Perencanaan Pengembangan Pembangkit Energi Baru dan Terbarukan Sistem Ketenagalistrikan Pulau Semau dengan Mempertimbangkan Biaya Sistem dan Implementasi Nilai Ekonomi Karbon

Duwi Hasan Prakoso, Prof. Dr.Eng. Ir. F. Danang Wijaya, S.T., M.T., IPM.; Ir. Roni Irnawan, , S.T., M.Sc., Ph.D., SMIEEE.

2026 | Tesis | S2 Teknik Elektro

Pulau Semau merupakan sistem terisolasi di mana pasokan listrik saat ini disediakan oleh Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) dan Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS). Dalam upaya mengurangi emisi karbon, Pulau Semau dapat menerapkan program dedieselisasi dengan meningkatkan pangsa energi terbarukan, khususnya dari Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLTB) dan PLTS serta fasilitas Battery Energy Storage System (BESS). Untuk mendukung hal tersebut, diperlukan model perencanaan pengembangan pembangkitan listrik yang juga mempertimbangkan Nilai Ekonomi Karbon (NEK) guna meningkatkan integrasi energi terbarukan yang optimal dengan biaya serendah mungkin. Penelitian ini menyajikan tiga skenario: skenario yang hanya menambahkan PLTD sebagai business as usual (BAU), skenario optimasi semua jenis pembangkit (termasuk PLTD), dan skenario optimasi PLTD natural retired. Simulasi model dilakukan menggunakan aplikasi Low Emission Analysis Platform (LEAP), dengan mempertimbangkan NEK, terutama yang berkaitan dengan pajak karbon. 

Berdasarkan hasil simulasi, seluruh skenario mampu memenuhi kebutuhan listrik Pulau Semau hingga 2034 sebesar 11,7 GWh, dengan perbedaan utama pada kapasitas pembangkit, bauran produksi, dan biaya sistem. Dari sisi kapasitas pembangkit dan bauran produksi, skenario optimasi PLTD natural retired menghasilkan kapasitas pembangkit tertinggi (7.268 kW) dengan penetrasi kapasitas pembangkit energi baru terbarukan (EBT) mencapai 58,5% serta bauran produksi EBT tertinggi sebesar 67,4%, jauh di atas skenario BAU (3.018 kW; 8,3% kapasitas; 4,3% produksi). Sementara itu, skenario optimasi semua jenis pembangkit menunjukkan kapasitas dan bauran yang bervariasi (5.018 kW; 54,8% kapasitas; 45,2-45,3% produksi) bergantung pada NEK. 

Dari sisi biaya, skenario BAU menjadi yang paling mahal pada NEK tinggi (63 USD/ton CO?) dengan biaya sistem mencapai 19.354 ribu USD. Sedangkan pada kondisi tanpa harga karbon, skenario optimasi PLTD natural retired menghasilkan biaya tertinggi sebesar 16.991 ribu USD atau meningkat 2,2% dibandingkan skenario BAU. Secara keseluruhan, skenario optimasi semua jenis pembangkit menjadi pilihan paling seimbang karena fleksibel dalam mengatur penetrasi EBT melalui sensitivitas NEK, sementara skenario PLTD natural retired memberikan hasil dekarbonisasi paling signifikan dengan konsekuensi risiko teknis dan ekonomi yang lebih tinggi.

Semau Island is an isolated system where the current electricity supply is provided by Diesel Power Plants (PLTD) and Solar Power Plants (PLTS). In an effort to reduce carbon emissions, Semau Island can implement a diesel reduction (dedieselization) program by increasing the share of renewable energy, particularly from Wind Power Plants (PLTB), PLTS, and Battery Energy Storage Systems (BESS). To support this, a power generation expansion planning model is required that also considers the Economic Value of Carbon (EVC) to achieve optimal renewable energy integration at the lowest possible cost. This study presents three scenarios: a business as usual (BAU) scenario that only adds PLTD, an optimization scenario including all types of generation (including PLTD), and an optimization scenario natural retired PLTD. Model simulations were conducted using The Low Emission Analysis Platform (LEAP), incorporating EVC, particularly related to carbon taxes. 

The simulation results show that all scenarios are able to meet Semau Island’s electricity demand up to 2034, reaching 11.7 GWh, with key differences in generation capacity, energy mix, and system cost. From generation capacity and energy mix perspective, the optimization scenario natural retired PLTD yields the highest installed capacity (7,268 kW), with renewable energy penetration reaching 58.5% and the highest renewable energy production mix at 67.4%, significantly higher than the BAU scenario (3,018 kW; 8.3?pacity; 4.3% production). Meanwhile, the optimization scenario with all generation types shows varying capacity and energy mix (5,018 kW; 54.8?pacity; 45.2–45.3% production), depending on the assumed EVC. 

From system cost perspective, the BAU scenario becomes the most expensive under a high EVC (63 USD/ton CO?), reaching a system cost of 19,354 thousand USD. In contrast, the optimization scenario natural retired PLTD under a zero carbon price results in the highest system cost of 16,991 thousand USD, representing a 2.2% increase compared to BAU scenario. Overall, the optimization scenario with all generation types is considered the most balanced option due to its flexibility in adjusting renewable energy penetration through NEK sensitivity, while the scenario natural retired PLTD delivers the most significant decarbonization outcomes but with higher technical and economic risks.

Kata Kunci : emisi karbon, dedieselisasi, nilai ekonomi karbon, biaya sistem