, APAC
190 views

Asia Clean Energy Partners: PPA langsung harus di tingkatkan

Tetapi melakukan hal itu menimbulkan risiko keuangan bagi operator karena adanya umur kontrak yang panjang.

Kurangnya feed-in tariff atau lelang kompetitif reguler berfungsi sebagai penghalang bagi transisi energi bersih di kawasan ini, dan ini setidaknya dapat diatasi sebagian melalui direct Power Purchase Agreement (PPA).

Asian Power berbicara dengan Managing Partner dari Asia Clean Energy Partners, Peter du Pont, tentang bagaimana DPPA dilakukan dan mengapa ini harus di tingkatkan di Asia Tenggara sebagai tanggapan terhadap kurangnya akses terbuka ke generator jaringan.

Du Pont memiliki lebih dari 30 tahun pengalaman dalam energi berkelanjutan dan efisiensi baik di AS maupun Asia. Dia adalah Southeast Asia Regional Coordinator untuk Private Financing Advisory Network dan sebelumnya dia menjabat sebagai Senior Climate Change Advisor untuk US Agency for International Development di Asia. 

Dalam laporan Mei, Asia Clean Energy Partners menemukan kawasan Asia-Pasifik adalah salah satu pasar paling menantang di dunia untuk bisnis yang ingin beralih ke energi terbarukan. Apakah ini masih terjadi di kawasan ini dan apa tantangan yang masih dihadapi  bisnis yang beralih ke energi terbarukan?

Betul, ada hambatan yang masih berlanjut untuk peningkatan energi terbarukan di Asia Tenggara. Tidak mudah untuk menginstal energi terbarukan dengan cara yang dapat Anda gunakan di on-site dan juga menjualnya ke jaringan listrik. Anda dapat memasang atap surya di sebagian besar negara di Asia Tenggara, tetapi Anda tidak selalu dapat menjual kelebihan kapasitas energi matahari ke jaringan listrik, dan hal ini menciptakan masalah.

Di Thailand, di mana tidak ada feed-in tariff untuk pelanggan komersial dan industri besar, ada pasar yang sangat besar—pasar "behind-the-meter", di mana perusahaan tenaga surya masuk, dan mereka menginstal sistem, dengan mengatakan 300 kilowatt (KW) atau 500KW panel surya di atap, dan mereka tidak dapat mengekspor ke jaringan karena peraturan tidak mengizinkan itu. Mereka harus mengecilkan sistem, sehingga jumlah listrik yang mereka hasilkan, tidak akan lebih dari apa yang mereka gunakan di pabrik bahkan pada waktu puncak. Jika sistemnya lebih dari penggunaan pabrik, mereka tidak punya tempat untuk meletakkannya, jadi Anda memiliki sistem yang kurang optimal. Masalah mendasarnya adalah kurangnya feed-in tariff atau mekanisme net-metering, yang dapat memungkinkan fasilitas untuk menjual listrik ke jaringan dengan harga yang baik; dan juga kurangnya akses terbuka ke jaringan untuk pengembang proyek surya pihak ketiga.

Di Vietnam, pemerintah sedang menguji sesuatu yang disebut direct PPA, yang benar-benar dapat membuka banyak kegiatan di wilayah tersebut. Direct PPA atau PPA langsung akan memungkinkan pengembang energi terbarukan untuk menempatkan di pembangkit surya kecil, menjualnya ke jaringan dan menggerakkan daya di atas jaringan, dan kemudian orang lain dapat mengangkat tangan tanda persetujuan mereka dan berkata, “Saya ingin membeli daya itu.” Sehingga kemampuan untuk masuk ke dalam kontrak dengan produsen energi terbarukan, dan untuk membeli daya tersebut melalui jaringan setelah digerakkan melalui jaringan, tidak ada di sebagian besar pasar Asia Tenggara. Jadi, Anda memiliki pasar yang sangat tertutup. Dan itu merupakan sebuah masalah yang mendasar — kurangnya akses terbuka ke jaringan untuk generator, dan karenanya konsumen membayar harga listrik yang lebih tinggi.
 

Jika mereka tidak dapat masuk ke jaringan, pada titik mana hal itu  akan menjadi ekonomis untuk menyimpan kelebihan daya dalam baterai?

