RUPTL 2011-2020

RENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

PT PLN (PERSERO) 2011 20 11 - 2020 2020

PLTA Koto Panjang, Sumatra

Electricity for a better life

MEI{TERIENERGIDAN$UMBERDAYAMINERAL R E P U B L I KI N D O N E S ! A KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA N O M O R: 3 3 1 4 R / Z L / M E M / 2 O L L TENTANG PENGESAHAN RENCANA USAHA.PENYEDIAAN

TENAGA L1STRIK pr pLN (PERSERO) TAHUN2oli S.b. 2o2o

MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA, Membaca : Surat Direktur pT p_LN Utama -oe'"embe, (persero) Nomor ianggal_

o-20 99q?ql1q1lq$y!/,?94 2orr, Nomor o4o32/101/DTRUT'1?9]] D;;;*u"i *dnEE4 2oir,'"i", Nomoro4Lo2/ Dryur/2oTT-R t"s;;";8-pt Desember 2o1r ,ro1i penlJsahan perihal permbhonin -a-----E-pLN r\vr 2oII

- 2o2O;

.

nu-frir s

(persero)

r

Menimbang : a. bahwa sehrrlnnqg._q."?gan telah terjadi. pelgb_ahan yang signifikan

p?da sektor d""gi .!Girii,'il#r.a RUprL Tdhun 2O1Os.d. 2019 sebagaimanE-b";;;'îli;.;;f aitetaptan-aaUm - Keputusan "s

Menteri Egglgi- aan uml-& i,iorri5.*id i o 20/ M'ry.p.olg tanggaia +/ iii,' p.rrr disesuaikan ..1.,-rf'fo -b dengan perkembangan"Situ""i t..kiii^vr

b. bahwa berdasarkan pertimb.angan sebagaimana dimaksud dalam huruf a dan' sesuai kEtentuan" pasai -spemerintah--Ntmor Peraturan 10 "v"i"[gl ?"ii"lig Penyediaan dan pemanfaatan Tenag"i"tu"--r^gs"9 uJtiit*"u"g""i*i". telah dua kari diubarr teralihi"i -t-006, a.rrg"r, peraturan Pemerintah -Nomor 26 fahu'' -aln -fii"#;-bivi" menetapkan ilrru Keputusan

Menterionergi

na'ifi1,ftr penggse.han Renc?na usat a--eenyed.iaan Tenasa Listrik-pT elNr perslrol-i"i.,rn tentans

2of i .la.-zoZo;

Mengingat

:

1. Vndang-undl5rg zoog tentanry ._Nomor g0 Tahun KetenaEalistrikin (r,emEaian Negara RI Tahun 2oog wo*o? 13S,Talmbahant emUaian rv.g"r? ni N;;;; 5oS2); 2. Peraturan pemerintah Nomor 10 Tahun 19g9 . tentansr dan pemanialtan {;"ag-" ii"t.if, "ir,";t## lgnvediaan NegaraRI-Tahun 19g9 Nomor z4,Tamiahan Lembaran

Nes?{qRtrNomor3s94)sebagaim;"4;J;i;

arr" r."ri-airb;i, terakhir dengan peraturan Femerlnl"r, irio*o r 26 Tahun Negara RI rahun-- iooo Nomor s6 ?ooq .(Lembaran Tambahan Lembaran lVegaraRI fvomoi+OZ-S); 3. Keputusan presiden Nomor s9/p rahun 2orr tanggal 18 Oktober 2OIl; 4. Peraturan Me$91i Energi dan sumber Daya Minerar Nomor 18 Tahun 2oLo tentz.ng_organis""T'-d"r, Tata Keria "sum6ei- D;y"Kementerian, Er?ryi Mir"rlj* (e^"iit" ^{*" NegaraRI Tahun 2d'10Nomor Sd2it 5- Keulfrrs.an

-2 5. [gpltgqqt] {Iglteri Energi dan sumber Dava Mineral Nomor o.v" *',b zooa' t" / 20o8 fangs3113_ _N 722?^\ l?IUmum / Me\4 Kencana Ketenagalistiikan Nasional; ", "1;s MEMUTUSKAN: Menetapkan

KEPUTUSANMENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG PENGESAHAN RENCANC U-S-NHA PENYEDiAAN TENAGALISTRIK PT PLN (PERSEROIrNH_UNi-ibN S.b. 'b'0._'

KESATU

Tenaga Listrik pr \{e3sgrahkan Rencana usaha pêny_ediaan (ne_rsero) Tahun 2orr s.d,. 2otio tercantum fl,,n oaram Lampran- yang. merupakan ""tj"e.imana bagiantidak terpisahkan r dari Keputusan nAdnteiiini.

KEDUA

PT. .PLN (Persero) meny?Fpaikan raporan perkembansan ^listrik pelg.ksqn?an usahh penyi:aiaan tenaga J;-;;;;t";; pg.ti"p 3 (tiga).butan tcepladaMenteri E;.rgi A;" s-"*b.iij"y; Mineral c.q. Direktur Jenderar Ketenagalist?ikan.

KETIGA

Pjtg"tl {itetapkannya^ Keputusan Menteri ini, Keputusan -Jufinaya fr{ineiat -t.irtl"g Nomdr 20;6 Vg$".fi-_pnergi dan Sumber tanggal pengesahan 8 icjrcj f/20/ME\4/2o10^ Rencana usaha ^pênye"d'iaan tenaga r,i"tril.--pr pLN (persero) Tahun2010s.d.

2019dicabutaa"?inv"tar."" tia"r. u"ii"r.i,]'",

KEEMPAT

Keputusan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan.

,

Ditetapkan di Jakarta pada tanggal 30 Desember 2OIL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA. trd. JERO WACIK

Tembusan: ^1. Menteri Dalam Negeri 2. Menteri Nesara peiencanaan pembangul?n Nasionar/Kepala.Bapp.enas 3. sekretaris Jenderet;_L(";;nierian Bnergi dan. sumber Dava Mrnerar 4. InspekturJenderar,'

t

Kementlrian

J ff;#; fi#i riiir,"..r ktur .rend'eiaf ai il iiir.'rne-"LrgT fi *",. d #; E san sumber Daya il^llt Bl'e " ":lJi'dll.,, Para

6. Gubernur di seluruh Indonesia 7 . l?tq Bup_atilWalikotadi seluruh Indoesia B . Drrektur Utama PT pLN (persero) Salinansesuaidenganaslinya

PT PLN (PERSERO)

KEPUTUSANDIREKSTPT PLN (PERSERO)

NOMOR:1483 .K//D|R/2011

TENTANG RENCANA USAHA PENYEDIAANTENAGA LISTRIK(RUPTL) PT PLN (PERSERO)TAHUN 2011 -2020

PT PLN(PERSERO) DTREKST Menimbang

Mengingat

bahwa MenteriEnergi dan Sumber Daya Mineraltelah mengesahkan Nasional(RUKN) pada tanggal 13 RencanaUmum Ketenagalistrikan November2008;

:a

.4

.

b.

untukmenyediakan rencanaPemerintah bahwadalamrangkamendukung tenaga listrik bagi masyarakatIndonesiasesuai RUKN sebagaimana telahmembuat dimaksuddalamhurufa di atas,maka PT PLN (Persero) rencana pengembanganketenagalistrikanyang terpadu dengan di memperhatikanaspirasi masyarakatdelam sektor ketenagalistrikan seluruhlndonesiayang dituangkandalam RencanaUsaha Penyediaan TenagaListrik(RUPTL)PT PLN(Persero)Tahun2011-2020;

c.

bahwa RencanaUsaha PenyediaanTenaga Listrik(RUPTL)PT PLN (Persero) sebagaimana dimaksuddalamhurufb di atas, Tahun2011-2020 perluditetapkan denganKeputusanDireksiPT PLN(Persero).

Rl Nomor19 Tahun2003 tentangBadanUsahaMilik Undang-Undang Negara; Terbatas; Rl Nomor40 Tahun2007tentangPerseroan 2 . Undang-Undang Rl Nomor30 Tahun2009tentangKetenagalistrikan; 3 . Undang-Undang dan Rl Nomor10 Tahun1989tentangPenyediaan 4 . PeraturanPemerintah telahdiubahdenganPeraturan TenagaListriksebagaimana Pemanfaatan Rl Nomor Pemerintah Rl Nomor 3 Tahun2005dan Peraturan Pemerintah 26 Tahun2006; Bentuk Rl Nomor23Tahun1994tentangPengalihan Peraturan Pemerintah 5. Perseroan (Perum) Perusahaan Negara Menjadi Listrik Perusahaan Umum (Persero); 6. PeraturanPemerintahRl Nomor 45 Tahun 2005 tentang pendirian, BadanUsahaMilikNegara; Pengawasan dan Pembubaran Pengurusan, 7. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor |; istrikanNasiona tentang RencanaUmum Ketenagal 2682.K21IMEM/2008 8. AnggaranDasarPTPLN(Persero); 9. KeputusanMenteri Negara Badan Usaha Milik Negara Nomor KEPjis KeputusanMenteriNegaraBadan Usaha Milik Negara 58/MBU/2008 dan KeputusanMenteriNegaraBadan Usaha Nomor KEP-25AMBU|2O09 tentang Pemberhentiandan Milik Negara Nomor KEP-2'2A/MBUI2A11 Pengangkatan Anggota-Anggota Direksi Perusahaan Perseroan PT PerusahaanListrikNegara; tentang DireksiPT PLN (Persero)Nomor001,1(030/DlR/1994 1 0 . Keputusan PemberlakuanPeraturan Sehubungan Pengalihan Bentuk Hukum Perusahaan; tentang 1 1 KeputusanDireksiPT PLN (Persero)Nomor 304.}
12. KeputusanDireksi PT PLN (Persero)Nomor 017.K1D1N2010 tentang Organisasidan Tata Kerja PT PLN (Persero)sebagaimanatelah diubah denganKeputusan DireksiPT PLN(Persero)Nomor055.K1DlR/2010. Memperhatikan

SuratDirekturUtamaPT PLN (Persero)Nomor OO761!4O2|D|RUT/2011 tanggal 14 November2011,Perihal: MekanismePelaporandan Pertanggungjawaban KepalaSatuan/Sekretaris Perusahaan/Kepala Divisi di LingkunganPT PLN (Persero). MEMUTUSKAN:

Menetapkan

KEPUTUSAN DIREKSIPT PLN (PERSERO)TENTANG RENCANAUSAHA PENYEDTAAN TENAGAL|STR|K(RUPTL)pT pLN (PERSERO) TAHUN20112020.

PERTAMA

RencanaUsahaPenyediaan TenagaListrik(RUPTL)PT PLN (Persero) Tahun 2011-2020adalah sebagaimanatercantumdalam LampiranKeputusandan merupakan bagianyangtidakterpisahkan dariKeputusan ini.

KEDUA

RUPTL PT PLN (Persero) Tahun 2011-2020 sebagaimanatercantum dalam Lampiran Keputusan ini digunakan sebagai pedoman dalam penyusunan Rencana Jangka Panjang Perusahaan(RJPP) dan penetapanRencana Kerja dan AnggaranPerusahaan(RKAP)PT PLN (Persero).

KETIGA

RUPTL PT PLN (Persero)Tahun 2011-2020sebagaimana dimaksud dalam DiktumPERTAMA, akan ditinjauulang setiaptahun sesuaiperkembanganyang terjadi.

Keputusan ini mulaiberlakuterhitung sejaktanggalditetapkan.

Ditetapkandi Jakarta padatanggal,20 Desernber 2011 DIREKTUR UTAMA,

KATA PENGANTAR Rencana Usaha PenyediaanTenaga Listrik (RUPTL) Tahun 2011-2020 ini disusun untuk memenuhi amanat ketentuan Pasal 5 ayat (1) dan ayat (2) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan PemanfaatanTenaga Listrik sebagaimana telah dua kali diubah terakhir dengan Peraturan PemerintahNomor 26 Tahun 2006, yang menyebutkan bahwa badan usaha yang memilikiwilayah usaha wajib membuat Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) berdasarkan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional(RUKN). RUPTL ini memperhatikanketentuan-ketentuan dalam Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2682.K21lMEMl2008 tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional2008 - 2027 dan draft Rencana Umum KetenagalistrikanNasional 2O1O- 2029 yang telah disusun oleh Kementerian EnergidanSumberDayaMineral. Penyusunan RUPTL ini bertujuan untuk memberikangambaran mengenai RencanaUsaha PenyediaanTenaga Listrikoleh PT PLN (Persero)di seluruh lndonesiauntuk kurunwaktu 2011 - 2020 yang akan digunakansebagaiacuan dalam penyusunanrencanaperusahaanjangka panjangdan sebagaipedoman dalam penyusunanprogramkerjatahunan. Sejalan dengan perkembangandan perubahankondisi industri kelistrikandl Indonesia, RUPTL ini akan diperbaharul secara berkala agar rencana pengembangansistemkelistrikanmenjadilebihrelevan. Akhirnya kami mengucapkanterima kasih dan penghargaanatas kontribusi semua pihaksehinggaRUPTLini dapatdiselesaikan.

Jakarta. Desember2011 DIREKTUR UTAMA

,4u1h4/ ruuJ eervruo.l RUPTL2011-2020

DAFTAR ISI KATA PENGANTAR ......................................................................................................i DAFTAR ISI ...................................................................................................................ii SINGKATAN DAN KOSAKATA ...............................................................................xvii BAB I PENDAHULUAN ................................................................................................1 1.1 Latar Belakang ....................................................................................................... 1 1.2 Landasan Hukum ................................................................................................... 3 1.3 Visi dan Misi Perusahaan ...................................................................................... 3 1.4 Tujuan dan Sasaran Penyusunan RUPTL ............................................................ 4 1.5 Proses Penyusunan RUPTL dan Penanggungjawabnya ...................................... 5 1.6 Ruang Lingkup dan Wilayah Usaha ...................................................................... 8 1.6.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat ....................................................... 8 1.6.2 Wilayah Operasi Indonesia Timur ...................................................... 9 1.6.3 Wilayah Operasi Jawa-Bali .............................................................. 10 1.7 Sistematika Dokumen RUPTL ............................................................................. 10 BAB II KEBIJAKAN UMUM PENGEMBANGAN SARANA ......................................12 2.1 Kebijakan Pelayanan Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Melayani Pertumbuhan Kebutuhan Tenaga Listrik ........................................................................................... 12 2.2 Kebijakan Pengembangan Kapasitas Pembangkit.............................................. 13 2.3 Kebijakan PengembaNgan Transmisi ................................................................. 17 2.4 Kebijakan Pengembangan Distribusi ................................................................... 19 2.5 Kebijakan Pengembangan Listrik Perdesaan ...................................................... 20 2.6 Kebijakan Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan .................................... 21 BAB III KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI ...............................................................23 3.1 Penjualan Tenaga Listrik ..................................................................................... 23 ii

RUPTL 2011- 2020

3.2 Kondisi Sistem Pembangkitan............................................................................. 26 3.2.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur .................. 27 3.2.2 Wilayah Operasi Jawa Bali .............................................................. 28 3.3 Kondisi Sistem Transmisi .................................................................................... 29 3.3.1 Sistem Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Timur ...... 29 3.3.2 Sistem Transmisi Jawa Bali ............................................................. 31 3.3.3 Penguatan Sistem Transmisi Pemasok Jakarta dan Pulau Bali ..... 32 3.4 Kondisi Sistem Distribusi ..................................................................................... 33 3.4.1 Susut Jaringan Distribusi ................................................................. 33 3.4.2 Keandalan Pasokan ......................................................................... 33 3.5 Masalah-Masalah yang Mendesak ..................................................................... 33 3.5.1 Upaya Penanggulangan Jangka Pendek ........................................ 34 3.5.2 Masalah Mendesak Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur ……………………………………………………………………………35 3.5.3 Masalah Mendesak Sistem Jawa Bali ............................................. 39 BAB IV KETERSEDIAAN ENERGI PRIMER............................................................. 41 4.1 Batubara .............................................................................................................. 41 4.2 Gas Alam ............................................................................................................. 43 4.2.1 LNG dan Mini-LNG .......................................................................... 46 4.2.2 CNG (Compressed Natural Gas) ..................................................... 47 4.3 Panas Bumi ......................................................................................................... 48 4.4 Tenaga Air ........................................................................................................... 49 4.5 Energi Baru dan Terbarukan Lainnya ................................................................. 50 4.6 Nuklir.................................................................................................................... 50

RUPTL 2011- 2020

iii

BAB V RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK 2011 – 2020 .........................52 5.1 Kriteria Perencanaan ........................................................................................... 52 5.1.1 Perencanaan Pembangkit ................................................................ 52 5.1.2 Perencanaan Transmisi ................................................................... 54 5.1.3 Perencanaan Distribusi .................................................................... 55 5.2 Asumsi dalam Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik............................................ 57 5.2.1 Pertumbuhan Ekonomi ..................................................................... 58 5.2.2 Pertumbuhan Penduduk................................................................... 59 5.3 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 2011 - 2020 ............................................... 60 5.4 Rencana Pengembangan Pembangkit ................................................................ 64 5.4.1 Kategorisasi Kandidat Pembangkit .................................................. 64 5.4.2 Program

Percepatan

Pembangkit

Berbahan

bakar

Batubara

(Perpres No. 71/2006 jo Perpres No.59/2009) ........................................... 65 5.4.3 Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 ...................................... 67 5.4.4 Program Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) berdasarkan PerPres No. 67/2005 jo PerPres No. 13/2010. ........................................... 69 5.4.5 Rencana Pengembangan PLTU Batubara Mulut Tambang ............ 69 5.4.6 Rencana Penambahan Kapasitas (Gabungan Indonesia) .............. 69 5.4.7 Penambahan

Kapasitas

Pembangkit

Pada

Wilayah

Operasi

Indonesia Barat dan Indonesia Timur ......................................................... 70 5.4.8 Penambahan Kapasitas Pada Sistem Jawa Bali ............................. 74 5.4.9 Partisipasi Listrik Swasta .................................................................. 79 5.5 Proyeksi Neraca Energi dan Kebutuhan Bahan Bakar ....................................... 82 5.5.1 Sasaran Fuel Mix.............................................................................. 82 5.5.2 Sistem Jawa-Bali .............................................................................. 86 5.5.3 Wilayah Operasi Indonesia Barat ..................................................... 87

iv

RUPTL 2011- 2020

5.5.4 Wilayah Operasi Indonesia Timur.................................................... 89 5.6 Analisis Sensitivitas ............................................................................................. 91 5.7 Proyeksi Emisi CO2............................................................................................. 93 5.7.1 Baseline Emisi CO2 (Murni Least Cost) ........................................... 93 5.7.2 Emisi CO2 Sesuai RUPTL 2011-2020 ............................................. 97 5.8 Proyek CDM (Clean Development Mechanism) ............................................... 101 5.9 Pengembangan Sistem Penyaluran dan Gardu Induk...................................... 102 5.9.1 Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Barat…………… ....................................................................................... 103 5.9.2 Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur…… .................................................................................................. 105 5.9.3 Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Jawa-Bali ................. 106 5.10 Pengembangan Sistem Distribusi .................................................................... 109 5.9.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur ................ 109 5.9.2 Sistem Jawa-Bali ........................................................................... 110 5.11 Pengembangan Listrik Perdesaan ............................... …………………………111 5.12 Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan…………………………………. 112 5.13 Proyek PLTU Skala Kecil Tersebar ................................................................. 114 BAB VI KEBUTUHAN DANA INVESTASI.............................................................. 117 6.1 Proyeksi Kebutuhan Investasi Indonesia .......................................................... 117 6.2 Proyeksi Kebutuhan Investasi Jawa-Bali .......................................................... 118 6.3 Proyeksi Kebutuhan Investasi Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur ........................................................................................................................ 120 6.4 Kebutuhan Investasi Kelistrikan PLN dan IPP .................................................. 122 6.5 Sumber Pendanaan dan Kemampuan Keuangan PLN .................................... 122 6.5.1 Rencana Investasi dan Sumber Pendanaan ................................. 123 RUPTL 2011- 2020

v

6.5.2 Asumsi Proyeksi Keuangan ........................................................... 123 6.5.3 Hasil Proyeksi Keuangan ............................................................... 123 6.5.4 Kendala Pendanaan Dalam Pelaksanaan RUPTL ........................ 126 BAB VII ANALISIS RISIKO RUPTL 2011-2020 ...................................................... 127 7.1 Identifikasi Risiko ............................................................................................... 127 7.2 Pemetaan Risiko ................................................................................................ 128 7.3 Program Mitigasi Risiko ..................................................................................... 130 BAB VIII KESIMPULAN ........................................................................................... 131 DAFTAR PUSTAKA ................................................................................................. 132

vi

RUPTL 2011- 2020

DAFTAR GAMBAR

GAMBAR BAB I Gambar 1. 1 Proses Penyusunan RUPTL ........................................................... 7 Gambar 1. 2 Peta Wilayah Usaha PT PLN (Persero) ....................................... 10 GAMBAR BAB V Gambar 5.1 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2011 dan 2020 .... 62 Gambar 5.2 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2011-2020........... 63 Gambar 5.3 Perbandingan Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik RUPTL dan RUKN ................................................................................................................. 63 Gambar 5. 4 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 85 Gambar 5. 5 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 86 Gambar 5. 6 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 88 Gambar 5. 7 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 90 Gambar 5. 8 Proyeksi Komposisi Pembangkit dan Jumlah Emisi CO2 Sistem Jawa Bali Skenario Baseline .............................................................................. 94 Gambar 5. 9 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem Jawa Bali Skenario Baseline .............................................................................................. 95 Gambar 5. 10 Proyeksi Komposisi Pembangkit dan Jumlah Emisi CO2 Sistem Interkoneksi Sumatera Skenario Baseline ......................................................... 96 Gambar 5. 11 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem Sumatera Skenario Baseline .............................................................................................. 97 Gambar 5. 12 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar (Gabungan Indonesia) ........ 98 Gambar 5. 13 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Sistem Jawa Bali ........ 99 Gambar 5. 14 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Wilayah Operasi Indonesia Barat .................................................................................................. 99

RUPTL 2011- 2020

vii

Gambar 5. 15 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur ................................................................................................................. 100 GAMBAR BAB VI Gambar 6.1 Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) .................................................................................................. 118 Gambar 6. 2 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Sistem Jawa – Bali ........ 119 Gambar 6. 3 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat ................................................................................................................. 120 Gambar 6. 4 Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur… ............................................................................................ 121 Gambar 6. 5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP ............ 122

viii

RUPTL 2011- 2020

DAFTAR TABEL

TABEL BAB I Tabel 1. 1 Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RUPTL .......................... 7 TABEL BAB III Tabel 3. 1 Penjualan Tenaga Listrik PLN (TWh) ............................................... 23 Tabel 3. 2 Perkembangan Jumlah Pelanggan [Ribu Unit]................................. 24 Tabel 3.3 Perkembangan Rasio Elektrifikasi (%) .............................................. 25 Tabel 3. 4 Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa Bali 2006 – 2010 ......... 26 Tabel 3.5 Kapasitas Terpasang Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MW) Tahun 2010 ............................................................ 27 Tabel 3. 6 Daftar Sewa Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MW) tahun 2010 .................................................................... 28 Tabel 3. 7 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Jawa-Bali Tahun 2010 .. 29 Tabel 3. 8 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MVA) ............................................................................... 30 Tabel 3. 9 Perkembangan Saluran Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (kms) ................................................................................ 30 Tabel 3. 10 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Sistem Jawa-Bali (x1.000) ..... 31 Tabel 3. 11 Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa Bali ..................... 31 Tabel 3.12 Kapasitas Pembangkit dan Interbus Transformer (IBT) .................. 32 Tabel 3. 13 Rugi Jaringan Distribusi (%) ........................................................... 33 Tabel 3. 14 SAIDI dan SAIFI PLN...................................................................... 33 Tabel 3. 15 Rencana Sewa PLTD/PLTGB/PLTMG tahun 2011 dan 2012 ....... 35 Tabel 3. 16 Daftar PLTP yang diupayakan beroperasi sampai dengan tahun 2015 ................................................................................................................... 37

TABEL BAB IV Tabel 4. 1 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Jawa Bali ......... 59 Tabel 4. 2 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di luar Jawa Bali .. 59

RUPTL 2011- 2020

ix

Tabel 4. 3 Kandidat Proyek PLTA Berdasarkan Masterplan Of Hydro Power Development....................................................................................................... 60 Tabel 4. 4 Potensi dan Pemanfaatan Energi Baru dan Terbarukan .................. 60

TABEL BAB V Tabel 5. 1 Pertumbuhan Ekonomi Indonesia ..................................................... 59 Tabel 5. 2 Asumsi Pertumbuhan Ekonomi Indonesia ........................................ 59 Tabel 5. 3 Pertumbuhan Penduduk (%) ............................................................. 60 Tabel 5. 4 Pertumbuhan Ekonomi, Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik dan ... 60 Tabel 5. 5 Proyeksi Jumlah Penduduk, Pertumbuhan Pelanggan dan ............. 61 Tabel 5. 6 Prakiraan Kebutuhan Listrik, Angka Pertumbuhan dan Rasio Elektrifikasi .......................................................................................................... 62 Tabel 5. 7 Asumsi Harga Bahan Bakar .............................................................. 65 Tabel 5. 8 Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW ......................... 66 Tabel 5. 9 Rekap Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2 .............................. 68 Tabel 5. 10 Proyek yang terdapat dalam Buku KPS 2011 ................................. 69 Tabel 5. 11 Kebutuhan Tambahan Pembangkit Total Indonesia (MW) ............. 70 Tabel 5. 12 Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat (MW) ... 72 Tabel 5. 13 Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur (MW) .. 72 Tabel 5. 14 Kebutuhan Pembangkit Sistem Jawa-Bali (MW) ............................ 74 Tabel 5. 15 Neraca Daya Sistem Jawa-Bali 2011-2020 .................................... 76 Tabel 5. 16 Regional Balance Sistem Jawa Bali Tahun 2010 ........................... 79 Tabel 5. 17 Daftar Proyek IPP di Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur .................................................................................................. 80 Tabel 5. 18 Daftar Proyek IPP di Jawa Bali ....................................................... 81 Tabel 5. 19 Pemakaian Energi Primer PLN Berdasarkan Jenis Bahan Bakar .. 83 Tabel 5. 20 Sasaran Komposisi Produksi Listrik Tahun 2020 Berdasarkan Jenis Bahan Bakar (%) ................................................................................................ 83 Tabel 5. 21 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 84 Tabel 5. 22 Kebutuhan Bahan Bakar Indonesia ................................................ 85 Tabel 5. 23 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 86 Tabel 5. 24 Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali .................................... 87 Tabel 5. 25 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 88 Tabel 5. 26 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Barat ........... 88 x

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 27 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar ............................................................................................................................ 89 Tabel 5. 28 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur ......... 90 Tabel 5. 29 Variasi Harga Bahan Bakar Dalam Analisis Sensitivitas ................ 91 Tabel 5. 30 Hasil Analisis Sensitivitas Terhadap Perubahan Harga Bahan Bakar ............................................................................................................................ 92 Tabel 5. 31 Bauran Energi Sistem Jawa Bali Pada Skenario Baseline (GWh) . 95 Tabel 5. 32 Bauran Energi Sistem Sumatera Pada Skenario Baseline (GWh) . 96 Tabel 5.33 Daftar Proyek PLN yang Dikembangkan melalui Mekanisme CDM dan VCM .......................................................................................................... 101 Tabel 5.34 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia ..................................... 102 Tabel 5.35 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Indonesia ................ 103 Tabel 5. 36 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat 105 Tabel 5. 37 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Wilayah Operasi Indonesia Barat ................................................................................................ 105 Tabel 5. 38 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur .......................................................................................................................... 106 Tabel 5. 39 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur .......................................................................................................................... 106 Tabel 5. 40 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Jawa-Bali ...................... 107 Tabel 5. 41 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Jawa-Bali ...................... 107 Tabel 5.42 Kebutuhan Fasilitas Distribusi di Indonesia ................................... 109 Tabel 5. 43 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Barat 109 Tabel 5. 44 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur 109 Tabel 5. 45 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Jawa-Bali.......................... 110 Tabel 5. 46 Rekap Program Listrik Perdesaan Indonesia 2011-2014............. 111 Tabel 5.47 Rekap Kebutuhan Investasi Program Listrik Perdesaan Indonesia 2011-2014 (Juta Rp) ........................................................................................ 112 Tabel 5. 48 Rencana Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil .............. 114 Tabel 5. 49 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil ................... 114 Tabel 5. 50 Proyek Pembangkit PLTU Skala Kecil di Indonesia Barat dan Indonesia Timur ............................................................................................... 115 Tabel 5. 51 Proyek Pembangkit PLTGB Tersebar di Indonesia Barat dan Indonesia Timur ............................................................................................... 115

RUPTL 2011- 2020

xi

TABEL BAB VI Tabel 6. 1 Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) . 117 Tabel 6. 2 Kebutuhan Dana Investasi untuk Sistem Jawa – Bali..................... 118 Tabel 6. 3 Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat................................................................................................. 120 Tabel 6. 4 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur ................................................................................................................. 121 Tabel 6. 5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP ................. 122 Tabel 6. 6 Proyeksi Kebutuhan Subsidi dan Laba/Rugi PLN 2010-2015 ........ 124 Tabel 6. 7 Sumber Dana Investasi (Milyar Rp) ................................................ 126

xii

RUPTL 2011- 2020

DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN A. WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

134

A1.

137

A2.

SISTEM INTERKONEKSI SUMATERA A1.1.

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

138

A1.2.

Neraca Daya

140

A1.3.

Proyek-Proyek IPP Terkendala

145

A1.4.

Neraca Energi

147

A1.5.

Capacity Balance Gardu Induk

150

A1.6.

Rencana Pengembangan Penyaluran

173

A1.7.

Peta Pengembangan Penyaluran

191

A1.8.

Analisis Aliran Daya

201

A1.9.

Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi

212

A1.10.

Program Listrik Perdesaan

224

A1.11.

Proyeksi Kebutuhan Investasi

236

PENJELASAN LAMPIRAN A1

239

SISTEM INTERKONEKSI KALIMANTAN BARAT

252

A2.1.


253

A2.2.

Neraca Daya

255

A2.3.


258

A2.4.

Neraca Energi

260

A2.5.


263

A2.6.


266

A2.7.


270

A2.8.


272

A2.9.


276

A2.10.


278

A2.11.


280

PENJELASAN LAMPIRAN A2

RUPTL 2011- 2020

282

xiii

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

290

A3.

PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM

292

A4.

PROVINSI SUMATERA UTARA

304

A5.

PROVINSI RIAU

315

A6.

PROVINSI KEPULAUAN RIAU

326

A7.

PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG

334

A8.

PROVINSI SUMATERA BARAT

340

A9.

PROVINSI JAMBI

350

A10. PROVINSI SUMATERA SELATAN

358

A11. PROVINSI BENGKULU

367

A12. PROVINSI LAMPUNG

373

A13. PROVINSI KALIMANTAN BARAT

381

A14. NERACA DAYA SISTEM-SISTEM ISOLATED WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

390

A14.1.

Sistem Isolated Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

391

A14.2.

Sistem Isolated Provinsi Sumatera Utara

401

A14.3.

Sistem Isolated Provinsi Riau

403

A14.4.

Sistem Isolated Provinsi Kepulauan Riau

411

A14.5.

Sistem Isolated Provinsi Kepulauan Bangka Belitung

420

A14.6.

Sistem Isolated Provinsi Kalimantan Barat

423

LAMPIRAN B. WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR

432

B1. SISTEM INTERKONEKSI KALIMANTAN SELATAN, TENGAH DAN TIMUR (KALSELTENGTIM)

xiv

435

B1.1. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

436

B1.2. Neraca Daya

438

B1.3. Proyek-Proyek IPP Terkendala

441

B1.4. Neraca Energi

443

B1.5. Capacity Balance Gardu Induk

446

B1.6. Rencana Pengembangan Penyaluran

454

B1.7. Peta Pengembangan Penyaluran

461 RUPTL 2011- 2020

B1.8. Analisis Aliran Daya

464

B1.9.


471

B1.10.


476

B1.11.


481

PENJELASAN LAMPIRAN B1

483

B2. SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI UTARA, SULAWESI TENGAH DAN GORONTALO (SULUTTENGGO) DAN SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI SELATAN, SULAWESI TENGGARA DAN SULAWESI BARAT (SULSELRABAR) 494 B2.1. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

496

B2.2. Neraca Daya

499

B2.3. Proyek-Proyek IPP Terkendala

504

B2.4. Neraca Energi

506

B2.5. Capacity Balance Gardu Induk

511

B2.6. Rencana Pengembangan Penyaluran

525

B2.7. Peta Pengembangan Penyaluran

535

B2.8. Analisis Aliran Daya

542

B2.9. Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi

549

B2.10.


551

B2.11.


553

PENJELASAN LAMPIRAN B2

556

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR

571

B3.

PROVINSI KALIMANTAN SELATAN

572

B4.

PROVINSI KALIMANTAN TENGAH

582

B5.

PROVINSI KALIMANTAN TIMUR

591

B6.

PROVINSI SULAWESI UTARA

601

B7.

PROVINSI SULAWESI TENGAH

611

B8.

PROVINSI GORONTALO

619

B9.

PROVINSI SULAWESI SELATAN

626

B10. PROVINSI SULAWESI TENGGARA

634

B11. PROVINSI SULAWESI BARAT

642

RUPTL 2011- 2020

xv

B12. PROVINSI MALUKU

648

B13. PROVINSI MALUKU UTARA

656

B14. PROVINSI PAPUA

662

B15. PROVINSI PAPUA BARAT

671

B16. PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT (NTB)

677

B17. PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR (NTT)

687

B18. NERACA DAYA SISTEM-SISTEM ISOLATED WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR 695 B18.1.

Sistem Isolated Provinsi Kalimantan Selatan

696

B18.2.

Sistem Isolated Provinsi Kalimantan Tengah

699

B18.3.

Sistem Isolated Provinsi Kalimantan Timur

707

B18.4.

Sistem Isolated Provinsi Sulawesi Utara

723

B18.5.

Sistem Isolated Provinsi Sulawesi Tengah

728

B18.6.

Sistem Isolated Provinsi Sulawesi Selatan

741

B18.7.

Sistem Isolated Provinsi Sulawesi Tenggara

743

B18.8.

Sistem Isolated Provinsi Maluku

749

B18.9.

Sistem Isolated Provinsi Maluku Utara

757

B18.10. Sistem Isolated Provinsi Papua

763

B18.11. Sistem Isolated Provinsi Papua Barat

771

B18.12. Neraca Daya Sistem Isolated Provinsi NTB

775

B18.13. Neraca Daya Sistem Isolated Provinsi NTT

783

LAMPIRAN C. WILAYAH OPERASI JAWA BALI

795

C1.

797

xvi

SISTEM INTERKONEKSI JAWA BALI C1.1.


798

C1.2.

Neraca Daya

805

C1.3.


817

C1.4.

Neraca Energi

819

C1.5.


822

C1.6.


850

C1.7.


882

C1.8.


894 RUPTL 2011- 2020

C1.9.


921

C1.10.

Program Listrik Pedesaan

923

C1.11.


930

PENJELASAN LAMPIRAN C1

938

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA BALI

966

C2.

PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA JAKARTA

968

C3.

PROVINSI BANTEN

979

C4.

PROVINSI JAWA BARAT

986

C5.

PROVINSI JAWA TENGAH

997

C6.

PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA

1005

C7.

PROVINSI JAWA TIMUR

1009

C8.

PROVINSI BALI

1017

LAMPIRAN D. ANALISIS RISIKO

RUPTL 2011- 2020

1023

xvii

SINGKATAN DAN KOSAKATA ADB

:

ASEAN Power Grid

:

Aturan Distribusi

:

Aturan Jaringan

:

Beban

:

Beban puncak

:

BPP BTU Capacity balance

: : :

Captive power

:

CCS CCT CDM

: : :

COD Daya mampu Daya terpasang DAS DMO EBITDA ERPA Excess power

: : : : : : : :

FSRU GAR

: :

GRK HSD HVDC IBT

: : : :

IGCC

:

xviii

Air Dried Basis, merupakan nilai kalori batubara yang memperhitungkan inherent moisture saja Sistem interkoneksi jaringan listrik antara negara-negara ASEAN Aturan Distribusi Tenaga Listrik merupakan perangkat peraturan dan persyaratan untuk menjamin keamanan, keandalan serta pengoperasian dan pengembangan sistem distribusi yang efisien dalam memenuhi peningkatan kebutuhan tenaga listrik Aturan Jaringan merupakan seperangkat peraturan, persyaratan dan standar untuk menjamin keamanan, keandalan serta pengoperasian dan pengembangan sistem tenaga listrik yang efisien dalam memenuhi peningkatan kebutuhan tenaga listrik Sering disebut sebagai demand, merupakan besaran kebutuhan tenaga listrik yang dinyatakan dengan MWh, MW atau MVA tergantung kepada konteksnya Atau peak load / peak demand, adalah nilai tertinggi dari langgam beban suatu sistem kelistrikan dinyatakan dengan MW Biaya Pokok Penyediaan British Thermal Unit Neraca yang memperlihatkan keseimbangan kapasitas sebuah gardu induk dengan beban puncak pada area yang dilayani oleh gardu induk tersebut, dinyatakan dalam MVA Daya listrik yang dibangkitkan sendiri oleh pelanggan, umumnya pelanggan industri dan komersial Carbon Capture and Storage Clean Coal Technology Clean Development Mechanism atau MPB Mekanisme Pembangunan Bersih Commercial Operating Date Kapasitas nyata suatu pembangkit dalam menghasilkan MW Kapasitas suatu pembangkit sesuai dengan name plate Daerah Aliran Sungai Domestic Market Obligation Earning Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization Emission Reduction Purchase Agreement Kelebihan energi listrik dari suatu captive power yang dapat dibeli oleh PLN Floating Storage and Regasification Unit Gross As Received, merupakan nilai kalori batubara yang memperhitungkan total moisture Gas Rumah Kaca High Speed Diesel Oil High Voltage Direct Current Interbus Transformer, yaitu trafo penghubung dua sistem transmisi yang berbeda tegangan, seperti trafo 500/150 kV dan 150/70 kV Integrated Gasification Combined Cycle RUPTL 2011- 2020

IPP JTM

: :

JTR

:

kmr kms Life Extension

: : :

LNG LOLP

: :

Load factor

:

MFO MMBTU

: :

Mothballed MP3EI

: :

MMSCF

:

MMSCFD Neraca daya

: :

Non Coincident Peak Load Peaking Prakiraan beban

: : :

Reserve margin

:

Rasio elektrifikasi

:

SFC Tingkat cadangan

: :

Ultra super critical

:

WKP

:

RUPTL 2011- 2020

Independent Power Producer Jaringan Tegangan Menengah adalah saluran distribusi listrik bertegangan 20 kV Jaringan Tegangan Rendah adalah saluran distribusi listrik bertengangan 220 V kilometer-route, menyatakan panjang jalur saluran transmisi kilometer-sirkuit, menyatakan panjang konduktor saluran transmisi Program rehabilitasi suatu unit pembangkit yang umur teknisnya mendekati akhir Liquified Natural Gas Loss of Load Probability, suatu indeks keandalan sistem pembangkitan yang biasa dipakai pada perencanaan kapasitas pembangkit Faktor beban, merupakan rasio antara MW rata-rata dan MW puncak Marine Fuel Oil Million Metric BTU, satuan yang biasa digunakan untuk mengukur kalori gas Pembangkit yang tidak dioperasikan namun tetap dipelihara Master Plan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia Million Metric Standard Cubic Foot, satuan yang biasa digunakan untuk mengukur volume gas pada tekanan dan suhu tertentu Million Metric Standard Cubic Foot per Day Neraca yang menggambarkan keseimbangan antara beban puncak dan kapasitas pembangkit Jumlah beban puncak sistem-sistem tidak terinterkoneksi tanpa melihat waktu terjadinya beban puncak Pembangkit pemikul beban puncak Demand forecast, prakiraan pemakaian energi listrik di masa depan Cadangan daya pembangkit terhadap beban puncak, dinyatakan dalam % Perbandingan antara jumlah rumah tangga yang berlistrik dan jumlah keseluruhan rumah tangga Specific Fuel Consumption Reserve margin) adalah besar cadangan daya yang dimiliki oleh perusahaan dalam rangka mengantisipasi beban puncak. Teknologi PLTU batubara yang beroperasi pada suhu dan tekanan diatas titik kritis air Wilayah Kerja Pertambangan

xix

BAB I PENDAHULUAN

1.1 LATAR BELAKANG PT PLN (Persero) selanjutnya disebut PLN sebagai sebuah perusahaan listrik merencanakan dan melaksanakan proyek-proyek kelistrikan yang lead time-nya relatif panjang, sehingga PLN secara alamiah perlu mempunyai sebuah rencana pengembangan sistem kelistrikan yang berjangka panjang. Sebagai contoh, diperlukan waktu 9 tahun untuk mewujudkan sebuah PLTU batubara kelas 1.000 MW1 mulai dari rencana awal hingga beroperasi. Dengan demikian rencana pengembangan sistem yang diperlukan PLN harus berjangka cukup panjang, yaitu 10 tahun, agar dapat mengakomodasi lead time yang panjang dari proyek-proyek kelistrikan. Perlunya PLN mempunyai rencana pengembangan sistem kelistrikan jangka panjang juga didorong oleh keinginan PLN untuk mempunyai rencana investasi yang efisien, dalam arti PLN tidak sembarang melakukan proyek kelistrikan tanpa didasarkan pada perencanaan yang baik. Hal ini penting dilakukan karena keputusan investasi di industri kelistrikan akan dituntut manfaatnya dalam jangka panjang. Untuk mencapai hal tersebut PLN telah menyusun sebuah dokumen perencanaan sepuluh tahunan ke depan yang disebut Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, atau RUPTL. RUPTL merupakan sebuah pedoman pengembangan sistem kelistrikan bagi PLN sepuluh tahun mendatang yang optimal, disusun untuk mencapai tujuan tertentu serta berdasarkan pada kriteria perencanaan dan kebijakan tertentu. Dengan demikian pelaksanaan proyek-proyek kelistrikan di luar RUPTL yang dapat menurunkan efisiensi investasi perusahaan dapat dihindarkan. Didorong oleh kebutuhan internal PLN sendiri untuk mempunyai RUPTL, dokumen perencanaan ini juga dibuat oleh PLN untuk memenuhi peraturan dan perundangan yang ada di sekor ketenagalistrikan.

1

Misalnya PLTU Indramayu unit 4 dengan ukuran unit 1.000 MW

RUPTL 2011- 2020

1

Penyusunan RUPTL tahun 2011-2020 ini sebagai amanat Pasal 5 ayat (1) dan ayat (2) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah dua kali diubah terakhir dengan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006 dan didorong oleh timbulnya kebutuhan untuk memperbaharui RUPTL 2010-2019 setelah memperhatikan adanya keterlambatan banyak proyek pembangkit tenaga listrik terutama pembangkit listrik tenaga panas bumi, beberapa pembangkit listrik tenaga air dan pembangkit listrik tenaga uap batubara, baik proyek PLN maupun proyek listrik swasta atau independent power producer (IPP). Hal lain yang mendorong disusunnya RUPTL 2011-2020 ini adalah semakin menguatnya keinginan PLN untuk melayani kebutuhan tenaga listrik pada banyak daerah di Indonesia yang telah lama menderita kekurangan pasokan, dan mengalihkan sebanyak mungkin pembangkit berbahanbakar minyak ke pembangkit berbahanbakar non-minyak. Hal-hal tersebut telah membuat PLN merasa perlu untuk memutakhirkan RUPTL yang ada. Selanjutnya sejalan dengan UU No.30/2009 dimana pemerintah provinsi (dan juga pemerintah kabupaten/kota) wajib membuat Rencana Umum Ketenagalistrikan Daerah atau RUKD, maka RUPTL 2011-2020 ini juga membuat perencanaan sistem kelistrikan per provinsi. Namun demikian proses optimisasi perencanaan tetap dilakukan per sistem tenaga listrik apabila telah ada jaringan interkoneksi untuk mengoptimalkan pemanfaatan sumber daya. RUPTL per provinsi tersebut akan bermanfaat bagi setiap provinsi untuk melihat apa yang telah direncanakan oleh PLN pada daerahnya. Dalam RUPTL ini diindikasikan proyek-proyek pengembangan sistem kelistrikan yang akan dilakukan oleh PLN sendiri dan proyek-proyek pembangkit yang akan ditawarkan kepada sektor swasta sebagai IPP. Pada dasarnya semua proyek transmisi dan distribusi akan dilaksanakan oleh PLN, sedangkan proyek pembangkit akan terbagi menjadi proyek milik PLN dan proyek milik swasta yang akan menjual listriknya ke PLN. Beberapa ruas transmisi yang dedicated dengan suatu pembangkit IPP dapat dibangun oleh pengembang listrik swasta. RUPTL akan selalu ditinjau kembali untuk disesuaikan dengan perubahan beberapa parameter kunci yang menjadi dasar penyusunan rencana pengembangan sistem kelistrikan, utamanya prakiraan kebutuhan tenaga listrik dan progres pembangunan proyek kelistrikan, sehingga selalu dapat memberikan rencana pengembangan sistem yang mutakhir dan dapat dijadikan pegangan dalam implementasinya. 2

RUPTL 2011- 2020

RUPTL ini disusun melalui optimasi pengembangan sistem pembangkit dan transmisi, dengan mempertimbangkan pemanfaatan sumber energi setempat dan sumber energi terbarukan. 1.2 LANDASAN HUKUM 1. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan 2. Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah dua kali diubah terakhir dengan Peraturan Pemerintah Nomor 26 Tahun 2006, khususnya Pasal 5 ayat (1) dan ayat (2): (1) RUPTL disusun Nasional.

berdasarkan

Rencana

Umum

Ketenagalistrikan

(2) RUPTL digunakan sebagai pedoman pelaksanaan penyediaan tenaga listrik bagi Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan Untuk Kepentingan Umum. (3) Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2682 K/21/MEM/2008 tanggal 13 November 2008 tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional.

1.3 VISI DAN MISI PERUSAHAAN Pada Anggaran Dasar PLN tahun 2008 Pasal 3 disebutkan bahwa tujuan dan lapangan usaha PLN adalah menyelenggarakan usaha penyediaan tenaga listrik bagi kepentingan umum dalam jumlah dan mutu yang memadai serta memupuk keuntungan dan melaksanakan penugasan Pemerintah di bidang ketenagalistrikan dalam rangka menunjang pembangunan dengan menerapkan prinsip-prinsip perseroan terbatas. Berkenaan dengan tujuan dan lapangan usaha PLN tersebut di atas, maka visi PLN adalah sebagai berikut: “Diakui sebagai Perusahaan Kelas Dunia yang Bertumbuh-kembang, Unggul dan Terpercaya dengan bertumpu pada Potensi Insani.” Selain visi tersebut, saat ini PLN tengah bercita-cita untuk berubah menjadi perusahaan kelas dunia, bebas subsidi, menguntungkan, ramah lingkungan dan dicintai pelanggan.

RUPTL 2011- 2020

3

Untuk melaksanakan penugasan Pemerintah dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik dan mengacu kepada visi tersebut, maka PLN akan: •

Menjalankan bisnis kelistrikan dan bidang lain yang terkait, berorientasi pada kepuasan pelanggan, anggota perusahaan, dan pemegang saham.

•

Menjadikan tenaga listrik sebagai media untuk meningkatkan kualitas kehidupan masyarakat.

•

Mengupayakan agar tenaga listrik menjadi pendorong kegiatan ekonomi. Menjalankan kegiatan usaha yang berwawasan lingkungan

1.4 TUJUAN DAN SASARAN PENYUSUNAN RUPTL Pada dasarnya tujuan penyusunan RUPTL adalah memberikan pedoman dan acuan pengembangan sarana kelistrikan PLN dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah usahanya secara lebih efisien dan lebih baik, sehingga dapat dihindari ketidak-efisienan perusahaan sejak tahap perencanaan. Sasaran RUPTL yang ingin dicapai sepuluh tahun ke depan secara nasional adalah pemenuhan kebutuhan kapasitas dan energi listrik, peningkatan efisiensi dan kinerja sistem kelistrikan sejak dari tahap perencanaan yang meliputi: •

Mengatasi kekurangan pasokan tenaga listrik yang terjadi di beberapa daerah.

•

Tercapainya pemenuhan kebutuhan kapasitas dan energi listrik setiap tahun dengan tingkat keandalan2 yang diinginkan secara least-cost.

•

Tercapainya bauran bahan bakar (fuel-mix) yang lebih baik untuk menurunkan Biaya Pokok Penyediaan (BPP), dicerminkan oleh pengurangan penggunaan bahan bakar minyak hingga kontribusi produksi pembangkit berbahan bakar minyak menjadi 1% persen terhadap total produksi energi listrik pada tahun 2020.

•

Tercapainya pemanfaatan energi baru dan terbarukan utamanya panas bumi sesuai dengan program pemerintah, dan juga energi terbarukan lain seperti tenaga air.

2

4

Tingkat keandalan dicerminkan oleh tersedianya cadangan atau reserve margin. RUPTL 2011- 2020

•

Tercapainya rasio elektrifikasi yang digariskan oleh RUKN, dan mencapai rasio elektrifikasi minimum 60% pada setiap provinsi di akhir tahun 2011.

•

Tercapainya keandalan dan kualitas listrik yang makin membaik.

•

Tercapainya angka rugi jaringan transmisi dan distribusi sebesar 8-9%.

1.5 PROSES PENYUSUNAN RUPTL DAN PENANGGUNGJAWABNYA Penyusunan RUPTL 2011-2020 ini dibuat dengan proses sebagai berikut: •

RUKN 2008-2027 dan draft RUKN 2010-2029 digunakan sebagai pedoman dan rujukan, khususnya mengenai kebijakan Pemerintah tentang perencanaan ketenagalistrikan, kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik, kebijakan perlindungan lingkungan, kebijakan tingkat cadangan (reserve margin), asumsi pertumbuhan ekonomi dan prakiraan kebutuhan tenaga listrik.

•

PLN Kantor Pusat menetapkan kebijakan dan asumsi dasar sebagai penjabaran dari RUKN dan kebijakan Pemerintah lainnya, seperti pengembangan panas bumi yang semakin besar.

•

Dilakukan evaluasi terhadap asumsi dasar tersebut dan realisasinya dalam RUPTL perioda sebelumnya dalam Forum Perencanaan, yaitu sebuah forum pertemuan antara Unit-Unit Bisnis PLN dan PLN Kantor Pusat untuk membahas dan menyepakati parameter kunci untuk menyusun prakiraan pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik.

•

Dengan memperhatikan asumsi-asumsi dasar utamanya pertumbuhan ekonomi, selanjutnya disusun prakiraan beban (demand forecast), rencana pembangkitan, rencana transmisi dan gardu induk (GI), rencana distribusi dan rencana kelistrikan yang isolated. Penyusunan ini dilakukan oleh Unitunit Bisnis dan PLN Kantor Pusat sesuai tanggung-jawab masing-masing dengan memperhatikan kondisi kelistrikan yang ada. Demand forecast, perencanaan GI dan perencanaan distribusi dibuat oleh PLN Distribusi/ Wilayah. Perencanaan transmisi dibuat oleh PLN Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban (PLN P3B) atau oleh PLN Wilayah yang mengelola transmisi. Rencana pembangkitan pada sistem-sistem besar dilakukan oleh PLN Kantor Pusat.

RUPTL 2011- 2020

5

•

Penyusunan demand forecast oleh PLN Wilayah/Distribusi dibuat dengan metoda regresi - ekonometrik menggunakan data historis penjualan energi listrik, daya tersambung, jumlah pelanggan, pertumbuhan ekonomi, dan populasi untuk membentuk model yang fit.

•

Untuk mempertegas akuntabilitas, demand forecast pada semua wilayah kerja PLN telah disahkan oleh General Manager Unit Bisnis Distribusi/Wilayah.

•

Workshop perencanaan yang melibatkan Unit-Unit Bisnis PLN dan PLN Kantor Pusat dilaksanakan minimal 1 kali dalam setahun, dimaksudkan untuk memverifikasi dan menyepakati demand forecast, capacity balance dan rencana gardu induk, rencana transmisi dan rencana pembangkit sistem isolated yang dihasilkan oleh Unit-unit Bisnis PLN. Pada workshop perencanaan juga dilakukan verifikasi jadwal COD3 proyek-proyek pembangkit PLN dan IPP, estimasi pasokan gas alam dan LNG, serta kebutuhan dan pogram pembangkit sewa untuk mengatasi kekurangan tenaga listrik jangka pendek.

•

Konsolidasi produk perencanaan sistem dari masing-masing Unit Bisnis PLN dan pengurusan untuk memperoleh pengesahan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral sehingga draft RUPTL menjadi RUPTL resmi dilakukan oleh PLN Kantor Pusat. RUPTL ini selanjutnya akan menjadi referensi untuk pembuatan Rencana Jangka Panjang Perusahaan (RJPP) lima tahunan, serta menjadi pedoman keputusan investasi tahunan PLN dalam Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP).

Proses penyusunan RUPTL ditunjukkan pada Gambar 1.1.

3

COD atau commercial operation date adalah tanggal beroperasinya sebuah proyek kelistrikan secara komersial. 6

RUPTL 2011- 2020

− Konsolidasi dan check konsistensi

RUPTL

RUKN

rencana pengembangan sistem.

− Rencana pengembangan pembangkit (neraca Asumsi dasar dan kebijakan, proyeksi kebutuhan tenaga listrik

daya, neraca energi dan kebutuhan bahan bakar).

Workshop Perencanaan

− Rencana pengembangan transmisi dan distribusi.

Workshop

− Demand forecast per Wilayah dan

Demand Forecast

per Provinsi

Gambar 1. 1 Proses Penyusunan RUPTL

Pada workshop demand forecast, PLN Kantor Pusat dan PLN Distribusi/ Wilayah membahas dan menyepakati asumsi-asumsi dasar untuk pembuatan demand forecast di setiap wilayah, dilanjutkan dengan menyusun demand forecast secara agregat, namun belum dibuat secara spasial4. Berbekal hasil kerja pada workshop demand forecast tersebut, setiap unit PLN Distribusi/Wilayah kembali ke tempat masing-masing dan membuat capacity balance atau penjabaran demand forecast secara spasial untuk memperkirakan kenaikan pembebanan setiap gardu induk dan sinyal penambahan trafo atau gardu induk baru, yang harus diselesaikan dalam waktu dua bulan. Pada saat yang sama, PLN Kantor Pusat membuat rencana pengembangan pembangkit pada sistem interkoneksi dan perencanaan transmisi tegangan tinggi bersama dengan PLN P3B/Wilayah. Pembagian tanggung jawab penyusunan RUPTL ditunjukkan pada Tabel 1.1. Tabel 1. 1 Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RUPTL Kegiatan Pokok Kebijakan umum dan asumsi

P3B

Kitlur

Wilayah

Kit

Distr

Pusat

U

U

U

U

U

E

E

P

Demand forecasting

E

Perencanaan Pembangkitan

S

S

S

Perencanaan Transmisi

E

E

E

S

P, E*) P

4

Demand forecast spasial menunjukkan bagaimana pertumbuhan demand kelistrikan terdistribusi pada daerah-daerah/locality. RUPTL 2011- 2020

7

Perencanaan Distribusi Perencanaan GI

E

E

Perencanaan Pembangkitan Isolated

E

E

P

E

E

P

E

E

P

Konsolidasi

E

Keterangan: E: Pelaksana (Executor); P: Pembinaan (Parenting); U: Pengguna (User); S: Pendukung (Supporting),*) untuk Sistem Besar

1.6 RUANG LINGKUP DAN WILAYAH USAHA Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PLN telah ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral sesuai Surat Keputusan No. 634-12/20/600.3/2011 tanggal 30 September 2011. Surat keputusan tersebut menetapkan Wilayah Usaha PLN yang meliputi seluruh wilayah Republik Indonesia kecuali yang ditetapkan oleh Pemerintah sebagai Wilayah Usaha bagi Badan Usaha Milik Negara lainnya, Badan Usaha Milik Daerah, Badan Usaha Swasta atau Koperasi. Ruang Lingkup RUPTL 2011-2020 ini mencakup seluruh Wilayah Usaha PLN yang ditetapkan dengan Surat Keputusan Menteri ESDM tersebut, yaitu tidak termasuk wilayah usaha PT Pelayanan Listrik Nasional Batam dan PT Pelayanan Listrik Nasional Tarakan walaupun keduanya merupakan anak perusahaan PLN. Sejalan dengan organisasi PLN dimana wilayah usaha PLN dibagi menjadi tiga wilayah operasi, yaitu Indonesia Barat, Indonesia Timur dan Jawa-Bali, maka RUPTL ini akan menjelaskan rencana pengembangan sistem pada tiga wilayah operasi tersebut. Selain itu RUPTL ini juga menampilkan rencana pengembangan sistem per provinsi. Berikut adalah penjelasan mengenai Wilayah Usaha PLN saat ini:

1.6.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat Wilayah operasi Indonesia Barat terdiri dari Sumatra dan provinsi Kalimantan Barat.

8

RUPTL 2011- 2020

Sumatera Pulau Sumatera dan pulau-pulau di sekitarnya seperti Kepulauan Riau, Bangka, Belitung, Nias, dilayani oleh PLN Wilayah Aceh, PLN Wilayah Sumatera Utara, PLN Wilayah Sumatera Barat, PLN Wilayah Riau dan Kepri, PLN Wilayah Sumatera Selatan – Jambi – Bengkulu, PLN Wilayah Lampung, PLN Wilayah Bangka – Belitung dan PLN Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Sumatera. Pembangkit tenaga listrik di pulau Sumatera pada dasarnya dikelola oleh PLN Pembangkitan Sumatera Bagian Utara dan PLN Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan, kecuali beberapa pembangkit skala kecil di sistem-sistem kecil isolated yang dikelola oleh PLN Wilayah. Pulau Batam sendiri merupakan wilayah usaha anak perusahaan PLN, yaitu PT Pelayanan Listrik Nasional Batam, sehingga tidak tercakup dalam RUPTL PT PLN (Persero). Kalimantan Barat Provinsi Kalimantan Barat dilayani oleh PLN Wilayah Kalimantan Barat.

1.6.2 Wilayah Operasi Indonesia Timur Wilayah operasi Indonesia Timur terdiri dari Kalimantan kecuali provinsi Kalimantan Barat, Sulawesi, kepulauan Maluku dan Maluku Utara, Papua, dan Nusa Tenggara. Khusus untuk pulau Tarakan merupakan wilayah usaha anak perusahaan PLN, yaitu PT Pelayanan Listrik Nasional Tarakan, sehingga tidak tercakup dalam RUPTL PT PLN (Persero).

Kalimantan Wilayah usaha PLN di Kalimantan yang merupakan wilayah operasi Indonesia Timur dilayani oleh PLN Wilayah Kalimantan Selatan Tengah dan PLN Wilayah Kalimantan Timur. Sulawesi Wilayah usaha PLN di Sulawesi dilayani oleh PLN Wilayah Sulawesi UtaraTengah-Gorontalo dan PLN Wilayah Sulawesi Selatan-Tenggara-Barat. Nusa Tenggara Pelayanan kelistrikan di kepulauan Nusa Tenggara dilaksanakan oleh PLN Wilayah Nusa Tenggara Barat dan PLN Wilayah Nusa Tenggara Timur.

RUPTL 2011- 2020

9

Maluku dan Maluku Utara serta Papua Wilayah usaha PLN di provinsi Maluku dan provinsi Maluku Utara dilayani oleh PLN Wilayah Maluku & Maluku Utara, dan provinsi Papua dan provinsi Papua Barat dilayani oleh PLN Wilayah Papua.

1.6.3 Wilayah Operasi Jawa-Bali Wilayah usaha PLN di Jawa dan Bali dilayani oleh PLN Distribusi Jawa Barat & Banten, PLN Distribusi Jakarta Raya & Tangerang, PLN Distribusi Jawa Tengah & DI Yogyakarta, PLN Distribusi Jawa Timur dan PLN Distribusi Bali. Di wilayah ini tedapat juga unit operasi pembangkitan, yaitu PLN Pembangkitan Tanjung Jati, PLN Pembangkitan Muara Tawar, PLN Pembangkitan Cilegon, PLN Pembangkitan Lontar, PLN Pembangkitan Indramayu dan PLN Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali. Selain itu terdapat anak perusahaan PLN di bidang pembangkitan, yaitu PT Indonesia Power dan PT Pembangkitan Jawa Bali, serta beberapa listrik swasta. Peta wilayah usaha PLN diperlihatkan pada Gambar 1.2.

Gambar 1. 2 Peta Wilayah Usaha PT PLN (Persero)

1.7 SISTEMATIKA DOKUMEN RUPTL Dokumen RUPTL ini disusun dengan sistematika sebagai berikut. Bab I menjelaskan latar belakang, landasan hukum, visi dan misi perusahaan, tujuan dan sasaran, dan sistematika dokumen. Bab II menjelaskan kebijakan umum 10

RUPTL 2011- 2020

pengembangan sarana yang meliputi kebijakan-kebijakan pengembangan sistem. Bab III menjelaskan kondisi kelistrikan saat ini, Bab IV menjelaskan ketersediaan energi primer. Bab V menjelaskan rencana penyediaan tenaga listrik, meliputi kriteria dan kebijakan perencanaan, asumsi dasar, prakiraan kebutuhan listrik dan rencana pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi, serta neraca energi dan kebutuhan bahan bakar. Bab VI menjelaskan kebutuhan investasi. Bab VII menjelaskan analisis risiko dan langkah mitigasinya. Bab VIII memberikan kesimpulan. Selanjutnya rencana pengembangan sistem yang rinci diberikan dalam lampiran – lampiran yang menjelaskan rencana kelistrikan setiap sistem kelistrikan dan setiap provinsi.

RUPTL 2011- 2020

11

BAB II KEBIJAKAN UMUM PENGEMBANGAN SARANA Pengembangan sarana kelistrikan dalam RUPTL 2011 - 2020 ini dibuat dengan memperhatikan kebijakan perusahaan dalam merencanakan pertumbuhan penjualan, pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi. Bab II ini menjelaskan kebijakan dimaksud. 1.8 KEBIJAKAN PELAYANAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK UNTUK MELAYANI PERTUMBUHAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Sejalan dengan arahan Presiden Republik Indonesia pada pertemuan dengan PLN yang juga dihadiri oleh anggota Kabinet Indonesia Bersatu di Mataram pada tanggal 27 Juli 2010, PLN diminta mempertahankan bebas pemadaman listrik. Konsekuensi dari arahan tersebut adalah PLN harus menyediakan tenaga listrik dalam jumlah yang cukup kepada masyarakat di seluruh Indonesia secara terus menerus, baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang, Dengan demikian PLN pada dasarnya bermaksud melayani kebutuhan tenaga listrik masyarakat di seluruh wilayah Indonesia. Dalam jangka pendek dimana kapasitas pembangkit PLN masih terbatas karena proyek-proyek pembangkit belum sepenuhnya selesai, PLN telah dan akan memenuhi permintaan tenaga listrik dengan menyewa pembangkit. Pada tahun-tahun berikutnya dimana penambahan kapasitas pembangkit dan transmisi diharapkan telah selesai5 dan reserve margin telah mencukupi, maka penjualan akan dipacu untuk mengoptimalkan pemanfaatan pembangkit yang ada, sekaligus untuk memperoleh revenue yang diperlukan untuk debt repayment dan pembayaran kepada listrik swasta. RUPTL ini disusun dengan berdasar pada proyeksi kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN 2008-2027 yang diperbaharui dengan draft RUKN 2010-2029 yang telah disusun oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral pada tahun 2010. RUPTL ini juga disusun untuk meningkatkan rasio elektrifikasi secara signifikan dengan menyambung konsumen residensial baru dalam jumlah yang cukup

5

12

Proyek-proyek percepatan pembangkit tahap 1 dan 2, proyek pembangkit PLN dan IPP lainnya RUPTL 2011- 2020

tinggi setiap tahun, termasuk membuat rasio elektrifikasi semua provinsi minimal 60% pada akhir tahun 2011 dan melayani semua daftar tunggu pada akhir tahun 2011. Kebijakan lain yang dianut dalam RUPTL 2011-2020 ini adalah belum diperhitungkannya dampak program demand side management (DSM) dan program energy efficiency dalam membuat prakiraan demand. Kebijakan ini diambil untuk memperoleh perencanaan pembangkitan yang lebih aman, disamping karena implementasi kedua program tersebut memerlukan waktu yang cukup lama untuk menjadi efektif. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dalam RUPTL ini telah direncanakan cukup tinggi sehingga diperkirakan akan cukup untuk mendukung pertumbuhan ekonomi pada setiap koridor pertumbuhan ekonomi sebagaimana direncanakan dalam Master Plan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia (MP3EI).

1.9 KEBIJAKAN PENGEMBANGAN KAPASITAS PEMBANGKIT Pengembangan kapasitas pembangkit tenaga listrik diarahkan untuk memenuhi pertumbuhan beban yang direncanakan, dan pada beberapa wilayah tertentu diutamakan untuk memenuhi kekurangan pasokan tenaga listrik. Pengembangan kapasitas pembangkit juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan pasokan yang diinginkan, dengan mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat, terutama energi terbarukan. Pengembangan kapasitas pembangkit tenaga listrik sejauh mungkin dilakukan secara optimal dengan prinsip biaya penyediaan listrik terendah (least cost), dengan tetap memenuhi tingkat keandalan yang wajar dalam industri tenaga listrik. Biaya penyediaan terendah dicapai dengan meminimalkan net present value semua biaya penyediaan listrik yang terdiri dari biaya investasi, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan, dan biaya energy not served6. Tingkat keandalan sistem pembangkitan diukur dengan kriteria Loss of Load Probability (LOLP) dan daya cadangan (reserve margin)7. Pembangkit sewa dan excess power tidak diperhitungkan dalam membuat rencana

6 Biaya energy not served adalah nilai penalti ekonomi yang dikenakan pada objective function untuk setiap kWh yang tidak dapat dinikmati konsumen akibat padam listrik 7 LOLP dan reserve margin akan dijelaskan pada Bab IV.

RUPTL 2011- 2020

13

pengembangan kapasitas jangka panjang, namun dalam jangka pendek diperhitungkan untuk mengatasi kondisi krisis. Namun demikian, sejalan dengan kebijakan Pemerintah untuk lebih banyak mengembangkan dan memanfaatkan energi terbarukan, pengembangan panas bumi dan tenaga air tidak mengikuti kriteria least cost sehingga mereka diperlakukan sebagai fixed plant8. Namun demikian perencanaan pembangkit panas bumi dan tenaga air tetap memperhatikan keseimbangan supply – demand dan besar cadangan yang tidak berlebihan, serta status kesiapan pengembangannya. Pada beberapa daerah yang merupakan sumber utama energi primer nasional namun telah lama menderita kekurangan pasokan tenaga listrik, yaitu Sumatra dan Kalimantan, PLN mempunyai kebijakan untuk membolehkan rencana reserve margin yang sangat besar, yaitu hingga 80%. Kebijakan ini diambil dengan pertimbangan pelaksanaan proyek-proyek pembangkit di Kalimantan dan Sumatera, terutama proyek IPP, seringkali mengalami keterlambatan, pembangkit existing telah mengalami derating yang cukup besar dan adanya keyakinan bahwa tersedianya tenaga listrik yang banyak di Sumatera dan Kalimantan akan memicu tumbuhnya demand listrik yang jauh lebih cepat9. Untuk mengantisipasi terjadinya kelebihan pasokan pada sistem kelistrikan tertentu yang reserve marginnya direncanakan sangat tinggi, PLN akan memonitor progres implementasi proyek pembangkit dari tahun ke tahun. Apabila progres fisik proyek pembangkit berjalan baik, maka PLN akan mengimbanginya dengan mitigasi tertentu. Mitigasi tersebut misalnya pemasaran agresif untuk menyeimbangkan penjualan dengan pasokan, memastikan interkoneksi dengan sistem kelistrikan lain sehingga dapat dilakukan power exchange, dan menunda jadwal proyek-proyek pembangkitan berikutnya. Pemilihan lokasi kandidat pembangkit dilakukan dengan mempertimbangkan ketersediaan sumber energi primer setempat atau kemudahan pasokan energi primer, kedekatan dengan pusat beban, prinsip regional balance¸ topologi

8

Fixed plant adalah kandidat pembangkit yang langsung dijadwalkan pada tahun tertentu tanpa menjalani proses optimisasi keekonomian. 9 PLN meyakini bahwa demand listrik di daerah yang telah lama mengalami pemadaman merupakan demand yang tertekan (suppressed demand) dan tidak dapat diproyeksi hanya dengan metoda regresi berdasar data historis. 14

RUPTL 2011- 2020

jaringan transmisi yang dikehendaki, kendala pada sistem transmisi10, dan kendala-kendala teknis, lingkungan dan sosial11. Pembangkit berbahan bakar minyak hanya direncanakan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit beban puncak. Namun pembangkit beban puncak tetap mengutamakan pembangkit non-BBM, seperti pumped storage, PLTA peaking dengan reservoir atau pembangkit berbahan bakar compressed natual gas (CNG), mini LNG, atau LNG. Proyek PLTGU berbahan bakar gas lapangan (gas pipa) hanya direncanakan apabila terdapat kepastian pasokan gas. Dalam hal tidak tersedia pasokan gas lapangan, maka PLTGU sebagai pembangkit medium (pemikul beban menengah) menjadi tidak dapat direncanakan. Konsekuensinya sebagian pembangkit beban dasar, yaitu PLTU batubara, dapat dioperasikan sebagai pemikul beban menengah dengan capacity factor yang relatif rendah, walaupun untuk fungsi tersebut PLTU batubara perlu dibantu oleh pembangkit jenis lain yang mempunyai ramping rate12 tinggi seperti PLTG. Pengembangan PLTU batubara skala kecil dan PLTGB (pembangkit listrik tenaga gasifikasi batubara) skala kecil merupakan program untuk menggantikan pembangkit listrik berbahan-bakar BBM pada sistem isolated skala kecil yang belum dapat dilayani melalui grid extension dalam waktu cukup dekat. PLTU atau PLTGB dapat dikembangkan oleh PLN atau swasta. Untuk sistem kelistrikan Jawa-Bali, PLN telah merencanakan PLTU batubara kelas 1.000 MW dengan teknologi ultra super critical13 untuk memperoleh efisiensi yang lebih baik dan emisi CO2 yang lebih rendah. Penggunaan ukuran unit sebesar ini juga dimaksudkan untuk memperoleh manfaat dari economies of scale dan didorong oleh semakin sulitnya memperoleh lahan untuk membangun pusat pembangkit skala besar di pulau Jawa. Pertimbangan

10

Pembebanan lebih, tegangan rendah, arus hubung singkat terlalu tinggi, stabilitas tidak baik. Antara lain kondisi tanah, bathymetry, hutan lindung, pemukiman. 12 Ramping rate adalah kemampuan pembangkit dalam mengubah outputnya, dinyatakan dalam % per menit, atau MW per menit. 13 PLTU ultra super critical merupakan jenis clean coal technology (CCT) yang telah matang secara komersial. Jenis CCT lainnya, yaitu Integrated Gassification Combined Cycle (IGCC) diperkirakan baru akan matang secara komersial setelah tahun 2024. 11

RUPTL 2011- 2020

15

lainnya adalah ukuran sistem Jawa Bali telah mengakomodasi unit pembangkit kelas 1.000 MW.

cukup

besar

untuk

Secara umum pemilihan lokasi pembangkit diupayakan memenuhi prinsip regional balance. Regional balance adalah situasi dimana kebutuhan listrik suatu region dipenuhi sebagian besar oleh pembangkit yang berada di region tersebut dan tidak banyak tergantung pada pasokan daya dari region lain melalui saluran transmisi interkoneksi. Dengan prinsip ini, kebutuhan transmisi interkoneksi antar region akan minimal. Namun demikian kebijakan regional balance ini tidak membatasi PLN dalam mengembangkan pembangkit di suatu lokasi dan mengirim energinya ke pusat beban melalui transmisi, sepanjang hal tersebut layak secara teknis dan ekonomis. Hal ini tercermin dari adanya rencana untuk mengembangkan PLTU mulut tambang skala besar di Sumatra Selatan dan menyalurkan sebagian besar energi listriknya ke pulau Jawa melalui transmisi arus searah tegangan tinggi (high voltage direct current transmission atau HVDC)14. Situasi yang sama juga terjadi di sistem Sumatera, dimana sumber daya energi (batubara, panas bumi dan gas) lebih banyak tersedia di Sumbagsel, sehingga di wilayah ini banyak direncanakan PLTU batubara dan PLTP yang sebagian energinya akan ditransfer ke Sumbagut. Kepemilikan proyek-proyek pembangkitan yang direncanakan dalam RUPTL disesuaikan dengan kemampuan pendanaan PLN. Mengingat kebutuhan investasi sektor ketenagalistrikan yang sangat besar, PLN tidak dapat secara sendirian membangun seluruh kebutuhan pembangkit baru. Dengan demikian sebagian proyek pembangkit akan dilakukan oleh listrik swasta sebagai independent power producer (IPP). Berikut ini kebijakan PLN dalam mengalokasikan ownership proyek kelistrikan: − PLTU batubara: Direncanakan sebagai proyek PLN apabila PLN telah mendapat indikasi pendanaan dari lender, atau ditugaskan oleh pemerintah sebagai proyek PLN. Untuk proyek-proyek yang jadwalnya masih cukup lama dan belum ditetapkan kepemilikannya, untuk sementara dimasukkan dalam kelompok proyek PLN. − PLTA dan pumped storage diupayakan menjadi proyek PLN.

