yang akan memiliki akses terhadap insentif yang diluncurkan. Contoh kriteria kelayakan umum sistem PV Atap termasuk harus: Memanfaatkan komponen sistem PV yang disetujui Memenuhi semua standar kelistrikan Indonesia yang relevan Ukuran minimum rangkaian PV mulai dari 100 kWp Mendapat persetujuan dari PLN untuk koneksi ke jaringan PLN Terhubung ke jaringan PLN melalui meteran yang disetujui Dipasang di premis yang ada meterannya Dimiliki oleh pemilik premis tempat PV Atap tersebut dipasang atau • Dimiliki oleh pihak ketiga yang memiliki izin dari pemilik premis tempat PV Atap tersebut dipasang. • • • • • • •
69. Rekomendasi berikut ini didasarkan pada alasan bahwa untuk pasar Indonesia, Program Pembangkit Listrik PV Atap harus menerapkan satu paket insentif yang • Efektif untuk mendorong penyerapan PV Atap • Mudah untuk dipahami dan dikelola oleh semua pemangku kepentingan • Sederhana dan transparan • Memberikan fleksibilitas yang terus menerus bagi para administrator program untuk beradaptasi jika keadaan berubah 70. Penyusunan program PV Atap yang efektif mensyaratkan ditetapkannya kerangka peraturan dan kelembagaan yang lebih luas. Agar peluncuran PV berhasil, semua pemangku kepentingan utama harus memahami pendekatan program dan memiliki kemampuan yang diperlukan untuk memenuhi persyaratan program. Pemangku kepentingan terdiri dari Pemerintah Indonesia, PLN, pemodal dan industri PV yang lebih luas. Kecepatan peluncuran program tidak boleh melebihi kemampuan yang ada dari para pemangku kepentingan tersebut dan apabila teridentifikasi ada kekurangan dalam kemampuan (yaitu kebijakan, peraturan,
26
standar, keterampilan, pengetahuan atau pelatihan), harus dilakukan upaya untuk mengatasi masalah ini secara langsung.
Feed in Tariff 71. Insentif mendasar untuk program PV Atap harus berupa suatu Feed in Tariff, yang memiliki tiga komponen dasar: 1. Tingkat harga FIT. 2. Kuota FIT 3. Konfigurasi Pengukuran Tingkat Harga FIT yang Diusulkan 72. Daftar usulan FIT yang disampaikan di bawah ini didasarkan pada model keuangan untuk berbagai ukuran sistem untuk menentukan tingkat FIT minimum yang diperlukan untuk memberikan insentif yang cukup bagi pemilik PV atap atau investor pihak ketiga untuk berpartisipasi dalam program PV atap. FIT yang diusulkan jauh lebih tinggi daripada proyeksi manfaat akibat biaya yang dapat dihindari untuk sistem PV atap. Namun demikian, tanpa adanya tambahan untuk menutupi “celah” tersebut, insentif yang ada tidak cukup besar untuk mendorong investasi PV Atap secara meluas. Tabel 4.1: Daftar Dasar (Baseline) FIT untuk Pembangkit Listrik Tenaga Surya Atap Kapasitas Sistem (kWp) 1-10 10-50 50-200 200-1000 > 1000
FIT (USD/kWh) 0,30 0,28 0,25 0,22 0,20
FIT (Rp/kWh) 3.690 3.450 3.080 2.710 2.460
73. Besaran FIT bervariasi tergantung pada kapasitas kW dari Sistem PV atap. Semakin besar sistem PV akan semakin kecil FIT-nya. Variabilitas ini mencerminkan skala ekonomi yang dapat dicapai pada sistem PV yang lebih besar. Tabel 4.1 menunjukkan FIT minimum yang diperlukan untuk memicu keterlibatan dalam program ini dari kawasan perumahan, kawasan komersial, dan lembaga investor dan sejenisnya.. 74. FIT yang diperlukan untuk sistem PV skala kecil (perumahan) jauh lebih tinggi daripada sistem skala komersial. Jika fokus Pemerintah Indonesia untuk program PV Atap adalah pada kawasan perumahan, maka total biaya untuk mendukung program ini akan jauh lebih tinggi daripada untuk program yang hanya untuk skala komersial saja. Persoalan lain bagi penyerapan PV di kawasan perumahan adalah biaya awal sistem PV yang tinggi. Bahkan dengan FIT yang sangat tinggi sekalipun, biaya modalnya yang tinggi dapat menjadi kendala utama bagi pelanggan perumahan, yang pada umumnya lebih sulit untuk mendapatkan akses terhadap pembiayaan murah dibandingkan dengan pemilik sistem skala komersial. 75. Namun demikian, untuk berbagai alasan, Program PV Atap dianjurkan untuk pada awalnya fokus pada pasar skala komersial yang lebih besar daripada sistem perumahan yang kecil. Membatasi akses ke sistem PV dengan kapasitas minimal 100 kW memiliki keuntungan sebagai berikut • Sistem yang berskala besar lebih hemat biaya. Biaya pemasangan per unitnya ($/W) lebih rendah dan oleh karena itu memerlukan FIT yang lebih rendah dan selisih pendanaan yang diperlukan antara FIT dan manfaat dari biaya yang dapat dihindari secara substansial berkurang.
27
•
•
•
Para pengembang sistem PV skala komersial memiliki akses yang lebih baik untuk modal awal dan bunga pinjaman yang rendah. Oleh karena itu, kemungkinan penyerapan insentifnya lebih besar. Mengurangi jumlah keseluruhan sistem PV dapat menurunkan tekanan pada industri PV yang baru lahir untuk memenuhi permintaan program PV yang diusulkan dan memberi lebih banyak waktu bagi industri untuk berkembang Mengurangi jumlah keseluruhan sistem PV dapat mengurangi beban administrasi. Mengelola 100 sistem PV dalam kisaran 100 sampai 1000 kW secara substansial lebih sederhana daripada mengelola beberapa ribu sistem 10 kW atau kurang.
76. Seiring waktu, program ini dapat disesuaikan untuk secara bertahap memasukkan sistem yang kurang dari 100 kW sehingga selangkah demi selangkah kawasan perumahan mendapatkan akses ke program ini. Dalam konteks biaya sistem PV yang secara terus menerus menurun, masuknya sistem yang lebih kecil ini secara bertahap dari waktu ke waktu bisa dilakukan tanpa memberi beban keuangan tambahan yang signifikan pada program. Revisi skema FIT yang menargetkan penyebaran PV secara komersial dengan mengesampingkan kawasan perumahan akan menjadi sebagai berikut: 77. Tingkat harga FIT akan direvisi setiap tahun dan disesuaikan berdasarkan respon pasar terhadap FIT yang ada, dan perubahan biaya serta struktur pendanaan yang ada yang mendukung nilai FIT. Tidak ada penerapan tingkat degresi tambahan - jika tarif dipertahankan secara nominal, maka tarif tersebut secara konstan akan menurun dan memiliki efek menurun secara perlahan-lahan (degressive) yang sama. Tabel 4.2: FIT Hanya untuk Skala Komersial Kapasitas Sistem (kWp) 100-200 200-400 400-600 600-800 800-1000 > 1000
FIT (USD/kWh) 0,25 0,24 0,23 0,22 0,21 0,20
FIT (Rp/kWh) 3.080 2.950 2.830 2.710 2.580 2.460
78. Penambahan tarif tambahan di atas FIT utama untuk kandungan lokal juga disarankan. Dalam skema PV lokal lainnya, tarif penambah ini ditetapkan sebesar 0,05 USD/kWh (Rp 620/kWh). Definisi akhir dari apa persisnya yang dimaksud kandungan lokal terbuka untuk perdebatan, tetapi dalam hal konsistensi dianjurkan untuk mengikuti keputusan yang tercantum dalam Peraturan Menteri ESDM No. 17 Tahun 2013, di mana akses ke tarif tambahan mensyaratkan kandungan lokal dari perangkat keras sistem PV yang diproduksi secara lokal setidaknya 40% dari biaya perangkat keras keseluruhan. FIT Quota 79. Untuk setiap tahunnya selama lima tahun ke depan kuota tahunan dalam MW harus ditetapkan dengan menyediakan batasan untuk kapasitas total sistem PV baru yang akan memenuhi persyaratan untuk FIT untuk tahun bersangkutan. Kuota ini akan memberi pembatasan yang efektif terhadap total kapasitas PV yang akan dipasang setiap tahunnya. Setiap kuota tahunan juga akan didistribusikan lebih lanjut di berbagai kapasitas sistem PV yang memenuhi syarat. 80. Pada akhir setiap tahun, kuota tahunan tambahan akan ditambahkan ke skema ini sehingga posisi kuota 5 tahunan dapat terjaga. Hal ini akan memberikan jaminan jangka panjang 28
yang jelas bagi industri PV, investor potensial, dan Pemerintah Indonesia atas biaya maksimum yang terkait dengan program PV atap. Jika pembatasan awal sebesar 100 kW ditetapkan pada ukuran sistem PV, batas kapasitas ini dapat direvisi setiap tahun, dan seiring waktu, penambahan kuota kapasitas dan FIT yang terkait untuk sistem dengan kapasitas yang lebih kecil dapat secara bertahap ditambahkan. 81. Baik total jumlah kuota tahunan maupun rinciannya akan berdampak langsung pada anggaran total pemerintah yang diperlukan untuk mendukung program PV atap. Semakin besar total kuota tahunan dan semakin besar proporsi alokasi kapasitas untuk sistem berskala lebih kecil maka akan semakin tinggi biaya programnya. 82. Kuota FIT tahunan harus diatur sedemikian rupa sehingga kuota tersebut tidak jauh melampaui kapasitas industri PV lokal untuk memenuhinya. Dengan demikian, kuota tersebut harus dimulai dari tingkat kapasitas menurut industri PV dan kemudian ditingkatkan setiap tahunnya pada tingkat yang sesuai dengan pertumbuhan industri tersebut yang berkelanjutan . Tabel berikut ini memberikan contoh kuota FIT selama 5 tahun dengan pertumbuhan bertahap untuk program yang mencakup berbagai tingkatan kapasitas sistem PV dan tabel kedua yang menunjukkan kuota tahunan yang sama tetapi membatasi akses terhadap sistem yang lebih besar dari 100 kW saja. Tabel 4.3: Kuota FIT dasar (baseline) untuk Program PV Atap
Tahun
2016 2017 2018 2019 2020
Total Kapasitas Yang Memenuhi Syarat (MW) 50 100 150 200 250
Rincian kapasitas yang memenuhi syarat di seluruh kategori FIT (MW)
0-10
1--50
50-200
200-1000
>1000
5 10 15 20 25
5 10 15 20 25
12,5 25 37,5 50 62,5
12,5 25 37,5 50 62,5
15 30 45 60 75
Table 4.4: Kuota FIT dasar (baseline) hanya untuk Program PV Atap Skala Komersial
Tahun
2016 2017 2018 2019 2020
Total Kapasitas Yang Memenuhi Syarat (MW) 50 100 150 200 250
Rincian kapasitas yang memenuhi syarat di seluruh kategori FIT (MW)
100-200
200-400
400-600
600-800
800-1000
> 1000
7,5 15 22,5 30 37,5
7,5 15 22,5 30 37,5
7,5 15 22,5 30 37,5
7,5 15 22,5 30 37,5
7,5 15 22,5 30 37,5
12,5 25 37,5 50 62,5
Konfigurasi Meteran 83. Untuk program PV Atap di Indonesia, sangat disarankan untuk menggunakan konfigurasi Meteran Bruto (Gross Metering) dibandingkan dengan pendekatan Meteran Neto (Net Metering). Sebagaimana dijelaskan secara rinci di Lampiran I, skema meteran neto PLN yang ada
29
tidak akan memungkinkan masuknya sejumlah besar sistem PV Atap. Meteran Bruto dengan FIT sejauh ini adalah mekanisme insentif sederhana dan paling transparan yang tersedia dan sesuai untuk situasi Indonesia yang tarif konsumsinya rendah dan jaringan listriknya dimiliki dan dijalankan oleh perusahaan utilitas tunggal milik pemerintah (PLN). 84. Dalam pelaksanaannya, adalah penting untuk menyediakan akses ke FIT bagi sistem yang dimiliki sendiri maupun yang dimiliki oleh pihak ketiga. Perjanjian PJBTL atau yang setara akan dibuat dengan pemilik sistem yang akan memberikan akses ke FIT untuk jangka waktu selama 20 tahun. Untuk sistem milik sendiri, harus diberikan pertimbangan untuk melonggarkan pembatasan sistem penagihan konsumen PLN yang, sebagaimana disebutkan sebelumnya, memberikan pembatasan kapasitas terhadap sistem PV milik sendiri. 85. Untuk pemilik pihak ketiga ada berbagai cara bagi operator tersebut untuk dapat bekerjasama dengan para pemilik PV atap, PLN, dan para pemangku kepentingan lainnya untuk mewujudkan suatu model penyebaran yang bisa diterapkan untuk PV dengan FIT yang diusulkan. Bisa jadi investor utamanya akan ditetapkan sebagai IPP yang akan menyewa atap untuk memasang sistem PV di banyak lokasi dan menjual tenaga listrik PV yang diproduksi secara kolektif dari berbagai lokasi tersebut ke PLN dengan suatu PJBTL tunggal. Namun, model yang lain juga mungkin dapat dilaksanakan dan beberapa hal perlu dipertimbangkan dalam penetapan kerangka peraturan untuk program PV Atap ini, sehingga berbagai model pihak ketiga yang inovatif dapat dilaksanakan, tetapi kondisi tersebut tidak boleh secara tidak adil dimanfaatkan sehingga merugikan salah satu atau lebih dari pemangku kepentingan utama. Tanggapan Pemangku Kepentingan #4: Konfigurasi Meteran Tanggapan: PLN pada saat ini memiliki kebijakan meteran neto, yang merupakan konfigurasi yang lebih disukai untuk Program PV Atap. Namun, laporan ini menyatakan bahwa yang tepat adalah meteran bruto. Mengapa? Jawab: Dalam hal insentif bagi penyerapan PV, konfigurasi Meteran Neto umumnya bergantung pada pengimbangan (offsetting) tenaga listrik yang di-impor melalui tenaga listrik dari pembangkitan PV yang dikonsumsi sendiri. Apabila listrik yang di-impor harganya tinggi (> $ 0,2 kWh), hal ini merupakan insentif yang efektif. Di Indonesia, tarif yang dibayar oleh konsumen listrik adalah antara $ 0,06 dan $ 0,13/kWh, sehingga bahkan dengan FIT yang besar sekalipun untuk tenaga listrik yang diekspor, masih terlalu rendah untuk menjadi insentif tunggal bagi penyerapan PV. Insentif tambahan, seperti subsidi modal, dapat membantu, tetapi hal ini memerlukan pengaturan kelembagaan dan administrasi yang kuat untuk memastikan bahwa subsidi tersebut tidak disalahgunakan atau salah sasaran. Sebaliknya, FIT yang sesuai dengan sistem Meteran Bruto untuk sistem PV sejauh ini adalah mekanisme insentif yang paling sederhana, efektif, dan paling transparan yang ada untuk program PV atap di Indonesia, sehingga sangat disarankan. Dalam diskusi lebih lanjut dengan PLN, saat ini pada dasarnya PLN setuju bahwa Meteran Bruto memang pilihan yang paling efektif untuk konteks Indonesia saat ini dan bahwa dengan pedoman yang benar, pendekatan Meteran Bruto dapat dan harus dilaksanakan.
Kebijakan pendukung lainnya 86. FIT dengan Meteran Bruto, jika besarannya tepat, sudah merupakan mekanisme insentif yang cukup untuk mendorong penyerapan tenaga listrik PV yang terhubung jaringan listrik di wilayah perkotaan. Mekanisme insentif lainnya seperti subsidi modal, subsidi dan jaminan pinjaman, sertifikat energi terbarukan yang dapat diperdagangkan, dan insentif pajak, juga dimungkinkan. Langkah-langkah ini bisa efektif tetapi menambah kerumitannya, membutuhkan 30
administrasi tambahan, dan membawa distorsi tambahan bagi pasar, dan harus dihindari apabila ada tersedia alternatif yang efektif. Sejumlah kebijakan pendukung tambahan yang harus dipertimbangkan adalah penerapan peraturan bangunan hijau, penghapusan bea masuk yang masih diberlakukan terhadap perangkat keras PV, dan penetapan pagu pinjaman untuk sistem PV atap oleh lembaga-lembaga keuangan utama. Pilihan ini dijelaskan di bawah.
Peraturan Bangunan Hijau 87. Peraturan ini mengharuskan semua bangunan baru untuk mematuhi standar wajib minimum konsumsi energi. Kepatuhan terhadap standar tersebut dapat dicapai melalui berbagai langkah termasuk pembangkitan tenaga listrik secara pasif dengan lokal PV atau teknologi rendah karbon atau terbarukan lainnya. Kegiatan ini tidak akan berada di bawah program PV atap, namun jika diadopsi oleh Pemerintah Indonesia, hal ini akan memberikan insentif tambahan bagi peluncuran program PV.
Penghapusan Bea Masuk terhadap Perangkat Keras PV 88. Bea Masuk hingga 20% masih diterapkan pada beberapa komponen PV yang digunakan oleh pemasang sistem PV, dan sub-komponen modul PV yang digunakan oleh perakit modul PV. Penghapusan bea masuk peralatan PV akan mengurangi biaya sistem PV secara keseluruhan dan mendorong peluncuran teknologi PV pada umumnya. Bagi para produsen modul PV, hal ini akan mengurangi biaya produk rakitan lokal dan menjadikannya lebih mampu bersaing dengan modul PV yang diimpor, yang sudah nol bea masuknya. Seperti tarif tambahan yang telah disebutkan sebelumnya, dampak dari pendekatan semacam ini harus dipertimbangkan dalam kerangka yang lebih luas dari kebijakan Pemerintah Indonesia di bidang industri.
Dukungan Pembiayaan Proyek 89. Sistem PV memerlukan sumber daya yang sangat sedikit dalam pengoperasian seharihari dan pemeliharaannya, dan setelah terpasang biaya yang berkaitan dengan upaya untuk memastikan sistem ini dapat berjalan terus menerus selama lebih dari 20 tahun bisa sangat rendah. Sebaliknya, biaya modal awal untuk sistem PV sangat tinggi dan biaya awal dapat menjadi rintangan utama bagi investor dan pengembang dan berdampak negatif terhadap penyerapan PV. Oleh karena itu, ketersediaan pembiayaan yang terjangkau dan pemberian pilihan pinjaman merupakan elemen penting untuk memastikan keberhasilan Program PV Atap. 90. BNI dan beberapa bank besar di Indonesia lainnya memiliki kebijakan “pinjaman hijau” dan tertarik untuk menyediakan paket pinjaman dengan persyaratan yang wajar bagi calon investor dalam sistem PV. Suatu Program PV atap yang terstruktur dengan baik, berjangka panjang dan secara fiskal stabil serta memberi kepastian yang cukup kepada investor dan juga kepada pemberi pinjaman, akan memperkecil penilaian risiko dan menjaga suku bunga pinjaman tetap rendah. Kerjasama dengan lembaga pemberi pinjaman utama untuk menetapkan pilihan pinjaman dan paket pinjaman yang terstandar untuk sistem PV merupakan aspek penting dari pengembangan program secara keseluruhan.
Pengaturan Kelembagaan 91. Tiga lembaga pemerintah utama yang diidentifikasi sebagai yang paling cocok untuk mengelola berjalannya Program PV Atap adalah Kementerian ESDM, PLN, dan Kementerian Keuangan. Secara umum, garis besar peranan yang dapat dilakukan oleh setiap lembaga di dalam program ini adalah sebagai berikut • Kementerian ESDM: Pengembangan kebijakan, perancangan program, penetapan tarif dan arah program secara keseluruhan 31
•
PLN: Operasi sehari-hari termasuk pemberian persetujuan, penilaian sistem PV dan jaringan, standar konstruksi, daya beli dan perjanjian penyambungan, pembayaran FIT (menggunakan dana yang disediakan oleh Kemenkeu)
•
Kemenkeu: Penyediaan dana program untuk menutupi baik biaya operasional maupun pendanaan yang dibutuhkan oleh PLN untuk melakukan pembayaran FIT sesuai dengan kontrak.
92. Agar program yang diusulkan berhasil, peran dan tanggung jawab masing-masing lembaga yang sudah disepakati perlu didefinisikan secara jelas, dan kerjasama dan koordinasi antara masing-masing lembaga secara terus-menerus harus diwujudkan. Tanggapan Pemangku Kepentingan #5: Perijinan Produsen Listrik Swasta (IPP) Tanggapan: Saat ini semua IPP yang menjual tenaga listrik ke PLN memerlukan perizinan IPP, dan rumah tangga serta perorangan tidak diizinkan untuk memiliki perizinan untuk menjual tenaga listrik. Mendapatkan perijinan ini bisa menjadi suatu proses yang rumit dan lambat yang dapat menghambat investasi untuk sistem PV skala kecil dan menengah. Jawab: Persyaratan perizinan untuk semua IPP, terlepas dari skala pembangkitannya, merupakan hambatan yang signifikan terhadap penyerapan sistem PV skala menengah dan benar-benar menjadi penghambat bagi sistem PV skala kecil (perumahan). Masalah ini harus ditangani sebagai bagian dari pengembangan kebijakan secara keseluruhan dan akan disarankan agar perizinan IPP yang standar dibebaskan bagi semua sistem PV sampai dengan 1 MW. Atau, jika persyaratan perizinannya tidak dapat dibebaskan maka perizinan yang lebih mendasar perlu dikembangkan dan aplikasinya dimasukkan di seluruh PJBTL dan perjanjian pengaturan sambungan yang akan menjadi standar untuk semua sistem PV yang baru.