Katakanlah harga rata-rata yang akan dibayar pabrik di Thailand untuk listrik adalah sekitar empat baht. Harga itu sekitar 13 sen per jam KW. Terdapat banyak pengembang proyek yang bisa masuk dan menempatkan atap surya ke pabrik. Dan ada ribuan megawatt (MW) PV atap surya yang dipasang di seluruh Thailand. Mereka menempatkan PV surya di atap pabrik, pusat perbelanjaan, atau bangunan. Listrik tenaga surya yang akan dibeli oleh pemilik pabrik atau toko dari perusahaan tenaga surya adalah sekitar dua baht, yaitu sekitar delapan sen AS per jam KW. Sementara itu, pemilik pabrik membayar sekitar 4 baht per jam KW — yaitu sekitar 13 sen AS per jam KW — ke utilitas listrik. Jadi developer proyek surya datang untuk memakai atap surya dan listrik yang disediakan ini sekitar sepertiga lebih murah daripada listrik yang mereka dapatkan dari jaringan listrik. Jumlah itu termasuk banyak sekali. Apakah masuk akal untuk memasukkan baterai? Secara umum, tidak. Saya tidak mengetahui perusahaan yang datang dan mengatakan kita akan membuat sistem yang lebih besar dan membuatnya dua kali lebih besar dan memasukkan baterai karena ekonomi saat ini tidak akan cukup untuk itu.

Salah satu masalah terbesar dalam seluruh dilema ini adalah bagaimana utilitas Thailand, Provincial Electricity Authority (PEA) dan Metropolitan Electricity Authority (MEA), dapat terus membayar untuk peningkatan dan pemeliharaan jaringan, sementara mereka kehilangan beban dari pelanggan yang memasang atap surya. Hal terbaik yang bisa terjadi adalah, alih-alih memasang baterai di lokasi, Anda dapat mengizinkan ekspor daya dari atap surya ke jaringan dan menggunakan jaringan sebagai baterai. Jadi, jika Anda memiliki kelebihan daya dari atap surya Anda, maka kelebihannya hanya masuk ke grid, feed-in tariff, atau proses pengukuran bersih. Tetapi alasan bahwa utilitas Thailand tidak menerima ekspor listrik ke jaringan adalah karena mereka memiliki kelebihan pasokan di sebagian besar wilayah negara itu, dan mereka tidak memiliki cara untuk dikompensasi oleh pelanggan untuk nilai penggunaan jaringan sebagai baterai.

Apa kebijakan lain yang harus diterapkan oleh pemerintah di Asia Tenggara untuk menarik lebih banyak investasi untuk energi bersih?

Untuk tenaga surya berskala utilitas, ada kecenderungan menjauh dari feed-in tariff menuju pengadaan kompetitif di seluruh wilayah, dan ini adalah hal yang baik karena menurunkan biaya.

Untuk atap surya, toko dan pabrik perlu mendapatkan tingkat yang adil. Di beberapa segmen pelanggan, Thailand melakukan penagihan bersih untuk PV atap. Untuk beberapa segmen pelanggan, seperti komersial kecil, dan perumahan, utilitas hanya membayar pelanggan sekitar 2,1 baht (sekitar 6-7 sen AS) per unit ketika mereka membeli listrik dari sistem panel surya atap. Tetapi utilitas membebankan pelanggan sekitar 4 baht (atau 13 sen) per unit untuk listrik yang dijual oleh utilitas kepada mereka. Jadi, jika Anda memiliki solar di atap rumah Anda, dan Anda menjualnya kepada mereka, Anda hanya mendapatkan sekitar setengah dari tarif untuk menjual listrik Anda ke utilitas, dibandingkan dengan apa yang dikenakan biaya utilitas untuk listrik mereka. Itu bukan kesepakatan yang bagus. Perlu ada kesepakatan yang lebih adil untuk pelanggan atap surya.

Tingkat yang dibayarkan utilitas kepada pemilik atap surya perlu di tingkatkan agar masuk akal secara ekonomi. Tetapi pada saat yang sama, jelas bahwa utilitas harus dapat membebankan biaya yang wajar untuk layanan yang memungkinkan pemilik atap surya agar menyuntikkan listrik ke jaringan listrik, dan pada dasarnya menggunakannya sebagai baterai.

