Pertumbuhan jumlah penduduk dan tingkat ekonomi suatu negara akan mendorong peningkatan konsumsi energi, khususnya energi listrik. Hal ini dikarenakan listrik tersebut akan digunakan untuk menggerakkan roda perekonomian seperti industri, transportasi, perbankan, hingga pemerintahan. Namun, selain itu, konsumsi listrik juga telah menjadi salah satu kebutuhan tak tergantikan masyarakat saat ini. Akibatnya, permintaan akan suplai daya menjadi semakin besar dan akan menimbulkan permasalahan baru, yakni ketersediaannya dan cara penyediaannya.

·         Kondisi Kelistrikan Indonesia saat ini

Saat ini kapasitas terpasang pembangkit nasional adalah sebesar 30.941 MW yang tersebar di Pulau Sumatera 4.948 MW, Jawa-Madura-Bali 23.009 MW, Kalimantan 1.175 MW, Sulawesi 1.195 MW, Nusa Tenggara 265 MW, Maluku 182 MW, dan Papua 168 MW. 83% dari total kapasitas terpasang pembangkit tersebut atau sebesar 25.752 MW dioperasikan oleh PT PLN (Persero), 14% atau 4.269 MW dioperasikan oleh perusahaan listrik swasta (Independent Power Producer – IPP), dan 3% atau 920 MW dioperasikan oleh perusahaan pembangkit terintegrasi (Private Power Utility – PPU) [1].

Kondisi sistem kelistrikan untuk periode akhir Februari 2010 adalah dari 26 sistem kelistrikan utama terdapat  sebanyak 15 sistem (Sumbagut, Nias, Tj. Pinang, Bangka, Pontianak, Barito, Sampit, Bontang, Poso, Sulawesi Selatan, Kendari, Ambon, Ternate, Jayapura, dan Lombok) yang mengalami kondisi defisit. Yang dimaksud dengan kondisi defisit dalam hal ini adalah potensi pemadaman sebagian pelanggan (secara bergiliran) yang tidak dapat dihindari [1].

Sementara itu, rasio elektrifikasi saat ini baru mencapai 66% dan rasio desa berlistrik sebesar 93%. Hal ini disebabkan oleh tingginya pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik, yakni mencapai rata-rata 9% per-tahun yang tidak mampu dikejar oleh pertumbuhan pasokan tenaga listrik.

“]

Gambar 1 : Kondisi Sistem Kelistrikan Nasional [2

Di samping hal-hal di atas, saat ini sumber energi utama yang digunakan untuk menggerakkan pembangkit-pembangkit di Indonesia masih terdiri atas sumber-sumber yang tidak terbarukan. Selain masalah jumlahnya yang semakin sedikit, isu lingkungan juga turut mendorong untuk segera dilakukannya perubahan.

Berikut adalah gambaran penggunaan sumber daya yang digunakan untuk menghasilkan listrik hingga tahun 2005:

“]

Gambar 2 : Perkembangan sumber daya penghasil listrik dari 1971-2005 [3

Bila kita memandang dari sisi Tarif Dasar Listrik (TDL), maka tarif dasar listrik Indonesia masih tetap termasuk yang paling murah jika dibandingkan dengan negara tetangga seperti yang ditunjukkan oleh grafik berikut:

“]

Gambar 3 : Perbandingan TDL Indonesia dengan beberapa negara tetangga [2

Dan terhitung mulai 1 Juli 2010, TDL Indonesia  telah mengalami penyesuaian dengan kenaikan rata-rata 10% [4]. Misalnya, untuk pelanggan R1 daya 1.300VA, rata-rata pemakaian listrik 200 kWh/bln, biaya pokok produksinya Rp1.163 per kWh, TDL sebelum naik rata-rata Rp672 per kWh, rata-rata kenaikan TDL ditetapkan sebesar 18%. Dengan demikian tarif baru yang mulai berlaku per 1 Juli mendatang rata-rata mencapai Rp793 per kwh [5].