4.2
PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA ANGIN
93. Gambar 4.1 membandingkan tarif yang diusulkan (plafon tarif) dengan perkiraan biaya produksi pengembang. Gambar 4.1: Perbandingan usulan FIT pembangkit listrik tenaga angin dengan biaya produksi yang diusulkan pengembang USc/kWh 0
SMI UPC, "non diesel replacement" Our study prod.cost, Sulawesi UPC "diesel replacement" FIT: Sulawesi PT EAI/AGC, S. Sulawesi FIT: Central Java
10
20
11.4 12.8 13.5 14.7 15.7 16.0 16.4
Our study prod.cost, Central Java
17.3
WhyPGen, fixed
17.4
Pertamina/Viron (Sukabumi)
17.6
WhyPGen, Tiered PT Sumberdaya Sewatama (East S PT EAI/AGC, West Timor FIT: small islands [diesel replacem
30
19.4 22.0 25.0 28.0
32
94. Kami dapat menyimpulkan bahwa FIT pembangkit listrik tenaga angin untuk proyekproyek skala kecil, dan plafon tarif untuk proyek-proyek yang lebih besar, akan memungkinkan terlaksananya proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin, terutama di Kepulauan wilayah timur, di mana nilai pembangkit listrik tenaga angin tinggi karena menggantikan PLTD yang mahal biayanya. Dengan kata lain, beberapa proyek pembangkit listrik tenaga angin akan menjadi ekonomis. Dengan demikian, skema tarif dan pelaksanaan pengaturan berikut ini disarankan untuk dipergunakan pada proyek pembangkit listrik tenaga angin:
Proyek-proyek yang tidak melebihi 10MW 95. Proyek-proyek skala kecil yang tidak melebihi 10 MW dapat diberikan feed-in-tariff yang tetap, berdasarkan manfaat/benefit, dan lokasi yang diusulkan, sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 4.5. Tabel 4.5: FIT Tenaga Angin untuk proyek-proyek kecil dan plafon untuk proyek-proyek yang melalui pelelangan kompetitif Wilayah
Sen USD/kWh
Kategori I Java-Bali-Sumatra grids
Kategori II Sulawesi
16,4
15,7
Kategori III Berlaku untuk Kepulauan Wilayah Timur 28,0
96. Untuk pembangkit listrik tenaga angin, tarif untuk proyek-proyek kecil yang tidak melebihi 10 MW haruslah dalam mata uang Rupiah/Rp, dan untuk proyek-proyek yang lebih besar dalam USD sen /kWh. Sebagian besar biaya investasi untuk pembangkit listrik tenaga angin adalah dalam valuta asing, dan (seperti dalam kasus pembangkit listrik tenaga panas bumi), tarif dalam denominasi US$ lebih sesuai. Tarif tersebut akan diberlakukan hanya untuk proyek-proyek yang telah mencapai kesepakatan dengan PLN untuk penyambungan ke jaringan lokal yang dimaksud (lihat di bawah). Usulan ini mengikuti preseden yang ada, baik untuk penerbitan suatu tarif tetap maupun untuk ambang batas ukuran yang sesuai (yaitu mengikuti skema PLTA kecil dan biomassa). Tanggapan Pemangku Kepentingan #6: Apakah alasan yang mendasari suatu tarif feed-in? Tanggapan: Apa perlunya FIT? Mengapa tidak membiarkan para pengembang menegosiasikan tarif dengan PLN berdasarkan proyek-per-proyek? Jawab FIT memberikan kepastian dan transparansi kepada para pengembang. Ketidakpastian tarif adalah risiko terbesar dalam tahap pengembangan proyek. Dengan FIT, risiko ini akan dihilangkan. Pengalaman di seluruh dunia menunjukkan bahwa negara-negara dengan tarif energi angin yang “diketahui” yang memberikan tingkat pengembalian yang wajar dan prosedur perizinan yang transparan adalah suatu cara yang diambil agar kebijakan berhasil. Negosiasi satu lawan satu dan proyek demi proyek tergantung pada penilaian subyektif oleh para penyelenggara dan pemerintahan terpilih, dan karenanya terbuka untuk negosiasi ulang ketika pemerintahnya berganti.
33
Kotak 3: Pertimbangan khusus untuk proyek-proyek kecil Mengingat tingginya tingkat kegagalan proyek pembangkit listrik tenaga angin skala kecil (dengan turbin berukuran kurang dari 100 kW), peraturan harus mensyaratkan agar IPP menyisihkan dana untuk pemeliharaan yang tidak terjadwal yang meliputi pekerjaan perbaikan besar (penggantian bantalan, gearbox, dan lain-lain). Alasannya adalah karena dalam ketiadaan dana yang disisihkan untuk pemeliharaan, seringkali IPP membuat keputusan untuk menelantarkan proyek karena investasi tambahan yang dibutuhkan untuk perbaikan tidak memenuhi persyaratan tingkat pengembalian. Untuk proyek-proyek besar, pemberi pinjaman atau para mitra penanam modal akan mewajibkan penyiapan dana (“rekening bersama untuk pemeliharaan besar”) - kontribusi yang didahulukan dari pembayaran dividen. Persyaratan lain yang mungkin dapat memperbaiki tingkat kegagalan yang tinggi adalah pemberian FIT hanya untuk proyek-proyek dengan turbin yang tersertifikasi. Pada pasar turbin berukuran kecil, ada begitu banyak turbin konseptual dan eksperimental, yang kinerjanya belum diuji dan diverifikasi secara ketat. Sertifikasi turbin dari entitas internasional terkenal seperti Dewan Sertifikasi Pembangkit Listrik Tenaga Angin Skala Kecil (http://smallwindcertification.org/) harus dijadikan sebagai prasyarat untuk FIT.
Proyek-proyek yang lebih besar dari 10MW 97. Proyek-proyek baru pembangkit listrik tenaga angin di atas 10 MW akan diputuskan melalui pelelangan kompetitif, dikenai plafon tarif berdasarkan manfaat (yang harus identik dengan FIT berdasarkan manfaat untuk proyek-proyek kecil).
Proyek-proyek yang saat ini sedang dibangun 98. Pembebasan dari pelelangan kompetitif diberikan bagi proyek-proyek yang saat ini sedang dibangun, atau untuk 250 MW yang pertama dalam proyek-proyek yang lebih besar dari 10 MW (yang manapun yang lebih besar). Untuk tujuan tersebut, Kementerian ESDM akan menyusun daftar proyek pembangkit listrik tenaga angin yang saat ini sedang dibangun; proyekproyek tersebut akan dibebaskan dari pelelangan kompetitif. Proyek-proyek tersebut dapat memanfaatkan tarif yang sesuai dalam Tabel 4.5, berdasarkan kondisi-kondisi tertentu yang ditetapkan di bawah ini. 99. Proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin tersebut harus terdaftar pada saat atau sebelum tanggal efektif peraturan feed-in tariff pembangkit listrik tenaga angin diterbitkan; setelah itu, semua proyek-proyek lainnya di atas 10MW yang diusulkan akan dilelangkan secara kompetitif (kecuali jika total daya dari proyek-proyek yang terdaftar kurang dari 250MW). Agar memenuhi syarat untuk pendaftaran tersebut, suatu proyek pembangkit listrik tenaga angin juga harus memenuhi persyaratan berikut ini: • Memiliki perizinan yang dipersyaratkan dari pemerintah daerah • Menunjukkan kepada Kementerian ESDM bahwa program pemantauan angin telah dimulai setidaknya 6 bulan sebelum tanggal pendaftaran (hal yang disampaikan tersebut harus dikonfirmasi kemudian). • Harus memberikan komitmen bahwa tanggal komisioning (commissioning) paling lambat 3 tahun setelah tanggal pendaftaran dengan menyerahkan jaminan pelaksanaan kepada Kementerian ESDM. Nilai jaminan adalah sebesar 2% dari biaya terpasang. Jaminan tersebut akan dicairkan jika komisioning proyek tidak dilakukan dalam 3 tahun. Perpanjangan jaminan tidak diizinkan.
34
100. Setiap proyek yang terdaftar tersebut yang belum memiliki PJBTL dengan PLN 6 bulan setelah tanggal efektif peraturan, tidak memenuhi syarat untuk pengaturan transisi ini. Kotak 4 : Tarif tetap dibanding dengan tarif bertingkat Jika tarif bertingkat yang diinginkan (seperti yang disarankan oleh beberapa pengembang pembangkit listrik tenaga angin), maka harus dirancang agar sesuai dengan periode umum pinjaman.. Dengan asumsi masa pinjaman pada umumnya adalah 8 tahun untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin, disarankan dua jenjang tarif dengan tarif yang lebih tinggi dari tahun ke-1 sampai ke-8 dan tarif yang lebih rendah dari tahun ke-9 sampai ke-20. Tarif berjenjang ditetapkan untuk memastikan bahwa tarif terarasnya (levelized) adalah sama dengan tarif tetap (atau mungkin suatu plafon tarif). Misalnya, dengan tingkat diskonto 10%, tarif tetap untuk 20 tahun setara dengan kenaikan tarif sebesar 10% di tahun ke-1 sampai ke-8 dan penurunan tarif sebesar 16,9% di tahun ke-9 sampai ke-20. Tarif berjenjang harus disertai dengan persyaratan bahwa pemilik pusat pembangkit listrik tenaga angin membuat suatu rekening bersama untuk memastikan bahwa pusat pembangkit listrik tenaga angin tersebut akan terus berproduksi pada tingkat yang sama di tahun-tahun ke-9 sampai ke-20 sama seperti tahun-tahun ke-1 sampai ke-8 (tergantung pada variasi yang normal di kisaran kecepatan angin rata-rata tahunan).
Tanggapan Pemangku Kepentingan #7: Tonggak Waktu Pelaksanaan Tanggapan (pengembang pembangkit listrik tenaga angin): Kami merekomendasikan tenggat selama 2 tahun dari pendaftaran ke Pemenuhan Pembiayaan (Financial Close)/awal konstruksi (skala waktunya mungkin lebih singkat untuk proyek-proyek di bawah 10 MW). Karena kurangnya pengalaman pihak pemerintah yang berwenang dengan perizinan dan lisensi untuk pembangkit listrik tenaga angin, dapat terjadi penundaan yang bukan karena kesalahan pengembang. Selain itu, harus ada pula tenggat waktu untuk PLN dan Kementerian ESDM untuk masing-masing menandatangani PJBTL dan memberikan izin operasi (IUKU). Menurut kami, resiko tinggi yang tidak perlu bagi pengembang sangat penting untuk dihindari, karena risiko yang cukup besar telah mereka ambil dengan memberikan jaminan kinerja pelaksanaan ($ 40.000 per MW/2% dari CAPEX) dan biaya pembangunan. Jawab: Kementerian ESDM/Ditjen EBTKE akan memilih jumlah tahun disesuaikan dengan peraturan IPP lainnya.
Persaingan 101. Pada umumnya, persaingan dikehendaki asalkan biaya transaksinya kecil, dan oleh karenanya kami menyarankan agar proyek-proyek yang ukurannya kurang dari 10 MW harus dikecualikan (kesimpulan yang juga mengikuti pengalaman internasional pada umumnya). 102. Sebagaimana telah disebutkan di atas, kemungkinan kapasitas pembangkit listrik tenaga angin berskala utilitas (proyek berukuran > 10 MW) yang memiliki potensi untuk dapat terealisasi atau yang berpotensi layak secara finansial berada di kisaran 300 sampai 500 MW. Dari potensi tersebut, 250 MW (200 MW di Sulawesi Selatan. dan 50 MW di Jawa) sedang dalam tahap pengembangan selama 2 sampai 5 tahun oleh 2 atau 3 pengembang swasta. Setiap upaya untuk memaksakan persaingan pada proyek-proyek tersebut tidak akan berhasil - seperti yang jelas ditunjukkan oleh pengalaman baru-baru ini di Brazil dan pengalaman di Inggris: pendatang baru dalam pelelangan kompetitif tersebut dapat menawarkan harga yang rendah, namun tidak mampu melaksanakan pekerjaannya. Hal ini juga telah diamati dalam kasus proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi di Indonesia, di mana banyak pelelangan telah dimenangkan oleh penawaran yang jelas-jelas tidak realistis. 103. Bagaimanapun juga, jika pelelangan kompetitif memerlukan waktu setidaknya satu tahun untuk pengukuran angin dan kriteria lainnya (studi integrasi jaringan, dll), maka tidak akan ada persaingan yang nyata - semua peserta lelang akan mengajukan penawaran pada plafon harganya. Singkatnya, kami menyarankan agar pelelangan hanya boleh dilaksanakan setelah industri pembangkit listrik tenaga angin telah mendapatkan pengalaman pemasangan di 35
beberapa proyek, sehingga sebagian besar permasalahan terkait dengan hal yang belum diketahui (peraturan, perizinan, jaringan, logistik) telah dapat diatasi. Kotak 5: Persaingan di program FIT Pembangkit Listrik Tenaga Angin Pilihan berikut menggambarkan metode pelaksanaan persaingan setelah program pembangkit listrik tenaga angin 250 mW awal berjalan: • Pilihan 1 untuk pusat pembangkit listrik tenaga angin berukuran > 10 MW: PLN atau Ditjen EBTKE harus mengelola pelelangan tahunan mulai tahun 2017 o Pelelangan tahunan (sebesar, katakanlah 100 MW) akan memberikan pemahaman sehingga para pengembang dapat merencanakan pengembangan proyek (pengukuran angin) o Agar dapat memenuhi syarat, semua peserta lelang harus memiliki minimal data pengukuran angin berkualitas tinggi selama satu tahun dan laporan pra-kelayakan o Seluruh peserta lelang harus memiliki persetujuan untuk interkoneksi dari PLN, di mana PLN harus mengikuti pedoman yang dijelaskan di paragraph 107 dan 108 o Seluruh peserta lelang harus memasukkan penawaran di bawah plafon FIT o Pembangunan pembangkit listrik tenaga angin di daerah-daerah baru (selain Jawa/Bali, Sulawesi dan Pulau-pulau di Wilayah Timur) akan diwajibkan untuk membuat analisis berbasis manfaat untuk menentukan FIT o Saran: PLN atau Ditjen EBTKE harus melakukan penelitian mengenai sumber daya angin untuk dapat memperkirakan ukuran pelelangan pembangkit listrik tenaga angin tahunan • Pilihan 2: PLN atau Ditjen EBTKE melakukan pengumpulan data untuk mengidentifikasi bidang minat, mengumpulkan data angin dan mengundang peserta lelang untuk pembangkit listrik tenaga angin. o Lelang untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin dilakukan di daerah-daerah tertentu o Di daerah-daerah tertentu, Ditjen membagi data pengukuran angin dengan para pengembang o Selain itu, Ditjen EBTKE dapat memperoleh AMDAL dan kesepakatan pemanfaatan tanah, serta melakukan studi interkoneksi untuk meminimalkan ketidakpastian proyek o Pengembang menggunakan data tersebut untuk mempersiapkan penawaran tarif o Peserta lelang yang menang mengganti biaya pengembangan tersebut kepada PLN (pengukuran, AMDAL, dll) Pilihan 1 disarankan karena sektor swasta akan mendorong investasi di bidang yang dinginkan. Di Indonesia, tidak ada daerah berdekatan yang cukup luas dan kaya akan sumber daya angin di mana Persyaratan pilihan 2 akanuntuk efektif FIT
104. Apakah akses terhadap FIT didasarkan pada persaingan atau tidak, ada persyaratan yang harus diterapkan untuk semua proyek pembangkit listrik tenaga angin. Energi angin merupakan sumber tenaga listrik yang tidak stabil, sehingga jumlah penetrasi di jaringan harus dikelola dan direncanakan. Pada bagian ini, penetrasi akan dinyatakan dalam persentase beban puncak atau luar beban puncak tahunan, seperti yang dinyatakan di dalam RUPTL saat ini untuk tahun penyebaran proyek pembangkit listrik tenaga angin yang diusulkan. 105. Sebelum proyek pembangkit listrik tenaga angin berhak mendapatkan Feed-in Tariff, harus memenuhi persyaratan sebagai berikut: 1. Setidaknya telah melaksanakan pengukuran angin selama satu tahun yang memenuhi kondisi berikut ini: a. Pengukuran pada tiga ketinggian yang berbeda b. Salah satu pengukurannya harus dilakukan pada ketinggian minimal 2/3 dari tinggi hub (jarak dari platform turbin ke rotor turbin angin terpasang) dari turbin angin yang diusulkan, atau pengukuran ketinggian yang lebih rendah yang telah divalidasi dengan SODAR atau LIDAR. 2. PLN telah menyetujui interkoneksi proyek pembangkit listrik tenaga angin ke jaringan. Pedoman mengenai persetujuan interkoneksi dijelaskan di bawah ini. 36
106. Suatu proyek pembangkit listrik tenaga angin haruslah secara “bersyarat” telah layak jika jumlah kapasitas terpasang dari pembangkit variabel (pembangkit listrik tenaga angin dan matahari) yang ada dan kapasitas terpasang proyek pembangkit listrik tenaga angin yang diusulkan kurang dari 20% dari beban puncaknya. Tanggapan Pemangku Kepentingan #8: Kebutuhan terhadap persaingan Tanggapan (pengembang pembangkit listrik tenaga angin #1) Kami meragukan manfaat dari pelelangan untuk proyek yang lebih besar dari 10 MW di Indonesia. Karena sifat kepulauannya, potensi anginnya sangat terfragmentasi dan dibatasi oleh ukuran jaringan. • Untuk semua pulau kecuali Jawa - Sumatera - Bali, persaingan yang nyata tidak mungkin akan terjadi di sejumlah lokasi dengan potensi tenaga angin yang baik. dan akan tergantung pada perusahaan mana yang mampu terlebih dulu mengamankan lokasi. Jika lelang akan dilakukan, perusahaan dengan lokasi terbaiklah yang akan menang karena perbedaan kualitas lokasi tidak bisa diatasi dengan desain pintar atau sumber turbin yang lebih murah. Selain itu, proyek-proyek yang lebih besar dari 10 MW kemungkinan tidak dapat terlaksana di luar lokasi yang disarankan oleh ADB untuk diberikan pengecualian. • Untuk Jawa, selain jaringannya besar dan bisa menampung banyak MW tenaga listrik angin, menurut pendapat kami, lokasi yang baik langka dan itu masih harus dilihat apakah setiap proyek dapat direalisasikan dengan harga yang diusulkan sebesar USD 0,167 per kWh. Sebagai contoh, sebuah proyek dengan Faktor Kapasitas Bersih sebesar 30% mungkin hanya layak pada harga tersebut. Oleh karena itu tidaklah mungkin suatu pelelangan akan menghasilkan harga PJBTL yang jauh di bawah harga plafon sebesar USD 0,167 per kWh dan penggantian atas biaya transaksinya juga tidak akan tertutupi. • Suatu pelelangan yang paling masuk akal adalah dalam situasi di mana terdapat 2 atau lebih lokasi dengan ukuran dan sumber daya angin yang hampir sama yang bisa membenarkan harga PJBTL yang jauh di bawah harga plafonnya. Tanggapan (pengembang pembangkit listrik tenaga angin #2) • Proses tender untuk proyek-proyek energi terbarukan lainnya di Indonesia tidak menghasilkan sejumlah besar MW terpasang dan secara umum, pemasangannya belum memenuhi atau bahkan belum mendekati target terutama karena keharusan untuk menjalani proses yang tidak bisa dijalankan. •
Tingkat FIT yang direkomendasikan terlalu tinggi untuk semua pembangkit listrik tenaga angin dan PV yang tercakup di dalam proposal ini dan PLN/Kemenkeu akan keberatan untuk membayar lebih besar dari tarif pembangkitan yang terkoneksi jaringan (on-grid). Kami merekomendasikan feed-in tariff tetap berikut ini diberlakukan untuk semua (proyek) yang tanpa persaingan • Setiap sistem jaringan yang berukuran besar di Indonesia: $125/MWhr • Untuk proyek-proyek pengganti PLTD sepenuhnya: $180/MWhr • Untuk proyek penggantian PLTU Batubara Kecil: $150/MWhr • Untuk PLTD/PLTU Batubara kecil yang digantikan: $165/MWhr
Jawab: Kami setuju bahwa ada masalah dalam pelelangan untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi. Saran kami untuk sektor panas bumi sedang diadopsi oleh Kementerian ESDM dalam peraturan baru yang akan segera diterbitkan. Dalam bagian lain dari laporan ini kami memberi saran yang sama mengenai bagaimana seharusnya persaingan untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin besar ditangani. Pandangan yang berbeda dari pengembang pembangkit listrik tenaga angin mengenai tarif yang diperlukan – salah satu pihak telah menyatakan bahwa tarif untuk Jawa terlalu rendah, yang lain menyatakan bahwa tarif untuk Jawa terlalu tinggi, (menyatakan bahwa 12,5 sen USD/kWh seharusnya cukup) adalah ilustrasi yang sangat baik mengapa persaingan diperlukan: hanya pelelangan kompetitif-lah yang akan menunjukkan biaya sebenarnya dari pembangunan proyek.
