IETD 2020: How to use green recovery plan to accelerate the low carbon energy transition?

Covid-19 pandemic has drawn focus on sustainability issues and economic recovery. How to use this recovery plan to accelerate the low carbon energy transition?

Energy transitions are happening around the world, mainly driven by solar energy and wind. In many countries around the world, it is cheaper already today to build a new solar PV or wind plant than building new thermal power plants. And it will not be long until it will even be cheaper building new wind and solar PV than utilizing existing gas and coal-fired power plants, according to Bloomberg New Energy Finance (BNEF). According to the International Energy Agency (IEA), investments in renewable energy sources have been outscoring those for conventional resources for several years in a row.

In India, around 38 GWp solar energy capacity was installed until June 2020 from only 161 MW by 2010, making India one of the frontrunners in developing solar energy in the world (economic times. India, 2020). Meanwhile for wind energy, Denmark, as the early adopter, is still leading in wind energy utilization with approximately 50% of Denmark’s electricity consumption in 2020 to be supplied by wind power (Danish Energy Agency, 2020).

In Indonesia, this concept of energy transition has gained more popularity among the policymakers and the public during these two years.  However, based on IESR’s ICEO 2020, renewables capacity until the end of 2019 only reached slightly over 10 GW with generation shares at around 12.2%. Renewables investment is also stagnant and all renewables targets in RPJMN or RUEN for 2019 have also been missed.

Now, Covid-19 pandemic has hit the global economy badly, and Indonesia is not an exception. So far, through Government Regulation No. 23/2020, the government has allocated Rp 318 trillion as an economic stimulus to create growth. However, this stimulus, unfortunately, is still not directed to rebuild the Indonesian economy towards a low carbon economy.

As we recover from the Covid-19 pandemic, it is essential that we build back better. Having a green economic recovery agenda will help Indonesia build a resilient and sustainable economy while accelerating the energy transition in Indonesia to reach a 23 percent share of renewable energy in the primary energy mix by 2025. Therefore, Indonesia, as one of the emerging economies, needs to structure recovery packages wisely and be innovative in attracting capital from different sources. Indonesia also needs to enhance its investment framework for renewables to attract a higher level of private capital to help support sustainable economic recovery in Indonesia.

Join the dialogue, register at

A call to revisit the existing National Energy Plan (RUEN)


As a national plan, RUEN becomes a reference for other energy-related plans such as RUKN, RUPTL, and Regional Energy Plan (RUED). In addition, RUEN is also used by ministries and local governments to develop their strategic plans. The existing RUEN, however, was developed by using assumptions and parameters from the year of 2015, making the projections made in the plan overestimated. The overestimated economic and industrial growth projections, for instance, have resulted in overestimated primary energy and electricity consumption which later leads to a high estimation of installed capacity. 

Through the study of National Energy General Plan (RUEN): Existing Plan, Current Policies Implication, and Energy Transition Scenario, IESR attempts to develop three alternative scenarios that not only use updated assumptions and techno-economic parameters but also integrate the latest government policies on energy and higher shares of renewables. 

The primary energy consumption in the first scenario (realization scenario) is lower than the existing RUEN with an annual energy consumption growth rate at 4% (compared to 4.7% in the existing RUEN). The other finding from the study also shows that the 45.2 GW renewable energy target in 2025 will not be achieved. The realization scenario exhibits that renewable energy will only increase to 22.62 GW in 2025, writes Agus Tampubolon, author of the report.

“In the current policies scenario (CPS), the share of renewable energy in the 2025 primary energy mix will not reach 23% as mandated in the existing RUEN. However, the share of renewables in the primary energy mix will rise to 40.3% by 2050, higher than targets in the existing RUEN and realization scenario. This is mainly due to the biodiesel program (B50 from 2021 and B100 in 2030).” 

“In addition, the demand for electricity in the CPS is also higher than the realization scenario due to higher electric vehicle penetration in the CPS.  This leads to higher power plant capacity in the CPS”, says Agus.