Dengan demikian, kondisi kelistrikan Indonesia saat ini masih belum stabil. Suplai daya masih seadanya tanpa cadangan minimum yang sesuai dan bahan bakar pembangkit yang digunakan masih BBM (khususnya daerah luar Jawa) sehingga biaya produksi mahal dan beban subsidi meningkat.

·         Kondisi Kelistrikan Indonesia masa depan

Dalam rangka mengatasi kebutuhan listrik yang semakin meningkat, pemerintah telah mencanangkan proyek kelistrikan sebagai berikut [6]

§  Proyek Pembangkit Baru IPP : 2.125 MW

§  Proyek IPP Baru Program Kemitraan dan Penanggulangan Daerah Krisis : 1.272 MW

§  Proyek pembangkit baru PLN : 9.162 MW

Total Proyek Ketenagalistrikan : 12.559 MW

Proyek di atas itu lebih dikenal dengan Program Percepatan 10.000 MW Tahap I dengan gambaran sebagai berikut [6]:

Gambar 4 : Lokasi-lokasi proyek percepatan 10.000 MW (Tahap I)

Selain program percepatan 10.000 MW tahap I, terdapat juga program percepatan tahap II dengan gambaran daerah proyek sebagai berikut [2]:

Gambar 5 : Lokasi-lokasi proyek percepatan 10.000 MW (Tahap II)

Proyek-proyek kelistrikan di atas, selain bertujuan untuk memenuhi tuntutan suplai daya listrik yang semakin meningkat, juga berfungsi untuk menurunkan tingkat penggunaan BBM. Hal ini dikarenakan jenis pembangkit yang dibangun adalah PLTU yang akan menggunakan batu bara sebagai bahan bakarnya. Namun, walaupun penggunaan BBM berhasil diturunkan, penggunaan batu bara menurut saya kurang sesuai. Pertama, batu bara adalah sumber energi yang tidak terbarukan sehingga jumlahnya semakin lama semakin sedikit dan akan habis. Kedua, masalah lingkungan. Dengan isu global warming yang semakin banyak dibicarakan, penggunaan PLTU dengan bahan bakar batu bara akan menghasilkan gas buangan yang akan menghasilkan dampak yang dikenal dengan efek rumah kaca. Akibatnya, pembangkit jenis ini dimasa depan tidak akan digunakan lagi, sama seperti pembangkit dengan BBM yang sekarang sudah mulai ditinggalkan.

Lalu, mengapa proyek 10000 MW yang dicanangkan oleh pemerintah menggunakan PLTU?

Dalam melaksanakan suatu perencanaan energi, khususnya perencanaan kelistrikan, digunakan model Markal (Market Allocation), yaitu suatu model yang mengatur penyediaan energi untuk memenuhi kebutuhan energi [7] dengan membandingkan dan memilih teknologi dan sumber energi yang memenuhi fungsi objektif biaya energi minimum. Dan dalam perencanaan tersebut akan diperlukan bermacam-macam data masukan, termasuk kebutuhan energi, ekspor maupun impor energi, teknologi, serta parameter-parameter lainnya.

Model Markal ini dapat dikembangkan untuk berbagai fungsi objektif dengan periode pemantauan yang cukup lama (maksimum 29 periode). Waktu untuk tiap periodenya sendiri disesuaikan dengan kebutuhan. Dalam beberapa contoh, periode itu diambil sebesar 5 tahun, dan dalam kasus lain diambil sebesar 1 tahun.

Berbicara dari sisi masukan teknologinya, metode ini  memerlukan masukan dari berbagai jenis teknologi pembangkit, seperti pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD), tenaga air (PLTA), tenaga uap (PLTU), dan lain-lain. Hal ini bertujuan agar model Markal dapat menentukan teknologi yang optimum untuk digunakan pada sektor tersebut karena setiap teknologi mempunyai biaya dan efisiensi penggunaan energi yang berbeda.