14

Persyaratan untuk melaksanakan proyek interkoneksi Sumatera – Jawa ini adalah kebutuhan listrik di seluruh wilayah Sumatera telah terpenuhi dengan cukup. 16

RUPTL 2011- 2020

− PLTG direncanakan sebagai proyek PLN. − PLTGU gas direncanakan sebagai proyek PLN apabila telah ada indikasi pendanaan (dan ada kepastian pasokan gas). PLTGU gas juga direncanakan sebagai proyek PLN jika proyek tersebut merupakan pengembangan dari PLTG milik PLN (proyek add-on). − PLTP: Sesuai dengan peraturan dan perundangan di sektor panas bumi, pengembangan PLTP pada umumnya didorong untuk dikembangkan oleh swasta dengan proses pemenangan WKP dilakukan melalui tender oleh Pemda sebagai total project15. Sedangkan potensi panas bumi yang WKPnya dimiliki oleh Pertamina berdasar regulasi terdahulu, Pertamina dan PLN dapat bekerja sama mengembangkan PLTP16. Beberapa WKP PLTP di Indonesia Timur yang dimiliki PLN akan dikembangkan sepenuhnya sebagai proyek PLN.

1.10

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN TRANSMISI

Pengembangan saluran transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya keseimbangan antara kapasitas pembangkitan di sisi hulu dan permintaan daya pada distribusi di sisi hilir secara efisien dengan kriteria keandalan tertentu. Disamping itu pengembangan saluran transmisi juga dimaksudkan sebagai usaha untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi. Pengembangan transmisi pada dasarnya dikembangkan oleh PLN, kecuali beberapa transmisi terkait dengan IPP yang sesuai kontrak PPA dilaksanakan oleh pengembang IPP. Namun demikian, terbuka opsi proyek transmisi untuk dapat dilaksanakan oleh swasta dengan skema bisnis tertentu misalnya build lease transfer (BLT)17. Opsi tersebut dibuka atas dasar pertimbangan

15

Total project PLTP adalah proyek dimana sisi hulu (uap) dan hilir (pembangkit listrik) dikerjakan oleh pengembang dan PLN hanya membeli listrik dengan PPA. 16 Yaitu Pertamina mengembangkan sisi hulu dan PLN membangun power plant, atau Pertamina mengembangkan PLTP sebagai total project dan PLN membeli listriknya. 17 Skema BLT (build lease transfer) adalah transmisi dibangun dan didanai oleh swasta, termasuk pembebasan lahan dan perizinan ROW, dan PLN mengoperasikan serta membayar sewa sesuai tarif yang disepakati dan setelah periode waktu tertentu aset transmisi akan ditransfer menjadi milik PLN. RUPTL 2011- 2020

17

keterbatasan kemampuan pendanaan investasi PLN dan pertimbangan perusahaan swasta dapat lebih fleksibel dalam hal mengurus perizinan dan pembebasan lahan. Sejalan dengan kebijakan pengembangan pembangkitan untuk mentransfer energi listrik dari wilayah yang mempunyai sumber energi primer tinggi ke wilayah lain yang mempunyai sumber energi primer terbatas, maka sistem Sumatera yang pada saat ini tengah berkembang pesat memerlukan jaringan interkoneksi utama (backbone) yang kuat mengingat jarak geografis yang sangat luas. Sebagai dampak dari kebijakan tersebut dalam RUPTL ini direncanakan pembangunan jaringan interkoneksi dengan tegangan 275 kV AC pada tahap awal di koridor barat Sumatera dan tegangan 500 kV AC pada saat diperlukan di koridor timur Sumatera, yaitu mulai tahun 2018. Pembangunan interkoneksi point-to-point jarak jauh, melalui laut dan berkapasitas besar memerlukan teknologi transmisi daya arus searah (HVDC). Kebijakan PLN dalam memilih tegangan transmisi HVDC adalah mengadopsi tegangan yang banyak digunakan di negara lain, yaitu 500 kV DC dan 250 kV DC18. Kebijakan utama lainnya adalah pembangunan sistem transmisi dilaksanakan dengan mempertimbangkan pertumbuhan beban hingga 10 tahun ke depan. Pada jaringan yang memasok ibukota negara direncanakan looping antar subsistem dengan pola operasi terpisah untuk meningkatkan keandalan pasokan. Pada saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteria keandalan N – 1 akan dilaksanakan reconductoring dan uprating. Perluasan jaringan transmisi dari grid yang telah ada untuk menjangkau sistem isolated yang masih dilayani PLTD BBM (grid extension) dilaksanakan dengan mempertimbangkan aspek ekonomi dan teknis. Penentuan lokasi GI dilakukan dengan mempertimbangkan keekonomian biaya pembangunan fasilitas sistem transmisi tegangan tinggi, biaya pembebasan tanah, biaya pembangunan fasilitas sistem distribusi tegangan menengah dan

18

Berbeda dengan teknologi HVAC yang mempunyai standar tegangan internasional dan nasional, teknologi HVDC tidak mempunyai standar tegangan. Pemilihan tegangan HVDC disesuaikan dengan kapasitas daya yang akan disalurkan dan kelas kabel (kabel laut) yang banyak digunakan di dunia, misalnya 500 kV DC (India, Kanada), 250 kV DC (Jepang, Swedia). 18

RUPTL 2011- 2020

harus disepakati bersama oleh unit pengelola sistem distribusi dan unit pengelola sistem transmisi. Pemilihan teknologi seperti jenis menara transmisi, penggunaan tiang, jenis saluran (saluran udara, kabel bawah tanah, kabel laut) dan perlengkapannya (pemutus, pengukuran dan proteksi) mempertimbangkan aspek keekonomian jangka panjang, dan pencapaian tingkat mutu pelayanan yang lebih baik, dengan memenuhi standar SNI, SPLN atau standar internasional yang berlaku. Kebijakan lebih rinci mengenai pengembangan transmisi adalah sebagai berikut: a. Jumlah unit trafo yang dapat dipasang pada suatu GI dibatasi oleh ketersediaan lahan, kapasitas transmisi dan jumlah penyulang keluar yang dapat ditampung oleh GI tersebut. Dengan kriteria tersebut suatu GI dapat mempunyai 3 atau lebih unit trafo. Sebuah GI baru diperlukan jika GI-GI terdekat yang ada tidak dapat menampung pertumbuhan beban lagi karena keterbatasan tersebut. b. Pengembangan GI baru juga dimaksudkan untuk mendapatkan tegangan yang baik di ujung jaringan tegangan menengah. c. Trafo daya (TT/TM) pada dasarnya direncanakan mempunyai kapasitas sampai dengan 60 MVA, namun dalam situasi khusus seperti pasokan untuk konsumen besar dan daerah padat beban dapat digunakan unit size hingga 100 MVA. d. Trafo IBT GITET (500/150 kV dan 275/150 kV) dapat dipasang hingga 4 unit per GITET dengan pola operasi terpisah dengan 2 unit per sub-sistem. e. Spare trafo IBT 1 fasa disediakan per lokasi untuk GITET jenis GIS, dan 1 fasa per tipe per propinsi untuk GITET jenis konvensional.

1.11

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN DISTRIBUSI

Fokus pengembangan dan investasi sistem distribusi secara umum diarahkan pada 4 hal, yaitu: perbaikan tegangan pelayanan, perbaikan SAIDI dan SAIFI, penurunan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua. Kegiatan berikutnya adalah investasi perluasan jaringan untuk melayani pertumbuhan dan perbaikan sarana pelayanan.

RUPTL 2011- 2020

19

Pemilihan teknologi seperti jenis tiang (beton, besi atau kayu), jenis saluran (saluran udara, kabel bawah tanah), sistem jaringan (radial, loop atau spindle), perlengkapan (menggunakan recloser atau tidak), termasuk penggunaan tegangan 70 kV sebagai saluran distribusi ke pelanggan besar, ditentukan oleh manajemen unit melalui analisis dan pertimbangan keekonomian jangka panjang dan pencapaian tingkat mutu pelayanan yang lebih baik, dengan tetap memenuhi standard SNI atau SPLN yang berlaku.

1.12

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN LISTRIK PERDESAAN

Pembangunan listrik perdesaan merupakan penugasan Pemerintah kepada PLN untuk melistriki masyarakat perdesaan yang pendanaannya diperoleh dari APBN, dan diutamakan pada provinsi dengan rasio elektrifikasi yang masih rendah. Kebijakan yang diambil oleh Direktorat Jendral Ketenagalistrikan (DJK) dan PLN dalam pembangunan listrik desa untuk menunjang rasio elektrifikasi 80% dan desa berlistrik 98,9% di tahun 2014 sesuai Rencana Pembangunan Jangka Menengah (RPJM) Departemen ESDM 2010-2014 adalah: •

Pembangunan jalur keluar jaringan distribusi untuk mendukung evakuasi daya dari proyek GI Baru atau Extension Trafo GI yang pendanaannya diperoleh dari APBN.

•

Pembangunan jalur keluar jaringan distribusi untuk mendukung evakuasi daya dari proyek PLTU skala kecil tersebar dan pembangkit mikro / mini tenaga air yang pendanaannya diperoleh dari APBN.

•

Pembangunan jalur keluar jaringan distribusi untuk mendukung evakuasi daya dari proyek PLTU skala kecil tersebar yang pendanaannya dari APLN, dengan catatan jalur keluar jaringan distribusi tersebut belum disediakan dari APLN.

•

Melistriki desa baru maupun desa lama yang sebagian dari dusun tersebut belum berlistrik, daerah terpencil dan daerah perbatasan.

•

Dimungkinkan pemasangan Load Break Switch untuk menunjang perbaikan keandalan jaringan tegangan menengah dan tiang 14 meter serta konduktor 240 mm2 untuk mengantisipasi kebutuhan pengembangan sistem.

•

Dimungkinkan pengadaan hybrid PLTSurya & hybrid PLTBayu yang sistemnya terhubung dengan grid PLN.

20

RUPTL 2011- 2020

•

Melaksanakan program listrik murah dengan target masyarakat nelayan, daerah tertinggal dan akselerasi rasio elektrifikasi di provinsi Papua, Papua Barat, NTB, dan NTT.

1.13

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN ENERGI BARU DAN TERBARUKAN

Sejalan dengan kebijakan pemerintah untuk memanfaatkan energi baru dan terbarukan (EBT) sebagaimana dimaksud dalam Peraturan Presiden No. 5 tahun 2006 mengenai Kebijakan Energi Nasional, PLN mempunyai kebijakan untuk memprioritaskan pengembangan panas bumi dan tenaga air. Kedua jenis energi baru ini dapat masuk ke sistem tenaga listrik kapan saja mereka siap, walaupun dengan tetap memperhatikan kebutuhan demand dan adanya rencana pembangkit yang lain. Namun kebijakan ini tidak membatasi PLN untuk merencanakan sebuah proyek PLTA tanpa menganut prinsip demand driven19 demi mencapai suatu tujuan khusus tertentu, walaupun hal ini hanya dilakukan secara sangat terbatas dan selektif. Dalam konteks ini PLN merencanakan pembangunan PLTA Baliem berkapasitas 50 MW20 untuk melistriki 7 kabupaten baru di dataran tinggi Pegunungan Tengah yang sama sekali belum memiliki listrik. Proyek ini diharapkan akan mendorong kegiatan ekonomi di daerah tersebut untuk pengolahan sumber daya alam sejalan dengan tujuan MP3EI di koridor Papua – Maluku. Dari kebijakan tersebut PLN dalam RUPTL ini merencanakan pengembangan panas bumi yang sangat besar, pembangkit tenaga air skala besar, menengah dan kecil serta EBT skala kecil tersebar berupa PLTS (tenaga surya), PLTB (tenaga angin), biomassa, biofuel dan gasifikasi batubara (energi baru). PLN juga mendorong penelitian dan pengembangan EBT lain seperti thermal solar power, arus laut, OTEC (ocean thermal energy conversion), dan fuel cell. Khusus mengenai PLTS, PLN mempunyai kebijakan untuk mengembangkan centralized PV secara besar-besaran untuk melistriki banyak komunitas terpencil yang jauh dari grid pada daerah tertinggal, pulau-pulau terdepan yang

19

Demand driven adalah sebuah pendekatan perencanaan yang mensyaratkan adanya jaminan demand listrik yang cukup untuk menjustifikasi kelayakan sebuah proyek pembangkit.

20

Dapat dikembangkan menjadi 100 MW.

RUPTL 2011- 2020

21

berbatasan dengan negara tetangga dan pulau-pulau terluar lainnya, terutama di wilayah Indonesia Timur. Pemanfaatan EBT seperti ini tidak selalu berbasis keekonomian, namun lebih didorong oleh semangat PLN untuk memberikan kesempatan kepada masyarakat terpencil untuk memperoleh akses ke tenaga listrik lebih cepat.

22

RUPTL 2011- 2020

BAB III KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI 3.1 PENJUALAN TENAGA LISTRIK Penjualan tenaga listrik pada lima tahun terakhir tumbuh rata-rata 6,8% per tahun sebagaimana dapat dilihat pada tabel 3.1. Tabel 3. 1 Penjualan Tenaga Listrik PLN (TWh) Wilayah

2006

2007

2008

2009

Indonesia

111,48

119,97

127,63

133,11

145,66

5,08

7,62

6,38

9,42

10,66

89,04

95,62

100,77

104,11

113,40

4,28

7,39

5,39

3,31

8,92

13,61

14,69

16,44

17,62

19,67

9,33

7,92

11,87

7,22

11,63

3,64

3,92

4,24

4,65

5,13

4,59

7,63

8,15

9,56

10.32

3,57

3,93

4,22

4,59

5,08

7,64

10,21

7,30

8,77

10,68

1,61

1,81

1,96

2,15

2,38

10,81

12,27

8,33

9,91

10,7

Growth (%) Jawa - Bali Growth (%) Sumatera Growth (%) Kalimantan Growth (%) Sulawesi Growth (%) Indonesia Bagian Timur Growth (%)

2010

Rata-rata

6,6

5,9

9,59

8,0

8,7

10,47

Pada Tabel 3.1 dapat dilihat bahwa pertumbuhan penjualan di Jawa Bali relatif lebih rendah daripada pertumbuhan di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi dan Indonesia bagian timur. Pertumbuhan penjualan yang rendah di Jawa Bali pada tahun 2006 disebabkan oleh adanya pengendalian penjualan akibat keterbatasan kapasitas pembangkit pada tahun tersebut21. Selanjutnya pada tahun 2008 mulai terjadi krisis finansial global hingga akhir tahun 2009 yang menyebabkan penjualan tenaga listrik tahun 2009 hanya tumbuh 3,31%. Penjualan tenaga listrik di Sumatera tumbuh jauh lebih tinggi, yaitu rata-rata 9,59% per tahun. Pertumbuhan ini tidak seimbang dengan penambahan kapasitas pembangkit yang hanya tumbuh rata-rata 5,2% per tahun, sehingga

21

Tidak ada tambahan pembangkit baru pada tahun 2005.

RUPTL 2011- 2020

23

di banyak daerah terjadi krisis daya yang kronis hingga tahun 2009 dan diatasi dengan sewa pembangkit sepanjang tahun 2010. Penjualan tenaga listrik di Kalimantan tumbuh rata-rata 8,0% per tahun, sedangkan penambahan kapasitas pembangkit rata-rata hanya 1% per tahun, sehingga di banyak daerah terjadi krisis daya dan penjualan dibatasi. Penjualan tenaga listrik di Sulawesi tumbuh rata-rata 8,7% per tahun, sementara penambahan kapasitas pembangkit rata-rata hanya 2,7% per tahun. Hal ini telah mengakibatkan krisis penyediaan tenaga listrik yang cukup parah hingga tahun 2009 khususnya di Sulawesi Selatan, dan pada tahun 2010 diatasi dengan sewa pembangkit. Hal yang sama terjadi di daerah Indonesia Timur lainnya, yaitu Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara. Pertumbuhan di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi dan Indonesia Timur diperkirakan masih berpotensi untuk meningkat lebih tinggi karena daftar tunggu yang tinggi akibat keterbatasan pasokan dan rasio elektrifikasi yang masih rendah. Sedangkan pertumbuhan di Jawa pulih kembali dari dampak krisis keuangan global mulai tahun 2010.

3.1.1 Jumlah Pelanggan Realisasi jumlah pelanggan selama tahun 2006 – 2010 mengalami peningkatan dari 35,6 juta menjadi 42,2 juta atau bertambah rata-rata 1,65 juta tiap tahunnya. Penambahan pelanggan terbesar masih terjadi pada sektor rumah tangga, yaitu rata-rata 1,5 juta per tahun, diikuti sektor bisnis dengan rata-rata 61 ribu pelanggan per tahun, sektor publik rata-rata 55 ribu pelanggan per tahun, dan terakhir sektor industri rata-rata 550 pelanggan per tahun. Tabel 3.2 menunjukkan perkembangan jumlah pelanggan PLN menurut sektor pelanggan dalam lima tahun terakhir. Tabel 3. 2 Perkembangan Jumlah Pelanggan [Ribu Unit] Jenis Pelanggan

2006

2007

2008

2009

2010

32,954.5

34,508.1

35,835.1

36,897.0

39,108.5

1,633.1

1,585.1

1,687.3

1,770.4

1,877.6

Publik

928.4

988.8

1,052.2

1,164.7

1,147.8

Industri

46.2

46.6

46.3

47.6

48.4

35,562.2

37,128.6

38,621.3

39,879.7

42,182.4

Rumah Tangga Komersial

Total

24

RUPTL 2011- 2020

3.1.2

Rasio Elektrifikasi

Rasio elektrifikasi didefinisikan sebagai jumlah rumah tangga yang sudah berlistrik dibagi dengan jumlah rumah tangga yang ada. Perkembangan rasio elektrifikasi secara nasional dari tahun ke tahun mengalami kenaikan, yaitu dari 59,0% pada tahun 2006 menjadi 66,51% pada tahun 2010. Pada periode tersebut kenaikan rasio elektrifikasi pada wilayah-wilayah Jawa-Bali, Sumatera, Kalimantan, Sulawesi dan pulau lainnya diperlihatkan pada Tabel 3.3. Tabel 3.3 Perkembangan Rasio Elektrifikasi (%) Wilayah

2006

2007

2008

2009

2010*)

Indonesia

59,0

60,8

62,3

65,0

67,5

Jawa-Bali

63,9

66,3

68,0

69,8

71,4

Sumatra

57,2

56,8

60,2

60,9

67,1

Kalimantan

54,7

54,5

53,9

55,1

62,3

Sulawesi

53,2

53,6

54,1

54,4

62,7

Indonesia Bag Timur

30,6

30,6

30,6

31,8

35,7

*)Termasuk pelanggan non PLN

Pada tabel tersebut terlihat bahwa terjadi pertumbuhan rasio elektrifikasi yang tidak merata pada masing-masing daerah, dengan rincian sebagai berikut: •

Sumatera: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan paling tinggi, yaitu sekitar 2,3% per tahun.

•

Sulawesi: pertumbuhan rasio elektrifikasinya tertinggi setelah Sumatera, yaitu sekitar 1,9% per tahun. Rasio elektrifikasi naik cukup tajam pada tahun 2010 karena adanya pembangkit sewa dan berjalannya program ’GRASSS’22 yang diadakan dalam beberapa tahap.

•

Jawa Bali: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan sekitar 1,7% per tahun.

•

Kalimantan: rasio elektrifikasi mengalami kenaikan cukup signifikan mulai tahun 2009 karena teratasinya masalah pembangkitan dengan adanya beberapa pembangkit sewa, dan program GRASSS pada tahun 2010.

22

GRASSS: Gerakan sehari sejuta sambungan

RUPTL 2011- 2020

25

•

Indonesia bagian timur: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan yang paling rendah, yaitu hanya 1,1% per tahun. Hal ini disebabkan oleh keterbatasan kemampuan pembangkit dan situasi geografis yang tersebar.

3.1.3 Pertumbuhan Beban Puncak Pertumbuhan beban puncak sistem Jawa Bali dalam 5 tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 3.4. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa beban puncak tumbuh relatif rendah, yaitu rata-rata 4,12%, dengan load factor cenderung meningkat, hal ini dicerminkan juga oleh pertumbuhan energi yang relatif tinggi, yaitu rata-rata 6,8% (lihat tabel 3.1). Perbaikan load factor terjadi karena adanya kebijakan pembatasan penggunaan daya pada saat beban puncak pada konsumen besar dan penerapan tarif multiguna untuk mengendalikan pelanggan baru23. Tabel 3. 4 Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa Bali 2006 – 2010 Deskripsi

Satuan

2006

2007

2008

2009

2010

Kapasitas Pembangkit

MW

22.126

22.236

22.296

22.906

23.206

Daya Mampu Beban Puncak Bruto

MW MW

17.960 15.954

20.309 16.840

20.369 16.892

21.784 17.835

21.596 18.756

Beban Puncak Netto

MW

15.396

16.251

16.301

17.211

18.100

Pertumbuhan

%

3,9

5,6

0,3

5,6

5,2

Faktor Beban

%

75

76

78,7

77,7

79,5

Informasi mengenai pertumbuhan beban puncak 5 tahun terakhir untuk sistem kelistrikan di luar Jawa Bali tidak dapat disajikan seperti diatas karena sistem kelistrikan di luar Jawa Bali masih terdiri dari beberapa subsistem yang beban puncaknya non coincident.

3.2 KONDISI SISTEM PEMBANGKITAN Pada tahun 2010 kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP di Indonesia adalah 30.908 MW yang terdiri dari 23.206 MW di sistem Jawa-Bali dan 7.702 MW di sistem-sistem kelistrikan Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur.

23

Kebijakan pembatasan beban puncak ditiadakan dengan berlakunya TDL 2010

26

RUPTL 2011- 2020

3.2.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur Kapasitas terpasang pembangkit milik PLN dan IPP yang tersebar di sistemsistem Indonesia Barat dan Indonesia Timur pada saat ini adalah 7.702 MW dengan perincian ditunjukkan pada Tabel 3.5. Kapasitas pembangkit tersebut sudah termasuk IPP dengan kapasitas 792 MW. Walaupun kapasitas terpasang pembangkit adalah 7.702 MW, kemampuan netto dari pembangkit tersebut lebih rendah dari angka tersebut karena banyak PLTD (1600 MW) yang telah berusia lebih dari 10 tahun dan mengalami derating24. Tabel 3.5 Kapasitas Terpasang Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MW) Tahun 2010 PLN PROVINSI

NAD Sumatera Utara

PLTG

PLTGU

MW

MW

MW

PLTU PLTA/M MW

MW

PLTP MW

MW

MW

205

-

-

-

2

-

207

53

411

818

490

140

-

1,912

MW

-

2102 492

38

-

-

200

254

-

492

-

Riau

90

43

-

-

114

-

247

-

-

-

-

-

-

124

124

207

190

Sumatera Barat

Kep. Riau

247 124

Bengkulu

17

-

-

-

236

-

253

-

253

Sumatera Selatan

43

230

-

285

-

-

558

268

825

Jambi

43

62

-

-

-

-

105

-

105

Bangka Belitung

89

-

-

-

-

-

89

-

89

Lampung

96

21

-

200

122

-

439

-

439

Kalimantan Barat

217

34

-

-

0

-

251

-

251

Kalimantan Selatan

134

21

-

130

30

-

315

-

315

Kalimantan Tengah

-

-

-

-

-

78

Kalimantan Timur

247

40

60

-

-

-

347

Sulawesi Utara

114

-

-

-

54

60

228

58

-

-

-

1

-

59

Sulawesi Tengah

113

-

-

-

6

-

Sulawesi Selatan

103

149 -

Gorontalo

Sulawesi Barat Sulawesi Tenggara Maluku Maluku Utara Papua Papua Barat Nusa Tenggara Bara Nusa Tenggara Timu TOTAL

24

PLTD

Kapasitas Kapasitas Kapasitas Total Total Total PLN IPP PLN+IPP

78

-

78

45

392

3

231

119

31

150

-

400

255

655

-

8

-

8

-

76

-

76 105

-

59

123

-

25

8

-

-

-

75

-

-

-

105

-

-

-

-

-

105

-

76

-

-

-

-

-

76

-

76

119

-

-

-

-

121

-

121

1

2

42

-

-

-

2

-

44

-

44

139

-

-

-

1

-

140

-

140

117 2,543

-

-

985

878

1,330

1 1,114

60

118 6,910

792

18 7,702

Daya mampu pembangkit diperkirakan sekitar 75% dari kapasitas terpasang.

RUPTL 2011- 2020

27

Beban puncak sistem kelistrikan Indonesia Barat dan Indonesia Timur mencapai 6.800 MW pada tahun 2010. Jika beban puncak dibandingkan dengan daya mampu pembangkit pada saat ini dan apabila menerapkan kriteria cadangan 35%, maka diperkirakan terjadi kekurangan sekitar 1.000 MW. Untuk menanggulangi kekurangan pembangkit tersebut, hampir seluruh unit usaha PLN telah melakukan sewa pembangkit. Kapasitas pembangkit sewa yang ada di Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur pada tahun 2010 mencapai 1.833 MW. Tabel 3. 6 Daftar Sewa Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MW) tahun 2010 No

PLN Wilayah

Kapasitas (MW)

1

Babel

2

Kalbar

3

Kalselteng

4

Kaltim

5

Kitsumbagsel

250

6

Kitsumbagut

108

7

Maluku

8

NAD

122

9

NTB

147

10

NTT

58.85

11

Papua

12

Riau dan Kepri

13

S2JB

14

Sulselrabar

15

Suluttenggo

107

16

Sumbar

11.9

Jumlah

43 112.5 85 138.35

78

90.3 158.5 34 289

1833.4

3.2.2 Wilayah Operasi Jawa Bali Kapasitas pembangkit baru yang masuk ke sistem Jawa-Bali pada tahun 2010 adalah PLTU Labuan unit 2 (300 MW). Dengan terus meningkatnya beban puncak sistem Jawa Bali dan tambahan pembangkit baru yang hanya 300 MW karena terlambatnya proyek FTP-1, reserve margin pada akhir tahun 2010 menipis menjadi hanya 24%. Reserve margin yang rendah tersebut berlanjut ke awal tahun 2011 dan dan pada saat yang sama terjadi kondisi luar biasa pada

28

RUPTL 2011- 2020

pengoperasian PLTA di Jawa Barat25, sehingga telah terjadi beberapa kali defisit pasokan listrik yang menyebabkan pemadaman di Jawa Bali. Rincian kapasitas pembangkit sistem Jawa-Bali berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya dapat dilihat pada Tabel 3.7. Tabel 3. 7 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Jawa-Bali Tahun 2010 No.

Jenis Pembangkit

IP

PJB

PLN

Jumlah

IPP MW

1

PLTA

2

PLTU Batubara

1.103

1.283

3.4

800

BBG/BBM BBM 3

150

2.536

10.9

3.05

9.17

39.5

1

4.3

500

2.2

4.507

19.4

2.136

9.2

1 500

PLTGU BBG/BBM BBM

4

1.92

%

1.18

2.587

1.496

640

740

PLTG BBG/BBM BBM

40

62

806

320

5

PLTD

76

6

PLTP

360

Jumlah

8.961

6.692

150 858

3.518

252

1.1

1.984

8.5

76

0.3

575

1.045

4.5

4.035

23.206

100

3.3 KONDISI SISTEM TRANSMISI 3.3.1 Sistem Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Timur Sistem penyaluran di Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Timur dalam kurun waktu 5 tahun terakhir menunjukkan perkembangan yang cukup berarti terutama di sistem Sumatera, Kalimantan dan Sulawesi dengan selesainya beberapa proyek transmisi. Sedangkan pulau lainnya, yaitu Nusa Tenggara Timur, Maluku, dan Papua belum memiliki saluran transmisi. Pembangunan gardu induk meningkat rata-rata 9,7% per tahun dalam periode 2006 – 2010, dimana kapasitas terpasang gardu induk pada tahun 2006 sekitar 7.645 MVA meningkat menjadi 11.065 MVA pada tahun 2010.

25

Seluruh PLTA besar di DAS Citarum, yaitu Saguling (700 MW), Cirata (1000 MW) dan Jatiluhur

(150 MW) mempunyai DMA (Duga Muka Air) yang jauh lebih rendah dari perkiraan tahun paling kering.

RUPTL 2011- 2020

29

Pada Tabel 3.8 diperlihatkan perkembangan kapasitas trafo pada gardu induk di sistem Indonesia Barat dan Indonesia Timur selama 5 tahun terakhir. Tabel 3. 8 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (MVA) Region

2006

2007

2008

2009

2010

Sumatra 275/150 kV

160

160

160

160

160

4.419

4.474

4.804

5.17

5.92

360

360

360

350

335

1.094

1.174

1.174

1.383

1.453

70/20 kV

157

157

157

153

187

150/20 kV

923

1.045

1.074

1.064

1.064

70/20 kV

532

546

606

546

560

275/150 kV

160

160

160

160

160

150/20 kV

6.436

6.693

7.052

7.597

9.823

70/20 kV

1.049

1.063

1.018

1.138

1.082

150/20 kV 70/20 kV Kalimantan 150/20 kV

Sulawesi

Sub-Total

Tabel 3. 9 Perkembangan Saluran Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur (kms) Region

2006

2007

2008

2009

2010

Sumatra 275 kV

-

781

781

1.011

1.011

150 kV

8.521

7.739

8.423

8.221

8.224

310

334

334

334

331

1.264

1.305

1.429

1.429

1.567

123

123

123

123

123

70 kV Kalimantan 150 kV 70 kV Sulawesi

1.769

1.839

1.957

1.957

2304

70 kV

505

505

505

519

832

275 kV

-

781

781

1.011

1.011

10.884

11.509

11.657

12.253

150 kV

Sub-Total

150 kV 70 kV Total

30

11.554 938

962

962

976

1.287

12.492

12.627

13.252

13.594

14551

RUPTL 2011- 2020

Tabel 3.9 menunjukkan bahwa pembangunan sarana transmisi meningkat ratarata 3,9% per tahun dalam kurun waktu 2006-2010, dimana panjang saluran transmisi pada tahun 2006 sekitar 12.492 kms meningkat menjadi 14.551 kms pada tahun 2010.

3.3.2 Sistem Transmisi Jawa Bali Perkembangan kapasitas trafo gardu induk dan sarana penyaluran sistem Jawa Bali untuk 5 tahun terakhir ditunjukkan pada Tabel 3.10 dan Tabel 3.11. Tabel 3. 10 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Sistem Jawa-Bali (x1.000) Level Tegangan

Unit

2006

2007

2008

2009

2010

150/20 kV

MVA

25,30

26,07

26,15

27,08

28,44

70/20 kV

MVA

2,88

2,80

2,75

2,74

2,75

Jumlah

MVA

28,18

28,87

28,90

29,82

31,19

B.Puncak

MW

15,95

16,26

16,31

17,21

18,10

Tabel 3. 11 Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa Bali Unit Level Tegangan

(x1.000)

2006

2007

2008

2009

2010

500 kV

kms

5,05

5,05

5,09

5,11

5,05

150 kV

kms

11,27

11,61

11,85

11,97

12,37

70 kV

kms

3,66

3,58

3,61

3,61

3,61

Dari Tabel 3.11 dapat dilihat bahwa panjang saluran transmisi 70 kV tidak bertambah, bahkan sedikit berkurang karena ditingkatkan (uprated) menjadi 150 kV guna meningkatkan kapasitas, keandalan dan perbaikan kualitas pelayanan ke konsumen. Keseimbangan kapasitas pembangkit dengan kapasitas trafo interbus (IBT) dan trafo GI per sistem tegangan 500 kV, 150 kV dan 70 kV dalam kurun waktu 5 tahun terakhir diperlihatkan oleh Tabel 3.12.

RUPTL 2011- 2020

31

Tabel 3.12 Kapasitas Pembangkit dan Interbus Transformer (IBT) Satuan Level Tegangan

(x1.000)

2006

2007

2008

2009

2010

Kit.Sistem 500 kV

MW

12,97

12,97

12,97

12,97

12,97

Trf. 500/150 kV

MVA

17,00

17,00

17,00

17,50

19,5

Kit. Sistem 150 kV

MW

8,89

8,99

9,01

10,11

10,41

Trf. 150/70 kV

MVA

3,58

3,58

3,58

3,82

3,82

Kit. Sistem 70 kV

MW

0,27

0,27

0,27

0,27

0,27

Trf. 150/20 kV

MVA

25,30

26,07

26,15

26,33

28,44

Trf. 70/20 kV

MVA

2,88

2,80

2,75

2,74

2,75

3.3.3 Penguatan Sistem Transmisi Pemasok Jakarta dan Pulau Bali Pada beberapa tahun terakhir terdapat bottleneck sistem transmisi yang memasok sistem Jakarta dan pulau Bali yang berdampak pada kenaikan biaya operasi dari pembangkit BBM. Beban listrik sistem Jakarta pada tahun 2010 adalah 7.250 MW dan dilayani oleh pembangkit di Muara Karang dan Tanjung Priok yang terhubung ke sistem jaringan tegangan tinggi 150 kV. Sistem 150 kV Jakarta ini juga dipasok oleh sistem transmisi tegangan ekstra tinggi 500 kV melalui interbus transformer (IBT) 500/150 kV di GITET Bekasi, Cawang, Gandul, Depok dan Kembangan. Pembebanan trafo IBT di GITET-GITET tersebut telah melebihi 80%. Untuk mengatasi pembebanan IBT yang tinggi telah dilakukan penambahan IBT di GITET Bekasi-3 (November 2010) dan Gandul-3, Cibatu-4, dan tambahan spare IBT 500/150 kV 166 MVA untuk GITET, Cibatu, Kembangan, Depok, Balaraja dan Cawang. Penambahan IBT di Bekasi dan Gandul dimaksudkan untuk mengurangi pemakaian BBM di Muarakarang dan Priok. Pulau Bali pada beberapa tahun terakhir mengalami defisit daya. Beban puncak tahun 2010 adalah 549 MW, dilayani oleh pembangkit BBM dengan daya mampu 380 MW dan kabel laut Jawa – Bali yang menyalurkan daya 180 MW. Untuk mengatasi kekurangan daya jangka pendek, telah dilakukan sewa pembangkit pada tahun 2010 sebesar 126 MW sehingga kondisi kelistrikan pulau Bali mulai membaik, namun masih belum memenuhi keandalan yang seharusnya. Untuk mengurangi konsumsi BBM di pulau Bali, saat ini sedang dibangun kabel laut sirkit 3,4 Jawa – Bali yang akan beroperasi pada bulan Mei 2012.

32

RUPTL 2011- 2020

3.4 KONDISI SISTEM DISTRIBUSI Berikut ini diberikan perbaikan susut jaringan dan keandalan sistem distribusi pada lima tahun terakhir. 3.4.1 Susut Jaringan Distribusi Realisasi rugi jaringan distribusi PLN mulai tahun 2006 cenderung menurun ke tingkat 7,64% pada tahun 2010 sejalan dengan usaha-usaha menekan susut jaringan seperti terlihat pada Tabel 3.13. Tabel 3. 13 Rugi Jaringan Distribusi (%) 2006

2007

2008

2009

2010

9,18

8,84

8,29

7,93

7,09

Susut Distribusi

3.4.2 Keandalan Pasokan Realisasi keandalan pasokan listrik kepada konsumen yang diukur dengan indikator SAIDI dan SAIFI26 jaringan PLN pada lima tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 3.14. Tabel 3. 14 SAIDI dan SAIFI PLN 2006

2007

2008

2009

2010

SAIDI (jam/pelanggan/tahun)

27,01

28,94

80,90

16,70

7,00

SAIFI (kali/pelanggan/tahun)

13,85

12,77

13,33

10,78

6,85

Gambaran mengenai kondisi kelistrikan saat ini yang lebih detail dapat dilihat pada Lampiran A, B dan C yang menampilkan kondisi kelistrikan per provinsi.

3.5 MASALAH-MASALAH YANG MENDESAK Masalah mendesak yang saat ini dihadapi PLN antara lain upaya memenuhi daerah-daerah yang kekurangan pasokan listrik dan mengganti pembangkit berbahan bakar minyak dengan bahan bakar non minyak serta melistriki daerah yang belum mendapatkan pasokan listrik, termasuk daerah-daerah perbatasan dan terpencil, baik dalam jangka pendek maupun jangka panjang.

26

SAIDI adalah System Average Interruption Duration Index, SAIFI adalah System Average Interruption Frequency Index

RUPTL 2011- 2020

33

3.5.1 Upaya Penanggulangan Jangka Pendek 3.5.1.1

Wilayah Operasi Indonesia Timur dan Indonesia Barat

Kondisi kekurangan pasokan penyediaan tenaga listrik di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur pada dasarnya disebabkan olehh keterlambatan penyelesaian proyek pembangkit tenaga listrik, baik proyek PLN maupun IPP. Kondisi jangka pendek yang perlu diatasi adalah memenuhi kekurangan pasokan dan menggantikan pembangkit BBM existing yang tidak efisien serta menaikkan rasio elektrifikasi secara cepat pada daerah yang elektrifikasinya tertinggal. Tindakan yang telah dilakukan oleh PLN untuk menanggulangi hal tersebut meliputi sewa pembangkit, pembelian PLTG crash program, pembelian energi listrik dari IPP skala kecil, bermitra/kerjasama operasi pembangkit dengan Pemda setempat, pembelian excess power, percepatan pembangunan PLTU batubara PerPres 71/2006, membangun saluran transmisi, mengamankan kontinuitas pasokan energi primer dan memasang beberapa PLTS centralized dan solar home system secara terbatas. Untuk membantu mengatasi permasalahan pasokan listrik, PLN telah membeli semua potensi excess power yang ada, namun jumlahnya masih belum cukup untuk memenuhi kebutuhan, sehingga PLN perlu menambahnya dengan menyewa pembangkit. Sewa pembangkit tersebut dilakukan untuk memenuhi kebutuhan sebagai berikut: (i) memenuhi kekurangan pasokan listrik dalam waktu cepat dan bersifat sementara sebelum pembangkit utama non-BBM beroperasi; (ii) menggantikan pembangkit BBM existing yang tidak efisien dengan PLTD yang mempunyai sfc (specific fuel consumption) lebih baik; (iii) menaikkan rasio elektrifikasi secara cepat pada daerah yang elektrifikasinya tertinggal dan tidak tersedia sumber daya EBT lainnya. Sewa pembangkit tersebut meliputi sewa PLTD MFO/HSD, PLTG gas, PLTMG (gas engine), PLTGB dan PLTU yang dapat tersedia dalam waktu relatif singkat. Tambahan sewa PLTD dan PLTGB/PLTMG yang dilakukan PLN pada tahun 2010 berjumlah 1.396 MW yang terdiri atas 837 MW di Indonesia Barat dan 559 MW di Indonesia Timur. Selanjutnya pada tahun 2011 akan dilakukan tambahan sewa PLTD/PLTGB/PLTMG sebesar 932 MW. Pada tahun 2012 di 34

RUPTL 2011- 2020

Indonesia Barat akan dilakukan penambahan sewa sebesar 578 MW, sedangkan di Indonesia Timur akan ada pengurangan sewa sebesar 211 MW dengan rincian diberikan pada tabel 3.15.

Tabel 3. 15 Rencana Sewa PLTD/PLTGB/PLTMG tahun 2011 dan 2012 No

3.5.1.2

Lokasi Sewa PLTD

Kapasitas (MW) 2011

2012

1

Indonesia Barat

688

578

2

Indonesia Timur

264

- 211

Wilayah Operasi Jawa Bali

Upaya yang dilakukan PLN di Jawa Bali meliputi memenuhi pertumbuhan demand, mengurangi pemakaian BBM dan meningkatkan keandalan.

3.5.2 Masalah Mendesak Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur Hal – hal yang mendesak pada wilayah operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur meliputi antara lain: 3.5.2.1 •

Pembangkitan

Mempercepat pembangunan proyek percepatan PLTU batubara 10.000 MW tahap 1, termasuk tambahan proyek PLTU Riau 2x110 MW27 dan PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan di Kaltim 2x110 MW.

•

Mempercepat pembangunan proyek pembangkit milik PLN lainnya, seperti PLTA Asahan 3 – 174 MW, PLTA Peusangan 86 MW, PLTU Sumut Baru 2x200 MW, PLTG Kaltim (peaking) 2x50 MW, PLTG Bangkanai 4x70 MW (tahun pertama baseload dan tahun berikutnya berubah menjadi peaking), PLTU Takalar 2x100 MW, PLTG Sulsel Baru 2x50 MW, Makassar (peaking)

27

Terjadi perbedaan antara kapasitas pembangkit terkontrak dan kapasitas sesuai PerPres No. 71/2006 jo PerPres 59/2009, yaitu PLTU Riau/Tenayan, PLTU Maluku dan PLTU Kaltim /Muara Jawa/Teluk Balikpapan. Perbedaan kapasitas tersebut memerlukan endorsement dari Kementerian ESDM. RUPTL 2011- 2020

35

1x50 MW dan PLTG Minahasa (peaking) 1x25 MW, PLTU Lombok APBN 1x25 MW dan PLTU Atambua 4x6 MW serta banyak PLTU batubara skala kecil dan PLTGB tersebar di luar Jawa Bali. •

Melaksanakan program sewa PLTU di Indonesia Barat dan Indonesia Timur dengan kapasitas total antara 1.750 MW dan 2.160 MW sebagai upaya mengantisipasi keterlambatan penyelesaian proyek-proyek IPP dan proyekproyek PLTP baik yang dibangun oleh PLN maupun oleh IPP. Proyek PLTU sewa ini diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2013.

•

Mempercepat pengadaan gas untuk memasok PLTGU Belawan 2x400 MW dan tambahan PLTG task force 100 MW tahun 201228.

•

Mempercepat penyelesaian kontrak gas PLTGU Sengkang 180 MW.

•

Mempercapat pengadaan gas untuk kawasan Indonesia Timur, antara lain untuk PLTG Semberah 2x20 MW, PLTG Kaltim (peaking) 2x50 MW, PLTG Kaltim sewa 100 MW, PLTG Sulsel 2x50 MW, PLTG Makassar (peaking) 1x50 MW, dan PLTG Minahasa (peaking) 1x25 MW.

•

Mempercepat pembangunan proyek pembangkit milik IPP, antara lain PLTA Poso 195 MW, PLTU Jeneponto 2x100 MW, PLTU Takalar 2x100 MW, PLTU Kalbar 2x25 MW, PLTU Kaltim 2x100 MW, PLTU Kalsel 2x100 MW, PLTG Senipah 80 MW, PLTU Sulut 2x25 MW, PLTU Sumbawa 2x10 MW, PLTU Sumsel-5 2x150 MW, PLTU Sumsel-6 2x300 MW, dan PLTU Sumsel-7 2x150 MW.

•

Mempercepat pembangunan beberapa proyek PLTP dengan total kapasitas minimal 1.025 MW untuk dapat beroperasi sampai dengan tahun 2015. Proyek-proyek PLTP tersebut diberikan pada tabel 3.16.

28

Opsi pasokan gas ke Belawan adalah regasifikasi di Arun berikut pipa gas ke Belawan, atau FSRU di Belawan dengan sumber LNG dari BP Tangguh. 36

RUPTL 2011- 2020

Tabel 3. 16 Daftar PLTP yang diupayakan beroperasi sampai dengan tahun 2015 No.

NAMA PEMBANGKIT

1

Ulumbu #1,2,3 & 4

2

Tulehu #1 & 2

3

Ulumbu #5 & 6

4

Lahendong 4

KAP. (MW)

DEVELOPER

NTT

4 X 2,5

PLN - TOTAL PROJECT

Maluku

2 X 10

PLN – TOTAL PROJECT

NTT

2 X 2,5

PLN - TOTAL PROJECT

Sulut

1 X 20

PLN (HULU) – PGE (HILIR)

5

Ulubelu #1 & 2

Lampung

2 X 55

PLN (HULU) – PGE (HILIR)

6

Hululais #1 & 2

Sumsel

2 X 55

PLN (HULU) – PGE (HILIR) PLN (HULU) – PGE (HILIR)

7

Sungai Penuh #1 & 2

8

Lumut Balai #1 & 2

9

Ulubelu #3

Jambi

2 X 55

Sumsel

2 X 55

PGE

Lampung

1 X 55

PGE PGE

10

Lahendon #5 & 6

Sulut

2 X 20

11

Karaha Bodas #1

Jabar

1 X 30

PGE

12

Kamojang #5

Jabar

1 X 60

PGE

13

Sarulla #1

Sumut

1 X 110

KONS. MEDCO

14

Dieng #2

Jateng

1 X 55

GEODIPA EN.

15

Patuha #1

Jabar

1 X 60

GEODIPA EN.

16

Wayang Windu #3

Jabar

1 X 120

STAR ENERGY

17

Tangkuban Perahu 2 #1

Jabar

1 X 30

WSS

Jumlah

•

LOKASI

1025

Mempercepat pengadaan pembangkit untuk dapat menyerap gas Jambi Merang sebesar 65 bbtud. Proyek pembangkit tersebut adalah: 1) PLTG Payo Selincah 2x50 MW dengan rencana COD tahun 2011 dan 2012 akan menyerap gas sebesar 25 bbtud. 2) PLTG sewa di Rengat 20 MW yang akan masuk ke sistem 20 kV akan menyerap gas sebesar 4 bbtud. 3) PLTG Duri 100 MW dengan rencana COD tahun 2012 akan menyerap gas sebesar 24 bbtud. 4) Relokasi PLTG ex Jawa 3x20MW dengan rencana COD tahun 2011 dan 2012 akan menyerap gas sebesar 12 bbtud.

•

Merencanakan beberapa kebutuhan pembangkit peaker untuk dapat menyerap potensi gas yang ada, yaitu: 1) PLTG Belawan 400 MW untuk dapat menyerap gas yang berasal dari FSRU LNG Belawan atau regasifikasi LNG di Arun. 2) PLTMG Sei Gelam 90 MW untuk menyerap CNG Sei Gelam sebesar 4,5 bbtud. 3) PLTG/PLTMG Sangeti 80100 MW untuk menyerap gas Sangeti sebesar 6 bbtud, perlu dibangun fasilitas CNG. 4) PLTG/PLTMG Jaka Baring 50-60 MW untuk menyerap CNG Jaka Baring sebesar 3 bbtud. 5) Untuk dapat menyerap gas Jabung sebesar 20-30 bbtud PLN akan membangun PLTG dengan total kapasitas

500 MW

yang

berdasarkan

kebutuhan

sistem

akan

ditempatkan di Riau 200 MW, Jambi 100 MW dan Lampung 200 MW. RUPTL 2011- 2020

37

Untuk itu diperlukan fasilitas mini LNG. 6) PLTG Bangkanai 280 MW untuk menyerap gas Bangkanai 20 bbtud dengan membangun fasilitas CNG di dekat lokasi PLTG, PLTMG Bintuni untuk menyerap gas Tangguh 2 bbtud. 3.5.2.2 •

Transmisi dan Gardu Induk

Mempercepat pembangunan IBT 275/150 kV pada sistem transmisi 275 kV di jalur barat Sumatera (Lahat - Lubuk Linggau – Bangko - Muara Bungo – Kiliranjao).

•

Mempercepat pembangunan transmisi 275 kV Kiliranjao – Payakumbuh – Padang Sidempuan dan Payakumbuh - Garuda Sakti.

•

Mempercepat penyelesaian konstruksi transmisi 275 kV Simangkok – Galang dan IBT 275/150 kV di Galang.

•

Mempercepat konstruksi transmisi 275 kV PLTU Pangkalan Susu – Binjai dan IBT 275/150 kV di Binjai yang harus dapat beroperasi seiring dengan beroperasinya PLTU Pangkalan Susu pada pertengahan tahun 2012.

•

Melaksanakan pembangunan transmisi 275 kV jalur timur Sumatera dari Betung – Aur Duri – Rengat – Garuda Sakti.

•

Mempercepat interkoneksi Kalbar-Serawak melalui transmisi 275 kV yang diperkirakan dapat beroperasi pada tahun 2014, untuk memenuhi kebutuhan sistem Kalbar dan menurunkan BPP.

•

Mempercepat interkoneksi 150 kV Batam-Bintan melalui kabel laut. Tujuan interkoneksi ini disamping untuk memenuhi kebutuhan sistem Bintan juga sekaligus akan menurunkan BPP di sistem Bintan.

•

Mempercepat penyelesaian konstruksi interkoneksi 150 kV Kalselteng Kaltim dan sistem interkoneksi 150 kV Sulut – Gorontalo termasuk pemasangan reaktor di Gorontalo.

•

Mempercepat penyelesaian konstruksi transmisi 150 kV PLTA Poso – Palu, transmisi 70 kV sistem Ambon, sistem Ende, sistem Kupang dan sistem Jayapura, serta mempercepat penyelesaian kabel bawah tanah 150 kV Tanjung Bunga – Bontoala.

38

RUPTL 2011- 2020

•

Mempercepat pembangunan transmisi 150 kV Tanjung – Buntok – Muarateweh dan Muarateweh – Bangkanai.

3.5.3 Masalah Mendesak Sistem Jawa Bali Hal – hal yang mendesak untuk diselesaikan pada sistem Jawa-Bali meliputi antara lain: •

•

Penguatan pasokan Jakarta terdiri dari beberapa program: -

Mempercepat penyelesaian penambahan IBT 500/150kV 500 MVA di 2 lokasi, yaitu IBT-4 Bekasi 1x500MVA, IBT-2 Depok 1x500MVA.

-

Mempercepat pembangunan GITET baru/IBT baru di 2 lokasi, yaitu: Durikosambi 2x500MVA (2013) dan Muaratawar 2x500MVA (2013).

-

Membangun ruas SUTET baru, yaitu SUTET Tanjung Jati - Tx Ungaran, SUTET Suralaya Baru – Balaraja, SUTET Balaraja – Kembangan (2013), dan Kembangan – Durikosambi (2013).

-

Rekonfigurasi SUTET Muara Tawar – Cibinong – Bekasi – Cawang.

-

Menyediakan cadangan IBT 500/150kV 166 MVA di 3 lokasi GITET yaitu Durikosambi, Bekasi, Muaratawar dan Gandul.

Penguatan pasokan lainnya terdiri dari beberapa program, yaitu: -

Penambahan IBT 500/150kV di 8 lokasi, yaitu: IBT-3 Cilegon 1x500MVA, IBT-3 Pedan 1x500 MVA, IBT-3 Krian 1x500MVA, IBT-3 Ungaran 1x500MVA, IBT-3 Mandirancan 1x500MVA, IBT-2 Ngimbang 1x500MVA, IBT-2 Tasikmalaya 1x500MVA dan IBT-2 Grati 1x500MVA.

-

Membangun 4 GITET baru di 4 lokasi (3.000 MVA), yaitu Ujung Berung 1x500 MVA (2012), Tanjung Jati 2x500 MVA (2012), Rawalo/Kesugihan 1x500MVA (2014) serta mempercepat pengoperasian GITET Surabaya Selatan 2x500 MVA (2012).

-

Pengadaan spare IBT 166 MVA di 4 lokasi GITET, yaitu Mandirancan, Pedan, Krian, Kediri dan Grati.

-

Mempercepat penyelesaian SUTET Grati – Surabaya Selatan (2012).

RUPTL 2011- 2020

39

•

Penguatan pasokan subsistem Bali terdiri dari beberapa program yaitu: -

29

SUTT terkait dengan pembangkit PLTU IPP Cirebon 1x660 MW29, yaitu SUTT Sunyaragi - PLTU Cirebon - Brebes – Kebasen.

Pembangunan kabel laut 150 kV Jawa Bali sirkit 3&4 (Mei 2012). Pembangunan Jawa Bali Crossing 500 kV dari PLTU Paiton ke Kapal (2015). Mempercepat konstruksi PLTU IPP Celukan Bawang 1x130 MW + 2x125 MW (2014).

COD PLTU Cirebon adalah November 2011 berdasar laporan progres konstruksi.

40

RUPTL 2011- 2020

BAB IV KETERSEDIAAN ENERGI PRIMER

4.1 BATUBARA Menurut Badan Geologi Kementerian ESDM pada tahun 2010, sumber daya batubara Indonesia adalah 104,8 milyar ton yang tersebar terutama di Kalimantan (51.9 milyar ton) dan Sumatera (52,5 milyar ton), namun cadangan batubara dilaporkan hanya 21,1 milyar ton (Kalimantan 9,9 milyar ton, Sumatera 11,2 milyar ton). Sekitar 22% dari batubara Indonesia berkualitas rendah (low rank) dengan kandungan panas kurang dari 5100 kkal/kg, sebagian besar (66%) berkualitas medium (antara 5100 dan 6100 kkal/kg) dan hanya sedikit (12%) yang berkualitas tinggi (6100–7100 kkal/kg). Angka ini dalam adb (ash dried basis)30. Walaupun cadangan batubara Indonesia tidak terlalu besar, namun tingkat produksi batubara sangat tinggi, yaitu mencapai 320 juta ton pada tahun 2010. Sebagian besar dari produksi batubara tersebut diekspor ke China, India, Jepang, Korea Selatan dan Taiwan (265 juta ton) dan ke beberapa negara lain, dan hanya sebagian kecil yang digunakan untuk keperluan domestik (60 juta ton). Produksi pada tahun-tahun mendatang diperkirakan akan meningkat sejalan dengan meningkatnya kebutuhan domestik dan semakin menariknya pasar batubara internasional. Jika tingkat produksi tahunan adalah 400 juta ton, maka seluruh cadangan batubara Indonesia yang 21,1 milyar ton akan habis dalam waktu sekitar 50 tahun apabila tidak dilakukan eksplorasi baru. Untuk menjamin pasokan kebutuhan domestik yang terus meningkat, Pemerintah telah mengeluarkan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO) yang mewajibkan produsen batubara untuk menjual sebagian produksinya ke pemakai dalam negeri. Persoalan yang dihadapi PLN mengenai batubara adalah aspek security of supply dan aspek kualitas. Keamanan pasokan batubara sangat ditentukan

30

Angka calorific value yang sering dipakai oleh PLN dalam rangka desain PLTU adalah menggunakan standar GAR (gross as received). Perbedaan antara adb dan GAR dapat dihitung sesuai dengan nilai TM (total moisture), namun secara rata-rata dapat dikatakan nilai GAR sekitar 1000 s.d 1300 lebih kecil dari adb.

RUPTL 2011- 2020

41

oleh kebijakan pemerintah mengenai DMO dan batasan harga dalam negeri, khususnya untuk kelistrikan, disamping kesiapan infrastruktur seperti pengembangan tambang batubara itu sendiri, jalan, jembatan, dermaga dan sarana transportasi yang masih terbatas. Kenaikan harga minyak mentah dunia hingga US$140/barel pada semester 1 tahun 2008 telah mendorong kenaikan harga batubara di pasar dunia yang tidak pernah terjadi sebelumnya dalam sejarah. Pada saat yang sama harga batubara Indonesia telah menembus angka US$ 100 per ton (6322 kcal/kg GAR), dan harga tinggi ini telah mendorong produsen batubara untuk lebih banyak mengekspor batubaranya ke pasar dunia, terutama ke China dan India. Masalah kesiapan infrastruktur memerlukan perhatian yang sungguh-sungguh dari semua pihak agar batubara yang tersedia di tambang dapat sampai ke pusat-pusat pembangkit yang tersebar di Indonesia. Dalam RUPTL tahun 2011-2020 ini terdapat rencana pengembangan beberapa PLTU mulut tambang di Sumatera. Definisi PLTU mulut tambang yang digunakan di sini adalah PLTU batubara yang berada di dekat tambang batubara low rank yang tidak mempunyai infrastruktur transportasi skala besar yang memungkinkan batubara diangkut ke pasar secara besar-besaran, sehingga batubara low rank di tambang tersebut pada dasarnya menjadi tidak tradable. Dengan definisi seperti itu, harga batubara untuk PLTU mulut tambang tidak ditetapkan berdasar HBA, melainkan berdasar formula cost plus margin yang di lock-in sepanjang umur pembangkit dengan eskalasi tertentu. PLN juga menghadapi persoalan dalam memperoleh pasokan batubara yang sesuai dengan spesifikasi boiler PLTU. PLN tengah mengevaluasi beberapa pilihan teknologi untuk meningkatkan kualitas batubara. Saat ini teknologi yang dipilih adalah dengan coal dryer dan coal blending. PLN akan segera mengadopsi teknologi coal dryer. Selain itu PLN mempunyai program untuk membangun sebuah coal blending facility. PLTU batubara dirancang untuk memikul beban dasar sejalan dengan harga batubara yang relatif rendah dibandingkan harga bahan bakar fosil lainnya. Namun pembakaran batubara menghasilkan emisi karbon dioksida yang menimbulkan efek pemanasan global, disamping menghasilkan polusi partikel dan bahan kimia yang dapat menyebabkan dampak negatif terhadap lingkungan lokal. Dengan demikian pengembangan pembangkit listrik berbahanbakar batubara memperhatikan dampak lingkungan yang ditimbulkannya. Penggunaan teknologi ultra-supercritical pada PLTU menjadi perhatian PLN dalam merencanakan PLTU skala besar di pulau Jawa. 42

RUPTL 2011- 2020

Teknologi batubara bersih (clean coal technology) lainnya, yaitu IGCC (integrated gassification combined cycle) dan CCS (carbon capture & storage) belum direncanakan dalam RUPTL ini karena teknologi ini belum matang secara teknis dan komersial.

4.2

GAS ALAM

Walaupun Indonesia bukan merupakan pemilik cadangan gas alam yang terbesar dalam skala dunia, namun cadangan gas alam di Indonesia cukup besar, yaitu diperkirakan 164,99 Tscf yang tersebar terutama di kepulauan Natuna (53,06 Tscf), Sumatera Selatan (26,68 Tscf), dan Kalimantan Timur (21,49 Tscf) serta Tangguh di Irian Jaya yang diperkirakan setara dengan cadangan di Natuna. Namun pada kenyataannya kebutuhan gas alam untuk pembangkitan tenaga listrik di Indonesia tidak tercukupi. PLN menghadapi persoalan kecukupan pasokan gas di hampir seluruh pembangkit berbahanbakar gas di Indonesia. Pasokan gas ke pusat pembangkit PLN terus mengalami penurunan dan ketidakpastian dalam beberapa tahun terakhir ini31. Disamping cadangan gas lapangan terus mengalami depletion, PLN juga menghadapi kesulitan dalam memperoleh akses ke sumber-sumber gas alam yang besar. Sumber-sumber gas yang besar tersebut pada umumnya telah terikat dengan kontrak jangka panjang dengan pembeli luar negeri. Namun demikian PLN terus berupaya memperoleh pasokan gas dari sumber-sumber tersebut.

31

Misalnya Belawan, Teluk Lembu, Muara Karang, Priok, Muara Tawar, Tambak Lorok, Pesanggaran/ Gilimanuk di Bali dan pembangkit lainnya.

RUPTL 2011- 2020

43

Tabel 4.1 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Jawa Bali No 1

2

Pembangkit Muara Karang dan Priok

Muara Tawar

3

Cilegon

4

Tambaklorok

5

Gresik

6

Grati

Pemasok PHE ONWJ (GSA) PHE ONWJ (Excess capacity) PGN ‐ Priok (GSA‐IP) FSRU PT NR (proses GSA) Jumlah PERTAMINA ‐ P Tengah (GSA) PGN (GSA) MEDCO Lapangan Singa MEDCO SCS Ex kontrak PLN Jambi Merang*) PGN ‐ Tambahan, Firm (GSA) Tambahan dari Conoco Philip Tambahan dari Petrochina Jumlah CNOOC (GSA) PGN (GSA) Jumlah Petronas (Approval GSA) SPP (GSA‐IP) Jumlah Kodeco (GSA)* Hess (GSA) KEI (GSA) MKS (GSA) WNE (GSA) Petronas‐Bukit Tua (potensi‐PJB) AEI Jumlah Santos Oyong (GSA‐IP) Santos Wortel (GSA‐IP) Parna Raya (Potensi‐IP) Jumlah

2011 100.0 20.0 30.0 ‐ 150.0 25.0 59.0

2012 100.0 20.0 30.0 260.0 410.0 25.0 59.0

2013 100.0 20.0

2014 100.0 20.0

2015 100.0

2016 100.0

2017

175.0 295.0 25.0 59.0

175.0 295.0 25.0 59.0

175.0 275.0 25.0 59.0

140.0 240.0

140.0 140.0

2018

2019

2020

140.0 140.0 140.0 140.0 140.0 140.0

20.0 20.0 20.0 34.8 31.1 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 20.0 20.0 20.0 30.0 158.8 185.1 139.0 99.0 99.0 15.0 15.0 15.0 ‐ ‐ 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 106.0 116.0 116.0 116.0 116.0 116.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 ‐ ‐ 50.0 50.0 156.0 166.0 166.0 166.0 166.0 166.0 123.0 123.0 123.0 50.0 68.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 130.0 130.0 130.0 60.0 60.0 60.0 60.0 60.0 60.0 11.0 11.0 11.0 20.0 20.0 20.0 17.0 12.0 12.0 12.0 12.0 12.0 25.0 54.0 62.0 47.0 8.0 192.0 352.0 334.0 225.0 181.0 184.0 169.0 122.0 122.0 122.0 57.5 50.0 40.0 40.0 40.0 7.5 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 20.0 20.0 20.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 40.0 65.0 80.0 70.0 110.0 110.0 70.0 70.0 60.0 60.0 60.0

Tabel 4.2 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di luar Jawa Bali No Pembangkit 1 Aceh Timur 2 Belawan

3 4 5 6 7

Teluk Lembu PLTG sewa Bentu PLTG sewa Melibur PLTG sewa Jabung Sungai Gelam

8 Sengeti (CNG) 9 Simpang Tuan 10 Payo Selincah 11 12 13 14 15

Jakabaring (CNG) Indralaya Talang Duku Borang Keramasan

16 17 18 19 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Duri Rengat Tanjung Batu Semberah Tarakan Nunukan CBM Sangata PLTG Kolonedale Sengkang ANTAM + Indonesia Luwuk Indonesia Tersebar KTI Tersebar

Pemasok Medco Blok A Kambuna FSRU LNG Tangguh Anggor (Potensi) Kalila Kalila Bentu (Potensi) Kondur (Potensi) Petro China (Potensi) EMP Sungai Gelam PEP ‐ TAC Sungai Gelam PT Arthindo Utama Perusda Jambi Energasindo Jambi Merang PDPDE Sumsel Medco E&P Indonesia PGN Medco E&P Indonesia Medco E&P Indonesia Pertamina EP Jambi Merang Jambi Merang TAC Semco TAC Semco Lap Bangkudulis (Potensi) Medco (Potensi) VICO Job PTM‐Medco Tiaka (Potensi) EEES EEES Kera (Potensi LNG) Job PTM‐Medco Senoro (Potensi) Pertamina EP Matindok (Potensi) Bontang (Potensi) Jumlah

2011 2012 2013 2014 ‐ ‐ 13.0 13.0 25.3 13.0 5.0 ‐ ‐ ‐ ‐ 105.0 40.0 5.0 9.0 30.0 30.0 3.0 3.0 3.0 0.6 0.6 0.6 30.0 30.0 30.0 ‐ 2.0 2.0 2.0 ‐ 2.5 2.5 2.5 5.6 5.6 5.6 3.0 3.0 18.0 18.0 18.0 18.0 4.0 25.0 25.0 25.0 ‐ 3.0 3.0 3.0 19.3 24.0 ‐ ‐ 8.0 8.0 8.0 8.0 15.0 15.0 15.0 ‐ 22.0 22.0 22.0 ‐ 15.0 15.0 15.0 15.0 ‐ 10.0 10.0 14.0 ‐ 4.0 4.0 4.0 7.0 7.0 7.0 7.0 ‐ 5.0 5.0 5.0 18.0 18.0 18.0 2.5 2.5 2.5 0.5 0.5 0.5 0.5 2.0 2.0 ‐ 15.0 15.0 15.0 70.0 5.0

2015 13.0 ‐ 105.0 40.0 30.0 3.0 0.6 30.0 2.0 2.5 5.6 3.0 18.0 25.0 3.0 ‐ 8.0 ‐ ‐ 15.0 14.0 4.0 7.0 5.0 18.0 2.5 0.5 2.0 15.0 70.0 5.0

2016 13.0 ‐ 105.0 40.0 30.0 3.0

2017 13.0 ‐ 105.0 40.0 30.0 3.0

30.0 2.0 2.5 5.6 3.0 18.0 25.0 3.0 ‐ 8.0 ‐ ‐ ‐ 14.0 4.0 ‐ ‐ 18.0 2.5

30.0 2.0 2.5 5.6 3.0 18.0 25.0 3.0 ‐ 8.0 ‐ ‐ ‐ 14.0 4.0 ‐ ‐ 18.0 2.5

2.0 15.0 70.0 5.0 20.0 41.5 41.5 41.5 41.5 139.1 257.7 306.2 488.2 488.2 480.1

2.0 15.0 70.0 5.0 20.0 41.5 480.1

2018 13.0 ‐ 155.0 40.0 30.0

2019 13.0 ‐ 155.0 40.0 30.0

2020 13.0 ‐ 155.0 40.0 30.0

2.0 ‐ ‐ ‐

‐ ‐

3.0 18.0 25.0 3.0 ‐ 8.0 ‐ ‐ ‐ 14.0 4.0 ‐ ‐

‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

‐ 25.0 3.0 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 14.0 4.0 ‐ ‐

2.5 2.5 2.0 2.0 2.0 15.0 15.0 15.0 5.0 20.0 41.5 401.0

5.0 20.0 20.0 41.5 41.5 370.0 316.5

Pada Tabel 4.1 dan 4.2 diberikan perkiraan pasokan gas yang tersedia untuk pembangkit PLN di Jawa Bali dan di luar Jawa Bali. Seperti ditunjukkan pada Tabel 4.1 dan Tabel 4.2, pasokan gas ke pembangkit PLN pada umumnya akan menurun atau berkurang. Selain itu pengembangan infrastruktur penyaluran gas dari sumur-sumur baru ke pembangkit PLN sangat terbatas. Di lain pihak pembangkit PLN, khususnya PLTGU yang berada di pusat beban, harus tetap dijalankan (must-run) karena peranannya tidak dapat 44

RUPTL 2011- 2020

digantikan oleh pembangkit di tempat lain. Selama ini pembangkit must run tersebut terpaksa dioperasikan dengan BBM karena kekurangan pasokan gas. Situasi tersebut mengharuskan PLN untuk memperoleh pasokan gas dalam bentuk LNG walaupun pada harga yang relatif tinggi untuk digunakan pada pembangkit tersebut. Pada saat ini telah direncanakan LNG floating storage & regasification unit (FSRU) di 3 lokasi, yaitu Belawan untuk memasok PLTGU Belawan32, Jakarta untuk memasok PLTGU Muara Karang dan Priok, serta Jawa Tengah atau Jawa Timur untuk memasok kebutuhan gas di pulau Jawa secara umum33. Pasokan LNG ke FSRU tersebut akan berasal dari Bontang, Tangguh atau impor. PLN terus berupaya memperoleh pasokan gas dimanapun tersedia, karena tersedianya gas dapat dengan cepat dan mudah diubah menjadi listrik34 untuk memenuhi kebutuhan listrik setempat, terutama di daerah yang telah lama menderita kekurangan listrik. PLN akan membeli gas pada semua volume, termasuk gas dari sumber-sumber yang sangat kecil, gas flare dan gas marginal. Selain itu apabila dalam suatu sistem kelistrikan telah tersedia pembangkit baseload yang cukup, PLN bermaksud untuk sedapat mungkin menyimpan gas lapangan (gas pipa) dalam bentuk compressed natural gas (CNG) dan memakainya untuk pembangkit peaking. Dengan cara ini PLN dapat meningkatkan nilai dari gas karena menggantikan BBM pada pembangkit peaking. Dalam hal PLN memperoleh alokasi gas dalam bentuk LNG, seperti dari Bontang, Donggi-Senoro, Tangguh atau Sengkang, PLN bermaksud akan mendistribusikannya ke sejumlah pembangkit peaking tersebar dengan teknologi mini-LNG. Hal ini telah diprogramkan oleh PLN untuk wilayah operasi Indonesia Timur. Kendala lain dari penggunaan gas alam untuk pembangkit listrik PLN adalah tidak tersedianya pipa transmisi gas alam ataupun fasilitas pendukung dari sumber-sumbernya ke pusat pembangkit. PLN menyambut baik rencana

32

Pemerintah telah mengkaji opsi FSRU Belawan digantikan dengan memanfaatkan fasilitas LNG plant di Arun. 33

Dikaitkan dengan rencana pembangunan pipa gas “Trans Jawa” di sepanjang pulau Jawa.

34

Membangun pembangkit berbahan bakar gas dapat dilakukan dengan cepat dan mudah.

RUPTL 2011- 2020

45

pembangunan pipa gas Trans-Jawa oleh Pertagas karena hal itu akan mengintegrasikan sumber-sumber gas di Jawa dan sangat membantu fleksibilitas operasi pasokan gas ke pusat-pusat pembangkit PLN di pulau Jawa. Pada dasarnya pembangkit-pembangkit berbahan bakar gas alam dioperasikan untuk memikul beban medium (mid-merit). Namun pada beberapa kontrak pasokan gas terdapat ketentuan pemakaian gas yang membuat pembangkit gas dioperasikan untuk mengisi beban dasar. Kesulitan dalam memperoleh pasokan gas yang cukup dan berkelanjutan telah mendorong pemanfaatan batubara yang lebih banyak untuk pembangkit tenaga listrik, sehingga beberapa PLTU batubara di masa depan juga berperan sebagai pemikul beban menengah dengan faktor kapasitas yang relatif rendah (50-60%). PLN berupaya mengurangi pemakaian BBM yang dipakai pada pembangkit beban puncak dengan beralih ke CNG atau LNG/ mini-LNG. Hal ini akan dijelaskan lebih lanjut di bawah ini.