37
107. Bahkan jika secara bersyarat memenuhi persyaratan, PLN dapat memilih untuk melakukan penelitian mengenai dampak terhadap sistem untuk proyek pembangkit listrik tenaga angin yang diusulkan yang memenuhi persyaratan untuk kelayakan bersyarat tersebut di atas. Hasil penelitian dan persetujuan/penolakan-nya harus diterbitkan dalam waktu 8 minggu kalender dari permohonan FIT-nya. Proyek yang secara bersyarat tidak memenuhi persyaratan mungkin masih memenuhi persyaratan untuk FIT tergantung pada persetujuan PLN berdasarkan penelitian mengenai dampak terhadap sistem (analisis mengenai aliran listrik, arus pendek dan stabilitas sistem), sekali lagi, dengan persetujuan/penolakan yang diterbitkan dalam waktu 8 minggu kalender dari permohonan FIT-nya. 108. Rekomendasi yang diberikan pada paragraph di atas akan mencegah terjadinya keterlambatan projek dengan kapasitas kurang dari 20% beban puncak Penerapan ketentuan tersebut berarti PLN akan memberikan persetujuan kondisional untuk suatu projek yang memenuhi dua persyaratan, terkecuali jika PLN menentukan melalui analisa awal ataupun cara lainnya bahwa projek yang diusulkan memerlukan studi lengkap mengenai dampak sistem (yang kan menjadi mahal, dan kemungkinan membutuhkan biaya sekitar $100,000 dan membutuhkan konsultan yang berpengalaman).
The PPA: 109. PJBTL Standar harus mencakup klausul take-or-pay, di mana PLN berkewajiban untuk membayar untuk setiap dan seluruh curtailment (jumlah listrik yang diproduksi tapi tidak diambil jaringan). Jika PLN, setelah melakukan penelitian integrasi jaringan, telah menyimpulkan adanya curtailment karena masalah dengan jaringan yang telah diketahui, maka PLN mungkin diperbolehkan untuk mengurangi tenaga listrik energi angin hingga sebesar 5% tanpa membayar denda.23 Setiap curtailment yang melebihi jumlah yang sudah ditentukan akan dikenai denda pembayaran untuk energi yang dianggap telah dihasilkan selama periode curtailment. 110. Untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin kecil (≤ 10 MW), energi yang diperkirakan dapat dihasilkan (perkiraan produksi energi selama masa curtailment) dapat dihitung berdasarkan produksi rata-rata dalam 7 hari terakhir selama jam curtailment. 111. Untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin yang besar (> 10 MW), energi yang diperkirakan dapat dihasilkan dapat dihitung berdasarkan metodologi yang menggabungkan pengukuran angin di tempat dengan kurva produksi agregat dari pembangkit listrik tenaga angin.
Pengaturan Pelaksanaan 112. Falsafah layanan satu pintu dianjurkan untuk pelaksanaan proses administrasinya. Kotak 5 dan Gambar 4.2 merangkum pendekatan ini. Spesifikasi rincinya berada di luar ruang lingkup penelitian ini.
23
Ambang batas sebesar 5% yang disarankan digunakan secara luas dalam PJBTL di Amerika Utara
38
Kotak 6: Memperlancar proses perizinan: Layanan satu pintu Proses layanan satu pintu dapat menyederhanakan proses perizinan dan pada saat yang sama dapat menghilangkan pemrosesan ganda (redundancies). Proses ini menghemat waktu dan uang bagi pengembang maupun pemerintah. Badan-badan yang harus ikut mengambil bagian di dalam proses ini adalah: • BKPM • Kementerian ESDM (Ditjen EBTKE dan Ditjen Kelistrikan) • PLN • Kementerian Dalam Negeri (Pemerintah Daerah) • Kementerian Lingkungan Hidup Ruang lingkup prosesnya harus mencakup: • Proses dimulai dari Pengukuran Angin dan berakhir setelah commissioning proyek pembangkit listrik tenaga angin • Pandangan pengembang mengenai prosesnya: • Pengembang berinteraksi dengan entitas tunggal selama berlangsungnya seluruh proses • Sudut pandang BKPM mengenai proses: • Mengelola tugas-tugas terinci yang dilakukan oleh lembaga-lembaga yang berpartisipasi • Mengeluarkan lisensi, perizinan, PJBTL, dan persetujuan akhir untuk membangun fasilitas pembangkit listrik tenaga angin Tujuan dari proses layanan satu pintu: • Menetapkan persyaratan dan jadwal pelaksanaan secara jelas • Terutama proses yang berdasarkan web elektronik: • Semua formulir yang dibutuhkan tersedia dalam bentuk halaman web yang dapat dimasukkan atau tersedia untuk di-unduh • Kemampuan untuk meng-unggah dokumen • Pemberitahuan status melalui surel (email) • Semua pembayaran biaya permohonan diproses secara daring (online) • Di belakang layar, proses alur kerja tugas sehari-hari dikelola dengan cara otomatisasi sebanyak mungkin dan pelaksanaan pelaporan secara otomatis mengenai jumlah permohonan dan penundaan di berbagai tahap. Ilustrasi dari layanan satu pintu tersebut dijelaskan di Gambar 4.2.
Gambar 4.2. Ilustrasi dari layanan satu pintu
Catatan: Kegiatan dan interaksi pengembang dengan satu entitas tunggal diwakili oleh bilah horisontal lebar dan ditampilkan di atas bilah horizontal tersebut. Semua kegiatan dan interaksi pemerintah, utilitas dan lembaga lainnya ditampilkan di bawah bilah horizontal tersebut.
39
5.
DAMPAK TERHADAP KEMENKEU DAN KONSUMEN
___________________________________________________________________________
5.1
DAMPAK DARI FIT PV ATAP
113. Dampak dari FIT yang diusulkan terhadap para pemangku kepentingan dapat dilihat pada Tabel 5.1. Hasil yang ditampilkan di sini dengan anggapan bahwa 250 MW dari PV surya atap dipasang pada tahun 2020. Kolom di dalam tabel ini adalah pemangku kepentingan, baris mewakili komponen manfaat dan transaksi produsen. Baris paling bawah [15] hanyalah jumlah dari entri di setiap kolom dan mewakili dampak bersih terhadap masing-masing pemangku kepentingan. Baris [14] meneruskan biaya keuangan tambahan PLN ke konsumen, sehingga dampak bersih FIT terhadap PLN adalah nol. 114. Sebagai contoh, pada kolom [2], keuntungan PLN dari $ 41,2 biaya bahan bakar yang dapat dihindari (baris [3]), $ 2,8 juta dari kerugian T & D yang dapat dihindari – tetapi total biaya FIT (diasumsikan sebesar 25 sen USD/kWh) adalah sebesar $ 76.700.000 – sehingga rugi bersih sebesar $ 32,7 (baris [9]) – yang ditampilkan di sini sebagai diteruskan ke konsumen (sebagai biaya tambahan pada tarif). Jadi, meskipun ada manfaat GRK – yang dialokasikan bagi masyarakat global – hasil bersihnya adalah kerugian sebesar $ 21,7 juta. Selama biaya tersebut tidak diteruskan ke konsumen, namun diserap oleh Kemenkeu berdasarkan mekanisme subsidi yang ditetapkan, maka kebutuhan subsidi tambahan pada Kemenkeu adalah sebesar $ 32,7 juta. Tabel 5.1: PV Atap: Dampak terhadap Pemangku Kepentingan, US$ juta di tahun 2024 PV
PLN
[1]
[2]
[1] Manfaat [2] Biaya tetap yg dapat dihindari [3] Biaya tidak tetap yg dapat dihindari [4] Premi emisi GRK
Kemenkeu Rumah tangga setemp at [3] [4]
Konsu men PLN [5]
Dunia Manfaat ekonomi bersih [6]
41,2 4,3
FIT sen USD /kWh
[7]
[8]
0,0 41,2
13,45
4,3
1,40
[5] Premi lingkungan setempat
0,0
0,0
0,00
[6] Pembangunan ekonomi setempat
0,0
0,0
0,00
0,5 0,0 2,8
0,17 0,00 0,90
0,0 0,0 -70,5 0,0 0,0 -21,7
15,9
[7] Premi keamanan energi [8] Biaya integrasi [9] Kerugian transmisi yg dapat dihindari [10] Transaksi produsen [11] Pendapatan FIT [12] Biaya produksi [13] Pajak dan bea [14] Pemulihan biaya tambahan [15] Dampak bersih
0,5 0,0 2,8
76,7 -70,5 -3,8 2,3
-76,7 3,8 32,7 0,0
4,4
0,0
-32,7 -32,7
4,3
40
10
$USmillion
0
4.3
4.4
2.3
0.0
-10
-21.7
-20
-32.7
-30
-40
PV
MoF PLN
PLN consum. net econ benefit Java HH World
115. Biaya produksi, serta pajak dan bea (dibayar oleh pengembang kepada Kemenkeu) hanya merupakan indikasi saja, tetapi telah diperkirakan sedemikian rupa untuk menunjukkan arus kas bersih kepada pengembang. Jika tidak ada arus kas bersih untuk pengembang, proyek PV tersebut tidak dapat dilaksanakan. 116. Jelas bahwa program PV atap di Jawa, yang dimaksudkan untuk menggantikan PLTG, tidak ekonomis. Jika (biayanya) diteruskan ke konsumen, dampak terhadap tarif konsumen dihitung sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 5.2, dengan asumsi sebagai berikut: • Total penjualan kepada konsumen tahun 2024 sebesar 464 TWh, sesuai RUPTL terbaru • Biaya tambahan diteruskan ke semua konsumen sebagai biaya tambahan tarif. • Tarif yang mencerminkan biaya tahun 2015 sebesar Rp 1.352/kWh meningkat dengan laju inflasi domestik sebesar 4,5% per tahun, sehingga tarif untuk tahun 2024 akan menjadi sebesar Rp. 2.009/kWh. • Kurs Rp 12.500 : US$ 1 Tabel 5.2: Dampak dari program PV atap yang diusulkan terhadap konsumen: 250MW pada tahun 2024 US$ [1] [2] [3] [4] [5] [6] [7] [8] [9]
penjualan, TWh tarif ritel rata-rata tagihan kpd konsumen biaya tambahan tagihan kpd konsumen, disesuaikan tarif disesuaikan kenaikan tariff Biaya yg dibebankan kpd konsumen dari KWh tambahan dari ET
$/kWh juta $ juta $ juta $ USc/kWh USc/kWh [%] USc/kWh
464 16,07 74.582 32,7 74.614 16,08 0,007 0,04% 10,7
Rp/kWh
2.009
0,9
117. Dapat dilihat bahwa kenaikan tarif untuk menutup biaya tambahan cukup kecil (Rp 1,3/kWh): persentase kenaikannya akan sedikit lebih besar jika (seperti di Malaysia) biaya tambahan diteruskan hanya kepada konsumen yang lebih besar. Namun, pertanyaan yang relevan adalah bagaimana hal ini dibandingkan dengan pilihan energi terbarukan lainnya. Agar program PV Atap Jakarta menjadi ekonomis akan memerlukan penilaian dari nilai sosial karbon yang dapat dihindari sebesar $ 143/ton, yang secara signifikan berada di atas biaya sosial karbon yang berlaku secara umum sebesar $ 30/ton CO2, sebagaimana yang juga digunakan dalam tarif pembangkit listrik tenaga panas bumi, dan secara signifikan berada di atas biaya yang sesuai untuk pembangkit listrik tenaga angin (lihat di bawah). Dari perspektif konsumen, yang melihat total biaya tambahan keuangan untuk PLN yang diteruskan ke tagihan konsumen, pelanggan pada dasarnya membayar $ 179/ton CO2.
41
Tabel 5.3: Biaya karbon yang dapat dihindari faktor emisi pembangkitan yg dapat dihindari ton GRK yg dapat dihindari biaya tambahan biaya karbon yg dapat dihindari
Kg/kWh GWh ton $US jt $/ton
masyarakat 0,594 306,6 182.120 26,.0 143
konsumen 0,594 306,6 182.120 32,7 179
118. Harus ditekankan bahwa ini berlaku hanya untuk pembangkit listrik PV atap di Jakarta atau kota-kota lain yang terhubung ke jaringan di mana pembangkit listrik PV tersebut akan menggantikan PLTG. Tetapi di pulau-pulau di wilayah timur, atau dalam sistem luar jaringan (off-grid), yang dimaksudkan untuk menggantikan PLTD, perhitungan ekonominya berubah secara dramatis. FIT berdasarkan biaya produksi sebesar 25 sen USD/kWh untuk PV, di mana biaya pembangkit berbahan bakar minyak sebesar 27 sen USD/kWh dan lebih besar lagi, menghasilkan penghematan biaya untuk PLN: sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 5.4. Untuk aplikasi PV seperti itu, manfaat ekonomi bersihnya adalah sebesar $ 17,1 juta per tahun (pada tahun 2024). 119. Memang, ini adalah strategi “menguntungkan semua pihak” yang klasik - yang terlihat jelas dari diagram, semua pemangku kepentingan mendapat keuntungan bersih. Asumsinya adalah bahwa penghematan PLN tersebut diteruskan ke konsumen dalam bentuk tarif yang lebih rendah (yang memang akan menjadi konsekuensi dari tarif yang mencerminkan biaya). Akibatnya, ini adalah pilihan di mana target (pengurangan) emisi karbon dicapai tanpa ada biaya yang dibebankan kepada konsumen Indonesia. Tabel 5.4: Dampak dari PV yang dimaksudkan untuk menggantikan PLTD
[1] [2]
PV
PLN
Keme nkeu
[1]
[2]
[3]
[10] [11] [12] [13]
Manfaat Biaya tetap yg dapat dihindari Biaya tidak tetap yg dapat dihindari Premi emisi GRK Premi lingkungan setempat Pembangunan ekonomi setempat Premi keamanan energi Biaya integrasi Kerugian transmisi yg dapat dihindari Transaksi produsen Pendapatan FIT Biaya produksi Pajak dan bea
76,7 -70,5 -3,8
[14] [15]
Pemulihan biaya tambahan Dampak bersih
2,3
[3] [4] [5] [6] [7] [8] [9]
Rumah tangga setempat [4]
Konsu men PLN [5]
Dunia
[6]
Manfaat ekonomi bersih [7]
FIT sen USD /kWh [8]
0,0 82,4 4,3 0,4 0,1 0,5 0,0 0,0
3,8 4,4
26,86
4,3 0,4 0,1
1,40 0,12 0,03
0,5 0,0 0,0
0,17 0,00 0,00
0,0 0,0 -70,5 0,0
-76,7
-5,7 0,0
82,4
0,5
5,7 5,7
4,3
0,0 17,1
28,6
42
20
17.1
$USmillion
15
10
5
5.7
4.4
4.3
2.3
0
PV
MoF PLN
PLN consum. net econ benefit local HH World
5.2 DAMPAK DARI FIT PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA ANGIN Sulawesi 120. Tabel 5.5 menunjukkan dampak dari proyek pembangkit listrik tenaga angin 200 MW di Sulawesi pada tahun 2024. Hal ini menunjukkan keuntungan ekonomi bersih sebesar $ 7,7 juta, dengan memperhitungkan manfaat GRK yang dapat dihindari. Tabel 5.5: Dampak dari pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi, 200MW pada tahun 2024 IPP tenaga angin [1] [1] Manfaat [2] Biaya tetap yg dapat dihindari [3] Biaya tidak tetap yg dapat dihindari [4] Premi emisi GRK [5] Premi lingkungan setempat [6] Pembangunan ekonomi setempat [7] Premi keamanan energi [8] Biaya integrasi [9] Kerugian transmisi yg dapat dihindari [10] Transaksi produsen [11] Pendapatan FIT [12] Biaya produksi [13] Pajak dan bea
PLN Kemenkeu
[2]
Rumah Konsu tangga men setempat PLN [3] [4] [5]
Dunia
[6]
0,0 85,2
0,0 13,9
11,1 0,2 2,1
1,8 0,0 0,4
-3,6
1,0 -3,6
0,2 -0,6
0,0
0.0
0,0
85,2 11,1 0,2 2,1 1,0
96,0 -88,4 -4,8
[14] Pemulihan biaya tambahan [15] Dampak bersih
2,9
Manfaat FIT sen ekonomi USD bersih /kWh [7] [8]
0,0 0,0 -88,4 0,0
-96,0 4,8 14,4 0,0
5,8
2,3
-14,4 -14,4
11,1
0,0 7,7
15,7
20
$USmillion
10
0
11.1
7.7
5.8
2.9
2.3
-10
-14.4
-20 wind IPP
MoF PLN
PLN consum. local HH World
43
121. Namun demikian, sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 5.5, jika biaya keuangan tambahan PLN sebesar $ 14,4 juta diteruskan ke konsumen, akan ada berbagai dampak kecil terhadap tarif konsumen (asumsi perhitungan ini adalah sama dengan yang disajikan di atas untuk PV Atap). Dampak pada tarif konsumen 2024 adalah sebesar Rp 0,4/kWh, jauh lebih kecil dibandingkan PV atap. Demikian pula, biaya yang dikenakan kepada konsumen untuk kWh tambahan energi terbarukan 2.35 adalah sebesar sen USD/kWh, hanya 15% dari biaya yang dikenakan untuk PV Atap. Tabel 5.6: Dampak terhadap konsumen, pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi US$ [1] [2] [3] [4] [5] [6]
penjualan, TWh tarif ritel rata-rata tagihan konsumen biaya tambahan tagihan konsumen disesuaikan tarif disesuaikan
[7] kenaikan tarif [8] [9] biaya yg dikenakan kepada konsumen untuk kWh tambahan dari ET
$/kWh $ juta $ juta $ juta sen USD/kWh sen USD/kWh [%] sen USD/kWh
464 16,07 74.582 14,4 74.596 16,08
Rp/kWh 2.009
0,003
0,4
0,02% 2,35
122. Biaya karbon kepada masyarakat adalah sebesar $ 13,7/ton CO2, sekali lagi jauh lebih rendah dibandingkan PV Atap. Karena manfaat dalam perhitungan tarifnya telah diperkirakan sebesar $ 30/ton, hal ini menunjukkan bahwa pembangkit listrik tenaga angin akan ekonomis bahkan pada nilai yang lebih rendah dari $ 13,7/ton CO2 tersebut. Tabel 5.7: Biaya karbon yang dapat dihindari, pembangkit listrik tenaga angin di Sulawesi faktor emisi pembangkitan yang dapat dihindari ton GRK yang dapat dihindari biaya tambahan biaya sosial yang dapat dihindari
Kg/kWh GWh ton US$ juta $/ton
masyarakat konsumen 0,404 0,404 613,2 613,2 247.733 3,4 13,7
247.733 14,4 58,2
Jawa 123. Tabel 5.8 menunjukkan dampak yang sama dari pembangkit listrik tenaga angin100 MW di Jawa. Total biaya keuangan tambahan bagi PLN adalah sebesar $ 6,7 juta (diteruskan ke konsumen berdasarkan penetapan harga yang mencerminkan biaya), dan manfaat ekonomi bersihnya adalah sebesar $ 3 juta.