Apa yang kami coba lakukan hanyalah memasukkan energi terbarukan ke dalam sistem dengan memungkinkan PPA langsung, yang saya jelaskan sebelumnya. Roda listrik merupakan sebuah praktik umum, dan sedang diterapkan di bagian lain dunia, dan ini merupakan pendekatan yang dapat dicoba sekaligus di tingkatkan di seluruh wilayah Asia Tenggara.

Berkenaan dengan skala utilitas surya, di mana perusahaan mendirikan pembangkit surya, salah satu faktor pembatas terbesar untuk mengurangi biaya produksi adalah biaya modal. Di Thailand, biaya modal khas untuk energi terbarukan adalah di kisaran 3% hingga 5%; di Vietnam dan Indonesia, dan Filipina, sedikit lebih tinggi, yaitu 5% hingga 7%. Jika Anda harus meminjam uang 6% atau 7%, maka itu akan membuat perbedaan besar dalam kontrak lima tahun atau 10 tahun, dibandingkan dengan seseorang yang mendapatkan uang sebesar 3% atau 4%.

Apa risiko dalam menerapkan PPA langsung?

Risiko mendasar dari mengijinkan PPA dan dorongan langsung adalah kesehatan keuangan utilitas yang mengoperasikan grid. Masalah yang dihadapi utilitas adalah bahwa banyak utilitas yang mengoperasikan sistem tenaga ini telah menandatangani kontrak jangka panjang demi mendapatkan daya yang stabil, dan mereka biasanya terkunci dalam harga dalam kontrak ini selama 10 tahun atau lebih.

Jika regulator listrik memungkinkan PPA dan dorongan langsung, maka Anda akan memiliki generator baru yang masuk dan menjual daya dengan harga yang jauh lebih rendah daripada tarif utilitas pada saat ini. Ketika hal ini terjadi, para off-taker, yang merupakan utilitas yang telah berkomitmen untuk kontrak jangka panjang ini, memiliki risiko keuangan karena mereka telah berkomitmen dan mereka mungkin tidak dapat masuk ke dalam PPA langsung dengan tarif lebih rendah. Dalam pandangan saya, PPA langsung merupakan sebuah alat yang baik, akan tetapi mereka harus secara bertahap masuk.

Berapa harga penyimpanan baterai saat ini per MW-jam yang Anda lihat di pasar?

Sebenarnya, tantangan mendasar yang dimiliki utilitas adalah memenuhi permintaan pada waktu puncak dalam jumlah jam yang relatif terbatas, biasanya ratusan jam selama setahun. Kami makin melihat bahwa lebih murah untuk menyediakan daya puncak menggunakan penyimpanan baterai ditambah dengan energi matahari atau angin, dibandingkan dengan memiliki Pembangkit Listrik Puncak berbasis gas. Sangat memungkinkan sekarang, sudah pasti ke depannya penyimpanan baterai dan solar akan lebih hemat biaya daripada  Pembangkit Listrik Puncak berbasis gas sebagai cara memenuhi permintaan puncak di Thailand, dan banyak negara Asia Tenggara lainnya. Jika matahari dan penyimpanan tidak lebih hemat biaya daripada  Pembangkit Listrik Puncak berbasis gas saat ini, mereka akan berada dalam situasi ini kemungkinan satu atau dua tahun mendatang, dan itu akan tergantung pada kasus penggunaan khusus, seperti ukuran pabrik dan jumlah jam puncak yang Anda coba untuk menutupi.

Mengapa pasar di Thailand kuat dan mengapa tidak lepas landas di pasar lain seperti Indonesia?

Sebenarnya, pasar untuk solar telah lepas landas di Vietnam, di mana mereka telah memasang lebih dari 10.000 MW skala utilitas dan atap surya selama dua tahun terakhir. Vietnam memiliki lebih banyak atap surya daripada Thailand karena telah ada kebijakan pemerintah dengan feed-in tariff untuk atap surya. Pasar Thailand hampir secara eksklusif berada di belakang meteran dan telah lepas landas karena biaya solar sepertiga lebih rendah dari tarif utilitas. Setidaknya ada 100 atau lebih perusahaan besar yang masing-masing memiliki skor megawatt atap surya di portofolio mereka, di pasar seperti Indonesia, Malaysia, Thailand, dan Vietnam. Saya berharap bahwa kegiatan ini hanya akan mempunyai peningkatan.