4.2.1 LNG dan Mini-LNG PLN merencanakan pemanfaatan LNG untuk pembangkit beban puncak dan pembangkit yang bersifat must-run di sistem kelistrikan Jawa-Bali dan Sumatera. Sedangkan di Indonesia Timur dan Barat PLN merencanakan pemanfaatan mini-LNG untuk pembangkit beban puncak. Mengingat harga gas dari mini-LNG sangat tinggi, maka gas ini hanya dipakai untuk pembangkit peaking, bukan untuk pembangkit beban dasar. Beberapa daerah di Indonesia Barat yang direncanakan memanfaatkan LNG:

46

•

Belawan: PLN mengambil LNG sebanyak yang diperlukan untuk pembangkit beban puncak dan pembangkit must-run, dan PLN tidak memakai LNG untuk pembangkit baseload karena pertimbangan keekonoman. LNG dari BP Tangguh akan dipakai sebagai berikut: PLTGU Belawan dgn CF <50% memerlukan LNG 60 bbtud dan PLTG peaker (400+50+90 MW) memerlukan LNG 25 bbtud. Apabila terdapat keterlambatan proyek PLTU batubara seperti PLTU Pangkalan Susu, maka Belawan dapat memakai LNG lebih banyak, yaitu hingga total 140 mmscfd.

•

Gas Jabung (Jambi): Terdapat potensi gas sebesar 20-30 bbtud dari lapangan Jabung dengan jangka waktu sampai dengan 7 tahun. PLN RUPTL 2011- 2020

menginginkan gas tersebut dapat dikonversi menjadi mini LNG untuk memenuhi kebutuhan pembangkit beban puncak tersebar di Sumbagsel sebesar 500 MW pada tahun 2014. Sementara fasilitas LNG belum terbangun, gas akan dialirkan ke PLTGU Muara Tawar dengan metode swap. Pemanfaatan LNG/mini-LNG di Indonesia Timur adalah: •

Senoro, Bontang, Sengkang, Salawati, Simenggaris: PLN akan mengambil gas dari sumber tersebut dalam bentuk LNG untuk digunakan di pembangkit peaking 50 MW di Bontang, 50 MW di Balikpapan, 50 MW di Samarinda, 150 MW di Sulawesi Selatan, 25 MW di Minahasa dan 60 MW di Lombok, sepanjang layak secara keekonomian.

Pemanfaatan LNG untuk sistem Jawa Bali mempertimbangkan harga LNG yang relatif tinggi, sehingga LNG hanya dipakai untuk pembangkit beban puncak dan pembangkit must-run. Pembangkit must-run dimaksud adalah PLTGU/PLTG Muara Karang, Priok dan Muara Tawar yang peranannya belum dapat digantikan oleh pembangkit yang lain. PLTGU Muara Karang dan Priok dijalankan untuk menghabiskan pasokan gas pipa yang ada, dan kekurangannya dipenuhi dengan LNG. Sedangkan kebutuhan gas/LNG untuk Muara Tawar dihitung berdasar peran pembangkit ini di sistem, yaitu dioperasikan sebagai peaker untuk mendukung tegangan sistem 500 kV di subsistem Jakarta. Namun karena perioda beban puncak Jakarta sangat panjang, yaitu dari jam 9 pagi sampai dengan jam 10 malam, maka kebutuhan gasnya cukup besar dan diharapkan dapat dipenuhi dengan LNG.

4.2.2 CNG (Compressed Natural Gas) Teknologi CNG untuk memenuhi kebutuhan gas suatu pembangkit merupakan teknologi yang relatif baru dan untuk itu perlu dikaji kelayakan baik teknis dan ekonomis terlebih dahulu. Namun PLN telah memetakan potensi pemanfaatan CNG untuk Indonesia Barat dan Timur. CNG akan diarahkan untuk memanfaatkan potensi sumur-sumur gas dengan kapasitas relatif kecil maupun sumur gas marginal. Saat ini sudah disepakati pembangunan CNG storage oleh pemasok gas di Sumatera Selatan yang gasnya akan dimanfaatkan untuk PLTG Peaking Jaka Baring (40 MW), yang diharapkan mulai beroperasi pada akhir tahun 2012.

RUPTL 2011- 2020

47

Potensi pemanfaatan CNG di Indonesia Barat adalah: •

CNG Sungai Gelam dengan kapasitas sebesar 4,5 digunakan untuk pembangkit peaking.

bbtud akan

•

Gas Jambi Merang sebesar 85 bbtud akan dialokasikan untuk pembangkit PLTGU Duri (IPP) 2x45 MW, PLTG Payoselincah 100 MW, PLTG sewa 20 MW di Rengat dan pembangkit di Duri dengan kapasitas sekitar 160 MW.

Potensi pemanfaatan CNG di Indonesia Timur adalah PLTG Bangkanai, Kalimantan Tengah.

4.2.3 Coal Bed Methane (CBM) PLN berkeinginan untuk memanfaatkan gas non-konvensional, yaitu CBM (coal bed methane). Reserve gas CBM diperkirakan lebih besar daripada reserve gas konvensional, terutama di South Sumatera Basin (183 Tcf) dan Kutai Basin. PLN pada saat ini tengah melakukan studi bersama Exxon-Mobil mengenai pengembangan CBM di Kalimantan Selatan untuk kelistrikan di Indonesia. Disamping itu, saat ini sedang dilakukan proses negosiasi dengan VICO untuk rencana pasokan gas dari lapangan CBM di Kalimantan Selatan. 4.3 PANAS BUMI Terdapat beberapa laporan studi mengenai resource dan reserve tenaga panas bumi di Indonesia yang menyajikan angka-angka yang berbeda. Salah satunya adalah laporan studi oleh WestJEC pada tahun 2007 Master Plan Study for Geothermal Power Development in the Republic of Indonesia. Menurut laporan tersebut, potensi panas bumi Indonesia yang dapat dieksploitasi adalah 9.000 MW, tersebar di 50 lapangan, dengan potensi minimal 12.000 MW. Dalam RUPTL ini terdapat rencana untuk mengembangkan banyak proyek PLTP, terutama di Sumatera, Jawa dan beberapa di Sulawesi Utara dan Nusa Tenggara dan Maluku. Dalam penugasan Pemerintah kepada PLN untuk mengembangkan pembangkit listrik berbahan bakar batubara dan energi terbarukan sesuai Peraturan Presiden No. 4/2010 dan Peraturan Menteri ESDM No. 15/201035 saja terdapat hampir 4000 MW proyek PLTP untuk beroperasi

35

Dikenal sebagai program percepatan pembangunan pembangkit tahap 2, atau fast track

program phase 2 (FTP2). 48

RUPTL 2011- 2020

pada tahun 2014. Pada kenyataannya proyek PLTP tersebut tidak berjalan seperti yang diharapkan karena berbagai masalah. PLN berharap masalahmasalah yang menghambat pengembangan panas bumi tersebut dapat segera diatasi.

4.4 TENAGA AIR Potensi tenaga air di Indonesia menurut Hydro Power Potential Study (HPPS) pada tahun 1983 adalah 75.000 MW, dan angka ini diulang kembali pada Hydro power inventory study pada tahun 1993. Namun pada laporan Master Plan Study for Hydro Power Development in Indonesia oleh Nippon Koei pada tahun 2011, potensi tenaga air setelah menjalani screening lebih lanjut36 adalah 26.321 MW, yang terdiri dari proyek yang sudah beroperasi (4.338 MW), proyek yang sudah direncanakan dan sedang konstruksi (5.956 MW) dan potensi baru (16.027 MW). Dalam laporan studi tahun 2011 tersebut, potensi tenaga air diklasifikasikan dalam 4 kelompok sesuai tingkat kesulitannya, mulai dari tidak begitu sulit hingga sangat sulit. Berdasarkan hal tersebut studi ini merekomendasikan daftar kandidat proyek PLTA seperti pada Tabel 4.3. Tabel 4.3 Kandidat Proyek PLTA Berdasarkan Masterplan Of Hydro Power Development NO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

NAMA Peusangan 1‐2 Jambo Papeun‐3 Kluet‐1 Meulaboh‐5 Peusangan‐4 Kluet‐3 Sibubung‐1 Seunangan‐3 Teunom‐1 Woyla‐2 Ramasan‐1 Teripa‐4 Teunom‐3 Tampur‐1 Teunom‐2 Padang Guci‐2 Warsamson Jatigede Upper Cisokan‐PS Matenggeng Merangin‐2 Merangin‐5 Maung Kalikonto‐2 Karangkates Ext. Grindulu‐PS‐3 K. Konto‐PS

TIPE PROVINSI ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RES RES RES RES RES RES RES ROR RES RES PST PST ROR RES RES RES PST PST

Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Aceh Bengkulu Irian Jaya Jabar Jabar Jabar Jambi Jambi Jateng Jatim Jatim Jatim Jatim

KAP. (MW) 86 25 41 43 31 24 32 31 24 242 119 185 102 330 230 21 49 175 1000 887 350 24 360 62 100 1000 1000

COD 2015 2019 2019 2019 2019 2021 2021 2021 2023 2024 2024 2024 2024 2025 2026 2020 2019 2014 2015 2020 2016 2024 2028 2016 2018 2021 2027

PLN/ NO NAMA IPP PLN 28 Pinoh PLN 29 Kelai‐2 PLN 30 Besai‐2 PLN 31 Semung‐3 PLN 32 Isal‐2 PLN 33 Tina PLN 34 Tala PLN 35 Wai Rantjang PLN 36 Bakaru (2nd) PLN 37 Poko PLN 38 Masuni PLN 39 Mong PLN 40 Batu PLN 41 Poso‐2 PLN 42 Poso‐1 PLN 43 Lariang‐6 PLN 44 Konaweha‐3 PLN 45 Lasolo‐4 PLN 46 Watunohu‐1 PLN 47 Tamboli PLN 48 Sawangan PLN 49 Poigar‐3 PLN 50 Masang‐2 PLN 51 Sinamar‐2 PLN 52 Sinamar‐1 PLN 53 Anai‐1 PLN

TIPE PROVINSI RES RES ROR ROR RES ROR RES ROR ROR RES RES RES RES ROR ROR RES RES RES ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR

Kalbar Kaltim Lampung Lampung Maluku Maluku Maluku NTT Sulsel Sulsel Sulsel Sulsel Sulsel Sulteng Sulteng Sulteng Sulteng Sulteng Sultra Sultra Sulut Sulut Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar

KAP. (MW) 198 168 44 21 60 12 54 11 126 233 400 256 271 133 204 209 24 100 57 26 16 14 40 26 37 19

COD 2020 2020 2020 2020 2019 2020 2021 2020 2016 2020 2023 2024 2027 2011 2011 2024 2026 2026 2020 2020 2014 2018 2020 2020 2020

PLN/ NO NAMA IPP PLN 54 Batang Hari‐4 PLN 55 Kuantan‐2 PLN 56 Endikat‐2 PLN 57 Asahan 3 PLN 58 Asahan 4‐5 PLN 59 Simanggo‐2 PLN 60 Kumbih‐3 PLN 61 Sibundong‐4 PLN 62 Bila‐2 PLN 63 Raisan‐1 PLN 64 Toru‐2 (Tapanuli Utara) PLN 65 Ordi‐5 PLN 66 Ordi‐3 PLN 67 Siria PLN 68 Lake Toba PLN 69 Toru‐3 (Tapanuli Utara) PLN 70 Lawe Mamas PLN 71 Simpang Aur PLN 72 Rajamandala PLN 73 Cibareno‐1 PLN 74 Mala‐2 PLN 75 Malea PLN 76 Bonto Batu PLN 77 Karama‐1 PLN 78 Gumanti‐1 PLN 79 Wampu

TIPE PROVINSI RES RES ROR ROR RES ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR PST RES ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RES ROR ROR

Sumbar Sumbar Sumsel Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Aceh Bengkulu Jabar Jabar Maluku Sulsel Sulsel Sulsel Sumbar Sumut

KAP. (MW) 216 272 22 174 60 59 42 32 42 26 34 27 18 17 400 228 50 29 58 18 30 182 100 800 16 84

COD 2027 2028 2019 2015 2017 2018 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2026 2016 2014 2014 2020 2020 2017 2017 2022 2020 2016

PLN/ IPP PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP

36

Screening yang melihat kesulitan dari aspek status kehutanan (nature forest reserve), sosial (resettlement), luas reservoir.

RUPTL 2011- 2020

49

COD yang dimaksud pada tabel 4.3 adalah COD tercepat menurut master plan namun dapat diubah sesuai kebutuhan. PLN bermaksud akan mengembangkan sebagian besar dari potensi tenaga air tersebut sebagai proyek PLN.

4.5 ENERGI BARU DAN TERBARUKAN LAINNYA Bentuk EBT lainnya yang tersedia di Indonesia adalah biomasa, energi matahari dan energi kelautan. Besarnya potensi dan pemanfaatan energi terbarukan dapat dilihat pada Tabel 4.4. Tabel 4.4 Potensi dan Pemanfaatan Energi Baru dan Terbarukan

No

Energi Baru dan Terbarukan

Sumber Daya

Kapasitas Terpasang

Rasio (%)

1

2

3

4 = 3/2

1

Mini/Mikrohidro

2

Biomass

500 MWe

86,1 MWe

17,22

49.810 Mwe

445,0 MWe

0,89

2

3

Tenaga Surya

4,80 kWh/m /hari

12,1 MWe

-

4

Tenaga Angin

9.290 MWe

1,1 MWe

0,01

5

Kelautan

240 GWe

1,1 MWe

0,01

Sumber: Draft KEN 2010-2050

4.6 NUKLIR Dalam RUPTL ini belum terdapat program pengembangan tenaga nuklir. Hal ini terjadi karena dalam proses optimisasi pemilihan kandidat pembangkit, ternyata pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN) tidak dapat bersaing dengan jenis pembangkit baseload lainnya, yaitu PLTU batubara kelas 1.000 MW ultra supercritical. Kesulitan terbesar dalam merencanakan PLTN adalah tidak jelasnya biaya kapital dan biaya O&M yang terkait dengan spent fuel disposal, dan biaya decommisioning. Untuk biaya kapital misalnya, sebuah studi bersama antara PLN dan sebuah perusahaan listrik dari luar negeri mengindikasikan biaya pembangunan PLTN sebesar $ 1.700/kW (EPC saja) atau $ 2.300/kW (setelah memperhitungkan biaya bunga pinjaman selama konstruksi). Angka tersebut kini dipandang terlalu rendah, karena menurut laporan mutakhir (tahun 2009),

50

RUPTL 2011- 2020

biaya pembangunan PLTN pada beberapa negara telah mencapai US$ 3.500 hingga US$ 5.500 /kW. Selain itu harga uranium dunia juga terus naik sejalan dengan kebangkitan program tenaga nuklir pada banyak negara di dunia. Harga uranium yang pada tahun 2006 adalah sekitar US$ 30/lb, saat ini telah mencapai US$ 130/lb. Kenaikan harga uranium ini sebetulnya tidak banyak mempengaruhi keekonomian PLTN mengingat beroperasinya PLTN hanya memerlukan uranium dalam jumlah sedikit, namun tetap saja kenaikan harga uranium dunia ini perlu terus dipantau. Dengan semakin mahalnya harga BBM yang juga diikuti oleh kenaikan harga energi primer lainnya seperti batubara dan gas alam, dan semakin nyatanya ancaman emisi karbon terhadap perubahan iklim global, telah membuat PLTN menjadi salah satu opsi sumber energi yang sangat menarik untuk ikut memenuhi kebutuhan listrik Indonesia apabila biaya EPC, biaya pengelolaan spent fuel dan biaya decomisioning telah menjadi semakin jelas. Disadari bahwa pengambilan keputusan untuk membangun PLTN tidak semata-mata didasarkan pada pertimbangan keekonomian dan keenergian, namun juga pertimbangan lain seperti aspek politik, keselamatan, penerimaan sosial, budaya dan lingkungan. Apalagi dengan terjadinya kecelakaan PLTN Fukushima Daichi pada bulan Maret 2011 yang sangat buruk dimana ribuan penduduk yang semula bermukim di dekat PLTN tersebut harus diungsikan ke daerah yang aman, telah menyebabkan eskalasi penentangan terhadap pengembangan tenaga nuklir untuk pembangkit tenaga listrik. Dengan adanya berbagai aspek yang multi dimensional tersebut, program pembangunan PLTN hanya dapat diputuskan oleh Pemerintah.

RUPTL 2011- 2020

51

BAB V RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK 2011 – 2020

5.1 KRITERIA PERENCANAAN 5.1.1 Perencanaan Pembangkit 5.1.1.1

Sistem Interkoneksi

Perencanaan sistem pembangkit bertujuan untuk mendapatkan konfigurasi pengembangan pembangkit yang memberikan nilai NPV total biaya penyediaan listrik termurah (least cost) dalam suatu kurun waktu periode perencanaan, dan memenuhi kriteria keandalan tertentu. Konfigurasi termurah diperoleh melalui proses optimasi suatu objective function yang mencakup NPV dari biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan dan biaya energy not served. Selain itu diperhitungkan juga nilai sisa (salvage value) dari pembangkit yang terpilih pada tahun akhir perioda studi. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan model yang disebut WASP (Wien Automatic System Planning). Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability (LOLP) lebih kecil dari 0.274%. Hal ini berarti kemungkinan/probabilitas terjadinya beban puncak melampaui kapasitas pembangkit yang tersedia adalah lebih kecil dari 0.274%. Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve margin tertentu yang nilainya tergantung pada tingkat ketersediaan (availability) setiap unit pembangkit, jumlah unit, ukuran unit, dan jenis unit37. Pada sistem Jawa Bali, kriteria LOLP < 0.274% adalah setara dengan reserve margin > 25-30% dengan basis daya mampu netto. Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve margin yang dibutuhkan adalah sekitar 35%38. Sedangkan untuk sistem-sistem di wilayah operasi Indonesia Timur dan Barat ditetapkan sekitar 40% dengan mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih

37

Unit tenaga air yang outputnya sangat dipengaruhi oleh variasi musim mempunyai nilai EAF (equivalent availability factor) yang berdampak besar pada LOLP dan ketercukupan energi. 38 Dengan asumsi derating pembangkit sekitar 5%. 52

RUPTL 2011- 2020

sedikit, derating yang prosentasenya lebih besar, dan pertumbuhan yang lebih tinggi dibanding Jawa Bali. Pembangkit energi terbarukan, khususnya panasbumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan sebagai fixed system (dipaksa/ditetapkan masuk sistem) pada tahun-tahun yang sesuai dengan kesiapan proyek tersebut. Rencana pengembangan kapasitas pembangkitan dibuat dengan memperhitungkan proyek-proyek yang sedang berjalan dan yang telah committed39, baik proyek PLN maupun IPP, dan tidak memperhitungkan semua pembangkit sewa serta excess power. Selain itu beberapa pembangkit berbahanbakar minyak yang sudah tua, tidak efisien dan dapat digantikan perannya dengan PLTU batubara, direncanakan akan dihapuskan (retired) atau dibuat sebagai pembangkit stand by yang tidak dioperasikan tetapi tetap dipelihara (mothballed). Selanjutnya penambahan kapasitas pembangkit pemikul beban dasar diutamakan berupa pembangkit berbahan bakar batubara, dan pembangkit sumber energi terbarukan (panas bumi dan tenaga air non-reservoir). Untuk kepentingan perhitungan proyeksi BPP jangka panjang, simulasi produksi dilakukan dengan menggunakan neraca daya yang telah dimodifikasi dengan mengeluarkan proyek-proyek pembangkit yang realisasinya diperkirakan tidak pasti. 5.1.1.2

Sistem Kecil Tidak Interkoneksi / Isolated

Perencanaan pembangkitan pada sistem-sistem yang masih kecil dan belum interkoneksi (isolated) tidak menggunakan metoda probabilistik maupun optimisasi keekonomian, namun menggunakan metoda determinisitik. Pada metoda ini, perencanaan dibuat dengan kriteria N-2, yaitu cadangan minimum harus lebih besar dari 1 unit terbesar pertama dan 1 unit terbesar kedua. Definisi cadangan disini adalah selisih antara daya mampu total pembangkit yang ada dan beban puncak.

39

Yang dimaksud dengan proyek committed adalah proyek PLN yang telah jelas alokasi pendanaannya, dan proyek IPP yang telah mempunyai Power Purchase Agreement (PPA) atau paling tidak telah ada Head of Agreement (HOA).

RUPTL 2011- 2020

53

5.1.1.3

Life Extension dan Rehabilitasi Pembangkit Existing

Suatu pembangkit tenaga listrik didesain untuk beroperasi secara ekonomis selama umur tekno-ekonomisnya (life-time). Sebuah unit pembangkit dapat menjalani mid-life refurbishment untuk mempertahankan kapasitas, efisiensi, menjaga kesiapan dan keandalan mesin yang sesuai sifatnya harus dipelihara dan dilakukan penggantian parts yang aus. Kemudian, pada akhir umurnya sebuah pembangkit masih dapat diperpanjang umurnya (life extension) dengan melakukan rehabilitasi/refurbishment pada komponen-komponen tertentu. RUPTL ini mencantumkan biaya investasi (capex) yang diperlukan untuk itu. Keputusan untuk melakukan life-extension atau menutup/menghentikan suatu pembangkit memerlukan kajian yang mencari solusi optimal antara opsi life extension dan membangun pembangkit baru.

5.1.2 Perencanaan Transmisi Perencanaan transmisi dibuat dengan menggunakan kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. Kriteria N-1 statis mensyaratkan apabila suatu sirkit transmisi padam, baik karena mengalami gangguan maupun dalam pemeliharaan, maka sirkit-sirkit transmisi yang tersisa harus mampu menyalurkan keseluruhan arus beban, sehingga kontinuitas penyaluran tenaga listrik terjaga. Kriteria N-1 dinamis mensyaratkan apabila terjadi gangguan hubung singkat 3 fasa yang diikuti oleh hilangnya satu sirkit transmisi maka tidak menyebabkan kehilangan ikatan sinkron antara suatu kelompok generator dan kelompok generator lainnya. Penambahan kapasitas transmisi direncanakan untuk memperoleh keseimbangan antara kapasitas pembangkitan dan kebutuhan beban, disamping untuk mengatasi bottleneck, meningkatkan keandalan sistem, dan memenuhi kriteria mutu tegangan tertentu. Kriteria yang pada umumnya diterapkan dalam RUPTL ini adalah kebutuhan penambahan kapasitas trafo di suatu GI ditentukan pada saat pembebanan trafo mencapai 70%-80%. Jumlah unit trafo yang dapat dipasang pada suatu GI dibatasi oleh ketersediaan lahan, kapasitas transmisi dan jumlah penyulang keluar yang dapat ditampung oleh GI tersebut. Dengan kriteria tersebut suatu GI dapat mempunyai 3 atau lebih unit trafo. Sebuah GI baru diperlukan jika GI-GI terdekat yang ada tidak dapat menampung pertumbuhan beban lagi karena keterbatasan tersebut. 54

RUPTL 2011- 2020

Pengembangan GI baru juga dimaksudkan untuk mendapatkan tegangan yang baik di ujung jaringan tegangan menengah. Pada RUPTL 2011-2020 ini juga direncanakan pembangunan GI minimalis, yaitu sebuah GI dengan spesifikasi yang paling minimal (single busbar atau bahkan tanpa busbar; peralatan proteksi & kontrol, supply AC/DC & battery dikemas dalam kontainer; tanpa operator) dan konfigurasi GI taping (single pi atau T) namun dapat terus dikembangkan hingga menjadi sebuah GI yang lengkap/sempurna. Penerapan GI minimalis hanya dilakukan pada daerah yang sudah dilalui transmisi 150 kV eksisting. Tujuan pembangunan GI minimalis ini adalah untuk dapat mengambil alih beban sistem isolated secara lebih cepat dari timing normal kebutuhan GI, pada sistem yang selama ini masih dioperasikan dengan PLTD. GI minimalis juga dapat diterapkan untuk memasok lokasi yang sebelumya dipasok dari jaringan 20 kV yang sangat panjang dan mengalami drop tegangan yang besar.

5.1.3 Perencanaan Distribusi Perencanaan sistem distribusi dibuat dengan memperhatikan kriteria sebagai berikut: •

Membatasi panjang maksimum saluran distribusi (JTM dan JTR) untuk menjaga agar tegangan pelayanan sesuai standar SPLN 72:1987.

•

Konfigurasi JTM untuk kota-kota besar dapat berupa topologi jaringan yang lebih andal seperti spindle, sementara konfigurasi untuk kawasan luar kota minimal berupa saluran radial yang dapat dipasok dari 2 sumber.

•

Mengendalikan susut teknis jaringan distribusi pada tingkat yang optimal.

•

Program listrik desa dilaksanakan dalam kerangka perencanaan sistem kelistrikan secara menyeluruh dan tidak memperburuk kinerja jaringan dan biaya pokok penyediaan.

Selain itu perencanaan sistem distribusi juga diarahkan untuk meningkatkan kontinuitas pasokan kepada pelanggan (menekan SAIDI dan SAIFI) dengan upaya: •

Membangun SCADA Distribusi untuk ibukota propinsi dan kota-kota lain yang minimal dipasok oleh 2 Gardu Induk dan 15 feeder,

RUPTL 2011- 2020

55

•

Mengoptimalkan pemanfaatan recloser atau AVS yang terpasang di SUTM, dikoordinasikan dengan reclosing relay penyulang di GI. Memonitor pengoperasian recloser atau AVS, dan menyempurnakan metode pemeliharaan-periodiknya.

•

Dimungkinkan menggunakan DAS (Distribution Automation System) pada daerah yang sangat padat beban dan potensi pendapatan tinggi.

Sasaran perencanaan sistem distribusi adalah menyediakan sarana pendistribusian tenaga listrik yang cukup, andal, berkualitas, efisien, dan susut teknis wajar. Perencanaan kebutuhan fisik jaringan distribusi dikelompokkan dalam dua kegiatan, yaitu penyambungan pelanggan dan perkuatan distribusi dengan perincian sebagai berikut: – Perluasan sistem distribusi untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik – Mempertahankan/meningkatkan keandalan (reliability) pelayanan tenaga listrik pada pelanggan (power quality).

dan

kualitas

– Menurunkan susut teknis jaringan – Rehabilitasi jaringan tua. – Pengembangan dan perbaikan sarana pelayanan Kebutuhan fisik yang diperlukan untuk perluasan sistem distribusi dalam rangka mengantisipasi pertumbuhan beban puncak sebagai akibat pertumbuhan penjualan energi merupakan fungsi dari beberapa variabel yaitu antara lain: – Beban puncak di sisi tegangan menengah (TM) dan tegangan rendah (TR), – Luas area yang dilayani, – Distribusi beban (tersebar merata, terkonsentrasi, dsb), – Jatuh tegangan maksimum yang diperbolehkan pada jaringan, – Ukuran penampang konduktor yang dipergunakan, – Fasilitas sistem distribusi terpasang (jaringan tegangan menengah/JTM, gardu distribusi/GD, jaringan tegangan rendah/JTR, automatic voltage regulator/AVR dsb). Dengan didorongnya pengembangan energi terbarukan oleh pemerintah seperti dimaksud dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 31 tahun 2009, maka pembangkit energi terbarukan sampai dengan 10 MW dapat tersambung langsung ke jaringan distribusi. Penyambungan pembangkit tersebut harus memenuhi ketentuan Aturan Distribusi (Distribution Code). 56

RUPTL 2011- 2020

5.2 ASUMSI DALAM PRAKIRAAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Merujuk pada Pasal 28 dan Pasal 29 Undang-Undang Nomor 30 tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan, PLN selaku Pemegang Ijin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik untuk Umum wajib menyediakan tenaga listrik secara terusmenerus, dalam jumlah yang cukup dan dengan mutu dan keandalan yang baik. Dengan demikian PLN harus mampu melayani kebutuhan tenaga listrik saat ini maupun di masa yang akan datang agar PLN dapat memenuhi kewajiban yang diminta oleh Undang-Undang tersebut. Sebagai langkah awal PLN harus dapat memperkirakan kebutuhan tenaga listrik paling tidak hingga 10 tahun ke depan. Kebutuhan tenaga listrik pada suatu daerah didorong oleh tiga faktor utama, yaitu pertumbuhan ekonomi, program elektrifikasi dan pengalihan captive power ke jaringan PLN. Pertumbuhan ekonomi dalam pengertian yang sederhana adalah proses meningkatkan output barang dan jasa. Proses tersebut memerlukan tenaga listrik sebagai salah satu input untuk menunjangnya, disamping input-input barang dan jasa lainnya. Disamping itu hasil dari pertumbuhan ekonomi adalah peningkatan pendapatan masyarakat yang mendorong peningkatan permintaan barang-barang / peralatan listrik seperti radio, TV, AC, lemari es dan lainnya. Akibatnya permintaan tenaga listrik akan meningkat. Faktor kedua adalah program elektrifikasi. Sebagai upaya PLN untuk mendukung program pemerintah dalam meningkatkan rasio elektrifikasi maka PLN perlu melistriki semua masyarakat yang ada dalam wilayah usahanya. Hal ini secara langsung akan menjaga eksistensi wilayah usaha PLN dan sekaligus meningkatkan rasio elektrifikasi di Indonesia, khususnya pada daerah-daerah yang telah menjadi wilayah usaha PLN. PLN dalam RUPTL ini berencana untuk menambah pelanggan baru yang besar, yaitu rata-rata 2,6 juta per tahun, sehingga rasio elektrifikasi akan mencapai 94% pada tahun 2020. Penambahan pelanggan baru tersebut tidak hanya mencakup mereka yang berada di wilayah usaha PLN saat ini tetapi juga mencakup mereka yang berada di luar wilayah usaha. Faktor ketiga yang menjadi pendorong pertumbuhan permintaan tenaga listrik PLN adalah pengalihan dari captive power (penggunaan pembangkit sendiri

RUPTL 2011- 2020

57

berbahan bakar minyak) menjadi pelanggan PLN. Captive power ini timbul sebagai akibat dari ketidakmampuan PLN memenuhi permintaan pelanggan di suatu daerah, terutama pelanggan industri dan bisnis. Bilamana kemampuan PLN untuk melayani di daerah tersebut telah meningkat, maka captive power ini dengan berbagai pertimbangannya akan beralih menjadi pelanggan PLN. Pengalihan captive power ke PLN juga didorong oleh tingginya harga BBM untuk membangkitkan tenaga listrik milik konsumen industri / bisnis, sementara harga jual listrik PLN relatif lebih murah. Faktor ketiga ini sangat bergantung kepada kemampuan pasokan PLN di suatu daerah/sistem kelistrikan dan skema bisnis jual beli listrik PLN dengan captive power, jadi tidak berlaku umum. Faktor lain yang bisa mempengaruhi pertumbuhan kebutuhan listrik adalah kemampuan finansial perusahaan untuk melakukan investasi dalam rangka melayani kebutuhan pelanggan dan masyarakat untuk mendapatkan pasokan listrik yang cukup dan andal. Penyambungan pelanggan baru tergantung dari ketersediaan pendanaan. Penyusunan prakiraan kebutuhan listrik dibuat dengan menggunakan sebuah model prakiraan beban yang disebut “Simple-E”. Model ini merupakan metode regresi yang menggunakan data historis dari penjualan energi listrik, daya tersambung, jumlah pelanggan, pertumbuhan ekonomi, dan populasi untuk membentuk persamaan yang fit. Kemudian untuk memproyeksikan kebutuhan listrik ke depan dipilih variabel bebas yang mempunyai pengaruh besar (korelasi yang kuat) terhadap permintaan listrik, yaitu pertumbuhan ekonomi dan populasi. Dalam hal terdapat daftar tunggu yang cukup besar, maka digunakan juga daya tersambung sebagai variabel. Aplikasi ini dilengkapi juga dengan fasilitas melihat tingkat ketelitian dari model yang dibentuk seperti parameter tingkat korelasi, dan uji statistik.

5.2.1 Pertumbuhan Ekonomi Pertumbuhan perekonomian Indonesia selama 11 tahun terakhir yang dinyatakan dalam produk domestik bruto (PDB) dengan harga konstan tahun 2000 mengalami kenaikan rata-rata 5,18% per tahun, atau lebih rendah dibandingkan pertumbuhan 4 tahun terakhir yang mencapai 5,5% – 6,32% seperti diperlihatkan pada Tabel 5.1.

58

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 1 Pertumbuhan Ekonomi Indonesia PDB

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

PDB (Triliun Rp)

1.39

1.44

1.50

1.57

1.66

1.75

1.85

1.96

2.08

2.17

2.22

Growth PDB (%)

4,90

3,83

4,31

4,78

5,05

5,67

5,50

6,32

6,06

4,50

6,08

Sumber: Statistik Indonesia, BPS

Pertumbuhan ekonomi tahun 2009 yang relatif rendah (4,5%) sebagaimana terlihat pada tabel 5.1 disebabkan oleh imbas krisis financial global yang terjadi pada tahun 2008 dan berlanjut ke 2009. Perekonomian Indonesia kembali pulih pada tahun 2010 dengan pertumbuhan 6,1%. Pemerintah memandang pertumbuhan ekonomi akan semakin membaik sebagaimana dituangkan dalam Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN) 2011-2014. Memperhatikan perkembangan kondisi ekonomi tersebut diatas, maka RUPTL ini mengadopsi asumsi pertumbuhan ekonomi nasional yang digunakan dalam RPJMN 2011-2014 dan Draft RUKN 2010 – 2029 untuk periode diatas 2014 sebesar 6,9% per tahun, selanjutnya oleh PLN angka tersebut dijabarkan menjadi seperti diperlihatkan pada Tabel 5.2.

Tabel 5. 2 Asumsi Pertumbuhan Ekonomi Indonesia Wilayah

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Indonesia

6,2

6,5

7,2

7,4

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

Jawa Bali

6,1

6,3

7,0

7,2

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

Luar Jawa Bali

7,3

7,7

8,5

8,8

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

8,2

5.2.2 Pertumbuhan Penduduk Jumlah penduduk Indonesia pada tahun 2010 adalah 237,6 juta orang dan jumlah rumah tangga 61,4 juta KK berdasar sensus penduduk tahun 2010. Sedangkan untuk memperkirakan jumlah penduduk hingga tahun 2020 PLN menggunakan laju pertumbuhan penduduk yang diperkirakan oleh Bappenas dan Badan Pusat Statistik dalam buku ”Proyeksi Penduduk Indonesia 20002025” [1] edisi tahun 2008. Pada Tabel 5.3 dapat dilihat perkiraan pertumbuhan penduduk untuk Jawa-Bali, luar Jawa-Bali dan Indonesia sepuluh tahun mendatang.

RUPTL 2011- 2020

59

Tabel 5. 3 Pertumbuhan Penduduk (%) Tahun

Indonesia

Jawa - Bali

Luar Jawa Bali

2011

1,18

0,92

1,56

2012

1,15

0,90

1,53

2013

1,12

0,87

1,49

2014

1,09

0,84

1,46

2015

1,06

0,81

1,42

2016

1,03

0,78

1,39

2017

1,00

0,75

1,35

2018

0,96

0,71

1,31

2019

0,92

0,67

1,26

2020

0,88

0,63

1,22

Sumber: Proyeksi Penduduk Indonesia 2000 – 2025” [1]

5.3 PRAKIRAAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK 2011 - 2020 Menunjuk asumsi-asumsi pada butir 5.2, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya diberikan pada Tabel 5.5. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa kebutuhan energi listrik pada tahun 2020 akan menjadi 328,3 TWh, atau tumbuh rata-rata 8,5% per tahun. Sedangkan beban puncak non coincident pada tahun 2020 akan menjadi 55.053 MW atau tumbuh ratarata sebesar 8,14% per tahun.

Tabel 5. 4 Pertumbuhan Ekonomi, Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik dan Beban Puncak Periode 2010 – 2020

60

Tahun

Pertumbuhan

Sales

Jumlah Beban Puncak (non-coincident) MW 25.177

TWh

2010

Ekonomi % 6,1

145,7

2011

6,2

162,4

27.792

2012

6,5

177,8

30.345

2013

7,2

193,4

32.856

2014

7,4

210,1

35.456

2015

6,9

227,6

38.361

2016

6,9

246,2

41.444

2017

6,9

264,6

44.496

2018

6,9

284,4

47.768

2019

6,9

305,7

51.301

2020

6,9

328,3

55.053

RUPTL 2011- 2020

Proyeksi jumlah pelanggan pada tahun 2011 adalah sebesar 45,8 juta dan akan bertambah menjadi 69,0 juta pada tahun 2020 atau bertambah rata-rata 2,7 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 71,9% pada tahun 2011 menjadi 94,4% pada tahun 2020. Proyeksi jumlah penduduk, pertumbuhan pelanggan dan rasio elektrifikasi diperlihatkan pada Tabel 5.5.

Tabel 5. 5 Proyeksi Jumlah Penduduk, Pertumbuhan Pelanggan dan Rasio Elektrifikasi Periode 2011 – 2020

Tahun

Penduduk Pelanggan Rasio Elek. Juta

Juta

%

2011

241.0

45.8

71.9

2012

243.9

48.2

74.4

2013

246.9

50.8

77.1

2014

249.7

53.4

79.9

2015

252.5

56.1

82.7

2016

255.3

58.8

85.5

2017

258.0

61.4

87.9

2018

260.7

64.1

90.3

2019

262.6

66.7

92.7

2020

264.9

69.0

94.4

Rasio Elek RUKN %

83.2

92.2

Dibandingkan dengan sasaran yang ingin dicapai oleh Pemerintah dalam RUKN tahun 2008-2027, rasio elektrifikasi dalam RUPTL ini pada tahun 2015 diproyeksikan akan sedikit lebih tinggi daripada RUKN (0,3%) sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 5.5.

RUPTL 2011- 2020

61

Tabel 5. 6 Prakiraan Kebutuhan Listrik, Angka Pertumbuhan dan Rasio Elektrifikasi Unit 1.Energy Demand - Indonesia - Jawa-Bali - Indonesia Timur - Indonesia Barat 2.Pertumbuhan - Indonesia - Jawa-Bali - Indonesia Timur - Indonesia Barat 3.Rasio Elektrifikasi - Indonesia - Jawa-Bali - Indonesia Timur - Indonesia Barat

2011

2012

2014

2016

2018

2020

TWh

162,4 125,2 13,1 24,0

177,8 135,8 15,1 26,9

210,1 158,5 18,7 32,9

246,2 184,5 22,4 39,3

284,4 211,1 26,6 46,6

328,3 241,2 31,7 55,3

%

11,5 10,4 16,4 14,5

9,5 8,4 15,1 12,0

8,6 8,0 10,6 10,4

8,2 7,9 9,2 9,1

7,5 7,0 9,2 8,8

7,4 6,8 9,1 9,0

%

71,9 72,8 65,5 74,3

74,4 75,4 67,6 76,7

79,9 81,5 72,1 81,5

85,5 88,1 76,7 85,0

90,3 93,7 81,3 88,2

94,4 97,8 86,4 91,6

Proyeksi prakiraan kebutuhan listrik periode 2011–2020 ditunjukkan pada Tabel 5.6 dan Gambar 5.1. Pada periode 2011-2020 kebutuhan listrik sistem Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 125,2 TWh pada tahun 2011 menjadi 241,2 TWh pada tahun 2020, atau tumbuh rata-rata 7,8% per tahun. Untuk Indonesia Timur pada periode yang sama kebutuhan listrik akan meningkat dari 13,1 TWh menjadi 31,7 TWh atau tumbuh rata-rata 10,8% per tahun. Wilayah Indonesia Barat tumbuh dari 24,0 TWh pada tahun 2011 menjadi 55,3 TWh pada tahun 2020 atau tumbuh rata-rata 10,2% per tahun. 24 TWh

55 TWh 2011 2020

IB : 10,2%

31 13 TWh TWh

IT : 10,8% 125 TWh

241 TWh

JB : 7,8% Gambar 5.1 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2011 dan 2020

62

RUPTL 2011- 2020

Proyeksi penjualan tenaga listrik per kelompok pelanggan dapat dilihat pada Gambar 5.2. Gambar tersebut memperlihatkan bahwa pada sistem Jawa Bali kelompok pelanggan industri mempunyai porsi yang sangat besar, yaitu 40% dari total penjualan. Sedangkan di Indonesia Timur dan Indonesia Barat porsi pelanggan industri adalah cukup kecil, yaitu masing-masing hanya 10% dan 17%. Pelanggan residensial masih mendominasi penjualan hingga tahun 2020, yaitu 59% untuk Indonesia Timur dan 60% untuk Indonesia Barat. 300,000

350,000 300,000

250,000

Indonesia

Jawa‐Bali

250,000

200,000

200,000

Industri

150,000

Publik Bisnis

100,000

150,000

Residensial

0

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

60,000

35,000 30,000

50,000 40,000

Publik Bisnis

50,000

Residensial

50,000

Industri

100,000

Indonesia Barat

20,000

Industri Publik Bisnis

30,000 20,000

Indonesia Timur

25,000

Industri Publik Bisnis

15,000 10,000

Residensial

10,000

Residensial

5,000 0

0

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Gambar 5.2 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2011-2020 Proyeksi penjualan pada RUPTL 2011-2020 sedikit lebih tinggi daripada draft RUKN 20102029, namun lebih rendah daripada RUKN 2008-2027 seperti terlihat pada Gambar 5.3. 450.0 400.0 350.0 300.0 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 ‐ 2010

2011

2012

2013 RUPTL

2014

2015

RUKN 08‐27

2016

2017

2018

2019

2020

RUKN 10‐29

Gambar 5.3 Perbandingan Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik RUPTL dan RUKN

RUPTL 2011- 2020

63

5.4 RENCANA PENGEMBANGAN PEMBANGKIT 5.4.1 Kategorisasi Kandidat Pembangkit 5.4.1.1

Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur

Kandidat pembangkit yang digunakan pada simulasi penambahan pembangkit di Indonesia Barat dan Timur cukup bervariasi tergantung kepada kapasitas sistem. Untuk sistem Sumatera misalnya, kandidat PLTU batubara adalah 100 MW, 200 MW, 300 MW dan 400 MW. PLTG pemikul beban puncak 100 MW. Untuk sistem Kalimantan dan Sulawesi, kandidat PLTU batubara adalah 25 MW, 50 MW dan 100 MW dengan PLTG pemikul beban puncak 25-30 MW dan 50 MW. Sistem lainnya menggunakan kandidat pembangkit yang lebih kecil. 5.4.1.2

Sistem Jawa-Bali

Pada sistem Jawa-Bali, kandidat pembangkit yang dipertimbangkan untuk rencana pengembangan adalah PLTU batubara ultra supercritical kelas 1.000 MW dan supercritical 600 MW, PLTGU LNG/gas alam 750 MW, PLTG BBM pemikul beban puncak 200 MW dan PLTA Pumped Storage 250 MW40. Selain itu terdapat beberapa PLTP kelas 55 MW dan 110 MW, serta PLTA. PLTN jenis pressurised water reactor kelas 1.000 MW juga disertakan sebagai kandidat dalam model optimisasi perencanaan pembangkitan. Pemilihan ukuran unit PLTU batubara untuk sistem Jawa-Bali sebesar 1.000 MW per unit didasarkan pada pertimbangan efisiensi41 dan kesesuaian dengan ukuran sistem tenaga listrik Jawa-Bali yang beban puncaknya sudah akan melampaui 25.000 MW. Asumsi harga bahan bakar dapat dilihat pada Tabel 5.7.

40 41

Mengacu pada desain PLTA Pumped Storage Upper Cisokan Mengambil benefit dari economies of scale dan menggunakan teknologi boiler supercritical yang mempunyai efisiensi jauh lebih tinggi daripada teknologi subcritical.

64

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 7 Asumsi Harga Bahan Bakar Jenis Energi Primer

Harga

Nilai Kalor

Batubara – Sub Bituminous

USD 80/Ton

5.100 kcal/kg

Batubara – Lignite

USD 50/Ton

4.200 kcal/kg

Batubara – Lignite di Mulut Tambang

USD 35/Ton

4.200 kcal/kg

Gas alam

USD 6/MMBTU

252.000 kcal/Mscf

LNG

USD 10/MMBTU

252.000 kcal/Mscf

HSD *)

USD 0,78/Liter

9.070 kcal/l

MFO *)

USD 0,62/Liter

9.370 kcal/l

Uap Panas Bumi Uranium

(tidak mempengaruhi hasil simulasi perencanaan karena diperlakukan sebagai fixed plant) USD 120/lb

*) Harga tersebut adalah untuk harga crude oil US$95/barrel

5.4.2 Program Percepatan Pembangkit Berbahan (Perpres No. 71/2006 jo Perpres No.59/2009)

bakar

Batubara

Dengan Peraturan Presiden No.71 tahun 2006 yang direvisi dengan Peraturan Presiden No. 59 tahun 2009, Pemerintah telah menugaskan PT PLN (Persero) untuk membangun pembangkit listrik berbahan bakar batubara sebanyak kurang lebih 10.000 MW untuk memperbaiki fuel mix dan sekaligus juga memenuhi kebutuhan demand listrik di seluruh Indonesia. Program ini dikenal sebagai “Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW”. Berdasar penugasan tersebut PLN pada saat ini tengah membangun sejumlah proyek pembangkit dengan kapasitas dan perkiraan tahun operasi diperlihatkan pada Tabel 5.8.

RUPTL 2011- 2020

65

Tabel 5. 8 Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW (Peraturan Presiden No.71/2006 jo Perpres No.59/2009) Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

PLTU 2 di Banten (Labuan)

2x315

2009-2010

3x330

2011

1x625

2011

3x315

2011-2012

3x350

2012-2013

2x315

2011

1x600

2014

2x315

2012

1x660

2012

2x300

2013

PLTU di NAD (Meulaboh)

2x110

2012

PLTU 2 di Sumut (Pangkalan Susu)

2x220

2012

PLTU 1 di Riau (Bengkalis)

2x10

2012

PLTU Tenayan di Riau

2x110

PLTU di Kepri (Tanjung Balai)

PLTU di Jabar Utara (Indramayu) PLTU 1 di Banten (Suralaya Unit 8) PLTU 3 di Banten (Lontar) PLTU di Jabar Selatan (Pelabuhan Ratu) PLTU 1 di Jateng (Rembang) PLTU 2 di Jateng (PLTU Adipala) PLTU 1 di Jatim (Pacitan) PLTU 2 di Jatim (Paiton Unit 9) PLTU 3 di Jatim (Tanjung Awar-awar)

PLTU 4 di Babel (Belitung) PLTU 3 di Babel (Air Anyer) PLTU 2 di Riau (Selat Panjang) PLTU 2 di Kalbar (Pantai Kura-Kura) PLTU di Sumbar (Teluk Sirih)

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

2x112

2012-2013

2x100

2012

2x50

2012

2x100

2013-2014

2x60

2012-2013

2x65

2011

2x25

2011

2x25

2012-2013

2x7

2012

2x10

2012

2x7

Batal

2x15

2012-2013

PLTU di Sultra (Kendari)

2x10

2011-2012

2014

PLTU di Sulsel (Barru)

2x50

2012

2x7

2011

PLTU 2 di NTB (Lombok)

2x25

2012

2x16.5

2012

PLTU 1 di NTT (Ende)

2x7

2012

2x30

2010-2011

PLTU 2 di NTT (Kupang)

2x15

2012

2x5

Batal

PLTU 1 di NTB (Bima)

2x10

2012

2x27,5

2012-2013

PLTU 1 Sulut

2x25

2014

2x112

2012-2013

PLTU 2 di Kalteng

2x7

Batal

Nama Pembangkit PLTU di Sumbar (Teluk Sirih) PLTU di Lampung (Tarahan Baru) PLTU 1 di Kalbar (Parit Baru) PLTU di Kaltim (Kariangau) PLTU 1 di Kalteng (Pulang Pisau) PLTU di Kalsel (Asam-Asam) PLTU 2 di Sulut (Amurang) PLTU di Gorontalo PLTU di Maluku Utara (Tidore) PLTU 2 di Papua (Jayapura) PLTU 1 di Papua (Timika) PLTU di Maluku (Ambon)

Sampai dengan Desember 2010 pembangunan Proyek PerPres 71 yang telah selesai dan beroperasi komersial adalah hanya PLTU Labuan Unit 1 dan unit 2 (2x300 MW), sedangkan pembangkit lain yang semula dijadwalkan selesai 66

RUPTL 2011- 2020

dalam tahun 2010 ternyata mundur ke tahun 2011 sebesar 4.165 MW, yaitu Suralaya Unit 8 (625 MW), Indramayu Unit 1-2-3 (3x330 MW), Lontar 1-2 (2x315 MW) dan Rembang unit 1-2 (2x315 MW). Pada tahun 2012 dijadwalkan proyek-proyek sebanyak 1.365 MW berikut akan beroperasi: Pacitan 1-2 (2x315MW), Paiton baru (660 MW), Lontar Unit 3 (315 MW), Pelabuhan Ratu 1-2 (2x350 MW), dan Tanjung Awar-awar 1 (350 MW). Sedangkan pada tahun 2013 akan beroperasi PLTU Pelabuhan Ratu 3 (350 MW) dan Tanjung Awar-awar 2 (350 MW), dan selanjutnya pada 2014 akan beroperasi PLTU Adipala (660 MW). Proyek-proyek pembangkit PerPres 71 di Jawa Bali mengalami keterlambatan rata-rata 1 tahun, sedangkan proyek-proyek di luar Jawa Bali akan mengalami keterlambatan lebih dari itu. Keterlambatan tersebut terutama disebabkan oleh financing yang terlambat dan permasalahan konstruksi. Untuk Indonesia Barat dan Timur proyek pembangkit yang akan mulai beroperasi 2011 adalah PLTU Tanjung Balai Karimun, PLTU Tarahan, PLTU Bangka, PLTU Asam-Asam, PLTU 2 Sulut, dan PLTU Kendari, sedangkan sebagian besar akan beroperasi tahun 2012-2013.

5.4.3 Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 (FTP2) yang ditetapkan dengan Peraturan Presiden Nomor 4 Tahun 2010 dan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 02/2010 jo No. 15/2010 mencakup PLTU batubara 3.391 MW, PLTP 3.967 MW, PLTGU 860 MW, PLTG 100 MW dan PLTA 1.204 MW, dengan kapasitas total 9.522 MW. Dalam perjalanannya proyek-proyek yang termasuk dalam program tersebut banyak mengalami keterlambatan dan beberapa telah diusulkan kepada Kementerian ESDM untuk dibatalkan karena masalah-masalah seperti kekurangan pasokan gas dan ketidaksiapan pengembangan panas bumi. Proyek-proyek yang diusulkan untuk dibatalkan adalah PLTGU Muara Tawar add-on Blok 3-4, PLTU Bali Timur, PLTP Darajat, PLTP Salak, PLTGU Senoro, PLTU Masohi, PLTU Waingapu, PLTU Moutong. Selain itu juga terdapat proyek yang diusulkan untuk dikeluarkan dari FTP2 karena akan didanai dengan APBN yaitu PLTU Sampit, PLTU Kotabaru, PLTU Tidore dan PLTG Kaltim (peaking).

RUPTL 2011- 2020

67

Di samping itu juga terdapat beberapa proyek yang berubah status dan jadwal yaitu PLTGU Bangkanai (IPP) menjadi PLTG Bangkanai (PLN), beberapa PLTU kecil menjadi PLTGB dan hampir semua PLTP terlambat. Selain mengusulkan pembatalan beberapa proyek, PLN juga mengusulkan tambahan beberapa proyek pembangkit EBT seperti PLTA dan PLTP yang baru saja memperoleh penetapan WKP oleh Kementerian ESDM berikut transmisi terkaitnya. Proyek PLTA yang diusulkan sebesar 516 MW antara lain PLTA Rajamandala, PLTA Bonto Batu, PLTA Malea, PLTA Wampu, PLTA Semangka, PLTA Hasang dan PLTA Peusangan-4. Sedangkan proyek PLTP yang diusulkan sebesar 885 MW antara lain PLTP Gunung Endut, PLTP Gunung Ciremai, PLTP Suoh Sekincau, PLTP Wai Ratai, PLTP Danau Ranau, PLTP Simbolon Samosir, PLTP Sipoholon Ria-Ria, PLTP Bonjol dan PLTP Mataloko. Usulan perubahan Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2010 yang telah disampaikan PLN diberikan pada Tabel 5.9 dengan komposisi PLTU batubara 3.025 MW, PLTP 4.870 MW, PLTG 280 MW, PLTGB 64 MW dan PLTA 1.753 MW dengan kapasitas total 9.992 MW untuk jangka waktu sampai dengan tahun 2019. Tabel 5. 9 Rekap Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2 Pemilik

Satuan

PLTA

PLTG

PLTGB

PLTP

PLTU

Jumlah

PLN

MW

1,269

280

64

340

1,804

3,757

IPP

MW

484

0

0

4,530

1,221

6,235

Jumlah

MW

1,753

280

64

4,870

3,025

9,992

Porsi pembangkit EBT (PLTP dan PLTA) dalam FTP2 sesuai Tabel 5.9 akan menjadi 66%. Pengembangan panas bumi sebanyak itu selama 10 tahun ke depan merupakan suatu rencana pengembangan yang relatif sangat besar untuk PLTP dengan jumlah investasi yang sangat tinggi42. Pengembangan ini merupakan bagian dari rencana yang lebih besar lagi dalam RUPTL 2011-2020 ini yang mencapai 6.247 MW hingga tahun 2020. Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 sebesar 9.992 MW tersebut terdiri atas 3.757 MW sebagai proyek PLN dan 6.235 MW sebagai proyek IPP. Namun demikian alokasi proyek Program Percepatan Pembangkit Tahap 2

42

Kebutuhan investasi sekitar US$ 9 milyar jika biaya pengembangan US$ 2.500/kW.

68

RUPTL 2011- 2020

tersebut masih akan tergantung pada hasil kajian kemampuan keuangan PLN dalam membuat pinjaman baru.

5.4.4 Program Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) berdasarkan PerPres No. 67/2005 jo PerPres No. 13/2010. Pada saat ini terdapat 7 proyek yang terdapat dalam buku KPS 2011 seperti dalam tabel 5.10. Tabel 5. 10 Proyek yang terdapat dalam Buku KPS 2011 No

Nama Proyek

Kapasitas

Provinsi

Status

Keterangan

1

PLTU Jateng

2x1000 MW

Jateng

Sudah Tender

Sudah PPA

2

PLTU Jambi

2x400 MW

Jambi

Prioritas

Solicited karena ada dalam RUPTL 2010-2019

3

PLTU Sumsel-9

2x600 MW

Sumsel

Potensial

Solicited

4

PLTU Sumsel-10

600 MW

Sumsel

Potensial

Solicited

5

PLTU Kaltim

2x100 MW

Kaltim

Potensial

Solicited

6

PLTU Sulut

2x55 MW

Sulut

Potensial

Solicited

7

PLTA Karama

450 MW

Sulbar

Prioritas

Unsolicited Usulan Pemprov Sulbar

PLN mengusulkan proyek nomor 1 s.d. 6 sebagai proyek KPS.

5.4.5 Rencana Pengembangan PLTU Batubara Mulut Tambang Dalam RUPTL 2011-2020 terdapat rencana pembangunan 7.310 MW PLTU batubara mulut tambang di Sumatera sampai dengan tahun 2020, yang terdiri dari 6.510 MW akan dikembangkan oleh IPP dan 800 MW oleh PLN. Memperhatikan lokasi PLTU mulut tambang yang berada di dekat sumber batubara yang tidak mempunyai akses untuk mentransportasi batubara keluar dari sumber batubara tersebut dalam volume yang besar, PLN telah mengusulkan agar harga batubara untuk PLTU mulut tambang tidak ditetapkan berdasarkan harga pasar, melainkan berdasarkan biaya produksi batubara plus margin, dan harga tersebut berlaku sepanjang umur PPA (locked-in). 5.4.6 Rencana Penambahan Kapasitas (Gabungan Indonesia) Rencana penambahan kapasitas pembangkit gabungan seluruh Indonesia ditunjukkan pada Tabel 5.11. Kapasitas tersebut hanya meliputi pembangkit – pembangkit yang direncanakan untuk sistem-sistem besar (interkoneksi), dan sudah mencakup Program Percepatan Pembangkit Tahap 1 dan 2. RUPTL 2011- 2020

69

Tabel 5. 11 Kebutuhan Tambahan Pembangkit Total Indonesia (MW) Tahun PLN PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PS PLTGB PLTB PLTS PLTH Total IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PS PLTGB PLTB PLTS PLTH Total PLN+IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PS PLTGB PLTB PLTS PLTH Total

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

3,774 24 444 222 4 8 1 4,477

4,112 63 743 405 1 17 20 12 0 5,372

2,971 55 116 1,030 33 30 49 4,283

1,426 13 790 41 49 4 27 1 5 2 2,357

1,570 235 140 41 7 242 20 2,254

250 83 30 22 3 558 1,040 7 1,992

1,110 20 85 5 541 19 1 1,780

898 20 480 22 5 279 14 1,718

1,404 20 750 75 17 2 294 450 6 1 3,019

1,522 220 750 630 18 2 950 10 4,102

924 150 16 10 6 1,106

1,029 130 104 22 200 20 1,505

102 60 180 102 204 8 32 688

1,521 245 90 45 16 1,917

2,719 855 44 70 2 3,690

4,582 343 1 246 5,172

3,675 937 1 40 3 4,656

1,110 1,270 83 2,463

425 1,590 2,015

450 195 135 780

4,698 24 594 222 20 18 6 1 5,583

5,141 63 873 509 1 38 220 32 0 6,877

3,073 115 296 1,132 33 234 8 81 4,971

2,947 258 790 41 139 49 43 1 5 2 4,274

4,289 1,090 140 41 51 312 22 5,944

4,832 426 30 22 4 804 1,040 7 7,164

4,785 957 85 6 581 22 1 6,436

2,008 1,290 480 22 5 362 14 4,181

1,829 1,610 750 75 17 2 294 450 6 1 5,034

1,972 415 750 630 18 2 135 950 10 4,882

Total 19,036 752 2,803 3,887 194 123 1,945 2,440 164 1 6 3 31,353 16,537 5,495 460 206 378 837 79 23,992 35,573 6,247 3,263 4,093 194 501 2,782 2,440 243 1 6 3 55,345

Tabel 5.11 menunjukkan hal-hal sebagai berikut: –

Tambahan kapasitas pembangkit selama 10 tahun mendatang (periode 2011 – 2020) untuk seluruh Indonesia adalah 55,8 GW atau pertambahan kapasitas rata-rata mencapai 5,6 GW per tahun.

–

Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 31,4 GW atau 56,1% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Partisipasi swasta direncanakan sebesar 24,5 GW atau 43,9%.

–

PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 35,6 GW atau 63,7%, sementara PLTGU gas dengan kapasitas 3,3 GW atau 5,8%. Untuk energi terbarukan, yang terbesar adalah panas bumi sebesar 6,2 GW atau 11,2% dari kapasitas total, disusul oleh PLTA sebesar 6,1 GW atau 11,1%.

5.4.7 Penambahan Kapasitas Pembangkit Indonesia Barat dan Indonesia Timur

Pada

Wilayah

Operasi

Sistem PLN di wilayah operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur terdiri dari 5 sistem interkoneksi, yaitu: (1) Sistem Sumatra, (2) Sistem Kalimantan Barat,

70

RUPTL 2011- 2020

(3) Sistem Kalimatan Selatan-Tengah-Timur, (4) Sistem Sulawesi Utara dan (5) Sistem Sulawesi Selatan. Di luar sistem interkoneksi tersebut pada saat ini terdapat 4 sistem isolated yang cukup besar dengan beban puncak di atas 50 MW, yaitu Bangka, Lombok, Tanjung Pinang dan Palu, dan terdapat beberapa sistem isolated dengan beban puncak di atas 10 MW, yaitu Jayapura, Sorong, Ambon, Ternate, Kupang, Sumbawa, Bima, Luwuk, Gorontalo, Kendari, Kolaka, Bau-Bau, Bontang, Sampit, Pangkalan Bun, Sintang, Ketapang, Belitung, Rengat, Tanjung Balai Karimun, Sungai Penuh, Takengon, Meulaboh. 5.4.5.1

Garis besar Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur

Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 15.916 MW di Indonesia Barat dan 7.781 MW di Indonesia Timur, termasuk committed dan ongoing projects seperti ditunjukkan pada Tabel 5.12 dan Tabel 5.13. Dari tabel 5.12 dapat dilihat bahwa pengembangan pembangkit hingga tahun 2020 di Indonesia Barat yang dilakukan oleh PLN adalah sebanyak 8,3 GW (52,4%). Selebihnya akan dibangun sebagai proyek IPP sebanyak 7,6 GW (47,6%). Sedangkan pada tabel 5.13 dapat dilihat bahwa pengembangan pembangkit hingga tahun 2020 di Indonesia Timur yang dilakukan oleh PLN adalah sebanyak 4,6 GW (58,6%). Selebihnya akan dibangun sebagai proyek IPP sebanyak 3,2 GW (41,4%), lebih kecil dibandingkan pembangkit yang dibangun oleh PLN. Beberapa PLTD masih direncanakan untuk dibangun di daerah terpencil khususnya Indonesia bagian timur yang besar bebannya belum cukup tinggi untuk dipasok oleh PLTU batubara skala kecil. Pengembangan pembangkit di Indonesia barat dan Timur untuk PLTP diproyeksikan cukup besar, yaitu 3.372 MW dan juga PLTA sebesar 2.908 MW. Hal ini selaras dengan kebijakan pemerintah untuk mengembangkan energi terbarukan. Energi terbarukan lainnya yang juga direncanakan akan dikembangkan dalam RUPTL 2011-2020 ini adalah PLT Bayu dan PLT Surya (photovoltaic) dalam skala relatif kecil. Pada saat ini terdapat sebuah proposal proyek IPP unsolicited PLTA Batang Toru 500 MW yang berlokasi di Tapanuli Selatan. Saat ini perusahaan yang RUPTL 2011- 2020

71

mengajukan proposal proyek sedang melakukan pra studi kelayakan (Pre-FS). Apabila proyek tersebut layak secara teknis, keekonomian dan sesuai dengan kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera, maka proposal proyek IPP unsolicited tersebut akan diproses lebih lanjut. Tabel 5. 12 Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Barat (MW) Tahun PLN PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB Total IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB Total PLN+IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB Total

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

74 222 0 296

804 55 380 12 1,251

1,577 55 116 580 34 2,362

205 570 8 783

688 220 20 12 940

250 437 687

50 10 365 6 431

30 30 49 3 112

522 6 528

522 220 200 3 945

239 239

14 130 44 16 204

42 22 95 5 164

543 220 32 45 840

642 440 39 23 1,144

930 56 986

600 612 40 1,252

400 405 83 888

425 690 1,115

250 250

313 222 0 535

818 55 130 424 28 1,455

1,619 55 116 602 95 39 2,525

748 220 570 32 45 8 1,623

1,330 660 20 39 23 12 2,084

1,180 493 1,673

650 612 10 405 6 1,683

430 405 30 132 3 1,000

947 690 6 1,643

772 220 200 3 1,195

4,721 550 116 2,012 851 84 8,334 4,085 2,367 130 66 166 247 21 7,082 8,806 2,917 246 2,078 166 1,099 105 15,416

Tabel 5. 13 Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur (MW) Tahun PLN PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB PLTB PLTS PLTH Total IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB PLTB PLTS PLTH Total PLN+IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTD PLTM PLTA PLTGB PLTB PLTS PLTH Total

72

2011

2012

165 24 -

2013

2014

4 8

343 8 25 1 17 20

1

0

202

413

871

25

200

60

-

344 450 33 30 15

60 -

7 10 6

17 200 4 -

180 80 41 8 27

2015

2016

561 13 70 41 49 4 16 1 5 2 761

222 15 120 41 7 32 5

2017

2018

30 22 3 59 7

5 139 13

268 20 50 22 5 230 11

441

203

1 312

606

598 25

417 30

132 18

215 55

110 50

-

-

1 190

-

-

40

5

60 20

83 -

75 -

2019

2020

282 20 75 17 2 294

Total

30 18 2 7

1 691

57

45

200 30

-

-

1 117

16 679

2 454

341

3 274

160

-

48

481

396

45

347

190 24 11 18 6 1 250

543 8 85 1 34 220 4 0 895

404 180 530 33 71 8 42 1,267

1,159 38 70 41 89 4 32 1 5 2 1,440

639 45 120 41 12 32 7 895

132 101 30 22 4 249 7 544

275 75 75 6 139 16 1 586

378 70 50 22 5 230 11 766

282 65 75 17 2 294 1 736

200 30 30 18 2 117 7 404

-

2,245 202 925 194 123 785 74 1 6 3 4,556 1,957 253 180 140 112 525 58 3,225 4,202 455 180 1,065 194 235 1,309 132 1 6 3 7,781

RUPTL 2011- 2020

5.4.5.2

Neraca Daya

Neraca daya kelima sistem interkoneksi dan sistem-sistem isolated dapat dilihat pada Lampiran A dan Lampiran B. 5.4.5.3

Proyek – Proyek Strategis

Beberapa proyek kelistrikan strategis di Indonesia Timur dan Indonesia Barat meliputi antara lain: – Proyek pembangkit PerPres 71 mengingat banyaknya daerah yang mengalami kekurangan pasokan tenaga listrik dan untuk mengurangi pemakaian BBM. – Proyek-proyek pembangkit IPP yang telah berstatus PPA dan konstruksi. – Proyek-proyek pembangkit panas bumi dan atau tenaga air di Sumatera, Sulawesi, Maluku dan Papua yang menjadi andalan pasokan listrik setempat. – PLTG Bangkanai 280 MW yang dilengkapi CNG storage untuk dapat dioperasikan sebagai pembangkit peaking, pembangunan PLTG peaking di Kaltim dan Sulsel. – PLTA Baliem 50 MW di Wamena untuk melistriki Kabupaten Wamena dan tujuh Kabupaten Baru di Pegunungan Puncak Papua yang selama ini belum dilayani listrik PLN. – Mini LNG/CNG untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaking dan pembangkit kecil tersebar di wilayah operasi Indonesia Timur. – PLTA Asahan unit 3 sebesar 174 MW direncanakan beroperasi pada tahun 2016, sangat strategis untuk memperbaiki fuel mix di Sumatera Utara, – PLTA Merangin 350 MW di Provinsi Jambi akan memenuhi kebutuhan sistem Sumatera dan sekaligus menurunkan BPP. – PLTU batubara mulut tambang di Sumatera Selatan skala besar yang listriknya juga akan disalurkan ke sistem interkoneksi Sumatera disamping ditransfer ke Jawa melalui transmisi 500 kV HVDC. – Pembangkit peaker di Sumatera yang akan memanfaatkan potensi bahan bakar gas yang ada.

RUPTL 2011- 2020

73

5.4.8 Penambahan Kapasitas Pada Sistem Jawa Bali 5.4.6.1

Garis Besar Penambahan Pembangkit

Pada Tabel 5.14 diperlihatkan jumlah kapasitas dan jenis pembangkit yang dibutuhkan dalam kurun waktu 2011-2020 di sistem Jawa-Bali. Tabel 5.14 menunjukkan hal-hal sebagai berikut: –

Tambahan kapasitas pembangkit selama 10 tahun ke depan (periode 20112020) untuk Jawa-Bali adalah 32,2 GW atau pertambahan kapasitas ratarata mencapai 3,2 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebesar 118 MW dan PLTGB 6 MW.

–

Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 18,5 GW atau 57,4% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Partisipasi swasta direncanakan sebesar 13,7 GW atau 42,6%.

–

PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 22,6 GW atau 70,1%, sementara PLTGU gas menempati urutan kedua dengan kapasitas 2,8 GW atau 8,8%. Untuk energi terbarukan seperti panas bumi sebesar 2,9 GW atau 8,9% dan PLTA/PLTM/PS sebesar 2.9 GW atau 9,1%, disusul oleh PLTG 1 GW atau 3.0%. Tabel 5. 14 Kebutuhan Pembangkit Sistem Jawa-Bali (MW)

Tahun PLN PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTM PLTA PS PLTGB Total IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTM PLTA PS PLTGB Total PLN+IPP PLTU PLTP PLTGU PLTG PLTM PLTA PS PLTGB Total

74

2011

2012

2013

3,535

2,965

444

743

2014

1,050

2015

660

2016

660

150

3,708

660

815

1,050

2018

1,000

600

-

2019

62 1,040

37

2020

Total

600

1,000

750

750 400

450

950

400 210

3,979

2017

3 813

3 873

1,102

1,037

1,000

1,800

3,100

380

1,660 385

3,520 325

2,860 270

600 815

855

165

60 150 9

4

68

18 47

18

819

819

128

398

2,092

3,845

3,130

1,415

855

183

4,195 594 9 4,798

3,780 743 4 4,527

1,050 60 68 1,178

1,040 150 18 3 1,211

2,320 385 257 3 2,965

3,520 325 62 1,040 4,947

3,860 270 37 4,167

1,200 815 400 2,415

600 855 750 450 2,655

1,000 165 750 400 18 950 3,283

12,070 2,687 950 309 2,440 6 18,462 10,495 2,875 150 100 65 13,685 22,565 2,875 2,837 950 100 374 2,440 6 32,147

RUPTL 2011- 2020

5.4.6.2 Neraca Daya Rencana penambahan kapasitas pembangkit di sistem Jawa Bali sampai dengan tahun 2020 berjumlah 32.023 MW (tidak termasuk PLTM tersebar 118 MW dan PLTGB 6 MW), atau rata-rata sekitar 3.200 MW per tahun. Jumlah tersebut terdiri dari tambahan pembangkit PLN berjumlah 18.456 MW (57,6%) dan tambahan pembangkit IPP sebesar 13.567 MW (42,4%). Jadwal dan kebutuhan masing-masing jenis pembangkit dapat dilihat pada 5.16. Dalam jangka pendek (sampai dengan tahun 2013), tambahan pembangkit dari proyek-proyek yang saat ini sedang dalam tahap pembangunan (proyek ongoing) berjumlah 10.352 MW, yang terdiri dari pembangkit PLN berjumlah 8.737 MW dimana sebagian besar adalah proyek Perpres No.71/2006 dan sisanya sebesar 1.625 MW adalah proyek IPP. Selain itu masih ada rencana Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2 yang beroperasi pada 2013 yaitu PLTP Patuha 60 MW (IPP). Dalam jangka menengah (2014 – 2016) tambahan pembangkit yang berupa proyek PLN berjumlah 2.782 MW, dimana tambahan sebesar 1.040 MW adalah Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2, sedangkan proyek IPP berjumlah 6.317 MW, dimana 1.100 MW merupakan Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2. Pada tahun 2015 reserve margin akan turun menjadi 25% karena mundurnya Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2 antara lain PLTU Indramayu 1x1000 MW, Upper Cisokan Pumped Storage 4x250 MW, PLTU Madura 2x200 MW dan proyek-proyek panas bumi. Untuk meningkatkan reserve margin mendekati kriteria keandalan yang dikehendaki, diperlukan tambahan pembangkit sebesar 3x600 MW pada tahun 2015. Kapasitas tersebut akan dipenuhi oleh 2 unit PLTU IPP kelas 600 MW dan ekspansi PLTU Lontar 1x660 MW. Untuk mengantisipasi keterlambatan penyelesaian proyek transmisi HVDC Sumatera-Jawa yang sangat panjang (700 km) dan pembangkitnya di Sumatera Selatan, dalam RUPTL ini direncanakan tambahan kapasitas pembangkit di sistem Jawa-Bali pada tahun 2016-2017 sebesar 2x660 MW. Tambahan kapasitas tersebut dapat dialokasikan untuk PLTU Tanjung Jati A yang akan dikembangkan oleh PT TJPC atau ekspansi pembangkit eksisting PLN atau ekspansi IPP atau pembangunan PLTU baru.