44
Tabel 5.8: Dampak dari pembangkit listrik tenaga angin di Jawa pada tahun 2024 IPP tenaga angin [1]
PLN Kemenk eu [2]
[1] Manfaat [2] Biaya tetap yg dapat dihindari [3] Biaya tidak tetap yg dapat dihindari [4] Premi emisi GRK [5] Premi lingkungan setempat [6] Pembangunan ekonomi setempat [7] Premi keamanan energi [8] Biaya integrasi [9] Kerugian transmisi yg dapat dihindari [10] Transaksi produsen [11] Pendapatan FIT [12] Biaya produksi [13] Pajak dan bea [14] Pemulihan biaya tambahan [15] Dampak bersih
Rumah Konsu tangga men setempat PLN [3] [4] [5]
Dunia
[6]
Manfaat FIT sen ekonomi USD bersih /kWh [7] [8]
30,6 4,7 0,0 1,6 0,4 0,0 0,0
37,3 -34,4 -1,9
-37,3 1,9 6,7 0,0
1,1
2,3
1,6
-6,7 -6,7
4,7
0,0 30,6
0,0 13,4
4,7
2,1
0,0 1,6
0,0 0,7
0,4 0,0 0,0
0,2 0,0 0,0
0,0 0,0 -34,4 0,0 0,0 3,0
16,4
6 4
4.7
$USmillion
2 0
2.3 1.1
3.0 1.6
-2 -4
-6.7
-6 -8 wind IPP
MoF PLN
PLN consum. local HH World
124. Dampaknya terhadap konsumen dapat dilihat pada Tabel 5.9: tarif ritel tahun 2024 akan meningkat sebesar Rp 0,2/kWh. Tabel 5.9: Dampak terhadap konsumen pada tahun 2024, pembangkit listrik tenaga angin 100 MW di Jawa US$ [1] [2] [3] [4] [5] [6]
penjualan, TWh tarif ritel rata-rata tagihan konsumen biaya tambahan tagihan konsumen disesuaikan tarif disesuaikan
[7] kenaikan tarif [8] [9] biaya yg dikenakan kepada konsumen untuk kWh tambahan dari ET
$/kWh $ juta $ juta $ juta sen USD/kWh sen USD/kWh [%] US$/kWh
464 16,07 74.582 6,7 74.588 16,08 0,001
Rp/kWh 2.009
0,2
0,01% 1,09
45
125. Biaya karbon kepada masyarakat yang dapat dihindari adalah sebesar $ 12,9/ton, sama dengan di Sulawesi (tabel 5.10). Table 5.10: Cost of avoided carbon, Wind on Java emission factor avoided generation tons GHG avoided incremental cost societal avoided cost
society consumer 0.594 0.594 227.76 227.76 135,289 135,289 1.7 6.7 12.9 49.6
Kg/kWh GWh tons $USm $/ton
Pembangkit Listrik Tenaga Angin di Pulau-Pulau Wilayah Timur 126. Tabel 5.11 menunjukkan dampak dari proyek pembangkit listrik tenaga angin kecil 20 MW di pulau-pulau di wilayah timur. Dampak ekonomi bersihnya adalah sebesar $ 1 juta/tahun, dan biaya keuangan tambahan yang diteruskan dari PLN kepada konsumen adalah sebesar $ 1,4 juta/tahun. Tabel 5.11: Dampak dari proyek pembangkit listrik tenaga angin 20MW di Kepulauan Wilayah Timur IPP tenaga angin [1]
PLN Kemenk eu
Rumah Konsu tangga men setempat PLN [3] [4] [5]
[2]
[1] Manfaat [2] Biaya tetap yg dapat dihindari [3] Biaya tidak tetap yg dapat dihindari [4] Premi emisi GRK
Dunia
[6]
11,8 1,2
Manfaat FIT sen ekonomi USD bersih /kWh [7] [8] 0,0 11,8
0,0 26,9
1,2
2,7
[5] Premi lingkungan setempat
0,0
0,0
0,0
[6] Pembangunan ekonomi setempat [7] Premi keamanan energi [8] Biaya integrasi [9] Kerugian transmisi yg dapat dihindari [10] Transaksi produsen [11] Pendapatan FIT [12] Biaya produksi [13] Pajak dan bea [14] Pemulihan biaya tambahan [15] Dampak bersih
0,1
0,1
0,3
0,1 -0,9 0,0
0,2 -2,1 0,0
0,0 0,0 -11,3 0,0 0,0 1,0
28,0
0,1 -0,9 0,0
12,3 -11,3 -0,6
-12,3 0,6 1,4 0,0
0,4
0,7
0,1
-1,4 -1,4
1,2
2
$USmillion
1
1.2
0.7 0
0.4
1.0
0.1
-1
-1.4
-2 wind IPP
MoF PLN
PLN consum. net econ benefit local HH World
46
127. Tabel 5.12 menunjukkan dampak terhadap konsumen proyek pembangkit listrik tenaga angin Pulau-Pulau wilayah Timur. Walaupun nampaknya biaya FIT-nya tinggi, apabila biaya keuangan tambahan yang sangat kecil ini didistribusikan ke seluruh konsumen listrik, dampaknya yang sebesar Rp 0,05/kWh nyaris tidak terasa. Tabel 5.12: Dampak terhadap konsumen, proyek pembangkit listrik tenaga angin di Kepulauan Wilayah Timur US$ [1] [2] [3] [4] [5] [6]
penjualan, TWh tarif ritel rata-rata tagihan konsumen biaya tambahan tagihan konsumen disesuaikan tarif disesuaikan
$/kWh $ juta $ juta $ juta sen USD/kWh [7] kenaikan tarif sen USD/kWh [8] [%] [9] biaya yg dikenakan kepada konsumen untuk US$/kWh
Rp/kWh
464 16,07 74.582 1,4 74.583 16,07 0,000
2.009
0,04
0.00% 0.23
kWh tambahan dari ET
128. Tabel 5.13 menunjukkan perhitungan biaya karbon yang dapat dihindari, suatu biaya sosial yang sangat rendah sebesar $ 6,4/ton CO2. Table 5.13: Biaya karbon yang dapat dihindari, pembangkit listrik tenaga angin di Kepulauan Wilayah Timur faktor emisi pembangkitan yang dapat dihindari ton GRK yang dapat dihindari biaya tambahan biaya sosial yang dapat dihindari
Kg/kWh GWh ton US$ juta $/ton
masyarakat konsumen 0,785 0,785 43,8 43,8 34.383 34.383 0,2 1,4 6,4 40,8
5.3 RANGKUMAN 129. Tabel 5.14 menyajikan rangkuman dari penilaian dampak terhadap pemangku kepentingan. Total manfaat ekonomi dari program pembangkit listrik tenaga angin 200 MW di Sulawesi, 100 MW di Jawa, dan 20 MW di proyek-proyek kecil di Kepulauan Wilayah Timur adalah sebesar $ 11.700.000/tahun. Namun kerugian ekonomi bersih dari program PV Atap Jakarta adalah sebesar $ 21,7 juta/tahun. Biaya karbon yang dapat dihindari untuk programprogram pembangkit listrik tenaga angin berada di kisaran $ 6,4 sampai $ 13,7/ton CO2. Dampak keseluruhan dari proyek pembangkit listrik tenaga angin adalah kenaikan tarif di tahun 2024 sebesar Rp 0,65/kWh.
47
Tabel 5.14: Perbandingan FIT pembangkit listrik PV Atap dan pembangkit listrik tenaga angin PV Atap Jakarta
kapasitas terpasang Faktor beban Energi terbarukan yg dikirim Biaya keuangan tambahan Manfaat ekonomi bersih, 2024 Dampak terhadap tarif tahun 2024
MW [] GWh US$ juta US$ juta
Rp/kWh sen USD/kWh [%] Biaya yg dikenakan kepada sen konsumen dari kWh tambahan USD/kWh ET Biaya karbon yg dapat $/ton dihindari (sebagaimana terlihat oleh konsumen) Biaya sosial karbon
$/ton
PV Atap Pembangkit Pembangk Pembangkit Kepulauan listrik it listrik listrik tenaga wil. Timur tenaga tenaga angin angin angin Kepulauan Sulawesi Jawa wil. Timur
250 0,14 307 32,7 -21,7 Naik
250 0,14 307 -5,7 17,1 Turun
200 0,36 613 14,4 7,7 Naik
100 0,26 228 6,7 3,0 Naik
20 0,25 52 1,4 1,0 (Naik)
+1,3 +0,011
-0,2 -0,001
+0,4 +0,003
+0,2 +0,001
+0,05 0,000
+0,04 10,7
-0,01
+0,02 2,35
+0,01% 1,1
0,00% 0,27
58,2
49,6
40,8
179 Tidak ada, semua untung 143
13,7
12,9
6,4
48
LAMPIRAN I: PV ATAP I.1
SUMBER DAYA MATAHARI
130. Indonesia menikmati sumber daya matahari yang cukup besar di sebagian besar lokasi. Lokasinya yang di khatulistiwa memberi kepastian bahwa sumber daya matahari cukup konsisten sepanjang tahun dengan musim kemarau yang menjadi variabel yang paling berpengaruh yang berlangsung dari bulan Juni hingga Oktober dan semua wilayah di Indonesia merasakan radiasi matahari paling tinggi selama periode tersebut. Radiasi matahari di Sumatera, Jakarta, dan Jawa Barat umumnya lebih rendah daripada bagian timur negeri dan, sebagai kaidah umum, semakin jauh Anda bergerak ke arah timur di Nusantara, maka sumber dayanya menjadi semakin baik. Berikut ini tabel dan gambar yang memberikan gambaran dan ilustrasi grafik mengenai radiasi matahari di enam lokasi perkotaan di Indonesia. Tabel I.1: Rangkuman Sumber Surya di Indonesia (kWh/m2/hari) Bulan Sumatra Selatan Jakarta Yogyakarta Surabaya Sulawesi Selatan Sumba
Jan 4,3 4,3 5,0 5,1 4,1 5,3
Feb 4,3 4,2 4,8 5,0 4,5 5,5
Mar Apr 4,7 4,7 4,7 4,5 4,9 4,7 5,0 4,8 4,9 4,9 5,7 5,8
Mei 4,4 4,6 4,8 4,8 5,0 5,0
Jun 4,2 4,5 4,9 5,1 4,8 4,9
Jul 4,4 4,9 4,9 5,5 5,2 5,2
Ags 5,2 5,3 5,4 6,2 6,1 6,0
Sep 5,8 5,7 5,6 6,7 6,4 6,8
Okt 5,4 5,4 5,5 6,6 6,2 7,1
Nov 4,6 4,9 4,9 5,5 5,6 7,1
Des 4,2 4,2 4,5 4,7 4,1 5,8
Rata-2 4,7 4,8 5,0 5,4 5,2 5,9
Sumber: © 2014 GeoModel Solar
Gambar I.1: Radiasi matahari bulanan secara global di 6 lokasi Perkotaan (kWh/m2/hari)
131. Radiasi matahari di banyak lokasi juga memiliki komponen tersebar (diffuse) yang sangat tinggi, dan di lokasi seperti Jakarta, radiasi tersebar lebih dominan dibandingkan dengan radiasi sinar matahari secara langsung. Akibatnya, total variabilitas radiasi akan secara rata-rata jauh lebih rendah daripada yang mungkin dapat terjadi. Implikasi langsung dari hal ini adalah bahwa variabilitas keluaran sistem PV di lokasi ini dan lokasi-lokasi lainnya akan berkurang, dan potensi dampak buruknya terhadap stabilitas jaringan akan berkurang.
49
Gambar I.2: Rincian Rata-rata Radiasi Matahari dengan cara Tersebar vs Secara Langsung
I.2
PROGRAM PV ATAP DI INDONESIA
132. Jelaslah bahwa penyebaran PV di Indonesia sebagian besar telah difokuskan pada sistem luar jaringan (off-grid) dan jaringan kecil di lokasi terpencil di negeri, di mana pembangkit listrik berbahan tenaga diesel mendominasi. Hal ini didorong oleh berbagai faktor, tetapi dua pendorong utama bagi fokus kebijakan ini adalah: (i) Biaya Bahan Bakar yang dapat dihindari: Biaya PLTD, terutama di daerah-daerah terpencil, sangat tinggi (> USD 0,35 /kWh) dan manfaat keuangan dari penyebaran PV untuk mengimbangi atau mengganti biaya pemakaian diesel, dalam banyak kasus, sangat jelas; dan (ii) Listrik Pedesaan: Diperkirakan 25% warga Indonesia tidak memiliki akses ke pasokan listrik yang dapat diandalkan. Di daerah-daerah terpencil tanpa adanya infrastruktur, pembangkit listrik PV secara umum dipandang sebagai sarana elektrifikasi dengan biaya yang efektif. 133. Berbeda dengan daerah-daerah terpencil di Indonesia tersebut, penyebaran sistem PV di daerah-daerah hunian utama dan pusat beban utama di Indonesia, di Jawa, Bali dan Sumatera Selatan serta Sulawesi Selatan sangat sedikit. Alasannya adalah: • Biaya pembangkit listrik di wilayah-wilayah tersebut relatif rendah, • Tarif pemakaian listrik bersubsidi untuk pengguna akhir, • Biaya awal sistem PV yang tinggi, • Kurangnya insentif dan mekanisme kebijakan untuk mendorong penyerapan PV, • Terbatasnya akses terhadap lahan untuk pembangkit listrik PV skala komersial, • Kerangka regulasi yang efektif dan standar pemasangan belum secara jelas ditetapkan. • Jumlah penduduk dan lokasi penduduk yang terpusat di lokasi menyebabkan pembangunan pembangkit listrik yang besar lebih hemat biaya. • Ada pilihan yang ‘murah’ untuk sumber energi di daerah tersebut, seperti batubara, gas, minyak, dan air.
50
134. Tujuan mendasar dari laporan ini adalah untuk memberikan panduan mengenai insentif dan kerangka kebijakan yang tepat untuk penyebaran sistem PV atap di pusat-pusat beban utama di Indonesia.
Definisi: PV Atap 135. Penggunaan istilah “PV Atap” terbuka bagi banyak penafsiran dan untuk tujuan studi ini definisi berikut ini yang dipergunakan, yaitu: Suatu sistem pembangkit listrik tenaga fotovoltaik yang terhubung ke jaringan dan didistribusikan ke perumahan, komersial atau industri. 136. • • •
Definisi karakteristik PV atap meliputi: Terhubung ke jaringan sedemikian rupa sehingga memerlukan adanya sambungan aktif ke jaringan distribusi utama agar pembangkitan tenaga listrik PV dapat terjadi, Sistem PV terhubung ke jaringan PLN di premis melalui meteran yang disetujui, dan Konfigurasi sambungannya adalah salah satu dari meteran Netto atau Bruto.
137. Karena lahan yang tersedia terbatas sistem PV cenderung dipasang di atap namun sistem yang dipasang di atas permukan tanah juga diizinkan. 138. Kapasitas sistem PV individual dapat berkisar dari sistem rumah tangga kecil sebesar beberapa kW sampai instalasi berskala besar multi MW melalui penggabungan banyak ruang atap atau areal tanah.
I.3
POTENSI UNTUK PV ATAP
139. Kapasitas total pembangkit listrik di Indonesia saat ini diperkirakan sebesar 44 GW, di mana sekitar 80% dari kapasitas tersebut tersebar di jaringan Jawa-Bali. Pengembangan pembangkit listrik di seluruh Indonesia diproyeksikan setidaknya menjadi dua kali lipat dari kapasitas yang ada saat ini ini dalam waktu 10 tahun. Penambahan kapasitas akan dilakukan melalui penyebaran berbagai teknologi pembangkit terbarukan dan non-terbarukan. 140. PV atap memiliki potensi untuk menambah pembangkitan tambahan yang cukup besar pada jaringan Jawa Bali. Di wilayah Jakarta dan sekitarnya saja, yang kira-kira seluas 740 km2, pemanfaatan 1% dari total luas area ini untuk pembangkit listrik PV atap akan menambahkan 1 GW pembangkitan PV, dan 3 sampai 4 GWh tenaga listrik dapat dimasukkan ke dalam jaringan lokal per harinya. Jika hasil dasar ini diekstrapolasi ke wilayah di luar Jakarta, potensi PV atap cukup besar untuk meningkatkan kapasitas jaringan Jawa Bali. 141. Untuk tujuan program PV atap, fokus awal pada penyebaran di Jakarta dipandang sebagai langkah pertama yang logis. Dasar pemikiran untuk fokus awal di Jakarta ini adalah sebagai berikut: • Jakarta adalah pusat utama dari penduduk perkotaan di Indonesia, pusat utama kegiatan komersial dan industri dan oleh karenanya memiliki akses yang luas ke berbagai pemilik atau penyalur (up-taker) sistem potensial • Ketersediaan ruang atap yang tinggi di perumahan, di gedung-gedung pemerintah, di bangunan komersial dan industri • Jaringan listrik yang besar dan mapan telah ada di bangunan-bangunan tersebut • Seluruh pemangku kepentingan utama proyek, termasuk Pemerintah, Pemodal dan industri PV berlokasi di Jakarta 51
•
I.4
Sumber daya surya di Jakarta umumnya lebih rendah dibandingkan daerah lain di sebelah timur Jakarta dan hasil pemodelan, yang disampaikan di bawah ini, untuk wilayah Jakarta akan cukup konservatif apabila diterapkan di sebagian besar wilayah lain di Jawa Bali
PERTIMBANGAN TEKNIS UNTUK PV ATAP
142. Melalui bertahun-tahun pengalaman internasional, manfaat dan permasalahan yang terkait dengan jaringan yang terhubung sistem pembangkitan dan integrasi PV saat ini telah diketahui dan didokumentasikan dengan baik. Tabel berikut ini memberikan ringkasan dasar karakteristik pembangkit PV dan dampaknya terhadap jaringan yang perlu dipertimbangkan. Tabel I.2: Karakteristik Sistem Pembangkit PV Atap Karakteristik
Variabilitas & Intermitensi
Kedekatan (proximity) dengan beban
Grid following
Dukungan & perlindungan jaringan
Dampak terhadap Jaringan • Pembangkitan PV mengikuti pola harian dan musiman yang dapat diprediksi, tetapi bervariasi pada skala waktu yang singkat • Sistem PV individual berpotensi memiliki variabilitas yang tinggi tetapi pada tingkat jaringan, variabilitas ini sebagian besar dapat dikurangi ketika beberapa sistem dengan sebaran geografis yang signifikan dikerahkan. • Pembangkitan terjadi pada titik beban. • Secara efektif terjadi konsumsi sendiri dari pembangkit PV sebelum tenaga listrik diekspor ke jaringan • Memerlukan adanya jaringan listrik untuk pembangkitan. Pemutusan arus secara otomatis untuk menghindari terjadinya islanding. • Pembangkitan bersih/neto dipengaruhi oleh ketersediaan jaringan listrik di mana tidak tersedia sistem penyimpanan • Pembatasan ekspor atau dukungan terhadap daya reaktif dengan mudah dicapai, tetapi berpengaruh terhadap pembangkitan bersih
Tabel I.3: Dampak Sistem PV Atap terhadap Jaringan Dampak
Di jaringan secara keseluruhan
Dampak Terhadap Jaringan Terlokalisasi
Penggantian Pembangkitan
Dampak terhadap Jaringan • Untuk sistem PV terdistribusi pada penetrasi bersih < 25% ada dampak yang terbatas pada stabilitas jaringan dan tidak terlalu berpengaruh terhadap jaringan. • Pada tingkat penetrasi PV yang tinggi, > 25%, dapat menimbulkan masalah integrasi dan dapat menyebabkan munculnya biaya tambahan bagi jaringan atau pengguna akhir untuk mengelolanya • Turunnya kerugian jaringan karena pembangkitan lokal • Kualitas daya. Secara khusus kenaikan Tegangan atau masalah pada Frekuensi: Biasanya terbatas pada tingkat pengumpan (feeder) lokal atau gardu di mana terdapat konsentrasi tinggi PV terdistribusi ditambah dengan beban setempat dan sambungan layanan yang rendah. • Inverter modern yang terhubung ke jaringan memberikan kualitas keluaran gelombang sinus yang tinggi dengan distorsi harmonik yang terbatas • Umumnya akan menggantikan pembangkitan pada saat waktu puncak di siang hari. • Manfaat kapasitas yang terbatas • Apabila penyimpanan energy disediakan, bisa memberikan manfaat tambahan untuk pengelolaan beban puncak
52
143. Permasalahan yang tertera di dalam tabel di atas mudah dikelola, dan dalam banyak kasus, tidak mungkin ada masalah sampai tercapainya tingkat penetrasi PV yang tinggi. Semua permasalahan dapat dikelola dalam kerangka peraturan yang benar tanpa adanya dampak yang tidak diharapkan, baik di jaringan maupun di pembangkit listrik PV.
I.5
TEKNOLOGI PV
144. Saat ini PV adalah suatu teknologi pembangkit listrik yang diakui secara internasional yang telah menjadi arus utama di banyak negara. Hal ini terus mengalami perkembangan pesat baik sebagai teknologi maupun aplikasinya. Berikut ini adalah gambaran singkat dari status PV secara internasional dan di Indonesia.
Tren Biaya di Dunia Internasional 145. Selama 30-40 tahun terakhir ini, harga modul PV telah mengikuti tren penurunan secara eksponensial dengan rata-rata biaya untuk modul PV sekarang berada di bawah US$ 1,00/Wp dan, di banyak daerah di dunia, biaya ini secara substansial lebih kecil (Gambar I.3). Dalam beberapa tahun terakhir, tren ini telah sama sampai titik tertentu, tetapi harga yang diproyeksikan untuk modul PV diperkirakan akan terus turun seiring dengan turunnya biaya produksi modul dan meningkatnya efisiensi modul PV. Gambar I.3: Kurva harga Modul PV
Sumber: Peta jalan teknologi PV IEA 2014 146. Biaya pemasangan sistem PV juga telah turun dalam kurun waktu yang sama. Hal ini terutama karena turunnya biaya PV. Dalam beberapa tahun terakhir, porsi biaya Perangkat Lain Dari Sistem (Balance Of Systems - BOS meliputi semua komponen dari sistem fotovoltaik selain panel fotovoltaik ) dari biaya pemasangan secara keseluruhan, dengan demikian, menjadi semakin besar. Hal ini telah mendorong penurunan biaya inverter, rangka, switchboards kabel, dan komponen BOS lainnya. 147. Sebagaimana telah dicatat, turunnya biaya, baik untuk komponen sistem PV maupun untuk pemasangannya, secara umum diperkirakan akan terus berlanjut di masa mendatang dan dampak ini harus dipertimbangkan dalam pengembangan program PV atap yang efektif.