Pasar atap surya Thailand sangat aktif karena ekonomi sangat baik, tetapi sangat tidak efisien. Jumlah atap surya jauh lebih kecil daripada yang seharusnya jika Anda tidak memiliki sistem berukuran kecil dikarenakan terdapat kurangnya pengukuran bersih. Jadi pada dasarnya Anda berakhir dengan memiliki sistem yang berukuran terlalu kecil di banyak pabrik ketika Anda dapat memiliki banyak sistem dengan ukuran yang tepat jika Anda memiliki meteran bersih. Tetapi hal ini akan memberi tekanan besar pada utilitas. Pasar, sejauh mereka aktif di negara-negara lain di kawasan ini, sebagian besar seperti ini yaitu di belakang meteran dan sangat membatasi jumlah atap surya yang dibangun.

Tekanan tambahan apa yang akan diberikan pada pemerintah Asia yang masih bergantung pada batubara, setelah pertemuan COP di Glasgow? Tampaknya ada banyak peringatan untuk janji nol bersih dan janji tidak ada pabrik batubara baru.

Mari kita pisahkan nol bersih untuk negara versus perusahaan. Kita berbicara tentang negara-negara berkembang di Asia Tenggara, di mana diskusi seputar perubahan iklim adalah diskusi yang sangat berbeda dari negara-negara maju. Situasi ini benar-benar tentang kesetaraan antara bagaimana negara maju dan berkembang mengatasi perubahan iklim dan seberapa cepat negara bergerak untuk mencapai target dekarbonisasi.

Sebagai contohnya, sebagian besar target iklim yang telah ditetapkan oleh negara-negara berkembang sangat bergantung pada pembiayaan yang dijanjikan oleh negara-negara berkembang sebagai bagian dari Perjanjian Paris. Yang mana seharusnya sebesar $100 miliar setahun pada 2020 untuk membantu dekarbonisasi dana. Jika Anda melihat target iklim atau kontribusi atau Nationally Determined Contribution (NDC) yang ditentukan secara nasional, mereka memiliki dua target. Salah satunya adalah target untuk apa yang akan mereka capai dengan sumber daya mereka sendiri, dan ini biasanya memiliki jumlah yang lebih kecil. Target lainnya adalah jumlah yang akan dicapai negara jika mereka memiliki dukungan pendanaan iklim internasional, dan target ini akan berkali-kali lipat lebih tinggi.

Saya pikir negara-negara maju tidak memiliki bisnis yang menekan negara-negara berkembang untuk mencapai nol-bersih lebih cepat ketika mereka belum memenuhi komitmen mereka untuk pembiayaan. Di mana $100 miliar-nya? Anda harus mengurus itu terlebih dahulu.

Selanjutnya, pembahasannya tidak boleh tentang nol bersih, melainkan tentang nol bersih dengan pembangunan, yang kita sebut “Beyond Net Zero”. Bagaimana Anda memenuhi kebutuhan pembangunan negara-negara seperti Filipina, Thailand, Vietnam, Kamboja, Laos, Myanmar? Bagaimana Anda membuat orang keluar dari kemiskinan, menciptakan pekerjaan bergaji baik, dan memenuhi tujuan pembangunan, termasuk Tujuan Pembangunan Berkelanjutan PBB? Anda tidak dapat melakukan diskusi nol-bersih yang tidak memperhitungkan tujuan pengembangan yang lebih luas ini. Saya pikir diskusi seputar nol-bersih harus difokuskan pada bagaimana kita dapat melakukan nol-bersih untuk Thailand, Indonesia, dan semua negara lain dengan cara yang dapat memenuhi tujuan pembangunan mereka terlebih dahulu.

Dalam laporan Januari 2020 yang Anda lakukan dengan Stockholm Environment Institute, Anda menemukan bahwa investor sektor listrik di Asia Tenggara umumnya tidak mempertimbangkan risiko terkait iklim dalam investasi mereka. Bagaimana situasi ini dapat membaik?