Meanwhile, in the energy transition scenario, the moratorium of coal-fired power plants (CFPP) and the closure of older than 30 years CFPP will significantly increase the renewable energy share in the primary energy mix. “To meet the energy transition scenario, renewables installed capacity should reach 23.74 GW by 2025 and 408 GW by 2050.”

“What this study shows is that there is an urgency to revisit RUEN and to update parameters and assumptions of economic growth, energy demand, and renewable energy prices used in this national plan. With the updates, Indonesia should see that a high share of renewable energy is not only possible but also viable”, he concludes.

Read the full report:

Author contact: Agus Tampubolon (Project Manager CASE),

If only I installed solar PV rooftop before Covid-19 pandemic hit Indonesia?

Mr. T has thought of installing a solar PV rooftop on his house for a while now. He has saved up enough money to build a 2 kWp system, but unfortunately not enough to include a battery system. That is why he is thinking of exporting the excess generation to PLN’s grid.

Looking at the Minister of Energy and Mineral Resources (MEMR) Regulation No.49/2018 on Solar PV Rooftop Utilization by PLN’s consumers, Article 6 introduces a 65% multiplier on the exported kWh, which Mr. T fully aware of. With his whole family members are never at home during the day and only come back late afternoon, daytime electricity consumption is far less than night. It means, there will always be excess electricity to be exported. However, exporting this excess at a 35% discount still bothers him and disheartens him for installing this solar PV rooftop. “If only I could consume all of the rooftop PV generations”, he thought to himself.


A study by Lawrence Berkley National Laboratory (LBNL) in 2019 tried to model load profiles for various household appliances in Indonesia (McNeil, 2019). These end-use load profiles for the residential sector are grouped into 8 types as can be seen in the figure below.

There are two important points that we can get from the figure above. First, it gives us an overview of which type of appliances is operating at which time in a day. Second, it also gives us a hint of how big of an electrical load each appliance has.

Since Covid-19 cases increased in Indonesia, the government has implied that non-essential business/services should not be opened. Instead of working from the office, these businesses/services should implement the working from home policy (WFH) for the majority, if not all, of their employees. What does it mean? It means, increased electricity consumption in the residential sector during the day.

Now let’s look again at Mr. T. Since the implementation of this WFH, he and his family have new habits. One noticeable change in their daily life is that they now rarely turn-off their air conditioners. Maybe only for a couple of hours in the morning to let fresh air coming into the house. But other than that, these ACs are always on the cooling mode. If we try to adapt it to the figure before, we will have a new end-use load profile like this figure below.

So now, if we come back to the early dilemma that Mr. T has, what does it mean?

It means he now has an additional electricity demand during the day which will consume all the electricity generated from the solar PV rooftop. There is no need to worry about losses due to export and keep low electricity bill despite the increase in electricity consumption is something that Mr. T happily accept.


McNeil, Michael ANihan Karali, and Virginie E Letschert“Forecasting Indonesia’s electricity load through 2030 and peak demand reductions from appliance and lighting efficiency.” Energy for Sustainable Development 49.April 2019 (2019).


Gunakan kendaraan listrik untuk mengurangi emisi CO2

Meski demikian pengurangan emisi dari sistem kelistrikan harus menjadi prioritas utama!

Sama seperti panel surya (Photovoltaic/PV) yang semakin populer, demikian juga halnya dengan kendaraan listrik. Bahkan laporan dari International Energy Agency (IEA) tahun 2019 yang berjudul Global EV Outlook 2019 menyebutkan, bahwa perkembangan kendaraan listrik akan semakin pesat dan pada tahun 2030, penjualan kendaraan listrik per tahun akan mencapai angka 44 juta kendaraan.  

Kendaraan listrik muncul sebagai teknologi disruptif bagi mayoritas industri otomotif. Di tengah dunia yang masih didominasi oleh kendaraan bermesin bakar yang sangat tergantung pada konsumsi bahan bakar minyak (BBM), kendaraan listrik hadir dengan terobosan baru – menggunakan tenaga listrik. Tanpa konsumsi BBM, kendaraan listrik tidak akan menghasilkan emisi. Karenanya, kendaraan listrik menjadi kendaraan yang ramah lingkungan dan menjadi salah satu solusi mengatasi perubahan iklim. 