53
Gambar I.4 Biaya sistem PV
Sumber: Peta jalan teknologi PV IEA 2014
Industri PV di Indonesia 148. Produsen Modul PV di Indonesia terdiri dari kurang dari 10 perusahaan lokal yang relatif kecil yang merakit modul PV memanfaatkan komponen yang sebagian besar diimpor dari negara-negara seperti China dan Taiwan. Tidak seperti Malaysia dan Filipina, tidak ada produsen internasional besar yang telah menyiapkan fasilitas produksi PV di Indonesia. Beberapa perusahaan global besar telah menyampaikan minat mereka dalam bidang usaha tersebut tetapi belum ada komitmen secara langsung yang telah dibuat dan mereka umumnya mengaitkan aktivitas masa depan, seperti halnya pembangunan fasilitas produksi PV, dengan insentif lokal yang sesuai dan perluasan penyebaran PV di Indonesia. 149. Produsen modul PV Indonesia juga membentuk kelompok utama kontraktor pemasangan sistem PV, dan pekerjaan pemasangan tersebut sampai saat ini telah menjadi pendorong yang kuat bagi kegiatan manufaktur PV mereka. Kualitas pemasangan sistem PV yang telah diidentifikasi juga sangat bervariasi, dan pertumbuhan yang pesat dari industri PV di Indonesia melalui program PV Atap perlu mempertimbangkan keterbatasan kapasitas industri lokal yang yang relatif masih berada dalam masa permulaan pertumbuhannya. 150. Pasar PV Indonesia mengandalkan terutama pada modul PV impor atau modul PV rakitan lokal yang terbuat dari komponen modul yang diimpor. Demikian pula perangkat keras BOS-nya juga sebagian besar diimpor dan dengan demikian biaya komponen sistem PV sangat tergantung pada faktor-faktor internasional. 151. Berdasarkan data yang disediakan oleh industri PV Indonesia, Kementerian ESDM, dan sumber-sumber lainnya, rangkuman biaya Modul PV di Indonesia pada tahun 2014 disampaikan di Tabel I.4 dan I.5. Tabel I.4: Biaya Modul PV: Impor vs. Lokal Sumber Modul PV impor Modul PV yang dirakit di Indonesia
Biaya (USD/Wp) ~ 0,70 ~ 1,00
54
Tabel I.5: Modul PV Terakit (Assembly) Komponen modul PV Sel PV Rangka Aluminium EVA (Ethylene Vinyl Acetate) Back Sheet Glass Junction box Silver Solder Ribbon Sealant Aksesoris
Sumber
% Biaya Komponen
China, Taiwan, Malaysia Indonesia, China, Taiwan China, Korea, Taiwan China, Korea China China, Korea, Taiwan China, Korea, Taiwan China, Taiwan Indonesia Total
50 13 4 6 6 6 8 2 5 100
Bea Masuk (%) 0 20 10 15 5 12,5 12,5 12,5 0 NA
I.6 SEKILAS MENGENAI PENGALAMAN INTERNASIONAL DENGAN PROGRAM INSENTIF PV ATAP Insentif 152. Program insentif telah dan sedang dipergunakan untuk mendukung peluncuran sistem PV baik di negara maju maupun berkembang. Daftar berikut ini adalah insentif yang paling umum yang dipergunakan: • Feed-in Tariff • Subsidi modal, hibah, atau rabat • Subsidi Pinjaman Dan Jaminan Pinjaman • Kewajiban kuota utilitas • Sertifikat energi terbarukan yang dapat diperdagangkan • Insentif pajak • Peraturan mengenai bangunan hijau 153. Bagian berikut ini mengeksplorasi secara rinci sifat dan dampak berbagai insentif tersebut dan bagaimana insentif tersebut sedang dipergunakan di negara-negara lain seperti Malaysia, Thailand, Filipina, dan India. Perhatian khusus diberikan kepada pengalaman internasional dengan desain program Tarif Feed-in.
Subsidi Modal, Hibah Atau Rabat 154. Sistem PV memiliki biaya modal awal yang tinggi namun biaya operasi dan pemeliharaan yang sangat rendah. Bagaimanapun juga, biaya modal di depan yang tinggi ini menjadi penghambat utama bagi penyerapan sistem PV. Subsidi modal dalam bentuk hibah atau rabat dapat menjadi insentif yang sederhana dan dapat diandalkan untuk sistem PV yang disambung ke jaringan (uptake), terutama untuk pasar perumahan dengan kapasitas yang lebih kecil. Subsidi modal adalah insentif yang sangat umum dalam program PV di awal perkembangannya tetapi oleh karena industri telah menjadi dewasa dan biaya PV telah menurun, sekarang ini, praktek tersebut kurang umum dilakukan. Pemberian subsidi modal juga memerlukan pengaturan kelembagaan yang kuat untuk memastikan bahwa subsidi tersebut tidak disalahgunakan atau salah arah. India saat ini memang menggunakan subsidi modal untuk pemasangan sistem PV skala kecil. Subsidi tersebut merupakan insentif hasil kerja sama Pemerintah Pusat dan Pemerintah Negara Bagian dan merupakan 30% - 40% dari biaya modal.
55
Subsidi Pinjaman dan Jaminan Pinjaman 155. Tingkat suku bunga dan subsidi pinjaman merupakan sarana yang berhasil meningkatkan kesediaan bank dan lembaga pemberi pinjaman lainnya untuk memberi pinjaman kepada proyek-proyek energi terbarukan. Hal ini sangat penting di negara-negara di mana proyek-proyek energi terbarukan kurang dikenal oleh bank sehingga menerapkan profil risiko yang tinggi untuk kredit investasi bagi energi terbarukan. Jaminan pemerintah dapat mengurangi profil risiko ini dan subsidi atas suku bunga mengurangi beban bunga pinjaman yang lebih tinggi kepada peminjam. 156. Di Thailand, suatu "Dana Bergulir" dibentuk pada tahun 2003 sebagai suatu skema pinjaman berbunga rendah untuk proyek-proyek konservasi energi dan energi terbarukan. Dana tersebut memberikan pinjaman kepada bank pada tingkat suku bunga 0%. Bank-bank meminjamkan uang ini untuk proyek-proyek energi terbarukan sesuai dengan sejarah keuangan (pengalaman) bank mereka, dengan tingkat suku bunga maksimum 4% untuk jangka waktu pinjaman maksimum tujuh tahun. Anggaran untuk dana tersebut telah secara substansial berkurang dalam beberapa tahun terakhir ini karena bank-bank telah memperoleh pengalaman berinvestasi dalam proyek-proyek energi terbarukan dan mampu untuk membiayai investasi dari modal mereka sendiri. Oleh karena itu, kebutuhan terhadap dana tersebut telah berurang karena investasi telah meningkat. 157. Skema Pembiayaan Teknologi Hijau Malaysia adalah program pinjaman berbunga rendah yang dibentuk pada tahun 2010 dengan anggaran sebesar $ 431 juta. Kredit diberikan oleh bank, dengan jaminan pemerintah sebesar 60% dari jumlah pembiayaan dan dengan beban bunga yang ditanggung oleh pemerintah sebesar 2% dari total bunga yang dibebankan selama masa pinjaman. Skema ini tersedia untuk berbagai proyek termasuk namun tidak terbatas pada penyebaran energi terbarukan. Sampai saat ini, secara total sekitar 360 proyek telah disetujui, 68 di antaranya adalah proyek yang terkait PV surya, termasuk pemasangan sistem dan pendirian pabrik.
Kewajiban kuota Perusahaan Listrik dan Perdagangan Sertifikat Energi Terbarukan 158. Kewajiban kuota utilitas untuk pembangkit listrik energi terbarukan pada umumnya merupakan suatu persentase total pembangkitan yang diwajibkan kepada perusahaan listrik untuk dihasilkan atau dibeli dari sumber energi terbarukan. Di India, pemerintah pusat mewajibkan target Kewajiban Portofolio (Energi) Terbarukan (Renewable Portfolio Obligations RPO) kepada setiap Negara bagian untuk dipenuhi. Perusahaan-perusahaan listrik dapat memenuhi target mereka melalui perdagangan Sertifikat Energi Terbarukan (Renewable Energy Certificates - RECs). Negara bagian membuat kebijakan mereka untuk memenuhi RPO mereka. Filipina memiliki Standard Portfolio Energi Terbarukan di dalam Undang-Undang Energi Terbarukan mereka tahun 2008; namun, hal tersebut belum diumumkan secara resmi. 159. Sebagai suatu mekanisme insentif, hal tersebut (perdagangan REC) relatif rumit dan membutuhkan pengaturan kelembagaan yang kuat untuk mengelolanya. Insentif ini telah dipergunakan dengan sangat sukses di beberapa negara dan wilayah hukum lain, termasuk di Australia, di mana skema ini memisahkan REC tersebut kedalam komponen berskala kecil dan besar. Dengan begitu banyaknya penolakan terhadap FIT dalam beberapa tahun terakhir ini, penjualan sertifikat pembangkitan yang dapat diperdagangkan ini telah menjadi pendorong utama untuk pengembangan energi terbarukan.
56
Insentif pajak 160. Filipina, Thailand, dan Malaysia semuanya memiliki program insentif pajak yang cukup besar untuk mendorong investasi di bidang energi terbarukan dan teknologi efisiensi energI. India memiliki usulan skema insentif pajak bagi rumah tangga yang memasang PV di atas atap mereka. 161. Pilihan insentif pajak yang telah dimanfaatkan untuk energi terbarukan dan efisiensi teknologi energi meliputi: - Pembebasan atau pengurangan bea masuk untuk perangkat keras dan peralatan yang berhubungan dengan efisiensi energi dan energi terbarukan - Pengurangan pajak penghasilan badan untuk perusahaan yang meningkatkan efisiensi energi mereka atau yang mengembangkan proyek-proyek energi terbarukan - Pengurangan Pajak Pertambahan Nilai untuk proyek-proyek energi terbarukan - Rabat pajak untuk pembelian semua energi terbarukan dan teknologi efisiensi energi. 162. Biaya dan keuntungan bersih untuk ekonomi yang lebih luas dari insentif pajak ini bisa sulit untuk diukur. Tapi (hanya ada sedikit keraguan) di negara-negara di mana insentif pajak telah dimanfaatkan, industri PV menjadi mapan dan/atau penyebaran teknologi PV meningkat.
Peraturan mengenai bangunan hijau 163. Hal ini melibatkan penyusunan peraturan nasional mengenai bangunan yang mewajibkan bangunan baru untuk memenuhi kebutuhan konsumsi energi minimum. Hal ini pada umumnya didasarkan pada suatu skema pemeringkat di mana bangunan harus memenuhi standar tertentu energi bersih minimum, namun dapat mencapai hal tersebut melalui berbagai langkah, termasuk penyebaran PV atau teknologi energi terbarukan lainnya. Hal ini relatif umum dilakukan di negara-negara maju, tetapi kurang begitu umum di negara-negara lain. Peraturan tersebut harus diwajibkan untuk memiliki dampak dan terkadang juga diterapkan pada bangunan yang sudah ada yang sedang diperbaiki. Sebagai suatu insentif PV atap, hal ini bisa cukup efektif bila diterapkan.
1.7
FEED-IN TARIFF
164. Feed-in Tariff (FIT) adalah tarif yang dibayar per unit yang terukur dari tenaga listrik yang dipasok ke dalam jaringan dari sumber pembangkit yang ditunjuk. Mungkin nilainya tetap atau tidak tetap, tetapi secara umum ditentukan untuk jangka waktu yang ditetapkan. Pertimbangan utama untuk mengembangkan FIT meliputi: • Batas waktu atau pembatasan (cap) pada aplikasi • Meteran Neto vs Meteran Bruto • Struktur pembayaran Tarif • Pendanaan untuk program • Potensi model implementasi dari sisi konsumen
Batas waktu atau pembatasan/kuota pada total pembangkitan 165. Pengalaman internasional menunjukkan bahwa akses yang terbuka dan tidak terkendali untuk insentif, seperti FIT, bisa menyebabkan kelebihan permintaan program PV secara cepat dan selanjutnya memunculkan berbagai dampak negatif bagi pengelola program dan pengguna. Pengendalian pendaftar program pada umumnya dikelola melalui penetapan batas waktu untuk pengajuan permohonan program, atau dengan menetapkan batas maksimum atau kuota terhadap total kapasitas PV yang tersedia untuk fasilitas FIT. 57
166. Pengalaman internasional menunjukkan bahwa jika FIT yang cukup besar diterapkan dan suatu pendekatan batas waktu permohonan digunakan akan mengakibatkan kelebihan permintaan untuk program ini, dan kapasitas lembaga untuk mengelola program secara finansial dan logistik akan sangat diuji. Ini yang terjadi di putaran pertama kebijakan “Tarif Tambahan” di Thailand tahun 2006 -2008, dan Feed-in Tariff untuk surya atap di NSW Australia tahun 2008 2010. Ada juga banyak contoh internasional lain yang sejenis. Pelajaran dari pengalaman ini menunjukkan bahwa total kapasitas yang memenuhi syarat yang didefinisikan dengan jelas adalah suatu cara yang lebih efektif untuk memastikan peluncuran terkendali program PV berbasis FIT. 167. Sebagai contoh, Thailand telah menerapkan pelajaran yang didapat dari program awal mereka untuk program-program mereka yang lebih baru. FIT tenaga listrik surya (diumumkan pada tahun 2013) memiliki batasan tetap sebesar 1 GW pembangkit listrik tenaga surya terpasang dengan kuota sebesar 200 MW untuk PV atap dan 800 MW untuk PV yang terpasang di atas permukaan tanah milik masyarakat. Demikian pula kebijakan FIT Malaysia memiliki kuota yang berjenjang yang diterbitkan setiap enam bulan. Batasan untuk tahun 2013 dan 2014 ditampilkan pada Tabel I.6. Kuota yang diterbitkan setiap enam bulan tersebut memungkinkan sasaran dan tingkat harga FIT dapat secara berkala ditinjau kembali dan disesuaikan seperlunya. Tabel I.6: Batasan enam bulanan untuk FIT PV Surya di Malaysia, 2013-2014 MW Kapasitas Yang Dialokasikan Pengembang Perumahan Perorangan Non-perorangan (<500kW) Non-perorangan (>500kW)
2013 H1 0,00 4,70 1,98 32,26
H2 0,00 0,47 1,30 26,24
2014 H1 0,00 0,00 0,72 30,53
H2 0,00 0,00 0,00 0,00
Namun demikian, memang ada masalah akses dengan sistem berbasis kuota. Ketika kuota diterapkan, tindakan harus diambil untuk memastikan pemerataan akses terhadap kuota yang terbatas atau secara jelas mengidentifikasi para pemasok tenaga listrik terpilih dan memberikan alasan-alasan untuk membatasi akses kepada para pihak ini.
Besaran dan struktur tarif 168. Besarnya tingkat Feed in Tariff dapat dibedakan untuk berbagai jenis teknologi, lokasi, dan struktur kepemilikan. Seringkali tarif yang lebih tinggi akan diberikan kepada sistem yang lebih kecil untuk mencerminkan biaya yang lebih tinggi per kW terpasangnya. Besaran tarif mungkin juga termasuk premi atau bonus untuk mendorong investasi dalam teknologi atau daerah tertentu. 169. Sekali lagi pendekatan internasional ini cukup beragam. Struktur tingkat harga FIT di Thailand ditampilkan pada Tabel I.6 Tabel I.7: Tarif FIT pemasangan PV Atap di Thailand untuk pembatasan hingga total 200 MW Kategori pembangkit listrik
Ukuran
Perumahan
<10kW
Bangunan komersial kecil Bangunan komersial/pabrik skala menengah hingga besar
10kW-250kW 250kW-1.000kW
Tingkat FIT (THB/kWh) THB 6,96/kWh THB 6,55/kWh THB 6,19/kWh
Tingkat FIT (USD/kWh) USD 0,21/kWh USD 0,20/kWh USD 0,19/kWh
Tahun pembayaran 25 25 25
58
Tabel I.8: Tarif FIT untuk PV yang dipasang di permukaan tanah milik Masyarakat untuk pembatasan hingga total 800 MW Tahun L 4-10 11-25
Tingkat FIT (THB/kWh) BHT 9,75/kWh BHT 6,5/kWh BHT 4,5/kWh
Tingkat FIT (USD/kWh) USD 0,30/kWh USD 0,20/kWh USD 0,14/kWh
Tahun pembayaran 25 25 25
170. Program sebelumnya di Thailand memberikan tarif premi untuk wilayah selatan negara tersebut untuk memperhitungkan risiko tambahan yang berkembang di wilayah tersebut. Hal ini telah dipuji sebagai sarana yang berhasil untuk mendorong investasi di mana risikonya lebih tinggi. 171. FIT di Malaysia juga memiliki kategori untuk ukuran sistem yang berbeda dan memberi bonus tarif FIT untuk pemasangan dan/atau sistem PV yang Terpadu Bangunan (BIPV - Building Integrated PV) yang menggunakan modul PV dan/atau inverter yang diproduksi atau dirakit secara lokal. Tarif FIT Malaysia dan bonus ditampilkan di Kotak 1 (teks utama, bagian atas) 172. Setiap negara bagian di India memiliki kebijakan tarif listrik yang berbeda. Negaranegara bagian Andhra Pradesh, Karnataka dan Benggala Barat adalah contoh negara-negara bagian yang memiliki kebijakan FIT. Tabel I.9 menunjukkan tingkat harga FIT untuk Karnataka. Tabel I.9: Tingkat harga FIT di negara bagian Karnataka di India Kategori pembangkit listrik Pembangkit listrik PV PV atap dan PV surya kecil PV atap dan PV surya kecil (dipasang dengan subsidi pemerintah sebesar 30%)
Rs./kWh 8,40 9,56 7,20
USD/kWh 0,13 0,15 0,11
Tingkat penurunan 173. Beberapa negara telah menerapkan tingkat penurunan tahunan FIT mereka. Tingkat penurunan ini umumnya ditetapkan untuk memperhitungkan penurunan biaya sistem PV dari waktu ke waktu dan biasanya memerlukan tinjauan rutin untuk memeriksa apakah tingkat tarifnya sesuai dengan realitas di industri. Sebagai contoh, FIT Malaysia menurun sebesar 8% per tahun, dan FIT Filipina menurun sebesar 0,6% per tahun. FIT Thailand untuk PV masyarakat yang dipasang di atas permukaan tanah menurun sesuai tarif yang ditunjukkan di Tabel I.8.
Pendanaan FIT 174. FIT dan insentif lainnya dalam beberapa kasus dibiayai secara langsung dari pendapatan pemerintah. Namun, di banyak negara FIT dibiayai melalui mekanisme umum yang transparan, seperti biaya tambahan untuk tagihan listrik pelanggan. FIT Thailand didanai melalui tarif yang secara otomatis per triwulan disesuaikan dengan penyesuaian harga BBM yang dikenal sebagai “biaya Ft/Ft charge”. Sebagai contoh, pada tahun 2012, biaya Ft rata-rata menambahkan 5% tambahan untuk tagihan listrik rata-rata, berkisar mulai dari 4,89% bagi rata-rata pelanggan perumahan dan 5,48% bagi rata-rata pelanggan Layanan Umum yang Besar. 175. FIT Malaysia didanai melalui Dana Energi Terbarukan, yang dibentuk pada tahun 2011, melalui biaya tambahan pada tagihan listrik sebesar 1%, meningkat menjadi 1,6% pada bulan
59
Februari 2014. Pelanggan yang mengkonsumsi tenaga listrik kurang dari 300 kWh dibebaskan dari kontribusi untuk dana tersebut. 176. Di Indonesia, biaya yang berkaitan dengan pendanaan FIT untuk program PV atap akan melebihi manfaat dari biaya dapat dihindari dari tenaga listrik yang didapat dari pembangkitan tambahan ini. Kecil sekali kemungkinannya kesenjangan pendanaan ini akan dipenuhi oleh lembaga pelaksana (kemungkinan besar PLN) dan dengan demikian dana ini perlu disediakan oleh Kementerian Keuangan. Pengenaan suatu biaya tambahan pada tarif konsumen untuk menutup biaya program dapat dianggap sebagai sarana untuk menanggung biaya tersebut.
I.8
METERAN NETO VS METERAN BRUTO
177. Pemilihan konfigurasi meteran (metering) adalah elemen yang penting dalam perancangan program PV atap. Ada dua konfigurasi dasar meteran yang digunakan dalam sistem PV yang terhubung jaringan: meteran bruto dan meteran neto. Kedua konfigurasi tersebut dijelaskan di bawah ini.
Meteran Bruto 178. Meteran bruto adalah pengaturan meteran di mana pengukuran jumlah tenaga listrik yang diekspor dan yang diimpor dilakukan secara terpisah. Seluruh tenaga listrik yang dihasilkan oleh sistem PV secara efektif diekspor ke jaringan dan dapat diperlakukan secara terpisah dari tenaga listrik yang dikonsumsi oleh pengguna. Gambar I.5: Konfigurasi Meteran Bruto
Meteran Neto 179. Meteran neto adalah pengaturan meteran di mana tenaga listrik yang dihasilkan oleh sistem PV pertama-tama dikonsumsi dulu di tempat dan yang diekspor ke jaringan hanya kelebihan daya dari pembangkit PV setelah dikonsumsi di tempat ini. Nilai meteran “Neto” adalah jumlah tenaga listrik yang dihasilkan oleh pembangkit listrik PV dikurang total konsumsi listrik. Apabila daya yang dihasilkan oleh pembangkit listrik PV melebihi konsumsinya, ada ekspor bersih/neto ke jaringan dan apabila konsumsi melebihi daya yang dihasilkan oleh pembangkit listrik PV ada impor bersih tenaga listrik.
60
Gambar I.6: Konfigurasi Meteran Neto
180. Ada hubungan yang kuat antara konfigurasi meteran dan hasil dari program FIT. Grafik berikut ini memberi gambaran mengenai perbedaan antara meteran Bruto dan Neto pada ekspor dan impor tenaga listrik selama dua sistem PV identik yang terhubung jaringan. Gambar I.7: Impor vs. ekspor berdasarkan meteran bruto dan neto
181. Dalam sistem meteran Bruto, seluruh tenaga listrik yang dihasilkan diekspor ke jaringan dan oleh karena itu, jumlah meteran ekspor jauh lebih tinggi daripada dalam sistem meteran Neto. Dengan demikian, suatu insentif berbasis Feed in Tariff (FIT) dalam sistem dengan meteran Bruto secara signifikan akan lebih berdampak dibandingkan dengan sistem meteran Neto. Jika FIT-nya mencukupi, kemungkinan akan menjadi pendorong utama bagi penyerapan sistem PV.