RUPTL 2011- 2020

75

Tabel 5. 15 Neraca Daya Sistem Jawa-Bali 2011-2020

PROYEK Kebutuhan Pertumbuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % GWh % MW

125,217 10.4 142,065 78.5 20,672

135,769 8.4 153,721 78.8 22,283

146,787 8.1 165,697 79.1 23,928

158,531 8.0 178,774 79.6 25,635

171,089 7.9 192,747 79.7 27,625

184,550 7.9 207,770 79.7 29,763

197,407 7.0 222,106 79.7 31,801

211,134 7.0 237,404 79.8 33,974

225,848 7.0 253,822 79.8 36,305

241,240 6.8 270,994 79.9 38,742

MW MW

21,407 17,482 -589 3,925

21,007 17,082 -400 3,925

20,531 16,606 -476 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

-

-

-

-

-

KAPASITAS Kapasitas Terpasang PLN Retired/Mothballed IPP PROYEK-PROYEK PLN On-going dan Committed Project Muara Karang Rep Blok 2 Muara Tawar Blok 5 Priok Extension (Blok 3) Suralaya #8 Labuan Teluk Naga/Lontar Pelabuhan Ratu Indramayu Rembang Pacitan Paiton Baru Tj. Awar-awar Cilacap Baru / Adipala Tanjung Jati B #3-4 Sub Total On-going & Committed Rencana PLTGU Tuban/Cepu Indramayu #4 (FTP2) & #5 Lontar Exp #4 PLTU Bekasi PLTG Peaker Semarang PLTG LNG Karangkates #4-5 Kesamben (Jatim) Kalikonto-2 (Jatim) Jatigede (Jabar) Upper Cisokan PS Matenggeng PS Grindulu PS Sub Total Rencana Total PLN IPP On-going dan Committed Project Cikarang Listrindo Cirebon Paiton #3 Celukan Bawang Sub Total On-going & Committed Rencana Banten Madura (2x200 MW) FTP2 Sumsel-8 MT Sumsel-9 MT (PPP) Sumsel-10 MT (PPP) *) PLTU Jawa Tengah (PPP) PLTU Jawa-1 PLTU Jawa-2 PLTU Jawa-3 PLTP FTP2 PLTP Non FTP2 Rajamandala (FTP2) Sub Total Rencana Total IPP Total Tambahan TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN

MW

PLTGU PLTGU PLTGU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU

210 234 743 625 315

630 700

350

990 630 630 660 700 660 660 3,664

660 4,023

1,050

PLTGU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTG PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA

750 1,000

MW %

750 1,000

600

600

150 400

400

100 37 62 110 1,040 450 4,023

1,050

150 810

870 870

-

380 380

-

1,102 1,102

1,037 1,037

1,000 1,000

1,800 1,800

450 500 3,100 3,100

-

-

-

-

-

150 660 815 810

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTA

-

660

3,664

PLTGU PLTU PLTU PLTU

660

815

660 400 1,200 1,200 600 1,000

1,000

660 600 660 325 -

660 160 110

595 220

440 415

165

380 1,190

375 10 47 2,092 2,092 2,962

3,845 3,845 4,947

3,130 3,130 4,167

1,415 1,415 2,415

855 855 2,655

165 165 3,265

32,163

33,353

36,315

41,262

45,429

47,844

50,499

53,764

34

30

31

39

43

41

39

39

-

-

60 -

-

810 4,474

815 4,838

60 60 1,110

27,091

31,529

31

41

Catatan: - Tanda panah mengindikasikan pergeseran jadwal operasi dari rencana semula (RUPTL 2010-2019) ke jadwal baru (RUPTL 2011-2020).

76

RUPTL 2011- 2020

Dalam jangka panjang (2017–2020) jumlah penambahan kapasitas pembangkit adalah 12.502 MW, yang terdiri dari pembangkit PLN sebesar 6.937 MW dan IPP sebesar 5.565 MW. Arah kebijakan PLN dalam rencana pengembangan pembangkit di Jawa-Bali terlihat dengan jelas pada tabel 4.14 dimana PLN tidak lagi merencanakan pembangunan pembangkit berbahan bakar minyak, kecuali beberapa pembangkit beban puncak (peaker) berupa PLTG baru yang masih akan menggunakan bahan bakar minyak atau LNG jika tersedia. Disamping PLTG peaker tersebut direncanakan tiga buah PLTA Pump Storage sebagai pemikul beban puncak, yaitu Upper Cisokan di Jawa Barat dengan kapasitas 1.040 MW, Matenggeng di perbatasan Jawa Barat dengan Jawa Tengah sebesar 900 MW dan Grindulu di Jawa Timur sebesar 1.000 MW. Untuk memenuhi kebutuhan pembangkit beban menengah (selain repowering Muara Karang dan Priok dan Muara Tawar Blok 5) direncanakan PLTGU dengan kapasitas 1.500 MW yang akan menggunakan bahan bakar gas alam yaitu PLTGU Tuban/Cepu 1.500 MW. Mengingat pasokan gas ke Muara Tawar yang semakin menurun dan ketidakpastian pasokan LNG, maka telah dikaji kembali kelayakan dari proyek PLTGU Muara Tawar Add-on Blok 2-3-4. Berdasarkan hasil kajian peran pembangkit Muaratawar di sistem Jawa Bali tahun 2012 - 2020, proyek PLTGU Muara Tawar Add-on 2-3-4 sudah tidak diperlukan lagi. Hasil kajian menunjukkan bahwa dengan pembangkit Muara Tawar eksisting (total 1.700 MW) dan PLTGU Blok-5 (234 MW) cukup untuk tetap menjaga tegangan di subsistem Jakarta. Memperhatikan peran pembangkit Muara Tawar yang penting untuk menjaga tegangan sistem 500 kV di Jakarta dan memperhatikan pula ketidakpastian pasoka gas ke Muara Tawar, maka direncanakan PLTU Bekasi 2x600 MW (2018/2019) yang lokasinya berada dekat pusat beban Jakarta dan akan terhubung ke GITET Muara Tawar. Neraca daya sistem Jawa-Bali pada tabel 5.14 mencantumkan PLTU Sumsel-8, Sumsel-9 dan Sumsel-10 yang merupakan PLTU Mulut Tambang di Sumatera Selatan. Untuk menyalurkan tenaga listrik dari PLTU Mulut Tambang tersebut PLN sedang membangun transmisi 500 kV HVDC interkoneksi Sumatera – Jawa.

RUPTL 2011- 2020

77

5.4.6.3

Proyek-proyek Strategis

Beberapa proyek strategis pada sistem Jawa-Bali ini adalah sebagai berikut: -

PLTU IPP Jawa Tengah (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2016 dan 2017, serta merupakan proyek kelistrikan pertama yang menggunakan skema Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) dengan PerPres No. 67/2005 jo PerPres No. 13/2010.

-

PLTU Indramayu (2x1.000 MW). Proyek ini sangat strategis karena dibutuhkan sistem pada tahun 2017, dan berlokasi relatif dekat dengan pusat beban industri di sebelah timur Jakarta.

-

PLTA Pompa Upper Cisokan (1.040 MW). Proyek ini sangat strategis karena dapat meminimalkan biaya operasi sistem serta memberikan banyak benefit dalam operasi sistem tenaga listrik, antara lain berfungsi sebagai pembangkit beban puncak, pengatur frekuensi, sebagai spinning reserve (cadangan putar), memperbaiki faktor utilitas pembangkit beban dasar dan memperbaiki load factor sistem.

-

PLTU mulut tambang Sumatera Selatan dan transmisi 500kV HVDC Sumatera – Jawa dengan kapasitas 3.000 MW. Proyek ini sangat strategis karena merupakan solusi yang ekonomis dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Jawa dengan memanfaatkan cadangan low rank coal di Sumatra Selatan. Proyek ini hanya dilaksanakan setelah kebutuhan listrik Sumatera tercukupi sepenuhnya dengan cadangan yang cukup banyak. Pilihan proyek ini juga didorong oleh semakin sulitnya mendapatkan lokasi untuk membangun PLTU batubara skala besar di pulau Jawa.

-

PLTU Bekasi 2x600 MW (2018/2019) sangat strategis karena lokasinya berada dekat pusat beban Jakarta dan berfungsi untuk menjaga tegangan di Jakarta serta mengurangi pemakaian BBM/LNG di Muara Karang, Priok dan Muara Tawar.

5.4.6.4

Regional Balance Sistem Jawa Bali

Apabila dilihat reserve margin per region yang sangat berbeda antara Jawa Bagian Barat, Jawa Tengah dan Jawa Timur & Bali sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 5.16, maka pengembangan proyek pembangkit baru sebaiknya berlokasi di Jawa Bagian Barat agar dapat diperoleh regional balance.

78

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 16 Regional Balance Sistem Jawa Bali Tahun 2010 Regional Balance

Jawa Bagian Barat

Jawa Tengah

Jawa Timur dan Bali

Kapasitas Terpasang (MW)

12.129

3.675

7.102

Tambahan Kapasitas (MW)

300

-

-

Total (MW)

12.429

3.675

7.102

Beban Puncak (MW)

11.611

2.890

4.318

7,0

27.1

64.5

Reserve (%)

Lokasi pembangkit yang diinginkan adalah di Jawa bagian barat sebelah timur (seputar Bekasi, Karawang, Indramayu, Cirebon) atau Jawa Tengah sebelah barat (seputar Tegal, Pemalang, Pekalongan, Batang). Pada saat ini region Jawa Timur mempunyai kelebihan pasokan dan belum mengalami kendala penyaluran listrik ke arah barat karena adanya transmisi 500 kV jalur selatan. Namun apabila penentuan lokasi pembangkit baru tidak mempertimbangkan regional balance, maka pada masa yang akan datang diperkirakan akan muncul kendala penyaluran. Penerapan regional balance dalam menentukan lokasi pembangkit dapat menghindari keperluan untuk membangun transmisi 500 kV pada jalur baru dari timur ke arah barat pulau Jawa. Lokasi PLTU batubara skala besar di pantai selatan pulau Jawa belum merupakan pilihan prioritas, karena pertimbangan kesulitan transportasi batubara pada musim-musim gelombang tinggi, diperlukan konstruksi breakwater yang relatif mahal, risiko tsunami dan gempa bumi yang lebih tinggi. Neraca daya dan rincian pengembangan pembangkitan di sistem Jawa Bali dapat dilihat pada Lampiran C1.2.

5.4.9 Partisipasi Listrik Swasta Partisipasi swasta dalam penyediaan tenaga listrik di Indonesia hingga 10 tahun mendatang sangat besar, yaitu mencapai sekitar 33% dari total kapasitas terpasang. Proyek-proyek IPP dimaksud ditunjukkan pada Tabel 5.16 dan Tabel 5.17. Pada kedua tabel tersebut, yang dimaksud dengan proyek on going adalah proyek IPP yang telah memiliki PPA dan secara resmi telah mendapat RUPTL 2011- 2020

79

pendanaan (financial closure). Sedangkan proyek IPP dalam kategori ‘rencana’ meliputi mereka yang telah mempunyai PPA namun belum financial closure. Ada juga proyek yang baru mendapat HOA sudah dimasukkan dalam kategori ‘rencana’. Di dalam kategori rencana juga terdapat proyek IPP yang belum ada pemiliknya namun telah diidentifikasi dalam RUPTL ini sebagai kebutuhan sistem. Proyek IPP yang statusnya belum mempunyai PPA ini akan diadakan oleh PLN melalui proses tender kompetitif. Tabel 5. 17 Daftar Proyek IPP di Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

Proyek On Going PLTA

Poso Energy

PLTM

Goal

PLTM

Kokok Putih

PLTM

Wawopada

PLTU

Simpang Belimbing #1,2

PLTU

Ketapang

PLTU

Banjarsari

PLTU

Sumsel - 2 (Keban Agung)

PLTU

Pangkalan Bun

3 x 65 2 x 1 1 x 4 1 x 4 2 x 114 2 x 7 2 x 114 2 x 113 2 x 6

Nama Pembangkit PLTM

PLTM Tersebar Sumut

2012

PLTM

Hek

2012

PLTM

Praikalala I

2012

PLTM

Umbuwangu I

2013

PLTM

Wae Roa

2011

PLTM

Lewa

2012

PLTM

Lokomboro III

2014

PLTM

Praikalala II

2015

PLTM

Kukusan

2011

PLTM

Segara Anak

2013

PLTM

Umbuwangu II

2013

PLTM

Waekelosawa

Molotabu

2 x 6 2 x 100 2 x 10

2013

PLTM

Maidang

Tanah Grogot

2 x 6

2013

PLTM

Bambalo III

PLTM

Biak I

PLTU

Gorontalo Energi

PLTU

Jeneponto Bosowa #1,2

PLTU PLTU

Proyek Rencana PLTA

Wampu

2014 2015

PLTM

Biak II

Simpang Aur (FTP2)

45 23

PLTA PLTA

PLTM

Biak III

Semangka

56

2016

PLTM

Ibu

PLTA

Hasang

40

2017

PLTM

Kotaraya

PLTA

Peusangan-4

83

2018

PLTM

Mampueno/Sakita

2 x 8 2 x 50 2 x 45

2015

PLTM

Pakasalo

2016

PLTM

Rea

2016

PLTM

Wae Lega - Manggarai

2013

PLTM

Wolodaesa

2012-2013

PLTM

Ngaoli

2012

PLTM

Wai Nibe

2013

PLTM

Batubota

2012

PLTM

Bintang Bano

2012

PLTM

Bunta

2013

PLTM

Lambangan

2011-2017

PLTM

Mala-2

PLTA

Sawangan

PLTA

Bontobatu (Buttu batu 1) #1,2

PLTA

Malea #1,2

PLTB

Waingapu

PLTG

Aceh

PLTG

Sengkang, Op. Cycle - Unit 2

PLTG

Senipah

PLTGB Putussibau (FTP2) PLTGB Tanjung Batu (FTP2) PLTGB Belitung - 2 PLTGB Melak PLTGB Kotabangun PLTGB Selayar (FTP 2) PLTGB Tual PLTGB Tobelo (FTP2) PLTGB Larantuka

1 x 1 3 x 22 1 x 60 2 x 40 2 x 4 2 x 4 1 x 5 1 x 6 1 x 3

2012

PLTM

Rhee

2 x 4 2 x 4

2012-2013

PLTM

Walesi Blok II

2013

PLTM

Sita - Borong

2 x 4 2 x 4

2014

PLTP

Lumut Balai (FTP2)

PLTGU Gunung Megang, ST Cycle

1 x 90 1 x 30

PLTGU Sengkang-ST-CC - Unit 3

1 x 120

PLTGU Duri

80

2014-2017

PLTP

Sarulla I (FTP2)

2012

PLTP

Ulubelu #3,4 (FTP2)

2012

PLTP

2013

PLTP

Kapasitas (MW) 154 1 x 3 1 x 1 1 x 1 1 x 0 2 x 1

Tahun Operasi 2013-2015 2011 2011 2011 2011 2011-2012

2 x 1 3 x 1

2011-2013

1 x 0 1 x 6

2012

1 x 1 2 x 0 3 x 1

2011-2012 2012 2012 2012-2013 2012-2014

1 x 2 1 x 2

2013

1 x 1 1 x 1

2013

1 x 1 1 x 1 1 x 2 2 x 1 1 x 6 1 x 2 1 x 1 1 x 2 4 x 1 1 x 3 2 x 4 2 x 1 2 x 2 1 x 6 1 x 4 5 x 1 2 x 1 4 x 55 3 x 110

2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013-2017 2013-2017 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014-2015 2014-2015 2014-2015 2015

Lho Pria Laot

2 x 55 1 x 7

Muara Laboh (FTP2)

2 x 110

2017

2017

RUPTL 2011- 2020

Nama Pembangkit PLTP

Rajabasa (FTP2)

PLTP

Sarulla II (FTP2)

PLTP

Seulawah (FTP2)

PLTP

Sorik Marapi (FTP2)

PLTP

Rantau Dedap (FTP2)

PLTP

Suoh Sekincau

PLTP

G. Talang

PLTP

Bonjol

PLTP

Danau Ranau

PLTP

Jaboi (FTP2)

PLTP

Simbolon Samosir

PLTP

Sipoholon Ria-ria

PLTP

Wai Ratai

PLTP

Jailolo (Ekspansi)

PLTP

Tamboli #1,2

PLTP

Lahendong V (FTP-2)

PLTP

Sokoria (FTP2)

PLTP

Ulumbu

PLTP

Oka Larantuka

PLTP

Lahendong VI (FTP-2)

PLTP

Atadei (FTP2)

PLTP

Jailolo (FTP2)

PLTP

Sokoria

PLTP

Hu'u (FTP2)

PLTP

Lainea #1,2

PLTP

Songa Wayaua (FTP2)

PLTP

Hu'u (Ekspansi)

PLTS

Waingapu

PLTU

Sarolangun

PLTU

IPP Kemitraan

PLTU

Muko Muko

PLTU

Nias

PLTU

Nias (FTP2)

Kapasitas (MW) 2 x 110

Tahun Operasi 2017

PLTU

Lombok

1 x 110 1 x 55

2017

PLTU

Maruni / Andai

2017

PLTU

Nabire-Kalibobo

240

Kapasitas (MW) 2 x 25

Nama Pembangkit

2018

PLTU

Nunukan (FTP2)

2018-2019

PLTU

Kalsel - 1 (FTP2)

2018-2019

PLTU

Kaltim - 2 (FTP2)

1 x 20 165

2019

PLTU

Makbusun / Sorong

2019

PLTU

Merauke-Gudang Arang

110

2019

PLTU

Sulut I - Kema

2 x 5 110

2019

PLTU

Sumbawa Baru I (FTP2)

2019

PLTU

Mamuju (FTP2) #1,2

2019

PLTU

Sulsel-2 (Takalar Punaga) #1,2

2019

PLTU

Luwuk (FTP2)

2020

PLTU

Merauke-Ekspansi

2013

PLTU

Embalut (Ekspansi)

1 x 5 2 x 5 1 x 20 1 x 5 1 x 5

2014

PLTU

Kaltim (PPP)

2015

PLTU

Sulut (PPP)

2015

PLTU

Kalteng - 1

2 x 3 1 x 20

2015-2016

PLTU

Toboali

2015-2017

PLTU

Pontianak - 3

1 x 5 2 x 5 3 x 5 1 x 20 2 x 10 1 x 5

2016

PLTU

Tanjung Pinang 2 (FTP2)

2016-2017

PLTU

Tembilahan

2016-2020

PLTU

Bangka (FTP2)

2017

PLTU

Sumsel - 5

2017

PLTU

Sumsel - 7 Riau Mulut Tambang Sumsel - 6, Mulut Tambang

2012

PLTU

Jambi (KPS)

2 x 6 2 x 7

2011

PLTU

Pontianak - 2

2013

PLTU

Bau-Bau #1,2

2013

PLTU

Melak (FTP2)

PLTU

Biak (FTP2) Jayapura-Skouw

2014

PLTU

Kaltim (MT)

2014

PLTU

Kendari Baru I (FTP2) #1,2

Tanjung Pinang 1 (TLB)

2 x 114 2 x 15

2014

PLTU

Kolaka (FTP2) #1,2

TB. Karimun

2 x 7

2014

PLTU

Selat Panjang Baru #1,2

PLTU

Simpang Belimbing #3,4

PLTU PLTU

2 x 25 2 x 10

2014-2015 2014-2015

2 x 25 2 x 100

2015

2014-2015

2015

2 x 10 1 x 7

2015-2016

1 x 50 2 x 100

2017

2016 2017-2018 2017-2018 2020 2014 2015 2015 2015 2015-2016

2 x 150 2 x 150 2 x 300

PLTU

PLTU

2014-2015

2 x 15 2 x 7 2 x 30

PLTU

2013

2014-2015

2 x 7 2 x 25

2017

2014

2014 2014-2015

2 x 15 2 x 7

2 x 55 2 x 100

2018-2019

2 x 7 2 x 7

2014 2014

2 x 7 2 x 100 2 x 100

2 x 20 1 x 1

2 x 4 1 x 7

2014

2 x 7 2 x 7

2 x 110 2 x 55

1 x 55 1 x 55

Tahun Operasi

2 x 300 2 x 400

2015-2016 2015-2016 2016-2017 2016-2017 2018-2019

2 x 25 2 x 7

2019-2020

2 x 7 2 x 7

2013-2014

2 x 15 2 x 28

2014

2013 2014 2014

2 x 25 2 x 10

2014 2014

Tabel 5. 18 Daftar Proyek IPP di Jawa Bali Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

Proyek On Going

Nama Pembangkit

Kapasitas (MW)

Tahun Operasi

PLTP Tangkuban Perahu 2

2 x 30

2015-2016

PLTG Cikarang Listrindo

1 x 150

2011

PLTP Patuha

1 x 60 2 x 60

2013 2015

PLTU Cirebon

1 x 660

2011

PLTP Bedugul

1 x 10

2015

1 x 130 + 2 x 125

2014

PLTP Kamojang

1 x 30 1 x 60

2015 2016

1 x 815

2012

PLTP Candi Umbul Telomoyo

1 x 55

2019

PLTP Wayang Windu

1 x 110 1 x 110

PLTU Celukan Bawang PLTU Paiton 3

Proyek Dalam Rencana

RUPTL 2011- 2020

2015 2017

81

Kapasitas

Tahun

(MW)

Operasi

Kapasitas

Tahun

(MW)

Operasi

PLTU Madura

2 x 200

2015

PLTP Gn Lawu

2 x 55

2019-2020

PLTU Jawa-1

1 x 660

2015

PLTP Karaha Bodas

1 x 30 2 x 55

2015 2016

PLTU Jawa-2

1 x 600

2015

PLTP Guci

1 x 55

2018

1 x 55

2019

PLTU Jawa-3

2 x 660

2016-2017

PLTP Ijen

2 x 55

2019

PLTU Jawa Tengah

2 x 1000

2016-2017

PLTP Wilis/Ngebel

2 x 55

2018

1 x 55

2019

PLTU Banten

1 x 660

2016

PLTP Gn Ceremai

2 x 55

2019-2020

5 x 600

2016-2018

PLTP Gn Endut

1 x 55

2019

1 x 47

2014

PLTP Rawa Dano

1 x 110

2018

PLTP Baturaden

2 x 110

2018-2019

PLTP Arjuno Welirang

2 x 55

2019-2020

Nama Pembangkit

PLTU Sumatera Mulut Tambang

43

PLTA Rajamandala PLTP Cibuni PLTP Dieng

10

2016

1 x 55

2015

1 x 60 2 x 55

2016 2018-2019

1 x 55

2018

PLTP Ungaran

1 x 30 2 x 55

2019 2019-2020

PLTP Rawa Dano

1 x 110

2018

PLTP Tangkuban Perahu 1

2 x 55

2018

Nama Pembangkit

1 x 55

2016

2 x 110

2017-2018

PLTP Tampomas

1 x 45

2018

PLTP Cisolok-Sukarame

1 x 50 2 x 55

2017 2018-2019

PLTP Iyang Argopuro

5.5 PROYEKSI NERACA ENERGI DAN KEBUTUHAN BAHAN BAKAR 5.5.1 Sasaran Fuel Mix 5.5.1.1

Fuel Mix 1999-2008

Tabel 5.19 menunjukkan pemakaian energi primer utama oleh PT PLN (Persero) dalam sepuluh tahun terakhir. Konsumsi batubara terus meningkat, namun pemakaian gas alam cenderung terus menurun akibat pasokan gas yang depleted dari sumbernya, dan karena infrastrukturnya belum tersedia cukup untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik PLN.

43

PLTU Sumatra mulut tambang diperhitungkan sebagai IPP di sistem Jawa Bali karena sebagian besar produksinya akan ditransfer ke Jawa dengan menggunakan transmisi HVDC. 82

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 19 Pemakaian Energi Primer PLN Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Tahun

BBM

GAS

Batubara

juta kl

bcf

juta ton

1999

4,70

237

11,41

2000

5,02

229

13,14

2001

5,40

222

14,03

2002

7,00

193

14,06

2003

7,61

184

15,26

2004

8,51

176

15,41

2005

9,91

143

16,90

2006

9,98

158

19,09

2007

10,69

171

21,47

2008

11,32

182

21,00

2009

9,41

266

21,92

2010

9,32

283

23,96

Sumber inefisiensi PLN yang utama beberapa tahun terakhir ini adalah fuel-mix yang terjebak pada pemakaian minyak yang terlalu banyak44, namun produksi listrik tetap harus dilakukan agar kebutuhan tenaga listrik termasuk pertumbuhannya dapat dipenuhi oleh PLN. Dalam tahun 2008 komposisi produksi kWh berdasarkan bahan bakar adalah BBM 36%, batubara 35%, gas alam 17%, panas bumi 3% dan tenaga air 9%. Dalam RUPTL ini komposisi fuel mix tersebut akan diperbaiki dengan target yang diperlihatkan pada pada Tabel 5.20.

Tabel 5. 20 Sasaran Komposisi Produksi Listrik Tahun 2020 Berdasarkan Jenis Bahan Bakar (%) Tahun

BBM

Batubara

Gas

Tenaga air

Panas Bumi

2011

21,6

50,2

17,3

6,0

4,9

2020

0,8

64,2

16,8

5,8

12,4

Untuk mewujudkan sasaran fuel mix pada Tabel 5.19, RUPTL 2011-2020 merencanakan proyek pembangkit seperti dijelaskan pada Bab 5. Target fuel mix tersebut juga akan dicapai dengan pembelian tenaga listrik dari pembangkit

44

Dan harga minyak melonjak sangat tinggi pada tahun 2008 dan kemudian menurun namun masih tetap tinggi sampai sekarang.

RUPTL 2011- 2020

83

listrik swasta (IPP) yang mengembangkan PLTU batubara, panas bumi dan PLTGU gas. Pembangkit yang akan dibangun antara lain adalah proyek percepatan 10.000 MW yang akan menurunkan konsumsi BBM secara signifikan dan karenanya akan menurunkan biaya produksi tenaga listrik. Disamping itu konversi pemakaian BBM ke gas maupun penambahan kapasitas pembangkit berbahan bakar gas membuat PLN terus mengupayakan tambahan kontrak-kontrak gas alam yang baru walaupun langkah ini menemui beberapa kendala. Pengembangan pembangkit panas bumi juga akan lebih banyak dikembangkan di Sumatera, Jawa, Nusa Tenggara Timur dan Sulawesi Utara. Pembangunan dan sewa PLTD berbahan bakar BBM sangat dibatasi hanya untuk mengatasi krisis penyediaan tenaga listrik jangka pendek, dan akan diganti dengan PLTU batubara skala kecil, kecuali pada sistem kelistrikan yang terlalu kecil dan terpencil. Opsi LNG juga akan dikembangkan untuk PLTGU yang berada di Belawan, Jakarta dan Grati. Berdasarkan prakiraan demand seperti dijelaskan pada butir 4.3 dan konfigurasi pembangkit pada butir 4.4, selanjutnya dilakukan simulasi produksi energi seluruh sistem pembangkitan PLN dan IPP, dan hasilnya diperlihatkan pada Tabel 5.21 dan Gambar 5.3.

Tabel 5. 21 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Total Indonesia (GWh) No.

FUEL TYPE

2011

2012

1

HSD

29,846

17,346

8,658

4,331

2,549

2,465

2,316

2,261

2,428

2

MFO

10,037

4,807

2,385

556

44

56

51

65

85

65

3

Gas

32,017

42,691

46,158

46,002

43,441

43,118

35,657

25,992

28,331

30,879

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 2,635

4

LNG

7,578

6,113

10,970

14,817

15,068

20,874

29,394

30,088

31,541

5

Batubara

93,049

110,043

134,578

151,524

163,311

178,749

193,084

207,868

221,392

238,432

Hydro

11,149

11,204

12,363

12,791

13,841

16,292

17,704

19,349

20,429

21,429

2 63 9,033 185,197

4 63 8,650 202,387

4 63 9,828 220,150

5 63 709 11,939 238,891

6 63 721 19,814 258,606

6 63 733 23,078 279,628

6 63 737 29,405 299,897

6 63 738 36,302 322,038

7 63 314 42,828 345,964

7 63 317 46,005 371,374

6 7 8 9 10

Surya/Hybrid Biomass Impor Geothermal TOTA L

-

2013

Pada Tabel 5.21 dapat dilihat bahwa pembangkit batubara akan menjadi tulang punggung sistem pembangkitan Indonesia pada kurun waktu sepuluh tahun mendatang, disusul oleh gas alam dan kemudian pembangkit energi terbarukan, sementara pembangkit berbahan bakar minyak direncanakan semakin jauh berkurang. Hal ini mencerminkan usaha PLN untuk mengurangi konsumsi BBM.

84

RUPTL 2011- 2020

Pada tahun 2011 konsumsi BBM masih sebesar 21%, dan direncanakan menurun menjadi 5% pada 2013 dan <1% pada 2020. Sementara itu kontribusi batubara akan meningkat dari 50% pada tahun 2011 menjadi 64% pada tahun 2020. Sedangkan porsi gas alam yang pada tahun 2011 adalah 17%, akan menurun menjadi 8% pada tahun 2020, sedangkan LNG mulai tahun 2012 sebesar 4% dan meningkat menjadi 9% pada 2020%. 400,000

350,000

300,000

GWh

250,000

200,000

150,000

100,000

50,000

2011 Impor

2012

Biomass

2013

Surya/Hybrid

2014 HSD

2015 MFO

2016 LNG

Gas

2017 Batubara

2018

2019

Geothermal

2020 Hydro

Gambar 5. 4 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Total Indonesia (GWh)

Hal lain yang dapat dilihat adalah adanya peningkatan tenaga panas bumi dalam penyediaan listrik yang semakin besar secara signifikan, dimana kontribusinya sebesar 5% pada 2011 dan akan meningkat menjadi 12% pada 2020. Untuk memproduksi energi listrik pada Tabel 5.21 diperlukan bahan bakar dengan volume yang diperlihatkan pada Tabel 5.22. Tabel 5. 22 Kebutuhan Bahan Bakar Indonesia No.

FUEL TYPE

2011

2012

2013

2014

1

HSD ( x 10^3 kl )

7,464.3

4,610.8

2,274.6

1,131.8

633.5

595.2

545.7

550.8

589.3

2

MFO ( x 10^3 kl )

1,604.7

1,190.3

577.3

159.7

34.1

37.3

35.9

39.5

44.8

39.8

3

Gas (bcf)

329.8

337.8

358.4

365.3

344.3

341.4

277.1

197.7

211.1

227.2

4

LNG (bcf)

5 6

Batubara (10^3 ton) Biomass (10^3 ton)

RUPTL 2011- 2020

41,794.7 49

2015

2016

2017

2018

2019

2020 633.0

59.6

47.9

90.8

120.4

122.1

170.7

240.7

248.2

263.7

59,254.3 49

73,788.3 49

82,954.0 49

88,754.9 49

96,002.2 49

101,442.6 49

109,263.6 49

116,691.0 49

125,737.7 49

85

5.5.2 Sistem Jawa-Bali Rencana penyediaan energi dan kebutuhan bahan bakar untuk periode tahun 2011-2020 berdasarkan jenis bahan bakarnya diberikan pada Tabel 5.23 dan Gambar 5.5. Dalam kurun waktu 2011-2020, kebutuhan batubara meningkat 2,4 kali dan kebutuhan gas alam meningkat 2 kali lipat, sedangkan kebutuhan BBM menurun drastis karena digantikan oleh LNG/CNG. Hal ini mencerminkan bahwa perencanaan dalam RUPTL ini telah sejalan dengan kebijakan pemerintah mengenai diversifikasi energi, yaitu mengurangi pemakaian bbm dan mengoptimalkan pemakaian batubara dan gas.

Tabel 5. 23 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali (GWh) No. 1 2 3 4 5 6 7 8

FUEL TYPE HSD MFO Gas LNG Batubara Hydro Surya/Hybrid Geothermal TOTA L

2011 13,218 4,615 25,085 84,107 6,509

2012 4,856 16 33,292 7,422 94,724 5,271

2013 1,981 35,092 5,418 109,365 5,273

2014 1,823 34,028 5,926 122,695 5,273

2015 216 31,582 9,746 133,097 6,128

2016 232 31,742 9,904 144,080 7,400

2017 114 25,143 15,655 157,303 7,416

2018 120 16,684 24,117 166,606 7,322

2019 139 19,470 24,522 173,466 7,722

2020 140 22,188 25,163 184,786 8,549

8,532 142,065

8,140 153,721

8,568 165,697

9,029 178,774

11,978 192,747

14,412 207,770

16,474 222,106

22,554 237,404

28,504 253,822

30,169 270,995

300,000

250,000

GWh

200,000

150,000

100,000

50,000

2011 HSD

2012 MFO

2013

2014 LNG

2015 Gas

2016 Batubara

2017 Geothermal

2018

2019

2020

Hydro

Gambar 5. 5 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali (GWh)

86

RUPTL 2011- 2020

Pada Tabel 5.23 terlihat bahwa batubara mendominasi energi primer lainnya, yaitu 68% dari seluruh produksi pada tahun 2020. Panas bumi mengalami peningkatan secara signifikan dari 8.532 GWh pada tahun 2011 menjadi 30.169 GWh pada tahun 2020, atau meningkat hampir 4 kali lipat. Sedangkan pangsa tenaga air relatif tidak berubah karena potensi tenaga air di sistem Jawa Bali sudah sulit untuk dikembangkan. Produksi listrik dari gas alam (termasuk LNG) mengalami peningkatan sejak tahun 2011 menjadi hampir 2 kali lipat pada tahun 2020. Namun demikian porsi gas alam menurun dari 18% pada 2011 menjadi hanya 8% pada 2020, sedangkan LNG meningkat dari 5% pada 2012 menjadi 9% pada 2020). Hal ini terjadi karena pasokan gas pipa untuk pembangkit semakin menurun sehingga LNG menjadi alternatif untuk memenuhi kebutuhan pembangkit walaupun harganya mencapai lebih dari 2 kali lipat dari gas pipa. Proyeksi kebutuhan bahan bakar untuk pembangkit milik PLN dan IPP dapat dilihat pada Tabel 5.24. Volume kebutuhan batubara terus meningkat sampai tahun 2020. Hal ini merupakan konsekuensi dari rencana pengembangan pembangkit yang mengandalkan PLTU batubara sebagai pemikul beban dasar.

Tabel 5. 24 Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali No. 1 2 3 4 5 6

FUEL TYPE HSD ( x 10^3 kl ) MFO ( x 10^3 kl ) Gas (bcf) LNG (bcf) Batubara (10^3 ton) Biomass (10^3 ton)

2011 3,055.4 307.1 263.8 36,224.5

2012 1,376.7 3.8 247.4 59.6 49,410.2

2013 561.5 262.2 44.5 57,494.3

2014 516.8 260.1 49.6 64,563.8

2015 61.3 240.6 80.2 69,896.8

2016 65.8 241.8 81.5 74,827.0

2017 32.3 187.3 129.1 79,701.8

2018 34.0 123.0 199.4 84,161.2

2019 39.4 141.1 204.1 87,712.1

2020 39.8 159.1 212.1 93,595.0

5.5.3 Wilayah Operasi Indonesia Barat Selaras dengan kebijakan penurunan pemakaian BBM dalam sektor tenaga listrik, maka komposisi produksi listrik per jenis energi primer di Indonesia Barat diproyeksikan pada tahun 2020 akan menjadi 51% batubara, 15% gas alam, 12% tenaga air, 2% minyak dan 21% panas bumi seperti diperlihatkan pada Tabel 5.25 dan Gambar 5.5. Proyeksi produksi energi dan kebutuhan bahan bakar untuk Sumatra, dan Kalimantan Barat diperlihatkan pada Lampiran B.

RUPTL 2011- 2020

87

Tabel 5. 25 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Barat (GWh) No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

FUEL TYPE HSD MFO Gas LNG Batubara Hydro Surya/Hybrid Biomass Impor Geothermal TOTA L

2011 10,713 2,499 5,114 6,533 3,407

2012 7,458 2,441 7,415 10,531 3,717

2013 3,713 1,148 7,389 17,394 4,745

2014 940 177 7,932 4,324 17,346 5,049

2015 913 3 7,788 4,232 16,854 5,107

2016 834 16 7,502 4,273 20,350 5,569

2017 822 21 6,586 4,317 20,033 6,459

2018 898 35 5,293 4,269 24,096 7,368

2019 982 55 4,820 4,476 29,095 7,362

2020 996 35 4,575 5,030 32,493 7,377

63 63 28,392

63 64 31,689

63 801 35,254

63 709 2,281 38,821

63 721 6,765 42,445

63 733 6,865 46,205

63 737 10,773 49,811

63 738 11,353 54,112

63 314 11,691 58,859

63 317 13,200 64,087

2014

2015

2018

2019

70,000

60,000

50,000

GWh

40,000

30,000

20,000

10,000

2011

2012 Impor

2013

Biomass

HSD

MFO

LNG

2016 Gas

2017 Batubara

Geothermal

2020

Hydro

Gambar 5. 6 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Barat (GWh)

Kebutuhan bahan bakar di Luar Jawa dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 diberikan pada Table 5.26.

Tabel 5. 26 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Barat No.

FUEL TYPE

2011

2012

1

HSD ( x 10^3 kl )

2,869.6

1,923.5

924.7

258.9

248.8

227.6

225.2

247.6

273.1

2

MFO ( x 10^3 kl )

685.0

665.4

304.3

46.3

0.8

4.0

5.2

8.8

14.1

9.1

3

Gas (bcf)

52.7

77.1

76.8

84.1

82.5

78.4

67.9

51.5

46.6

43.8

4

LNG (bcf)

5 6


4,225.1 49.1

6,854.6 49.1

2013

11,333.0 49.1

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 274.9

37.9

37.1

37.5

37.8

37.4

39.4

44.8

11,226.7 49.1

10,819.7 49.1

12,876.8 49.1

12,635.2 49.1

15,307.6 49.1

18,144.8 49.1

19,977.4 49.1

Kebutuhan gas alam tersebut pada Tabel 5.26 yang terus menurun sesungguhnya masih jauh di bawah kebutuhan, hal ini disebabkan oleh adanya keterbatasan pasokan gas ke pembangkit PLN. Sebagai contoh, pasokan gas 88

RUPTL 2011- 2020

untuk PLTGU Belawan terus mengalami penurunan dari tahun ke tahun karena depletion. Idealnya gas harus terjamin sepanjang umur ekonomis pusat pembangkit. Kebutuhan akan batubara terus meningkat selaras dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik dan merupakan bahan bakar yang dominan dalam produksi listrik. Kebutuhan batubara pada tahun 2011 sekitar 4,2 juta ton akan meningkat tajam menjadi 20 juta ton pada tahun 2020, atau sekitar 5 kali lipat untuk 10 tahun mendatang.

5.5.4 Wilayah Operasi Indonesia Timur Selaras dengan kebijakan penurunan pemakaian BBM dalam sektor tenaga listrik, maka komposisi produksi listrik per jenis energi primer di Indonesia Timur diproyeksikan pada tahun 2020 akan menjadi 58% batubara, 15% gas alam, 15% tenaga air, 4% minyak dan 7% panas bumi seperti diperlihatkan pada Tabel 5.27 dan Gambar 5.6. Proyeksi produksi energi dan kebutuhan bahan bakar untuk Kalimantan, Sulawesi, Maluku & Papua dan NTB & NTT diperlihatkan pada Lampiran A.

Tabel 5. 27 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Indonesia Timur (GWh) No. 1 2 3 4 5 6 7 8

FUEL TYPE HSD MFO Gas LNG Batubara Hydro Surya/Hybrid Geothermal TOTA L

RUPTL 2011- 2020

2011 5,916 2,923 1,818 2,409 1,234 2 438 14,740

2012 5,033 2,351 1,984 156 4,788 2,216 4 446 16,977

2013 2,964 1,236 3,676 694 7,820 2,345 4 458 19,199

2014 1,569 378 4,042 721 11,483 2,469 5 629 21,295

2015 1,421 41 4,071 839 13,360 2,606 6 1,071 23,414

2016 1,399 41 3,874 891 14,319 3,323 6 1,801 25,653

2017 1,380 30 3,928 902 15,748 3,829 6 2,158 27,980

2018 1,242 30 4,016 1,007 17,166 4,659 6 2,395 30,522

2019 1,307 30 4,041 1,090 18,831 5,345 7 2,633 33,283

2020 1,498 30 4,116 1,349 21,153 5,503 7 2,636 36,292

89

40,000

35,000

30,000

GWh

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

2011

2012 Surya/Hybrid

2013

2014

2015

HSD

MFO

LNG

2016 Gas

2017

2018

Batubara

2019

Geothermal

2020

Hydro

Gambar 5. 7 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh)

Kebutuhan bahan bakar dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 diberikan pada Table 5.28

Tabel 5. 28 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur No.

FUEL TYPE

2011

2012

1

HSD ( x 10^3 kl )

1,539.2

1,310.6

788.5

356.2

323.5

301.8

288.1

269.2

276.7

318.3

2

MFO ( x 10^3 kl )

612.7

521.0

273.0

113.5

33.3

33.3

30.7

30.7

30.7

30.7

3

Gas (bcf)

13.2

13.2

19.3

21.1

21.1

21.3

22.0

23.2

23.5

24.4

4

LNG (bcf)

-

-

3.4

3.2

3.1

3.2

3.8

3.9

4.6

6.8

5 6


4,961.0

7,163.5

8,038.3

8,298.4

9,105.6

9,794.8

10,834.0

12,165.3

1,345.1

2,989.5

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan akan batubara terus meningkat selaras dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik dan merupakan bahan bakar yang dominan dalam produksi listrik. Kebutuhan batubara pada tahun 2011 sekitar 1,3 juta ton akan meningkat tajam menjadi 12,2 juta ton pada tahun 2020, atau sekitar tujuh kali lipat untuk 10 tahun mendatang.

90

RUPTL 2011- 2020

5.6 ANALISIS SENSITIVITAS RUPTL 2011–2020 ini disusun sebagai rencana pengembangan sistem kelistrikan dengan skenario tunggal, karena diperlukan adanya rencana program pengembangan kapasitas pembangkit, transmisi dan distribusi yang pasti. Rencana yang pasti ini dilatarbelakangi oleh sifat dari komitmen investasi di sektor ketenagalistrikan yang memerlukan adanya kepastian jadwal dan kapasitas. Namun disadari bahwa penyusunan RUPTL dipengaruhi oleh beberapa variabel ketidakpastian yang di luar kendali PLN, misalnya harga bahan bakar, harga EPC proyek, proyeksi penjualan/permintaan tenaga listrik, dan lain-lain. Untuk memahami pengaruh perubahan variabel tersebut terhadap rencana pengembangan sistem kelistrikan, maka dalam RUPTL ini telah dilakukan analisis sensitivitas. Dari beberapa variabel ketidakpastian yang ada, analisis sensitivitas dalam RUPTL ini hanya dibuat untuk perubahan harga bahan bakar. Hal ini dilakukan karena harga bahan bakar merupakan variabel yang paling volatile dan dapat berubah secara cepat dan lebar, sedangkan pergerakan harga EPC relatif lebih terbatas. Adapun penyimpangan dari proyeksi penjualan/permintaan tenaga listrik akan dikaji tersendiri dalam analisis risiko pada Bab 7. Analisis sensitivitas dilakukan dengan membuat 4 cases di luar base case45 untuk sistem Jawa Bali, karena sistem ini merupakan sistem terbesar di Indonesia dan analisis yang diperoleh dapat menggambarkan situasi di wilayahwilayah lainnya. Perubahan harga bahan bakar dalam analisis sensitivitas diberikan pada Tabel 5.30.

Tabel 5. 29 Variasi Harga Bahan Bakar Dalam Analisis Sensitivitas Harga Case Base Case

Crude Oil US$/barel 95

Coal US$/ton 80

Gas US$/mmbtu 6

LNG US$/mmbtu 10

Case 1

130

80

6

10

Case 2

95

80

6

10

Case 3

95

100

6

10

Case 4

95

80

7

10

45

Base case adalah case yang diadopsi dalam RUPTL 2011 – 2020 ini.

RUPTL 2011- 2020

91

Tabel 5. 30 Hasil Analisis Sensitivitas Terhadap Perubahan Harga Bahan Bakar No 1

Case Study

Batubara

Case 1

Case 2

Case 3

Case 4

USD/barrel

95

130

95

95

95

USD/ton

80

80

50

100

80

Gas

USD/mmbtu

6

6

6

6

7

LNG

USD/mmbtu

10

10

10

10

10

58.063

58.090

55.542

65.338

59.550

100

100

96

113

103

Objective Function

Juta USD %

3

Base Case

Harga bahan bakar Crude Oil

2

Satuan

Penambahan Kapasitas PLTU

MW

24.800

24.800

28.800

16.800

29.800

PLTGU

MW

6.750

6.750

3.000

15.000

3.000

PLTG

MW

1.800

1.800

1.600

1.600

600

MW

33.350

33.350

33.400

33.400

33.400

Jumlah

Case 1 dimaksudkan untuk memahami dampak kenaikan harga minyak mentah terhadap rencana pengembangan sistem, Case 2 untuk melihat dampak penurunan harga batubara, Case 3 untuk melihat pengaruh kenaikan harga batubara, dan Case 4 untuk memahami dampak kenaikan harga gas. Hasil simulasi pada Case 1 menunjukkan bahwa kenaikan harga minyak menjadi US$130 tidak mengubah konfigurasi pembangkit (jenis, kapasitas dan jadwal), dan hanya sedikit menaikkan nilai objective function biaya sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 4.30. Hal ini dapat dimengerti karena porsi pemakaian BBM memang sangat kecil, yaitu hanya 1% dari fuel mix pada tahun 2020, dengan demikian RUPTL ini tidak sensitif terhadap perubahan harga minyak. Sementara penurunan harga batubara dari $80 menjadi $50 pada Case 2 akan menambah kapasitas PLTU batubara dari 24.800 MW (base case) menjadi 28.800 MW (Case 2), dengan mengambil alih pembangkit berbahan bakar gas (PLTGU). Hal ini menunjukkan bahwa RUPTL ini sangat sensitif terhadap penurunan harga batubara. Namun banyaknya PLTU batubara akan menyebabkan pembangkit yang seharusnya memikul beban dasar menjadi beroperasi dengan CF yang rendah karena sebagian daripadanya akan mengambil peran combined cycle sebagai pemikul beban medium. Sebaliknya jika harga batubara naik dari $80 menjadi $100 (Case 3), maka kapasitas PLTU batubara hanya akan menurun dari 24.800 MW (base case)

92

RUPTL 2011- 2020

menjadi 16.800 MW dan peranannya digantikan dengan pembangkit berbahan bakar gas. Apabila harga gas naik sedikit dari $6 menjadi $7 (Case 4), maka kapasitas pembangkit batubara akan naik tajam dari 24.800 MW (base case) menjadi 29.800 MW. Hal ini menunjukkan bahwa RUPTL sangat sensitif terhadap kenaikan harga gas. Harga gas sebesar $6 merupakan harga tertinggi dimana combined cycle plants masih dapat bersaing dengan kandidat pembangkit lainnya. Apabila harga gas lebih tinggi dari $6, maka combined cycle tidak dapat bersaing secara ekonomi dengan PLTU pada harga batubara $80, dan peranan pembangkit medium unit akan diambil oleh PLTU batubara.

5.7 PROYEKSI EMISI CO2 Proses perencanaan sistem pada RUPTL 2011-2020, sebagaimana dapat dilihat pada butir 2.2 mengenai kebijakan pengembangan kapasitas pembangkit dan butir 5.1 mengenai kriteria perencanaan pembangkit, belum memperhitungkan biaya emisi CO2 sebagai salah satu variabel biaya. Namun demikian, RUPTL ini tidak mengabaikan aspek emisi CO2. Hal ini dibuktikan dengan banyaknya kandidat PLTP dan PLTA yang ditetapkan masuk dalam sistem kelistrikan walaupun mereka bukan merupakan solusi biaya terendah. Penggunaan teknologi boiler supercritical di pulau Jawa juga membuktikan bahwa PLN peduli dengan upaya mengurangi emisi CO2 dari pembangkitan tenaga listrik. Banyaknya emisi dihitung dari jumlah bahan bakar yang digunakan dan dikonversi menjadi emisi CO2 (dalam ton CO2) dengan menggunakan faktor pengali (emission factor) yang diterbitkan oleh IPCC46.

5.7.1 Baseline Emisi CO2 (Murni Least Cost) Pengembangan pembangkitan yang semata-mata berdasarkan prinsip leastcost tanpa mempertimbangkan intervensi kebijakan pemerintah seperti pengembangan PLTP dan energi terbarukan lainnya akan menghasilkan

46

IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. RUPTL 2011- 2020

93

rencana pengembangan pembangkit yang sangat didominasi oleh PLTU batubara. Rencana pengembangan ini selanjutnya disebut sebagai baseline. 5.7.1.1

Sistem Jawa Bali

Gambar 5.8 menunjukkan jumlah emisi CO2 yang akan dihasilkan oleh skenario baseline untuk sistem Jawa Bali. MW

million tCO2 250.0

70,000

225.0

60,000

200.0 50,000

175.0 150.0

40,000

125.0 30,000

100.0 75.0

20,000

50.0 10,000

25.0

‐

‐ 2010

COAL

2012

OIL

GAS

2014

GEOTHERMAL

2016

2018

HYDRO

2020

NUCLEAR

EMISI

Gambar 5. 8 Proyeksi Komposisi Pembangkit dan Jumlah Emisi CO2 Sistem Jawa Bali Skenario Baseline

Pengembangan pembangkit dengan skenario baseline untuk sistem Jawa Bali akan menghasilkan penambahan PLTU batubara konvensional sebesar 27.000 MW dengan produksi mencapai 72,8% dari total produksi pada tahun 2020. Emisi CO2 yang dihasilkan pada tahun 2020 diperkirakan mencapai 236 juta ton CO2. Tabel 5.31 menunjukkan komposisi bauran energi (energy mix) pada tahun 2010, 2016 dan tahun 2020. Dapat dilihat pada tabel tersebut bahwa energi terbarukan khususnya panas bumi tidak kompetitif melawan pembangkit fosil, sehingga tidak terjadi penambahan kapasitas PLTP secara signifikan (hanya PLTP existing dan committed projects).

94

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 31 Bauran Energi Sistem Jawa Bali Pada Skenario Baseline (GWh) Unit

2010

2016

2020

Coal

GWh

Oil

Portion (%)

84,728

151,929

235,452

72.8

GWh

206

4

20

0.1

Gas

GWh

30,087

59,029

67,023

20.8

Geothermal

GWh

6,641

8,110

8,110

2.5

Hydro

GWh

7,813

8,893

12,262

3.8

Nuclear

GWh

0

0

0

0

Total Production

GWh

129,475

227,965

322,867

100

Objective Function

Mill. USD

14,616

46,430

62,575

Juta tCO2 220.0 200.0 180.0 160.0 140.0 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0 ‐ 2009

2010

2011

2012 Batubara

2013 Gas

2014 LNG

2015 HSD

2016

2017

2018

2019

MFO

Gambar 5. 9 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem Jawa Bali Skenario Baseline

5.7.1.2

Sistem Sumatera

Gambar 5.10 menunjukkan jumlah emisi CO2 yang akan dihasilkan dalam skenario baseline untuk sistem Sumatera. Pengembangan pembangkit dengan skenario baseline untuk sistem Sumatera akan menghasilkan penambahan PLTU batubara konvensional sebesar 2.000 MW, PLTGU gas alam sebesar 800 MW, PLTGU LNG 400 MW dan IGCC (Integrated Gasification Combined Cycle) sebesar 400 MW pada tahun RUPTL 2011- 2020

95

2020. PLTP tidak kompetitif secara ekonomis, sehingga dalam baseline ini hanya tercantum proyek-proyek PLTP yang telah committed. Emisi CO2 yang dihasilkan pada tahun 2020 diperkirakan mencapai 28,8 juta ton CO2. Tabel 5.32 menunjukkan komposisi bauran energi pada tahun 2010, 2016 dan tahun 2020. Capacity of Facilities, MWe

Million tCO2

12,000

35.0

30.0

10,000

25.0 8,000 20.0 6,000 15.0 4,000 10.0 2,000

5.0

-

0.0 2010

2012

2014

2016

2018

2020

COAL

GAS

LNG

MFO

HSD

GEO

IGPP

HYD

PUMP

Emission

Gambar 5. 10 Proyeksi Komposisi Pembangkit dan Jumlah Emisi CO2 Sistem Interkoneksi Sumatera Skenario Baseline

Produksi listrik tahun 2020 berdasarkan energi primer dalam skenario baseline sistem Sumatera adalah 60,2% untuk batubara, 13,6% untuk tenaga air, 10,1% untuk panas bumi, 9,8% untuk gas, 6,0% untuk gasifikasi batubara dan hanya 0,2% untuk bahan bakar minyak. Tabel 5. 32 Bauran Energi Sistem Sumatera Pada Skenario Baseline (GWh) Unit

2010

2016

2020

Portion (%)

Coal

GWh

5.731

19.026

27.207

60,2

Oil

GWh

3.642

15

103

0,2

Gas

GWh

5.382

3.729

4.437

9,8

Coal Gasification

GWh

‐

‐

2.735

6,0

Geothermal

GWh

‐

4.588

4.588

10,1

Hydro

GWh

3.608

4.925

6.161

13,6

Total Production

GWh

18.363

32.283

45.231

100,0

Million USD

513

713

1.031

Construction Cost

96

RUPTL 2011- 2020

Juta tCO2 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2010

2011

2012

2013

2014

Batubara

Gas

2015

LNG

2016

MFO

2017

2018

2019

HSD

Gambar 5. 11 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem Sumatera Skenario Baseline

5.7.2 Emisi CO2 Sesuai RUPTL 2011-2020 Pemerintah telah menetapkan Perpres No. 4 tahun 2010 dan Permen ESDM No. 15 tahun 2010 mengenai Program Percepatan Pembangkit Tahap 2. Program tersebut didominasi oleh pembangkit dengan menggunakan energi terbarukan, khususnya panas bumi. Dengan adanya intervensi kebijakan pemerintah mengenai pengembangan PLTP dan energi terbarukan lainnya akan menghasilkan rencana pengembangan pembangkit yang sedikit berbeda dibandingkan dengan baseline serta dapat menurunkan emisi CO2. 5.7.2.1

Emisi CO2 Indonesia

Gambar 5.12 memperlihatkan emisi CO2 yang akan dihasilkan apabila produksi listrik Indonesia dilakukan dengan fuel mix seperti pada Gambar 5.4. Dari Gambar 5.12 dapat dilihat bahwa emisi CO2 se-Indonesia akan meningkat dari 141 juta ton pada 2011 menjadi 276 juta ton pada tahun 2020. Dari 276 juta ton emisi tersebut, 245 juta ton (89%) berasal dari pembakaran batubara.

RUPTL 2011- 2020

97

Juta tCO2 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 2011

2012

2013

Biomass

2014

2015

2016

2017

2018

2019

HSD

MFO

LNG

Gas

Batubara

2020

Gambar 5. 12 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar (Gabungan Indonesia)

Average grid emission factor47 untuk Indonesia pada tahun 2011 adalah 0,763 kgCO2/kWh, akan meningkat menjadi 0,8 kgCO2/kWh pada 2013-2014 dan selanjutnya akan menurun karena beroperasinya proyek-proyek PLTP dan PLTA sehingga average grid emission factor pada tahun 2020 menjadi 0,745 kgCO2/kWh. 5.7.2.2

Emisi CO2 Sistem Jawa-Bali

Proyeksi emisi CO2 dari sistem Jawa Bali diperlihatkan pada Gambar 5.13. Emisi naik dari 110 juta ton pada 2011 menjadi 205 juta ton pada 2020, atau naik hampir 2 kali lipat. Grid emission factor membaik dari 0,778 kgCO2/kWh pada 2011 menjadi 0,756 kgCO2/kWh pada 2020. Perbaikan faktor emisi ini dicapai dari peningkatan pemakaian gas alam, panas bumi dan penggunaan teknologi supercritical.

47

Grid emission factor didefinisikan sebagai jumlah CO2 [kg] per produksi listrik [kWh]

98

RUPTL 2011- 2020

Juta tCO2 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 2011

2012

2013

2014

Biomass

HSD

2015

MFO

2016

LNG

2017

2018

Gas

2019

2020

Batubara

Gambar 5. 13 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Sistem Jawa Bali

5.7.2.3

Emisi CO2 Wilayah Operasi Indonesia Barat

Proyeksi emisi CO2 dari pembangkitan listrik di Indonesia Barat diperlihatkan pada gambar 5.14. Emisi naik dari 21 juta ton menjadi 45 juta ton, atau naik sekitar 2 kali lipat. Grid emission factor meningkat dari 0,749 kgCO2/kWh pada 2011 menjadi 0,856 kgCO2/kWh pada 2013 dan berangsur-angsur menurun menjadi 0,704 kgCO2/kWh pada 2020. Faktor emisi yang membaik ini disebabkan oleh kontribusi positif dari pemanfaatan panas bumi dan tenaga air. Juta tCO2 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2011

2012

2013

Biomass

2014

HSD

2015

MFO

2016

LNG

2017

2018

Gas

2019

2020

Batubara

Gambar 5. 14 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Wilayah Operasi Indonesia Barat

RUPTL 2011- 2020

99

5.7.2.4

Emisi CO2 Wilayah Operasi Indonesia Timur

Proyeksi emisi CO2 dari pembangkitan listrik di Indonesia Timur diperlihatkan pada Gambar 5.15. Emisi naik dari 9,4 juta ton pada 2011 menjadi 26,5 juta ton pada 2020, atau naik 2,8 kali lipat. Grid emission factor meningkat dari 0,641 kgCO2/kWh pada 2011 menjadi 0,784 kgCO2/kWh pada 2014 dengan masuknya PLTU skala kecil di 70 lokasi, dan berangsur-angsur menurun menjadi 0,731 kgCO2/kWh pada 2020. Faktor emisi yang membaik ini disebabkan oleh kontribusi positif dari pemanfaatan panas bumi dan tenaga air. Juta tCO2 30 25 20 15 10 5 0 2011

2012

2013

Biomass

2014

HSD

2015

MFO

2016

LNG

2017

2018

Gas

2019

2020

Batubara

Gambar 5. 15 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur

5.8 PROYEK CDM (CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM) Sesuai Misi PLN ”menjalankan kegiatan usaha yang berwawasan lingkungan”, dan dengan komitmen nasional tentang pengurangan emisi Gas Rumah Kaca (GRK), PLN akan melakukan upaya pengurangan emisi GRK dari semua kegiatan ketenagalistrikan (pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi). PLN akan menggunakan peluang yang diberikan oleh Protokol Kyoto (PK), yaitu peluang bagi Negara Non Annex I untuk mendapatkan kredit dari upaya pengurangan emisi GRK melalui mekanisme CDM (Clean Development Mechanism) yang akan berlaku dari tahun 2008 sampai dengan tahun 2012 sesuai dengan masa berlakunya Protokol Kyoto dan kesepakatan yang akan dicapai oleh para pihak untuk pasca tahun 2012.

100

RUPTL 2011- 2020

Implementasi CDM akan diterapkan untuk semua kegiatan di lingkungan PLN yang berpotensi untuk dikembangkan menjadi proyek CDM di sisi pembangkitan, transmisi/gardu induk dan distribusi. Kebijakan pengembangan proyek CDM di unit-unit PLN termasuk penjualan CER-nya dilakukan secara terpusat, sedangkan Anak Perusahaan dapat mengelola dan mengembangkan proyek CDM sendiri dengan melakukan koordinasi dengan PLN Pusat. Sejak tahun 2002 PLN sudah menyadari akan pentingnya CDM dan melakukan assessment beberapa potensi proyek CDM, dan hasilnya hingga saat ini PLN telah menandatangani 5 ERPA (Emission Reduction Purchase Agreements). Selain itu PLN juga mengembangkan proyek melalui mekanisme VCM (Voluntary Carbon Mechanism), dimana saat ini sudah ada 3 proyek yang telah selesai proses validasinya sesuai VCS (Voluntary Carbon Standard). Daftar proyek PLN yang dikembangkan melalui mekanisme CDM dan VCM dapat dilihat pada Tabel 5.33. Tabel 5.33 Daftar Proyek PLN yang Dikembangkan melalui Mekanisme CDM dan VCM No

Nama Proyek

Lokasi

Emission Reduction Mechanism

Status Saat Ini

Annual Project Emission Reduction (tCO2e/year)

1

PLTP Kamojang IV (60 MW)

Jawa Barat

CDM

Registered

402,780

2

PLTP Lahendong II (20 MW)

Tomohon, Minahasa, Sulawesi Utara

CDM

Registered

66,713

3

PLTP Lahendong III (20 MW)

Tomohon, Minahasa, Sulawesi Utara

CDM

PDD Development

50,663

4

PLTA Genyem (20 MW)

Papua

CDM

PDD Development

50,000

5

PLTM Lobong (1,6 MW), Mongango (1,2 MW), Merasap (1,5 MW)

Kalimantan Barat, Gorontalo, dan Sulawesi Utara

CDM

PDD Development

8,749

6

PLTMG Bontang (14 MW)

Kalimantan Timur

CDM

Under validation

21,282

7

PLTA Sipansihaporas (50 MW)

Sumatra Utara

VCS

Validation completed

159,596

8

PLTA Lau Renun (82 MW)

Sumatra Utara

VCS


229,048

9

PLTA Musi (210 MW)

Bengkulu

VCS


847,020

RUPTL 2011- 2020

101

5.9 PENGEMBANGAN SISTEM PENYALURAN DAN GARDU INDUK Pada periode 2011-2020 pengembangan sistem penyaluran masih berupa pengembangan sistem dengan tegangan 500 kV dan 150 kV di sistem JawaBali serta tegangan 500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV di sistem Indonesia Timur dan Indonesia Barat. Pembangunan saluran transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya kesesuaian antara kapasitas pembangkitan di sisi hulu dan permintaan daya di sisi hilir secara efisien. Disamping itu juga sebagai usaha untuk mengatasi bottleneck penyaluran dan perbaikan tegangan pelayanan. Pengembangan transmisi 500 kV di Jawa pada umumnya dimaksudkan untuk mengevakuasi daya dari pembangkit-pembangkit baru maupun expansion, menjaga kriteria security N-1 baik statik maupun dinamik. Khusus untuk pasokan ke sistem Jakarta, pembangunan sistem 500 kV dilakukan dengan menggunakan jalur transmisi 150 kV atau 70 kV. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kV dimaksudkan untuk menjaga kriteria security N-1 dan sebagai transmisi terkait untuk gardu induk 150 kV baru. Pengembangan transmisi 500 kV di Sumatera dimaksudkan untuk mentransfer tenaga listrik dari pembangkit mulut tambang di Sumbagsel dan Riau ke Sumbagut. Selain itu transmisi 500 kV juga dikembangkan di sekitar konverter transmisi HVDC di Sumatera sebagai feeder pemasok listrik dari pembangkit mulut tambang. Rencana pengembangan sistem penyaluran di Indonesia hingga tahun 2020 diproyeksikan sebesar 114.554 MVA untuk pengembangan gardu induk serta 49.192 kms pengembangan jaringan transmisi dengan perincian pada Tabel 5.34 dan Tabel 5.35. Tabel 5.34 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia Satuan kms

TRANSMISI

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

500 kV AC

82

172

374

12

459

738

538

170

40

40

2,625

500 kV DC

-

-

-

-

-

1,100

-

-

-

-

1,100

275 kV

-

642

2,172

774

1,532

110

-

130

-

-

5,360

250 kV DC

-

-

-

-

-

462

-

-

-

-

462

3,717

5,754

7,812

6,813

3,573

2,541

2,211

1,873

972

1,016

36,282

168

1,254

370

1,206

1

-

334

-

-

-

3,333

3,967

7,822

10,729

8,805

5,565

4,951

3,083

2,173

1,012

1,056

49,162

150 kV 70 kV TOTAL

102

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5.35 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Indonesia Satuan MVA

TRAFO

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2,000

2020

Total

500/275 kV

-

-

-

-

-

1,000

-

-

-

3,000

500/150 kV

8,660

1,830

5,000

2,000

4,000

5,500

3,500

500

1,500

1,000

33,490

500 kV DC

-

-

-

-

-

3,000

-

-

-

-

3,000

275/150 kV

1,000

270

5,090

2,000

1,250

-

500

500

-

250

10,860

250 kV DC

-

-

-

-

-

600

-

-

-

-

600

150/70 kV

60

60

123

-

60

60

-

-

-

-

363

150/20 kV

9,746

11,220

4,670

6,200

4,140

5,340

4,470

4,920

4,600

4,580

59,886

70/20 kV TOTAL

715

640

410

260

270

180

150

210

290

230

3,355

20,181

14,020

15,293

10,460

9,720

15,680

8,620

8,130

6,390

6,060

114,554

5.9.1 Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Barat Rencana pengembangan sistem transmisi dalam RUPTL 2011-2020 akan banyak mengubah topologi jaringan dengan terwujudnya sistem interkoneksi 275 kV dan 500 kV di Sumatera. Pengembangan juga banyak dilakukan untuk memenuhi pertumbuhan demand dalam bentuk penambahan kapasitas trafo. Pengembangan untuk meningkatkan keandalan dan debottlenecking yang juga terdapat di beberapa sistem, antara lain rencana pembangunan sirkit kedua dan reconductoring beberapa ruas transmisi di sistem Sumbagut dan Sumbagsel. Rencana interkoneksi dengan tegangan 275 kV di Sumatera diprogramkan terlaksana pada tahun 2012. Selain itu terdapat pembangunan beberapa gardu induk dan transmisi 150 kV untuk mengambil alih beban dari pembangkit diesel ke sistem interkoneksi (dedieselisasi), yaitu di sistem Sumbar-Riau, Sumbagsel dan Kalbar. Rencana pengembangan sistem penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Barat hingga tahun 2020 diproyeksikan sebesar 29.450 MVA untuk pengembangan gardu induk (500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV) serta 21.150 kms pengembangan transmisi dengan perincian pada Tabel 5.36 dan Tabel 5.37. Beberapa proyek transmisi strategis di Indonesia Barat antara lain: – Proyek transmisi 275 kV untuk interkoneksi Sumatera Bagian Selatan dan Sumatera Bagian Utara jalur barat dan jalur timur.

RUPTL 2011- 2020

103

– Proyek transmisi 500 kV untuk interkoneksi Sumatera Bagian Selatan dan Sumatera Bagian Utara jalur timur. – Interkoneksi Batam – Bintan dengan kabel laut 150 kV dimaksudkan untuk memenuhi sebagian kebutuhan tenaga listrik pulau Bintan dengan tenaga listrik dari Batam48 dengan mempertimbangkan rencana pengembangan pembangkit di Batam yang akan mencukupi kebutuhan Batam dan sebagian Bintan49. Adanya interkoneksi 150 kV tersebut tidak ada hubungannya dengan perluasan wilayah usaha PLN Batam. – Rencana pengembangan transmisi juga mencakup program interkoneksi dengan sistem tenaga listrik dari negara tetangga, meliputi interkoneksi Sumatera-Malaysia (HVDC ± 250 kV)50 dan Kalimantan Barat-Sarawak (275 kV HVAC). Tujuan interkoneksi tersebut antara lain untuk mewujudkan ASEAN Power Grid sebagaimana dimaksud dalam MOU on the ASEAN Power Grid yang telah diratifikasi oleh pemerintah Indonesia dengan Perpres No. 77/2008. 1. Interkoneksi Sumatera – Malaysia direncanakan beroperasi 2017 dimaksudkan untuk memperoleh manfaat ekonomi dari tukar menukar tenaga listrik antara Sumatera dan Malaysia pada jam-jam tertentu. Pada saat peak load di Sumatera (malam hari) PLN menerima tenaga listrik dari Malaysia yang pada saat yang sama sedang dalam kondisi off peak. Pada saat off peak di Sumatera (siang hari) PLN mengirim tenaga listrik ke Malaysia yang pada saat yang sama sedang meningkatkan keandalan sistem Sumatera. 2. Interkoneksi Kalbar – Serawak direncanakan beroperasi 2014 dimaksudkan untuk memfasilitasi pembelian tenaga listrik oleh PLN khususnya pada waktu beban puncak sampai dengan tahun 2019 untuk menghilangkan pemakaian BBM selama beban puncak. Selain itu terbuka kemungkinan bagi PLN untuk juga membeli listrik di luar waktu beban puncak dalam hal penyelesaian PLTU batubara di Kalimantan Barat terlambat. Setelah tahun 2019 diperkirakan PLN hanya akan membeli

48

Biaya produksi listrik di Batam lebih rendah dari pada biaya produksi di Bintan yang masih banyak menggunakan pembangkit BBM. 49 Kecukupan pembangkit di Batam sampai dengan tahun 2020 telah dikonfirmasi ke PLN Batam. 50 Pemilihan level tegangan ±250 kV HVDC bipolar ini masih terbuka kemungkinan untuk diubah ke 500 kV HVDC monopolar. 104

RUPTL 2011- 2020

tenaga listrik selama waktu beban puncak karena semua pembangunan pembangkit beban dasar (PLTU) akan selesai. Tabel 5. 36 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Wilayah Operasi Indonesia Barat Satuan kms

TRANSMISI

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

500 kV AC

-

-

-

-

-

-

-

150

-

-

150

500 kV DC

-

-

-

-

-

800

-

-

-

-

800

275 kV

-

160

2,172

774

1,532

110

-

130

-

-

4,878

250 kV DC 150 kV

-

-

-

-

-

462

-

-

-

-

462

694

1,643

4,318

2,499

1,486

1,371

790

387

382

740

14,310

70 kV TOTAL

-

310

-

240

-

-

-

-

-

-

550

694

2,113

6,490

3,513

3,018

2,743

790

667

382

740

21,150

Tabel 5. 37 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Wilayah Operasi Indonesia Barat Satuan MVA

TRAFO

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

500/275 kV

-

-

-

-

-

1,000

-

2,000

-

-

3,000

500/150 kV

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

500 kV DC

-

-

-

-

-

3,000

-

-

-

-

3,000

275/150 kV

1,000

-

5,000

2,000

1,250

-

500

500

-

250

10,500

250 kV DC

-

-

-

-

-

600

-

-

-

-

600

150/70 kV

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

150/20 kV

960

2,750

2,170

1,350

840

810

870

810

570

750

11,880

70/20 kV

30

260

30

60

-

30

-

30

30

-

470

1,990

3,010

7,200

3,410

2,090

5,440

1,370

3,340

600

1,000

29,450

TOTAL

5.9.2 Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur Pengembangan sistem transmisi untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur meliputi pembangunan transmisi dan gardu induk 275 kV, 150 kV dan 70 kV. Di wilayah Maluku, Papua dan Nusa Tenggara sedang dilaksanakan pembangunan transmisi 70 kV dan 150 kV seiring dengan beroperasinya PLTU batubara di wilayah tersebut, sementara di wilayah Sulselrabar sedang dibangun transmisi 275 kV dari PLTA Poso ke Palopo. Pada tahun 2013 sistem Sulawesi Tengah, sistem Sulawesi Tenggara dan sistem Sulawesi Selatan akan terinterkoneksi melalui jaringan transmisi 275 kV dan 150 kV. Evakuasi daya dari rencana PLTU sewa di Balikpapan dan Asam-Asam akan menyebabkan kondisi bottleneck di beberapa ruas transmisi di sistem Kalsel

RUPTL 2011- 2020

105

dan Kaltim. Untuk mengatasi kondisi tersebut direncanakan reconductoring pada ruas-ruas tersebut. Rencana pengembangan interkoneksi tegangan tinggi antar pulau di area Indonesia Timur meliputi interkoneksi pulau Laut – Kalsel ,interkoneksi pulau Seram – Ambon dan interkoneksi Sultra – pulau Muna – pulau Buton, namun implementasi rencana interkoneksi tersebut tergantung pada kelayakan dari hasil studi dasar laut. Wilayah Kalimantan Selatan-Tengah dan Timur akan terinterkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV pada tahun 2012. Rencana pengembangan sistem penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur hingga tahun 2020 diproyeksikan sebesar 9.188 MVA untuk pengembangan gardu induk (275 kV, 150 kV dan 70 kV) serta 16.434 kms pengembangan jaringan transmisi dengan perincian pada Tabel 5.38 dan Tabel 5.39. Beberapa proyek transmisi strategis di Indonesia Timur antara lain: – Proyek transmisi 150 kV interkoneksi sistem Kalselteng – Kaltim – Proyek transmisi 150 kV interkoneksi sistem Sulut – Gorontalo.