Namun, apakah benar kendaraan listrik 100% bebas dari emisi? 

Di luar emisi yang dihasilkan saat memfabrikasi kendaraan listrik, emisi tak langsung kendaraan ini diproduksi saat kita mengisi baterai kendaraan tersebut, yakni dari emisi pembangkit tenaga listrik. 

Faktor emisi CO2 di sistem Jawa-Bali mencapai 0.817 ton CO2/MWh

Berdasarkan data dari RUPTL 2019-2028, faktor emisi pembangkit untuk Jawa-Bali dan Nusa Tenggara pada tahun 2019 adalah sebesar 0,817 ton CO2/MWh. Artinya, untuk tiap 1 mega-watt (MW) pembangkit yang beroperasi selama satu jam (1 hour) – berdasarkan komposisi pembangkit saat ini di Jawa dan Bali – emisi CO2 yang dihasilkan adalah sebesar 0,817 ton. Semakin banyak MW pembangkit yang beroperasi untuk jangka waktu yang lama, semakin besar pula MWh-nya sehingga total emisinya pun semakin besar. 

Faktor emisi dihitung dari total emisi CO2 yang dihasilkan oleh seluruh pembangkit energi fosil di suatu sistem dibagi dengan total energi listrik dalam MWh atau GWh yang dihasilkan oleh seluruh pembangkit di sistem tersebut, baik pembangkit fosil maupun terbarukan. Artinya, semakin banyak pembangkit energi terbarukan di suatu sistem, semakin kecil pula faktor emisinya.

Dengan menggunakan data di RUPTL 2019-2028, total emisi gas rumah kaca (GRK), komposisi pembangkit, dan faktor emisi GRK untuk sistem kelistrikan Jawa-Bali pada tahun 2019 dapat dirangkumkan sebagai berikut:

Dari faktor emisi di atas dapat dilihat bahwa emisi dari pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) yang berbahan bakar batubara sangat dominan dibanding dengan pembangkit-pembangkit tenaga fosil lainnya. Hal ini berarti, dengan semakin banyak PLTU yang digunakan di sistem kelistrikan Jawa-Bali, semakin besar pula total emisi CO2-nya.

Pembangkit berbahan bakar fosil masih mendominasi sistem kelistrikan Jawa-Bali

Berdasarkan RUPTL 2019-2028, pada tahun 2018, pembangkit listrik tenaga fosil memiliki total kapasitas terpasang sebesar 33,8 GW sedangkan pembangkit listrik energi terbarukan hanya sebesar 3,9 GW. Kemudian di tahun 2028, pembangkit fosil diprediksi meningkat sebesar 57,4% atau menjadi sebesar 53,2 GW, sedangkan pembangkit energi terbarukan hanya menjadi sebesar 11,9 GW, walaupun tingkat pertumbuhannya jauh lebih tinggi, yakni sebesar 205%.

Setiap pembangkit listrik memiliki daya mampu netto (DMN), yakni besarnya daya output pembangkit yang dapat dimanfaatkan untuk menyuplai beban sebab telah dikurangi dengan pemakaian sendiri pembangkit tersebut. Total DMN ini kemudian menjadi dasar bagi PLN untuk mengalokasikan pembangkit-pembangkitnya guna menyuplai permintaan listrik setiap hari. 

Kurva beban sistem Jawa-Bali tanggal 5 November 2019 dan perkiraan komposisi pembangkitnya

Berdasarkan data yang dikeluarkan oleh Pusat Pengatur Beban (P2B) Jawa-Bali, pada tanggal 5 November 2019, beban puncak sistem Jawa-Bali mencapai 27.000 MW, sementara daya mampu netto pembangkit sebesar 27.432 MW, seperti ditunjukkan oleh kurva di bawah ini.

Untuk menyuplai beban ini, PLN mengalokasikan pembangkit-pembangkit yang ada di sistem Jawa-Bali, yang dapat diakses dari situs PLN P2B. Untuk tanggal 5 November 2019, total kapasitas pembangkit yang dialokasikan oleh PLN adalah sebesar 27.158 MW (untuk pukul 13.30) dan sebesar 27.435 MW (untuk pukul 18.00) dengan komposisi sebagai berikut: 

Pembangkit-pembangkit yang tersedia tersebut kemudian akan diatur waktu operasi dan besar pembangkitannya sesuai dengan dispatch order PLN.