61
182. Dalam sistem meteran Neto, sebagian besar tenaga listrik yang dihasilkan PV dipakai di tempat dan ekspor neto tenaga listrik ke jaringan akan menjadi relatif rendah. Dalam sistem meteran Neto, pendorong utama secara ekonomi untuk penyerapan PV oleh konsumen adalah pengurangan biaya impor tenaga listrik. Apabila tarif pemakaian tenaga listrik (impor) bagi konsumen tinggi, pendekatan tenaga listrik yang “dipakai sendiri” ini efektif. Namun, di negaranegara di mana tarif impornya rendah, seperti Indonesia, insentif keuangan bagi konsumen untuk mengimbangi pemakaian tenaga listrik mereka dengan tenaga listrik PV setempat tidaklah memadai dan karena itu langkah-langkah insentif penting lainnya akan perlu digunakan sebagai alternatif atau untuk mendukung FIT. 183. Dari pengalaman internasional, banyak program FIT dengan serapan yang tinggi telah memiliki pengaturan meteran Bruto. Thailand dan Malaysia adalah contoh dari hal tersebut. Namun, dampak dari FIT sebagai insentif, baik meteran neto maupun bruto, tergantung pada hubungan FIT dengan tarif impor tenaga listrik. Apabila FIT secara signifikan lebih tinggi dari tarif impor, maka meteran Bruto yang digunakan, atau dapat juga menggunakan meteran Neto tapi dengan dukungan yang kuat dari insentif lainnya. Apabila FIT dan tarif impor keduanya sama-sama tinggi, maka meteran bersih yang digunakan. Tabel I.10 membandingkan tarif pemakaian tenaga listrik dan konfigurasi meteran di negara-negara yang berbeda. Tabel I.10: Tarif listrik dan tarif FIT serta konfigurasinya di berbagai negara Negara
Konfigurasi Meteran
Thailand
Bruto
Pemakaian Tenaga Listrik USD 0,06 – 0,13/kWh
Malaysia
Bruto
USD 0,08 – 0,16/kWh
Filippina
Neto
Rata-rata USD 0,20/kWh
Neto
USD 0,03 – 0,11/kWh
Neto
USD 0,09 – 0,13/kWh
India –Andhra Pradesh India - Karnataka
I.9
Tarif FIT ~USD 0,20/kWh ~USD 0,28/kWh (menurun 8% per tahun) ~USD 0,22 /kWh USD 0,10/kWh ~USD 0,14/kWh
MODEL KEPEMILIKAN
184. Secara internasional, ada dua model bisnis yang telah secara luas digunakan dalam sistem PV atap dari sisi pengguna akhir. Kedua model tersebut adalah “Milik Sendiri” dan “Milik Pihak Ketiga”. Dalam dua kategori ini, struktur dan mekanisme keuangan yang spesifik sangat bervariasi, tergantung pada keadaan masing-masing negara. Namun, kedua pilihan tersebut sangat dipengaruhi oleh konfigurasi meteran yang mendukungnya. Gambar I.8: Rangkuman Model Implementasi dari sisi Konsumen
62
Kepemilikan sendiri: Meteran Neto 185. Sistem PV dimiliki dan dioperasikan oleh pemilik tempat di mana sistem PV terpasang dan tenaga listrik yang diimpor dikonsumsi. Tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV pertamatama dipakai terlebih dahulu di tempat dan kelebihan tenaga listriknyalah yang diekspor ke jaringan Butir Kunci: • Pendorong keuangan utama untuk model “Pemakaian Sendiri” ini adalah adalah mengimbangi biaya impor tenaga listrik • Karena ekspor tenaga listrik yang dihasilkan PV rendah, FIT memiliki dampak yang rendah • Apabila tarif impornya rendah maka diperlukan insentif tambahan, seperti subsidi modal dan potongan pajak, untuk mendorong penyerapan PV • Biaya modal dan biaya operasi sehari-hari serta pemeliharaan untuk sistem dibayar oleh pemilik • Pemilik sistem mendapat insentif yang lebih rendah untuk mengurangi konsumsi energinya • Hal ini pada umumnya dilakukan dan berhasil dipergunakan di banyak negara di mana biaya tenaga listriknya tinggi. Dukungan tambahan dalam bentuk subsidi modal atau insentif lainnya tersedia secara luas, terutama di negara-negara di mana biaya listriknya rendah
Kepemilikan sendiri: Meteran Bruto 186. Sistem PV dimiliki dan dioperasikan oleh pemilik tempat di mana sistem PV terpasang dan tenaga listrik yang diimpor dikonsumsi. Seluruh tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV diekspor ke jaringan dan diukur secara terpisah dari tenaga listrik yang dipakai di premis. Butir Kunci: • Pendorong keuangan utama untuk model ini adalah penjualan tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV yang diekspor • FIT adalah pendorong utamanya • Tarif impor hanya memiliki relevansi jika memberikan batasan keuangan pada nilai bersih ekspor tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV. Sebagaimana dijelaskan sebelumnya, hal inilah yang saat ini terjadi di Indonesia • Apabila tarif FIT rendah, maka insentif tambahan, seperti subsidi modal dan potongan pajak, diperlukan untuk mendorong penyerapan PV • Biaya modal dan biaya operasi sehari-hari serta pemeliharaan untuk sistem dibayar oleh pemilik • Karena impor tenaga listrik tidak terikat kewajiban untuk mengekspor, pengguna akhir mendapat lebih banyak insentif untuk mengurangi konsumsi energinya Pengalaman Internasional: Hal ini pada umumnya dilakukan dan berhasil dipergunakan di banyak negara di mana biaya tenaga listriknya tinggi. Dukungan tambahan dalam bentuk subsidi modal atau insentif lainnya tersedia secara luas, terutama di negara-negara di mana biaya listriknya rendah.
Kepemilikan Pihak Ketiga: Meteran Neto 187. Sistem PV dimiliki dan dioperasikan oleh pengembang pihak ketiga atau perantara, yang menyewakan sistem PV kepada pemilik atap, yang pada gilirannya membayar sewa secara berkala. Tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV pertama-tama dipakai terlebih dahulu di tempat dan kelebihan tenaga listriknyalah yang diekspor ke jaringan: Pembayaran sewa tidak 63
terikat secara langsung terhadap keluaran aktual sistem PV, tetapi dihitung sedemikian rupa sehingga mampu bersaing dengan tagihan listrik pemilik atap yang ada. Keuntungan pemilik atap: • Menghindari biaya modal awal yang besar dan risiko yang terkait untuk sistem operasi dan pemeliharaannya • Meteran neto mengurangi meteran impor tenaga listrik dan penghematan ini dibagi bersama dengan pengembang dengan cara sewa-menyewa Keuntungan pengembang: • Perusahaan yang menyewakan menghasilkan pendapatan melalui kontrak sewa dengan pemilik atap • Akses terhadap program insentif termasuk subsidi modal, potongan pajak, tunjangan penyusutan, dll. Butir Tambahan • Pendorong keuangan utama yang mendasari model ini adalah biaya impor tenaga listrik • Apabila tarif impornya rendah maka diperlukan insentif tambahan, seperti subsidi modal dan potongan pajak, untuk mendorong penyerapan PV • Karena ekspor tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV rendah, FIT memiliki dampak yang rendah • Pengembang dapat mewujudkan skala ekonomi yang tidak dapat dicapai oleh pemilik sistem perorangan, seperti pembiayaan, biaya operasional, dan biaya sistem PV yang lebih rendah Pengalaman Internasional: 188. Cara ini telah berhasil digunakan di beberapa negara (terutama Amerika Serikat), di mana biaya tenaga listrik yang diimpor tinggi dan kerangka peraturan telah memungkinkan dilakukannya inovasi keuangan ini. Di India, pendekatan model seperti ini sedang dipertimbangkan, namun karena rendahnya biaya tenaga listrik, insentif untuk para pengembang pihak ketiga sebaliknya sangat ditentukan oleh subsidi modal atau insentif lain.
Kepemilikan Pihak Ketiga: Meteran Bruto 189. Sistem PV dimiliki dan dioperasikan oleh pengembang eksternal pihak ketiga atau perantara, yang umumnya menyewa ruang atap dari pemilik tempat dan kemudian menjual semua tenaga listrik yang dihasilkan, baik secara langsung kepada pemilik atap maupun kepada perusahaan listrik yang terhubung. Seluruh tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV diekspor ke jaringan dan diukur secara terpisah dari tenaga listrik yang dipakai di tempat. Keuntungan pemilik atap: • Pendapatan dari sewa ruang atap • Potensi untuk membeli tenaga listrik untuk pemakaian di tempat pada tingkat harga yang lebih rendah dari yang ditawarkan oleh perusahaan listrik dan menetapkan biaya ini dengan perjanjian jangka panjang • Menghindari biaya modal awal yang besar dan risiko yang terkait untuk sistem operasi dan pemeliharaan Keuntungan pengembang: • Perusahaan leasing menghasilkan pendapatan melalui penjualan tenaga listrik melalui PJBTL kepada pemilik atap, atau perusahaan listrik lokal
64
•
Akses terhadap program insentif, termasuk subsidi modal, potongan pajak, tunjangan penyusutan, dll.
Butir Tambahan • Jika tenaga listrik yang dihasilkan dijual kepada perusahaan listrik, maka pendorong keuangan utamanya adalah FIT • Jika tenaga listrik yang dihasilkan dijual kepada pemilik atap, maka pendorong keuangan utamanya adalah tarif impor listrik • Dalam pendekatan kedua, jika FIT atau tarif impornya rendah, maka diperlukan tambahan insentif, seperti subsidi modal dan potongan pajak, untuk mendorong penyerapan PV • Pengembang dapat mencapai skala ekonomi yang tidak dapat dicapai oleh pemilik sistem perorangan, seperti pembiayaan, biaya operasional, dan biaya sistem PV yang lebih rendah • Ketentuan penjualan listrik dapat dibatasi karena adanya kerangka peraturan setempat • Model ini secara alamiah dapat digabungkan dengan penyebaran sistem PV dengan skala yang lebih besar (> 100kWp). Sistem PV perorangan dengan skala yang lebih kecil terhambat oleh biaya per unit yang secara proporsional lebih tinggi untuk perangkat keras dan pengelolaannya. Namun, inklusi dapat dicapai dengan membolehkan IPP dari ukuran yang sesuai untuk secara bersama-sama menjual tenaga listrik yang dihasilkan PV untuk beberapa sistem berdasarkan satu PJBTL tunggal. Pengalaman Internasional: • Model ini telah digunakan untuk sejumlah proyek pembangkit PV, dengan IPP yang sudah disetujui menjual tenaga listrik kepada pembeli yang telah disetujui, baik perusahaan listrik atau klien lokal. Pendekatan ini telah berhasil digunakan di Thailand dan Malaysia, baik untuk sistem PV yang terpasang di atap maupun di atas permukaan tanah. Di Indonesia sendiri, ada banyak contoh dari pendekatan yang luas ini, termasuk untuk sistem PV yang terpasang di atas permukaan tanah di mana Tarif PV surya sebesar USD 0,25 (plafon harga) telah menyebabkan beberapa sistem PV 1 MW dipasang di lokasi yang terpencil di Indonesia.
I.10 PILIHAN METERAN BAGI INDONESIA 190. PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) adalah perusahaan listrik milik pemerintah yang memiliki, mengoperasikan, mengelola, dan mengatur hampir semua pembangkit, transmisi, distribusi dan ritel tenaga listrik di Indonesia. Oleh karena itu, PT PLN adalah salah satu pemangku kepentingan utama dalam pengembangan dan penyebaran program PV atap. 191. Dalam hal meteran Bruto dan Neto dari pembangkit listrik PV, ada dua area kunci di mana kebijakan PLN memiliki dampak yang signifikan terhadap pilihan yang tersedia bagi penyebaran PV Atap di Indonesia dan berpotensi menjadi kendala langsung baik terhadap masing-masing kapasitas sistem PV maupun terhadap efektivitas program insentif.
Integrasi PV dan Kebijakan Meteran 192. Pada paruh kedua 2014 PT Perusahaan Listrik Negara (PLN) mengeluarkan kebijakan integrasi PV (No: 0009.E/DIR/2014 mengenai Ketentuan Operasional Integrasi Photovoltaic Pelanggan ke dalam Sistem Tenaga Listrik di Area PT PLN.). Kebijakan ini menjelaskan aturan yang diusulkan dan persyaratan untuk koneksi jaringan sistem PV dan termasuk rincian mengenai persyaratan meteran. Selain itu juga disediakan tata letak koneksi sistem PV yang 65
khusus, yang merupakan konfigurasi meteran Neto, dan dengan demikian dokumen tersebut sering disebut sebagai kebijakan “Meteran Neto PLN”. 193. Namun demikian, persyaratan meteran yang ditetapkan dalam dokumen dan sebagaimana dijelaskan oleh PLN sendiri menetapkan bahwa semua sistem PV harus memakai meteran yang dipasok PLN yang secara terpisah mengukur parameter berikut ini: 1. 2. 3.
Jumlah energi yang diekspor Jumlah energi yang diimpor Jumlah total ekspor dan impor
194. Masing-masing dari ketiga nilai tersebut dicatat pada register yang terpisah dalam meteran. Dengan demikian, suatu sistem PV dengan meteran yang ditentukan PLN ini bisa dikonfigurasi, baik sebagai sistem meteran Bruto atau Neto. 195. Hal ini penting karena, seperti disebutkan sebelumnya, konfigurasi meteran merupakan penentu utama dari struktur insentif yang dipergunakan dalam program PV atap. Jika meteran Bruto dapat diterapkan, maka pendekatan FIT dapat lebih mudah digunakan. Jika pendekatan meteran Neto yang digunakan, maka FIT dengan dirinya sendiri tidak akan menjadi pendorong yang cukup, sehingga diperlukan insentif pendukung lainnya. Gambar I.9: Konfigurasi Meteran PLN
Pembatasan Penagihan Konsumen PLN 196. Kendala tambahan dan penting pada penerapan FIT untuk sistem meteran PV atap Bruto atau Neto adalah bahwa ada keterbatasan pada kemampuan PLN untuk memberikan keuntungan finansial kepada konsumen yang terkoneksi ke PLN. Berdasarkan peraturan saat ini, pendapatan yang dihasilkan oleh konsumen melalui FIT tidak dapat dibayarkan kepada konsumen secara langsung. Sebaliknya, nilai tenaga listrik yang dihasilkan PV hanya dapat dikompensasikan ke biaya yang dibayar oleh konsumen untuk tenaga listrik yang diimpor. Jika nilai ekspor tenaga listrik melebihi biaya tenaga listrik yang diimpor maka “kredit” ini mungkin akan dibawa ke periode penagihan berikutnya sebagai pengimbang (offset) bagi tagihan. Jika nilai ekspor tenaga listrik secara konsisten melebihi tenaga listrik yang diimpor, kemudian, melalui siklus penagihan tahunan, nilai kredit energi ini akan bertumbuh. Namun demikian, PLN tidak akan mampu untuk membayar konsumen untuk kredit energi ini dan pada rekonsiliasi rekening konsumen listrik secara periodik, kredit energi ini akan hilang.
66
197. Implikasi langsung dari pembatasan ini adalah bahwa hal tersebut akan membatasi kapasitas (kW) sistem PV Atap perorangan yang dipasang dengan kondisi keterbatasan ini, sehingga untuk periode rekonsiliasi tertentu, nilai tenaga listrik PV yang diekspor tidak boleh melebihi nilai tenaga listrik yang diimpor. Jika FIT diterapkan, dampak dari pembatasan ini terhadap sistem meteran Bruto dan Neto berbeda. Sebagai berikut: 198. Untuk sistem PV dengan meteran Bruto, di mana semua tenaga listrik PV diekspor, hubungannya cukup sederhana sebagaimana ditunjukkan di bawah ini (A). Total pendapatan yang dihasilkan melalui ekspor total tenaga listrik yang dihasilkan tidak boleh melebihi total biaya pemakaian listrik (B). A. EX =PVGen B. PVGen x FIT = LT x TC C. PVGen = LT /RTF
PVGen EX LT FIT TC RTF
= Pembangkitan tenaga listrik PV (kWh) = Tenaga Listrik yang di-Ekspor (kWh) = Total Beban (kWh) = Feed in Tariff (Rp/kWh) = Tarif Pemakaian (Rp/kWh) = Rasio Tarif FIT:TC
199. Rumus akhir (C) menunjukkan bahwa hubungan kunci dalam menentukan pembangkitan tenaga listrik PV maksimum adalah rasio FIT dibanding dengan tarif pemakaian. Sebagai contoh ilustrasi sederhana, di mana FIT yang dibuat dua kali lipat dari nilai tarif pemakaiannya, sistem PV akan perlu dirancang sedemikian rupa sehingga pembangkitan tenaga listrik bersihnya selama periode rekonsiliasi tidak melebihi setengah dari total pemakaian energi di tempat tersebut. Jika pembangkitan tenaga listrik PV lebih besar dari nilai ini kemudian berdasarkan kendala di PLN pembangkitan tenaga listrik tambahan ini tidak dapat dijual. 200. Untuk sistem PV dengan meteran Neto di bawah kendala PLN yang sama, penentuan ukuran optimal untuk sistem PV lebih rumit, namun dapat diringkas menjadi persamaan berikut ini (D) A. PVGen = LT /((RPV x RTF) +1 - RPV)
PVGen= Pembangkitan tenaga listrik PV (kWh) EX = Tenaga Listrik yang di-Ekspor (kWh) LT = Total Beban (kWh) RTF = Rasio Tarif FIT:TC RPV = Rasio Tenaga Listrik yang di-Ekspor/Pembangkitan (EX:PVGen)
201. Pada konfigurasi meteran Neto batasan kapasitas PV yang efektif tergantung pada dua hubungan utama; • Rasio FIT terhadap tarif pemakaian (RTF) • % dari total pembangkitan PV yang diekspor (RPV) 202. Gambar I.10 menunjukkan hubungan di berbagai nilai yang diharapkan untuk RT (1.02,5) dan RPV (0-100), pembatasan keluaran yang efektif untuk ukuran sistem PV akan berkisar dari 40% sampai 100% dari total pemakaian listrik di tempat.
67
Gambar I.10: Batasan kapasitas untuk Sistem PV dengan meteran Neto
203. Dengan menerapkan rumus yang disampaikan di atas (D) dan berdasarkan kondisi berikut ini: • • • • yaitu
Tarif = USD 0,10/kWh FIT = USD 0,25/kWh % pembangkitan PV yang diekspor: 50% Total pemakaian tenaga listrik adalah 70 kWh/hari
PVGen = LT /((RPV x RTF) +1 - RPV) = 70/(((0,5 x (0,25/0.1)) + 1 – 0,5) = 40 kWh/hari
Kapasitas maksimum untuk rancangan sistem PV adalah 40 kWh/hari. Di Jakarta, di mana pancaran sinar matahari rata-rata 4 jam/hari, ini akan sama dengan tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV sekitar 10 kWp. Artinya, pendapatan tambahan yang dihasilkan pelanggan dari ekspor tenaga listrik sistem PV yang lebih besar dari 10 kWp tidak akan pernah bisa memperoleh penggantian dari PLN. 204. Untuk penyebaran program FIT, diperlukan pertimbangan lebih lanjut untuk menentukan apakah batasan seperti itu yang dikehendaki dan apa langkah-langkah atau model implementasi alternatif yang dapat dilakukan untuk mengatasi kendala ini.
I.11 DAMPAK PV ATAP Pembangkit Listrik Tenaga Surya dan Beban Jaringan 205. Jakarta terletak di bagian barat Pulau Jawa, ditetapkan sebagai Area 1 dari Jaringan Jawa yang lebih besar. Beban jaringan untuk wilayah ini merupakan yang tertinggi di seluruh Indonesia dan rata-rata berada di antara 7 dan 10 GW permintaan di sepanjang hari. Profil beban di keseluruhan jaringan ini menunjukkan bahwa secara umum datar di sebagian besar hari, tetapi memang sesuai dengan beban puncak pembangkit PV di tengah hari. Beban puncak di siang hari adalah akibat dari Jakarta yang menjadi pusat kegiatan komersial dan industri utama di Indonesia, dan permintaan energi karena alasan-alasan produktif paling tinggi di jam kerja normal di siang hari. Keselarasan antara permintaan jaringan dan pembangkitan PV
68
menunjukkan bahwa PV Atap yang ditargetkan pada pengguna komersial dan industri yang berpotensi akan lebih berhasil dibandingkan dengan PV Atap yang ditargetkan pada pengguna perumahan, yang permintaan puncaknya cenderung terjadi di malam hari setelah pulang dari bekerja. Pentingnya butir terakhir ini, bagaimanapun juga, tergantung pada apakah konfigurasi meteran Neto diadopsi atau tidak. Untuk system dengan meteran Bruto, hubungannya tidak penting. 206. Grafik berikut ini menunjukkan hubungan antara beban puncak dengan pembangkitan PV puncak dan potensi PV untuk “memangkas” beban puncak PV. Gambar I.11 menunjukkan hubungan ini. Catatan, untuk beban dan pembangkitan PV menggunakan sumbu yang berbeda. Gambar I.12 menampilkan rata-rata pengimbangan (offset) aktual sebesar 1 GW PV di seluruh Jaringan Jakarta. Gambar I.11: Perbandingan Profil Jaringan Jakarta dengan Profil Pembangkitan PV
Gambar I.12: Rata-rata pengimbangan (off-set) sebesar 1GW PV pada profil beban harian Jaringan Jakarta
Biaya integrasi sistem 207. Sistem PV yang terhubung jaringan dapat, dalam keadaan tertentu, memiliki dampak negatif baik terhadap jaringan di tingkat lokal maupun di keseluruhan jaringan. Namun, dampak tersebut tidak umum terjadi dan terbukti hanya pada tingkat penetrasi PV yang sangat tinggi ke 69
dalam jaringan (yaitu lebih dari 25% dari kapasitas). Skala yang diusulkan dari peluncuran program PV atap adalah dalam ratusan MW dan bila saat ini skala tersebut dibandingkan dengan ukuran jaringan secara keseluruhan (~30-40 GW), jelas bahwa penetrasi PV akan tetap sangat rendah di masa mendatang. Perhatian PLN masih akan dibutuhkan untuk memastikan bahwa penetrasi PV pada tingkat lokal dapat dipahami dan dikelola, tetapi dalam hal program yang diusulkan, kebutuhan untuk biaya integrasi yang signifikan belum terbukti.