Tabel 5. 38 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur Satuan kms

TRANSMISI

2011

275 kV 150 kV 70 kV TOTAL

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

482

482

1,515

2,161

2,837

2,752

494

168

834

370

866

1

1,683

3,477

3,207

3,618

495

680

1,247

1,144

380

170

13,379

334 680

1,581

2,573 1,144

380

170

16,434

Tabel 5. 39 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Wilayah Operasi Indonesia Timur Satuan MVA

TRAFO

2011

275/150 kV

2012 270

2013

150/70 kV

60

60

123

870

760

940

TOTAL

2015

2016

2017

2018

2019

2020

90

150/20 kV 70/20 kV

2014

Total 430

950

60

60

450

540

363 630

480

730

320

6,670

245

260

300

140

270

120

120

90

80

170

1,795

1,175

1,350

1,453

1,090

780

720

750

570

810

490

9,188

5.9.3 Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Jawa-Bali Pada Tabel 5.40 dan Tabel 5.41 diperlihatkan kebutuhan fisik fasilitas penyaluran dan gardu induk di sistem Jawa-Bali. 106

RUPTL 2011- 2020

Tabel 5. 40 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Jawa-Bali Satuan kms

TRANSMISI 500 kV AC

2011

2012

2013

2014

2015

82

172

374

12

459

1,509

1,950

657

1,562

1,593

-

110

1,591

2,232

500 kV DC 150 kV

738

2017

2018

2019

2020

490

20

40

40

2,475

174

342

210

106

8,593

300

100 1,031

1,674

Total

538

300

70 kV TOTAL

2016

210 2,052

1,528

712

362

250

146

11,578

Tabel 5. 41 Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Jawa-Bali Satuan MVA

TRAFO

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

500/150 kV

8,660

1,830

5,000

2,000

4,000

5,500

3,500

500

1,500

1,000

33,490

7,916

7,710

1,560

3,900

2,850

3,990

2,970

3,630

3,300

3,510

41,336

30

30

90

180

60

1,090

6,850

9,520

6,500

4,220

4,980

4,570

75,916

150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV TOTAL

Total

-

440

120

80

60

17,016

9,660

6,640

5,960

Dari Tabel 5.40 terlihat bahwa sampai dengan tahun 2020 akan dibangun transmisi 500 kV AC sepanjang 2.475 kms. Transmisi tersebut dimaksudkan untuk mengimbangi program percepatan pembangkit PLTU Suralaya Baru dan PLTU Adipala (tahun 2011, 2014), PLTU Paiton Expansion dan PLTU IPP Tanjung Jati Expansion (2011,2012), PLTU Jawa Tengah Infrastruktur dan PLTU Indramayu (2016/2017, 2017), Jawa-Bali Crossing dari Paiton hingga ke pusat beban di Bali (2015), PLTGU baru (2019/2020) dan pumped storage Upper Cisokan (2016), Matenggeng dan Grindulu (2019/2020, 2020). Selain itu dibangun juga transmisi 500 kV yang berkaitan dengan perkuatan pasokan Jakarta seperti Balaraja-Kembangan dan Kembangan-Durikosambi-Muara Karang. Trafo interbus 500/150 kV yang direncanakan pada tabel 5.41 merupakan perkuatan grid yang tersebar di Jawa, utamanya seputar Jabotabek. Transmisi 500 kV DC pada Tabel 5.40 adalah transmisi HVDC interkonesi Sumatra – Jawa, di sini hanya diperhitungkan bagian kabel laut dan overhead line yang berada di pulau Jawa, selebihnya diperhitungkan sebagai pengembangan sistem transmisi Sumatra. Sistem transmisi 70 kV pada dasarnya sudah tidak dikembangkan lagi, bahkan di sistem 70 kV di Jawa Barat banyak yang ditingkatkan menjadi 150 kV terkait dengan proyek percepatan pembangkit 10.000 MW. Rencana pada Tabel 5.40 RUPTL 2011- 2020

107

hanya menunjukkan proyek reconducturing SUTT 70 kV yang memasok konsumen besar dan saluran distribusi khusus. Program pemasangan trafotrafo 150/70 kV dan 70/20 kV pada tabel tersebut juga hanya merupakan relokasi trafo-trafo dari Jawa Barat ke Jawa Timur. Beberapa proyek transmisi strategis di Jawa-Bali antara lain: – Kabel laut Jawa-Bali sirkit 3 dan 4 tahun 2012. Pembangunan kabel laut Jawa-Bali sirkit 3-4 dimaksudkan untuk dapat menekan pemakaian BBM di Bali dalam jangka pendek. Dengan adanya transfer energi dari sistem Jawa melalui kabel laut Jawa-Bali #1-4 sebesar 300 MW (mempertimbangkan N-1), akan diperoleh penghematan biaya bahan bakar sebesar Rp 2,23 triliun selama 20 bulan operasi (Mei 2012Desember 2013) hingga beroperasinya Jawa-Bali Crossing 150 kV. Apabila dibandingkan dengan biaya investasi (EPC cost) sebesar Rp 410 miliar, maka penghematan biaya bahan bakar yang diperoleh masih jauh lebih besar. – SUTET Durikosambi – Muara Karang. – GITET Cawang Baru dan GITET Muara Karang. – Pembangunan SUTET 500 kV Paiton – New Kapal termasuk overhead line 500 kV / submarine cable 500 kV menyeberangi selat Bali (Jawa Bali Crossing) sebagai solusi jangka panjang pasokan listrik ke pulau Bali. Tahap pertama pada tahun 2013 beroperasi 150 kV dan tahap kedua pada tahun 2015 beroperasi 500 kV. Pembangunan JBC ini berpotensi menghasilkan saving sebesar USD 617 juta (NPV) selama 20 tahun bila dibandingkan dengan membangun pembangkit di Bali. – Proyek transmisi SUTET 500 kV tx Ungaran-Pemalang-MandirancanIndramayu tahun 2014. – Pembangunan transmisi 500 kV HVDC bipole 3,000 MW Sumatra - Jawa berikut GITET Xbogor - Incomer (Tasik - Depok dan Cilegon – Cibinong) untuk menyalurkan listrik dari PLTU mulut tambang di Sumatra Selatan ke sistem Jawa Bali tahun 2016.

108

RUPTL 2011- 2020

5.10

PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI

Rencana pengembangan sistem distribusi di Indonesia dapat dilihat pada Tabel 5.42. Kebutuhan fisik sistem distribusi Indonesia hingga tahun 2020 adalah sebesar 208.607,4 kms jaringan tegangan menengah, 225.404,4 kms jaringan tegangan rendah, 37.431,2 MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 27,3 juta pelanggan. Tabel 5.42 Kebutuhan Fasilitas Distribusi di Indonesia 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

Indonesia Jaringan TM

kms

18,425.4

18,573.2

18,066.9

19,716.4

18,435.1

20,332.9

21,750.3

23,088.1

24,497.2

25,721.9

208,607.4

Jaringan TR

kms

17,666.1

21,080.5

21,666.1

23,554.7

20,683.5

21,688.2

22,759.8

24,172.2

25,488.9

26,644.4

225,404.4

Trafo Distribusi

MVA

3,227.4

3,721.1

3,841.1

4,038.6

3,267.0

3,590.3

3,707.9

3,965.9

4,066.2

4,005.7

37,431.2

ribu plgn

3,813.4

2,460.4

2,622.6

2,739.8

2,739.9

2,749.6

2,626.2

2,655.4

2,638.7

2,250.7

27,296.6

Tambahan Pelanggan

5.10.1 Wilayah Operasi Indonesia Barat dan Indonesia Timur Rencana pengembangan sistem distribusi untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat dapat dilihat pada Tabel 5.43. Kebutuhan fisik sistem distribusi Indonesia Barat hingga tahun 2020 adalah sebesar 62.980,0 kms jaringan tegangan menengah, 69.454,7 kms jaringan tegangan rendah, 14.593,8 MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 6,5 juta pelanggan. Tabel 5. 43 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Barat 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

Indonesia Barat Jaringan TM

kms

5,642.8

5,592.1

6,429.6

6,982.3

5,563.1

5,956.7

6,334.3

6,708.2

6,920.2

6,850.5

62,980.0

Jaringan TR

kms

6,398.7

6,128.0

7,152.3

7,780.3

6,159.0

6,543.5

6,896.5

7,332.6

7,539.2

7,524.5

69,454.7

Trafo Distribusi

MVA

1,414.4

1,389.8

1,865.1

2,077.8

1,232.3

1,298.4

1,364.8

1,418.0

1,368.5

1,164.9

14,593.8

ribu plgn

1,135.4

651.7

661.0

669.7

572.1

542.6

539.9

555.6

573.0

593.0

6,494.1

Tambahan Pelanggan

Rencana pengembangan sistem distribusi untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur dapat dilihat pada Tabel 5.44. Kebutuhan fisik sistem distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur hingga tahun 2020 adalah sebesar 74.784,0 kms jaringan tegangan menengah, 65.099,5 kms jaringan tegangan rendah, 8.216,7 MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 5,3 juta pelanggan. Tabel 5. 44 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur

RUPTL 2011- 2020

109

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

Indonesia Timur Jaringan TM

kms

5,047.6

5,790.7

6,161.3

7,012.3

6,671.8

7,072.7

7,851.1

8,667.8

9,668.5

10,840.2

74,784.0

Jaringan TR

kms

4,045.9

6,189.7

6,761.2

7,744.5

5,943.1

5,922.7

6,343.1

6,803.2

7,371.9

7,974.2

65,099.5

Trafo Distribusi

MVA

693.4

885.5

787.4

757.9

748.4

763.1

814.9

859.0

917.2

989.7

8,216.7

1,406.2

375.9

384.4

396.7

415.8

409.8

441.9

463.7

481.9

519.8

5,296.1

Tambahan Pelanggan

ribu plgn

Interkoneksi Antarpulau Untuk mengembangkan sistem kelistrikan di pulau-pulau yang dekat dengan daratan pulau besar dan sekaligus untuk menurunkan penggunaan BBM, direncanakan interkoneksi antar pulau melalui kabel laut 20 kV atau 70 kV, yaitu: •

Pulau Laut (Kotabaru) - Batulicin dengan kabel laut 20 kV

•

Kaltim - Pulau Nunukan – Sebatik dengan kabel laut 20 kV

•

Kendari - Pulau Muna - Pulau Buton (Bau-bau) dengan kabel laut 150 kV.

•

Bitung – Pulau Lembeh (Sulut) dengan kabel laut / SUTM 20 kV

•

Ambon – Haruku - Seram dengan kabel laut 70 kV, Haruku-Saparua KL 20 kV

•

Pulau Ternate – Pulau Tidore dengan kabel laut 20 kV

•

Lombok - Pulau 3 Gili dengan kabel laut 20 kV

•

Kepulauan Seribu dengan kabel laut 20 kV

•

Bali – Nusa Penida dengan kabel laut 20 kV

Pelaksanaan interkoneksi kabel laut tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan meliputi keekonomian, enjiniring dan studi dasar laut (seabed study) meliputi: route, peletakan kabel, lingkungan, struktur dasar laut, dan lain sebagainya.

5.10.2 Sistem Jawa-Bali Perencanaan kebutuhan fisik untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik dapat diproyeksikan seperti pada Tabel 5.45. Tabel 5. 45 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Jawa-Bali 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

7,735.0

7,190.4

5,475.9

5,721.8

6,200.2

7,303.5

7,564.9

7,712.1

7,908.4

8,031.2

70,843.4

Jawa-Bali Jaringan TM

kms

Jaringan TR

kms

7,221.5

8,762.7

7,752.6

8,029.8

8,581.4

9,222.0

9,520.2

10,036.4

10,577.8

11,145.7

90,850.3

Trafo Distribusi

MVA

1,119.6

1,445.8

1,188.6

1,202.9

1,286.4

1,528.7

1,528.2

1,688.8

1,780.5

1,851.0

14,620.7

ribu plgn

1,271.7

1,432.7

1,577.2

1,673.4

1,752.0

1,797.2

1,644.4

1,636.1

1,583.8

1,137.8

15,506.4

Tambahan Pelanggan

110

RUPTL 2011- 2020

Dalam kurun waktu 10 tahun mendatang dari tahun 2011 sampai dengan 2020 untuk sistem Jawa Bali diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah sebanyak 70.843,4 kms, jaringan tegangan rendah 90.850,3 kms, kapasitas trafo distribusi 14.620 MVA dan jumlah pelanggan 15,5 juta. 5.11

PENGEMBANGAN LISTRIK PERDESAAN

Untuk saat ini pembangunan listrik desa di seluruh Indonesia dilaksanakan oleh 28 Satuan Kerja Listrik Desa / Satker Lisdes, dimana untuk 24 Satker Lisdes tersebut berada pada masing-masing provinsi, kecuali untuk 4 Satker Lisdes merupakan gabungan dua provinsi seperti: Satker Lisdes Riau & Riau Kepulauan, Jawa Tengah & Yogyakarta, Sulawesi Selatan & Sulawesi Barat, serta Papua & Papua Barat. Sasaran kuantitatif pembangunan listrik desa adalah bertujuan meningkatkan rasio elektrifikasi dan rasio desa berlistrik, dengan mengacu pada sasaran Rencana Pembangunan Jangka Menengah/RPJM tahun 2010-2014, yaitu untuk rasio elektrifikasi dari 67,2% tahun 2010 menjadi sebesar 80% di tahun 2014, dan untuk rasio desa berlistrik 94,6% tahun 2010 menjadi sebesar 98,9% di tahun 2014. Rekap program listrik perdesaan 2011-2014 dan investasinya dapat dilihat pada Tabel 5.46 dan Tabel 5.47. Tujuan pembangunan listrik desa seperti yang disebutkan diatas, juga bertujuan untuk: •

Mendorong peningkatan ekonomi masyarakat pedesaan

•

Meningkatkan kualitas bidang pendidikan dan kesehatan

•

Mendorong pedesaan

•

Memudahkan dan mempercepat masyarakat pedesaan memperoleh informasi dari media elektronik serta media komunikasi lainnya.

•

Meningkatkan keamanan dan ketertiban yang selanjutnya diharapkan juga akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat desa.

produktivitas

ekonomi,

sosial

dan

budaya

masyarakat

Tabel 5. 46 Rekap Program Listrik Perdesaan Indonesia 2011-2014 Tahun

JTM

JTR

Kms

kms

Trafo MVA

Unit

Jml Pelanggan

Listrik Murah dan Hemat (RTS)

2011

8.198,0

7.615,1

373,3

5.847

382.864

-

2012

4.495,6

4.881,1

233,0

3.466

248.833

83.092

2013

7.585,9

7.507,4

386,4

5.623

438.466

-

2014 Total

7.403,4 27.682,8

7.326,7 27.330,3

377,1 1.369,9

5.488 20.424

427.915 1.498.078

83.092

RUPTL 2011- 2020

111

Catatan: Pada tahun 2012 ada program listrik Murah dan Hemat untuk masyarakat daerah tertinggal dan nelayan sebanyak 83.092 RTS (rumah tangga sasaran). Tabel 5.47 Rekap Kebutuhan Investasi Program Listrik Perdesaan Indonesia 2011-2014 (Juta Rp)

Tahun

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

Listrik murah dan Hemat (RTS)

Total

2011

1.762.282,6

905.657,2

444.332,0

22.500,0

3.223.783,8

-

2012

1.205.603,0

668.894,7

385.697,0

-

2.260.194,7

286.799,6

2013

2.105.722,4

1.082.279,4

651.229,8

-

3.839.231,7

-

2014

2.055.053,2

1.056.236,9

635.559,5

-

3.746.849,7

-

Total

7.128.661,3

3.713.068,2

2.116.818,4

22.500,0

13.070.059,9

286.799,6

5.12

PENGEMBANGAN ENERGI BARU DAN TERBARUKAN

Energi baru dan terbarukan (EBT) skala besar seperti panas bumi dan PLTA telah dibahas dalam pengembangan kapasitas pembangkit pada butir 5.4. Butir ini hanya membahas pengembangan EBT skala kecil. PLTMH: PLN mendorong pengembangan PLTMH terutama oleh swasta atau masyarakat untuk melistriki kebutuhan setempat dan juga untuk disalurkan ke grid atau sistem kelistrikan PLN. PLTB: Karena potensi energi angin di Indonesia sangat terbatas, maka pengembangannya akan terbatas di daerah yang memiliki potensi. Biomassa: PLN tidak bermaksud untuk membangun sendiri pembangkit listrik tenaga biomassa karena PLN tidak mempunyai kendali atas pasokan biomassanya. Karena itu PLN mendorong swasta untuk mengembangkannya dan PLN akan membeli listriknya. Energi kelautan: walaupun potensi energi kelautan diduga sangat besar, namun mengingat teknologi dan keekonomiannya masih belum diketahui, PLN baru akan melakukan uji coba skala kecil sebagai proyek penelitian dan pengembangan. Biofuel:

tergantung

kepada

kesiapan

pasar

biofuel,

PLN

siap

untuk

memanfaatkan biofuel apabila tersedia. 112

RUPTL 2011- 2020

Gasifikasi batubara (PLTGB): PLN memandang jenis energi ini sebagai energi baru yang dapat diterapkan pada sistem kelistrikan isolated skala kecil. Rencana pengembangan pembangkit EBT skala kecil dan perkiraan biayanya ditunjukkan pada Tabel 5.48 dan Tabel 5.49.

Pembangunan PLTS Terpusat (Komunal), Solar Home System (SHS) dan Lentera Super Hemat Energi (SEHEN) Mempertimbangkan sebaran penduduk pada geografi yang sangat luas dan sulitnya menjangkau daerah terpencil, PLN merencanakan untuk membangun PLTS sebagai berikut: •

PLTS terpusat/komunal (mode operasi mandiri & hybrid) dengan kapasitas diberikan pada tabel 5.48.

•

SHS (panel surya + lampu LED denga batere di dalamnya) skala kecil tersebar, namun terbatas di provinsi-provinsi yang RE nya masih sangat rendah dan di daerah yang dalam waktu 5 tahun belum akan mendapatkan listrik konvensional. Jumlah SHS yang akan dipasang adalah sekitar 377.000 set.

Pengembangan PLTS tersebut dimaksudkan untuk melistriki daerah terpencil secepatnya, mencegah penambahan penggunaan BBM kalau seandainya dilayani dengan diesel, dan menurunkan BPP pada daerah tertentu yang ongkos angkut BBM sangat mahal, seperti daerah sekitar puncak pegunungan Jayawijaya Papua. Program elektrifikasi dengan SHS atau lentera ‘super hemat energi’ (SEHEN) bukan merupakan program pengembangan kapasitas sistem kelistrikan. Dengan demikian program elektrifikasi dengan SEHEN lebih bersifat sementara dan hanya diterapkan secara terbatas di propinsi-propinsi yang rasio elektrifikasinya masih rendah, yaitu NTB, NTT dan Papua dengan terlebih daulu dibuat kajian kelayakannya. Program SEHEN juga dapat diganti dengan PLTS terpusat/komunal (centralized PV)”.

RUPTL 2011- 2020

113

Pembangunan PLTS dan pemasangan SHS tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan proyek.

Tabel 5. 48 Rencana Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil No

Pembangkit EBT

Satuan

1

PLTMH

MW

2

PLT Surya

3

TAHUN 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

TOTAL

23

37

198

126

46

193

203

214

225

235

1500

MWp*)

2

30

50

60

70

70

75

75

80

80

592

PLT Bayu

MW

0

0

10

10

15

15

20

20

25

25

140

4

PLT Biomass

MW

16

33

35

35

35

40

40

45

45

50

374

5

PLT Kelautan

MW

0

0

2

0

0

5

5

5

5

5

27

6

PLT Bio-Fuel

MW**)

-

10

15

15

14

8

7

7

8

9

93

7

PLT GasBatubara

MW

6

32

81

43

22

7

22

14

6

10

243

MW

47

142

391

289

202

338

372

380

394

414

TOTAL

2,969

*) Rencana PLTS sd 2014 adalah program 1.000 pulau, sedangkan tahun selanjutnya masih indikasi **) Kapasitas ekuivalen dari pembangkitan eksisting yang beroperasi dengan bahan bakar biofuel

Tabel 5. 49 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil TAHUN

No

Pembangkit EBT

1

PLTMH

55

89

475

302

110

463

487

514

540

564

3,600

2

PLT Surya

10

150

250

300

350

350

375

375

400

400

2,960

3

PLT Bayu

-

-

30

30

45

45

60

60

75

75

420

4

PLT Biomass

40

83

88

88

88

100

100

113

113

125

935

5

PLT Kelautan

-

-

12

-

-

30

30

30

30

30

162

6

PLT Bio-Fuel PLT GasBatubara

-

25

38

38

35

20

18

18

20

23

233

12

64

162

86

44

14

44

28

12

20

486

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

117

410

1,054

843

672

1,022

1,114

1,137

1,190

1,237

7

TOTAL

5.13

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

PROYEK PLTU SKALA KECIL TERSEBAR

Program PLTU batubara skala kecil tersebar semula direncanakan oleh PLN di 71 lokasi untuk mengatasi kekurangan pasokan listrik yang terjadi di wilayah tersebut dan untuk menurunkan biaya pokok penyediaan listrik dengan 114

RUPTL 2011- 2020

TOTAL

8,796

menggantikan pembangkit BBM terdiri dari Indonesia Barat 16 lokasi dan Indonesia Timur 35 lokasi. Jika ada penyewaan di masa mendatang, diutamakan sewa pembangkit dengan bahan bakar yang murah. Dalam perkembangannya, beberapa lokasi dibatalkan atau diubah ke PLTGB. Tabel 5.50 dan 5.51 menunjukkan lokasi dan kapasitas rencana pengembangan pembangkit PLTU batubara skala kecil dan PLTGB lokasi di Indonesia Barat dan Indonesia Timur. Tabel 5. 50 Proyek Pembangkit PLTU Skala Kecil di Indonesia Barat dan Indonesia Timur No

Nama Proyek

I.Indonesia Barat a.FTP‐2 ‐IPP 1 PLTU Ketapang Kalbar 2 PLTU Nias Sumut 3 PLTU Tanjung Pinang Riau b.Reguler ‐PLN 4 PLTU Ipuh Bengkulu 5 PLTU Mentok Babel 6 PLTU Natuna Riau 7 PLTU Sanggau Kalbar 8 PLTU Sintang Kalbar 9 PLTU Tanjung Uban Riau 10 PLTU Tapak Tuan NAD 11 PLTU Tebo Jambi 12 PLTU Tembilahan Riau 13 PLTU Tj Jabung Jambi ‐IPP 14 PLTU Baturaja Jambi 15 PLTU Muko Muko Jambi 16 PLTU Toboali Babel II.Indonesia Timur a.FTP‐2 ‐PLN 17 PLTU Bau Bau Sulsel 18 PLTU Kotabaru Kalsel 19 PLTU Sumbawa Barat NTB

Kapasitas (MW)

COD Estimasi

2 x 10 3 x 7 2 x 15

2013 2014 2014

2 x 3 2 x 7 2 x 7 2 x 7 3 x 7 2 x 7 2 x 7 2 x 7 2 x 7 2 x 7

2014 2014 2013 2012 2012 2013 2012 2013 2013 2013

2 x 10 2 x 4 2 x 7

2013 2014 2014

2 x 10 2 x 7 2 x 7

2014 2013 2013

No

Nama Proyek

II.Indonesia Timur (lanjutan) ‐IPP 20 PLTU Biak Papua 21 PLTU Kolaka Sulsel 22 PLTU Luwuk Sulteng 23 PLTU Melak Kaltim 24 PLTU Merauke Papua 25 PLTU Nabire Papua 26 PLTU Nunukan Kaltim b.Reguler ‐PLN 27 PLTU Alor NTT 28 PLTU Ampana Sulut 29 PLTU Berau Kaltim 30 PLTU Buntok Kaltim 31 PLTU Kendari Sulsel 32 PLTU Kuala Kurun Kalsel 33 PLTU Kuala Pambuang Kalsel 34 PLTU Malinau Kaltim 35 PLTU Raha Sulsel 36 PLTU Rote NTT 37 PLTU Sofifi Maluku 38 PLTU Talaud Sulut 39 PLTU Tj Selor Kaltim 40 PLTU Toli‐Toli Sulteng 41 PLTU Wangi Wangi Sultra ‐IPP 42 PLTU Andai (Manokwari) Papua 43 PLTU Sorong Papua 44 PLTU Sumbawa Baru I NTB 45 PLTU Tawaeli Ekspansi Sulut

Kapasitas (MW)

COD Estimasi

2 x 7 2 x 10 2 x 10 2 x 7 2 x 7 2 x 7 2 x 7

2014 2014 2015 2013 2014 2014 2014

2 x 3 2 x 3 2 x 7 2 x 7 1 x 10 2 x 3 2 x 3 2 x 3 2 x 3 2 x 3 2 x 3 2 x 3 2 x 7 3 x 15 2 x 3

2012 2013 2012 2013 2013 2013 2013 2012 2013 2012 2013 2013 2012 2014 2013

2 x 7 2 x 15 2 x 10 2 x 15

2014 2014 2014 2014

Tabel 5. 51 Proyek Pembangkit PLTGB Tersebar di Indonesia Barat dan Indonesia Timur

RUPTL 2011- 2020

115

No

Nama Proyek

Indonesia Barat ‐FTP‐2 1 PLTGB Putusibau Kalbar 2 PLTGB Rokan Hilir Riau 3 PLTGB Sabang NAD ‐Reguler 4 PLTGB Bengkalis Riau 5 PLTGB Dabo Singkep Riau 6 PLTGB Mentawai Sumbar 7 PLTGB Nanga Pingoh Kalbar 8 PLTGB Selat Panjang Riau 9 PLTGB Sinabang NAD 10 PLTGB Singkil NAD 11 PLTGB Tanjung Batu Sumsel 12 PLTGB Tanjung Pandan Babel

No

Nama Proyek

Indonesia Timur ‐FTP‐2 13 PLTGB Larantuka NTT 14 PLTGB Selayar Sulteng 15 PLTGB Tahuna Sulut 16 PLTGB Tobelo Maluku 17 PLTGB Tual Maluku 18 PLTGB Timika ‐Reguler 19 PLTGB Bunyu Kaltim 20 PLTGB Buru Maluku 21 PLTGB Kota Bangun Kaltim 22 PLTGB Langgur Maluku 23 PLTGB Muara Wahau Kaltim 24 PLTGB Tana Tidung Kaltim TOTAL KAPASITAS

Kapasitas (MW)

Pemilik

COD Estimasi

2 x 4 2 x 4 2 x 4

IPP IPP PLN

2012 2012 2013

6 2 x 3 2 x 3 2 x 3 6 2 x 3 2 x 3 2 x 4 5

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN IPP IPP

2015 2013 2013 2013 2012 2013 2013 2013 2014

Kapasitas (MW)

Pemilik

COD Estimasi

2 x 4 2 x 4 2 x 4 2 x 4 2 x 4 2 x 4

IPP IPP IPP IPP IPP IPP

2013 2012 2013 2014 2013 2014

2 2 x 3 2,5 2 x 3 2 2

PLN PLN PLN PLN PLN PLN

2013 2013 2013 2013 2013 2013

Catatan: PLTU Manokwari = PLTU Andai

Pada saat RUPTL ini disusun, PLN tengah melakukan survei lokasi dan studi kelayakan, sehingga rincian proyek pada Tabel 5.50 dan 5.51 masih dapat berubah sesuai hasil survei dan studi.

116

RUPTL 2011- 2020

BAB VI KEBUTUHAN DANA INVESTASI 6.1 PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI INDONESIA Untuk membangun sarana pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik sebagaimana diuraikan pada Bab 5 diperlukan dana investasi sebesar US$ 60,5 miliar dengan disbursement tahunan sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 6.1 dan Gambar 6.1. Dana sebesar itu hanya mencakup proyek-proyek PLN saja dan belum mencakup dana investasi untuk proyek listrik swasta/IPP.

Tabel 6. 1 Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total

Fc Lc Total Fc Lc Total Fc Lc Total Fc Lc Total

2011 2,235.3 1,028.8 3,264.1 2,725.8 688.4 3,414.2 1,261.5 1,261.5 4,961.1 2,978.6 7,939.7

2012 2,576.3 1,117.6 3,693.9 2,026.2 505.2 2,531.4 1,269.5 1,269.5 4,602.5 2,892.2 7,494.7

2013 2,854.5 1,181.3 4,035.8 1,313.8 387.3 1,701.2 1,172.1 1,172.1 4,168.3 2,740.7 6,909.1

2014 2,683.9 1,186.5 3,870.3 1,535.5 372.3 1,907.8 1,253.3 1,253.3 4,219.3 2,812.1 7,031.4

2015 2,055.7 1,017.7 3,073.4 2,106.3 282.9 2,389.3 1,166.8 1,166.8 4,162.0 2,467.5 6,629.5

2016 1,522.9 814.7 2,337.6 1,199.7 175.4 1,375.1 1,320.5 1,320.5 2,722.6 2,310.6 5,033.2

2017 1,781.1 959.9 2,741.1 604.4 113.2 717.6 1,395.0 1,395.0 2,385.5 2,468.2 4,853.7

2018 2,072.7 1,003.3 3,076.0 405.0 75.7 480.7 1,477.4 1,477.4 2,477.7 2,556.5 5,034.1

2019 2,063.8 920.6 2,984.4 288.7 42.3 331.0 1,539.3 1,539.3 2,352.5 2,502.3 4,854.8

2020 2,114.3 884.2 2,998.5 72.7 7.1 79.8 1,605.5 1,605.5 2,187.0 2,496.9 4,683.9

Juta US$ Total 21,960.5 10,114.6 32,075.1 12,278.0 2,650.0 14,928.0 13,461.0 13,461.0 34,238.6 26,225.6 60,464.1

Melihat kebutuhan dana yang sangat besar tersebut, maka disadari adanya tantangan yang sangat besar dalam menyediakan dana tersebut. Selama ini sumber pembiayaan proyek-proyek PLN banyak diperoleh dari penerusan pinjaman dari luar negeri (two step loan), namun setelah tahun 2006 peranan pinjaman semacam ini mulai berkurang dan sebaliknya pendanaan dengan obligasi terus meningkat, baik obligasi lokal maupun global. Proyek percepatan pembangkit 10.000 MW dibiayai dari pinjaman luar dan dalam negeri yang diusahakan sendiri oleh PLN dengan garansi Pemerintah. Akhirakhir ini PLN kembali berupaya memperoleh pinjaman dari lembaga keuangan multilateral (IBRD, ADB) dan bilaterial (JICA, AFD) untuk mendanai proyekproyek kelistrikan yang besar seperti Upper Cisokan pumped storage dan transmisi HVDC Sumatra – Jawa dengan skema two step loan.

RUPTL 2011- 2020

117

Juta USD 8,000.0 7,000.0 6,000.0

Total Investasi 5,000.0 4,000.0

Pembangkit

3,000.0

Transmisi Distribusi

2,000.0 1,000.0 ‐ 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Gambar 6.1 Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP)

6.2 PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI JAWA-BALI Pengembangan pembangkitan, transmisi dan distribusi oleh PLN sampai dengan tahun 2020 di sistem Jawa Bali membutuhkan dana investasi sebesar US$ 33,6 miliar dengan disbursement tahunan sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 6.2 dan Gambar 6.2. Kebutuhan investasi untuk proyek pembangkitan sampai tahun 2020 adalah sebesar US$ 18,3 miliar atau sekitar US$ 1,8 miliar per tahun. Porsi investasi pembangkit PLN setelah 2016 meningkat karena proyek pembangkit di atas tahun 2018 masih diasumsikan sebagai proyek PLN serta memperhitungkan disbursement investasi pembangkit yang beroperasi setelah tahun 2020. Kebutuhan investasi tersebut juga telah memperhitungkan biaya rehabilitasi/life extention pembangkit. Tabel 6. 2 Kebutuhan Dana Investasi untuk Sistem Jawa – Bali Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total

118


2011 1,252.6 574.0 1,826.5 1,993.8 370.3 2,364.1 738.5 738.5 3,246.4 1,682.7 4,929.1

2012 1,093.5 511.7 1,605.2 964.3 145.0 1,109.3 683.3 683.3 2,057.8 1,340.1 3,397.9

2013 1,128.1 551.2 1,679.3 466.0 108.1 574.2 532.1 532.1 1,594.1 1,191.4 2,785.5

2014 1,360.1 645.0 2,005.1 804.1 154.8 958.8 549.7 549.7 2,164.2 1,349.4 3,513.6

2015 1,115.1 556.0 1,671.1 1,381.4 148.4 1,529.8 600.9 600.9 2,496.5 1,305.4 3,801.8

2016 912.2 452.1 1,364.3 796.6 84.5 881.1 710.5 710.5 1,708.8 1,247.1 2,955.9

2017 1,138.7 600.7 1,739.4 329.3 47.8 377.2 739.9 739.9 1,468.0 1,388.5 2,856.5

2018 1,274.0 635.9 1,909.9 254.7 42.2 296.9 768.8 768.8 1,528.8 1,446.8 2,975.6

2019 1,319.5 622.8 1,942.4 202.4 25.7 228.1 796.6 796.6 1,521.9 1,445.1 2,967.0

2020 1,744.7 772.3 2,517.0 50.7 4.3 55.0 812.2 812.2 1,795.4 1,588.8 3,384.2

Juta US$ Total 12,338.5 5,921.7 18,260.1 7,243.3 1,131.1 8,374.4 6,932.5 6,932.5 19,581.8 13,985.3 33,567.0

RUPTL 2011- 2020

5000 4500 4000

Juta USD

3500

Total Investasi 3000 2500

Pembangkit

2000 1500

Penyaluran

1000

Distribusi

500 0 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Tahun

Gambar 6. 2 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Sistem Jawa – Bali

Pembiayaan proyek pembangkitan PLN berasal dari beberapa sumber. Proyek percepatan pembangkit Perpres No.71/2006 didanai dengan pinjamanan luar negeri (Cina) yang diusahakan oleh PLN dengan jaminan Pemerintah. Proyek pumped storage Upper Cisokan senilai US$800 juta telah diusulkan pendanaannya ke lender multilateral, sedangkan PLTU Indramayu 2x1.000 MW senilai US$ 3.000 juta diusulkan pendanaannya ke lender bilateral. Namun proyek-proyek pembangkitan selebihnya pada saat ini belum mendapat indikasi sumber pendanaan yang pasti, dan PLN pada saat ini tengah mengkaji kemampuannya dalam membuat pinjaman baru, dan hal ini akan dijelaskan pada butir 5.5. Kebutuhan dana investasi untuk penyaluran dan distribusi masing-masing sebesar US$ 8,4 miliar dan US$ 6,9 miliar. Proyek penyaluran pada tahun 2011-2012 didominasi oleh transmisi yang terkait dengan proyek percepatan pembangkit. Proyek tersebut menurut rencana akan didanai dari APLN, obligasi, APBN, pinjaman luar negeri (two step loan), kredit ekspor dan sumber lainnya. Proyek distribusi akan didanai sepenuhnya dari APLN.

RUPTL 2011- 2020

119

6.3 PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT DAN INDONESIA TIMUR Proyeksi kebutuhan investasi pembangkit, sistem penyaluran dan distribusi dalam kurun waktu 2011-2020 untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat adalah sebesar US$ 16,9 miliar atau rata-rata US$ 1,7 miliar per tahun dan untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur adalah sebesar US$ 10 miliar atau rata-rata US$ 1 miliar, tidak termasuk proyek IPP, dengan disbursement tahunan seperti pada Tabel 6.3 dan Tabel 6.4.

Tabel 6. 3 Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total


2011 610.1 262.0 872.1 397.2 205.2 602.4 306.4 306.4 1,007.3 773.6 1,780.9

2012 908.1 366.8 1,274.9 717.8 258.1 975.8 334.5 334.5 1,625.9 959.3 2,585.2

2013 1,102.8 387.5 1,490.3 578.9 213.2 792.1 395.4 395.4 1,681.8 996.0 2,677.8

2014 843.3 376.1 1,219.4 611.8 190.1 801.9 436.4 436.4 1,455.1 1,002.6 2,457.7

2015 674.6 332.2 1,006.8 634.8 102.9 737.7 323.1 323.1 1,309.5 758.2 2,067.6

2016 257.0 152.4 409.4 263.9 48.3 312.2 359.3 359.3 520.9 560.0 1,080.8

2017 186.2 116.2 302.4 153.5 34.7 188.2 385.4 385.4 339.7 536.3 876.0

2018 405.7 191.1 596.8 85.2 19.6 104.8 418.4 418.4 490.9 629.1 1,120.0

2019 573.7 232.4 806.1 57.9 11.7 69.6 427.2 427.2 631.6 671.3 1,302.9

2020 364.5 111.3 475.8 16.3 2.1 18.4 447.0 447.0 380.8 560.4 941.2

Juta US$ Total 5,926.1 2,528.0 8,454.1 3,517.2 1,086.0 4,603.2 3,833.0 3,833.0 9,443.3 7,446.9 16,890.2

Juta USD 3,000.0 2,750.0 2,500.0

Total Investasi

2,250.0 2,000.0

Pembangkit

1,750.0 1,500.0 1,250.0

Transmisi

1,000.0 750.0

Distribusi

500.0 250.0 ‐ 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Gambar 6. 3 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Barat

120

RUPTL 2011- 2020

Tabel 6. 4 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total


2011 372.6 192.8 565.4 334.8 113.0 447.7 216.6 216.6 707.4 522.3 1,229.8

2012 574.7 239.0 813.8 344.1 102.1 446.2 251.7 251.7 918.8 592.8 1,511.7

2013 623.6 242.6 866.2 268.8 66.0 334.8 244.7 244.7 892.5 553.3 1,445.7

2014 480.5 165.3 645.9 119.6 27.4 147.0 267.3 267.3 600.1 460.0 1,060.2

2015 266.0 129.5 395.5 90.1 31.6 121.7 242.8 242.8 356.1 404.0 760.1

2016 353.7 210.3 563.9 139.3 42.5 181.8 250.7 250.7 493.0 503.5 996.5

2017 456.2 243.0 699.2 121.6 30.7 152.3 269.7 269.7 577.8 543.4 1,121.2

2018 392.9 176.4 569.3 65.1 13.9 79.0 290.2 290.2 458.0 480.5 938.6

2019 170.5 65.4 235.9 28.4 4.9 33.3 315.6 315.6 198.9 385.9 584.8

2020 5.1 0.6 5.7 5.7 0.7 6.4 346.3 346.3 10.8 347.6 358.4

Juta US$ Total 3,696.0 1,665.0 5,360.9 1,517.5 432.9 1,950.4 2,695.5 2,695.5 5,213.4 4,793.4 10,006.8

Juta USD 1,800.0 1,500.0

Total Investasi

1,200.0

Pembangkit

900.0

Transmisi

600.0

Distribusi

300.0 ‐ 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Gambar 6. 4 Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur

Kebutuhan investasi Wilayah Operasi Indonesia Barat untuk proyek pembangkitan sampai tahun 2020 adalah sebesar US$ 8,5 miliar, sedangkan untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur adalah sebesar US$ 5,9 miliar. Disbursement proyek pembangkitan mencapai puncaknya pada tahun 20122013 yang merupakan proyek percepatan pembangkit Perpres No.71/2006. Sedangkan disbursement proyek pembangkitan pada tahun berikutnya terus menurun karena proyek-proyek IPP akan semakin mendominasi sistem-sistem Indonesia Timur dan Indonesia Barat, terutama di sistem Sumatra. Proyek transmisi di Indonesia Timur dan Indonesia Barat didominasi oleh pengembangan transmisi 275 kV untuk interkoneksi seluruh Sumatra, di samping pengembangan transmisi 150 kV di Sumatra, Sulawesi dan Kalimantan serta beberapa wilayah lain seperti NTT dan NTB.

RUPTL 2011- 2020

121

6.4 KEBUTUHAN INVESTASI KELISTRIKAN PLN DAN IPP Total dana investasi yang dibutuhkan untuk mengembangkan sistem kelistrikan Indonesia secara keseluruhan, termasuk listrik swasta/IPP, adalah US$ 96,2 miliar selama tahun 2011-2020. Disbursement dana tersebut diperlihatkan pada Tabel 6.5. Tabel 6. 5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total


2011 3,088.0 1,397.5 4,485.5 2,725.8 688.4 3,414.2 1,261.5 1,261.5 5,813.8 3,347.3 9,161.2

2012 4,135.8 1,951.9 6,087.7 2,026.2 505.2 2,531.4 1,269.5 1,269.5 6,161.9 3,726.6 9,888.6

2013 6,036.2 2,748.2 8,784.4 1,313.8 387.3 1,701.2 1,172.1 1,172.1 7,350.0 4,307.7 11,657.7

2014 7,098.0 3,048.7 10,146.7 1,535.5 372.3 1,907.8 1,253.3 1,253.3 8,633.5 4,674.3 13,307.8

2015 6,369.7 2,720.3 9,089.9 2,106.3 282.9 2,389.3 1,166.8 1,166.8 8,476.0 4,170.0 12,646.1

2016 5,077.6 2,261.3 7,338.9 1,199.7 175.4 1,375.1 1,320.5 1,320.5 6,277.3 3,757.1 10,034.4

2017 4,918.9 2,275.2 7,194.1 604.4 113.2 717.6 1,395.0 1,395.0 5,523.3 3,783.5 9,306.8

2018 4,384.6 2,089.8 6,474.4 405.0 75.7 480.7 1,477.4 1,477.4 4,789.6 3,643.0 8,432.6

2019 3,367.2 1,475.6 4,842.7 288.7 42.3 331.0 1,539.3 1,539.3 3,655.8 3,057.2 6,713.1

2020 2,384.8 986.5 3,371.3 72.7 7.1 79.8 1,605.5 1,605.5 2,457.5 2,599.2 5,056.7

Juta US$ Total 46,860.7 20,955.0 67,815.7 12,278.0 2,650.0 14,928.0 13,461.0 13,461.0 59,138.7 37,066.0 96,204.7

Juta USD 14,000.0

Total Investasi 12,000.0 10,000.0

Pembangkit

8,000.0 6,000.0 4,000.0

Transmisi

Distribusi

2,000.0 ‐ 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Gambar 6. 5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP

Tabel 6.5 menunjukkan bahwa sektor ketenagalistrikan Indonesia setiap tahunnya membutuhkan dana investasi yang sangat besar, yaitu rata-rata hampir US$ 9,6 miliar per tahun. 6.5 SUMBER PENDANAAN DAN KEMAMPUAN KEUANGAN PLN Butir 6.5 ini menjelaskan bagaimana kebutuhan investasi yang diindikasikan dalam RUPTL ini akan dipenuhi, dan juga menjelaskan dampak dari rencana investasi ini terhadap keuangan PT PLN (Persero).

122

RUPTL 2011- 2020

6.5.1 Rencana Investasi dan Sumber Pendanaan Kebutuhan investasi PLN sebesar US$ 60,5 miliar51 sampai dengan tahun 2020 akan dipenuhi dari berbagai sumber pendanaan, yaitu APBN sebagai penyertaan modal pemerintah (ekuiti), pinjaman baru, dan dana internal. Sumber dana internal berasal dari laba usaha dan penyusutan aktiva tetap, sedangkan dana pinjaman dapat berupa pinjaman luar negeri (SLA, sub-loan agreement), pinjaman pemerintah melalui rekening dana investasi, obligasi nasional maupun internasional, pinjaman komersial perbankan lainnya serta hibah luar negeri. 6.5.2 Asumsi Proyeksi Keuangan Kemampuan PLN untuk melakukan pinjaman sangat ditentukan oleh indikator indikator keuangan perusahaan, misalnya rasio hutang52, proyeksi EBITDA dan EBITDA margin, dan debt-equity ratio (rasio hutang terhadap aset). Rasio tersebut digunakan sebagai covenant dalam perjanjian pinjaman PLN dengan para lender dan bond holder. Selanjutnya pada bagian ini akan diberikan gambaran mengenai biaya pokok penyediaan listrik. Asumsi dasar makro ekonomi dan asumsi korporasi yang digunakan dalam membuat proyeksi keuangan ini adalah sebagai berikut: (i) Tingkat bunga pinjaman baru 3-6% untuk pinjaman dalam nominasi valuta asing (US$) dan 912% untuk pinjaman dalam mata uang Rupiah, (ii) Terjadi kenaikan tarif listrik sebesar 10% pada tahun 2012 dan 10% lagi pada tahun 2013, (iii) Kurs Rp 8.800/US$ tahun 2011, Rp 8.850/US$ tahun 2012, Rp 8.900/US$ tahun 2013, Rp 8.950/US$ tahun 2014 dan Rp 9.000/US$ sampai dengan 2015, (iv) Marjin PSO53 8% pada tahun 2011-2015.

6.5.3 Hasil Proyeksi Keuangan a. Harga Listrik dan Subsidi (PSO, public service obligation) Harga rata-rata listrik pada tahun 2011 adalah Rp 729/kWh, meningkat menjadi rata-rata Rp 802/kWh pada tahun 2012, Rp 881/kWh pada tahun 2013, dan Rp 880/kWh pada tahun 2014-2015. Hal ini bertujuan untuk

51

Hanya mencakup base cost, tidak termasuk financing cost.

52

Yang diukur dari pendapatan operasi terhadap kewajiban hutang yang jatuh tempo dan pembayaran bunga 53 Marjin terhadap biaya pokok penyediaan RUPTL 2011- 2020

123

mengurangi jumlah subsidi pemerintah dan meningkatkan laba bersih perusahaan. Peningkatan laba tahun 2011 akan digunakan oleh PLN untuk membayar deviden kepada pemerintah dan memperkuat pendanaan internal (anggaran PLN atau APLN) untuk pembiayaan proyek-proyek kelistrikan seperti proyek pembangkit, proyek transmisi dan fasilitas trafo distribusi untuk melayani pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan peningkatan keandalan pasokan listrik. Pada tahun-tahun selanjutnya kenaikan tarif dilakukan untuk dapat mengurangi subsidi pemerintah54 seperti diperlihatkan pada tabel 6.6. Selain itu laba bersih juga digunakan untuk meningkatkan kemampuan pendanaan internal perusahaan untuk berinvestasi sehingga dapat mengurangi kebutuhan dana eksternal (pinjaman). Tabel 6. 6 Proyeksi Kebutuhan Subsidi dan Laba/Rugi PLN 2011-2015 Tahun

2011

2012

Subsidi T Rp

87,64

54,98

729

BPP (Rp/KWh) Laba/Rugi Bersih Rp. T

Tarif Rata-rata (Rp/KWh)

2013

2014*)

2015*)

36,97

40,07

47,43

802

881

880

880

1.187

1.061

994

990

1.014

14,97

7,86

12,80

14,23

14,10

*) Tidak ada kenaikan tarif hanya adjustment sebesar setengah dari inflasi dalam negeri.

Kenaikan TDL ini akan menghasilkan pendanaan internal yang sangat dibutuhkan untuk pembiayaan investasi. Pendanaan APBN diperkirakan akan mencapai sekitar Rp 10 trilyun/tahun, maka PLN harus mencari pinjaman komersial dan concessional untuk menutupi kekurangan kebutuhan investasi. b. Kemampuan Pendanaan Sendiri (APLN) Kemampuan pendanaan internal PLN sesungguhnya sangat rendah karena sebelum tahun 2009 PLN tidak memperoleh marjin PSO, sehingga tidak ada investasi PLN yang didanai dari pendanaan internal (seluruh investasi didanai dengan hutang). Rasio hutang terhadap aset PLN sebelum program percepatan pembangkit 10.000 MW tahap 1 (fast track 1) adalah sekitar 30%, namun kemudian meningkat menjadi 53% pada tahun 2010 akibat seluruh pendaanaan proyek fast track 1 berasal dari pinjaman komersial dan obligasi.

54

Untuk menutupi selisih antara tarif dan Biaya Pokok Penyediaan (BPP)

124

RUPTL 2011- 2020

Peningkatan tarif PLN dan marjin PSO akan sangat diperlukan untuk meningkatkan kemampuan PLN dalam melakukan investasi untuk memenuhi kebutuhan pertumbuhan listrik. Dana internal untuk investasi diperkirakan akan meningkat dari 32% dari kebutuhan total investasi pada tahun 2011 menjadi sekitar 36% pada tahun 2015. c. Komposisi Sumber Pendanaan untuk Investasi Sumber pendanaan investasi PLN berasal dari 3 sumber: (i) ekuitas pemerintah dari APBN (ii) dana internal yang berasal dari laba operasi dan (iii) pinjaman. APLN (dana internal perusahaan) berasal dari laba operasi yang sangat terbatas karena BPP lebih tinggi dari tarif rata-rata. APLN hanya didapat dari selisih antara marjin PSO + depresiasi aset dan pembayaran cicilan pokok. PLN hanya dapat meminjam dalam jumlah yang sangat terbatas karena dibatasi oleh covenant pinjaman yang disyaratkan oleh lender dan bond holder. Kapasitas PLN dalam membuat pinjaman-baru dapat ditingkatkan jika revenue PLN meningkat, baik dari tarif maupun marjin PSO. Dengan melihat kemampuan pendanaan internal PLN dan kemampuan meminjam PLN yang sangat terbatas seperti dijelaskan di atas, maka peran APBN setiap tahun menjadi sangat penting untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik yang diperlukan untuk mendorong pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan oleh Pemerintah. Hal ini menjadi semakin penting karena secara politis sangat sulit menaikkan tarif ke tingkat yang lebih tinggi daripada BPP dalam waktu dekat. Tabel 6.7 menunjukkan komposisi sumber dana investasi untuk mencukupi kebutuhan rencana investasi 5 tahun ke depan. Dari penjelasan diatas dapat disimpulkan bahwa untuk menjaga kemampuan PLN dalam melayani pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik guna mendukung pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan oleh Pemerintah, maka harus dilakukan perbaikan sebagai berikut: - Peningkatan pendapatan PLN baik dari peningkatan tarif maupun peningkatan marjin PSO. - Peningkatan dana dari APBN.

RUPTL 2011- 2020

125

-

Peningkatan pinjaman murah (SLA) dimana pemerintah sebagai penjamin pinjaman. Tabel 6. 7 Sumber Dana Investasi (Trilyun Rp) Tahun

2011

2012

2013

2014

2015

APBN Internal Fund Pinjaman (committed) Pinjaman baru Total Kebutuhan Dana

9,0 20,5 28,9 3,6 62,1

9 ,0 28,4 38,8 0,4 76,6

9 ,0 29,8 10,6 12,1 61,5

9,0 26,7 3,4 27,2 66,3

9 ,0 28,7 2,6 23,1 63,5

6.5.4 Kendala Pendanaan Dalam Pelaksanaan RUPTL Seperti ditunjukkan pada butir 6.1, pelaksanaan proyek-proyek kelistrikan yang akan dilaksanakan oleh PLN sesuai RUPTL 2011-2020 mencapai US$ 61 miliar atau rata-rata US$ 60,5 miliar per tahun. Penyediaan dana investasi sebesar US$ 60,5 miliar per tahun adalah diluar kemampuan PLN apabila model ekonomi kelistrikan tetap seperti yang terjadi pada saat ini, yaitu subsidi hanya diberikan untuk menutup biaya operasi, dan tanpa diberikan margin yang cukup55 untuk membuat PLN mampu menggalang dana investasi yang lebih besar. Namun demikian RUPTL 2011-2020 tetap disusun untuk mendukung pertumbuhan ekonomi nasional dengan melayani pertumbuhan demand listrik yang diperlukan untuk menjamin pasokan listrik yang cukup, terus-menerus dan memenuhi syarat mutu dan keandalan. Jika nilai kebutuhan investasi dalam RUPTL adalah diluar kemampuan PLN selaku korporasi, maka PLN akan melakukan investasi sesuai batas kemampuannya, dan kekurangan pendanaan (funding gap) ini akan dilaporkan ke Pemerintah untuk mendapatkan dukungan pendanaan yang diperlukan untuk melaksanakan seluruh proyek-proyek kelistrikan dalam RUPTL yang akan dilaksanakan oleh PLN. Jika pendanaan yang diperoleh ternyata masih tidak mencukupi untuk melaksanakan program-program RUPTL secara penuh, maka PLN akan tidak melaksanakan beberapa proyek-proyek kelistrikan dalam RUPTL dan melaporkan situasi ini kepada Pemerintah.

55

Marjin PSO 8% akan menghasilkan ROA sebesar 1-3%, sedangkan benchmarking dengan utility yang regulated di negara lain pada umumnya ROA berkisar 8%. 126

RUPTL 2011- 2020

BAB VII ANALISIS RISIKO RUPTL 2011-2020 Analisis risiko RUPTL 2011-2020 ini dibuat untuk mengidentifikasi potensi kerawanan atau kelemahan yang dapat terjadi sebagai akibat adanya exposure atas peristiwa tertentu yang mungkin terjadi di masa yang akan datang yang dapat berpengaruh kepada implementasi RUPTL. Analisis risiko mencakup identifikasi risiko, pemetaan risiko, dan rekomendasi program mitigasi untuk risiko-risiko tersebut. Bab ini terdiri dari tiga bagian. Bagian pertama menjelaskan hasil identifikasi dan pemetaan risiko dominan yang dihadapi oleh perusahaan berkaitan dengan implementasi RUPTL. Bagian kedua menjelaskan hasil pemetaan risiko. Bagian ketiga menjelaskan berbagai program mitigasi risiko yang perlu dijalankan dalam rangka mengelola risiko tersebut. Sejalan dengan struktur RUPTL itu sendiri, uraian analisis risiko pada bab ini akan dilakukan berdasarkan issue-issue utama RUPTL, yaitu proyeksi kebutuhan/permintaan tenaga listrik, pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi, serta proyeksi pasokan energi primer dan kebutuhan investasi, baik oleh PLN maupun oleh swasta.

7.1 IDENTIFIKASI RISIKO Risiko yang diidentifikasi dapat mempengaruhi implementasi RUPTL meliputi aspek sebagai berikut: A. Risiko pengembangan ketenagalistrikan 1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN Berupa risiko-risiko perijinan dan persetujuan, pendanaan, pembangunan, keterlambatan penyelesaian pembangunan proyek, cost over-run, kesalahan desain, keselamatan ketenagalistrikan, performance instalasi, dampak lingkungan dan sosial. 2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP, termasuk PLTP Sama seperti pada risiko keterlambatan proyek-proyek PLN. RUPTL 2011- 2020

127

3. Risiko permintaan listrik Kesalahan dalam memprediksi permintaan tenaga listrik (termasuk di dalamnya risiko pertumbuhan ekonomi). B. Risiko Keuangan 1. Risiko likuiditas, meliputi risiko likuiditas kas yaitu kelancaran penerimaan subsidi, risiko pencairan dana pinjaman untuk investasi dan risiko likuiditas aset. C. Risiko Operasional 1. Risiko produksi/operasi, seperti kekurangan/kelangkaan energi primer, kerusakan peralatan/fasilitas operasi, kehilangan peralatan/fasilitas operasi/kebocoran informasi rahasia perusahaan, risiko akibat kesalahan manusia 2. Risiko bencana, baik bencana alam maupun bencana akibat manusia (a.l. sabotase) 3. Risiko lingkungan, berupa tuntutan masyarakat terhadap transmisi karena pengaruhnya pada kesehatan, juga limbah, polusi dan kebisingan 4. Risiko regulasi, meliputi risiko tarif listrik, risiko kepastian subsidi dan risiko perubahan tatanan sektor ketenagalistrikan D. Risiko Energi Primer dan Panas Bumi 1. Risiko ketersediaan dan harga energi primer Meliputi risiko ketersediaan energi primer (utamanya pasokan batubara, gas) dan risiko harga energi primer. 2. Risiko ketidakpastian pengembangan panas bumi. Identifikasi risiko selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran D.

7.2 PEMETAAN RISIKO Berdasarkan tingkat probabilitas dan dampak bila risiko tersebut terjadi, kesembilan risiko tersebut memiliki karakteristik seperti ditunjukkan dalam peta berikut. Penetapan probabilitas dan dampak dilakukan dengan metoda kualitatif berdasarkan pengalaman PLN dalam menjalankan program sejenis di masa lalu, dan pengalaman PLN menangani risiko tersebut di masa lalu.

128

RUPTL 2011- 2020

Penetapan dampak risiko didasarkan atas dampak pada arus kas perusahaan dan dampak pada kelancaran operasional perusahaan. Dampak 5

1

2 6

4

4 3

9

8 7 3

5

2 10

1 1

2

3

4

5

Probabilitas Gambar 7. 1 Pemetaan Risiko Implementasi RUPTL

Keterangan: 1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN 2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP, termasuk PLTP 3. Risiko prakiraan permintaan tenaga listrik 4. Risiko ketersediaan dan harga energi primer

5.

Risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi 6. Risiko likuiditas 7. Risiko produksi/operasi 8. Risiko bencana 9. Risiko lingkungan dan sosial 10. Risiko regulasi

Berdasarkan pemetaan risiko di atas, risiko dapat dikelompokkan dalam empat area berdasarkan tingkat probabilitas dan dampaknya, yaitu: -

Risiko pada Area I berada di sisi kanan atas pada peta risiko, yaitu risiko dengan tingkat probabilitas kejadian tinggi dan dampaknya juga tinggi. Risiko yang masuk ke dalam kategori ini adalah risiko keterlambatan proyek-proyek PLN, keterlambatan proyek-proyek IPP dan risiko likuiditas.

-

Risiko pada Area II berada di sisi kiri atas pada peta risiko, yaitu risiko dengan probabilitas kejadian rendah tetapi bila terjadi menimbulkan dampak yang tinggi. Risiko yang masuk ke dalam area ini adalah ketersediaan dan harga energi primer, risiko permintaan tenaga listrik serta risiko bencana.

-

Risiko pada Area III berada di daerah kanan bawah pada peta risiko, yaitu risiko dengan probabilitas kejadian yang tinggi tetapi dampak yang

RUPTL 2011- 2020

129

ditimbulkannya rendah. Risiko yang termasuk dalam area ini adalah risiko produksi/operasi. -

Risiko pada Area IV berada di daerah kiri bawah peta risiko, yaitu daerah dengan probabilitas rendah dan dampak yang ditimbulkannya juga rendah. Termasuk ke dalam area ini adalah risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi, risiko regulasi dan risiko lingkungan.

7.3 PROGRAM MITIGASI RISIKO Pada dasarnya mitigasi risiko akan dilakukan secara dinamis oleh karena metoda dan sarana mitigasi terus berkembang. Namun demikian, pokok-pokok program mitigasi sebagai acuan penyiapan kebijakan mitigasi risiko diuraikan sebagai berikut. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Mitigasi risiko pembangunan PLN Mitigasi risiko pembangunan IPP Mitigasi risiko prakiraan permintaan listrik Mitigasi risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi Mitigasi risiko harga dan ketersediaan energi primer Mitigasi risiko likuiditas Mitigasi risiko produksi/operasi Mitigasi risiko bencana Mitigasi risiko lingkungan Mitigasi risiko regulasi

Program mitigasi risiko selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran D.

130

RUPTL 2011- 2020

BAB VIII KESIMPULAN Dengan menggunakan asumsi pertumbuhan ekonomi sepuluh tahun mendatang rata-rata 6,9% per tahun dan bergerak dari realisasi kebutuhan tenaga listrik tahun 2010, proyeksi penjualan tenaga listrik pada tahun 2020 diperkirakan akan mencapai 328,3 TWh, atau mengalami pertumbuhan ratarata 8,47% selama 10 tahun mendatang. Beban puncak pada tahun 2020 diproyeksikan akan mencapai 55.053 MW. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut, diprogramkan pembangunan pembangkit listrik baru untuk periode 2011 - 2020 sebesar 54.647 MW, diantaranya yang akan dibangun oleh PLN sebesar 31.180 MW dan IPP sebesar 23.467 MW. Sejalan dengan pengembangan pembangkit ini, diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 49.263 kms, yang terdiri atas 2.675 kms SUTET 500 kV AC, 1.100 kms transmisi 500 kV HVDC, 462 kms transmisi 250 kV HVDC, 5.360 kms transmisi 275 kV AC, 36.176 kms SUTT 150 kV, 3.490 kms SUTT 70 kV. Penambahan trafo yang diperlukan adalah sebesar 114.194 MVA yang terdiri atas 59.736 MVA trafo 150/20 kV, 3.355 MVA 70/20 kV dan 33.490 MVA trafo interbus IBT 500/150 kV, 10.680 MVA IBT 275/150 kV, IBT 333 MVA IBT 150/70 kV, 3.000 MVA IBT 500/275 kV dan 600 MVA 250 kV DC. Untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik untuk periode 2011-2020 diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah 208.607 kms, tegangan rendah 225.404 kms dan kapasitas trafo distribusi 37.431 MVA. Kebutuhan investasi pembangkit, penyaluran dan distribusi selama periode 2011 – 2020 untuk memenuhi kebutuhan sarana kelistrikan di Indonesia secara keseluruhan adalah sebesar US$ 96,6 milyar yang terdiri dari investasi pembangkit (termasuk IPP) sebesar US$ 68,2 milyar, investasi penyaluran sebesar US$ 14,9 milyar dan investasi distribusi sebesar US$ 13,5 milyar. Simulasi proyeksi keuangan PLN menunjukkan bahwa PLN dapat mempunyai kemampuan untuk membiayai proyek-proyek kelistrikan sebagaimana direncanakan dalam RUPTL, dengan pembiayaan yang bersumber dari dana internal dan eksternal, apabila asumsi-asumsi yang digunakan dalam proyeksi keuangan dipenuhi, antara lain kenaikan tarif listrik, peningkatan ekuitas dari pemerintah (APBN) dan PLN mendapat marjin PSO.

RUPTL 2011- 2020

131

DAFTAR PUSTAKA

1.

Undang-undang No. 30 tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan

2.

Peraturan Pemerintah No. 10 tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik

3.

Peraturan Presiden No. 5/2006 tentang Kebijakan Energi Nasional

4.

Peraturan Presiden No. 71/2006 jo No. 59/2009 tentang Penugasan kepada PT PLN (Persero) untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Batubara

5.

Peraturan Presiden No. 77/2008 tentang Pengesahan Memorandum of Understanding on the ASEAN Power Grid (Memorandum Saling Pengertian Mengenai Jaringan Transmisi Tenaga Listrik ASEAN)

6.

Peraturan Presiden No. 4/2010 tentang Penugasan kepada PT PLN (Persero) untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Terbarukan, Batubara dan Gas

7.

Peraturan Menteri ESDM No. 2/2010 jo No. 15/2010 tentang Daftar Proyekproyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Terbarukan, Batubara dan Gas Serta Transmisi Terkait

8.

Keputusan Menteri Hukum dan HAM RI No. AHU-46951.AH.01.02.Tahun 2008 tentang Persetujuan Akta Perubahan Anggaran Dasar Perseroan

9.

Keputusan Menteri ESDM No. 634-12/20/600.3/2011 tentang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero)

10. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2008 – 2027, Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2008 11. Draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2010 – 2029, Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2011 12. Pidato Sambutan Presiden Republik Indonesia pada Acara Gerakan Menuju Bebas Pemadaman Listrik Bergilir, Mataram, 27 Juli 2011 13. Proyeksi Penduduk Indonesia 2000 – 2025, Bappenas, BPS, UN Population Fund, 2005 132

RUPTL 2011- 2020

14. Pendapatan Nasional Indonesia 2001 – 2005, BPS, 2008 dan update dari website BPS 15. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2009 – 2018, PT PLN (Persero), 2009 16. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2010 – 2019, PT PLN (Persero), 2010 17. Draft Energy Outlook 2008, Pusdatin Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2008 18. Statistik 2007, PT PLN (Persero), 2008 19. Statistik 2008, PT PLN (Persero), 2009 20. Statistik 2009, PT PLN (Persero), 2010 21. Statistik 2010, PT PLN (Persero), 2011 22. Indonesia Energy Outlook & Statistics 2006, Pengkajian Energi UI, 2006 23. Berita Resmi Statistik, BPS, Februari 2008 24. Proyeksi Keuangan 2008-2015 PT PLN (Persero), Direktorat Perencanaan dan Teknologi, 2008 25. Draft Rencana Jangka Panjang Perusahaan 2011 – 2015, PT PLN (Persero), 2011 26. Slide Presentasi dari Badan Geologi Kementerian ESDM Tahun 2010 mengenai Sumber Daya dan Cadangan Batubara. 27. Slide Presentasi dari Ditjen Migas berjudul Peranan Migas dalam Mendukung Ketahanan Energi, 2010 28. Master Plan Study for Geothermal Power Development in the Republic of Indonesia, WestJec, 2007 29. Draft Report of Master Plan Study for Hydro Power Development in Indonesia, Nippon Koei, 2011 30. Draft Kebijakan Energi Nasional, DEN, 2010 31. Website Kementerian ESDM, Pemerintah Daerah

RUPTL 2011- 2020

133

LAMPIRA AN A AYAH OP PERASI WILA INDO ONESIA BARAT B

Lampiran A ini menjelaskan rencana r pe engemban ngan ssistem kellistrikan di Wilayah Operasi O In ndonesia Barat B

134

LAM MPIRAN A. WILAYAH W OPE ERASI INDONE ESIA BARAT A1. SISTEM INTERKON NEKSI SUMAT TERA A1.1 1. Proye eksi Kebutuhan n Tenaga Listrikk A1.2 2. Neracca Daya A1.3 3. Proye ek-Proyek IPP Terkendala A1.4 4. Neracca Energi A1.5 5. Capa acity Balance Gardu G Induk A1.6 6. Renccana Pengemba angan Penyalu uran A1.7 7. Peta Pengembanga an Penyaluran A1.8 8. Analissis Aliran Daya a A1.9 9. Kebu utuhan Fisik Pengembangan Distribusi D A1.1 10. Progrram Listrik Perd desaan A1.1 11. Progrram Energi Barru dan Terbarukan A1.1 12. Proye eksi Kebutuhan n Investasi PEN NJELASAN LA AMPIRAN A1 A2. SISTEM INTERKON NEKSI KALIMA ANTAN BARA AT A2.1 1. Proye eksi Kebutuhan n Tenaga Listrikk A2.2 2. Neracca Daya A2.3 3. Proye ek-Proyek IPP Terkendala A2.4 4. Neracca Energi A2.5 5. Capa acity Balance Gardu G Induk A2.6 6. Renccana Pengemba angan Penyalu uran A2.7 7. Peta Pengembanga an Penyaluran A2.8 8. Analissis Aliran Daya a A2.9 9. Kebu utuhan Fisik Pengembangan Distribusi D A2.1 10. Progrram Listrik Perd desaan A2.1 11. Progrram Energi Barru dan Terbarukan A2.1 12. Proye eksi Kebutuhan n Investasi PEN NJELASAN LA AMPIRAN A2

135

RENCA ANA PENGEM MBANGAN SIS STEM KELISTR RIKAN PER PR ROVINSI WILA AYAH OPER RASI INDONES SIA BARAT A3. PROVIN NSI NANGGRO OE ACEH DAR RUSSALAM A4. PROVIN NSI SUMATER RA UTARA A5. PROVIN NSI RIAU A6. PROVIN NSI KEPULAU UAN RIAU A7. PROVIN NSI KEPULAU UAN BANGKA BELITUNG A8. PROVIN NSI SUMATER RA BARAT A9. PROVIN NSI JAMBI A10. PROVIN NSI SUMATER RA SELATAN A11. PROVIN NSI BENGKUL LU A12. PROVIN NSI LAMPUNG G A13. PROVIN NSI KALIMANTAN BARAT A14. NERAC CA DAYA SIST TEM-SISTEM IS SOLATED WILAYA AH OPERASI INDONESIA BARAT B Sistem Isolated Provin nsi Nanggroe Aceh A Darussala am Sistem Isolated Provin nsi Sumatera Utara U Sistem Isolated Provin nsi Riau Sistem Isolated Provin nsi Kepulauan Riau R Sistem Isolated Provin nsi Kepulauan Bangka B Belitun ng Sistem Isolated Provin nsi Kalimantan Barat A14.1. A14.2. A14.3. A14.4. A14.5. A14.6.

136

LA AMPIRAN A1

SIST TEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATERA

137

LA AMPIRAN N A1.1

PROYE EKSI KEBU UTUHAN TENAGA A LISTRIK SIST TEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATERA

138

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Interkoneksi Sumatera KETERANGAN

139

SATUAN

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Energi Jual

GWh

20.248

22.953

25.559

28.190

31.043

33.814

36.794

39.990

43.509

47.377

Susut T & D

%

9,91

9,80

9,70

9,64

9,59

9,54

9,50

9,46

9,42

9,35

22.475

25.446

28.304

31.197

34.336

37.380

40.656

44.169

48.034

52.264

5 00 5,00

5 00 5,00

6 00 6,00

6 00 6,00

6 00 6,00

6 00 6,00

5 00 5,00

5 00 5,00

5 00 5,00

5 00 5,00

22.475

25.446

28.304

31.197

34.336

37.380

40.656

44.169

48.034

52.264

%

65,4

65,4

65,3

65,4

65,7

66,0

66,3

66,6

66,9

67,0

MW

4.269

4.821

5.415

5.952

6.516

7.065

7.579

8.193

8.874

9.641

Energi Siap Salur TT PS Pembangkit Energi Dibangkitkan Load Factor Beban Puncak Sistem

GWh % GWh

LAMPIRAN A1.2 A

NE ERACA DA AYA SISTEM INTE ERKONEK KSI SUMATERA

140

Grafik Neraca Daya Sistem Sumatera

MW

Reserve Margin

18.000

PLTG PLN

75%

PLTA IPP PLTA PLN

78%

PLTGU IPP

16.000

PLTGU PLN PLTP IPP

79%

PLTP PLN

14.000

PLTA PLN

PLTU IPP PLTU FTP2

73%

PLTU PLN

12.000

PLTG PLN PLTA IPP

74%

PLTP IPP

PLTU & PLTG Sewa

64%

Pembangkit IPP & Sewa Pembangkit Terpasang PLN

141

10.000

Beban Puncak

56%

PLTU IPP

50%

8 000 8.000

37% 6.000

PLTU PLN (FTP2)

27%

PLTU PLN

4 000 4.000

Kapasitas Terpasang

2.000 -

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Tahun

Neraca Daya Sistem Sumatera [1/3] No Pasokan dan kebutuhan No. 1

2

142 3

Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto Tingkat pertumbuhan Pasokan Kapasitas Terpasang PLN PLTA PLTMH PLTU PLTG PLTGU PLTD Swasta Sewa IPP PLTA PLTMH PLTU PLTG PLTGU PLTMG PLTP Retired & Mothballed (PLN) Tambahan Kapasitas PLN On-going Project Tarahan (FTP1) Meulaboh #1,2 (FTP1) Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Ulubelu #1,2 Duri 1 (Ex Relokasi Jawa) Keramasan

Satuan 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW %

23.414 65 4.269

26.059 65 4.821

29.113 65 5.415

32.219 65 5.952

35.696 66 6.516

39.396 66 7.065

42.983 66 7.579

47.245 67 8.193

51.776 67 8.874

56.806 67 9.641

MW MW MW MW MW MW MW MW

4.862 3.883 847 8 1.175 662 942 249

4.822 3.742 847 8 1.175 662 942 109

4.520 3.441 847 8 915 620 942 109

3.551 3.009 847 8 890 263 942 60

3.456 3.009 847 8 890 263 942 60

3.396 2.949 847 8 890 263 942 -

3.266 2.819 847 8 760 263 942 -

3.266 2.819 847 8 760 263 942 -

3.266 2.819 847 8 760 263 942 -

3.266 2.819 847 8 760 263 942 -

MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW

533 447 180 16 80 150 12 10 -

633 447 180 16 80 150 12 10 117

633 447 180 16 80 150 12 10 300

95 447 180 16 80 150 12 10 586

447 180 16 80 150 12 10 -

447 180 16 80 150 12 10 60

447 180 16 80 150 12 10 130

447 180 16 80 150 12 10 -

447 180 16 80 150 12 10 -

447 180 16 80 150 12 10 -

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTG PLTGU

100

40

100 220 220 112 55 20

220 112 55 86

Neraca Daya Sistem Sumatera [2/3] No Pasokan dan kebutuhan No.