Dispatch Order

Dispatch order dapat diartikan sebagai urutan pembangkit listrik mana yang harus dinyalakan guna menyuplai beban pada suatu waktu tertentu. Dispatch order ini biasanya didasarkan pada biaya kapital, biaya operasi, dan kecepatan suatu pembangkit untuk dinyalakan dan diatur daya keluarannya (ramping-up). Berdasarkan kriteria-kriteria ini, pembangkit dapat dikategorikan menjadi tiga kelompok:

  1. Pembangkit yang memiliki biaya investasi besar, namun biaya operasi murah dan ramping-up lambat akan digunakan untuk menyuplai beban dasar (base load). Pembangkit base load ini umumnya memiliki capacity factor (CF) cukup tinggi dan jenis pembangkitnya antara lain pembangkit listrik tenaga uap (dengan batu bara) dan pembangkit listrik tenaga panas bumi. 
  2. Pembangkit berikutnya adalah pembangkit untuk menyuplai beban menengah. Biaya kapital pembangkit ini umumnya lebih murah dan CF-nya sedang. Pembangkit combined-cycle dan pembangkit listrik tenaga gas adalah jenis pembangkit yang umumnya masuk dalam kategori ini. 
  3. Pembangkit terakhir adalah pembangkit yang dioperasikan untuk menyuplai beban puncak. Pembangkit pada kategori ini umumnya memiliki biaya kapital rendah, biaya operasi tinggi, dan CF-nya rendah. Pembangkit listrik tenaga air, minyak (diesel), dan pump storage adalah beberapa pembangkit yang masuk dalam kategori ini.

Dengan melihat jenis-jenis pembangkit yang dimiliki oleh PLN untuk sistem kelistrikan Jawa-Bali dan penjelasan sebelumnya, maka dispatch ordernya dapat diasumsikan sebagai berikut: PLTP – PLTU – PLTGU – PLTG – PLTA – PLTDG – PLTD. Namun, di tengah kondisi harga gas yang mahal, urutan dispatch pembangkit Jawa-Bali untuk contoh di atas dapat diatur ulang menjadi PLTP – PLTU – PLTGU – PLTA – PLTG – PLTDG – PLTD. Dispatach order ini kemudian disusun untuk menyuplai seluruh kebutuhan beban sehingga diperoleh kurva sebagai berikut.

Dengan melihat profil suplai pembangkit Jawa-Bali yang sangat didominasi oleh pembangkit berbahan bakar fosil, tidak heran jika faktor emisi CO2nya tinggi. Akibatnya, setiap konsumsi listrik di jaringan tersebut secara tidak langsung memiliki besaran emisi yang melekat padanya. Kita ambil misalnya mobil listrik sebagai contoh. Bila ada sepuluh ribu mobil listrik (asumsi kapasitas baterai 80 kWh dan diperlukan 1 jam untuk mengisi penuh dari kondisi kosong) melakukan pengisian bersamaan selama satu jam, maka kurang lebih 3.200 MWh listrik akan dikonsumsi. Dengan konsumsi sebesar itu, maka 2.614,4 ton CO2 akan dihasilkan sebagai akibat aktivitas pembangkitan listrik, walaupun saat beroperasi mobil-mobil listrik tersebut tidak akan menghasilkan CO2. Karena itu, agar penggunaan mobil listrik benar-benar dapat berkontribusi untuk mengurangi emisi CO2, maka emisi sistem kelistrikannya harus terlebih dahulu dikurangi, untuk sistem Jawa-Bali, bahkan diperlukan pengurangan yang drastis.

[1] Kendaraan listrik yang dimaksud di sini adalah kendaraan listrik dengan baterai, bukan kendaraan listrik plug-in (plug-in EV) ataupun kendaraan listrik hybrid

[2] Berdasarkan skenario EV30@30

[3] Lebih dari 95% kapasitas terpasang pembangkit di sistem Jawa-Bali dan Nusa Tenggara berada di Jawa-Bali, sehingga dalam kasus ini faktor emisi Jawa-Bali dan Nusa Tenggara digunakan menjadi factor emisi sistem Jawa-Bali.

