DPR menyetujui kenaikan TDL 15% di tahun 2013. Seperti biasa, saat pembahasan dengan pemerintah, selalu dibarengi dengan isu inefisiensi di tubuh PLN, dan hampir selalu isu BBM menjadi tokoh sentralnya. Dan isu BBM ini ada benarnya, karena BBM masih memakan 43% atau Rp 49 T dari Rp 112 T biaya energi di tahun 2013, sementara subsidi untuk PLN sendiri hanya Rp 78 T.
Sumber: Gatra 20-26 September 2012
Masyarakat awam tentu bertanya, kok bisa porsi BBM masih besar, bukan kah beberapa tahun yang lalu diumumkan proyek besar PPDE 10000 MW yang mayoritas berbahan bakar batubara? Sedikit flashback, proyek crash program PPDE 10000 MW dilatarbelakangi defisit suplai listrik terutama di SJB akibat mandeknya proyek-proyek pembangkit listrik pasca krismon 1998. Sebelum masuk ke topik ini dan solusi yang saat ini sedang dikerjakan, ada isu lain yang terkait.
Isu tersebut adalah isu kecukupan pasokan daya di Sistem Jawa Bali yang 3-4 tahun yang lalu memuncak. Kini isu itu telah berlalu sejak mulai banyak masuknya pembangkit-pembangkit listrik PPDE 10000 MW. Apakah persoalan di SJB selesai sampai disini? Ternyata tidak, masih ada hal-hal yang membuat SJB tidak sepenuhnya bagus, dari sisi keandalan dan kualitas. Tahun-tahun terakhir ini kualitas frekuensi SJB cenderung bergejolak. Jika anda melihat dari trend monitoring frekuensi SJB, ekskursi frekuensi yang liar kadang terjadi dan fluktuasinya dari titik 50 Hz tidak terlalu mulus dibanding kondisi 10 tahun yang lalu misalnya.
Ekskursi frekuensi 25 September 2012
Upaya-upaya yang dilakukan oleh P3B JB sebagai operator sistem sebenarnya sudah maksimal untuk mempertahankan keandalan, kualitas dan keekonomian SJB. Salah satu langkah memperbaikinya dari sisi keandalan adalah terus berusaha mengaktifkan kembali fasilitas regulasi primer, governor free, maupun regulasi sekunder, LFC, sebagai partisipasi unit-unit pembangkit pada SJB. Namun demikian, upaya ini masih belum memadai. Penyebab utamanya adalah berkurangnya proporsi pembangkit-pembangkit yang melayani segmentasi peaking load dan load follower. Hal ini merupakan konsekuensi dari tidak dioperasikannya semaksimal mungkin pembangkit-pembangkit ini yang melayani segmen ini, yang mayoritas berbahan bakar minyak (BBM).
Dahulu PLTG dan PLTGU minyak merupakan andalan SJB untuk menjaga kestabilan frekuensi, karena pembangkit jenis inilah yang bisa menaik dan menurunkan beban dengan ramping rate cepat. Fungsi ini juga bisa dilakukan oleh PLTA waduk, namun kita mengetahui kapasitas PLTA semakin menurun, karena laju sedimentasi waduk yang lebih cepat dari perkiraan semula misalnya, disamping variasi musim hujan dan kemarau juga berpengaruh.
Operator sistem berjuang keras menstabilkan sistem terutama pada waktu-waktu kritis jam 16.00 sampai 18.00 dimana ramp-nya mencapai 2000~3000 MW / jam.
Ilustrasi ramping rate demand yang ekstrim
Walaupun pembangkit-pembangkit baseload PLTU-PLTU batubara berusaha dijadikan load follower, namun hasilnya tidak optimal. Contohnya, saat ini pada malam/dini hari PLTU seperti Tanjung Jati, Suralaya bebannya diset rendah dan ketika pagi hari mulai dinaikkan. Dengan cara ini ekskursi frekuensi tetap terjadi terutama jika ada gangguan meski hanya di salah satu komponen SJB (N-1). Kenapa kita peduli pada ekskursi frekuensi? Jika ekskursi ini melampaui batas, bisa terjadi under frequency relay (UFR) bekerja, dan skema load shedding (pengurangan beban) mungkin terjadi. Akibatnya, bisa terjadi, cadangan sistem normal / sangat cukup, namun ada daerah yang mengalami pemadaman.
7 Oktober 2012: Masyarakat membutuhkan saluran untuk komplain listrik
Jadi semacam paradoks, suplai berlebih tapi dari sisi konsumen ada yang masih merasakan pemadaman. Penyebab paradoks ini juga bisa disebabkan oleh gangguan di level distribusi / lokal, misal ada penghantar saluran udara yang short karena ranting pohon, atau jembatan trafo IBT (inter-bus transformer) yang tidak cukup / mengalami gangguan.
Apa yang dilakukan oleh pengelola SJB untuk mengatasi hal-hal ini? Salah satu yang sangat strategis adalah berusaha mengoperasikan kembali unit-unit pembangkit yang melayani segmen beban puncak (peak shaving unit). Bagaimana caranya? Kita tahu, subsidi BBM untuk listrik pada APBN terus berusaha ditekan, jadi mustahil memaksakan diri mengoperasikan kembali pembangkit yang menghasilkan 100 MW dengan meminum BBM sampai 100 ribu liter per 3 jam (meski dalam kondisi darurat hal ini tidak bisa dihindari, jika sampai terjadi black/brown out maka kerugian di sisi konsumen akan jauh lebih besar ketimbang subsidi yang dikeluarkan pemerintah).