Ada perubahan besar. Penelitian itu dilakukan oleh perusahaan kami yang bekerja sama dengan rekan-rekan dari Stockholm Environment Institute. Saat itu, kisah dalam laporan kami adalah bahwa risiko signifikan yang terkait dengan perubahan iklim dan pemanasan global, termasuk risiko fisik dan keuangan, bukanlah sebuah topik dalam banyak diskusi di antara banyak investor dalam pembangkit listrik arus utama. Kami menemukan bahwa produsen listrik independen berada pada tingkat yang sangat berbeda dari di Eropa atau Amerika Serikat, dan tidak memiliki perubahan iklim di radar mereka. Bagaimana hal-hal ini dapat berubah? Pertama-tama, gerakan divestasi telah membuat terobosan signifikan secara global. Sekarang, ada triliunan kekayaan dan triliunan dolar aset yang dikelola oleh dana dan perusahaan yang telah berjanji untuk mendivestasikan investasi mereka ke dalam bahan bakar fosil. Terkait dengan hal ini, terdapat tekanan pada perusahaan minyak dan gas demi mengurangi jumlah yang mereka habiskan untuk eksplorasi minyak dan gas. Dan kurangnya uang yang masuk ke perusahaan minyak dan gas sebagian di belakang krisis energi yang Anda lihat, di Eropa dan bagian AS di mana harga gas dan harga batubara naik. Pada saat ini, dampak dari gerakan divestasi ini telah mencapai Asia Tenggara, dan dampaknya mengalir melalui pasar karena investor lebih sadar akan risiko memiliki aset pembangkit listrik yang terdampar (stranded power) dalam waktu 10 atau 15 tahun.

Alasan lain mengapa investor energi dan pengembang proyek lebih sadar akan risiko iklim adalah bahwa mereka telah melihat apa yang kemungkinan terjadi pada sumber pembiayaan yang terbatas untuk pembangkit listrik tenaga batubara. Cina, Jepang, dan Korea Selatan adalah sumber utama pembiayaan terakhir untuk pembangkit listrik bertenaga batubara. Dan mereka semua baru-baru ini mengumumkan rencana untuk menghentikan pembiayaan pembangkit listrik bertenaga batubara. Keputusan itu merupakan sesuatu yang sangat besar, negara-negara di Asia Tenggara dan di Asia Selatan yang berencana membangun banyak pabrik batubara akan mengalami kesulitan mengganti uangnya karena banyak dari proyek tersebut akan ditopang secara normal oleh pinjaman jangka panjang yang besar dari para donor ini.

Hal lainnya adalah bahwa ekonomi semakin mendukung energi terbarukan. Deflasi ekonomi dalam energi terbarukan, di mana biayanya makin berkurang seiring waktu, membuat makin banyak perusahaan pada dasarnya menggeser portofolio mereka dan berinvestasi lebih banyak ke dalam energi terbarukan. Perusahaan minyak dan gas memasuki ruang ini, dan hal itu terjadi pada tingkat yang jauh lebih cepat daripada ketika kami melakukan penelitian pada 2019. 

Follow the links for more news on

ACWA dan PT PLN teken MoU baterai untuk pengembangan hidrogen hijau di Indonesia

Ini juga mencakup proyek penyimpanan pompa untuk fasilitas pembangkit listrik tenaga air.

Unit RATCH Group membeli saham Eco Energy untuk ikut mengembangkan proyek pembangkit listrik tenaga air di Indonesia

RH Internationa (Singapura) sekarang akan memegang 50% saham dalam proyek tersebut.

Rencana transisi energi Indonesia menghadapi rintangan implementasi

Indonesia dan mitra internasionalnya sepakat untuk memobilisasi pembiayaan sebesar US$20 miliar.

PLN Indonesia menandatangani perjanjian dengan Amazon untuk proyek tenaga surya 210MW

Amazon berkomitmen untuk melakukan off-take daya dari empat proyek tenaga surya.

Indonesia mendapatkan $20 miliar di bawah Just Energy Transition Partnership

Rencana Indonesia termasuk memuncaknya total emisi sektor listrik pada 2030.

Apa yang bisa mengeringkan potensi tenaga air Laos

Pasar Laos siap untuk menjadi pengekspor listrik utama di Asia Tenggara.

Pertamina mendukung target net-zero Indonesia 2060

Indonesia menaikkan target pengurangan emisi karbon menjadi 31,89% pada 2030.

Laba bersih Adaro Energy melonjak 366% YoY dalam sembilan bulan pertama

Hal ini didukung oleh kenaikan harga jual rata-rata.

Laporan IRENA: Biaya energi terbarukan saat ini semakin efektif bagi Indonesia

Penghematan biaya energi diperkirakan bernilai US$400 miliar-600 miliar hingga 2050.