Captive coal expansion plan could undermine Indonesia’s climate goals

A jornada de transição energética da Indonésia permanece incerta

Plano mestre nacional de eletricidade da Indonésia, promulgado como Decreto ministerial nº 314.K/TL.01/MEM. L/2024, é um documento político-chave que descreve os cenários de fornecimento de eletricidade para sistemas conectados à grade e usinas de energia em cativeiro entre 2024 e 2060. Este documento será usado como base para a empresa de eletricidade do estado (PLN) e os utilitários de energia do PLN e a PPUs (PPUs) para desenvolver os planos comerciais de eletricidade. Geração além de 2030-Colocando-o em desacordo com o cenário de baixo carbono do país, conforme descrito na estratégia de longo prazo para resiliência de baixo carbono e clima 2050 (

The master plan projects strong growth in renewables, but it also anticipates a sharp rise in coal generation beyond 2030 – putting it at odds with the country’s Low Carbon Scenario as outlined in the Long-term Strategy for Low Carbon and Climate Resilience 2050 ( LTS-LCCR=) e Just Energy Transition Partnership (||. JETP) targets. 

Isso também contradiz a promessa de Prabowo para Retire usinas de energia a carvão dentro de 15 anos, que foi recentemente Clarificado pelo enviado especial para o ambiente e o ministro da energia. No entanto, a Indonésia ainda pode se alinhar com seus alvos climáticos, refinando suas estratégias de geração de energia e aplicando controles rígidos de emissões. 

Capacidade de carvão em cativeiro definida para aumentar 180% em sete anos

A Indonésia atualmente opera 49,7 GW de usinas a carvão (CFPP), incluindo 38,5 GW de energia térmica conectada à grade e 11,2 GW de poder de carvão em cativeiro. Essa capacidade de carvão térmico dobrou na última década, levando a um excesso de eletricidade nos últimos anos, Fluxo de caixa do PLN e criando uma grande barreira para exansões de energia renovável. Em 2023. Esse aumento significativo é impulsionado principalmente por A

Captive coal has grown nearly fivefold, from 2.3 GW in 2014 to 11.2 GW in 2023. This significant increase is mainly driven by a Expansão maciça das indústrias de fundição mineral no norte de Maluku e Sulawesi. Essas indústrias exigem energia dedicada e estável para apoiar processos metalúrgicos intensivos em energia.  

Apesar desses desafios, o plano mestre projeta capacidade total de carvão para atingir 76,5 GW até 2031, adicionando 26,8 GW de nova capacidade de carvão. Isso pode incluir 6,6 GW de novo CFPP conectado à grade, conforme especificado no plano de negócios de fornecimento de eletricidade do PLN ( RUPTL 2021-2030) e mais de 20 GW de capacidade de carvão em cativeiro para apoiar a crescente indústria de processamento mineral. Se totalmente implementado, a capacidade de carvão em cativeiro da Indonésia seria igual à capacidade total de carvão da Polônia 31,54 GW. 

Nem todos os novos projetos de carvão em cativeiro foram totalmente identificados nesta fase. O Centro de Pesquisa sobre Energia e Ar Limpo (CREA) e Monitor Global de Energia (GEM) estimou que a capacidade de carvão em cativeiro poderia atingir 26.2 GW até 2026. Isso sugere que 5.2 GW de capacidade não é identificado, apresentando uma oportunidade de revisar o plano e incorporar mais renováveis. Isso deve ser incorporado a um estudo sobre DAREBOBINISAÇÃO DE CONDULHO CAPTIVO e a atualização do documento abrangente do Plano de Investimento e Política (CIPP).

Novo carvão em cativeiro pode aumentar os riscos financeiros e ambientais

Se esses novos projetos de carvão em cativeiro forem implementados, eles poderão enfrentar desafios regulatórios. Sob Regulamento Presidencial No. 112/2022, essas plantas só podem operar até 2050 e devem reduzir as emissões em pelo menos 35% dentro de 10 anos após a operação. Além disso, as usinas de carvão em cativeiro são não são elegíveis para o preço do carvão limitado, exigindo que os produtores comprassem carvão a preços de mercado, o que poderia aumentar ainda mais os custos de geração. 