Pembangkit termal yang dapat dihindari 208. Pembangkitan tenaga listrik PV yang disuntikkan ke dalam jaringan transmisi Jawa akan menggantikan pembangkitan dari sumber lain. Apabila pembangkit yang digantikan tersebut memakai bahan bakar non-terbarukan, seperti batubara atau gas, nilai bahan bakarnya adalah manfaat dari biaya yang dapat dihindari bagi pembangkitan PV. Jenis pembangkit yang digantikan dan nilai dari penggantian pembangkit tersebut akan bervariasi tergantung pada urutan pembangkit yang akan digantikan dan besarnya pembangkit PV. Rincian disampaikan dalam teks utama, di atas
I.12 PEMODELAN KEUANGAN 209. Untuk keberhasilan program PV atap, struktur insentifnya harus mencukupi untuk mendorong partisipasi dalam program ini. Hal ini terutama disebabkan biaya modal PV yang relatif tinggi, yang dapat dilihat sebagai hambatan bagi banyak calon investor. Sebagaimana dijelaskan sebelumnya, efektivitas struktur insentif untuk PV sangat tergantung pada konfigurasi meterannya, penyebaran FIT, biaya tenaga listrik yang diimpor dan berbagai subsidi modal, pajak atau pinjaman lainnya, maupun insentif lain yang digunakan. 210. Pemodelan setiap kemungkinan di berbagai struktur insentif, kapasitas sistem, dan konfigurasi meteran berada di luar lingkup penilaian ini, tetapi pemodelan berikut ini akan membahas dua pendekatan utama, meteran Bruto dan Neto, untuk menentukan seberapa besar FIT dasar (baseline) dan jumlah subsidi modal tambahan yang akan diperlukan untuk mendorong investasi di PV Atap
Biaya 211. Biaya pemasangan PV per unit tinggi, tergantung pada skala pemasangannya. Berdasarkan angka-angka yang diberikan oleh industri PV Indonesia, Kementerian ESDM dan sumber-sumber lain, Tabel I.11 dan Gambar I.13 memberikan ringkasan dari biaya modal yang diperkirakan beserta rinciannya untuk sistem PV di Indonesia pada tahun 2014. Nilai-nilai yang disajikan di sini sedikit lebih tinggi tetapi sebaliknya sebagian besar selaras dengan pengalaman internasional. Tabel I.11: Biaya Instalasi Sistem PV: di jaringan Ukuran Sistem PV 0-5 kW 5-20 kW 20-100 kW 100-1000 kW > 1 MW
Biaya Terpasang (USD/Wp) 2,75 2,5 2,25 2 1,75
70
Gambar I.13: Rincian Biaya Instalasi Sistem PV
212.
Asumsi dasar (baseline) yang digunakan dalam pemodelan ditunjukkan pada Tabel I.12. Tabel I.12 : Asumsi untuk analisis keuangan Asumsi Secara Umum Indeksasi harga tenaga listrik Inflasi Umur Proyek Asumsi Pembiayaan Pinjaman Suku bunga Masa pinjaman Modal Tingkat pengembalian yang diharapkan Biaya Modal Total Kapasitas Sistem PV 5 kW 20 kW 100 kW 500 kW 1 MW Nilai akhir proyek Biaya Berjalan (tahunan) Pengoperasian dan Pemeliharaan (% dari biaya modal) Biaya asuransi (% dari biaya modal) Asumsi Teknis Rata-rata Radiasi Horizontal Tahunan (P50) Rasio Kinerja Sistem PV Penurunan (degradasi) keluaran per tahun Asumsi Tarif Tarif Pemakaian Tenaga Listrik (Rp 1.352/kWh) Feed in Tariff (FIT) % dari Pembangkitan PV yang di-Expor
5 5 20
% % tahun
70 12 7 30 15
% % tahun % %
Bervariasi 2,75 2,5 2,25 2 1,75 0 2 1 1735 80 0,5 0,11 Bervariasi Bervariasi
kWp USD/kWp USD/kWp USD/kWp USD/kWp USD/kWp % % % kWh/m2/hari % % USD/kWh USD/kWh %
71
Skenario 1: Sistem dengan Meteran bruto 213. Tujuan dari pemodelan ini adalah untuk menentukan seberapa besar FIT akan diperlukan untuk sistem PV dengan meteran Bruto untuk mencapai tingkat pengembalian efektif bagi pemilik sistem. Dalam skenario ini, semua tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV dijual oleh pemilik sistem pada tingkat FIT tersebut. Tidak ada subsidi atau insentif lainnya yang diterapkan. Hasilnya di berbagai indikasi kapasitas PV adalah sebagai berikut. Tabel I.13 : Kebutuhan FIT, Dengan meteran Bruto Kapasitas Sistem (kWp)
$/Wp
Biaya Modal
5 20 100 500 1000
2,75 2,5 2,25 2 1,75
$ 13.750,00 $ 50.000,00 $ 225.000,00 $ 1.000.000,00 $ 1.750.000,00
FIT (USD/kWh) Yang dibutuhkan untuk mencapai 15% IRR 0,305 0,278 0,25 0,222 0,195
Skenario 2: Sistem dengan Meteran Neto 214. Sebagaimana dijelaskan sebelumnya, pemberian insentif bagi penyerapan sistem meteran Neto dapat lebih sulit dan rumit dibandingkan dengan alternatifnya, yaitu meteran Bruto. Dalil nilai dasar dari sistem dengan meteran Neto adalah bahwa tenaga listrik yang dihasilkan sistem PV mengimbangi biaya pemakaian listrik pemilik. Pendekatan “Pemakaian Sendiri” ini berhasil dilakukan dengan baik di negara-negara di mana biaya pemakaian listriknya tinggi, tetapi mendapat banyak tantangan di daerah seperti Indonesia, di mana tarif pemakaian tenaga listriknya rendah. Dalam situasi ini, dibutuhkan tambahan subsidi yang mendukung untuk mendorong penyerapan PV. 215. Pemodelan berikut ini dengan menggunakan “FIT yang Dibutuhkan” hasil dari pemodelan meteran Bruto di atas dan tarif pemakaian listrik yang tetap untuk menentukan persentase (%) dari biaya modal sistem PV keseluruhan yang perlu disubsidi untuk mencapai tingkat pengembalian yang efektif. Hal ini terutama karena tarif pemakaiannya secara substansial lebih rendah dari FIT, sehingga proporsi tenaga listrik PV yang diekspor sangat penting menurut analisis ini. Oleh karena itu, penilaian telah dilakukan terhadap serangkaian nilai, mulai dari 0% ekspor sampai 100% ekspor, yang setara dengan sistem meteran Bruto. Tabel I.14: Persentase biaya modal yang perlu disubsidi untuk mencapai 15% Pengembalian Kapasitas Sistem (kWp) L 20 100 500 1000
% dari Tenaga Listrik PV yang di-Ekspor
FIT Bruto (USD/kWh)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0,305 0,278 0,25 0,222 0,195
69% 65% 60% 54% 47%
55% 52% 48% 44% 37%
41% 39% 36% 33% 28%
28% 26% 24% 22% 19%
15% 13% 12% 11% 9%
0% 0% 0% 0% 0%
216. Analisis menunjukkan bahwa bahkan untuk kapasitas PV yang lebih besar, sistem meteran Neto yang sebagian besar mengandalkan pada pengimbangan (offsetting) pemakaian tidak mungkin dapat menarik investasi, atau investasi hanya akan dilakukan dengan insentif tambahan yang cukup besar, dalam bentuk subsidi modal atau yang setara. Jika rata-rata 50% dari tenaga listrik PV yang dihasilkan akan diekspor dan yang 50% dipakai, maka akan 72
diperlukan setara subsidi sebesar 30% dari biaya modal. Berdasarkan meteran PLN dan batasan penagihan, diharapkan “Pemakaian Sendiri” tenaga listrik PV akan jauh lebih tinggi dan ekspor tenaga listrik PV lebih rendah dari nilai 50% ini. Jika kondisi ini diterapkan, maka subsidi modal yang melebihi nilai 30% ini nampaknya akan diperlukan dalam hampir semua situasi.
73
LAMPIRAN II: PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA ANGIN II.1
SUMBER DAYA DAN SISTEM PENGEMBANGAN (PIPELINE) PROYEK
217. Indonesia diberkati dengan sumber daya angin yang baik di wilayah tertentu dari negeri ini. Menurut LAPAN, potensi tenaga angin total untuk Indonesia adalah 9 GW. Dalam pandangan penulis, potensi tenaga angin yang dapat direalisasi adalah sekitar 800 MW; sebagian besar sisa potensi yang dapat direalisasi tersebut berada di pulau-pulau wilayah timur, di mana kebutuhan tenaga listriknya kecil. Yang dapat direalisasi di sini berarti proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin yang kemungkinan layak secara finansial atau secara marginal layak dibangun, dan dapat diintegrasikan ke dalam jaringan yang ada. Di beberapa daerah, total beban di dalam jaringan membatasi jumlah pembangkit listrik tenaga angin, dan di daerah lainnya, sumber daya anginlah yang menjadi kendala. Distribusi geografis potensi yang dapat direalisasi untuk pemasangan pembangkit listrik tenaga angin skala utilitas (untuk dipasok ke PLN) dan proyek pembangkit listrik tenaga angin skala kecil ini, dengan mempertimbangkan permintaan, disajikan pada Gambar II-1. Target tahun 2022 untuk pembangkit listrik tenaga angin di RUPTL tahun 2013 adalah 280 MW. Gambar II.1: Potensi angin yang dapat direalisasi di Indonesia, tahun 2015
Tanggapan pemangku kepentingan #9: Potensi Sumber Daya Angin Tanggapan (pengembang pembangkit listrik tenaga angin): Kami sebagian besar setuju dengan potensi saat ini sebesar 800 MW (kami memperkirakan 1 GW), tetapi dengan membuat asumsi yang wajar pada pertumbuhan jaringan dan pengembangan teknologi turbin angin, kami memperkirakan potensinya hingga 10 GW dalam 50 tahun mendatang. Akan lebih baik lagi untuk menekankan pertumbuhan potensial sebagai insentif tambahan untuk mulai mengembangkan industri pembangkit listrik tenaga angin di Indonesia sekarang ini. Jawab: Potensi energi angin dan FIT harus direvisi terus-menerus; kami sarankan setidaknya sekali setiap lima tahun. Selain itu, kami menyarankan agar Kementerian ESDM mengumumkan strategi jangka panjang untuk pemanfaatan potensi energi angin sehingga lembaga-lembaga penelitian, baik pemerintah maupun swasta dapat berinvestasi dalam pemetaan tambahan sumber daya angin.
74
218. Di pulau-pulau wilayah timur yang lebih kecil di Indonesia (kurang dari 20 MW dari beban puncak [perlu diperiksa kembali apakah ini ambang batas yang benar]), potensi tenaga angin kolektif yang dapat direalisasi diharapkan menjadi 10 MW pada tahun 2025. Alasan utama rendahnya potensi tenaga angin yang dapat direalisasikan di Pulau-pulau wilayah Timur adalah karena rendahnya permintaan di pulau-pulau tersebut, serta efisiensi yang lebih rendah, biaya modal yang lebih tinggi dan biaya O&M turbin angin kecil yang lebih tinggi, yang akan membuat pusat pembangkit listrik tenaga surya lebih hemat biaya. 219. Berbeda dengan pembangkit listrik konvensional, pembangkit listrik tenaga angin memiliki variabilitas yang cukup besar di semua rentang waktu — menit, jam, hari, bulan dan tahun. Variasi rata-rata kecepatan angin bulanan dan harian ditunjukkan pada Gambar II-2. Gambar II.2: Variasi kecepatan angin per jam dan musiman Variasi per jam:
Variasi musiman:
Kecepatan angin di Sulawesi Selatan, Feb 13, 2012 pada 80 m ketinggian hub, arah angin yang dominan Timur-Tenggara
220. Pengembangan pembangkit listrik tenaga angin berskala utilitas di Indonesia dimulai dengan sungguh-sungguh beberapa tahun yang lalu; sampai saat ini belum ada pembangkit listrik tenaga angin yang berskala utilitas. Status proyek pembangkit listrik tenaga angin saat ini disajikan pada Tabel II-1. Tabel II.1: Sistem pengembangan proyek: proyek-proyek berskala utilitas Lokasi proyek. Pengembang Samas, Jawa Tengah. UPC Renewables Jeneponto I, Sulawesi Selatan. AGC Jeneponto II, Sulawesi Selatan. AGC Sidrap, Sulawesi Selatan. UPC Sukabumi, Jawa Barat. Viron Timor Timur, NTT. AGC Total
Ukuran (MW) 50 62,5 65 70 20 20 287,5
Catatan Diharapkan selesai 2015/2016 Diharapkan selesai 2016 Diharapkan selesai 2018 Diharapkan selesai 2016/2017 Tidak diketahui Tidak diketahui
75
II.2 PENGALAMAN INTERNASIONAL DENGAN PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA ANGIN Tabel II.2: Tarif dan Model Implementasi di negara-negara yang dipilih Negara Filipina
Tarif (sen USD/kWh) 19
Sri Lanka
17,5
Vietnam
7,8
II.3
Catatan Sumber daya angin yang baik di Luzon Utara, pulau yang paling padat penduduknya. Tarif telah disetujui pada tahun 2013. Pemberian tarif berdasarkan pada ‘yang datang pertama yang pertama dilayani’, dengan suatu pra-syarat hanya proyek-proyek yang telah 80% selesai pembangunannya yang boleh mendaftar. Ada plafon sebesar 200 MW untuk tarif saat ini. 200+ MW dari instalasi pusat pembangkit listrik tenaga angin berskala utilitas sedang dibangun saat ini, sebagian besar dengan pembiayaan di dalam neraca (corporate financing). Sumber daya angin yang baik di ujung selatan dan bagian utara pulau. Feed-in tariff pertama kali disetujui pada tahun 2008, dan sejak saat itu, telah direvisi. Proyek berukuran 10 MW atau kurang dari itu memenuhi syarat untuk tarif tersebut. Pembangkit listrik tenaga angin dengan kapasitas sebesar 90 MW telah dipasang, terutama oleh pengembang dalam negeri. Kendala di jaringan telah menghambat pengembangan di masa depan. Skema berbasis lelang kompetitif saat ini sedang dikembangkan untuk pengembangan 200+ MW di daerah Mannar. ADB mendanai a) saluran transmisi dari Mannar ke Vavunya, b) pengukuran angin, dan c) penelitian lingkungan; sementara pemerintah akan menyewa tanah untuk pengembangan pembangkit listrik tenaga angin. Sumber daya angin Vietnam tidak terlalu tinggi, dengan sumber daya terbaik di provinsi-provinsi selatan tengah. FIT diberlakukan pada tahun 2011, dan dibentuk berdasarkan biaya pembangkit batubara yang dapat dihindari. Mengingat sumber daya yang tidak terlalu tinggi, akan diperlukan tarif yang jauh lebih tinggi untuk memungkinkan terlaksananya proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin baru.
PELAJARAN YANG RELEVAN DARI PENGALAMAN INTERNASIONAL
221. Mekanisme Feed-in-Tariff (FIT) telah menjadi kebijakan dukungan yang paling populer di seluruh dunia untuk pengembangan pembangkit listrik tenaga angin. Di tingkat yang tinggi, ada dua metode penentuan biaya FIT - berbasis biaya produksi dan berbasis manfaat. Meskipun sebagian besar skema FIT didasarkan pada biaya produksi, ada pertimbangan yang kuat untuk biaya yang dapat dihindari. Di beberapa negara (seperti Thailand), skema insentif ini diimplementasikan sebagai faktor penambah. Dari pengalaman internasional diidentifikasi tiga jenis utama kebijakan mengenai tarif terkait pembangkit listrik tenaga angin, seperti yang dirangkum dalam Tabel II-3.
76
Tabel II.3: Mekanisme pendukung pembangkit listrik tenaga angin Insentif FIT
Lelang Terbalik (Reverse Auction) Negosiasi
II.4
Negara China, India, Filippina, Thailand, Sri Lanka, Mongolia, dan sebagian besar negara Uni Eropa Brazil, Afrika Selatan
AS
Catatan FIT telah menjadi kebijakan terkait tarif yang paling populer. FIT telah memberikan kepastian kepada para pengembang pembangkit listrik tenaga angin dan mengakibatkan penyebaran pembangkit listrik tenaga angina skala besar di Cina, India dan negara-negara Uni Eropa. Kedua negara ini mulai dengan FIT, dan kemudian berkembang ke lelang terbalik setelah pengembang lokal mendapatkan pengalaman dan sumber daya angin di negara itu dapat dipahami dengan lebih baik. Kedua negara imi memiliki potensi tenaga angin yang besar, dan targetnya beberapa GW. Para pengembang pembangkit listrik tenaga angin menegosiasikan tarif dengan perusahaan listrik. Hingga tahun 2013, pemerintah federal mengenakan kredit pajak produksi sebesar 2,3 sen USD/kWh selama 10 tahun. Saat ini tidak ada subsidi, selain dari standar portofolio energi terbarukan yang berbeda untuk tiap negara bagian.
KEUNTUNGAN DARI PEMBANGKIT LISTRIK TENAGA ANGIN
222. Keuntungan utama dari pembangkit listrik tenaga angin adalah nilai energi panas yang dapat dihindari. Hal ini telah dapat ditentukan dengan menggunakan model ProSym (juga digunakan oleh PLN untuk tujuan pemodelan pengiriman/dispatching) untuk jaringan Sulawesi Selatan dan Jawa Tengah dimana beberapa proyek pembangkit listrik tenaga angin yang besar diusulkan untuk dihubungkan dengan jaringan. Metodologi dan hasil utamanya dijelaskan dalam teks utama.
Sumba 223. Sumba Timur memiliki beban puncak sebesar 4,5 MW dan luar beban puncak (off-peak) sekitar 2,5 MW. Saat ini bagian timur dan barat Sumba tidak saling terhubung. Sumber daya angin yang lebih baik ada di bagian timur Sumba. Delapah puluh lima persen (85%) dari tenaga listrik di Sumba adalah dari PLTD, sedangkan 15% sisanya berasal dari PLTA. Oleh karena itu, proyek pembangkit listrik tenaga angin 500 kW akan menggantikan tenaga listrik yang dihasilkan oleh PLTD. Tabel II-4 merangkum biaya marjinal listrik dari PLTD di Sumba. Integrasi pembangkit listrik tenaga angin di Sumba telah dipelajari secara rinci sebagai bagian dari inisiatif Pemerintah Indonesia dalam program Sumba Iconic Island, yang didukung oleh ADB.24 Tabel II.4: Biaya pembangkit listrik tenaga diesel di Sumba Item Konsumsi bahan bakar PLTD Sumba Timur Nilai tukar (Nov 2014) Biaya pengiriman solar di Sumba Biaya tenaga listrik
24
Rata-rata Tertimbang
Pembangkit Marjinal
Satuan
0,276
0,325
Liter/kWh
12.500
12.500
Rp
0,9700 0,2677
0,9700 0,3153
USD/Liter USD/kWh
ADB TA 8287-INO: Scaling Up Renewable Energy Access in Eastern Indonesia. The costs of the wind project is presented in Castlerock Consulting, Least Cost Electrification Plan for the Iconic Island, 9 Nov 2014.
77
224. Perkiraan harga minyak di saat volatilitas pasar internasional tinggi selalu memiliki ketidakpastian yang tinggi: pada saat penulisan (Januari 2015), minyak jenis Brent diperdagangkan pada $ 50/bbl, turun 50% dari harga pertengahan Juni 2014. Apapun perkiraan jangka pendeknya (beberapa di antaranya mengantisipasi penurunan lebih lanjut di bawah $ 50/bbl), biaya pembangkitan sebesar 31 sen USD /kWh yang ditunjukkan pada Tabel 11.8 akan jauh di atas biaya jangka pendeknya. Sebagaimana terlihat pada Tabel 3.6 (dan dibahas dalam teks utama), kami mengantisipasi biaya pembangkitan PLTD tahun 2016 sebesar 18 sen USD/kWh, kembali ke harga tahun 2014 pada tahun 2020.