143

Rencana Sungai Gelam (CNG/Peaker) Jaka Baring (CNG/Peaker) Duri Sengeti (CNG/Peaker) Belawan Lhokseumawe Aceh Timur Pembangkit Peaker *) Batanghari Peusangan 1-2 Asahan III (FTP2) Merangin Simonggo-2 Masang-2 Riau (Amandemen FTP1) Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) , Meulaboh #3,4 Sumsel - 1, Mulut Tambang Hululais (FTP2) Sungai Penuh (FTP2) SEWA Sungai Gelam Borang B Borang Talang Duku (sewa beli) Payo Selincah (sewa beli) Tarahan #5,6 Dumai Sumbagut IPP On-going Project Simpang Belimbing #1,2 Ekspansi Gunung Megang, ST Cycle

Satuan 2011 PLTG/MG PLTG/MG PLTG PLTG PLTG PLTG PLTG PLTG PLTGU PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP

90 50 100 20

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

60 400 120 70 500

200

30 88 174 175

110

175 86 55

110 400 200

200 400

110 110

PLTMG PLTMG PLTG PLTG PLTG PLTU PLTU PLTU

12 30 30 60 50

PLTU

227

PLTGU

2012

-12 -30 -30 30

30 50 240 240 360

30

-30 30

400

Neraca Daya Sistem Sumatera [3/3] No. Pasokan dan kebutuhan

144 `

4 5

Rencana Duri Aceh Sumsel - 11, Mulut Tambang Banjarsari Sumsel - 2 (Keban Agung) Sumsel - 5 Sumsel - 7 Sumsel - 6, Mulut Tambang Riau Mulut Tambang Jambi KPS Sumut - 2 Lumut Balai (FTP2) Sarulla I (FTP2) Ulubelu #3,4 (FTP2) Seulawah (FTP2) Sarulla II (FTP2) Rajabasa (FTP2) Muara Laboh (FTP2) Sorik Marapi (FTP2) *) Rantau Dedap (FTP2) Suoh Sekincau Wai Ratai Simbolon Samosir Sipoholon Ria-Ria G. Talang Danau Ranau Bonjol Kepahiyang Wampu Simpang Aur (FTP2) Semangka Hasang Peusangan - 4 PLTM Tersebar Sumut Jumlah Pasokan Reserve Margin

Satuan 2011 PLTGU PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTM MW %

2012

2013

100 44

22

2014

2015

2016

2017

150 150 300 300

300 300

2018

2019

400

400

2020

227 230 225 150 150

225 110 110

110 220 110 55 110 220 220 240 110 110

*) 110 110 55 110 55 20 110 165 220

45 23 56 40 83 5,311 24

6,612 37

83 8,448 56

32 8,913 50

39 10,665 64

12,198 73

13,557 79

14,470 75

16,005 79

17,050 75

Ket: *) Mengingat pengembang belum melakukan eksplorasi sehingga tingkat ketidak pastian besarnya kapasitas masih cukup tinggi, maka perhitungan reserve margin didasarkan pada kapasitas PLTP Sorik Marapi sebesar 2x55 MW.

LAM MPIRAN A1.3 A

PROY YEK-PRO OYEK IPP TERKEND DALA SIST TEM INTER RKONEKS SI SUMAT TERA

145

A1.3 Pro oyek-proyek IP PP yg terkenda ala Dalam program p IPP te erdapat bebera apa proyek yang pelaksanaa an kontralk PPTL/PPA-n nya mengalami kendala, dan merekka dimasukkan dalam 3 ka ategori PPTL te erkendala seba agai berkut : Kategori 1: tahap operrasi, yaitu proyyek IPP sudah mencapai COD namun bermasalah; b Kategori 2: tahap kon nstruksi, yaitu proyek IPP sudah s mencapai Financial Closing (FC) tapi konstruksinya bemasalah h sehingga tida ak kunjung mencapai COD D; ndanaan, yaitu u proyek IPP sudah memiliki Kategori 3: tahap pen ng mencapai Fin nancial Closing g (FC). PPTL tettapi tiak kunjun Pembangkit IPP yang terkendala di sistem Sumatera a adalah, PLTP Sib bayak 2x5,5 MW W masuk dalam m kategori 1 PLTU MT T Banjarsari 2xx100 MW masu uk dalam kategori 3 PLTU Ku uala Tanjung 2xx100 MW masu uk dalam kateg gori 3 PLTU MT T Keban Agung g 2x112,5 MW masuk dalam kategori 3 PLTP Sa arulla 330 MW masuk dalam kategori k 3. PLTU Re engat 2x5,5 MW W masuk dalam m kategori 3. PLTU Te embilahan 2x5,5 masuk dalam m kategori 3. Saat ini penyelesaian p IPP terkendala tersebut sedan ng diproses ole eh Komite Direktur D untuk IPP dan Kerjasa ama Kemitraan n.

146

LAMPIRAN A1.4 A

NE ERACA EN NERGI SIS STEM INTERKONEKSI SUMA ATERA

147

Neraca Energi Sistem Interkoneksi Sumatera (GWh)

148

JENIS

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Batubara

6.270

9.671

15.414

14.276

13.417

16.424

15.809

19.850

23.967

26.714

Gas

5.114

7.415

7.389

7.932

7.788

7.502

6.586

5.293

4.820

4.575

LNG

-

-

-

4.324

4.232

4.273

4.317

4.269

4.476

5.030

HSD

8.303

5.707

2.314

100

100

100

-

-

-

-

MFO

1.295

1.076

321

-

-

-

-

-

-

-

63

64

801

2.466

6.765

6.865

10.773

11.353

11.691

13.200

Hydro

3.398

3.690

4.718

5.022

5.216

5.679

6.518

7.040

7.035

7.050

Total

24.444

27.622

30.957

34.120

37.517

40.843

44.003

47.805

51.989

56.567

Geothermal

Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Interkoneksi Sumatera

149

FUEL TYPE

2011

2012

HSD ( x 1000 kL )

2.241

1.484

556

MFO ( x 1000 kL )

379

317

94

53

77

77

GAS (GBTU) LNG (GBTU) Batubara (kTON)

2013

-

-

-

4.007

6.152

9.746

2014 27 -

2015

2016

27 -

27 -

2017

2018

2019

2020

-

-

-

-

-

-

-

-

84

83

78

68

51

47

44

34

34

34

34

34

36

41

9.006

8.363

10.139

9.761

12.255

14.795

16.425

LAM MPIRAN A1.5 A

CAPA ACITY BA ALANCE GARDU G IN NDUK SIST TEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATRA

150

Capacity Balance GI N Nanggroe A Aceh hD Darussalam l (NAD) 2011

Kapasitas No.

Trafo MVA

Gardu Induk TEG

JML

MVA

150/20 Total

1x30

30 30

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

SISTEM ACEH 1

GI ALUE DUA/ LANGSA

PLTD SEWA 2

GI TUALANG CUT

42% 150/20

3x10

Total 3

GI ALUE BATEE/ IDI

150/20

1x30

151

GI LHOKSEUMAWE

150/20

5

GI BIREUEN

30

Total

60 30

150/20 150/20

2x30

Total GI SIGLI

60

150/20

1x10

10

150/20 Total

1x20

20 30

PLTD SEWA 7

GI BANDA ACEH I / LAMBAROE

150/20

2x30

60

1x60

60

Total

120

PLTD SEWA 8

ULEE KARENG

150/20 Total

2x60

9

LAM PISANG

150/20 Total

2x60

18,5

19,9

72%

39%

30

21,9

23,7

25,6

27,4

43%

47%

50%

36%

UP 30-10 19,4

22,2

25,2

27,8

57%

65%

74%

16,6 65%

16,5 65%

15,8 62%

20

30

30,1

32,1

39%

42%

47,0

51,0

UP 30-10 20

UP 30-10

31,4

34,8

38,3

42,0

55%

62%

68%

75%

62%

69%

60%

17,4 68%

19,5 38%

21,5 42%

23,5 46%

25,7 50%

28,7 56%

31,0 61%

51,8 51%

46,9 46%

51,6 51%

56,4 55%

61,4 60%

68,4 67%

73,8 72%

44,0

41,7

47,5

53,0

58,8

64,9

73,1

79,9

57%

55%

62%

52%

58%

64%

72%

63%

34,0

38,0

43,5

UP 60-10 50 48,6

54,1

59,8

67,6

73,9

57%

64%

43%

48%

53%

59%

66%

72%

102,2 57%

117,8 66%

103,8 58%

122,3 68%

124,8 70%

50 49%

55 54%

61 60%

65 64%

70 69%

30 120 29%

35 34%

50 49%

30

40,8 45%

40

42,8 47%

40

47,1 46%

60

30 30

PLTD SEWA 6

10

20

30

150/20 PLTD SEWA

51%

30 30

2x30

18,2 10

30 30

Total 4

15,0

UP 60-30 33,1

38,0

31%

30

36%

23,4

30

28,2

29%

20

35%

30

20

30

UP 60-30 78,1 38%

60 50

88,0 43%

50

106,6 70%

78,2 51%

87,9 49%

31,0 120 30%

45 44%

30

30

Capacity Balance GI NAD (lanjutan (l j 1) 2011

Kapasitas No.

Trafo MVA

Gardu Induk

10 GI TAKENGON

TEG

JML

150/20

2x30

MVA

2012

2013

12 GI MEULABOH

19,8

150/20 Total

1x30

150/20

2x30

152

150/20

150/20 Total

26,8

60

53% 1x30

2019

2020

21,7

22,6

23,5

24,4

25,3

26,2

41%

42%

44%

46%

48%

50%

51%

14,4 57%

15,3 60%

16,1 63%

17,0 67%

17,8 70%

18,6 73%

19,5 76%

32,2

33,6

34,9

36,3

37,7

39,1

40,4

41,8

63%

66%

69%

71%

49%

51%

53%

55%

11,4

1x30

9,5

1x30

8,1 32%

30

30

30

30

12,0

12,6

13,1

13,7

14,3

14,8

15,4

45%

47%

49%

51%

54%

56%

58%

60%

13,7

15,8

18,5

21,2

24,1

27,1

32,0

35,0

54%

62%

73%

42%

47%

53%

63%

69%

150/20

30

10,9

12,0

13,4

14,7

16,1

17,5

19,5

43%

47%

53%

58%

63%

69%

38%

41%

16,8

19,3

21,9

24,7

29,0

35,0

28%

33%

38%

43%

48%

57%

69%

98 9,8 38%

10,1 10 1 40%

10,5 10 5 41%

10,9 10 9 43%

11,2 11 2 44%

11,6 11 6 45%

12,0 12 0 47%

2x30

14,3

Total 17 GI BLANG PIDIE

150/20 Total

1 30 1x30

18 GI TAPAK TUAN

150/20

1x30

Total 19 GI COT TRUENG

2018

30

150/20 Total

16 GI KRUENG RAYA

2017

20,7

13,6 53%

37% 15 GI PANTONLABU

2016

150/20

Total 14 GI JANTHO

60

39%

T t l Total 13 GI KUTA CANE

2015

(MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

Total 11 GI SUBULUSSALAM

2014

Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo

150/20 Total

94 9,4 37%

30

6,4

30

25% 2x30

60

30

21,1

6,6

6,9

7,1

7,4

7,6

7,8

8,1

26%

27%

28%

29%

30%

31%

32%

14,7

16,1

17,5

19,5

58%

63%

69%

38%

13,4 53%

30

30

21,1 41%

30

Capacity Balance GI A h (lanjutan Aceh (l j 2) 2011

Kapasitas No.

20

Trafo MVA

Gardu Induk

GI BLANG KJEREN

TEG

JML

150/20

1x30

MVA

Peak

Add

2012 Peak

Add

2013 Peak

GI SAMALANGA

150/20

2014 Peak

Add

2015 Peak

Add

2016 Peak

Add

2017 Peak

Add

2018 Peak

Add

2019 Peak

2020

Add

Peak

Add

Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 4,6

Total 21

Add

30

18% 1x30

11,8

Total

46%

30

4,9

5,1

5,4

5,6

5,8

6,1

19%

20%

21%

22%

23%

24%

13,4

15,0

16,6

18,3

20,6

53%

59%

65%

72%

40%

30

22,5 44%

TOTAL PEAK GI

227

298

409

461

526

581

640

701

782

850

TOTAL PEAK SISTEM

212

278

381

431

489

549

612

681

755

833

DIVERSITY FACTOR

1 07 1,07

1 07 1,07

1 07 1,07

1 07 1,07

1 07 1,07

1 06 1,06

1 04 1,04

1 03 1,03

1 04 1,04

1 02 1,02

153

Capacity Balance GI Sumut No.

Gardu Induk

Kapasitas Trafo MVA MVA

1

2

3

154

4

5

6

7

8

9

SISTEM SUMUT GLUGUR

GIS LISTRIK

TITI KUNING

PAYA PASIR

MABAR

KIM

LABUHAN

LAMHOTMA

DENAI

150/20 150/20

60 60

Total

120,0

150/20 150/20

60 60

Total

120

150/20 150/20 150/20 Total

60 60 60 180

150/20

60

Total

60

150/20 150/20 150/20 Total

87.5 * 60 * 60 60,0

150/20 150/20 150/20 Total

60 60 60 180

150/20 150/20

31,5 60

Total

91,5

150/20

20

Total

20

150/20

60

Total

60

2011 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)


ADD 60








95,43 62%

101,15 66%

107,22 70%

113,65 74%

120,47 79%

127,70 83%

135,36 88%

143,48 94%

86,49 57%

92,55 60%

99,03 65%

133,64 66%

141,66 69%

150,16 74%


92,24 90%

97,77 64%

60,49 59%

64,72 63%

61,67 60%

65,99 65%

70,61 69%

75,55 74%

80,84 53%

108,00 71%

114,48 75%

99,86 65%

105,86 69%

112,21 73%

118,94 78%

126,08 62%

35,75 70%

38,25 75%

40,93 40%

43,80 43%

46,86 46%

50,14 49%

53,65 53%

57,41 56%

61,43 60%

65,73 64%

40,03 78%

42,43 83%

33,68 66%

35,71 70%

37,85 74%

40,12 79%

42,53 83%

GI BARU 45,08 88%

47,78 94%

50,65 99%

76,47 50%

81,05 53%

75,62 49%

80,16 52%

84,97 56%

90,06 59%

95,47 62%

101,19 66%

107,27 70%

113,70 74%

19,17 25%

19,93 19%

20,73 20%

21,56 21%

22,42 22%

23,32 23%

24,25 23%

25,22 24%

26,23 25%

27,28 26%

13,85 81%

UP & ADD 14,68 40 29%

21,22 42%

16,50 32%

17,49 34%

18,53 36%

19,65 39%

20,83 41%

22,07 43%

23,40 46%

45,85 45%

39,13 38%

41,87 41%

44,80 44%

47,93 47%

51,29 50%

54,88 54%

58,72 58%

62,83 62%

42,85 42%

UAI 60

UP 30 UAI

ADD 60

ADD 60

GI 60

Capacity Balance GI S Sumut (l j (lanjutan 1) No.

Gardu Induk


SISTEM SUMUT 10 NAMURAMBE

11 SEI ROTAN

12 PAYA GELI

155

13 BINJAI

14 P. BRANDAN

15 PERBAUNGAN

16 T. MORAWA

17 TEBING TINGGI

18 KUALA TANJUNG

150/20











60

Total

60

150/20 150/20

60 31,5

Total

91,5

150/20 150/20 150/20 Total

60 60 60 180

150/20 150/20

60 60

Total

120

150/20 150/20

30 30

Total

60

150/20 150/20

31,5 30

Total

61,5

150/20

60

Total

60

150/20 150/20

60 60

Total

120

150/20 150/20

60 60

Total

120

45,78 90%

48,53 48%

58,47 75%

61,98 48% 60,00

91,83 60%

ADD UAI 60

37,65 37%

39,91 39%

42,30 41%

44,84 44%

47,53 47%

50,38 49%

53,40 52%

56,61 55%

54,68 42%

57,97 45%

61,44 48%

65,13 51%

69,04 54%

73,18 57%

77,57 60%

82,22 64%

98,26 64%

97,86 64%

104,71 68%

112,04 73%

119,88 78%

128,28 84%

137,26 67%

146,86 72%

157,14 77%

89,51 59%

83,42 55%

88,26 58%

93,38 61%

98,80 65%

104,53 68%

110,59 72%

117,00 76%

123,79 81%

29,37 58%

25,14 49%

20,98 41%

22,24 44%

23,57 46%

24,98 49%

26,48 52%

28,07 55%

29,76 58%

31,54 62%

30,74 59%

32,37 31%

34,09 33%

35,90 35%

37,80 37%

39,80 39%

41,91 41%

44,13 43%

46,47 45%

48,93 47%

13,12 13%

35,08 34%

37,18 36%

39,42 39%

41,78 41%

44,29 43%

46,94 46%

49,76 49%

57,18 37%

61,18 40%

65,46 43%

70,05 46%

74,95 49%

80,20 52%

85,81 56%

91,82 60%

47,06 46%

43,06 42%

45,21 44%

47,47 47%

49,84 49%

52,34 51%

54,95 54%

57,70 57%

84,60 55%

37,84 37%

UAI 60

UAI 60

UAI 60

ADD 60

40,11 39%

51,69 51%

55,31 36%

50,30 49%

44,82 44%

UAI 60

GI 60

Capacity Balance GI S Sumut (l j (lanjutan 2) No.

Gardu Induk


SISTEM SUMUT 19 PEMATANG SIANTAR

20 GUNUNG PARA

21 KISARAN

156

22 AEK KANOPAN

23 R. PRAPAT

24 KOTA PINANG

25 BRASTAGI

26 SIDIKALANG

27 TELE

150/20 150/20

30 60

Total

90

150/20

10

Total

10

150/20 150/20 150/20 Total

60 31,5 30,0 122

150/20

20

Total

20

150/20 150/20 150/20 Total

30 0 31,5 61,5

150/20

30

Total

30

150/20 150/20

30 20

Total

50

150/20

20

Total

20

150/20

10

Total

10


71,26 93%


UAI 60








77,82 61%

66,93 52%

69,94 55%

73,09 57%

76,37 60%

79,81 63%

83,40 65%

87,16 68%

12,58 49%

13,21 52%

13,87 54%

14,56 57%

15,29 60%

16,05 63%

16,85 66%

17,70 69%

65,69 51%

68,98 54%

72,43 56%

76,05 59%

79,85 62%

83,84 65%

88,03 68%

92,44 72%

13,12 31%

13,51 32%

13,92 33%

14,34 34%

14,77 35%

15,21 36%

15,67 37%

16,14 38%

UP 45,63 28,5 45% UAI

48,36 47%

51,26 50%

54,34 53%

57,60 56%

61,06 60%

64,72 63%

68,60 67%

72,72 71%

18,89 74%

20,02 79%

21,22 83%

22,50 44%

23,85 47%

25,28 50%

26,79 53%

28,40 56%

30,10 59%

31,91 63%

35,17 83%

37,28 49%

39,52 52%

41,89 55%

44,40 58%

47,06 62%

49,89 65%

52,88 69%

56,05 73%

59,42 78%

16,81 99%

17,65 42%

15,53 37%

16,31 38%

17,12 40%

17,98 42%

18,88 44%

19,82 47%

20,81 49%

21,85 51%

2,41 9%

2,51 10%

2,61 10%

2,71 11%

2,82 11%

2,94 12%

3,05 12%

3,18 12%

11,41 45%

74,47 58%


UP 20

11,98 47%

59,58 58%

62,56 49%

16,78 99%

12,74 30%

51,32 66%

3,67 14%

UP 30 UAI

UP 20

2,32 9%

UP 30,0

ADD 30

UP 40

UAI 30

ADD 30

Capacity Balance GI S Sumut (l j (lanjutan 3) Kapasitas No.

Gardu Induk

Trafo MVA MVA

28 PORSEA

29 TARUTUNG

30 SIBOLGA

31 P. SIDIMPUAN

157 32 GUNUNG TUA

33 TANJUNG PURA

34 PANYABUNGAN

35 PARLILITAN

150/20 Total

20 20

150/20 150/20 Total

10 10 20

150/20 150/20 Total

30 10 40

150/20 150/20 Total

30 31.5 62

150/20

10

Total

10

150/20 150/20 Total

30 0 30

150/20 150/20 Total

30 30 60

150/20

10

Total

10

150/20 36 SALAK (Untuk menyerap energi PLTM) Total











14.06 83%

14.48 43%

20

14.91 44%

15.36 45%

15.82 47%

16.30 48%

16.79 49%

17.29 51%

17.81 52%

18.34 54%

14.47 85%

14.91 35%

30

15.36 36%

15.82 37%

16.29 38%

16.78 39%

17.28 41%

17.80 42%

18.34 43%

18.89 44%

27.15 80%

28.51 34%

60

29.93 35%

31.43 37%

33.00 39%

34.65 41%

36.38 43%

38.20 45%

40.11 47%

42.12 50%

23.71 30%

24.42 31%

25.15 32%

25.91 33%

26.68 34%

27.49 35%

28.31 36%

29.16 37%

9.29 27%

9.76 29%

10.25 30%

10.76 32%

11.30 33%

11.86 35%

12.46 37%

13.08 38%

17.0 67%

18.19 71%

19.46 76%

20.83 82%

22.28 44%

23.84 47%

25.51 50%

27.30 54%

15.10 30%

16.01 31%

16.97 33%

17.98 35%

19.06 37%

20.21 40%

21.42 42%

22.70 45%

1.53 18%

1.56 18%

1.59 19%

1.62 19%

1.66 19%

1.69 20%

1.72 20%

1.76 21%

3.00 6%

3.12 6%

3.24 6%

3.37 7%

3.51 7%

3.65 7%

3.80 7%

3.95 8%

36.59 47%

8.43 33%

30

UP 20

37.69 48%

8.85 26%

1.50 18%

ADD 10

30

60 60

Capacity Balance GI S Sumut (l j (lanjutan 4) Kapasitas No.

Gardu Induk

Trafo MVA MVA

150/20 37 NEGERI DOLOK (Untuk menyerap energi PLTM) Total

60

150/20 150/20 Total

30 30 60

150/20

30

Total

30

150/20

60

Total

60

38 KUALA NAMU

39 PANGURURAN

158

40 LABUHAN BILIK











60 2.00 4%

2.06 4%

2.12 4%

2.19 4%

2.25 4%

2.32 5%

2.39 5%

2.46 5%

55.31 108%

57.25 112%

59.30 116%

61.48 121%

63.79 125%

66.24 130%

68.83 135%

71.58 140%

1.50 6%

2.00 8%

2.08 8%

2.16 8%

2.25 9%

2.34 9%

2.43 10%

2.53 10%

2.63 10%

8.8 17%

9.33 18%

9.89 19%

10.48 21%

11.11 22%

11.78 23%

12.48 24%

13.23 26%

14.03 28%

11,172 172 78 44.0 34.0

11,217 217 78 44.0 34.0

11,272 272 78 44.0 34.0

11,333 333 78 44.0 34.0

11,404 404 78 44.0 34.0

11,478 478 78 44.0 34.0

11,558 558 78 44.0 34.0

11,642 642 78 44.0 34.0

11,730 730 78 44.0 34.0

11,825 825 78 44.0 34.0

1,094.3 1,159 1.012

1,139.1 1,200 1.014

1,194.0 1,271 1.001

1,255.1 1,317 1.012

1,325.7 1,386 1.012

1,400.4 1,463 1.011

1,479.6 1,540 1.012

1,563.5 1,624 1.011

1,652.4 1,711 1.011

1,746.5 1,795 1.017

COD 2012

TOTAL PEAK GI Peak Load Big Customer (I4) - PT Grouth Sumatera - PT Gunung Gahapi TOTAL PEAK GI umum TOTAL PEAK SISTEM INT DIVERSITY FACTOR

2 399 2,399 150/20 150/20

Capacity Balance GI S b Sumbar No.

Gardu Induk


2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

2020

Add

Peak

Trafo Load (MVA) (MW)

Add Trafo (MVA)

CABANG PADANG 1

2

159

3

4

PIP

PAUH LIMO

SIMPANG HARU

150/20

20

150/20

30

Total

50

150/20

60

150/20

30

Total

90

150/20

42

150/20

42

Total

84

6

7

8

29,7

67%

44%

50,5

52,8

66%

52%

39,0 55%

30

32,8

36,4

40,2

34,8

38,3

42,1

46,2

50,5

48%

53%

59%

51%

56%

62%

68%

42%

58,3

64,5

71,1

52,2

57,4

62,9

68,8

75,1

57%

63%

70%

51%

56%

62%

67%

74%

40,7

44,8

49,3

54,3

36,6

40,1

43,8

47,8

52,0

57%

63%

69%

76%

51%

56%

61%

67%

73%

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

64%

64%

64%

64%

64%

64%

64%

64%

64%

64%

18,4

19,3

21,3

23,6

26,1

29,2

32,2

35,3

38,7

42,4

43%

45%

50%

55%

61%

69%

76%

52%

57%

62%

10,5

11,1

12,5

14,0

15,7

17,9

20,0

22,3

24,8

27,6

41%

44%

49%

55%

62%

70%

39%

44%

49%

54%

UP 30-60 30

INDARUNG Total

5

28,3

LUBUK ALUNG

BUNGUS

(NEW)

PARIAMAN

(NEW)

KAMBANG (NEW)

150

150/20

20

150/20

30

Total

50

150/20

150/20

150/20 /

30

30

30

30

30

8,8

9,3

10,3

11,4

12,7

14,3

15,8

17,5

19,3

34%

36%

40%

45%

50%

56%

62%

69%

38%

42%

11 11,6

1 12,2

1 13,5

1 1 15,1

1 16,7

1 18,8

20,9

23,0

25,4 4

27,9

45%

48%

53%

59%

66%

74%

41%

45%

50%

55%

30

30

21,2

60

Capacity Balance GI S b (lanjutan Sumbar (l j 1) No.

Gardu Induk


9

GI/GIS KOTA PADANG

10 GI SUNGAI PENUH

(NEW)

(NEW)

150/20

150/20

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

2020 Peak


52,9

58,0

63,5

69,3

75,4

52%

57%

62%

68%

49%

22,6

25,2

27,6

30,3

33,0

36,0

44%

49%

54%

59%

65%

71%

120

16,9

18,6

20,5

66%

73%

40%

10,2

10,7

11,9

13,2

14,7

16,5

18,3

20,2

22,3

24,5

60%

63%

70%

31%

35%

39%

43%

48%

52%

58%

27,8

25,3

28,1

31,3

34,7

39,1

43,3

47,8

52,6

57,8

65%

33%

37%

41%

45%

51%

57%

62%

69%

57%

22,9

24,0

26,5

29,4

32,5

36,3

40,1

44,0

48,2

52,7

90%

47%

52%

58%

64%

71%

39%

43%

47%

52%

11,0

12,2

13,6

15,3

16,9

18,7

20,6

22,6

32%

36%

40%

45%

50%

55%

61%

66%

30

30

Add

Add Trafo (MVA) 60

CABANG BUKITTINGGI 11 MANINJAU

12 PADANG LUAR

150/20

20

160

150/20

20

150/20

30

Total

50

30

UP 20-60 40 NEW

13 SIMPANG EMPAT

150/20

30

14 BATANG AGAM

0.4/20

20

(NEW) 15 GI PADANG PANJANG

150/20

10

30

30

60

5,6

9,9

65%

29%

30,8

32,2

35,4

39,0

42,9

47,8

52,4

57,3

62,5

68,0

91%

47%

52%

57%

63%

70%

56%

61%

67%

73%

13,1

13,8

15,4

17,1

19,0

21,4

23,7

26,1

28,8

31,6

77%

81%

36%

40%

45%

50%

56%

62%

68%

74%

21,5

23,1

13,6

15,4

17,5

20,1

22,7

25,5

28,7

32,1

84%

91%

53%

61%

69%

39%

44%

50%

56%

63%

CABANG SOLOK 16 SOLOK

17 SALAK

18 KILIRAN JAO

150/20

20

150/20

20

Total

40

150/20

150/20 /

20

UP 20-60 40

30

30

20

150/20

10

Total

30

30

30

Capacity Balance GI S b (lanjutan Sumbar (l j 2) No.

Kapasitas Trafo MVA

Gardu Induk

MVA 19 GI S.RUMBAI/GNG.MEDAN

(NEW)

150/20

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

30

30

Add

2020 Peak


12,6

14,0

15,5

17,3

19,1

21,0

23,0

25,1

50%

55%

61%

68%

75%

41%

45%

49%

Add Trafo (MVA)

CABANG PAYAKUMBUH 20,0

25,5

28,1

31,0

34,1

38,1

41,8

45,7

49,9

54,3

79%

50%

55%

61%

67%

50%

55%

60%

65%

71%

13,4

9,4

10,4

11,5

12,6

14,1

15,5

16,9

18,5

20,1

53%

37%

41%

45%

50%

55%

61%

66%

72%

39%

TOTAL PEAK GI

414,3

447,8

486,9

530,8

578,4

629,8

686,0

746,1

810,4

878,9

TOTAL PEAK SISTEM

402,3

434,8

472,7

515,4

561,5

611,5

666,0

724,4

786,8

853,3

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

1,03

20 PAYAKUMBUH

21 BATUSANGKAR

161

DIVERSITY FACTOR

150/20

150/20

30

30

30

30

30

Capacity Balance GI Ri Riau No.

Gardu Induk


1

2

KOTO PANJANG

BANGKINANG

150/20

20

Total

20

150/20

30

2011 Add

Peak

Trafo (MVA)

Load (MW)

14,55

15,58

86%

46%

38,92 76%

3

GARUDA SAKTI

150/20 150/20 150/20 Total

50 50 60 160

TELUK LEMBU

150/20 150/20 Total

60 60 120

162

PLTD Sewa 5

DURI

DUMAI

150/20 150/20 Total

BAGAN BATU

9

TELUK KUANTAN

PASIR PUTIH

(MVA)

2015

2016

2018

2017

2019

2020

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

15,06

16,37

17,51

18,69

19,99

21,61

43%

44%

48%

51%

55%

59%

64%

32,13

33,54

32,47

34,64

39,04

43,30

47,93

53,18

59,61

63%

66%

64%

68%

38%

42%

47%

70%

78%

83,55

73,77

54,30

50,48

52,48

54,62

57,36

52%

46%

34%

31%

32%

34%

36%

80,19

84,58

86,95

88,34

92,06

97,09

45%

55%

57%

58%

60%

63%

50,55

54,79

59,26

64,24

70,35

66%

54%

58%

63%

69%

78%

112,71

73%

74%

60 Trf Baru

30 Up Rating

90,17

60 Trf Baru

113,53

60 Trf Baru

57,72

54,38

45,90

75%

71%

60%

30 UpRating

36,30

34,07

35,25

38,51

41,42

44,44

47,80

51,94

45%

46%

50%

54%

58%

62%

68%

56%

74%

Alih bbn Pasir Putih

80,63 Alih bbn Kit Tenayan

45%

30 30 60

28,04

61,81

55%

81%

150/19

150/20 Total

30 30 60

10 10

41,16

44,90

81%

59%

13,17

150/20 150/20 Total

150/20

10 30 40

0

20 UpRating

47%

150/20

Alih bbn KID

Alih Bbn GIS Kota

Alih bbn Perawang

150/20

60 Up Rating

14,46

13,63

14,15

15,52

16,75

18,04

19,48

21,25

56%

57%

53%

55%

61%

66%

71%

76%

42%

22,39

24,87

25,97

25,14

26,82

30,22

33,53

37,11

41,17

46,15

53%

59%

61%

59%

63%

71%

56%

62%

69%

78%

34,23

35,87

64,97

77,21

83,93

91,45

100,69

67%

70%

42%

50%

55%

60%

66%

46,55

51,06

55,13

59,40

64,17

70,04

46%

50%

54%

58%

63%

69%

12,96

13,21

14,22

15,07

15,93

16,89

18,08

51%

52%

56%

59%

62%

66%

71%

36,00

60 GI Baru

0

0

Alih Bbn Kandis

14,23

44,82 44%

11 PASIR PANGARAYAN

Add Trafo

14,64

71%

10 NEW GARUDA SAKTI

(MVA)

Peak Load (MW)

46%

74,57

52%

8

20 Trf Baru

2014

Add Trafo

30,00

Total

7

(MVA)

Peak Load (MW) 15,68

126,51 Alih bbn Bangkinang

2013

Add Trafo

40,00

PLTD Sewa 6

30 Trf Baru

109,21 80%

4

2012

Peak Load (MW)

14,01 55%

30 GI Baru

120 GI Baru

120 Trf baru

20 Uprating

30 Trf baru

Capacity Balance GI Ri (lanjutan) Riau (l j ) No.

Gardu Induk


12

RENGAT

150/20 Total

2011

2012

Peak

Add

Peak

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

2013

Add Trafo (MVA)

0 0

Peak

(MVA)

24,39 48%

13 TEMBILAHAN

150/20 Total

2014

Add Trafo

Load (MW)

60 GI Baru

Peak Load (MW)

2016

2015

Add Trafo (MVA)

2017

2018

2019

2020

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Peak

Add

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

Load (MW)

Trafo (MVA)

22,96

23,74

25,84

27,65

29,52

31,59

34,13

45%

47%

51%

54%

58%

62%

67%

14,83

16,25

17,50

18,81

20,25

58%

64%

69%

74%

40%

9,98

10,92

11,73

12,58

13,52

0 0

30 GI Baru

30 Trf baru

22,03 43%

14 BAGAN SIAPI-API

150/20

0

30 GI Baru

9,61 38%

39%

43%

46%

49%

53%

58%

15 PANGKALAN KERINCI

150/20

0

30 GI Baru

9,43

9,59

10,31

10,90

11,51

12,18

13,02

16 GI SIAK SRI INDRA PURA

150/20

0

17 KIT TENAYAN

150/20

0

18 PERAWANG

150/20

0

19 KID DUMAI

150/20

0

20 GI KANDIS

150/20

0

10 57 10,57

21 GI LIPAT KAIN

150/20

0

8,46

150/20

0

37%

14,67

38%

40%

43%

45%

48%

51%

10,35

11,52

12,61

13,77

15,07

16,65

1,18

30,00 GI Baru

41%

45%

15,63

19,53

49%

54%

59%

65%

30,52

35,10

40,36

1,20

163

10,00 39%

30 GI Baru

12,50 49%

11,32 44%

30 GI Baru

24,41

61%

77%

48%

11,53

12,42

13,16

45%

49%

30,00 Trf Baru

52%

60%

69%

79%

13,92

14,75

15,80

55%

58%

62%

1,2

14,40 56%

30 GI Baru

13,69

14,35

54%

15,88

56%

41%

33%

17,30

62%

30 GI Baru 30 GI Baru

18,81

68%

11 38 11,38

74%

12 06 12,06

45%

47%

9,08

9,59

36%

20,49 40%

12 75 12,75

13 51 13,51

50%

44%

57%

10,69

40%

22,56

14 47 14,47

53%

10,11

38%

30 Trf baru

11,42

42%

45%

1,20

22 GI/GIS KOTA PEKANBARU

22,2 44%

TOTAL PEAK GI TOTAL PEAK SISTEM DIVERSITY FACTOR

382,01 38 , 9 381,49 1,00

50

432,75 431,00 3 ,00 1,00

200

486,16 485,67 85,67 1,00

270

532,23 530,8 530,82 1,00

60 GI Baru

210

22,83

24,81

45%

573,26 576,12 576, 1,00

26,53

49%

30

627,26 6 3,68 623,68 1,01

28,32

52%

180

675,58 67 , 9 672,29 1,00

30,30

56%

110

726,16 7 3, 723,22 1,00

32,75

59%

0

782,50 779,98 1,00

64%

60

852,01 8 9,95 849,95 1,00

30

Capacity Balance GI S2JB No.

Gardu Induk


1 BUKITSIGUNTANG PTM 2012

2 TALANG RATU PTM di 2013/2014

164

3 SEDUDUK PUTIH PTM 2012

4 SUNGAI JUARO

5 BOOM BARU 70 kV

70/12 70/20

15 15

Total

30

70/12 70/12 70/20 70/20 Total

10 5 10 10 30

70/12 70/20 Total

15 30 45

70/12 70/20 Total

15 20 35

70/12 70/20 Total

15 30 45


70/12 70/12 70/20 70/20 Total

5 5 15 10 35

7 SUNGAI KEDUKAN Trafo II 15 MVA (Step up : Pertamina)

70/12 70/20 Total

10 15 25

8 KERAMASAN Sudah realisasi trafo 60 MVA

70/12 70/12 150/20 Total

15 10 60 25

PTM DI 2012







2019 Add Peak Trafo Load (MW) (MVA)


Uprate 15-30 MVA 70/20 Uprate trafo 15-30 MVA SKI P3B Tambah 30 MVA 70/20 28,28 74%

15

21,59 85%

31,53 49%

30

18,88 74%

40,74 53%

45,86 60%

49,12 64%

34,72 45%

37,57 49%

40,86 53%

44,22 58%

22,26 87%

25,58 100%

16,54 65%

17,88 70%

10,66 42%

11,75 46%

13,06 51%

14,38 56%

36,18 47%

15

Uprate 15-30 32,67 85%

36,66 96%

32,38 85%

19,75 52%

22,38 59%

24,13 63%

11,32 30%

12,32 32%

13,49 35%

14,69 38%

26,64 90%

29,30 98%

13,58 46%

14,64 49%

15,75 53%

16,10 54%

16,68 56%

17,15 58%

17,69 59%

18,11 61%

33,90 89%

24,84 65%

20,65 54%

24,78 65%

27,53 108%

7,39 29%

8,97 35%

10,80 42%

12,69 33%

21,55 36%

25,27 42%

29,11 49%

31,15 52%

34,10 57%

37,05 62%

40,56 68%

44,07 74%

17,81 52%

19,20 56%

20,06 59%

21,16 62%

22,24 65%

23,44 69%

24,63 72%

57,87 57%

64,94 64%

69,50 68%

75,47 49%

81,56 53%

88,57 58%

95,73 63%

Relokasi Trafo d 30,21 iK

79%

6 BUNGARAN PTM 2012/2013


uprate trafo III 15-30 uprate trafo IV10-30 33,44 112%

28,76 48%

35

20,22 59%

15,06 44%

16,53 49%

53,76 84%

45,16 89%

51,58 51%

60

60

Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 1) No.

Gardu Induk



165

9 TALANG KELAPA

150/20

60 60

49,06 96%

10 BORANG (Beban ditarik ke PLTMG Sako)

150/20 150/20 Total

15 30 45

SKI P3BS

11 MARIANA

150/20 150/20

2x16 32

12 SIMPANG TIGA

150/20 150/20 Total

30 60 60

150/20 150/20 Total

15 30 30

150/20 150/20 Total

60 60 120

150/20 150/20 Total

30 30 60

150/20 150/20 Total

10 20 30

150/20 150/20 Total

10 15 25

13 PRABUMULIH

14 BUKIT ASAM

15 BATURAJA

16 LAHAT

17 PAGAR ALAM

2012 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) UAI P3BS 40,73 60 40%






2018 Add Peak Trafo Load (MW) (MVA) 60



106,74 60%

116,46 65%

45,64 36%

54,64 43%

75,33 59%

81,24 64%

89,15 70%

97,27 54%

18,92 49%

20,14 53%

21,34 56%

22,72 59%

24,07 63%

62,41 28,27 54%

68,31 29,97 57%

74,39 31,63 60%

81,42 33,55 64%

88,67 35,43 67%

12,12 32%

13,22 35%

14,86 39%

16,37 43%

18,04 47%

34,80 16,86 62%

39,05 20,34 75%

45,10 22,61 83%

51,10 24,72 91%

57,90 27,05 51%

49,43 97%

53,96 53%

60,46 59%

44,09 43%

50,13 49%

53,47 52%

58,15 57%

62,96 62%

68,60 67%

74,27 49%

26,20 69%

28,87 32%

32,73 37%

36,41 41%

40,51 45%

42,87 48%

46,07 52%

49,26 55%

52,93 59%

56,60 63%

64,43 63%

69,99 69%

116,37 57%

122,70 60%

60

60

30 30

78,27 51%

60

85,85 56%

94,18 62%

98,29 64%

104,16 68%

109,82 54%

60

72,05 47%

60

92,39 60%

90,87 51%

85,13 48%

89,87 59%

94,43 62%

99,76 65%

104,88 69%

18,32 43%

20,04 47%

21,68 51%

28,99 57%

30,54 60%

Uprate 30->60 60,23 79%

30

Uprate p 30-60 77,74 76%

30

18,88 74%

Uprate 10->30 MVA 20,63 20 49%

16,07 38%

12,10 28%

14,36 34%

15,35 36%

16,87 40%

19,19 90%

Uprate 10-30 20,85 55%

23,31 61%

21,34 56%

23,56 62%

24,52 64%

25,98 68%

20

Uprate 15-30 27,36 15 54%

60


Gardu Induk


18 LUBUKLINGGAU

150/20

150/20 150/20

2x30 60

150/20 150/20

2x30 60

21 GUNUNG MEGANG

150/20

30

1 GI Kenten

150/20 150/20

60 60 120

20 GUMAWANG








2019 Add Peak Trafo Load (MW) (MVA)


30 20 50

19 BETUNG


Uprate 20->60 49,60 40 65%

166

54,85 72%

56,37 74%

61,55 48%

24,79 49%

27,63 54%

21,91 43%

20,22 40%

28,32 56%

30,90 61%

34,72 68%

38,27 50%

Relokasi 30 MVA ex Baturaja 30,90 60 34,72 40% 45%

28,32 111%

3 JAKABARING / KEDUKAN EXT 150/20

60

69,59 55%

74,35 58%

67,72 53%

73,26 57%

79,74 63%

23,72 47%

25,54 50%

28,19 55%

30,84 60%

34,01 44%

42,17 55%

39,80 52%

42,37 55%

44,89 59%

47,79 62%

50,62 66%

38,27 50%

42,17 55%

34,22 45%

33,04 43%

33,95 44%

35,56 46%

37,11 49%

46,27 45%

52,42 51%

59,39 58%

64,02 63%

70,07 69%

76,31 50%

83,52 55%

90,96 59%

12,59 25%

13,85 27%

15,23 30%

16,75 33%

18,43 36%

20,27 40%

22,30 44%

24,53 48%

12,69 50%

13,81 54%

15,01 59%

16,32 64%

17,63 69%

19,04 37%

18,38 36%

19,66 39%

21,04 41%

22,51 44%

24,09 47%

25,77 51%

27,58 54%

16,54 65%

17,36 34%

18,23 36%

19,14 38%

20,10 39%

10,52 41%

11,26 44%

12,04 47%

12,89 51%

13,79 54%

13,05 51%

13,97 55%

14,94 59%

15,99 63%

30

60

86,19 68%

30

37,19 49%

60 4 KAYU AGUNG

150/20

30

5 TANJUNG API-API

150/20 150/20 Total

30 30 60 0%

6 SUNGAI LILIN

150/20

30

7 MUARA DUA

150/20

30

8 MUARA RUPIT

150/20

30

16,05 31%

17,17 34%

15,00 59%

dari GI Betung

15,75 62% dari GI Baturaja 9,83 39%

30

30

20,56 40%


Gardu Induk


9 SEKAYU

150/20

30

10 TEBING TINGGI

150/20

30

11 GIS Kota I

150/20

60 60 120

12 Martapura

150/20



150/20

2014 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 10,5 41% 12,7 50%

2015 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 11,2 44% 13,5 53%

2016 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 12,0 47% 14,3 56% 0,0%

-

167

MVA

1.082

TOTAL PEAK GI

MW

694,23

85

745,91

1.532

Persentase pembebanan PEAK SISTEM INT. SUMSEL Diversity Factor

% MW

75,48 627,00 1,11

57,28 697,15 1,07

450

1.907 818,47 50,49 767,43 1,07

375

2018 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 13,7 54%


2020 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 15,7 30 31%

15,1 59% 55,9 54,8%

16,1 63% 60,8 59,6%

17,0 67% 66,5 65,2%

18,0 35% 72,4 47,3%

14,7 49% 14,0 55% 2.447 240

15,6 52% 15,9 62% 2.642 195

16,6 55% 17,5 69% 2.702

17,6 59% 19,1 30 38% 2.942 240

2.147

904,08

1008,61

1071,46

1144,86

1228,64

1325,28

1422,62

50,96 843,40 1,07

55,27 930,54 1,08

57,12 998 1,07

55 1.070 1,07

55 1.147 1,07

58 1.238 1,07

57 1.335 1,07

-

30

Total Kap. Terpasang GI


masuk di 2016 13,8 46% 10,0 39% 60 2.207 60

30 -

13 Pendopo


2.087

180

60

30 60


Kapasitas Trafo MVA

Gardu Induk

MVA 1 SUKAMERINDU

2 PEKALONGAN

168

3 TES

70/20 70/20 70/20

15 30 30

Total

75

70/20 70/20 150/20 Total

5 10 30 15

70/20

5 15

150/20

30


74,87 98%

28,81 38%

19,95 , 78%

23,27 , 91%

24,40 , 48%

4,12 32%

4,33 34%

3,92 31%

-

150/20

3 Sukamerindu 2 / Pulau Baai

150/20 150/20 Total

60 60 120

150/20

30







33,39 44%

24,65 32%

26,09 34%

29,69 39%

31,42 41%

33,82 44%

36,40 48%

27,93 , 55%

28,69 , 56%

29,17 , 57%

32,45 , 64%

32,99 , 65%

34,24 , 67%

35,54 , 70%

4,54 36%

4,77 37%

5,01 39%

5,26 41%

5,52 43%

5,80 45%

6,09 48%

21,52 42%

22,97 45%

24,52 48%

17,56 34%

18,67 37%

19,85 39%

21,12 41%

14,01 55%

14,71 58%

15,45 61%

81,61 53%

87,34 57%

93,49 61%

13,60 53%

14,56 57%

15,58 61%

9,29 36%

10,00 39%

10,77 42%

0%

18,90 74%

20,17 40%

150/20

30

0%

0%

0%

0%

12,10 47%

12,71 50%

13,35 52%

54,24 53%

61,66 60%

65,51 64%

69,20 68%

77,26 50%

0%

0%

10,92 43%

11,53 45%

12,88 50%

30

0%

5 GI BinTuhan

30


mundur ke 2012

2 Muko-Muko Ditarik dari argamakmur

g 4 GI ArgaMakmur


71,10 93%

USULAN GI BARU 150/20 KV 1 MANNA / MASSAT


60

GI Bin Tuhan Masuk 8,62 34%

30

Total Kap. Terpasang GI Total Kap.Terpasang Pembangkit

MVA MW

120 -

TOTAL PEAK GI Persentase Pembebanan PEAK SISTEM BENGKULU Diversity Factor

MW % MW

94,97 94 97 93,11 85,92 1,11

-

150 121,16 121 16 95,03 108,67 1,11

30

330 131,94 131 94 47,04 117,18 1,13

180

330 149,04 149 04 53,14 132,61 1,12

-

360 169,63 169 63 55,43 152,87 1,11

30

360 178,22 178 22 58,24 161,16 1,11

-

450 188,45 188 45 49,27 170,91 1,10

90

450 197,83 197 83 51,72 180,04 1,10

-

450 210,32 210 32 54,99 191,35 1,10

-

450 223,67 223 67 58,48 203,05 1,10

-

Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 5)) No.

Gardu Induk


1 JAMBI (AUR DURI)


Total

30 30 30 60

150/20 150/20 Total

60 60 120

3 MUARA BUNGO

150/20

30 30 60

45,75 90%

4 BANGKO

150/20

30

27,22 107%

UAI P3BS 30,48 60 40%

5 GI. MUARA BULIAN

150/20

30

19,41 76%

UAI P3BS 22,87 60 30%

USULAN GI BARU 150/20 KV 1 GI SABAK

150/20

30

2 PAYO SELINCAH

150/20 150/20


169

3 GI KUALA TUNGKAL

150/20

150/20

30

30







45,67 90%

UAI P3BS 51,74 60 51%

46,92 46%

54,10 53%

58,17 57%

62,84 62%

67,51 66%

76,54 75%

UAI P3BS 86,57 60 57%

95,78 63%

104,66 68%

111,85 73%

120,17 79%

128,42 63%

55,96 55%

58,75 58%

62,04 61%

65,12 64%

69,15 45%

27,56 36%

29,10 38%

30,95 40%

32,68 43%

34,99 46%

37,46 37%

27,88 36%

29,21 38%

30,76 40%

32,22 42%

34,10 45%

36,10 47%

11,33 44%

11,65 46%

12,04 47%

12,38 49%

12,86 50%

13,36 26%

13,88 54%

14,21 56%

14,47 57%

14,89 58%

0

0

0

15,31 60 03 60,03

51,22 100%

0%

2 GI SAROLANGUN


49,25 48%

0%

33,29 44%

24,82 32% dimundur ke 2013 10,28 40%

0,00 0%

0%

0%

0

0

0

660

-

660

-

77,04 50%

30

37,81 49% 30

13,74 27%

-

15,32 60%

15,60 31%

30

15,90 62 36 62,36

16,52 64 78 64,78 1.020

720

870

930

260,3

295,1

312,6

333,0

352,8

393,3

420,9

452,1

%

84,15 194,29 1,10

52,91 220,76 1,10

48,62 236,58 1,10

52,61 269,67 1,09

55,72 285,45 1,10

59,4 304 1,10

57,65 322,34 1,09

53,18 359,50 1,09

53,24 383,51 1,10

52,14 413,90 1,09

3.167 1.490,8 1 490 8 1.368,9 1,09

3.227 1.582,7 1 582 7 1.462,6 1,08

3.617 1.686,1 1 686 1 1.563,3 1,08

3.962 1.820 1 820 1.687 1,08

4.082 1.956 1 956 1.813 1,08

-

60

39,55 39%

242,9

3.077 1.348,2 1 348 2 1.245,7 1,08

30

73,42 48%

300

2.867 1.210,7 1 210 7 1.121,2 1,08

660

166,50 65%

214,6

2.222 1.109,9 1 109 9 1.026,6 1,08

90

149,80 73%

MW

1.502 1.003,8 1 003 8 907,2 1,11

630

60

85,33 56%

MVA

MVA MW MW

240

0

138,70 68%

79,48 52%

TOTAL PEAK GI

PLN WS2JB Kapasitas terpasang GI PEAK GI WS2JB PEAK SISTEM S2JB DIVERSITY FACTOR

540

dimundur ke 2014 13,63 53%

60

60

Total Kap terpasang GI Persentase Pembebanan PEAK SISTEM JAMBI Diversity Factor

-

60

73,27 48%


4.412 2.098,4 2 098 4 1.952 1,07

Capacity Balance GI Lampung Kapasitas No.

Gardu Induk

Trafo

2011

MVA MVA

1

TARAHAN Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo

2

TELUK BETUNG Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo

3

NATAR Terpasang B b P Beban Puncak k Pembebanan Trafo

170

4

SUTAMI Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo

5

KALIANDA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo

6

GI TEGINENENG

Peak

2014 Add

Peak

2015 Add

Peak

2016 Add

Peak

2017 Add

Peak

2018 Add

Peak

2019 Add

Peak

2020 Add

Peak

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

doad

Trafo

Load

Trafo

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

(2x30)

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

MW

35,51

41,88

43,30

41,04

41,37

41,09

40,41

39,27

37,65

35,43

%

69,6%

82,1%

84,91%

80,5%

81,1%

80,6%

79,2%

77,0%

73,8%

69,5%

150/20 MW

120

120

120

120

120

120

120

120

120

120

120

(1x60)

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

MW

(1x60)

% 150/20 MW

72,91

86,18

86,40

89,32

77,38

81,37

67,07

70,26

73,56

76,86

71,5%

84,5%

84,7%

87,6%

75,9%

79,8%

65,8%

68,9%

72,1%

75,4%

60

60

120

120

120

120

120

120

120

120

120

(2x30)

51,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

MW

40 78 40,78

49 06 49,06

%

80,0%

48,1%

150/20 MW

60

60

60

60

52 87 52,87

56 86 56,86

49 79 49,79

39 91 39,91

39 74 39,74

40 87 40,87

42 26 42,26

43 74 43,74

51,8%

55,7%

48,8%

39,1%

39,0%

40,1%

41,4%

42,9%

60

60

60

90

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

76,5

MW

28,71

34,06

36,53

39,10

41,49

43,66

%

56,3%

66,8%

71,6%

76,7%

81,4%

57,1%

150/20 MW

(2x30)

90 30

90

90

90

76,5

76,5

76,5

76,5

45,86

48,08

50,36

52,65

59,9%

62,8%

65,8%

68,8%

30

30

60

60

60

60

60

60

60

60

60

(1x30)

25,5

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

MW

22 19 22,19

26 67 26,67

%

87,0%

52,3% 70

28 73 28,73

30 89 30,89

22 15 22,15

23 38 23,38

29 09 29,09

30 57 30,57

32 09 32,09

33 61 33,61

56,3%

60,6%

43,4%

45,8%

57,0%

59,9%

62,9%

65,9%

70

110

150

150

150

(2x20)

59,5

59,5

59,5

93,5

93,5

93,5

93,5

127,5

127,5

127,5

(1x30)

45,49

54,79

59,08

63,56

40

67,71

71,49

75,31

79,16

40

83,13

87,12

76,5%

92,1%

99,3%

68,0%

*2)

72,4%

76,5%

80,5%

62,1%

*2)

65,2%

68,3%

GI ADIJAYA

70

30

MW %

70

110

110

110

Total

30

30

60

60

60

90

90

90

90

90

90

Terpasang

MW

(1x30)

25,5

51,0

51,0

51,0

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

Beban Puncak

MW

28,16

34,37

%

110,4%

67,4%

GI MENGGALA

Total

50

50

30

50

37,23

40,21

42,98

73,0%

78,8%

56,2%

50

50

50

30

45,50

48,05

50,62

53,27

55,92

59,5%

62,8%

66,2%

69,6%

73,1%

90

90

90

90

90

Terpasang

MW

(1x20)

42,5

42,5

42,5

42,5

42,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

Beban Puncak

MW

(1x30)

37,89

28,49

31,50

34,66

37,58

39,88

40

42,54

45,23

48,00

50,78

89,2%

67,0%

74,1%

81,5%

88,4%

52,1%

*2)

55,6%

59,1%

62,7%

66,4%

GI SRIBAWONO

% 150/20

50

50

50

90

90

90

90

90

90

90

120

Terpasang

MW

(1x20)

42,5

42,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

102,0

Beban Puncak

MW

(1x30)

BUKIT KEMUNING

%

33,13

41,30

45,07

40

49,00

49,66

52,80

55,96

59,15

62,45

65,75

30

77,9%

97,2%

58,9%

*2)

64,1%

64,9%

69,0%

73,2%

77,3%

81,6%

64,5%

*3)

Total

30

Terpasang

MW

(1x30)

25,5

76,5

Beban Puncak

MW

32,73

40,65

%

128,3%

53,1%

Pembebanan Trafo

Add

Load (MW)

MW

Pembebanan Trafo 10

2013 Add

Total

Pembebanan Trafo 9

Peak

Terpasang

Pembebanan Trafo 8

2012 Add

Beban Puncak Pembebanan Trafo 7

150/20 MW

Peak

30

90

90 60

90

90

90

90

90

90

90

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

48,86

40,98

43,99

46,26

49,00

51,76

54,62

57,48

63,9%

53,6%

57,5%

60,5%

64,1%

67,7%

71,4%

75,1%

Capacity Balance GI L Lampung (l j (lanjutan 1) Kapasitas No.

Gardu Induk

Trafo

2011

MVA MVA

11

2016 Add

Peak

2017 Add

Peak

2018 Add

Peak

2019 Add

Peak

2020 Add

Peak

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

doad

Trafo

Load

Trafo

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

80

120

120

120

120

120

120

180

68,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

153,0

Beban Puncak

MW

51,95

40

68,20

71,13

73,61

40

80,14

69,09

73,93

78,81

83,85

88,90

%

76,4%

*2)

100,3%

104,6%

72,2%

*2)

78,6%

67,7%

72,5%

77,3%

82,2%

58,1%

Total

50

Terpasang

MW

(1x20)

42,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

Beban Puncak

MW

(1x30)

44,92

44,95

40

48,25

41,01

38,67

40,72

42,79

44,88

47,04

49,20

105,7%

58,8%

*2)

63,1%

53,6%

50,6%

53,2%

55,9%

58,7%

61,5%

64,3%

PAGELARAN

GI METRO

%

50

90

90

90

90

90

90

90

90

90

Total

50

50

50

90

90

90

90

90

90

90

90

Terpasang

MW

(1x30)

42,5

42,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

Beban P Puncak ncak

MW

(1 20) (1x20)

171

GI NEW TARAHAN

GI SUKARAME

% 150/20 MW

30

28 81 28,81

32 07 32,07

33 56 33,56

40

35 13 35,13

36 58 36,58

37 90 37,90

39 23 39,23

40 58 40,58

41 97 41,97

43 36 43,36

67,8%

75,4%

43,9%

*2)

45,9%

47,8%

49,5%

51,3%

53,0%

54,9%

56,7%

30

60

25,5

51,0

MW

19,73

23,39

%

77,4%

45,9%

(1x30)

60 30

60

120

51,0

51,0

102,0

25,63

36,67

42,49

50,2%

71,9%

41,7%

60

120

120

102,0

102,0

102,0

102,0

102,0

47,70

53,07

58,59

120

64,37

120

70,29

120

46,8%

52,0%

57,4%

63,1%

68,9%

150/20

30

30

30

60

60

60

60

60

60

120

120

Terpasang

MW

(1x30)

25,5

25,5

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

102,0

102,0

Beban Puncak

MW

21 19 21,19

25 14 25,14

33 82 33,82

40 39 40,39

44 16 44,16

43 53 43,53

34 51 34,51

38 20 38,20

42 36 42,36

%

83,1%

98,6%

66,3%

79,2%

86,6%

85,4%

67,7%

74,9%

41,5%

GI BLAMBANGAN UMPU

30

MW

(1x30)

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

MW

6,74

8,37

9,12

9,91

10,63

11,30

11,97

12,64

13,34

14,04

%

26,4%

32,8%

35,8%

38,9%

41,7%

44,3%

46,9%

49,6%

52,3%

55,0%

GI LIWA

30

30

30

30

60

60

60

60

60

60

60

25,5

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

MW

, 19,17

23,47 ,

25,45 ,

27,53 ,

%

75,2%

92,0%

99,8%

54,0%

150/20 MW

30

30

30

29,45 ,

31,20 ,

32,96 ,

34,74 ,

36,58 ,

38,43 ,

57,7%

61,2%

64,6%

68,1%

71,7%

75,3%

30

30

30

30

30

30

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

MW

10,69

11,36

11,96

12,57

13,18

13,81

14,45

%

41,9%

44,5%

46,9%

49,3%

51,7%

54,2%

56,7%

150/20

30

30

30

30

30

30

30

30

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

18,29

19,43

20,58

21,74

11,82

12,44

71,7%

76,2%

80,7%

85,2%

46,4%

48,8%

MW

Beban Puncak

MW

17,03

%

66,8%

GI ULU BELU

30

30

30

Terpasang Pembebanan Trafo

30

25,5

Beban Puncak

Pembebanan Trafo

30

30

MW

Terpasang

30

25,5

Terpasang

Beban Puncak

30

46 99 46,99 46,1%

150/20

GI KOTA AGUNG

30

60

Terpasang

150/20

30

30

Beban Puncak

GI SEPUTIH BANYAK

150/20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

20

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

Terpasang

MW

Beban Puncak

MW

8,49

9,11

9,76

10,36

10,91

11,47

12,03

12,61

13,19

%

49,9%

53,6%

57,4%

61,0%

64,2%

67,5%

70,8%

74,2%

77,6%

Pembebanan Trafo

Add

Load (MW)

80

Pembebanan Trafo

20

Peak

68,0

Pembebanan Trafo

19

2015 Add

80

Pembebanan Trafo

18

Peak

68,0

Pembebanan Trafo

17

2014 Add

40

Terpasang

16

Peak

(2x20)

Beban Puncak

15

2013 Add

MW

Pembebanan Trafo 14

Peak

Total

Pembebanan Trafo 13

2012 Add

Terpasang

KOTABUMI

Pembebanan Trafo 12

Peak

60

Capacity Balance GI L Lampung (l j (lanjutan 2) Kapasitas No.

Gardu Induk

Trafo

2011

MVA MVA

21

2016 Add

Peak

2017 Add

Peak

2018 Add

Peak

2019 Add

Peak

2020 Add

Peak

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

Load

Trafo

doad

Trafo

Load

Trafo

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

60

2 x 30

60

60

51,0

51,0

Beban Puncak

MW

23,30

24,55

25,82

27,09

28,41

29,73

%

45,7%

48,1%

50,6%

53,1%

55,7%

58,3%

GI TELUK RATAI

150/20

60

30

30

30

30

30

30

Terpasang

MW

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

Beban Puncak

MW

12,91

13,58

14,25

14,94

15,64

16,35

%

50,6%

53,2%

55,9%

58,6%

61,3%

64,1%

150/20

GI KETAPANG

30

30

30

30

30

30

60

60

Terpasang

MW

25,5

25,5

25,5

25,5

51,0

Beban Puncak

MW

13,72

15,95

18,04

20,11

21,98

53,8%

62,5%

70,8%

78,9%

43,1%

30

30

30

30

60

60 51,0

172

GI MESUJI

% 150/20

30

Terpasang

MW

25,5

25,5

25,5

25,5

51,0

Beban Puncak

MW

16,84

18,04

19,24

20,46

21,71

%

66,1%

70,7%

75,5%

80,2%

42,6%

GI JATI AGUNG

150/20

51,0 30

23,05 45,2%

30

22,97 45,0%

30

30

30

60

60

Terpasang

MW

25,5

25,5

25,5

51,0

51,0

Beban Puncak

MW

17,11

18,80

20,63

22,31

%

67,1%

73,7%

80,9%

43,7%

GI LANGKAPURA

150/20

30

30

23,90 46,9%

60

60

60

60

Terpasang

MW

51,0

51,0

51,0

51,0

Beban Puncak

MW

35,69

37,44

39,25

41,06

%

70,0%

73,4%

77,0%

80,5%

30

30

60

GI PAKUAN RATU

150/20

60

60

30

Terpasang

MW

25,5

25,5

25,5

51,0

Beban Puncak

MW

17,82

19,03

20,26

21,52

69,9%

74,6%

79,4%

42,2%

GI BENGKUNAT Beban Puncak Pembebanan Trafo GI DIPASENA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo GI DIPASENA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo

% 150/20 MW

30

60 51,0 30

22,79 44,7%

30

30

25,5

25,5

MW

11,12

11,70

%

43,6%

45,9%

70/20 MW

90

90 76,5

3 x 30

90

90

90

90

90

90

90

90

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

MW

55,95

56,79

57,67

58,48

52,00

52,00

52,00

52,00

52,00

%

73,1%

74,2%

75,4%

76,4%

68,0%

68,0%

68,0%

68,0%

68,0%

60

60

60

51,0

51,0

51,0

51,0

51,0

MW

7,22

7,97

8,73

9,51

10,29

%

14,2%

15,6%

17,1%

18,6%

20,2% 1.204

150/20 MW

60

60

1x60

60

PEAK GI

MW

570

727

782

845

921

975

1.037

1.092

1.149

PEAK SYSTEM

MW

569

693

749

809

864

914

965

1.016

1.068

1.121

1,08

1,07

1,07

DIVERSITY FACTOR

Add

Load (MW)

60

Terpasang

28

Peak

51,0

Pembebanan Trafo 28

2015 Add

60

Pembebanan Trafo 27

Peak

51,0

Pembebanan Trafo 26

2014 Add

60

Pembebanan Trafo 25

Peak

51,0

Pembebanan Trafo 24

2013 Add

51,0

Pembebanan Trafo 23

Peak

MW

Pembebanan Trafo 22

2012 Add

Terpasang

GI GEDONG TATAAN

150/20

Peak

1,00

1,05

1,04

1,04

1,07

1,07

1,07

LAM MPIRAN A1.6

RENCAN NA PENGE EMBANGA AN PENY YALURAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATRA

173

Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Sumatra (kms) Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

174

500 kV AC

-

-

-

-

-

-

-

150

-

-

150

500 kV DC

-

-

-

-

-

800

-

-

-

-

800

275 kV

-

160

1,992

774

1,532

110

-

130

-

-

4,698

250 kV DC

-

-

-

-

-

462

-

-

-

-

462

582

1,455

3,784

2,039

1,486

531

590

387

382

440

11,676

-

310

-

240

-

-

-

-

-

-

550

582

1,925

5,776

3,053

3,018

1,903

590

667

382

440

18,336

150 kV 70 kV TOTAL

(MVA) Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

500/275 kV

-

-

-

-

-

1,000

-

2,000

-

500 kV DC

-

-

-

-

-

3,000

-

-

-

-

3,000

275/150 kV

1,000

-

4,500

2,000

1,250

-

500

500

-

250

10,000

250 kV DC

-

-

-

-

-

600

-

-

-

-

600

150/20 kV

900

2,600

1,980

1,140

810

660

780

780

510

690

10,850

70/20 kV

30

260

30

60

-

30

-

30

30

-

470

1,930

2,860

6,510

3,200

2,060

5,290

1,280

3,310

540

940

27,920

TOTAL

3,000

Pengembangan Penyaluran Sumatra

175

No.

Propinsi

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Bengkulu Bengkulu

Dari Dari Jantho Sigli Meulaboh Panton Labu Bireun Sidikalang Brastagi/Berastagi PLTU Meulaboh Blang Pidie Ulee Kareng Samalanga Krueng Raya Takengon Cot Trueng PLTA Peusangan‐2 PLTA Peusangan‐1 PLTP Seulawah Takengon Banda Aceh Air Anyir Air Anyir Suge Dukong Pangkal Pinang Pangkal Pinang Kelapa Koba Air Anyir/Sungai Liat Air Anyir/Sungai Liat Pagar Alam Pekalongan

Ke Ke Incomer (Sigli ‐ Banda Aceh) PLTU Meulaboh PLTU Meulaboh Incomer (Idi ‐ Lhokseumawe) g Takengon Sabulussalam Kutacane Blang Pidie Tapak Tuan Banda Aceh Incomer (Bireun Sigli) Incomer (Bireun ‐ Sigli) Ulee Kareng Blang Kjeren Incomer (Bireun ‐ Lhokseumawe) Takengon PLTA Peusangan‐2 2 Pi Incomer (Sigli ‐ Banda Aceh) PLTA Peusangan‐4 Lam Pisang Pangkal Pinang Sungai Liat Dukong Manggar Kelapa Koba Mentok Toboali PLTU Bangka Baru III PLTU Bangka Baru III Manna Pulo Baai

Tegangan Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Conductor Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk , 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk cct 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 4 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk

kms kms

Biaya (M USD)

COD

1 333 60 2 126 111.2 290 190 130 40 4 60 174 6 22 14 32 20 30 44 112 50 140 120 120 140 120 100 96 90

0.06 74.95 3.32 0.11 9.62 6.16 16.07 10.53 7.20 9.00 0 22 0.22 4.58 9.64 0.33 1.68 1.07 3.55 1.11 2.29 2.44 6.20 2.77 7.76 6.65 6.65 7.76 6.65 5.54 5.32 6.87

2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2011 2011 2012 2012 2014 2014 2016 2016 2018 2012 2013

Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 1)

176

No.

Propinsi

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Kep Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung

Dari PLTA Simpang Aur 1 PLTA Simpang Aur 1 Pekalongan Pulau Baai Kambang Manna Muko‐muko/Bantal/Ipoh PLTP Kepahiyang Bangko PLTA Merangin PLTG CNG Sei Gelam PLTG CNG Sei Gelam Sabak PLTG CNG Sengeti Muara Bulian PLTP Sungai Penuh Sabak Tanjung Kasam Tanjung Kasam Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Taluk Tanjung Uban Sri Bintan Air Raja Bukit Kemuning (uprate) PLTU Tarahan (FTP1) Seputih Banyak Ulubelu Menggala Sutami (uprate) Baturaja (uprate)

Ke Incomer 1 Phi (Pekalongan‐Pulau Baai) PLTA Simpang Aur 2 PLTP Hululais Arga Makmur Muko‐muko/Bantal/Ipoh Bintuhan Arga Makmur Incomer 2 Phi (Pekalongan‐Pulau Baai) PLTA Merangin Sungai Penuh Aur Duri Aur Duri Inc 1 Phi ( Payo Selincah ‐ Aur Duri ) Aur Duri Sarolangun Sungai Penuh Kuala Tungkal Tanjung Sauh Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Taluk Tanjung Uban Sri Bintan Air Raja Kijang Kotabumi (uprate) Incomer 2 Phi (New Tarahan ‐ Kalianda) Dipasena Incomer 1 Phi (Batutegi ‐ Pagelaran) Seputih Banyak Natar (uprate) Bukit Kemuning (uprate)

Tegangan g g 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Conductor 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 4 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 340 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 3 x 300 mm2 cct 3 x 300 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 3 x 300 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, ACCC 310 mm2

kms

Biaya (M USD) (M USD)

COD

20 12 120 180 220 140 360 80 136 110 60 121.6 26 130 84 108.8 6 10 12 60 60 70 40 67.6 1 120 40 120 60.4 96

1.53 0.66 9.16 13.74 16.79 7.76 27.48 6.11 30.61 24.76 3.32 3.64 1.44 7.20 4.65 6.03 2 42 2.42 1.11 4.84 3.32 3.32 3.88 2.22 9.04 0.23 9.16 3.05 27.01 8.08 12.84

2015 2015 2015 2015 2015 2017 2020 2020 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2018 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013


177

No.

Propinsi

61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90

Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau

Dari Pagelaran Bukit Kemuning PLTP Ulubelu #3,4 Pagelaran Gedon Tataan Kalianda Gumawang Mesuji PLTA Semangka Natar Pakuan Ratu Pakuan Ratu Langkapura Kalianda Besai Liwa Teluk Ratai PLTG Duri PLTG Duri Teluk Kuantan Bangkinang Pasir Putih Tenayan / PLTU Riau Dumai Dumai Pasir Putih PLTU Sewa Dumai Duri (up rate) Garuda Sakti (up rate) Rengat New Garuda Sakti Tenayan / PLTU Riau

Ke Kota Agung Liwa Ulubelu Gedong Tataan Teluk Ratai Ketapang Mesuji Dipasena Kota Agung Jatiagung Inc 1 Phi (Menggala ‐ Gumawang) Inc 1 Phi (Menggala Gumawang) Inc 2 Phi (Natar ‐ Teluk Betung) PLTP Rajabasa PLTP Suoh sekincau Bengkunat PLTP Wai Ratai Incomer 2 Phi (G Sakti Duri) Incomer 2 Phi (G.Sakti ‐ Duri) Rengat Pasir Pangarayan Garuda Sakti Pasir Putih KID Dumai Bagan Siapi api Pangkalan Kerinci Dumai Dumai (up rate) Duri (up rate) Pangkalan Kerinci Incomer ( G.Sakti ‐ Duri) Perawang


Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 Hawk 4 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk

kms


COD

80 80 20 60 60 90 160 152 60 16 1 2 40 38 120 40 22 194 220 55 35 56 228 134 14 118 230 220 12 50

4.43 4.43 1.11 4.58 3.32 20.26 12.21 11.60 3.32 35.52 0.23 0.11 3.05 2.11 6.65 2.22 1 68 1.68 14.81 12.19 12.38 7.88 3.10 12.63 10.23 1.07 15.79 30.77 16.79 1.61 2.77

2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014


178

No.