The generation cost of new captive coal could reach 7.71 USc/kWh, higher than the national average generation cost in 2020 (7.05 USc/kWh) and the levelised cost of electricity (LCOE) of grid-connected CFPP (5.68 USc/kWh) using estimates from theInstitute for Essential A ferramenta LCOE da Reforma de Serviços (IESR). Além disso, contratos recentes de compra de energia para solar e vento demonstraram Tarifas inferiores, apresentando oportunidades para reduzir o custo operacional e a menor emissões para a geração de energia em cativeiro. Custos. Atualmente, o carvão em cativeiro é excluído do setor de energia

What is LCOE?

Levelised Cost of Electricity (LCOE) is the average cost of generating electricity over a plant’s lifetime, including capital, operation and fuel costs.

An additional concern regarding the potential growth of captive coal is the lack of regulatory oversight, particularly in environmental regulations. Captive coal is currently excluded from the power sector esquema de negociação de emissões. Além disso, não há requisito para Relatórios de emissões. Por outro lado, ambas as regulamentações são impostas aos CFPPs conectados à grade para reduzir as emissões. Isso significaria que a demanda total de eletricidade aumentaria de 482 TWH atualmente, para cerca de 1.813 TWH até 2060.

Fossil generation set to rise despite gradual growth of renewables

Under the National Electricity Master Plan (RUKN), electricity demand is projected to grow by approximately 3.8% annually. This would mean that total electricity demand would increase from 482 TWh currently, to an estimated 1,813 TWh by 2060. 

Esse crescimento é impulsionado por vários fatores, incluindo crescimento populacional, o aumento da adoção de veículos elétricos e a expansão industrial, enquanto as novas respostas industriais, a indústria de hidrogênio verde e as zonas econômicas especiais. 2040, o carvão e a geração de gás natural continuarão aumentando na próxima década. Estima -se que a geração de carvão cresça a uma taxa anual de 3,9%, superando o crescimento da demanda. Em 2037, espera -se que a geração de carvão atinja 494 TWH, um aumento de 62,7% dos níveis de corrente. 

While new energy and renewable energy are expected to start dominating the power mix by 2040, coal and natural gas generation will continue to rise over the next decade. Coal generation is estimated to grow at an annual rate of 3.9%, outpacing demand growth. By 2037 coal generation is expected to peak at 494 TWh, a 62.7% increase from current levels. 

A participação de energia renovável é prevista para atingir cerca de 21% até 2030 e 41% até 2040, indicando um atraso de seis anos na obtenção da meta de energia renovável de 23% definida no 2014 Política Nacional de Energia (Ken). Da mesma forma, o alvo JETP do aumento da participação de energia renovável para 34% até 2030 também pode enfrentar atrasos. (LCCP)

Rising coal generation could hinder economic opportunities in the global energy transition

The electricity supply scenario outlined in the master plan does not align with the Low Carbon Scenario – Compatible with Paris Agreement target (LCCP). Sob o LCCP, a geração de carvão deve atingir o pico de 435 TWH em 2030, enquanto o Plano Diretor projeta um pico em 494 TWH em 2037. meados do século.

To align with the Paris-compatible scenario, unabated coal generation should drop to around 180 TWh by 2050. In contrast, the master plan projects only a modest decline of coal generation by mid-century.

Consequentemente, espera-se que as emissões do setor de energia aumentem significativamente. While theJETP targets cap grid emissions at 290 MtCO2e (million tonnes of carbon dioxide-equivalent) by 2030, projections indicate total power sector emissions will reach 598 MtCO2e in 2037—consisting of 432 MtCO2e from grid emissions and 166 MtCO2e from captive power. 

Apesar do aumento das emissões de CO2, a potencial expansão da geração de carvão também geraria maior demanda de carvão. Estima -se que o consumo de carvão para geração de energia suba de 183 milhões de toneladas (MT) em 2024 a 298 mt por ano até 2037. Esse aumento pode expandir ainda mais o setor de mineração de carvão, que atualmente visa atingir um pico de produção em 2025.| 734 917 Mt in 2025.

The expansion of coal mining will lead to higher carbon dioxide and methane emissions from mining processes. With increased demand of 115 Mt in 2037, coal mine methane emissions are estimated to rise by approximately 100 kt or 13.7% above 2024 levels. However, this rise in domestic demand could be offset by a Mercado de exportação em declínio, conforme projetado pelo governo.