Biaya Modal yang dapat Dihindari 225. Biaya modal yang dapat dihindari karena adanya pembangkit listrik tenaga angin dinilai minimal dan sulit untuk dihitung, oleh karena itu, untuk tujuan analisis akan secara konservatif diperkirakan sebagai nol.
Metodologi untuk menentukan tarif dari hasil pemodelan ProSym 226. Pemodelan ProSym mengenai energi yang digantikan menunjukkan hasil pada tingkat harga konstan tahun 2015. Ini harus diubah menjadi tarif teraras (levelised) untuk penerapan pada tahun yang dianggap sebagai tahun pertama pelaksanaan (2016). Hal ini digambarkan pada Tabel II.5. Prosedurnya adalah sebagai berikut: 1. 2. 3. 4.
Tingkatkan nilai yang dihitung dari model PROSYM untuk tahun 2016, 2020 dan 2024 dengan menggunakan asumsi tingkat inflasi $ (2%). Ini dimasukkan ke dalam kolom yang diberi warna biru pada tabel. Nilai untuk tahun pertengahan diperoleh dengan interpolasi tingkat pertumbuhan antara tahun-tahun yang dihitung. Untuk tahun-tahun setelah tahun 2024, nilai-nilai di-eskalasi pada tingkat inflasi 2% Nilai teraras (levelised) yang sama dihitung, dengan menggunakan tingkat diskonto 10%. Tabel II.5: Perhitungan tarif teraras (levelised) (Tarif Listrik Tenaga Angin Sulawesi) teraras
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
Biaya tetap yang dapat dihindari Biaya tidak tetap yang dapat dihindari Premi emisi GRK
13,89 1,81
15,50 2,24
14,28 2,04
13,15 1,85
12,11 1,68
11,15 1,52
11,77 1,55
12,43 1,59
13,13 1,62
13,86 14,14 1,65 1,68
Premi lingkungan hidup setempat Pembangunan ekonomi setempat Premi ketahanan energi Biaya integrasi Kerugian T&D yang dapat dihindari total keuntungan/plafon
0,02 0,35 0,17 -0,58 0,00 15,66
0,10 0,31 0,69 -0,51 0,00 18,34
0,08 0,31 0,52 -0,52 0,00 16,70
0,05 0,32 0,35 -0,53 0,00 15,18
0,03 0,32 0,17 -0,54 0,00 13,77
0,00 0,33 0,00 -0,55 0,00 12,45
0,34
0,34
0,35
-0,56 0,00 13,10
-0,57 0,00 13,79
-0,59 0,00 14,51
0,36
2025
0,37
-0,60 -0,61 0,00 0,00 15,27 15,58
Catatan: untuk kepentingan kemudahan dalam membacanya kami telah menyembunyikan beberapa tahun pertengahan: perhitungan sebenarnya adalah untuk masing-masing PJBTL yang diasumsikan selama 20 tahun
II.5
BIAYA PROYEK
227. Meskipun rekomendasi kami adalah bahwa FIT didasarkan pada manfaat, Kementerian ESDM harus tetap membuat perkiraan biaya produksi untuk memverifikasi apakah proyek akan dapat bertahan atau tidak pada tarif yang disarankan. Untuk tujuan ini, kami telah meneliti biaya
78
produksi untuk satu set proyek kandidat yang didasarkan pada model keuangan standar berdasarkan asumsi keuangan yang umum.
Asumsi Tabel II.6 merinci biaya modal dan O&M untuk proyek-proyek skala utilitas, dan Tabel II.7 untuk proyek-proyek skala kecil tipikal Kepulauan Wilayah Timur. Tabel II.6: Asumsi biaya untuk proyek-proyek berskala utilitas Elemen Biaya Biaya Turbin Skala Utilitas (per kW)
Biaya Peralatan Pembangkit Lainnya (BoP – Balance of Plant) (per kW) Total Biaya Modal (per kW) Total Biaya O&M (per kWh) Peningkatan biaya O&M tahunan Biaya komponen lokal
Biaya dalam $US $ 1.450
$ 750 $ 2.200 $ 0,021 5% 20 sampai 25%
Catatan Kapasitas turbin lebih besar dari 1,5 MW dan ukuran pembangkit 20 MW atau lebih tinggi Sama seperti di atas
Biaya lokal turbin dan komponennya akan nol. Dalam biaya BOP, biaya pekerjaan sipil, pembangunan dan logistik diharapkan sebagai biaya lokal untuk Indonesia. Setengah dari biaya ini mungkin menjadi porsi lokal ke pulau.
Tabel II.7: Asumsi biaya untuk proyek-proyek pembangkit listrik tenaga angin skala kecil Proyek Pembangkit Listrik Tenaga Angin Skala Kecil Total Biaya Modal (per kW) $ 2.303, $ 2.098
Total Biaya O&M (per kWh) Peningkatan biaya O&M tahunan Komponen biaya lokal
$ 0,11, $ 0,02 0%, 5% 20 sampai 25%
Penawaran harga untuk turbin yang diperbaharui dari dua perusahaan, VESTAS, Enercon Penawaran harga dari dua perusahaan, Vestas, Enercon Vestas, Enercon Biaya lokal untuk turbin dan komponennya nol. Untuk biaya BOP, pekerjaan sipil, penegakan/pembangunan, dan logistik biayanya diharapkan lokal Indonesia. 10% sampai 20% dari biaya tersebut mungkin lokal di pulau.
79
Tabel II.8: Asumsi keuangan Asumsi Keuangan Pinjaman Suku bunga Masa pinjaman Modal Tingkat pengembalian yang diharapkan Biaya Modal Rata-rata Tertimbang Rasio DSCR Minimum Pajak penghasilan Penyusutan Umur proyek
Proyek-proyek besar (Sulsel, Jateng) 70% 8,5% 15 yrs 30% 12,5%
Proyek-proyek Kecil (Sumba) 70% 12% 6 yrs 30% 18%
9,9%
14.33%
1,25
1.25
25% Linear, 15 tahun 20 thn
25% Linear, 10 tahun 10 thn
Tabel II.9: Asumsi faktor kapasitas: Faktor kapasitas pembangkit neto
Jateng 26%
Sulsel 36%
Sumba 25%
Pemodelan Keuangan 228. Model keuangan menghitung tarif yang dibutuhkan untuk memenuhi baik persyaratan rasio kemampuan membayar hutang (DSCR – Debt Service Coverage Ratio) maupun pengembalian modal, berdasarkan PJBTL selama 20 tahun dengan tarif yang tidak meningkat. Biaya produksi dalam kendala keuangan ini, yang teraras (levelised) selama umur PJBTL, ditunjukkan pada Tabel II-10. Tabel II.10. Hasil tarif berdasarkan biaya produksi yang memenuhi kondisi keuangan. USD/kWh Biaya Produksi Berdasarkan Feed-in Tariff
Jateng 0,1730
Sulsel 0,1349
Sumba 0,2908
229. Ini sebanding dengan usulan tarif dari para pengembang, seperti yang dipresentasikan pada pertemuan pertama Konsultasi Pemangku Kepentingan di bulan September 2014 (Tabel II11). Beberapa dari proposal-proposal tersebut melibatkan tarif berjenjang, dengan remunerasi yang lebih tinggi di tahun-tahun awal (cocok dengan persyaratan arus kas yang lebih tinggi pada tahun-tahun pembayaran hutang).
80
Tabel II.11 : Usulan tarif dari pengembang Lembaga PLN
UPC Renewable
Kapasitas (MW)
Lokasi
Status
-
-
-
50
-
-
SMI
10
-
-
PT. Pertamina PT. Viron Energy
50
Sukabumi, Jawa Barat
Dalam proses perizinan
FIT Yang Ditawarkan Tidak lebih tinggi dari FIT di negaranegara lain (China, Brazil, dll) Untuk pengganti non-PLTD 13,5 sen USD /kWh (tahun 1-15) 6,75 sen USD /kWh (tahun 16-30) Untuk pengganti PLTD 15,5 sen USD /kWh (tahun 1-15) 7,75 sen USD /kWh (tahun 16-30) 9,3-11,36 sen USD/kWh (8 tahun) Tahun 1-8: 18-21 sen USD/kWh Tahun 9-20: 17 sen USD/kWh Simulasi dengan tarif tetap: 17,41 sen USD /kWh Simulasi dengan berjenjang menurun: 23,34 sen USD /kWh (tahun 1-8) 13,04 sen USD /kWh (tahun 9-20)
WhyPgen
10
-
-
PT. Sumberdaya Sewatama
0,5
Hambapraing, Sumba Timur
Dalam proses pelelangan EPC
RP 2.750/kWh (10 tahun) *menggunakan turbin rekondisi
62,5 & 68
Jeneponto 1 & 2, Sulawesi Selatan
Dalam proses pelelangan EPC
16-18 sen USD /kWh (20 tahun) untuk jaringan utama (Jawa-Bali, Sumatra, Sulawesi Selatan) 25-28 sen USD /kWh (20 tahun) untuk jaringan yang lebih kecil
PT. EAI PT. AGC
Sumber: Kementerian ESDM – Ditjen EBTKE, Risalah pertemuan Kelompok Terfokus, 4-6 September 2014
230. Apabila tarif ini diaraskan untuk lebih dari 20 tahun dapat dibandingkan dengan hasil pemodelan keuangan yang disampaikan dalam Tabel II-10, seperti yang ditampilkan pada Gambar II-3 dan Tabel II-12. Tabel II.12: Tarif yang teraras seperti yang diusulkan oleh para pengembang sen USD/kWh Diusulkan oleh pengembang UPC, “penggantian non PLTD” SMI Pertamina/Viron (Sukabumi) WhyPGen, fixed WhyPGen, Tiered UPC “penggantian PLTD” PT Sumberdaya Sewatama, Sumba Timur PT EAI/AGC, Sulawesi Selatan PT EAI/AGC, Timor Timur Perkiraan kami (Tabel II- 13 ) Perkiraan kami, Sumba Perkiraan kami, Jawa Tengah Perkiraan kami, Sulawesi Selatan
12,8 11,4 17,6 17,4 19,4 14,7 22,0 16,0 25,0 29,0 17,3 13,5
81
Gambar II.3: Tarif berdasarkan biaya produksi USc/kWh 0
10
20
30
40
SMI UPC, "non diesel replacement" Our estimate, S. Sulawesie UPC "diesel replacement" PT EAI/AGC, S. Sulawesi Our estimate, Central Java WhyPGen, fixed Pertamina/Viron (Sukabumi) WhyPGen, Tiered PT Sumberdaya Sewatama (East S PT EAI/AGC, West Timor Our estimate, Sumba
Biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin 231. Biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin adalah fungsi dari penetrasi kapasitas dan ukuran sistem: Gambar II-4 merangkum biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin di Amerika Serikat. Dalam kasus proyek pembangkit listrik tenaga angin di Jawa, di mana bahkan beberapa ratus MW pembangkit listrik tenaga angin akan mewakili hanya beberapa persen dari kapasitas jaringan, biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin dapat diabaikan. Namun di pulau-pulau kecil, biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin mungkin lebih tinggi, karena mungkin melibatkan modifikasi yang luas untuk sistem kontrol dan pengiriman. Gambar II.4: Hasil penelitian biaya integrasi tenaga angin vs penetrasi kapasitas tenaga angin di berbagai daerah di AS25
25
http://www.rmi.org/RFGraph-Total_wind_integration_costs_capacity_penetrations
82
Tabel II.13: Perkiraan biaya untuk integrasi jaringan Integrasi jaringan Jaringan Besar (Sulawesi) Jaringan Kecil
Biaya USD/MWh $5 $ 10
Catatan Lihat Gambar II-3. Nilai rata-rata yang dipilih. Lihat Gambar II-3. Nilai tinggi yang dipilih karena akan memerlukan pengontrol hibrida dan respon frekuensi primer berbasis penyimpanan.
232. Biaya integrasi pembangkit listrik tenaga angin pada Gambar II-4 dan Tabel II-13 adalah biaya yang terkait dengan peningkatan cadangan dalam tiga kerangka waktu — regulasi, mengikuti beban dan komitmen unit —yang dibutuhkan untuk menyeimbangkan variabilitas beban neto yang disebabkan oleh pembangkit listrik tenaga angin. 233. Integrasi pembangkit listrik tenaga angin untuk jaringan Sulawesi telah dipelajari oleh Innovative Wind Energy Inc. sebagai bagian dari bantuan teknis proyek Pengembangan Energi Bersih Indonesia untuk PLN (didanai oleh USAID). Laporan ini meneliti 9 skenario (semua kombinasi dari kecepatan angin yang rendah, sedang dan tinggi, serta beban yang rendah, menengah dan tinggi) dengan kerangka waktu penambahan kapasitas pembangkit listrik tenaga angin 70 MW pada tahun 2015, 132,5 MW pada tahun 2017, dan 197,5MW pada tahun 2019. Analisis aliran daya, hubungan pendek ,dan stabilitas telah dilakukan. Analisis tersebut tidak menemukan adanya masalah integrasi jaringan yang berarti.26 Turbin angin yang modern bisa mengatur intermitensi dan ketidakpastian sumber angin dengan kontrol pembangkit dan control turbin yang mutakhir, yang memungkinkan kinerja jaringan yang stabil dan baik walaupun dengan tingkat penetrasi tenaga angin yang tinggi: Kode jaringan untuk interkoneksi (sambungan) dengan pembangkit tenaga angin yang dikembangkan dalam penelitian ini mesyaratkan turbin angin untuk memiliki kemampuan terkini yang ‘ramah jaringan’ seperti ini.27 Tanggapan Pemangku Kepentingan #10: Penyimpanan pada pembangkit listrik tenaga angin PERTANYAAN: Apakah pusat pembangkit listrik tenaga angin (wind farm) diwajibkan untuk memiliki penyimpanan energi untuk meniadakan variabilitas? Jawab: Berdasarkan pengalaman di seluruh dunia, penyimpanan energi tidak diperlukan untuk tingkat penetrasi di bawah 20%. Bahkan di atas 20% pun, penyimpanan energy adalah salah satu pilihan yang paling mahal. Variasi detik-ke-menit dari energi angin dapat dikelola oleh kontrol frekuensi primer generator lain yang mirip dengan mengelola variasi beban. Variasi jam-ke-jam dapat dikelola melalui prakiraan yang lebih baik dan meningkatkan frekuensi pengiriman.
II.6
MODEL IMPLEMENTASI
26
Sumber: (1) “Wind Integration Analysis of the Sulawesi System: Steady State Analysis,” Disusun untuk Proyek USAID untuk Pengembangan Energi Bersih Indonesia, disusun oleh Innovative Wind Energy, Inc., Juni 2014; (2) “Wind Integration Analysis of the Sulawesi System: Dynamic Stability,” Disusun untuk Proyek USAID untuk Pengembangan Energi Bersih Indonesia, disusun oleh Innovative Wind Energy, Inc., Juni 2014. Kedua laporan tersebut telah diserahkan ke PLN, tetapi tidak tersedia untuk umum.
27
Untuk lebih lengkapnya, lihat, misalnya, N. Miller, GE wind plant advanced controls, disampaikan pada First International Workshop on Grid Simulator Testing of Wind Turbine Drivetrains, Juni 2013; (www.nrel.gov/ electricity/transmission/pdfs/turbine_sim_12_advanced_wind_plant_controls.pdf.)
83
234. Untuk memastikan kelancaran implementasi mekanisme FIT, kondisi yang ketat harus diterapkan terhadap proyek-proyek yang mencari kelayakan untuk FIT. Kondisi tersebut harus memastikan bahwa a) proyek yang diberi FIT memang dibangun dalam jangka waktu yang diusulkan dan b) tidak ada penelantaran (hoarding) dan/atau perdagangan proyek yang telah diberi FIT. - Semua proyek akan dipertimbangkan berdasarkan prinsip yang ‘pertama datang yang pertama dilayani’ - Pemberian FIT disertai dengan penandatanganan PJBTL standar. PJBTL standar menetapkan jangka waktu dua tahun untuk pengoperasian penuh proyek pembangkit listrik tenaga angin, sejak tanggal penandatanganan. - Semua proyek diwajibkan menyetorkan jaminan pelaksanaan sebesar X USD pada saat penandatanganan PJBTL standar. o Untuk proyek dengan total ukuran kurang dari 1 MW, X = lebih besar dari $ 10.000 atau $ 20 per kW o Untuk proyek dengan total ukuran antara 1 MW dan 10 MW, X = $ 20 per kW o Untuk proyek dengan total ukuran lebih besar dari 10 MW, X = $ 20 per kW - Kondisi untuk pencairan jaminan pelaksanaan: o 50% dari turbin (menara, sungkup/nacelle, generator, bilah turbin, trafo) tidak didirikan pada tanggal beroperasi penuh - Satu kali perpanjangan tanggal operasi penuh diijinkan untuk jangka waktu maksimum 90 hari, tergantung kebijakan Kementerian ESDM. - Pemberian FIT dibatalkan jika terjadi perubahan kepemilikan proyek dengan lebih dari 50% sebelum dilaksanakannya commissioning. - Jaminan pelaksanaan dikembalikan setelah commissioning dan pengoperasian dari semua turbin dinyatakan berhasil sebelum tanggal operasi penuh atau satu kali perpanjangan selama 90 hari Tanggapan Pemangku Kepentingan #11: Perubahan kepemilikan proyek Tanggapan (pengembang pembangkit listrik tenaga angin): “Pemberian FIT (diusulkan untuk) dibatalkan jika terjadi perubahan kepemilikan proyek dengan lebih dari 50%.” Meskipun kami memahami bahwa ini dimaksudkan untuk menghindari perdagangan PPA (dan kami setuju dengan itu), ada semua alasan sah untuk mengubah kepemilikan perusahaan di proyek yang memiliki keuntungan dalam hal daya saing angin. Yang paling penting, investor dengan persyaratan pengembalian terendah pada umumnya tidak terlibat dalam pengembangan proyek, tetapi cenderung datang pada Penutupan Keuangan (Financial Close) atau dalam waktu yang singkat setelah commissioning. Pengembang memiliki nilai tambah yang jelas dalam mengidentifikasi dan mengembangkan proyek berkualitas tinggi. Hal yang penting adalah untuk mencegah orang mengajukan permohonan PJBTL dan kemudian menjualnya, tetapi dengan persyaratan pendaftaran/permohonan (pengukuran angin, penelitian jaringan, dll) hal ini sudah dapat dihindari. Jawab: Perubahan kepemilikan setelah commissioning diperbolehkan. Kemenkeu dapat memilih kriteria yang berbeda.
Persyaratan perizinan lainnya 235. Langkah-langkah lain dalam proses saat ini dijelaskan di bawah. Harap dicatat, perizinan dan persyaratan lisensi tambahan mungkin diperlukan tergantung kondisi proyek. Izin, persetujuan, perizinan dan proses interkoneksi ini harus dirasionalisasi dan diimplementasikan sebagai layanan satu pintu, seperti yang dijelaskan dalam teks utama.
84
Tabel II.14 : Perizinan dari Kementerian ESDM Dokumen Direct Appointment Approval Temporary business license for electricity for public use Approval of the purchase price of electricity Permanent business license for electricity for public use
Istilah Indonesia Persetujuan penunjukan langsung Ijin usaha ketenagalistrikan untuk umum (IUKU) Sementara Persetujuan harga beli tenaga listrik Ijin usaha ketenagalistrikan untuk umum (IUKU) Tetap
Lembaga Penerbit Direktorat Jenderal Kelistrikan
Jangka Waktu Permohonan
Direktorat Jenderal Kelistrikan
30 hari, berlaku untuk 2 tahun
Direktorat Jenderal Kelistrikan
10 hari
Direktorat Jenderal Kelistrikan
30 days, hari, berlaku untuk 30 tahun
TBD
Tabel II.15. Perizinan di tingkat Kabupaten dan Provinsi Dokumen Principle license/permit Environmental Impact Assessment (and subsequent environmental permit)
Istilah Indonesia Ijin Prinsip Analisa Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL) dan Izin Lingkungan
Permit for designated land use
Ijin peruntukan penggunaan tanah (IPPT)
Building construction permit Interference permit
Ijin mendirikan bangunan (IMB) Surat ijin gangguan (SIGA)
Location permit
Ijin lokasi
Lembaga Penerbit Kantor Bupati Badan Lingkungan Hidup (disetujui oleh komisi evaluasi AMDAL) Kantor Pelayanan Perizinan Terpadu Kantor Pelayanan Perizinan Terpadu Kantor Pelayanan Perizinan Terpadu Kantor Pertanahan
Waktu Pemrosesan 75 hari kerja untuk rekomendasi oleh komisi evaluasi AMDAL + 10 hari kerja untuk persetujuan 12 hari kerja
12 hari kerja 10 hari kerja
Tabel II.16: Perizinan dan perjanjian lainnya yang dipersyaratkan untuk proyek tenaga angin. Dokumen Principle license for domestic investment Appointment of the Developer Power Purchase Agreement (not a license)
Istilah Indonesia Ijin prinsip penanaman modal dalam negeri Penetapan pengembang Perjanjian Jual Beli Tenaga Listrik
Lembaga Penerbit BKPMD (Badan Koordinasi Penanaman Modal Daerah) PT PLN (Persero) PT PLN (Persero)
85
Gambar II.5 : Prosedur mengenai Lingkungan Hidup
86