Dari sisi tujuan, model Markal ini mampu melaksanakan berbagai tujuan sehingga dapat digunakan untuk menunjang atau menganalisis kebijakan pemerintah [7]. Sebagai contoh adalah dalam penentukan target bahwa dalam pembangkitan listrik pada tahun 2020 harus memanfaatkan batu bara sejumlah 33% dari total energi yang digunakan. Maka, dalam model diambil langkah dengan memisahkan kebutuhan listrik dengan listrik batu bara. Sejumlah 33%  akan dipenuhi oleh PLTU batu bara dan sisa 67 % akan diperebutkan oleh jenis teknologi pembangkit lainnya.

Dengan model Markal ini jugalah dihitung biaya pembangkitan dengan input data berupa potensi sumber daya energi, biaya investasi, biaya operasi dan perawatan tetap (fixom), biaya operasi dan perawatan variabel (varom), biaya bahan bakar, biaya transmisi dan distribusi, umur teknis (life time), suku bunga diskon (discount rate), dan lamanya pembangunan. Lama konstruksi, jadwal pembiayaan dan besar suku bunga selama konstruksi akan memberikan penambahan biaya pada biaya investasi yang disebut dengan bunga selama konstruksi (IDC).

Besarnya biaya investas biaya, IDC, biaya tetap operasi dan perawatan, biaya tak tetap operasi dan perawatan, biaya bahan bakar, biaya pengangkutan bahan bakar dan umur teknis (life time) untuk berbagai jenis pembangkit listrik yang ada di Indonesia ditunjukkan pada tabel berikut :

Disamping faktor biaya di atas, ada juga yang namanya faktor kapasitas. Faktor kapasitas ini akan menggambarkan tingkat produksi listrik sehingga peningkatan produksi listrik akan mengurangi biaya pembangkitan listrik per satuan energi.

“]

Gambar 6 : Perbandingan Besarnya Biaya Pembang-kitan Listrik di Jawa [7

Dari gambar di atas diketahui bahwa untuk faktor beban di atas 0,4, biaya pembangkita PLTU Batubara lebih murah daripada PLTGU (Combined Cycle), PLTG, dan PLTP. Biaya pembangkitan PLTG akan lebih rendah dari PLTGU pada faktor beban lebih kecil dari 0,4, sedangkan pada faktor beban lebih dari 0,4 biaya pembangkitan PLTGU akan lebih rendah. Kondisi di atas juga menunjukkan bahwa PLTG dan PLTA akan lebih ekonomis kalau dioperasikan pada beban puncak saja, padahal saat ini sebagian besar PLTA dioperasikan pada beban dasar. Sementara itu, PLTU yang kurang fleksibel dalam pengaturan dayanya, akan lebih menguntungkan kalau digunakan sebagai beban dasar.

Maka, dari tabel biaya investasi dan biaya pembangkitan yang dihubungkan dengan faktor beban, pembangunan PLTU sebagai solusi krisis listrik saat ini sepertinya cukup tepat. Namun, bila tetap dipertahankan untuk jangka panjang, PLN perlu memikirkan solusi dalam hal pencarian bahan bakarnya dan pengurangan emisi (gas buangan yang berbahaya).

Pustaka

[1] Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia. Pelaksanaan Program Prioritas Energi sebagai Tindak Lanjut instruksi Presiden Nomor 1 Tahun 2010. Siaran Pers Nomor : 19/Humas KESDM/ 2010 Tanggal 30 Maret 2010.

[2] http://kadekadokura.wordpress.com/2010/08/10/kelistrikan-indonesia/#more-305

[3] http://www.geni.org/globalenergy/library/energy-issues/indonesia/index.shtml

[4] Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral Republik Indonesia. Penyesuaian Tarif Dasar Listrik (Tdl) Pt Pln (Persero) 2010. Siaran Pers Nomor : 32/Humas KESDM/ 2010 Tanggal 30 Juni 2010.

[5] http://www.inilah.com/read/detail/601731/inilah-data-lengkap-kenaikan-tdl-juli-2010/

[6] Kamar Dagang dan Industri Indonesia. Program Percepatan Sektor Ketenagalistrikan. Jakarta : Juli 2006.

[7] La Ode Muh. Abdul Wahid. Perbandingan Biaya Pembangkitan Pembangkit Listrik di Indonesia.