Recomendações

As recomendações a seguir visam minimizar os impactos negativos da expansão do carvão. Eles se concentram nas áreas -chave, incluindo reavaliar os planos de desenvolvimento de carvão, fortalecer os relatórios e padrões de emissões e monitorar de perto o progresso da energia renovável. Com novas usinas de carvão em cativeiro operando por um período mais curto do que sua vida econômica e sem acesso ao preço da obrigação de mercado doméstico limitado (DMO), seus custos de geração seriam maiores. A mudança para as renováveis ​​pode reduzir os custos operacionais, melhorar o desempenho da sustentabilidade e contribuir para as metas climáticas da Indonésia.

1. Reassessing captive coal development could lower costs and improve sustainability. With new captive coal plants operating for a shorter period than their economic lifetime and lacking access to the capped Domestic Market Obligation (DMO) price, their generation costs would be higher. Shifting to renewables could reduce operational costs, improve sustainability performance, and contribute to Indonesia’s climate goals.
2. Enforce standards for operational captive coal. Aplicando os mesmos padrões ao carvão em cativeiro que as plantas conectadas à grade podem melhorar a transparência e as reduções de emissões. Integrando-os no Requiring captive coal plants to report emissions, generation output and other relevant data would improve oversight and accountability. Integrating them into the Esquema de negociação de emissões poderia criar uma abordagem acionada pelo mercado para a redução de emissões, garantindo a conformidade com o alvo de redução de renascimento de emissões. acompanhar.35% emissions reduction target under Presidential Regulation 112/2022 would help curb emissions effectively.
3. Ensure renewable energy additions are on track. Manter as adições de energia renovável no caminho reduzissem a dependência de combustíveis fósseis. Manter esse ritmo minimizaria o risco de bloqueio de carbono, impedindo o uso de combustível fóssil estendido ou expandido para atender à demanda. Desenvolvendo um forte pipeline de projetos e abordagem The master plan projects renewable generation to grow from 72 TWh in 2024 to over 155 TWh by 2030, requiring an annual capacity addition of approximately 4 GW. Maintaining this pace would minimise the risk of carbon lock-in, preventing extended or expanded fossil fuel use to meet demand. Developing a strong project pipeline and addressing Desafios de compras - como preços de energia renovável, propriedade de valor de carbono e parcerias obrigatórias - pode acelerar a implantação.
4. Defina emissões e metas renováveis ​​para utilitários de energia privada e operadores cativos. Definir metas claras de energia e emissões renováveis ​​para utilitários de energia privada e operadores cativos podem impulsionar a descarbonização industrial. Uma participação mais alta de renováveis ​​nos processos industriais pode diminuir as emissões, aumentando a competitividade do produto em um mercado cada vez mais acionado por considerações de sustentabilidade.  Encouraging private power utilities (PPUs) and captive operators to expand renewable energy use and reduce emissions would help bridge the gap in achieving Indonesia’s climate goals. A higher share of renewables in industrial processes could lower emissions while enhancing product competitiveness in a market increasingly driven by sustainability considerations.

Supporting materials

Methodology

Power plant capacities and generation for each technology are calculated based on demand and energy mix projections from the master plan. 

As capacidades de carvão em cativeiro são estimadas comparando a capacidade de carvão projetada no plano mestre com a capacidade atual de carvão instalada e o plano de desenvolvimento de carvão no plano de negócios de fornecimento de eletricidade da Indonésia (RUPTL). 

Custo de eletricidade nivelado (LCOE) de usinas de energia a carvão conectadas a carvão e grade em cativeiro (CFPP) são calculadas usando Ferramenta LCOE da IESR, especificamente a tecnologia supercrítica. Para carvão em cativeiro, assumimos um custo de combustível 75% maior com base no índice de preços de carvão da Indonésia ( HBA) para 2024 e Preço de carvão coberto por eletricidade. Além disso, o novo carvão em cativeiro operará por 25 anos após o Regulamento Presidencial No. 112/2022.  

O consumo de carvão é estimado usando uma taxa específica de consumo de carvão calculada a partir de PLN Statistics 2023.  

As emissões de metano da mina de carvão são estimadas usando dados de produção de carvão e Fatores médios de emissões médios do IPCC para minas de carvão de superfície.

Agradecimentos

Autores principais

Dody Setiawan

Outros colaboradores

Matt Ewen, Chris Wright, Eleanor Whittle, Rinihyo Rahmani

Imagem da capa

Transportador na usina de energia a carvão 2-Amurang em North Sulawesi, Indonésia. Conteúdo

Credit: Ade Lukmanul Hakim / Alamy Stock