Ide cemerlang yang akan segera direalisasikan di SJB adalah mensubstitusi BBM dengan bahan bakar gas. Kok bisa dibilang ide cemerlang? Bukan kah kita semua tahu BB Gas dari dulu juga jauh lebih murah daripada BBM?
Yang mungkin belum semua orang awam mengetahui adalah sifat natural penyaluran gas alam. PLTGU di luar negeri seperti di Jepang biasanya menggunakan bahan bakar gas dari gas alam cair (LNG), karena tidak mempunyai sumber /sumur gas di sekitarnya atau di dalam negeri. Karena gasnya disimpan dalam bentuk cair, maka pemanfaatannya dapat diatur, kapan pun dibutuhkan tinggal dialirkan, jadi mirip BBM yang disimpan di dalam tangki timbun. Nah, sumber gas untuk PLTGU-PLTGU di Indonesia tidak seperti itu. Sumber gasnya berasal dari gas pipa, gas yang dialirkan dari sumur / sumber gas melalui pipa gas.
Offshore platform
Dan yang perlu diketahui, sifat sumur gas sangat unik. Selain biasanya gas dipakai untuk lifting minyak (sumur gas dan minyak seringkali bercampur, jadi satu sumur bisa menghasilkan minyak dan gas sekaligus), gas ini juga hampir tidak bisa diatur besar kecil keluarannya. Sekali menyemburkan gas, maka harus dialirkan, jika tidak maka reservoirnya bisa rusak. Malahan ada kasus, karena keliru mengoperasikan, maka gasnya bercampur dengan air. Akibatnya, gas pipa aliran arusnya (flow rate) cenderung datar (flat). Manuver flow rate gas hanya terbatas pada memainkan tekanan (pressure) pada pipa yang panjang (line pack), yang biasanya sempit range-nya. Dan bisa diduga, karena bahan bakarnya konstan, maka produksi listrik dari pembangkit listriknya juga konstan.
Jadi PLTGU gas yang ada di Indonesia, suka tidak suka, bermain di segmen pasar beban dasar (base load) karena sifat alaminya tadi. Bagaimana jika SJB tidak menginginkan energi listrik dari PLTGU gas tadi?
Foto thermal Flare gas
Pilihannya ya itu tadi, tetap menerima listrik dari PLTGU gas dengan “mengalahkan” produksi listrik dari pembangkit lain, termasuk dari PLTU batubara yang seharusnya bermain di baseload, atau bisa juga membiarkan gas dari sumur gas dibakar (flare) ke udara bebas, namun gas yang dibakar ke udara tersebut tetap harus dibayar (Take or Pay). Gas alam harus dibakar jika dilepas ke udara, karena gas Metana adalah gas rumah kaca (green house gas) yang efek melubangi ozonnya jauh lebih parah daripada gas karbon dioksida hasil pembakaran. Ini juga menjadi alasan kenapa kontrak gas (PJBG/GSA) selalu mencantumkan klausul ToP, yaitu merupakan turunan dari sifat alami sumur gas yang diterjemahkan secara komersial.
Dari sini lah bisa dijelaskan, ide dasar subsitusi BBM dengan BBG pada Peak Shaver Unit sangat cemerlang. Ide ini mulai diidentifikasi dalam RUPTL PLN 2011-2020. Gas pipa yang sifat alaminya telah dijelaskan tadi, dirubah sifatnya dengan cara dijadikan compressed natural gas (CNG). Gas pipa, ditekan / dikompres menjadi bertekanan tinggi, disimpan dalam bejana (vessel), dan dilepas kembali pada saat dibutuhkan, pada Waktu Beban Puncak (WBP).
Jadi CNG ini mewarisi 2 sifat menguntungkan dari BBG dan BBM, dari gas alam mewarisi sifat harganya yang lebih murah dan lebih ramah lingkungan (beban emisi CO2, NOx lebih rendah), dari BBM mewarisi sifat fleksibilitasnya (bisa dimanfaatkan pada waktu tertentu). Meskipun proses kompresi CNG menimbulkan biaya, namun compressed fee ini dan harga BBG-nya masih jauh lebih murah dibandingkan BBM.
Bagaimana dengan alternatif lain untuk memenuhi beban puncak? PLTG CNG ini masih lebih baik dibanding misalnya PLTA Pump Storage (Upper Cisokan yang paling cepat akan beroperasi). Kita tahu investasi membangun PLTA apa pun relatif lebih besar dibanding membangun PLTG, dan waktu pembangunannya lama, bertahun-tahun (bandingkan dengan membangun PLTG, 1 tahun dapat berdiri). Apalagi jika PLTG-nya sudah ada, tinggal membangun CNG plant, maka solusi ini benar-benar dapat diandalkan delivery time-nya.
Bonus keuntungannya, beban PLTU-PLTU batubara diramalkan relatif akan lebih stabil (berkurang naik turunnya) sehingga secara tidak langsung akan meningkatkan keandalan PLTU-PLTU batubara (misal dari risiko bocornya pipa-pipa boiler karena thermal stress/fatigue). Secara keseluruhan, energy cost SJB akan turun untuk kondisi SJB dengan kualitas yang sama. Artinya, jika hendak dilakukan studi, maka perbandingan yang benar, apple to apple, adalah membandingkan energy cost di era pada saat PLTG minyak masih dijalankan (tahun 2011 ke bawah) dengan versus masa pada saat PLTG CNG pertama mulai beroperasi di SJB (diperkirakan mulai Q1 2013).
Dikti
Imaduddin's Weblog 
Komentar Terbaru