[4] Dapat diakses di:

[5] Capacity Factor (CF) adalah perbandingan antara produksi energi listrik suatu pembangkit dengan maksimum produksi energi listrik pembangkit itu, dalam suatu rentang waktu tertentu (biasanya satu tahun).


Tulisan lain terkait emisi dari sistem kelistrikan dalam kaitannya dengan penggunaan kendaraan listrik juga dapat dibaca di laporan IESR ICEO 2020 bagian laporan khusus tentang kendaraan listrik.


Virtual Reality, hadirkan dunia energi yang lebih ‘hidup’

Kontributor: Agus Tampubolon, Researcher

Virtual Reality: Inovasi perusahaan utilitas listrik untuk mengedukasi dan melibatkan diri dengan masyarakat

Perusahaan utilitas listrik di Indonesia hanya ada satu, yakni Perusahaan Listrik Negara (PLN), yang menguasai mayoritas pembangkitan listrik dan memiliki monopoli atas seluruh jaringan transmisi serta distribusi. Namun beda halnya dengan negara Jerman.

Jerman memiliki ribuan perusahaan pembangkit listrik, mulai dari skala besar hingga kecil, ratusan perusahaan distribusi, dan empat perusahaan transmisi. Salah satu dari perusahaan transmisi ini bernama TenneT yang memiliki dan mengendalikan jaringan transmisi tegangan tinggi sepanjang 23.000 km guna memastikan pasokan listrik yang handal untuk 41 juta konsumernya[1].

Energy Management Specialist, IESR – Agus Tampubolon, dalam lawatannya pada program Fellowship yang dikelola oleh Agora Energiewende dan Renewable Academy (renac) Jerman, berkesempatan berkunjung dan mengalami langsung teknologi pada perusahaan yang menawarkan inovasi ini.

TenneT memiliki kantor pusat di Bayreuth, Bayern dan memiliki kantor perwakilan di Berlin. Dan di kantor Berlin inilah terdapat salah satu inovasi TenneT terbaru yang diberi nama TenneT Virtual Vision.

Gambar 1 Papan permainan terintegrasi proyeksi visual untuk belajar tantangan-tantangan proyek-proyek infrastruktur listrik skala besar

TenneT Virtual Vision adalah konsep komunikasi interaktif menggunakan multimedia, seperti Augmented Reality dan Virtual Reality, guna menghadirkan dunia energi yang lebih hidup bagi para pengunjungnya dengan maksud tidak hanya sebagai sarana edukasi, namun juga berperan penting untuk menginspirasi khalayak umum.

TenneT Virtual Vision mengajak pengunjungnya untuk berpartisipasi aktif dan mencoba banyak hal. Selain itu ia juga memperkenalkan dunia operator sistem transmisi, yang pada umumnya terletak di lokasi laut lepas (misalnya di Laut Utara) ataupun di situs-situs yang sulit diakses masyarakat umum. TenneT Virtual Vision juga menyoroti aspek-aspek utama dari transisi energi Jerman serta pandangan-pandangan masyarakat terhadap topik itu. Dan dengan menggunakan proyeksi visual yang terintegrasi dengan papan permainan (board game), kesulitan-kesulitan yang dihadapi dari proses perencanaan proyek-proyek infrastruktur listrik besar dapat dijelaskan dengan cara yang menyenangkan dan interaktif.

Gambar 2 Sistem monitoring pembangkit-pembangkit yang terhubung ke jaringan TenneT


Gambar 3 Pemanfaatan teknologi Augmented Reality untuk menunjukkan proses pembangunan jaringan transmisi DC dari Utara ke Selatan Jerman

Gambar 4 Teknologi Virtual Reality yang membawa pengunjungnya ke salah satu pusat operasi PLTB lepas pantai TenneT di Laut Utara Jerman

Untuk mengetahui lebih lanjut atau ingin berkunjung langsung, silahkan kunjungi laman