(Jakarta, 03/7) Dalam memproduksi listrik untuk memenuhi kebutuhan masyarakat, PT PLN (Persero) mengoperasikan pembangkit yang menggunakan beberapa jenis energi primer seperti hidro (air), batubara, panas bumi, surya, gas dan BBM.
Press Briefing Pasokan Gas PLN
Dalam manajemen operasi pembangkitan tenaga listrik digunakan pendekatan least cost yang meminimumkan biaya variabel atau biaya bahan bakar, artinya pembangkit yang biata variabelnya lebih murah akan dibebani lebih besar dibanding pembangkit dengan bahan bakar lebih mahal. Dengan pola pendekatan seperti itu maka dalam pengoperasian pembangkit listrik, dari sisi biaya urutannya dari yang paling murah yaitu PLTA, PLTU batubara, PLTP (panas bumi), PLTG/PLTGU berbahanbakar gas pipa, PLTG/PLTGU berbahanbakar LNG dan urutan terakhir adalah pembangkit BBM yang memang paling mahal.
Selain itu, aspek lain yang juga menjadi pertimbangan dalam pengoperasian pembangkit listrik adalah pola operasi yang terkait dengan teknologi dari pembangkit itu sendiri, antara lain :
- Geothermal harus beroperasi terus menerus pada kapasitas penuh karena uap panas bumi yang keluar tidak bisa dihentikan.
- Hydro type ROR (run off river) harus operasi terus menerus karena air harus terus mengalir.
- Hydro type waduk, walaupun tampungan air sangat banyak namun harus dioperasikan dengan memperhitungkan siklus hidrologi tahunan (tahun kering, sedang, basah).
- PLTU batubara sulit untuk menyesuaikan dengan beban fluktuatif yang sangat cepat, sehingga dioperasikan secara flat.
- Pembangkit gas, selain tentunya dapat dioperasikan secara flat (sebagai baseloader), pembangkit gas dapat dengan mudah menyesuaikan dengan pembebanan yang fluktuatif. Karena itu pembangkit gas juga ideal untuk diberi penugasan sebagai load follower (intermediate loader) atau bahkan dapat start-stop harian sebagai peaking unit (peaker).
Sementara itu untuk memenuhi kebutuhan energi pada beban dasar sistim kelistrikan, terutama pada sistim kelistrikan Jawa Bali, karena sudah memiliki cukup PLTU batubara maka hal ini sudah bisa untuk mencukupi kebutuhan beban dasar sistim kelistrikan (sebagai baseloader). Lalu bagaimana dengan pembangkit gas ?
Beberapa tahun lalu pembangkit gas masih ada yang ditugaskan sebagai base loader karena dipasok dengan gas pipa yang cukup pada harga yang kompetitif, tetapi mulai tahun 2012 ini akan difokuskan sebagai load follower atau peaker saja, khususnya apabila dipasok oleh LNG yang harganya relatif tinggi. Artinya, dalam satu hari pembangkit gas akan dioperasikan dengan output yang berbeda-beda sehingga kebutuhan pasokan gas menjadi fluktuatif.
Pola penyerapan gas untuk pembangkit listrik dapat digambarkan dalam contoh berikut :
Peyerapan gas untuk PLTGU Priok :
Pada waktu off peak (pukul 22.00 s.d 08.00) diperlukan pasokan gas rata-rata 110 bbtud. Sementara pada waktu peak (pukul 08.00 s.d. 22.00) diperlukan pasokan gas rata-rata 230 bbtud. Saat ini, karena pasokan gas ke Priok baru sebesar 150 bbtud, maka kekurangan pada periode peak (sekitar 125 bbtu), terpaksa menggunakan BBM.
Penyerapan gas untuk PLTGU Gresik :
Pada waktu off peak (pukul 22.00 s.d 16.00) diperlukan pasokan gas rata-rata 250 bbtud. Sedangkan pada waktu peak (pukul 16.00 s.d. 22.00) diperlukan pasokan gas rata-rata 350 bbtud.
Jika dilihat secara sepotong, yakni ketika PLN mengambil pada periode off peak maka seolah-olah PLN ‘kelebihan’ gas, padahal tidaklah demikian. Maka dapat lebih dipahami bersama bahwa kebutuhan pasokan gas untuk pembangkit listrik PLN tidak berlebihan, bahkan untuk memenuhi kebutuhan pada saat beban puncak (peak) masih diperlukan tambahan pasokan gas.