Propinsi

91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

Riau Riau Riau Riau Riau Riau Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel

Dari Teluk Lembu Tenayan / PLTU Riau Rengat Pasir Putih Kandis Bangkinang Indarung Bungus Kiliranjao Maninjau Padang Luar Padang Luar Singkarak PLTU Sumbar Pessel Kiliranjao PIP/S Haru/Pauh Limo Sungai Rumbai Simpang Empat Simpang Empat Solok Payakumbuh PLTU Simpang Belimbing Lahat PLTU Simpang Belimbing Tanjung Api‐Api Kenten Betung Bukit Asam (uprate) Jakabaring Gandus Mariana Kayu Agung

Ke GIS Kota Pekan Baru Siak Sri Indra Pura Tembilahan Teluk Lembu Incomer ( New G.Sakti ‐ Duri) Lipat Kain Bungus Kambang Teluk Kuantan Padang Luar Payakumbuh Batusangkar 2 pi Incomer (Bungus‐Kambang) Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang PLTP Muara Labuh Masang 2 Masang‐2 PLTP Gunung Talang PLTP Bonjol Incomer 1 Phi (Prabumulih ‐ Bukit Asam) Pagar Alam Lahat Incomer 1 Pi (T. Kelapa‐Borang)/Kenten Inc 2 Phi ( Talang Kelapa ‐ Borang ) Sekayu Baturaja (uprate) Inc 2 Phi (Keramasan ‐ Mariana) Inc 2 Phi (Keramasan ‐ Talang Kelapa) Kayu Agung Gumawang


Conductor 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 4 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk cct 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 2nd cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra

kms


COD

14 100 120 40 10 70 35 180 52 42 32 25 20 70 16 160 30 20 104 120 94.6 120 40 1 70 78 1 20 60 90

31.08 5.54 6.65 3.05 2.68 3.88 2.67 13.74 1.69 1.36 1.04 0.81 0.76 5.34 0.89 12.21 1 66 1.66 1.11 7.94 10.86 5.24 10.86 3.62 0.09 3.88 10.44 0.09 44.40 13.50 20.26

2014 2014 2014 2015 2015 2015 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2016 2017 2017 2019 2019 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014


179

No.

Propinsi

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150

Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut

Dari Sungai Lilin Betung Lubuk Linggau Sumsel‐11, MT Lahat Muara Dua Lahat Gumawang Sarolangun PLTP Rantau Dedap Muara Dua Muara Dua Galang Galang Rantau prapat Lamhotma Dolok Sanggul/Parlilitan Tanjung Morawa Tanjung Morawa Padang Sidempuan Sei Rotan (uprate) Galang Sidikalang Tele Pangkalan Susu 3&4 (FTP 2) PLTU Sewa Sumbagut Tanjung Pura PLTA Wampu Teluk Dalam PLTU Nias Mabar GIS Listrik

Ke Betung Talang Kelapa Tebing Tinggi Incomer 1 Phi (Prabumulih ‐ Bukit Asam) PLTU Banjar Sari Baturaja PLTU Keban Agung Martapura Muara Rupit PLTP Lumut Balai PLTP Danau Ranau PLTP Danau Ranau Namurambe Tanjung Morawa Labuhan Bilik Belawan Incomer 1 Phi (Tele‐Tarutung) Kuala Namu Kuala Namu Panyabungan Tebing Tinggi (uprate) Negeri Dolok Salak Pangururan Pangkalan Brandan Tebing Tinggi Incomer (P.Brandan‐Binjai) Brastagi Gunung Sitoli Gunung Sitoli Glugur KIM


Conductor 2 cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 1 cct, CU 1000 mm2 1 cct, CU 1000 mm2

kms


COD

120 55.2 150 120 40 92 70 120 80 40 90 80 20 130 6.2 76 34 140 108 66 60 26 22 30 30 80 220 20 10 10

6.65 8.43 8.31 10.86 3.62 7.02 15.76 6.65 4.43 3.05 6.87 18.01 4.50 7.20 0.28 4.21 2 60 2.60 7.76 14.45 3.66 3.32 1.44 4.95 2.29 1.66 4.43 12.19 1.11 22.20 22.20

2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015


180

No.

Propinsi

151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184

Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumbar Sumut Sumut Sumut Sumut Riau Sumbar Sumsel Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel NAD Riau Jambi Sumsel Riau NAD Riau Riau Riau Riau J bi Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Lampung

Dari Simangkok Panyabungan Porsea Tarutung PLTP Sipoholon Ria‐Ria Pangkalan Susu g Kiliranjao Simangkok Galang PLTP Sarulla (FTP 2) Padang Sidempuan Payakumbuh Padang Sidempuan Lahat Bayung Lincir/PLTU Sumsel‐5 Lahat Muara Enim Bayung Lincir/PLTU Sumsel‐5 Bayung Lincir/PLTU Sumsel 5 Betung Sigli Rengat Aur Duri Muara Enim Rengat Sigli Border Pulau Rupat Utara P. Rupat Selatan Sumatera Landing Point PLTU J bi PLTU Jambi Muara Enim Muara Enim Muara Enim Ketapang

Ke PLTA Asahan III(FTP 2) PLTP Sorik Marapi (FTP 2) PLTA Hasang PLTP Simbolon Samosir 2 Pi Incomer (Tarutung‐Porsea) Binjai j Payakumbuh Galang Binjai Simangkok PLTP Sarulla (FTP 2) New Garuda Sakti New Garuda Sakti Payakumbuh Lumut Balai Aur Duri Muara Enim Gumawang Sungai Lilin/PLTU Sumsel‐7 Sungai Lilin/PLTU Sumsel 7 Sungai Lilin/PLTU Sumsel‐7 Lhokseumawe New Garuda Sakti Rengat Betung Cirenti (PLTU Riau MT) Cirenti (PLTU Riau MT) Ulee Kareng Pulau Rupat Pulau Rupat Selatan Sumatra Landing Point New Garuda Sakti A D i Aur Duri PLTU MT HVDC A PLTU MT HVDC B perbatasan Sumsel/Lampung perbatasan Sumsel/Lampung

Tegangan

Conductor

kms

Biaya (M USD)

COD

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV DC 500 kV DC

2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 4 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra , 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 Cable MI with IRC 2 cct, 2xCardinal 548 m 2 Cable MI with IRC 2 cct, 2xCardinal 548 m 2 cct, 4 Zebra t 4Z b 2 cct 4 Zebra 2 cct 4 Zebra 2 cct 4 Falcon 2 cct 4 Falcon

22 46 60 50 8 160 282 318 160 194 138 300 600 50 120 70 290 124 120 322 440 420 350 110 130 52 60 10 340 150 400 100 200 600

1.68 2.55 3.32 2.77 0.44 36.01 63.47 71.57 36.01 43.67 31.06 67.52 135.05 11.25 27.01 15.76 65.27 27 91 27.91 27.01 72.47 143.61 137.08 78.78 24 76 24.76 29.26 51.00 2.60 9.80 14.90 48 96 48.96 133.37 33.35 67.20 201.60

2016 2017 2017 2018 2019 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2018 2016 2016 2016 2016 2018 2016 2016 2016 2016

Pengembangan Gardu Induk Sumatra No. Propinsi

181

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD Babel Babel

Nama Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Extension Extension

Kap

Jumlah

COD

Sigli Banda Aceh Meulaboh PLTU Meulaboh Ext LB Jantho Panton Labu Takengon Bireun Ext LB Sabulussalam Kutacane/Kotacane Blang Pidie PLTU Meulaboh Ext LB Tapak Tuan Lhokseumawe Ulee Kareng Samalanga Krueng Raya Banda Aceh Ext LB Tualang Cut Blang Kjeren Langsa Sigli Cot Trueng Takengon Idi Banda Aceh Bireuen Jantho Meulaboh Tualang Cut Lam Pisang Krueng Raya Ext LB Panton labu Cot Trueng Samalanga Tualang Cut Bireun Subulussalam Pangkal Pinang Sungai Liat

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Extension Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Baru Baru Baru Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru

30 60 2x30 2 LB 30 30 60 2 LB 30 30 30 2 LB 30 60 120 30 60 2 LB 30 30 30 60 30 2 LB 30 60 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 30 30 30 30 60 30

1.40 2.12 4.03 1.24 2.64 2.64 3 36 3.36 1.24 2.64 2.64 3.88 1.24 2.64 2 12 2.12 4.03 2.64 4.03 1.24 1.40 2.64 1 40 1.40 2.12 2.64 1.24 1.40 2.12 1.40 1 40 1.40 1.40 1.40 4.95 1.24 1.40 1.40 1 40 1.40 1.40 1.40 1.40 4.00 2.62

2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2011 2011

Keterangan Uprating 10 MVA Ex Banda Aceh Uprating 30 MVA 1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN T/L ke Meulaboh 1x30 MVA 1x30 MVA 2x30 MVA 2x30 MVA ke Takengon 1x30 MVA 1x30 MVA 4 L/B (2 T/L ke Meulaboh dan 2 T/L ke T.Tuan) T/L ke Blang Pidie 1x30 MVA 2x60 + 2 LB 1x30 MVA 2x30 MVA ke Krueng Raya 1x30 MVA Uprating 10 MVA 1x30 MVA ke Blang Kjeren Uprating 30 MVA

2x60 Ke arah Lamp Pisang

Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 1) No. Propinsi

182

41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80

Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi

Nama Gardu Induk Air Anyir Dukong Manggar Suge Kelapa Koba Sungai Liat Sungai Liat Mentok Toboali Dukong Pangkal Pinang Koba Manggar Air Anyir Air Anyir Dukong Manna Pulau Baai Pekalongan Ext LB Pekalongan Manna Pekalongan Ext LB Pekalongan Ext LB Muko‐muko Argamakmur Pulau Baai Ext LB Pulau Baai Bintuhan Manna Ext LB Muko muko Ext LB Muko‐muko Ext LB Payoselincah Ext LB Sungai Penuh Bangko Ext LB Aurduri Payoselincah Bangko Muaro Bulian Muaro Bulian Muara Sabak Muaro Bungo Sarolangun Muara Bulian Ext LB Sungai Penuh

Tegangan


Kap

Jumlah

COD


Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension

30 30 20 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 30 2 LB 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 4 LB 30 2 LB 60 60 60 60 30 60 30 2 LB 30

2.62 2.20 2.38 2.20 2.62 2.62 1 39 1.39 2.62 2.62 1.26 1.39 1.39 1.26 1 39 1.39 1.26 2.64 4.03 1.24 1.40 1.40 1 24 1.24 2.64 3.88 1.24 2.12 2.64 1.24 1 24 1.24 2.49 2.64 1.24 2.12 2.12 2.12 2 12 2.12 2.64 2.12 2.64 1.24 1.40

2011 2012 2012 2012 2014 2014 2015 2016 2016 2016 2018 2018 2018 2019 2019 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2015 2015 2015 2017 2017 2017 2020 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014

Keterangan

1x30 MVA 2x60 MVA T/L Pulo Baai

T/L Hululais T/L Hululais 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Argamakmur 1x30 MVA T/L ke Bin Tuhan T/L ke Argamakmur T/L ke Argamakmur untuk PLTG Payo Selincah & PLTG Sungai Gelam 12MW 1x30 MVA T/L ke Sungai penuh

1x30 MVA T/L ke GI PLTG Sei Gelam CNG, bay eks IBT 275/150 kV 1x30 MVA T/L Ke Sarolangun

Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 2)

183

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

PLTP Sungai Penuh Ext LB Sungai Penuh Ext LB PLTA Merangin Ext LB Sarolangun Ext LB Payoselincah Kuala Tungkal Muara Sabak Ext LB Muara Sabak Ext LB Aurduri Muaro Bungo Bangko Muara Sabak Sarolangun Payoselincah Air Raja Air Raja Sri Bintan Kijang Tanjung Uban Pulau Ngenang Tanjung Uban Seputih banyak Sribawono Ext LB Sribawono Ext LB Menggala Ext LB Kotabumi Ulubelu Kalianda Adijaya Bukit Kemuning Natar Pagelaran New Tarahan Dipasena Sukarame Metro Sribawono Kota Agung Kota Agung Pagelaran Ext LB Liwa Bukit Kemuning Ext LB Tegineneng Seputih Banyak

Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Kep Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung

Tegangan


Kap

Jumlah

COD


Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension

2 LB 2 LB 4 LB 2 LB 60 30 2 LB 2 LB 60 60 30 30 30 60 60 30 60 2x30 10 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 30 30 60 60 60 30 90 30 60 60 30 2 LB 30 2 LB 60 30

1.24 1.24 1.83 1.24 2.12 2.64 1 24 1.24 2.12 2.12 1.40 1.40 1.40 2.12 3 34 3.34 2.62 3.34 3.34 1.90 2.12 3.88 1 24 1.24 1.24 2.12 3.88 1.40 1.40 2.12 2 12 2.12 2.12 1.40 4.72 1.40 2.12 2.12 2 64 2.64 1.24 2.64 1.24 2.12 1.40

2015 2015 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2013 2013 2013 2013 2013 2015 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014

Keterangan Untuk PLTP Sungai Penuh T/L ke PLTP Sungai Penuh untuk PLTP Merangin 2 Pi T/L Muara Rupit 1x30 MVA T/L Kuala Tungkal T/L Kuala Tungkal

Up Rate 30 ke 60

1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN

1x30 MVA T/L Seputih Banyak T/L Seputih Banyak T/L Seputih Banyak Uprating 20 MVA 1x20 MVA

Uprating 20 MVA 1x20 MVA Uprating 20 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L Kota Agung 1x30 MVA T/L Liwa Uprating 20 MVA


184

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160

Kotabumi Ketapang Kalianda Ext LB Gedong Tataan Pagelaran Ext LB Mesuji Gumawang Ext LB Gumawang Ext LB Teluk Ratai New Tarahan Adijaya Dipasena Mesuji Ext LB Sutami Pakuan Ratu Pakuan Ratu Menggala Jati Agung Natar Ext LB Kalianda Ext LB Langkapura Besai Ext LB Tegineneng Mesuji Bengkunat Liwa Ext LB Pakuan Ratu Jati Agung Sukarame Ketapang Teluk Ratai Ext LB Kotabumi Sribawono Bangkinang Bagan Batu Duri Koto Panjang Koto Panjang Garuda Sakti Teluk Kuantan Ext LB Teluk Lembu Dumai Pasir Putih


Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru

60 30 2 LB 60 2 LB 30 2 LB 2 LB 30 60 30 120 2 LB 30 30 60 30 2 LB 2 LB 60 2 LB 60 30 30 2 LB 30 30 60 30 2 LB 60 60 30 30 60 20 80 1 LB 60 60 60

2,12 2,64 1,24 5,28 1,24 2,64 1 24 1,24 2,64 2,12 1,40 5,28 1,24 1,40 2 64 2,64 2,12 2,64 3,11 1,24 4,03 1,24 2 12 2,12 1,40 2,64 1,24 1,40 1,40 2,12 1 40 1,40 1,24 2,12 2,12 1,40 1,40 2,12 2 12 2,12 3,27 0,62 2,12 2,12 6,52

2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013

Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau

Keterangan Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L Ketapang 2x30 MVA T/L Gedon Tataan 1x30 MVA T/L Mesuji T/L Mesuji 1x30 MVA

1x30 MVA T/L Mesuji 1x30 MVA 1x30 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L ke Jati Agung T/L PLTP Raja Basa 1x60 MVA T/L PLTP Suoh Sekincau Uprating 20 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L ke Bengkunat

T/L ke PLTP Wai Ratai Uprating 30 MVA

T/L ke Kiliranjao Uprating 30 MVA 2x30 MVA + 4 LB


185

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Garuda Sakti Ext LB Pasir Pangaraian Bangkinang Ext LB Rengat Teluk Kuantan Ext LB KIT Tenayan KID Dumai KID Dumai Dumai Ext LB Bagan Siapiapi Dumai Ext LB Pangkalan Kerinci New Garuda Sakti GI/GIS Kota Pekanbaru Teluk Lembu Ext LB Teluk Lembu Ext LB Teluk Lembu Ext LB Pasir Putih Ext LB Perawang Tenayan Ext LB Tembilahan Rengat Ext LB Siak Sri Indra Pura Siak Sri Indra Pura Tenayan Ext LB Kandis Lipat Kain Bangkinang Ext LB Pasir Putih Bangkinang Teluk Kuantan Teluk Kuantan Duri KIT Tenayan Tembilahan KID Dumai Bagan Batu Bungus Indarung Ext LB Indarung Ext LB Kambang Padang Luar PIP Pauh Limo Simpang Empat


Extension Baru Extension Baru Extension Baru Baru Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension

2 LB 30 2 LB 2x30 2 LB 30 30 2 LB 30 2 LB 30 2x60 60 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 30 2 LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 120 60 30 60 30 30 30 30 30 2 LB 2 LB 30 60 30 60 30

1.24 2.64 1.24 5.28 1.24 2.64 2 64 2.64 1.24 2.64 1.24 3.88 6.73 5.28 3 11 3.11 1.24 1.24 2.64 1.24 2.64 1.24 2 64 2.64 1.24 2.64 2.64 1.24 4.24 2.12 1 40 1.40 2.12 1.40 1.40 1.40 1.40 3.88 1 24 1.24 2.64 2.12 1.39 2.12 1.40

2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2019 2019 2020 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012

Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar

Keterangan T/L ke Pasir Putih 1x30 MVA T/L ke Pasir Pangaraian 1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN T/L ke Rengat GI Pembangkit 1x30 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke KID Dumai 1x30 MVA T/L ke Bagan Siapiapi 1x30 MVA 1x60 MVA didanai APBN, 1x60 MVA didanai APLN

1x60 MVA T/L ke GI/GIS Kota Pekanbaru T/L ke GI/GIS Kota Pekanbaru T/L ke Pasir Putih T/L ke Teluk Lembu 1x30 MVA T/L ke Perawang 1x30 MVA T/L ke Tembilahan 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Siak Sri Indra Pura 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Lipat Kain 2x60 MVA

On Going ke Bungus ke Bungus 1x30 MVA Uprating 20 MVA Mengganti trafo rusak Uprating 30 MVA


186

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240

Padang Panjang Solok Payakumbuh Kiliranjao Ext LB Maninjau Ext LB Padang Luar Ext LB Payakumbuh Ext LB Payakumbuh Ext LB Batusangkar Ext LB Singkarak Ext LB Salak Kiliranjao Ext LB Sungai Rumbai Maninjau Kiliranjao Payakumbuh GI/GIS Kota Padang Sungai Rumbai Ext LB Bungus Kambang Simpang Empat Solok PIP Ext LB Lubuk Alung Sungai Rumbai Pariaman PIP GIS Kota Padang Padang Luar Padang Luar Batusangkar Baturaja Lubuk Linggau Lahat Ext LB Pagar Alam Ext LB Bukit Siguntang Tanjung Api‐Api Tanjung Api‐Api Lahat Pagar Alam Gungung Megang Simpang Tiga Prabumulih


Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension

30 60 30 1 LB 1 LB 2 LB 1 LB 1 LB 1 LB 1 LB 30 2 LB 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 60 30 2 LB 30 30 30 60 60 30 30 60 60 1 LB 1 LB 30 60 30 30 60 60 60

1.40 2.12 1.40 0.62 0.62 1.24 0 62 0.62 0.62 0.62 1.40 1.24 2.64 1.40 1 40 1.40 1.40 10.09 1.24 1.40 1.40 2.12 1 40 1.40 1.24 1.40 1.40 1.40 2.12 2.12 1 40 1.40 1.40 2.12 2.12 0.62 0.62 1.27 5 28 5.28 1.40 1.40 2.12 2.12 2.12

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel

Keterangan Uprating 20 MVA 2nd sirkit ke Teluk Kuantan 2nd sirkit ke Padang Luar 2nd sirkit ke Maninjau&Payakumbuh 2nd sirkit ke Padang Luar 2nd sirkit ke Padang Luar T/L ke arah Singkarak T/L ke arah Batusangkar T/L ke Sungai Rumbai 1x30 MVA

2x60 MVA T/L ke PLTP Muara Labuh

T/L ke GI/GIS Kota Padang

Uprating 30 MVA Uprating 20 MVA T/L 2nd Sirkit Pagar Alam T/L 2nd Sirkit Pagar Alam Uprating 15 MVA 2x30 MVA 2x30 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA


187

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280

Baturaja Pagar Alam Ext LB Gunung Megang Ext LB Talang Kelapa Bukit Siguntang Bungaran Bungaran Kenten Gandus Sekayu Betung Ext LB Jakabaring Baturaja Keramasan Kayu Agung Ext LB Gumawang Ext LB Bukit Asam Mariana Ext LB Bukit Siguntang Kayu Agung Gumawang Tebing Tinggi Lubuk Linggau Ext LB Keramasan Ext LB Lahat Ext LB Sungai Lilin Betung Ext LB Lubuk Linggau Lubuk Linggau Muara dua Baturaja Ext LB Lahat Ext LB Mariana Martapura Gumawang Ext LB Muara Rupit Muara Rupit Keramasan Sungai Lilin Kenten Talang Kelapa Bukit Asam


Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension

60 2 LB 1 LB 60 30 30 30 120 120 30 2 LB 60 60 60 2 LB 2 LB 60 2 LB 30 30 30 30 2 LB 2 LB 2 LB 30 2 LB 60 30 2 LB 4 LB 30 30 2 LB 30 60 30 60 60 60

2.12 1.24 0.62 2.12 1.27 1.27 1 27 1.27 4.03 4.03 2.64 1.24 4.03 2.12 2 12 2.12 1.24 1.24 2.12 1.24 1.27 2.64 1 40 1.40 2.64 1.24 1.24 1.24 2.64 1.24 2 12 2.12 2.64 1.24 2.49 1.40 2.64 1.24 2 64 2.64 2.12 1.40 4.03 2.12 2.12

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2018

Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel

Keterangan T/L ke Manna Untuk ST Gunung Megang

Uprating 15 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA 2x60 MVA 2x60 MVA 1x30 MVA T/L Ke Sekayu 1x60 MVA

T/L Gumawang T/L Kayu Agung T/L ke Kayu Agung Uprating 15 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L arah Tebing Tinggi Untuk PLTGU Keramasan Untuk PLTP Lumut Balai 1x30 MVA T/L ke Sungai Lilin 1x30 MVA T/L ke Muara dua Untuk PLTU Banjar Sari & Untuk PLTU Keban Agung 1x30 MVA T/L ke Martapura 1x30 MVA 1x30 MVA


188

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320

Pagar Alam Betung Kayu Agung Muara Dua Ext LB Sekayu Tebing Tinggi Gandus Simpang Tiga Rantau Prapat Gunung Para Tanjung Morawa Tele Gunung Tua Binjai Padang Sidempuan Denai Tebing Tinggi Kisaran Pematang Siantar Gunung Tua Sei Rotan Sei Rotan Glugur Rantau Prapat Brastagi Sidikalang Porsea Tarutung Sibolga Perbaungan Namurambe Aek Kanopan Galang Labuhan Bilik Lamhotma Lamhotma Lamhotma Ext LB Belawan Ext LB Namurambe Ext LB Denai Ext LB Labuhan

Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut

Tegangan


Kap

Jumlah

COD


Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

30 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30 60 30 30 60 30 60 60 60 60 10 60 60 60 60 30 20 30 60 60 60 30 0 60 30 30 1 LB 1 LB 2 LB 2 LB 30

1.40 1.40 1.40 1.24 1.40 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 1.40 2.12 1.40 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 0.66 2 12 2.12 2.12 2.12 2.12 1.40 1.15 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 1.40 2.49 3.36 1.40 1 40 1.40 0.62 0.62 1.24 1.24 1.40

2018 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Keterangan Uprating 15 MVA

Untuk Double Pi dan T/L PLTP D.Ranau

Uprating 30 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA

Uprating 30 MVA

Uprating 30 MVA Uprating 20 MVA

2 LB arah Namurambe dan 2 LB arah T.Marowa 1x60 MVA Uprating 20 ke 30 MVA Tambah trafo 30 MVA Tambah trafo 30 MVA Ke arah Belawan Ke arah Lamhotma Ke arah Galang Ke arah Galang


189

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357

Parlilitan/Dolok Sanggul Kuala Namu Tanjung Marowa Ext LB Panyabungan Padang Sidempuan Ext LB Sidikalang Ext LB Brastagi/Berastagi Ext LB Brastagi/Berastagi Ext LB Paya Pasir Salak Sidikalang Ext LB Negeri Dolok Galang Ext LB Pangururan Tele Ext LB Tele Ext LB Rantau Prapat Ext LB Pangkalan Brandan Ext LB Pangkalan Susu Ext LB Tanjung Pura Gunung Sitoli Teluk Dalam Kota Pinang Kota Pinang KIM Ext LB GIS Listrik ext LB Mabar Ext LB Glugur Ext LB Brastagi Ext LB Simangkok Ext LB Tanjung Pura Tanjung Pura Titi Kuning GIS Listrik Paya Geli Panyabungan Ext LB Tarutung Ext LB Rantauprapat Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Belawan Ext LB

Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

10 60 2 LB 60 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 60 60 2 LB 60 2 LB 30 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 30 30 30 30 1 LB 1 LB 1 LB 1 LB 2 LB 2 LB 30 60 60 60 2 LB 2 LB 2 TB 2 TB 2 TB 2 TB 2 TB

1.90 4.03 1.24 4.03 1.24 1.24 1 24 1.24 2.12 2.12 1.24 2.12 1.24 2.64 1 24 1.24 1.24 1.24 1.24 2.64 2.20 2.20 1 40 1.40 1.55 1.55 1.55 1.55 1.24 1.24 1 40 1.40 2.12 2.12 2.12 1.24 1.24 1.24 1 24 1.24 1.24 1.24

2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020

Keterangan 1x10 MVA 2x30 MVA T/L ke Kuala Namu 2x30 MVA T/L Ke Panyabungan ke Sabulussalam ke Kutacane ke Kutacane

ke Salak Ke arah Negeri Dolok 1x30 MVA ke Pangururan ke Pangururan T/L Ke Labuhan Bilik T/L ke PLTU Pangkalan Susu Ke arah Pangkalan Brandan 1x30 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA Ke arah GIS Listrik Ke arah KIM Ke arah Glugur Ke arah Mabar T/L ke PLTA Wampu Ke arah PLTA Asahan III

1x60 MVA Ke PLTP Sorik Merapi Ke PLTP Pusuk Bukit Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 275/150 kV Untuk IBT 275/150 kV


190

No. Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan


Kap

Jumlah

COD

358 359 360 361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 390 391 392 393 394 395 396

Binjai Pangkalan Susu Bangko Muara Bungo New Garuda Sakti Kiliranjao Payakumbuh Lahat Lubuk Linggau Galang Sarulla Padang Sidempuan Aur Duri Lahat Lumut Balai Betung Gumawang Sigli PLTU Meulaboh Lhokseumawe Rengat Riau Mulut Tambang Muara Enim Bayung Lincir/PLTU Sumsel ‐ 5 Sungai Lilin/PLTU Sumsel ‐ 7 Pangkalan Susu Bangko Ulee Kareng Ulee Kareng Aurduri Lubuk Linggau New Garuda Sakti HVDC Station Converter HVDC Switching Station PLTU Jambi 500 kV Ketapang Switching Station Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Aurduri 500kV New Garuda Sakti 500 kV Rengat 500 kV

275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 250 kV DC 250 kV DC 500 kV 500 kV DC 500 kV DC 500 kV DC 500/275 kV 500/275 kV 500/275 kV 500/275 kV

Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru

1000 0 250 250 500 250 250 1000 250 1000 500 500 500 0 500 500 500 250 250 250 250 ‐ 0 0 0 250 500 500 0 250 600 0 0 0 3000 1000 500 1000 500

31.83 9.11 21.08 20.08 24.28 19.66 20 17 20.17 35.50 20.32 35.13 24.00 21.88 25.98 2 97 2.97 24.28 24.00 21.03 25.98 20.08 20.08 20 08 20.08 8 12.21 12.08 12.08 21.03 17.92 21 03 21.03 2.81 7.45 19.95 16.68 9.82 1.47 324 00 324.00 54.31 25.77 36.22 25.77

2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2017 2018 2018 2020 2016 2016 2018 2016 2016 2016 2018 2018 2018

Sumut Sumut Jambi Jambi Riau Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel NAD NAD NAD Riau Riau Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Jambi NAD Jambi Sumsel Riau Riau Jambi Lampung Sumsel Sumsel Jambi Riau Riau

Keterangan 2x500 MVA 2 x 250 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 1 x 250 MVA 1 x 250 MVA 1 x 250 MVA 2 x 500 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA Untuk PLTU Pangkalan Susu II 2x250 MVA Untuk PLTU Pangkalan Susu II 2x250 MVA 2 LB arah Lumut Balai dan 2 LB arah Muara Enim 2x250 MVA 2x250 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x500 MVA Untuk Mengantisipasi PLTU Hululais 1 x 125 MVA 2x250 MVA Untuk Mengantisipasi PLTP Merangin Untuk Mengantisipasi PLTP Merangin 2x250 MVA 2x250 MVA HVDC ke Peninsula HVDC ke Peninsula 1x500 MVA 2x500 MVA 2x500 MVA 2x500 MVA Untuk 500kV Aurduri 2x500 MVA 2x500 MVA

LAM MPIRAN A1.7

PET TA PENGE EMBANGA AN PENY YALURAN SISTEM INTERKONEKSI SUM MATRA

191

Sistem Kelistrikan 275 kV dan 500 kV Sumatera

192 Eksisting 70 kV Eksisting 150 kV Eksisting 275 kV (Operasi 150 kV) Rencana 150 kV Rencana 275 kV AC Rencana 250 kV DC Rencana 500 kV AC Rencana 500 kV DC

Sistem Nangroe Aceh Darussalam (NAD)

193

Sistem Sumatera Utara

194

Sistem Riau

195

Sistem Sumatera Barat

196

Sistem Jambi

197

Sistem Bengkulu

198

Sistem Sumatera Selatan

199

Sistem Lampung

200

LAM MPIRAN A1.8

ANALISIS ALIRA AN DAYA A SIS STEM INT TERKONEKSI SUMA ATRA

201

240.12 MW

83 MW

PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM INTERKONEKSI SUMATERA TAHUN 2011

SUB SISTEM NAD SUB SISTEM BENGKULU

LANGSA

85.9 MW

211 MW

PKLNG 172.4 MW 121 MW 194.3 MW

PBDAN

202

SUB SISTEM JAMBI

1.158,78 MW

1.209,78 MW

MBNGO

168.4 MW

LLGAU

INALUM

LLGAU

SUB SISTEM SUMUT

BNGKO

0 MW

177 MW

SUB SISTEM SUMSEL BTRJA

222.4 MW 160 MW

SMKOK

148.8 MW PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW

160 MW KTPNG

BKMNG & BUMPU

172.2 MW

PYBUH

SUB SISTEM RIAU

KTPJG

BBATU

KLJAO

SUB SISTEM LAMPUNG

SUB SISTEM SUMBAR 397 MW

275 kV 150 kV

196 MW

359 MW

458.77 402.28 MW MW

568.68 568 68 MW

599.7 MW

875 MW

PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW

160 MW

PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM 275 KV SUMATERA TAHUN 2012

LLGAU

56 MW

56 MW

BNGKO

8.6 MW

47.2 MW

64.8 MW

SUB SISTEM BENGKULU

MBNGO

38.5 MW

28.8 MW

SUB SISTEM BANGKO

KLJAO

67.5MW

SMKOK

160 MW

LAHAT

67.5 MW

SUB SISTEM JAMBI

SUB SISTEM SUMUT

SUB SISTEM SUMBAR & RIAU SEL PYBUH

SUB SISTEM SUMSEL & BENGKULU SEL

177.8 MW 97.88 MW

- MW

47.1 MW

164.9 MW

188.9 MW

1049 MW 1273 MW

626 MW 464 MW

199 MW

PBDAN

80.2 MW

203

KTPNG

BTRJA 82.4 MW

723 MW 151 MW

BKMNG & BUMPU

SUB SISTEM LAMPUNG

LNGSA 360 MW

525 MW

150 kV

200 MW

SUB SISTEM RIAU

275 kV

PSUSU

KTPJG

BBAT TU

858 MW

BNJAI

460 MW

SUB SISTEM NAD

705 MW

273 MW

373 MW

PLTU Pangkalan Susu 1 X 220 MW

PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW

PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM 275 KV SUMATERA TAHUN 2013

PLTP SARULLA

160 MW

SUB SISTEM JAMBI

PYBUH

SMKOK

25.3 MW W

134 MW

SUB SISTEM SUMBAR & RIAU SEL

GLANG

152 MW W

138.6 MW

SUB SISTEM SUMUT 18.2 MW

SUB SISTEM BANGKO

KLJAO

174.6 MW

15.3 MW

53.5 MW W

25.4 MW W

SUB SISTEM BENGKULU

MBNGO

134.8 MW

138.6 MW W

BNGKO

134.8 MW

W 36 MW

LLGAU

156.9 MW

156.8 MW W

LAHAT

PYBUH

SUB SISTEM SUMSEL & BENGKULU SEL

160 MW

129.6 MW

- MW

53.4 MW

277.9 MW 261.6 MW

552 MW

522 MW

966 MW 1400 MW

286 MW

PBDAN

160.6 MW

204

KTPNG

BTRJA & MRDUA

199.2 MW

792 MW

95.6 MW

KTPJG

PSUSU

SUB SISTEM LAMPUNG

LNGSA 537 MW

SUB SISTEM NAD PLTU Pangkalan Susu 2 x 220 MW

717 3 MW 792 MW 717.3

150 kV

304 MW

BKMNG

SUB SISTEM RIAU

697 MW

275 kV

304 MW

BB BATU

705 MW

BNJAI

259 MW

451 MW

MNGLA M

400 MW

BKMNG

BBATU U

104.9 MW

293.5 MW

267.9 MW

232.8 MW

229 MW

69.4 MW

11.8 MW

93 MW

GLANG

233.4 MW

205 21.8 MW

10 MW

100.4 MW

17.2 MW

46.6 MW

44.1 MW

34.3 MW

430.6 MW

160 MW

100 MW

100 MW

720 MW

BBATU

266 MW

BKMNG MNGLA

300 MW

51.8 MW

67.2 MW

439 MW

280 MW

182.7 MW

73.8 MW

361 MW

202.2 2 MW

39.2 MW

6 MW

199.2 2 MW

GLA ANG

206 2.1 MW

47.9 MW

118.9 MW

48.9 MW

83.7 MW

18.6 MW

6 MW

14.6 MW

156 MW

300 MW

159.4 MW

190 MW

600 MW

402 MW

BKMNG MNGLA

540 MW W

65.8 MW

194.6 MW

317.3 MW

139.2 MW

8.1 MW

240 MW

240 MW

4.9 MW

284.6 MW

144.7 MW

191.4 MW W

55.1 MW W

GLANG G

207 38.9 MW

160.9 MW

146.3 MW

128.7 MW

40.1 MW

6.8 MW

W 62.1 MW

136.6 MW

160 MW

300 MW

160 MW

190 MW

600 MW

458.9 MW

BKMNG MNGLA

1.6 MW

198.4 MW

500 MW

178.3 MW

111.4 MW

8 MW 30.8

240 MW

240 MW

147.6 MW

28 MW

445.4 MW

22 22.2 MW

228.6 M MW

90.6 MW W

GLANG

208 30.2 MW

178.4 MW W

MW 127.7 M

29 MW

38.3 MW

45.2 MW W

64.5 MW W

178.3 MW W

160 MW

290 MW

170 MW

160 MW

720 MW

540 MW

BKMNG MNGLA

55.1 MW

260.6 MW

540 MW

654 M MW

275.9 M MW

330 MW

211 MW

380 MW

260 MW W

200 MW W

1.3 MW

60.3 MW

445 MW

39 93.4 MW

MW 585.2 M

400 MW

397.8 MW

125.3 MW

GLAN NG

209 53 MW

240 MW

W 200 MW

138.7 MW W

13.6 MW

239 MW

10 MW

294 MW

140 MW

180 MW

160 MW

80 MW

200 MW

800 MW

W 511.4 MW

BKMNG MNGLA

105 MW

361.5 MW

500 MW

1126 MW

145 MW W

344 MW

231 MW

718 MW

240 MW W

240 MW W

35 MW

1.6 MW

299.6 MW

718 MW

443 MW

22.3 MW

420 MW 4

453.9 MW 4

GLAN NG

210 26.1 MW

196.6 MW W

267.3 MW W

209 MW

14.5 MW W

194 MW

39.9 MW W

11.8 MW W

160 MW

150 MW

160 MW

80 MW

170 MW W

760 MW

515 MW

BKMNG MNGLA

126.4 MW

375 MW

52 20 MW

135 5 MW

1151 1 MW

299 MW

758 MW

270 M MW

270 M MW

29.3 MW

59.7 MW

450 MW

424.6 MW

758 MW

445.4 MW

42.7 MW

470.7 MW

GLANG

211 40.6 MW W

266.3 M MW

186.7 MW

214.5 5 MW

10.7 MW W

261 M MW

64.3 M MW

66.6 MW W

160 MW

200 MW

160 MW W

160 MW

LA AMPIRAN N A1.9

KEBUTUH HAN FISIK K PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SIS STEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATERA

212

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 6.569 4.562 4.661 5.011 5.031 5.403 5.548 5.951 6.291 6.590 55.618

JTR kms 6.711 4.285 4.509 4.869 4.982 5.271 5.273 5.608 5.788 5.955 53.251

Trafo MVA 1.470 766 819 836 872 900 941 978 1.041 1.072 9.694

Pelanggan 1.091.206 594.512 605.242 619.356 537.293 498.951 493.516 506.895 522.635 540.399 6.010.005

213

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Juta USD Tahun

JTM

2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

148,8 106,0 06,0 111,4 123,4 126,0 140,8 145,3 161,7 174,5 188,3 1.426,3

JTR 100,1 64,0 6 ,0 69,1 76,8 79,8 88,4 87,1 98,3 104,2 108,5 876,4

Trafo 50,9 36,2 36, 37,0 38,4 37,1 34,2 35,8 38,0 41,1 43,9 392,7

Pelanggan 39,0 42,3 ,3 54,8 63,1 32,7 34,6 36,3 38,2 39,1 39,0 419,1

Total 338,9 248,6 8,6 272,3 301,8 275,5 298,0 304,5 336,2 359,0 379,7 3.114,5

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Aceh Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 878 937 1.000 1.068 1.140 1.216 1.298 1.385 1.478 1.578 11.979

JTR kms 994 1.061 1.132 1.208 1.290 1.377 1.469 1.568 1.673 1.786 13.558

Trafo MVA 53 56 60 64 69 73 78 83 89 95 720

Pelanggan 42.227 39.193 40.171 41.179 34.291 30.598 31.418 33.447 34.369 35.332 362.225

214

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Aceh Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 21,9 23,4 3, 24,9 26,6 28,4 30,3 32,4 34,5 36,9 39,3 298,6

JTR 13,3 14,2 , 15,2 16,2 17,3 18,4 19,7 21,0 22,4 23,9 181,5

Trafo 4,5 4,8 ,8 5,2 5,5 5,9 6,3 6,7 7,1 7,6 8,1 61,7

Pelanggan 3,0 2,7 , 2,8 2,9 2,4 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 25,3

Total 42,7 45,1 5, 48,1 51,2 53,9 57,2 60,9 65,0 69,3 73,8 567,2

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Utara Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 1.376 1.461 1.438 1.538 1.538 1.718 1.903 2.076 2.291 2.467 17.805

JTR kms 1.092 918 996 1.078 1.158 1.218 1.260 1.339 1.378 1.414 11.850

Trafo MVA 146 153 166 180 193 220 240 263 287 314 2.160

Pelanggan 125.011 120.266 118.720 116.353 102.587 113.957 118.215 122.640 127.238 132.016 1.197.004

215

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumut Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 26,5 28,1 8, 27,7 29,6 29,6 33,1 36,6 40,0 44,1 47,5 342,7

JTR 12,9 10,9 0,9 11,8 12,7 13,7 14,4 14,9 15,8 16,3 16,7 140,2

Trafo 1,2 1,3 ,3 1,4 1,5 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 18,1

Pelanggan 8,7 8,4 8, 8,3 8,1 7,2 8,0 8,3 8,6 8,9 9,2 83,7

Total 49,4 48,7 8, 49,1 52,0 52,1 57,3 61,8 66,6 71,7 76,1 584,6

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Barat Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 262 295 314 315 321 331 339 342 351 372 3.242

JTR kms 308 347 370 371 378 391 400 404 414 439 3.823

Trafo MVA 38 43 46 46 47 48 49 50 51 54 471

Pelanggan 32.205 34.715 35.286 35.420 36.075 37.323 38.203 38.633 39.670 42.004 369.534

216

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumbar Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 7,4 8,3 8,9 9,0 9,2 9,5 9,7 9,9 10,2 10,6 92,7

JTR 6,5 7,3 ,3 7,8 7,9 8,1 8,3 8,6 8,8 9,1 9,4 81,9

Trafo 5,4 6,0 6,4 6,5 6,7 6,9 7,0 7,2 7,4 7,7 67,2

Pelanggan 2,5 2,8 ,8 3,0 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 31,3

Total 21,8 24,4 , 26,0 26,5 27,1 27,8 28,6 29,3 30,2 31,4 273,1

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Riau Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 1.340 534 565 541 584 599 602 609 629 591 6.595

JTR kms 1.546 616 652 624 673 692 694 703 725 682 7.610

Trafo MVA 785 271 287 275 296 304 306 309 319 300 3.454

Pelanggan 216.003 57.399 60.743 58.151 62.700 64.408 64.649 65.476 67.548 63.549 780.626

217

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Riau Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 31,5 12,6 ,6 13,3 12,7 13,7 14,1 14,2 14,3 14,8 13,9 155,2

JTR 26,4 10,5 0,5 11,2 10,7 11,5 11,8 11,9 12,0 12,4 11,7 130,1

Trafo 7,1 2,5 ,5 2,6 2,5 2,7 2,8 2,8 2,8 2,9 2,7 31,2

Pelanggan 6,2 6,7 6, 10,2 11,5 4,6 4,8 4,9 5,1 4,3 2,3 60,5

Total 71,3 32,2 3 , 37,2 37,4 32,6 33,5 33,7 34,3 34,4 30,6 377,0

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kepulauan Riau Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 293 105 130 184 203 217 209 200 173 163 1.876

JTR kms 338 121 150 212 234 250 241 231 200 188 2.164

Trafo MVA 107 61 76 82 87 91 94 96 101 105 900

Pelanggan 23.272 13.335 13.837 14.842 15.700 16.566 16.964 17.487 18.287 19.113 169.404

218

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kepulauan Riau Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 6,9 2,5 ,5 3,1 4,3 4,8 5,1 4,9 4,7 4,1 3,8 44,1

JTR 5,8 2,1 , 2,6 3,6 4,0 4,3 4,1 3,9 3,4 3,2 37,0

Trafo 1,0 0,6 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 8,1

Pelanggan 1,4 0,5 0,6 0,8 0,9 1,0 1,0 0,9 0,8 0,8 8,7

Total 15,0 5,6 6,9 9,5 10,5 11,2 10,8 10,4 9,2 8,7 97,9

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Jambi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 558 222 226 234 240 245 253 264 275 282 2.800

JTR kms 515 205 210 220 227 230 238 253 263 264 2.626

Trafo MVA 49 20 20 21 22 23 24 25 26 27 257

Pelanggan 84.765 33.693 36.589 37.591 29.433 30.565 31.424 33.567 34.516 37.725 389.868

219

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Jambi Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 13,1 5,7 5, 6,4 7,2 8,1 9,1 10,3 11,8 13,4 15,4 100,5

JTR 9,8 3,8 4,4 5,0 5,7 6,5 5,0 7,7 8,7 7,4 64,1

Trafo 0,5 0,2 0, 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 0,6 3,4

Pelanggan 4,3 1,1 , 3,9 5,6 1,7 1,8 2,0 2,1 2,3 2,5 27,3

Total 27,7 10,9 0,9 14,9 18,0 15,8 17,8 17,7 21,9 24,8 25,9 195,4

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Selatan Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 716 394 414 438 462 488 516 544 574 606 5.152

JTR kms 721 396 421 447 475 504 535 567 602 638 5.306

Trafo MVA 100 44 54 50 62 58 71 67 82 88 675

Pelanggan 233.427 102.644 116.372 116.204 88.735 83.599 73.059 69.997 70.865 76.896 1.031.799

220

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Selatan Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 18,3 11,0 ,0 12,8 14,8 17,3 20,0 23,3 27,0 31,4 36,4 212,3

JTR 11,0 6,7 6, 7,8 9,1 10,6 12,4 14,5 16,9 19,7 23,0 131,9

Trafo 1,2 0,6 0,8 0,8 1,1 1,1 1,0 1,2 2,1 2,5 12,3

Pelanggan 6,2 6,4 6, 12,5 16,9 4,7 5,1 5,4 5,8 6,2 6,7 76,0

Total 36,7 24,7 , 33,9 41,7 33,7 38,7 44,2 50,9 59,5 68,6 432,6

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Bengkulu Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 290 191 176 271 133 306 141 227 194 188 2.115

JTR kms 316 208 191 295 144 333 153 247 211 204 2.301

Trafo MVA 20 13 12 18 8 16 12 15 13 13 140

Pelanggan 40.147 26.366 24.262 34.442 11.963 19.182 14.146 16.836 17.100 16.816 221.260

221

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Bengkulu Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 7,4 5,3 5,4 9,2 4,9 12,6 6,4 11,3 10,6 11,3 84,3

JTR 4,8 3,5 3,5 6,0 3,2 8,2 4,2 7,4 6,9 7,4 55,1

Trafo 0,2 0,2 0, 0,2 0,3 0,1 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 2,6

Pelanggan 0,2 0,1 0, 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 2,1

Total 12,6 9,1 9, 9,3 15,6 8,5 21,3 11,0 19,3 18,1 19,3 144,2

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Lampung Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 428 281 269 277 260 169 174 179 184 189 2.409

JTR kms 403 264 254 261 244 159 164 168 173 178 2.268

Trafo MVA 144 94 88 87 72 54 55 56 57 59 765

Pelanggan 236.225 155.182 148.793 153.230 143.322 93.527 96.093 98.721 101.417 104.182 1.330.692

222

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Lampung Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 10,3 71 7,1 7,2 7,8 7,6 5,2 5,6 6,1 6,5 7,1 70,5

JTR 5,4 37 3,7 3,8 4,1 4,0 2,7 3,0 3,2 3,4 3,7 37,0

Trafo 28,6 19 7 19,7 19,2 20,0 17,5 13,6 14,6 15,7 16,9 18,2 184,1

Pelanggan 4,6 13 0 13,0 12,7 13,5 7,1 7,7 8,3 9,0 9,7 10,4 96,0

Total 49,0 43 6 43,6 42,9 45,3 36,3 29,3 31,5 33,9 36,5 39,3 387,6

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Bangka Belitung Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 428 143 128 146 152 113 114 123 142 156 1.645

JTR kms 477 149 133 152 159 117 119 128 148 162 1.744

Trafo MVA 29 11 10 13 17 12 13 14 16 17 151

Pelanggan 57.924 11.719 10.468 11.944 12.486 9.226 9.345 10.091 11.624 12.766 157.594

223

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Bangka Belitung Juta USD Tahun 2011 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 5,6 1,9 ,9 1,8 2,2 2,4 1,8 1,9 2,2 2,6 3,0 25,3

JTR 4,1 1,3 ,3 1,2 1,5 1,6 1,2 1,3 1,5 1,8 2,1 17,7

Trafo 1,1 0,4 0, 0,3 0,4 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 3,7

Pelanggan 2,0 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 8,1

Total 12,8 4,3 ,3 4,0 4,6 5,0 4,0 4,2 4,6 5,4 6,0 54,8

LA AMPIRAN N A1.10

P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SIS STEM INT TERKONE EKSI SUMATERA

224

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sumatera K b h Fi ik J i Li ik P d R i lS Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 3.344,0 1 810 2 1.810,2 3.657,2 3.539,5

JTR kms 3.280,9 1 531 0 1.531,0 3.260,8 3.207,4

MVA 139,9 44 4 44,4 89,8 89,1

12.351,0 11.280,1

363,1

Trafo Unit 2.263 758 1.426 1.440

Listrik murah

Jml Pelanggan

dan Hemat (RTS)

89 727 89.727 122.274 125.131

8 515 8.515

5.887,9 337.132,4

225

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Regional Sumatera (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

Pelanggan

Total

602.819,7 309.601,9 893 240 2 893.240,2 953.237,8

291.317,9 146.424,4 378 469 5 378.469,5 406.867,9

158.190,5 69.034,1 218 991 7 218.991,7 231.746,3

2.601,8 -

29 401 0 29.401,0 32.186,6

1.148.370,6 590.994,6 1 520 102 5 1.520.102,5 1.624.038,6

2.758.899,7

1.223.079,7

677.962,7

2.601,8

61.587,7

4.883.506,3

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi NAD K b h Fi ik J i Li ik P d P i i NAD Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 411,0 58 0 58,0 164,1 162,0

JTR kms 669,9 151 5 151,5 209,0 221,0

MVA 12,0 44 4,4 7,7 6,5

795,1 1.251,4

30,6

Trafo Unit 266 71 114 108

Jml Pelanggan


10.018 10 018 5.227 5.518

1 620 1.620

559,0 20.763,0

226

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi NAD (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

30.254,5 11.553,6 50 575 4 50.575,4 57.039,7

32.325,1 16.933,5 36 497 2 36.497,2 42.330,8

9.827,5 6.625,1 16 376 6 16.376,6 17.476,7

149.423,2

128.086,7

50.305,8

Pembangkit

Pelanggan

Total 141.707,0 103.449,2 103 449 2 116.847,2

‐

‐

362.003,4

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Utara K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS U Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 350,0 110 0 110,0 440,0 422,0

JTR kms 201,0 86 1 86,1 200,3 210,1

MVA 4,7 20 2,0 4,6 6,0

1.322,0 697,5

17,3

Trafo Unit 157 60 155 201

Jml Pelanggan


3.614 3 614 11.042 10.590

2 530 2.530

573,9 25.246,0

227

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Utara (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

37.343,4 23.938,0 103 883 2 103.883,2 109.661,8

18.746,3 10.003,8 22 297 1 22.297,1 25.317,3

8.090,2 4.472,9 18 055 1 18.055,1 18.360,6

274.826,4

76.364,4

48.978,8

Pembangkit

Pelanggan

Total 94.179,9 38.414,7 144 235 4 144.235,4 153.339,6

‐

‐

430.169,7

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Barat K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS B Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 315,0 132 0 132,0 301,0 273,0

JTR kms 255,0 145 0 145,0 307,1 295,1

MVA 7,3 20 2,0 7,5 7,5

1.021,0 1.002,2

24,2

Trafo Unit 166 41 80 80

Jml Pelanggan


11.419 11 419 9.480 12.000

1 620 1.620

367,0 32.899,0

228

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Barat (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

61.027,1 30.518,5 93 044 3 93.044,3 97.560,9

23.629,5 17.332,1 38 420 5 38.420,5 41.415,9

10.297,1 4.472,8 13 778 1 13.778,1 16.348,2

282.150,8

120.798,0

44.896,3

Pembangkit

Pelanggan

Total 94.953,8 52.323,4 145 243 0 145.243,0 155.325,0

‐

‐

447.845,2

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Riau K b h Fi ik J i Li ik P d P i i Ri Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 310,0 198 0 198,0 170,0 170,0

JTR kms 389,0 213 9 213,9 190,0 180,0

MVA 28,0 60 6,0 7,7 7,9

848,0 972,9

49,6

Trafo Unit 380 90 97 100

Jml Pelanggan


8.855 8 855 13.755 14.205

667,0 36.815

229

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Riau (uta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

59.940,8 41.747,8 47 998 8 47.998,8 51.653,8

40.381,7 22.265,4 24 352 8 24.352,8 24.460,3

35.912,0 11.020,3 18 183 0 18.183,0 20.062,5

201.341,1

111.460,1

85.177,8

Pembangkit

Pelanggan

Total 136.234,5 75.033,5 90 534 5 90.534,5 96.176,5

‐

‐

397.979,0

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Riau Kepulauan K b h Fi ik J i Li ik P d P i i Ri K l Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 280 0 280,0

JTR kms

Trafo MVA

Jml Pelanggan

Unit

239 3 239,3

60 6,0

280,0 239,3

6,0


90

13 125 13.125

425

90,0 13.125,0

230

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Riau Kepulauan (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

63.439,5

26.442,1

11.164,7

63.439,5

26.442,1

11.164,7

Pembangkit

Pelanggan

Total 101.046,3 -

‐

‐

101.046,3

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Jambi K b h Fi ik J i Li ik P d P i i J bi Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 366,0 121 4 121,4 471,0 436,1

JTR kms 319,0 127 2 127,2 535,0 572,1

MVA 23,5 53 5,3 26,0 25,0

1.394,5 1.553,3

79,7

Trafo

Jml Pelanggan


360 76 379 360

8.450 8 450 18.400 16.400

80

1.175,0 43.250

231

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Jambi (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

75.023,2 24.595,7 109 329 6 109.329,6 114.396,1

32.965,2 11.181,1 49 157 8 49.157,8 57.148,8

28.398,8 8.721,9 60 990 9 60.990,9 64.089,1

323.344,7

150.452,8

162.200,7

Pembangkit

‐

Pelanggan

Total

10.686,7 10 686 7 10.477,6

136.387,3 44.498,7 230 165 0 230.165,0 246.111,6

21.164,4

657.162,6

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Selatan K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS S l Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 480,0 238 0 238,0 750,0 750,0

JTR kms 323,0 148 0 148,0 611,0 560,0

MVA 29,5 68 6,8 12,0 11,3

2.218,0 1.642,0

59,5

Trafo Unit 459 135 240 225

Jml Pelanggan


16.236 16 236 39.000 42.000

625

1.059,0 97.236,0

232

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Selatan (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

86.311,9 49.581,8 133 530 0 133.530,0 146.890,0

34.437,6 18.747,3 74 410 0 74.410,0 74.960,0

32.265,5 11.641,5 28 740 0 28.740,0 29.640,0

416.313,7

202.554,9

102.287,1

Pembangkit

Pelanggan

Total 153.015,0 79.970,6 236 680 0 236.680,0 251.490,0

‐

‐

721.155,7

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Bengkulu K b h Fi ik J i Li ik P d P i iB k l Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 450,0 340 9 340,9 769,0 776,0

JTR kms 344,0 150 0 150,0 668,0 674,0

MVA 11,0 41 4,1 9,1 9,2

2.335,9 1.836,0

33,3

Trafo Unit 149 71 180 184

Jml Pelanggan


4 500 4.500

470

584,0 4.500,0

233

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Bengkulu (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

102.399,7 47.072,3 188 731 8 188.731,8 199.972,1

34.523,0 15.717,4 63 360 6 63.360,6 67.117,3

13.847,7 8.523,5 25 586 2 25.586,2 27.310,9

538.175,9

180.718,4

75.268,3

Pembangkit

Pelanggan

Total 150.724,9 71.313,3 277 678 7 277.678,7 294.400,4

‐

‐

794.117,2

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Lampung K b h Fi ik J i Li ik P d P i iL Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 370,0 150 0 150,0 227,1 205,4

JTR kms 633,0 215 0 215,0 310,5 280,0

MVA 17,0 42 4,2 6,4 4,1

952,5 1.438,5

31,7

Trafo Unit 230 62 76 52

Listrik murah

Jml Pelanggan

dan Hemat (RTS)

10.580 10 580 20.000 20.000

1 040 1.040

420,0 50.580,0

234

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Lampung (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

99.150,2 34.655,4 80 342 6 80.342,6 87.039,7

45.265,7 28.288,2 44 592 9 44.592,9 48.258,6

13.283,5 8.110,8 22 138 0 22.138,0 17.907,8

301.187,9

166.405,3

61.440,1

Pembangkit

‐

Pelanggan

Total

16.163,7 16 163 7 19.396,5

157.699,4 71.054,4 163 237 2 163.237,2 172.602,5

35.560,2

564.593,5

P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Bangka Belitung K b h Fi ik J i Li ik P d P i i B k B li Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 292,0 182 0 182,0 365,0 345,0

JTR kms 147,0 55 0 55,0 230,0 215,0

MVA 7,0 38 3,8 9,1 11,6

1.184,0 647,0

31,4

Trafo

Jml Pelanggan

Unit


96 62 105 130

2.930 2 930 5.370 4.418

105

393,0 12.718,0

235

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Bangka Belitung (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

51.368,9 45.938,8 85 804 5 85.804,5 89.023,8

29.043,7 5.955,7 25 380 7 25.380,7 25.859,0

6.268,2 5.445,2 15 143 8 15.143,8 20.550,5

2.601,8

272.136,0

86.239,1

47.407,6

2.601,8

Pelanggan

Total

2.550,6 2 550 6 2.312,5

83.468,7 57.339,7 128 879 5 128.879,5 137.745,8

4.863,1

407.433,7

LA AMPIRA AN A1.11

PROYEKS SI KEBUT TUHAN KE EBUTUHA AN INVES STASI SIS STEM INT TERKONE EKSI SUMA ATERA

236

Proyeksi y Kebutuhan Investasi Pembangkit, g , Transmisi & Distribusi [Fixed Asset Addition] Sumatra (Juta US$)

Tahun

237

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 T t l Total

Investasi Pembangkit T/L dan GI 480 135 1,515 411 1,691 1,205 2 025 2,025 582 3,210 826 2,252 900 2,687 97 1,332 264 2,792 54 1,445 76 19 428 19,428 4 549 4,549

Distribusi 281 299 359 398 297 321 344 374 395 402 3 469 3,469

Total 895 2,225 3,254 3 004 3,004 4,333 3,473 3,128 1,969 3,241 1,923 27 446 27,446

PENJELASAN LAMPIRAN A WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

238

PENJELASAN LAMPIRAN A1 SISTEM INTERKONEKSI SUMATERA

A1.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Produksi listrik pada sistem Sumatera diperkirakan meningkat rata-rata 10,4% per tahun antara tahun 2011 dan 2020, yaitu meningkat dari 23.414 GWh pada tahun 2011 menjadi 56.806 GWh pada tahun 2020. Sekitar 43% dari produksi tersebut adalah untuk memenuhi demand di sistem Sumatera bagian utara (Sumbagut) dan selebihnya nya untuk Sumatera bagian Selatan (Sumbagsel). Faktor beban diperkirakan antara 65.4% sampai 67.0%. Beban puncak sistem Sumatera pada tahun 2011 adalah 4.269 MW dan akan tumbuh rata-rata 10.2% per tahun, sehingga menjadi 9.641 MW pada tahun 2020. Proyeksi kebutuhan listrik sistem Sumatera tahun 2011 – 2020 ditunjukkan pada Lampiran A1.1. A1.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi masih lemah Walaupun telah dibangun transmisi 150 kV Baganbatu – Rantauprapat yang menghubungkan sistem Sumbagut dan Sumbagselteng, namun kedua sistem tersebut pada dasarnya secara elektris masih terpisah. Kedua sistem ini belum dapat dioperasikan sebagai satu sistem interkoneksi karena terkendala oleh masalah stabilitas, yaitu adanya osilasi inter-area pada frekuensi rendah dengan damping sangat rendah antara kelompok generator di Sumbagut dan kelompok generator di Sumbagselteng. Interkoneksi kedua sistem melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padangsidempuan pada tahun 2014 diharapkan akan dapat mewujudkan sistem interkoneksi Sumatera 1 . Dengan beroperasinya interkoneksi Sumatera, maka sistem Sumbagsel yang memiliki sumber energi primer yang banyak dan murah akan dapat memasok sebagian kebutuhan sistem Sumbagut, walaupun besarnya daya yang dapat ditransfer akan dibatasi oleh limit stabilitas sistem interkoneksi.

1

Untuk memastikan hal tersebut diperlukan studi small signal stability.

239

Rencana reserve margin tinggi Neraca daya sistem interkoneksi Sumatera direncanakan dengan reserve margin yang tinggi, yaitu mencapai 78% pada tahun 2017 apabila semua proyek pembangkit berjalan dan selesai tepat waktu. Apabila keadaan tersebut benarbenar terjadi maka sistem Sumatera akan mengalami over supply. Namun melihat pengalaman PLN selama ini, tingkat keberhasilan proyek IPP sangat rendah, yaitu hanya sekitar 16%. Bahkan proyek pembangkit PLN juga mengalami keterlambatan, termasuk proyek PLN dalam program percepatan tahap 1. Lebih dari itu, dalam RUPTL 2011-2020 ini direncanakan banyak sekali pembangkit panas bumi (PLTP) yang mencapai 2.495 MW, termasuk PLTP yang masih green field bahkan WKP-nya belum ditender. Proyek PLTP yang diperkirakan dapat selesai pada tahun 2014 adalah PLTP yang WKP-nya telah dimiliki oleh Pertamina. Dari perjelasan diatas dapat dimengerti bahwa perencanaan reserve margin yang tinggi hingga 78% dimaksudkan semata-mata untuk memberikan kepastian yang lebih tinggi kepada masyarakat Sumatera (yang telah lama menderita kekurangan listrik) bahwa listrik akan tersedia cukup di Sumatera. Penamaan proyek PLTU IPP Proyek-proyek IPP yang belum financial closing, kecuali PLTP, tidak disebut nama lokasinya secara spesifik, namun hanya disebutkan kawasan daerah dimana proyek tersebut berada. Hal ini dimaksudkan agar PLN dapat menawarkan proyek IPP kepada pengembang melalui tender kompetitif. Status beberapa IPP saat ini dalam RUPTL 2011 – 2020 adalah sebagai berikut: PLTU Sumbar 1 adalah PLTU Kambang; PLTU Sumsel 2 adalah PLTU Keban Agung; PLTU Sumsel 5 adalah PLTU Bayung Lencir; PLTU Sumsel 6 adalah PLTU Mulut Tambang Pendopo; PLTU Sumsel 7 adalah PLTU Sungai Lilin; PLTU Riau Mulut Tambang adalah PLTU Cirenti. Proyek-proyek strategis 1.

Proyek PLTU Percepatan Tahap I ( PLTU Meulaboh, PLTU Pangkalan Susu, PLTU Sumbar Pesisir, PLTU Tarahan) dan PLTA Asahan III, merupakan proyek yang sangat strategis karena selain proyek-proyek ini akan dapat mengatasi defisit pasokan daya yang saat ini terjadi juga sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit yang eksisting.

240

2.

PLTU Mulut Tambang (IPP) skala besar yang listriknya juga akan disalurkan ke sistem interkoneksi Sumatera disamping ditransfer ke Jawa melalui transmisi 500 kV HVDC harus dapat diselesaikan selaras dengan penyelesaian proyek interkoneksi Jawa-Sumatera 500 kV HVDC.

3.

PLTA Merangin 350 MW di Provinsi Jambi akan memenuhi kebutuhan sistem Sumatera dan sekaligus menurunkan BPP.

4.

Pembangkit peaker di Sumatera yang akan memanfaatkan potensi bahan bakar gas yang ada.

Pengembangan PLTP Terkait dengan kerja sama dengan PT Pertamina Geothermal, PLN akan membangun sisi hilir pada lokasi-lokasi sebagai berikut: PLTP Ulubelu #1,2 (2x55 MW), PLTP HuluLais #1,2 (2x55 MW), PLTP Sungai Penuh #1,2 (2x55 MW). Khusus untuk PLTP Ulubelu unit 1 dan 2 sumber dana sudah tersedia dari JBIC dimana Loan Agreement sudah ditandatangani pada tahun 2005. Proyek-proyek PLTP lainnya akan dikembangkan oleh IPP dengan total kapasitas 2.165 MW sampai dengan tahun 2020, namun sampai dengan saat ini eksplorasi yang dilakukan pihak swasta terhadap proyek-proyek PLTP tersebut belum tuntas, sehingga hal ini menjadi sangat rawan terhadap ketersediaan reserve margin di sistem Sumatera seperti telah dijelaskan sebelumnya. Pembangkit baru dalam program percepatan tahap II –

PLTU Pangkalan Susu#3,4 2x200 MW

–

PLTA Asahan III 174 MW

–

PLTP Hulu Lais #1,2 2x55 MW dan PLTP Sungai Penuh 2x55 MW

–

PLTP-PLTP yang akan dikembangkan oleh swasta/ IPP yaitu PLTP Ulubelu 3,4 (2x55 MW), PLTP Seulawah 55 MW, PLTP Lumut Balai 4x55 MW, PLTP Sarulla I 6x55 MW, PLTP Sarulla II 2x55 MW, PLTP Rajabasa 4x55 MW, PLTP Muara Laboh 4x55 MW, PLTP Rantau Dedap 4x55 MW dan PLTP Sorik Marapi 240 MW.

Potensi pembangkit hidro Pada saat ini terdapat sebuah proposal proyek IPP unsolicited PLTA Batang Toru 500 MW yang berlokasi di Tapanuli Selatan. Saat ini perusahaan yang mengajukan proposal proyek sedang melakukan pra studi kelayakan (Pre-FS). 241

Apabila proyek tersebut layak secara teknis, keekonomian dan sesuai dengan kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera, maka proposal proyek IPP unsolicited tersebut akan diproses lebih lanjut. Neraca Daya sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.2 A1.3 Proyek-proyek IPP yg terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran A1.3 A1.4 Neraca Energi Selaras dengan pertumbuhan demand yang harus dipenuhi, maka produksi energi per jenis energi primer di sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.4 Produksi energi pada Lampiran B1.4 dialokasikan per unit pembangkit berdasarkan merit order dengan menggunakan model simulasi produksi dengan asumsi harga dan ketersediaan bahan bakar sebagai berikut: − Harga bahan bakar HSD = USD 0,78 /liter, MFO=USD 0,62 /liter, gas alam = USD 6 /mmbtu, dan batubara = USD 80/ton. − Ketersediaan gas alam hanya berdasarkan pada kontrak yang ada. − Ketersediaan batubara tidak terbatas. − Pemanfaatan tenaga panas bumi dan tenaga air sesuai dengan proyek PLTP dan PLTA pada neraca daya. Lampiran B1.4 menunjukkan bahwa peranan masing-masing energi primer tersebut adalah sebagai berikut: a.

Peranan Minyak (HSD dan MFO) yang pada tahun 2010 masih tinggi, yaitu sekitar 6.525 GWh, akan sangat berkurang menjadi sekitar nol pada tahun 2014. Hal ini terjadi karena PLTU Belawan 1 – 4 tidak dioperasikan lagi dan PLTGU Belawan, PLTG Task Force, PLTG Paya Pasir di Sumatera Utara dioperasikan dengan LNG

b.

Peranan LNG akan mulai dirasakan pada tahun 2014, yaitu sekitar 4.324 GWh dan cenderung konstan berdasarkan sumber paskokan LNG yang telah teridentifikasi.

c.

Peranan pembangkit gas yang semula 4.946 GWh pada tahun 2010 akan naik menjadi 7.932 GWh pada tahun 2014, dan secara bertahap akan menurun kembali menjadi 4.575 GWh pada tahun 2020. Hal ini karena

242

pengoperasian pembangkit gas disesuaikan dengan ketersediaan gas dari kontrak yang ada. d.

Peranan pembangkit batubara akan semakin dominan. Pada tahun 2010 hanya 4.346 GWh akan naik 6 kali lipat menjadi 26.714 GWh pada tahun 2020.

e.

Peranan pembangkit hidro pada tahun 2010 semula 4.538 GWh dan akan semakin besar dengan masuknya PLTA semakin besar dengan masuknya PLTA Asahan 3, PLTA Peusangan 1-2 pada tahun dan PLTA Merangin pada tahun 2016 serta PLTA Simonggo-2 dan PLTA Masang-2 pada tahun 2017. Peranan hydro pada tahun 2020 akan mencapai 7.050 GWh.

f.

Kontribusi pembangkit geothermal akan meningkat luar biasa besar pada tahun 2020 dengan produksi 13.200 GWh, atau 23% dari produksi total. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTP, yang pada tahun 2009 hanya 10 MW akan menjadi 2.495 MW pada tahun 2020. Banyaknya kandidat proyek PLTP di Sumatera akan menyebabkan capacity factor pembangkit beban dasar lainnya, yaitu PLTU batubara, menjadi rendah jika semua proyek PLTU dan PLTP tersebut terlaksana tepat waktu sesuai jadwal. Namun banyaknya kandidat proyek PLTP yang kepastian implementasinya masih rendah 2 akan membuat situasi yang cukup rawan bagi Sumatera apabila pengembangan PLTP yang direncanakan tidak terlaksana sesuai jadwal mengingat ketidakpastian pelaksanaan beberapa pembangkit IPP juga tinggi.

Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan energi primer di sistem Sumatera dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran A1.4. Kebutuhan bahan bakar HSD pada tahun 2011 sebesar 2,2 juta liter dan semakin turun menjadi 27 ribu liter pada tahun 2014. Sedangkan MFO sudah tidak diperlukan lagi mulai tahun 2014 karena dihentikannya operasi PLTU Belawan 14 yang mempunyai biaya operasi sangat mahal dibandingkan PLTU batubara. Proyeksi pemakaian gas akan mengikuti pasokan gas yang terus mengalami depletion, namun sejalan dengan rencana akan dibangunnya LNG floating terminal maka PLTGU akan dijalankan dengan LNG. 2

Karena banyak lokasi PLTP yang potensinya belum dibuktikan dengan drilling.

243

Volume pemakaian batubara meningkat dari tahun ke tahun, yaitu naik dari 4,0 juta ton pada tahun 2011 menjadi 16.4 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat 6 kali lipat. A1.5 Capacity Balance Gardu Induk Pengembangan gardu induk disusun berdasarkan capacity balance dengan memasukkan GI existing dan GI ongoing project. Selanjutnya dari Capacity Balance tersebut dapat dilihat pembebanan masing masing GI. GI yang telah berbeban diatas 70% dari kapasitas nominalnya memerlukan penambahan trafo. Kemudian dievaluasi juga kebutuhan GI baru untuk perbaikan kualitas pelayanan dan de-dieselisasi serta pengembangan GI baru terkait dengan pembangkit baru. Setelah mendapatkan GI-GI baru yang dibutuhkan, selanjutnya disusun kembali capacity balance yang baru setelah mempertimbangkan penambahan GI baru tersebut. Dengan demikian dapat disusun proyeksi kebutuhan GI, dimana hasil pengembangan GI tersebut dipergunakan juga sebagai dasar pengembangan sistem penyaluran. Dengan kriteria keandalan dan asumsi di atas, kebutuhan pembangunan Gardu Induk Baru dan pengembangan trafo GI eksisting sampai tahun 2020 sebesar 28.400 MVA dengan rincian diberikan pada Lampiran A1.5. A1.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran di sistem Sumatera dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik meliputi proyek berikut: •

Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTA, PLTU IPP dan PLTP IPP.

•

Pembangunan transmisi baru 275 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan dan PLTA IPP Asahan 1.

•

Pengembangan transmisi 150 kV yang ada di lokasi tersebar di sistem Sumatera dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.

•

Pembangunan transmisi 275 kV dan 500 kV sebagai tulang punggung transmisi interkoneksi Sumatera yang akan memudahkan pengiriman daya 244

dari Sumatera bagian selatan yang kaya akan sumber energi primer ke demand di Sumatera bagian utara. •

Pembangunan transmisi dan kabel laut ±250 kV HVDC Sumatera – Peninsular Malaysia yang bertujuan untuk mengoptimalkan operasi kedua sistem dengan memanfaatkan perbedaan waktu terjadinya beban puncak pada kedua sistem tersebut.

Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.6. A1.7 Peta Pengembangan Penyaluran Peta pengembangan penyaluran sistem Sumatera adalah seperti pada Lampiran A1.7. A1.8 Analisis Aliran Daya Analisa aliran daya sistem Sumatera dilakukan dengan memperhitungkan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya, meliputi sistem 275 kV, 150 kV dan 70 kV. Namun pada RUPTL 2011-2020 ini hanya ditunjukkan hasil analisa aliran daya pada sistem transmisi 275 kV dan 500 kV saja. Prakiraan aliran daya di sistem 275 kV Sumatera dilakukan setiap tahun mulai tahun 2011 sampai dengan 2020, dengan penjelasan sebagai berikut : 1. Analisa aliran daya tahun 2011 Aliran Daya tahun 2011, transfer daya terlihat menuju Sumatera Bagian Tengah (Sumbagteng), baik dari Sumatera Bagian Utara maupun Sumatera Bagian Selatan, hal ini disebabkan tidak adanya pembangkit baru di sistem Sumbagteng. Transfer Daya dari Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) terbatas pada kisaran transfer 224 MW dikarenakan masalah limit stabilitas transfer daya menggunakan sistem 150 kV di titik interkoneksi Sumbagselteng (Lubuk Linggau – Bangko). Dari simulasi aliran daya terlihat, kekurangan pembangkitan pada tahun 2010 ini berada di sub sistem Riau, dimana sub sistem ini menerima daya dari sub sistem Sumatera Barat sebesar 172 MW. Profil tegangan sistem masih berada dalam kriteria operasi yang bervariasi antara 90%-105%. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Tarahan #1 (100 MW), PLTG Duri (40 MW), PLTU Simpang Belimbing #1,2 (227 MW) dan PLTG/PLTMG sewa total 182 MW. 245

2. Analisa aliran daya tahun 2012 Pada tahun ini akan dioperasikan sistem tegangan 275 kV pada transmisi 275 kV Lahat – Lubuk Linggau – Bangko – Muara Bungo – Kiliranjao, yang sebelumnya dioperasikan pada tegangan 150 kV. Tambahan transmisi 275 kV baru adalah Pangkalan Susu – Binjai. Transfer dari sub sistem Sumatera Barat ke sub Sistem Riau berkurang hingga menjadi 80 MW seiring dengan beroperasinya beberapa pembangkit di Riau. Tegangan sistem 275 kV cukup baik, yaitu tertinggi di GI Lubuk Linggau (285 kV) dan terendah di GI Binjai (278 kV). Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Meulaboh FTP 1 (2x110 MW), PLTU Pangkalan Susu #1 (220 MW), PLTU Sumbar Pesisir #1 (112 MW), PLTU Tarahan #2 (100 MW), PLTP Ulubelu #2 (1x55 MW), PLTG Peaker total 160 MW, PLTG Gunung Megang ST (30 MW) dll. 3. Analisa aliran daya tahun 2013 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Payakumbuh – Kiliranjao dan Binjai – Galang – Simangkok. Transfer ke sub sistem Riau menjadi 160 MW, dan PLTU Riau FTP1 #1 telah beroperasi 100 MW. Tegangan sistem 275 kV cukup baik, yaitu tertinggi di GI Lubuk Linggau (282 kV) dan terendah di GI Binjai (275 kV). Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTGU Keramasan (86 MW), PLTU Pangkalan Susu – FTP1 #2 (1x220 MW), PLTU Sumbar Pesisir FTP1 #2 (112 MW), PLTP Ulubelu-FTP2 #1 (1x55 MW), PLTU Riau FTP1 #1 (100 MW), PLTG Belawan (400 MW), PLTG Sengeti (60 MW) dan PLTU Sewa (840 MW). 4. Analisa aliran daya tahun 2014 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Payakumbuh – New Garuda Sakti, Payakumbuh – Padang Sidempuan – Sarulla – Simangkok dan Lahat – Gumawang. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagut ke Sumbagselteng, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 110 246

MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Riau menjadi 230 MW dan transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 230 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Riau FTP1 #2 (100 MW), PLTU Simpang Belimbing Ekspansi (227 MW), PLTU Banjarsari (230 MW), PLTP Lumut Balai-FTP2 #3,4 (2x55 MW), PLTP Sarulla-FTP2 (110 MW), PLTA Lawe Mamas (45 MW) dan PLTG peaking total 500 MW. 5. Analisa aliran daya tahun 2015 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Muara Enim - Betung – Sungai Lilin (Sumsel-7) - Bayung Lincir (Sumsel-5) Aur Duri – Rengat – New Garuda Sakti seiring dengan tambahan pembangkit PLTU mulut tambang Sumsel-5 150 MW, Sumsel-7 150 MW, Keban Agung 225 MW. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagut ke Sumbagselteng ke, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 216 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 305 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV sub Sistem Jambi (Aur Duri) ke sub sistem Riau (Rengat) sebesar 202 MW. Pada tahap awal pembangunan segmen transmisi 275 kV Aur Duri – Rengat ini dibangun dengan konstruksi 500 kV, yang kemudian mulai akan dioperasikan dengan sistem 500 kV setelah beroperasinya PLTU di Jambi sampai dengan 800 MW mulai tahun 2018. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Pangkalan Susu FTP2 #3,4 (2x200 MW), PLTU Meulaboh #3 (200 MW), PLTP Hululais FTP2 (110 MW), PLTP Sungai Penuh FTP2 (110 MW), PLTU Keban Agung (2x112,5 MW), PLTU Sumsel-5 #1 (150 MW), PLTU Sumsel-7 #1 (150 MW), PLTP Ulubelu #3,4 (110 MW), PLTP Lumut Balai (110 MW) dan PLTP Sarulla (220 MW). 6. Analisa aliran daya tahun 2016 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV sub sistem NAD mulai Sigli – Lhokseumawe dan pengoperasian transmisi 275 kV Meulaboh – Sigli yang sebelumnya dioperasikan dengan tegangan 150 kV seiring dengan beroperasinya PLTU Meulaboh #3,4 (400 247

MW).Selain itu juga diperlukan pembangunan transmisi 275 kV PLTU Cirenti – Rengat untuk mengevakuasi daya PLTU Cirenti. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan seiring dengan mulai beroperasinya pembangkit mulut tambang dan panas bumi di sistem Sumbagselteng. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 420 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 211 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTA Peusangan (88 MW), PLTA Asahan III (174 MW), PLTA Merangin (175 MW), PLTU Sumsel-6 #1 (300 MW), PLTU Riau MT #1 (300 MW), PLTU Sumsel-5 #2 (150 MW), PLTU Sumsel-7 #2 (150 MW). 7. Analisa aliran daya tahun 2017 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV sub sistem NAD mulai Sigli – Ulee Kareng untuk memasok kota Banda Aceh dan sekitarnya. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 225 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 261 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 226 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTA Merangin #2 (175 MW), PLTA Simonggo-2 (86 MW), PLTA Masang-2 (55 MW), PLTU Sumsel-6 #2 (300 MW), PLTU Riau MT #2 (300 MW), PLTP Rajabasa FTP2 (220 MW), PLTP Muara Laboh FTP2 (220 MW) dan PLTP Sarulla II FTP2 (110 MW). 8. Analisa aliran daya tahun 2018 Pada tahun ini transmisi 500 kV dari PLTU Jambi – Aur Duri – New Garuda Sakti sudah beroperasi, seiring dengan beroperasinya PLTU Jambi unit #1 (1 x 400 MW) Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 540 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 400 248

MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 660 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTU Jambi KPS Jambi #1 (1x400 MW), PLTU Sumsel-1 #1 (400 MW), PLTP Rantau Dedap FTP2 (110 MW), PLTP Sorik Marapi FTP2 (240 MW) dan PLTP Suoh Sekincau (110 MW). 9. Analisa aliran daya tahun 2019 Arah aliran daya masih dari selatan ke utara, dengan transfer daya sebesar 360 MW melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan, transfer daya ke sub sistem Riau melalui transmisi 500 kV Rengat – New Garuda Sakti sebesar 1100 MW dan transfer ke sub sistem Lampung melalui transmisi 275 kV Muara Enim – Gumawang sebesar 440 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTU Jambi KPS #2 (1x400 MW), PLTU Sumsel-1 #2 (400 MW) dan PLTP Rantau Dedap FTP2 #2 (110 MW) dan PLTP Suoh Sekincau (110 MW). 10. Analisa aliran daya tahun 2020 Arah aliran daya dari selatan ke utara, dengan transfer daya sebesar 490 MW melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan, transfer daya ke sub sistem Riau melalui transmisi 500 kV Rengat – New Garuda Sakti sebesar 1150 MW dan transfer ke sub sistem Lampung melalui transmisi 275 kV Muara Enim – Gumawang sebesar 450 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTG Peaker (200 MW) dan PLTP tersebar (695 MW)

A1.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, •

Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan

•

Perbaikan SAIDI dan SAIFI

•

Menurunkan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua

•

Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan

Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Sumatera seperti pada Lampiran A1.9.

249

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera JTM kms 6,569 4,562 4,661 5,011 5,031 5,403 5,548 5,951 6,291 6,590 55,618

Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTR kms 6,711 4,285 4,509 4,869 4,982 5,271 5,273 5,608 5,788 5,955 53,251

Trafo MVA 1,470 766 819 836 872 900 941 978 1,041 1,072 9,694

Pelanggan 1,091,206 594,512 605,242 619,356 537,293 498,951 493,516 506,895 522,635 540,399 6,010,005

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Juta USD Tahun

JTM

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

148.8 106.0 111.4 123.4 126.0 140.8 145.3 161.7 174.5 188.3 1,426.3

JTR 100.1 64.0 69.1 76.8 79.8 88.4 87.1 98.3 104.2 108.5 876.4

Trafo 50.9 36.2 37.0 38.4 37.1 34.2 35.8 38.0 41.1 43.9 392.7

Pelanggan 39.0 42.3 54.8 63.1 32.7 34.6 36.3 38.2 39.1 39.0 419.1

Total 338.9 248.6 272.3 301.8 275.5 298.0 304.5 336.2 359.0 379.7 3,114.5

Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional sumatera tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut : •

Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 61.600 kms, JTR 65.510 kms, Kapasitas gardu distribusi 14.054 MVA untuk menunjang penyambungan pelanggan sejumlah 6,0 juta.

•

Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan biaya total sebesar USD 3.469 juta USD (JTM USD 1.564 juta, JTR USD 1.076 juta, gardu USD 410 juta, dan sambungan pelanggan 419 juta USD) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar USD 350 juta.

•

Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 67,1 % tahun 2010, menjadi 73,3 % di tahun 2014 untuk regional sumatera

A1.10 Program Listrik Perdesaan

250

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sumatera Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 3.344,0 1.810,2 3.657,2 3.539,5

JTR kms 3.280,9 1.531,0 3.260,8 3.207,4

12.351,0 11.280,1

Trafo MVA Unit 139,9 2.263 44,4 758 89,8 1.426 89,1 1.440

363,1

5.887,9

Jml Pelanggan


89.727 122.274 125.131

8.515

337.132,4

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Regional Sumatera (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM 602.819,7 309.601,9 893.240,2 953.237,8

JTR

Trafo

Pembangkit

Pelanggan 29.401,0 32.186,6

291.317,9 146.424,4 378.469,5 406.867,9

158.190,5 69.034,1 218.991,7 231.746,3

2.601,8 -

2.758.899,7 1.223.079,7

677.962,7

2.601,8

Total 1.148.370,6 590.994,6 1.520.102,5 1.624.038,6

61.587,7 4.883.506,3

Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Sumatera tahun 2011-2014 dapat dijelaskan sebagai berikut : •

Selama kurun waktu tahun 2010-2014 direncanakan membangun JTM 12.351 kms, JTR 11.280 kms, Kapasitas gardu distribusi 363 MVA.

•

Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang kegiatan listrik perdesaan tersebut sebesar Rp 4,88 triliun (JTM Rp 2,8 triliun, JTR Rp 1,22 triliun, gardu Rp 0,7 triliun, pembnagkit dan pelanggan Rp 2,6 triliun

A1.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.11, halaman 96. A1.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.12.

251

LA AMPIRAN N A2

SISTEM M INTERKO ONEKSI KALIMANTAN K BAR RAT

252

LAM MPIRAN A2.1

PROY YEKSI KEB BUTUHAN N TENAG GA LISTRIK SISTEM KALIMAN NTAN BAR RAT

253

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Kalimantan Barat

Sistem

254

Wil Kalbar Sistem Khatulistiwa Produksi Faktor Beban Beban Puncak

Satuan 2011

GWh % MW

1.121 69 186

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1.379 74 211

1.749 77 259

2.021 68 339

2.201 69 362

2.544 74 394

2.707 68 457

2.879 68 486

3.060 68 516

3.304 69 548

LA AMPIRAN N A2.2

NERACA A DAYA SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT

255

MW

Grafik Neraca Daya Sistem Kalbar 900

Pembangkit Terpasang PLN

54%

Pembangkit Sewa

PLTG PLN

PLTGB Sewa

800

PLTU PLN

51%

PLTU FTP2

700

47% PLTA PLN

53%

PLTU IPP Power Purchase (Sesco) PLTA PLN

600

g Reserve Margin Beban Puncak

45%

256

500

43%

46% Power Purchase (Sesco) PLTU IPP

57% 400 300

45%

37% PLTU (FTP2)

200

PLTU (FTP2) Kapasitas Terpasang

100 -

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Tahun 256

Neraca Daya Sistem Kalbar Kebutuhan dan Pasokan

257

Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Pasokan Kapasitas Daya Terpasang PLN PLTG-HSD PLN (Siantan) PLTD-MFO PLN (Sei Raya & Siantan) PLTD-MFO PLN (Sei Wie & Sudirman) Interkoneksi sistem-sistem isolated S Sewa Retired & Moultbolled (PLN) Tambahan Kapasitas PLN On-going dan Committed Project Pantai Kura-Kura (FTP1) Parit Baru (FTP1) Rencana Parit Baru - Loan China (FTP2) Nanga Pinoh Kalbar - 1 Kalbar - 2 IPP Rencana Pontianak - 2 Pontianak - 3

Satuan 2011 GWh % MW

MW MW MW MW MW

2012

2013

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1,121 69 186

1,379 74 211

1,749 77 259

2,021 68 339

2,201 69 362

2,544 74 394

2,707 68 457

2,879 68 486

3,060 68 516

3,304 69 548

270

290

253

117

42

50

75

61

61

69

34 100 19 117 6

34 100 19 137 -

34 100 19 12 88 -

47 70 153

42 -

50 -

75 -

61 -

61 -

69 -

PLTU PLTU

55 100

PLTU

50

50

PLTA PLTU

50

49 50

49

PLTU

PLTU PLTU

50

50

25

25

50

Power Purchase dengan SESCo (Peaking) 275 KV Power Purchase dengan g SESCo ((Baseload)) 275 KV Jumlah Pasokan Reserve Margin

2014

120 50

-50

MW

270

290

408

492

517

575

699

734

759

842

%

45

37

57

45

43

46

53

51

47

54

LAM MPIRAN A2.3 A

PRO OYEK-PR ROYEK IPP TERKENDALA SISTEM KALIMAN K NTAN BAR RAT

258

A2.3 3 Proyek-proye ek IPP yg terke endala Dalam perenccanaan pemban ngkit IPP, ada beberapa b proye ek pembangkit IPP yang Perjanjian Pem mbelian Tenag ga Listrik (PPTL L) nya mengala ami kendala. Ka ategori PPTL terkend dala adalah, Kateg gori 1, tahap op perasi adalah ta ahap dimana IP PP sudah menccapai COD. Kateg gori 2, tahap pe embangunan/ko onstruksi diman na IPP sudah mencapai m Finan ncial Closing (F FC) tapi belum mencapai m COD D. Kateg gori 3, Tahap pendanaan p IPP yang sudah memiliki m PPTL, tetapi t belum m mencapai Fin nancial Closing (FC). Pembangkit IP PP yang terken ndala di sistem Kalimantan Ba arat adalah, - PLT TU Ketapang 2xx7 MW masuk dalam kategori 2 - PLT TU Pontianak 2x25 2 MW masu uk dalam kategori 2 Saat ini penye elesaian IPP terkendala tersebut sedang dip proses oleh Kom mite Direktur untukk IPP dan Kerja asama Kemitraa an.

259

LA AMPIRAN N A2.4

NERACA ENERGI E SISTEM KALIMAN NTAN BA ARAT

260

Proyeksi Neraca Energi Sistem Kalbar (GWh)

261

JENIS Batubara Gas LNG HSD MFO SESCO Hydro y Total

2011 -

2012 -

2013 824

2014 1.228

2015 1.471

2016 1.788

2017 1.793

2018 1.797

2019 2.377

2020 2.641

117 1.004 1.121

257 1.121 1.379

171 753 1.749

12 72 709 2.021

6 3 721 2.201

7 16 733 2.544

7 21 737 150 2.707

10 35 738 300 2.879

14 55 314 300 3.060

10 35 317 300 3.304

Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Kalbar FUEL TYPE

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

262

HSD ( x 1000 kL )

42

89

114

4

0

1

1

3

7

3

MFO ( x 1000 kL )

254

279

171

18

1

4

5

9

14

9

LNG (GBTU)

-

-

-

-

-

Batubara (kTON)

-

-

565

701

868

GAS (GBTU) -

-

-

-

-

1.102

1.137

1.178

1.610

1.832

LA AMPIRAN N A2.5

CA APACITY Y BALANC CE GARDU U INDUK SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT

263

Capacity p y Balance Sistem Kalimantan Barat No.

1

2

3

4

5

6

264

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

TEG.

CAPACITY

(KV)

MVA

NAMA GI

GI SIANTAN

GI SEI RAYA

GI. PARIT BARU

GI. MEMPAWAH

GI.SINGKAWANG

GI. KOTA BARU

GI PLTU KURA-KURA

GI SAMBAS

GI SANGGAU

GI TAYAN

GI BENGKAYANG

GI NGABANG

GI SEKADAU

GI SINTANG

GI NANGA PINOH

GI KETAPANG

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

150/20

2

2

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

2

1

2

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

30

20

30

60

60

30

30

30

30

30

30

2011 Peak Add Trf MW MVA



30

30

30

60

20

60

2014 Add Trf MVA

25,67

29,33

34,04

40,13

50,34%

57,50%

66,75%

39,34%

38,01

35,75

74,54%

23,37%

120

60






48,04

51,82

53,64

56,15

61,82

47,10%

50,81%

52,59%

55,05%

60,61%

30

2020 Peak Add Trf MW MVA 67,13 65,82%

39,00

40,90

46,01

50,10

52,62

52,69

69,12

69,40

25,49%

26,73%

30,07%

32,75%

34,39%

34,44%

45,17%

45,36%

15,18

15,60

17,34

15,86

17,33

15,66

22,55

59,54%

61,17%

67,98%

62,19%

67,98%

61,40%

44,22%

16,78

17,55

15,00

21,85

65,79%

68,84%

58,84%

42,84%

30

30

32,68

33,06

35,31

64,08%

64,83%

69,24%

23,66

30,63

33,75

29,04

31,51

33,89

46,40%

60,06%

66,17%

56,94%

61,79%

66,45%

14,62

15,30

16,34

15,85

19,33

57,35% ,

60,01% ,

64,09% ,

62,16% ,

37,90% ,

30

20,12

21,85

28,72

33,74

32,69

39,45% ,

42,85% ,

56,32% ,

66,17% ,

64,09% ,

14,41

16,93

15,79

17,07

13,31

13,87

15,29

15,81

17,44

24,96

56,50%

66,39%

61,91%

66,96%

52,19%

54,40%

59,97%

62,01%

68,40%

48,95%

11,71

12,14

12,83

13,88

14,88

15,34

16,50

17,73

14,06

15,29

45,94%

47,60%

50,33%

54,44%

58,37%

60,17%

64,70%

69,54%

55,13%

59,98%

12,02

12,83

16,02

15,18

15,80

17,16

23,63

47,13%

50,33%

62,81%

59,53%

61,96%

67,29%

46,33%

30

30

Peak MW

17,04

15,63

19,59

66,82%

61,31%

38,41%

30

30

17,22

21,74

33,76%

42,63%

21,48

23,55

25,80

28,02

42,12%

46,17%

50,60%

54,95%

6,54

7,29

8,04

8,54

9,45

10,46

11,58

12,70

25,66%

28,57%

31,55%

33,48%

37,08%

41,04%

45,41%

49,79%

6,48

7,15

7,82

8,21

9,01

9,88

10,82

11,75

25,41%

28,03%

30,65%

32,22%

35,33%

38,73%

42,44%

46,09%

9,07

10,01

10,94

11,50

12,61

13,83

15,15

16,45

35,57%

39,24%

42,91%

45,10%

49,46%

54,22%

59,42%

64,53%

6,66

10,28

7,66

8,40

9,20

10,09

10,95

26,12%

40,33%

30,03%

32,93%

36,09%

39,56%

42,96%

18,36

20,27

21,51

23,82

26,36

32,17

31,99

35,99%

39,74%

42,18%

46,70%

51,69%

63,08%

62,72%

9,43

10,34

11,34

9,43

13,49

55,48%

60,84%

66,70%

55,45%

79,38%

28,53

30,98

33,62

33,15

55,95% ,

60,74% ,

65,92% ,

65,01% ,

30

Capacity p y Balance Sistem Kalimantan Barat TEG. No.

CAPACITY

NAMA GI MVA

(KV) 17

GI SANDAI

150/20

1

30

30

18

GI KOTA BARU 2

150/20

1

30

30

19

20

GI SUKADANA

GI PUTUSIBAU

150/20

150/20

1

1

30

30




Peak MW

2014 Add Trf MVA


30

2016 Peak Add Trf MW MVA 3,36





13,17%

14,44%

15,83%

17,35%

30,60%

8,76

9,42

10,12

10,88

11,59

34,35% ,

36,93% ,

39,70% ,

42,67% ,

45,43% ,

8,76

9,70

10,73

11,88

13,02

34,35%

38,03%

42,10%

46,58%

51,08%

14,77

30

57,92% Penambahan Trafo (MVA) Total Beban Gardu Induk Beban Pembangkit Siantan Beban Pembangkit Sei Ra Raya a Total Beban Gardu Induk & PLTD Total Beban Sistem Diversity Factor

710

-

120

-

90

30

30

30

30

30

30

136,39

154,61

185,27

248,05

270,73

311,91

370,39

406,81

442,94

494,54

20,00 20 00 20,00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

20,00 20,00 20 00

176,39

194,61

225,27

288,05

310,73

351,91

410,39

446,81

482,94

534,54

173,34

192,33

224,27

287,01

309,73

378,08

410,28

445,11

482,82

533,53

1,02

1,01

1,00

1,00

1,00

0,93

1,00

1,00

1,00

1,00

265

LAM MPIRAN A2.6

RENCA ANA PEN NGEMBAN NGAN PEN NYALURA AN SISTEM KALIMAN NTAN BA ARAT

266

Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Kalimantan Barat (kms) Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

275 kV

-

-

180

-

-

-

-

-

-

-

180

150 kV

112

310

596

280

-

180

860

-

-

300

2.638

112

310

776

280

-

180

860

-

-

300

2.818

TOTAL

267

(MVA) Tegangan 275/150 kV

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total

-

-

250

-

-

-

-

-

-

-

250

150/20 kV

60

150

90

210

30

150

90

30

60

60

930

TOTAL

60

150

340

210

30

150

90

30

60

60

1.180

Rencana Pengembangan Transmisi Kalimantan Barat

268

N No.

P Propinsi i i

D i Dari

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar

Parit Baru Sei Raya PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 Singkawang Siantan Singkawang Bengkayang Ngabang PLTU Parit Baru (IPP) Tayan Sanggau Sintang Sintang Sukadana Sandai Nanga Pinoh Ketapang Sintang Bengkayang

K Ke Kota Baru Kota Baru Incomer 2 pi (Singkawang‐Mempawah) Sambas Tayan Bengkayang Ngabang Tayan Parit Baru Sanggau Sekadau Sekadau Nanga Pinoh Sandai Tayan Kota Baru 2 Sukadana Putusibau Perbatasan

T Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV

C d t Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra

k kms

Biaya (M USD)

COD

40 32 40 126 184 120 180 110 6 180 100 180 180 180 300 180 200 300 180

2,22 1,77 2,22 6,98 10 19 10,19 6,65 9,97 6,09 0,33 9,97 5,54 9,97 9,97 13,74 22,90 9,97 15,27 22,90 28,36

2011 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013

Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Barat No. Propinsi

269

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar K lb Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar

Nama Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Extension

Kap

Jumlah

COD

Kota Baru Parit Baru Ext LB Parit Baru Ext LB Sei Raya Ext LB PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 Sei Raya Sambas Singkawang Ext LB Tayan Tayan Ext LB Tayan Ext LB Sei Raya Ext LB Bengkayang Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Si t Siantan Mempawah Singkawang Naga Pinoh Sintang Ext LB Sukadana Sandai Sanggau Kota Baru 2 Ketapang Parit Baru Sambas Siantan Putusibau Kota Baru Kota Baru Bengkayang

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 275/150 kV

Baru Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru E t i Extension Extension Extension Baru Extension Baru Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru

30 2 LB 2 LB 2 LB 30 120 30 2 LB 30 2 LB 2 LB 2 LB 30 30 30 30 60 60 30 30 30 1 LB 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 250

2,62 1,24 1 24 1,24 1,37 3,81 2,42 1,24 2,42 1 24 1,24 1,24 2,62 2,62 2,62 2,62 4,00 1 39 1,39 1,39 1,39 2,62 0,62 2,62 2,62 1 39 1,39 2,62 4,00 1,39 1,39 1,39 2,62 1 39 1,39 25,98

2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2020 2013

Keterangan

L LAMPIRA AN A2.7

PE ETA PENG GEMBANG GAN PENY YALURAN N SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT

270

The image cannot be displayed. Your computer may not have enough RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN memory to open the image, or the image may have been corrupted. Restart KALIMANTAN - 2020 your computer, and then open theBARAT file again. If2011 the red x still appears, you …

PLTM PANCAREK‐SAJINGAN (IPP); 2 x 400 KW (2012) ARUK PLTU 2 KALBAR TJ. GUNDUL (PLN); 2 x 27,5 MW (2013) 2 x 27,5 MW (2013) PLTU PERPRES TAHAP II 2 X 50 MW (2014) LOAN CHINA

GI. SAMBAS Thn 2013

PLTM MERASAP‐BENGKAYANG (PLN); 2 x 750 KW (2010)

BIAWAK SERIKIN JAGOI BABANG

KUCHING

GI MAMBONG (MATANG)

GI. SINGKAWANG Thn 2009

GI. NGABANG Thn 2013 55 km

GI. PARIT BARU

GI SANGGAU Thn 2014

GI. SIANTAN GI. TAYAN GI GI. SEI RAYA Thn 2013 GI. KOTA BARU Thn 2011

PLTGB (IPP) 8 MW (2012) GI. PUTUSIBAU Thn 2020

BADAU

ENTIKONG GI & GITET. BENGKAYANG Thn 2013

GI. PLTU KURA-KURA Thn 2011 GI. MEMPAWAH

PLTU 1 KALBAR ‐PARIT BARU (PLN); 2 x 50 MW (2013) PLTU PARIT BERKAT (IPP); 2 x 25 MW (2014); (2014);

BATU KAYA

TEBEDU

PLTU SINTANG (PLN); 3 X 7 MW (2012)

GI. SINTANG Thn 2014

GI. SEKADAU Thn 2014 PLTU SANGGAU (PLN); 2 X 7 MW (2012)

PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTA NANGA PINOH (PLN) 98 MW 2017‐18 GI. NANGA PINOH Thn 2016

PLTU TAYAN (IPP); 2 X 25 MW (2015) GI. K0TA BARU2 2017 GI. SUKADANA Thn 2017 GI. SANDAI Thn 2017

PLTU KETAPANG (PLN) ; 2 X 10 MW (2013)

GI. KETAPANG GI Thn 2017

PLTU KETAPANG (IPP) ; 2 X 7 MW (2012)

KETERANGAN : Gardu Induk 275 kV Rencana Transmisi 275 kV Rencana Transmisi 150 kV Eksisting Transmisi 150 kV Rencana Gardu Induk 150 kV Eksisting Gardu Induk 150 kV Rencana

PLTU Rencana PLTMH Rencana Listrik Perbatasan Eksisting Listrik Perbatasan Rencana

GI.GI KUALA KURUN Kuala Kurun

LA AMPIRAN N A2.8

ANAL LISIS ALIR RAN DAYA A SISTEM KALIMAN NTAN BAR RAT

272

Load Flow Sistem Kalimantan Barat Tahun 2012

273


274


275

L LAMPIRA AN A2.9

KEBUTUHA AN FISIK PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SISTEM KALIMANT S K TAN BAR RAT

276

PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Tahun

277

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1.381

JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3.944

Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540

Pelanggan 44.189 40.543 36.973 38.980 41.105 46.655 49.419 52.353 55.467 58.773 464.457

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM 10,2 17,2 , 18,4 18,2 10,3 17,8 19,2 19,1 11,3 18,7 160,7

JTR 7,5 10,9 0,9 11,8 13,7 7,6 11,7 12,9 15,0 9,1 13,2 113,4

Trafo 4,9 4,5 ,5 4,2 4,3 5,5 5,3 5,8 6,6 7,6 7,6 56,3

Pelanggan 2,6 2,4 , 2,3 2,5 2,8 3,4 3,7 4,1 4,6 5,1 33,6

Total 25,2 35,0 36,7 38,8 26,3 38,1 41,7 44,9 32,7 44,6 364,0

LAM MPIRAN A2.10 A

PR ROGRAM LISTRIK PERDESA AAN SISTEM KALIMANT S K TAN BAR RAT

278

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 348,0 182 5 182,5 511,0 468,0

JTR kms

Trafo MVA

Jml Pelanggan

Unit

221,0 167 6 167,6 590,3 645,0

10,0 23 2,3 2,3 2,4

1.509,5 1.623,9

17,0


197 62 47 47

5.725 5 725 4.125 4.525

875

353 14.375

279

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

82.108,8 46.875,3 159 909 4 159.909,4 156.909,5

54.416,8 23.395,5 91 808 3 91.808,3 108.375,4

7.966,8 6.120,8 7 099 4 7.099,4 8.796,1

22.500,0

445.802,9

277.996,0

29.983,1

22.500,0

Pelanggan

Total 166.992,4 76.391,5 258 817 0 258.817,0 274.081,0

‐

776.281,9

L LAMPIRA AN A2.11

PROYEK KSI KEBUT TUHAN IN NVESTASI SISTE EM KALIM MANTAN BARAT B

280

Proyeksi y Kebutuhan Investasi Pembangkit, g , Transmisi & Distribusi [Fixed Asset Addition] Kalimantan Barat (Juta US$)

Tahun

281

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

Investasi Pembangkit T/L dan GI 0 13 82 14 322 98 75 37 163 1 75 69 149 21 74 1 119 1 119 27 1.178 283

Distribusi 25 35 37 39 26 38 42 45 33 45 364

Total 38 132 457 151 191 182 211 120 153 191 1.825

PENJELASAN LAMPIRAN A2. SISTEM KALIMANTAN BARAT A2.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Kalimantan Barat (Khatulistiwa) merupakan salah satu sistem besar di pulau Kalimantan selain Sistem Kaltim (Mahakam) dan Sistem Kalimantan Selatan & Tengah (Barito). Saat ini sistem Kalimantan Barat belum terinterkoneksi dengan sistem Kalimantan Selatan dan Tengah. Untuk memenuhi kebutuhan listrik tahun 2011-2020, diperkirakan produksi energi listrik pada sistem Kalbar meningkat rata-rata 12.7% per tahun, yaitu meningkat dari 1.121 GWh pada tahun 2011 menjadi 3.304 GWh pada tahun 2020. Faktor beban diperkirakan antara 67.6% sampai 76.9% Beban puncak sistem Kalbar pada tahun 2011 sebesar 186 MW akan meingkat menjadi 548 MW pada tahun 2020 dengan tersambungnya beberapa sistem isolated yaitu sistem Singkawang, Sambas, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Ngabang dan Ketapang. Sistem-sistem kecil lainnya masih beroperasi isolated. Proyeksi kebutuhan beban sistem Kalimantan Barat tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran A2.1. A2.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi Sistem interkoneksi Kalimantan Barat termasuk salah satu wilayah yang memiliki potensi pertumbuhan tinggi, yaitu tumbuh rata-rata 12,6% per tahun sampai dengan tahun 2020. Saat ini, di Kalimantan Barat terdapat sewa PLTD lebih dari 100 MW. Kapasitas terpasang pembangkit saat ini adalah 270 MW (termasuk sewa), dimana semua pembangkit di sistem Kalbar menggunakan BBM sehingga biaya operasi sangat tinggi. Tambahan pembangkit pada sistem Kalbar seluruhnya masih dalam tahap rencana, kecuali PLTU Percepatan Tahap 1, yaitu PLTU Parit Baru (2x50 MW) dan PLTU Kura-kura (2x25 MW) yang direncanakan beroperasi tahun 2013. Penandatangan kontrak untuk kedua PLTU ini sudah dilaksanakan pada tahun 2009. 282

Pada tahun 2014 dan 2015 sistem Kalimantan Barat akan melakukan pembelian listrik dari Serawak sebesar 50 MW pada LWBP dan 120 MW pada WBP untuk menggantikan pembangkit berbahan bakar minyak. Dalam jangka panjang (setelah tahun ke-5) dimungkinkan seluruh pembelian tenaga listrik dari Serawak adalah hanya selama WBP, hal ini dapat menunda kebutuhan pembangkit peaking yang berbahan bakar mahal Dari neraca daya sistem Kalimantan Barat terlihat bahwa reserve margin akan mencapai 57% pada tahun 2013. Namun hal ini masih dapat diterima dengan pertimbangan proyek-proyek PLTU Kalbar berisiko terlambat karena berbaga sebab, interkoneksi dengan Serawak tidak ada klause take or pay yang berbasi power pada WBP. PLTU Batubara Dengan adanya sumber batubara di Kabupaten Sintang, maka direncanakan PLTU batubara 3x7 MW di Sintang untuk beroperasi pada tahun 2012. Selain itu PLTU IPP juga akan dilaksanakan di Ketapang sebesar 2x10 MW. PLTU Pantai Kura-kura FTP1 (2x27,5 MW) dan PLTU Parit Bru FTP1 (2x50) diharapkan beroperasi pada tahun 2013. PLTU batubara (ex Loan China 2x50 MW) di Parit Baru juga diharapkan beroperasi pada tahun 2014. Untuk memenuhi kebutuhan demand jangka panjang di Kalbar, maka direncanakan pembangunan PLTU Kalbar-1 sebesar 2x50 MW dan PLTU Kalbar-2 (2x50 MW). PLTU IPP Pontianak-2 diperkirakan akan mundur dalam waktu yang lama, sedangkan PLTU IPP Pontianak 3 diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2015. Interkoneksi Kalbar - Sarawak Tujuan dari interkoneksi Kalbar-Sarawak adalah untuk menurunkan BPP dengan menggantikan pembangkit BBM, meningkatkan keandalan sistem Kalbar dan mengantisipasi keterlambatan pembangunan proyek PLTU. Proyek ini diperkirakan akan selesai pada tahun 2014. Pola operasi 5 tahun pertama adalah impor 50 MW flat pada LWBP dan maksimum 180 MW (on top dari beban dasar) pada WBP. Tidak ada ketentuan take or pay yang berbasis daya. Setelah 5 tahun akan berubah menjadi power exchange. Proyek-proyek strategis:

283

−

Proyek PLTU Percepatan Tahap 1 (PLTU Parit Baru dan PLTU Pantai KuraKura) merupakan proyek strategis karena selain proyek-proyek ini akan dapat mengatasi defisit pasokan daya yang saat ini sudah terjadi, juga sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting.

−

PLTU Parit Baru – Loan China (FTP2) 2x50MW dan PLTU Pontianak-3 diharapkan dapat beroperasi tepat waktu karena diperlukan oleh sistem Kalbar.

Neraca Daya sistem Kalbar diberikan pada Lampiran A2.2. A2.3 Proyek-proyek IPP yg terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran A2.3. A2.4 Neraca Energi Selaras dengan pertumbuhan demand yang harus dipenuhi dengan pengembangan pembangkit, produksi energi per jenis energi primer di sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.4. Rencana pembangunan beberapa PLTU di Kalbar merupakan salah satu usaha mengurangi biaya operasi pembangkitan mengingat pembangkit di Kalbar 100% berbahan bakar minyak, HSD dan MFO. Adanya sumber batubara di Kabupaten Sintang juga membuka peluang pembangunan PLTU batubara di daerah tersebut. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.

Peranan MFO yang pada tahun 2010 masih cukup tinggi di Kalbar. Produksi dengan menggunakan BBM adalah sebesar 650 GWh dan produksi dengan BBM dari pembangkit sewa sebesar 718 GWh (termasuk sistem isolated). Pada tahun 2011 karena belum adanya pengoperasian pembangkit baru berbahan bakar selain BBM, maka produksi dengan BBM untuk sistem interkoneksi akan mencapa 1.121 GWh.

b.

Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU, maka diharapkan penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan Kalbar dapat dikurangi.

c.

Peranan sumber energi lain selain BBM dan batubara juga direncanakan. Sumber energi tersebut adalah Air. Potensi air di daerah Nanga Pinoh memberikan peluang untuk memanfaatkan sumber daya tersebut untuk

284

memenuhi kebutuhan listrik. PLTA Nanga Pinoh direncanakan dapat beroperasi sebesar 98 MW pada tahun 2017/2018. d.

Peranan HSD hingga tahun 2020 tetap penting, mengingat beberapa sistem kecil terisolasi dan tidak terhubung ke Grid sistem khatulistiwa masih menggunakan PLTD sebagai pembangkit.

Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO cenderung menurun dari tahun 2011 hingga tahun 2020. Pada tahun 2011 penggunaan HSD dan MFO untuk sistem interkoneksi sebesar 296 juta liter dan pada tahun 2020 sebesar 12 juta liter. Volume pemakaian batubara meningkat dari 0,57 juta ton pada tahun 2013 menjadi 1,83 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat hampir 4 kali lipat. Kebutuhan bahan bakar di sistem Kalbar dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran A2.4. A2.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Kalimantan Barat sampai dengan tahun 2020 sebesar 1.240 MVA. Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Kalbar seperti pada Lampiran A2.5. A2.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Kebutuhan pembangunan dan pengembangan jaringan transmisi untuk Kalbar sampai dengan tahun 2020 adalah sepanjang 2.818 kms, meliputi, – Pembangunan transmisi 150 kV baru terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTU IPP dan PLTA. – Pengembangan transmisi 150 kV yang ada di lokasi tersebar di sistem Kalbar dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi. – Pembangunan transmisi 275 kV interkoneksi Kalbar - Sarawak untuk mendapatkan benefit ekonomi dari energy exchange pada saat terjadi

285

perbedaan marginal cost antara kedua sistem. Interkoneksi ini juga bermanfaat sebagai contingency apabila konstruksi pembangkit baru terlambat. Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.6. A2.7 Peta Pengembangan Penyaluran Peta pengembangan penyaluran adalah seperti pada Lampiran A2.7. A2.8 Analisis Aliran Daya Analisa aliran daya pada sistem Khatulistiwa dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 20112020 ini hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2019. Prakiraan aliran daya sistem Khatulistiwa dapat dijelaskan sebagai berikut : 1. Tahun 2012 Pada tahun 2012 belum ada tambahan pembangkit baru. Tegangan sistem tertinggi di GI Singkawang (150 kV) dan tegangan terendah di GI Sintang (148,5 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2011 s.d 2012 adalah transmisi 150 kV Sambas–Singkawang, transmisi 150 kV Singkawang–Bengkayang dan transmisi 150 kV Siantan–Tayan. 2. Tahun 2015 PLTU Pantai Kura-Kura (FTP1) 2x27,5 MW, PLTU Parit Baru (FTP1) 2x50 MW, PLTU Parit Baru – Loan China (FTP2) , PLTU Pontianak-3 50 MW sudah beroperasi pada tahun 2013 s.d 2015. Sistem Kalbar juga telah terinterkoneksi dengan sitem Sarawak. Tegangan sistem tertinggi di GI PLTU Kura-Kura (150 kV) dan tegangan terendah di GI Sintang (142 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2013 s.d 2015 adalah transmisi 275 kV Bengkayang – Border (Sarawak), transmisi 150 kV Bengkayang – Nabang – Tayan – Sanggau – Sintang. 3. Tahun 2018 PLTU Kalbar-1 2x50 MW, PLTA Nanga Pinoh 89 MW beroperasi pada tahun 2016-2018. Pola operasi interkoneksi dengan Sarawak masing tetap sama, yaitu 50 MW di LWBP dan 120 MW di WBP. Tegangan sistem 286

tertinggi di GI PLTU Kura-Kura (153 kV) dan tegangan terendah di GI Nanga Pinoh (143 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2016 s.d 2019 ada tiga ruas transmisi yaitu SUTT 150 kV Tayan–Sandai, SUTT 150 kV Sandai–Sukadana, SUTT 150 kV Sukadana–Ketapang. A2.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, •


•

Perbaikan SAIDI dan SAIFI

•


•


Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Kalimantan Barat seperti pada Lampiran A2.9. PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1,381

JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3,944

287

Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540

Pelanggan 44,189 40,543 36,973 38,980 41,105 46,655 49,419 52,353 55,467 58,773 464,457

PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM

JTR

10.2 17.2 18.4 18.2 10.3 17.8 19.2 19.1 11.3 18.7 160.7

Trafo

7.5 10.9 11.8 13.7 7.6 11.7 12.9 15.0 9.1 13.2 113.4

Pelanggan

4.9 4.5 4.2 4.3 5.5 5.3 5.8 6.6 7.6 7.6 56.3

Total

2.6 2.4 2.3 2.5 2.8 3.4 3.7 4.1 4.6 5.1 33.6

25.2 35.0 36.7 38.8 26.3 38.1 41.7 44.9 32.7 44.6 364.0

Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional Kalimantan Barat tahun 20112020 dapat dijelaskan sebagai berikut : •

Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 1.381 kms, JTR 3.944 kms, kapasitas gardu distribusi 540 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 464 ribu pelanggan.

•

Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan biaya total sebesar USD 364 juta (JTM USD 161 juta, JTR USD 113 juta, gardu distribusi USD 56 juta dan sambungan pelanggan USD 34 juta) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar USD 36 juta.

•

Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 58,3 % tahun 2010, menjadi 66,5 % di tahun 2014 untuk regional Kalimantan Barat.

A2.10 Program Listrik Perdesaan

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM kms 348,0 182,5 511,0 468,0

JTR kms

Trafo MVA

Unit

Jml Pelanggan

dan Hemat (RTS)

221,0 167,6 590,3 645,0

10,0 2,3 2,3 2,4

197 62 47 47

5.725 4.125 4.525

1.509,5 1.623,9

17,0

353

14.375

288

Listrik murah

875

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM 82.108,8 46.875,3 159.909,4 156.909,5

JTR

Trafo

Pembangkit

54.416,8 23.395,5 91.808,3 108.375,4

7.966,8 6.120,8 7.099,4 8.796,1

22.500,0

445.802,9 277.996,0

29.983,1

22.500,0

Pelanggan

Total 166.992,4 76.391,5 258.817,0 274.081,0

‐

776.281,9

Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Kalimantan Barat tahun 2011-2014 diatas, dapat dijelaskan sebagai berikut : •

Selama kurun waktu tahun 2011-2014 direncanakan membangun JTM 1.510 kms, JTR 1.624 kms, Kapasitas gardu distribusi 17 MVA.

•

Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang kegiatan listrik perdesaan tersebut sebesar Rp 776,3 milyar (dengan rincian JTM Rp 445,8 milyar, JTR Rp 278,0 milyar, gardu distribusi Rp 30,0 milyar, pembangkit dan sambungan pelanggan Rp 22,5 milyar).

A2.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.11, halaman 96. A2.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.12.

289

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN

PER PROVINSI

WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

290

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT

A3.

PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM

A4.

PROVINSI SUMATERA UTARA

A5.

PROVINSI RIAU

A6.

PROVINSI KEPULAUAN RIAU

A7.

PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG

A8.

PROVINSI SUMATERA BARAT

A9.

PROVINSI JAMBI

A10. PROVINSI SUMATERA SELATAN A11. PROVINSI BENGKULU A12. PROVINSI LAMPUNG A13. PROVINSI KALIMANTAN BARAT

291

LAMPIRAN A.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM

A3.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Sistem kelistrikan di Aceh terdiri dari sistem interkoneksi 150 kV Sumut-Aceh dan sub-sistem isolated dengan tegangan distribusi 20 kV. Sekitar 71% dari sistem kelistrikan Aceh dipasok oleh sistem interkoneksi 150 kV Sumbagut dan sisanya 29% dilayani oleh pembangkit PLTD isolated tersebar. Saat ini daerah yang sudah dipasok sistem interkoneksi 150 kV meliputi pantai timur Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam melalui 7 gardu induk yang terletak di Kabupaten/Kota: Tamiang, Langsa, Aceh Timur, Lhokseumawe, Bireuen, Pidie dan Pidie Jaya, Banda Aceh dan Aceh Besar, dengan posisi pembangkit semua berada di Sumut. Peta sistem kelistrikan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam ditunjukkan pada Gambar A3.1. Seluruh wilayah pantai barat dan tengah Aceh serta kepulauannya masih dipasok oleh PLTD berbahan bakar HSD dengan sistem kelistrikan 20 kV.

Gambar A3.1 Peta Sistem Kelistrikan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

292

Daerah yang dilayani dari sistem interkoneksi masih dalam kondisi rawan pemadaman karena jumlah kapasitas pembangkit yang masuk grid tidak mempunyai cadangan daya yang cukup. Pemadaman dalam skala besar bisa terjadi apabila ada gangguan pada jaringan transmisi atau ganggguan (atau pemeliharaan) pada unit pembangkit berkapasitas besar. Untuk mengantisipasi hal tersebut dilakukan sewa genset sebesar 150 MW di 4 lokasi. Pada sistem isolated 20 kV yang meliputi Kabupaten Aceh Jaya, Aceh Barat, Nagan Raya, Aceh Barat Daya, Aceh Selatan, Aceh Singkil, Kota Subulussalam, Aceh Tenggara, Gayo Lues, Kota Sabang dan Simeulu terdapat genset sewa dengan kapasitas total 53 MW untuk mengatasi defisit pada sistem isolated tersebut. Kapasitas terpasang ketujuh GI di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam adalah 390 MVA. Rincian kapasitas GI dan pembangkit Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam masing-masing seperti ditunjukkan pada Tabel A3.1 dan Tabel A3.2. Tabel A3.1 Kapasitas Gardu Induk Eksisting per 2010 Nama

No

Gardu Induk

Kapasitas Trafo (MVA) Peak Load #1

#2

#3

1 Banda Aceh a. Lambaro

30

30

30

10

30

30

b. Juli Bireun

30

30

4 Langsa a. Alur Dua

30

b. Tualang Cut

10

c. Alur Bate, Idi

30

Jumlah

10

85,9

KIT-PLTD // 20 KV= 57.9 MW

28,4

KIT-PLTD // 20 KV= 20 MW

81,2


44,2


20

3 Lhokseumawe a. Bayu

Keterangan

60

2 Sigli a. Tijue

(MW)

10

390

239,7

293

Tabel A3.2. Kapasitas Pembangkit Eksisting per 2010

No

Nama Pembangkit

A Sistem Interkoneksi 150 KV 1 Banda Aceh

Bahan Bakar

Pemilik

PLTD

HSD

PLN

22

86

Swasta PLN

45 14

81

Swasta

70

PLN

8

Swasta

20

PLN

0

Swasta

15

Genset Sewa 2 Lhokseumawe

PLTD

HSD

Genset Sewa 3 Sigli

PLTD

HSD

Genset Sewa 4 Langsa

Daya Beban Mampu Puncak (MW) (MW)

Jenis

PLTD

HSD

Genset Sewa Total A

28 44

194

240

13

13

B Sistem Isolated 1 Takengon 2 Sabang 3 Kutacane

PLTD

HSD

PLN

PLTD

HSD

PLN

7

4

PLN

14

9

PLTD, PLTM HSD, Air

4 Blangkejeren

PLTD

HSD

PLN

5

3

5 Meulaboh

PLTD

HSD

PLN

46

23

6 Calang

PLTD

HSD

PLN

6

5

6 Sinabang

PLTD

HSD

PLN

7

4

7 Blang Pidie

PLTD

HSD

PLN

16

9

8 Tapaktuan 9 Subulussalam 10 Isolated Kepulauan Total B

PLTD PLTD PLTD

HSD HSD HSD

PLN PLN PLN

7 19 2 282

4 12 1 172

Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam yang telah mencapai sekitar 325 MW sebagian besar dipasok dari pembangkit-pembangkit yang berada di provinsi Sumut melalui transmisi 150 kV Pangkalan Brandan – Langsa – Idie – hingga ke Banda Aceh dengan transfer daya rata-rata 230 MW dan sistem isolated tersebar rata-rata 85 MW. Biaya Pokok Penyediaan listrik di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam masih tinggi, yaitu Rp 2.238/kWh karena masih dioperasikannya banyak PLTD, baik di sistem interkoneksi maupun sistem isolated.

294

A3.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM Pertumbuhan ekonomi daerah Aceh terus meningkat dalam kurun waktu 5 tahun terakhir. Hal tersebut sangat terkait dengan pelaksanaan rehabilitasi dan rekonstruksi pasca bencana tsunami yang dilakukan Badan Rehabilitasi & Rekonstruksi AcehNias pada tahun 2006 s/d 2010. Kondisi keamanan yang kian membaik setelah penandatanganan MOU Helsinki antara Pemerintah RI dan GAM pun menjadi awal penting dalam pemulihan ekonomi Aceh. Kemajuan di sektor ekonomi dan keamanan ini memberikan konstribusi langsung kepada pertumbuhan kebutuhan energi listrik. Penjualan pada tahun 2010 tumbuh hinggga 16,9% dan tahun 2011 diperkirakan akan tumbuh sekitar 13,8%. Selain itu beban puncak sistem kelistrikan juga naik dari 272 MW pada tahun 2009 menjadi 299 MW pada tahun 2010. Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 16,4% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2006 sebesar 839 GWh telah meningkat menjadi 1.492 GWh pada tahun 2010. Penjualan terbesar adalah dari sektor rumah tangga sebesar 961 GWh (64%), kemudian sektor bisnis sebesar 268 GWh (18%) seperti ditunjukkan pada Tabel A3.3. Tabel A3.3. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada Tahun 2010 No 1 2 3 4

Kelompok Tarif Rumah Tangga Komersil Publik Industri Jumlah

Energi Jual (GWh) 960,7 267,6 219,5 44,1 1.491,9

Porsi (%) 64,4 17,9 14,7 3,0 100,0

Dari realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada Tabel A3.4.

295

Tabel A3.4. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 1.698 1.936 2.206 2.508 2.842 3.208 3.609 4.044 4.515 5.024 12,9%

Produksi (Gwh) 1.855 2.111 2.402 2.727 3.084 3.476 3.904 4.368 4.869 5.409 11,7%

Beban Puncak (MW) 308 349 394 444 499 559 623 692 766 845 11,0%

Pelanggan 1.029.254 1.068.448 1.108.619 1.149.798 1.184.089 1.214.687 1.246.105 1.279.552 1.313.920 1.349.252 3,2%

A3.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik 10 tahun ke depan diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam tersedia cukup besar, yaitu panas bumi 589 MW, tenaga air 1.482 MW dan cadangan batubara 1,7 miliar ton. Peta potensi sumber energi diperlihatkan pada Gambar A3.2. Disamping itu di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam juga terdapat cadangan gas, namun sudah dieksploitasi dan saat ini sudah jauh berkurang.

296

Gambar A3.2. Peta Sumber Energi di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

Pengembangan Pembangkit di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai tahun 2020 diperlukan pembangunan pusat pembangkit dalam wilayah Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam yang akan diinterkoneksikan ke sistem 150 kV Sumatera dengan daya sebesar 1.102 MW dan pada sistem isolated dengan daya sebesar 65 MW dengan rincian diberikan pada Tabel A3.5.

297

Tabel A3.5. Rencana Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Proyek Meulaboh #1,2 (FTP1) Tapaktuan Aceh Aie Tajun / Sinabang Lhokseumawe Sabang (FTP2) Singkil Meulaboh Takengon Aceh Timur Meulaboh #3,4 Peusangan 1-2 Lho Pria Laot Seulawah (FTP2) Peusangan-4 Jaboi (FTP2) Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTU PLTG PLTGB PLTG PLTGB PLTGB PLTM PLTM PLTG PLTU PLTA PLTP PLTP PLTA PLTP

PLN PLN Swasta PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta

Kapasitas (MW) 220 14 66 6 120 8 8 10 1.5 70 400 88 7 55 83 10 1167

COD 2012 2012 2012-13 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2015-16 2016 2017 2017 2018 2019

Pembangunan PLTP Seulawah 55 MW saat ini sedang dalam proses pelelangan WKP (Wilayah Kerja Pertambangan) oleh Pemerintah Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam dan WKP PLTP Jaboi di Sabang 10 MW sudah dilelang oleh Pemko Sabang. Mengingat daya pembangkit pada sistem interkoneksi Sumut – Aceh belum seimbang dengan demand yang ada, maka beroperasinya PLTA Peusangan 88 MW, PLTG Lhokseumawe 120 MW, PLTU Meulaboh/Nagan Raya 200 MW, dan PLTP Seulawah Agam 55 MW sangat penting untuk memperbaiki sistem kelistrikan Aceh. Untuk mengatasi defisit kelistrikan saat ini, sampai dengan beroperasinya PLTU Nagan 2x100 MW telah dilakukan tambahan sewa pembangkit diesel pada sejumlah subsistem 150 KV dan Isolated 20 KV, sebagai berikut: Banda Aceh 45 MW, Sigli 20 MW, Lhokseumawe 70 MW, Langsa 15 MW, Calang 4 MW, Sabang 2 MW, Meulaboh 15 MW, Kuta Fajar 2,5 MW, Kutacane 6 MW, Blang Keujeuren 2 MW, Takengon 4 MW, Rimo 7 MW, Blang Pidie 4 MW dan Sinabang 3 MW. Untuk penyediaan listrik jangka panjang dan sekaligus memperbaiki biaya pokok penyediaan listrik di sistem kecil isolated akan dibangun PLTU skala kecil di Tapak Tuan 2x7 MW, PLTGB di Sinabang 6 MW, Singkil 8 MW, dan Sabang 8 MW.

298

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Pembangunan GI baru untuk mengevakuasi energi listrik dari pembangkit skala besar dan dari hasil perkiraan pertumbuhan dan capacity balance per gardu induk, maka kebutuhan penambahan kapasitas trafo GI di PLN Wilayah Aceh tahun 2011 s/d 2020 untuk pembangunan GI baru adalah sebesar 690 MVA dan extension GI sebesar 660 MVA. Disamping itu juga akan dibangun GI 275 kV di Aceh dengan total kapasitas 1.250 MVA sampai dengan tahun 2020. Tabel A3.6. Pengembangan GI Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Nama Gardu Induk Jantho Meulaboh Panton Labu Blang Pidie Kutacane Sabulussalam Takengon Tapak Tuan Blang Kjeren Krueng Raya Samalanga Ulee Kareng Cot Trueng Lam Pisang Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

299

Kapasitas (MVA) 30 60 30 30 30 30 60 30 30 60 30 120 30 120 690

COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2018

Tabel A3.7. Pengembangan Extension GI Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Nama Gardu Induk Banda Aceh Sigli Lhokseumawe Langsa Tualang Cut Banda Aceh Idi Sigli Bireuen Jantho Meulaboh Tualang Cut Cot Trueng Panton Labu Samalanga Bireun Subulussalam Tualang Cut Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 30 60 30 60 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 660

COD 2011 2011 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2019 2019 2019 2020 2020 2020

Tabel A3.8. Pengembangan GI 275 kV No

Nama Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)

1 Lhokseumawe 2 PLTU Meulaboh

275/150 kV

Baru

250

20.08

2015

275/150 kV

Baru

250

20.08

2015

3 Sigli 4 Ulee Kareng

275/150 kV

Baru

250

25.98

2015

275/150 kV

Baru

500

21.03

2018

1250

87.2

Jumlah

Pengembangan Transmisi Rencana pembangunan transmisi sampai dengan tahun 2020 adalah 1.645 kms (150 kV) dan 452 kms (275 kV) dengan kebutuhan dana sekitar US$ 263,2 juta seperti yang ditampilkan dalam Tabel A3.9 dan Tabel A3.10.

300

Tabel A3.9. Pembangunan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Dari Jantho Meulaboh Panton Labu Sigli Bireun Blang Pidie Brastagi/Berastagi PLTU Meulaboh Sidikalang Krueng Raya Samalanga Takengon Ulee Kareng Cot Trueng PLTA Peusangan-1 PLTA Peusangan-2 PLTP Seulawah Banda Aceh Takengon Jumlah

Ke

Konduktor

Tegangan

Inc. (Sigli-Banda Aceh) PLTU Meulaboh Inc. (Idi-Lhokseumawe) PLTU Meulaboh Takengon Tapak Tuan Kutacane Blang Pidie Sabulussalam Ulee Kareng Inc. (Bireun-Sigli) Blang Kjeren Banda Aceh Inc. (Bireun-Lhokseumawe) PLTA Peusangan-2 Takengon 2 Pi Inc. (Sigli-Banda Aceh) Lam Pisang PLTA Peusangan-4

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Zebra 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 1 60 2 333 126 130 290 190 111.2 60 4 174 40 6 14 22 32 30 20 1645

0.1 3.3 0.1 75.0 9.6 7.2 16.1 10.5 6.2 4.6 0.2 9.6 9.0 0.3 1.1 1.7 3.5 2.3 1.1 161.5

COD 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2018

Tabel A3.10. Pembangunan Transmisi 275 kV No 1 Sigli 2 Sigli Jumlah

Dari

Ke

Tegangan

Lhokseumawe Ulee Kareng

275 kV 275 kV

Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 322 72.5 130 29.3 452 101.7

COD 2015 2018

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tersebut di point 2.2 di atas, diperlukan tambahan pelanggan baru 362 ribu pelanggan atau rata-rata 36.200 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan JTM 11.979 kms, JTR sekitar 13.558 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 720.3 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A3.11.

301

Tabel A3.11. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 878 937 1.000 1.068 1.140 1.216 1.298 1.385 1.478 1.578 11.979

JTR kms 994 1.061 1.132 1.208 1.290 1.377 1.469 1.568 1.673 1.786 13.558

Trafo MVA 53 56 60 64 69 73 78 83 89 95 720

Pelanggan 42.227 39.193 40.171 41.179 34.291 30.598 31.418 33.447 34.369 35.332 362.225

A3.4. PENGEMBANGAN PULAU WEH – SABANG Sabang merupakan merupakan kawasan istimewa karena berada pada jalur lalu lintas pelayaran dan penerbangan internasional, sehingga menjadi salah satu pintu gerbang kegiatan ekonomi Indonesia. Pemerintah Nanggroe Aceh Darussalam telah menetapkannya sebagai kawasan industri yang akan menjadi pusat kemajuan ekonomi Aceh. Untuk memajukan Sabang, telah dibentuk BPKS (Badan Pengusahaan Kawasan Sabang) dengan harapan dapat menjadi fasilitator dalam pengembangan ekonomi baik skala provinsi, nasional, regional dan international. Disamping itu pulau yang eksotis ini juga akan dikembangkan menjadi kawasan wisata bahari Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam. Untuk mempercepat pengembangan Sabang, penyediaan tenaga yang memadai dan handal sangatlah diperlukan. Sistem kelistrikan saat ini dipasok dari PLTD dan genset sewa dengan daya mampu 4,2 MW dan beban puncak 2,8 MW. Potensi energi panas bumi di Sabang diperkirakan sebesar 70 MW, namun yang akan dikembangkan oleh Pemko Sabang saat ini sebesar 2 x 5 MW yang diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2013 dan 2017. Dalam rangka mendukung pengembangan kawasan Sabang oleh Pemerintah Nanggroe Aceh Darussalam, PLN mendorong pembangunan PLTP Jaboi 7 MW oleh IPP dan siap untuk membeli dengan harga yang wajar. Disamping itu untuk menjaga kemungkinan kemunduran beroperasinya PLTP Jaboi, PLN juga akan PLTGB 8 MW pada tahun 2013.

302

A3.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A3.12. Tabel A3.12. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 1,698 1,936 2,206 2,508 2,842 3,208 3,609 4,044 4,515 5,024 31,591

Produksi Energi (Gwh) 1,855 2,111 2,402 2,727 3,084 3,476 3,904 4,368 4,869 5,409 34,205

Beban Puncak (MW) 308 349 394 444 499 559 623 692 766 845 5,478

Pembangkit (MW)

303

0 278 176 70 200 288 62 83 10 0 1,167

GI (MVA) 90 120 240 300 930 60 30 650 90 90 2,600

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 396 847 278 328 36 32 180 0 0 2,097

46 494 240 127 462 455 217 251 101 78 2,472

LAMPIRAN A.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA UTARA

A4.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Sumatera Utara dipasok dengan menggunakan sistem transmisi 150 kV (tidak termasuk Pulau Nias / Gunung Sitoli, Teluk Dalam, Pulau Tello dan Pulau Sembilan yang beroperasi secara isolated). Saat ini beban puncak sekitar 1.339 MW dan dipasok oleh Sektor Pembangkitan Belawan, Sektor Pembangkitan Medan, Sektor Pembangkitan Pandan dan Sektor Pembangkitan Labuhan Angin. Pada saat ini PLN juga melakukan swap energi dengan PT Inalum untuk ikut membantu memenuhi kebutuhan beban puncak. Disamping pusat-pusat pembangkit di atas, ada beberapa PLTMH yang memasok listrik langsung ke sistem distribusi (20 kV) dan IPP PLTP Sibayak sebesar 10 MW. Sehubungan dengan kurangnya pasokan listrik di Sumatera Utara sebagai akibat dari tidak seimbangnya penambahan pembangkit dan pertumbuhan beban, maka pada saat beban puncak diberlakukan pemadaman bergilir. Untuk menanggulangi pemadaman yang berkepanjangan, PLN Wilayah Sumatera Utara melakukan demand side management dengan cara mengurangi laju pertumbuhan beban, yaitu membuat kuota (pembatasan) jumlah sambungan baru. Jumlah GI di Sumatera Utara adalah 32 buah dengan kapasitas trafo 2.146 MVA. Peta kelistrikan sistem Sumatera Utara dapat dilihat pada Gambar A4.1.

304

U

ke GI Langsa (NAD)

PLTU P.Susu #1,2 (FTP1) 2 x 220 MW – 2012/2013 PLTU P. Susu #3,4 ACSR 2 x 430 mm2 2 x 200 MW – 2015 80 km - 2011

ACSR 2 x 430 mm2 11 km ‐ 2013

ACSR 1 x 240 mm2 15 km ‐ 2013

T. Pura

PLTG Paya Pasir 90 MW (Total)

11 4

to GI Kutacane (NAD)

Binjai 13 2

11 12

ACSR 1 x 240 mm 178 km - 2013

ACSR 1 x 240 mm2 40 km ‐ 2014

Galang

P

ACSR 1 x 240 mm2 33 km - 2013

Negeri Dolok

PLTM Tersebar Karai‐1(2x5) Karai‐7(2x3,2) Karai‐12(2x3,7) Karai‐13(2x4,2)

G.Para

A

PLTP Sibayak 10 MW

ACSR 1 x 240 mm2 55,6 km - 2013

Pematang Siantar

Namurambe

Sei Rotan Kuala Namu

Titi Kuning

ACSR 2 x 430 mm2 40 km ‐ 2012

Denai

ACSR 2 x 240 mm2 17 km – 2013

T.Morawa 2

ACSR 2 x 430 mm

Galang 10 km ‐ 2012

PLTD Titi Kuning 6 x 4,14 MW

Kisaran

ACSR 4 x 282 mm 200 km - 2020

Sidikalang Pangururan

2

Porsea

ACSR 1 x 240 mm2 13 km - 2013 ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2017

A

A

PLTA Simonggo – 2 86 MW – 2017

P ACSR 1x 240 mm 2 km - 2019

ACSR 1 x 240 mm2 25 km - 2018

PLTP Simbolon Samosir 2 x 55 MW – 2019

2

ACSR 2 x 430 mm2 97 km - 2013

ACSR 1 x 240 mm2 65 km – 2012

Rantau Prapat Kota Pinang

Tarutung P

PLTP Sipoholon Ria-Ria Sarulla 55 MW – 2019 ACSR 2 x 430 mm2 69 km - 2013 PLTP Sarulla 1 (FTP2) 330 MW – 2014/2015 PLTP Sarulla 2 (FTP2) 110 MW – 2017

Sibolga Labuhan Angin

Aek Kanopan

PLTA Asahan III (FTP2) 174 MW ‐ 2016

A

A

P

ACSR 2 x 240 mm2 11 km - 2016 Asahan III

A

ACSR 1 x 240 mm2 7 km - 2013

Labuhan Bilik

A

PLTA Hasang 40 MW ‐ 2017 Dolok Sanggul/ Parlilitan

PLTA Asahan I 180 MW ‐ 2010

Asahan I

Simangkok

Tele

Salak

PLTMH tersebar Parlilitan (3x2,5), Hutaraja(2x2,5), Pakkat(2x5), TaraBintang(2x5), Simonggo(3x3), Rahu‐1(2x4), Rahu‐2(2x2,5)

Perbaungan GIS Listrik

D

ACSR 2 x 430 mm2 159 km - 2013

ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2013

PLTMH tersebar Lae‐Ordi‐1(2x2,5),Lae‐Ordi‐ 2(2x5),Lae‐Kombih2(2x4) 2

CU 1000 KIM 10 km ‐ 2015

Paya Geli

Kualatanjung

D

Renun

to GI Sabussalam (NAD)

A

Brastagi

PLTA Renun 2 x 41 MW

G

Lamhotma

Glugur

Binjai

PLTU Sewa Kuala Tanjung 3x120 MW – 2013 ACSR 2 x 240 mm2 15 km - 2013

U

Tebing Tinggi

15

A 2

Paya Pasir

Mabar

PLTU Belawan 4 x 65 MW

ACSR 2 x 240 mm2 6,2 km ‐ 2012

Labuhan G

PLTG Glugur 19,85 MW & 12,85 MW

5 6

Perbaungan 10 7 3 9 1 14 16

8

ACSR 2 x 430 mm2 80 km - 2013

PLTG BELAWAN 400 MW – 2013

GU U

P. Brandan

PLTA Wampu 45 MW – 2014

Belawan G

PLTGU Belawan 395,3 MW & 422,5 MW

U A

PLTU Labuhan Angin 2 x 115 MW

ke GI Bagan Batu (Riau)

Gunung Tua

PLTA Sipan 17 MW & 33 MW

Padang Sidempuan ACSR 1 x 240 mm2 70 km – 2013

ACSR 2 x 430 mm2 300 km - 2014

Panyabungan Edit September 2011

Rencana 275 kV HVDC U Rencana 500 kV HVDC

G

PLTU

D

PLTD

PLTG

A

PLTA

PLTGU P

PLTP

Kit Eksisting Kit Rencana

GU

P

ke GI Payakumbuh (Sumatera Barat)

AC

PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN

PETA JARINGAN PROPINSI SUMATERA UTARA Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV

PLTP Sorik Merapi (FTP2) 240 MW – 2018

S 23 R 1 km x 2 - 2 40 01 mm 7

2

PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA

GI Rencana GI Eksisting GI 275/150 kV Renc

Gambar A4.1. Peta Kelistrikan Sumatera Utara

Penjualan tenaga listrik PLN di provinsi Sumatera Utara mengalami pertumbuhan yang sejalan dengan pertumbuhan ekonominya. Namun pasokan tenaga listrik (pembangkitan) mengalami penurunan daya mampu (derating capacity) karena umur pembangkit yang semakin tua dan penambahan kapasitas pembangkit baru yang relatif kecil. Secara lebih rinci, kapasitas pembangkit dapat dilihat pada Tabel A4.1.

305

Tabel A4.1. Kapasitas Pembangkit Sistem Interkoneksi per 2010 No.

Pembangkit

A Sektor Pembangkitan Belawan 1 PLTU Belawan PLTU Belawan 2 PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan 3 PLTG Belawan TTF B Sektor Pembangkitan Medan 1 PLTG Glugur PLTG Glugur PLTG Glugur TTF 2 PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir TTF PLTG Paya Pasir TTF 3 PLTD Titi Kuning 4 PLTD Sewa Paya Pasir (Arti Duta) 5 PLTD Sewa Belawan (AKE) C Sektor Pembangkitan Pandan 1 PLTMH Batang Gadis 2 PLTMH Tonduhan 3 PLTMH Kombih I 4 PLTMH Kombih II 5 PLTMH Boho 6 PLTMH Aek Raisan 7 PLTMH Aek Silang 8 PLTMH Aek Sibundong 9 PLTA Sipansihaporas 10 PLTA Lau Renun D Sektor Pembangkitan Labuhan Angin 1 PLTU Labuhan Angin E IPP 1 PLTP Sibayak 2 PLTA Asahan I 3 PLTMH Parlilitan 4 PLTMH Silau II F Excess Power 1 PT Growt Sum.#1 2 PT Growt Sum.#2 3 PT Growt Asia TOTA L

Unit

Tahun Operasi

1,2 3,4 GT 1.1 GT 1.2 ST 1.0 GT 2.1 GT 2.2 ST 2.0 -

1984 1989 1993 1988 1995 1995 1994 1994 -

1 2 3 1,2 3,4 5 6 7 1-6 -

1975 1967 2008 1976 1978 1983 2008 1976 2008 2008

1,2 1,2 1,2 1,2 1 1,2 1 1 1,2 1,2

1994 1987/88 1987/88 1987/88 1989 1987/89 1988 1987 2003/04 2005/06

1,2

2008

1,2 -

2008 2010 2010 2010

-

2009 2010 2011

306

Kapasitas Terpasang (MW) 1.183 130 130 118 129 149 130 130 163 105 300 20 13 12 29 40 21 22 34 25 20 65 139,5 0,9 0,4 1,5 1,5 0,2 1,5 0,8 0,8 50,0 82,0 230 230 206 11 180 8 8 25 6 9 10 2.084

Daya Mampu (MW) 1.033 90 105 105 115 120 130 130 133 105 213 0 0 11 0 33 17 18 34 18 18 65 136,3 0,8 0,4 1,2 1,1 0,2 1,3 0,7 0,7 50,0 80,0 210 210 205 10 180 8 8 25 6 9 10 1.822

Sedangkan kapasitas pembangkit PLTD isolated yang beroperasi di Gunung Sitoli,Teluk Dalam (Pulau Nias), Pulau Sembilan (Kabupaten Langkat) dan Pulau Tello (Kabupaten Nias Selatan) ditunjukkan pada Tabel A4.2. Tabel A4.2. Pembangkit Sistem Isolated per 2010 No

Daya Terpasang Mampu (kW) (kW)

Lokasi PLTD

1 Gunung Sitoli - PLTD PLN - PLTD Sewa - PLTD Sewa Total PLTD Gunung Sitoli 2 Teluk Dalam - PLTD PLN - PLTD Sewa Total PLTD Teluk Dalam 3 Pulau Tello - PLTD PLN Total PLTD Pulau Tello Total PLTD Cabang Nias

12.178 5.920 6.500 24.598

4.650 4.700 4.650 14.000

3.380 5.225 8.605

1.850 4.070 5.920

700 700 33.903

400 400 20.320

Kota Medan merupakan pusat beban terbesar di Sumatera Utara (hampir 60% dari seluruh demand di provinsi ini) dengan tingkat pertumbuhan beban yang tinggi. Dengan adanya pembangunan KIM 3 (Kawasan Industri Medan tahap tiga) diperlukan penambahan GI baru untuk mengurangi beban lebih pada beberapa GI, misalnya GI Titi Kuning, GIS Listrik dan GI KIM. Di Sumatera Utara masih terdapat beberapa daerah pelayanan listrik yang tegangannya terlalu rendah akibat dipasok oleh jaringan yang terlalu panjang (sampai 200 km dari gardu induk). Situasi ini telah diketahui oleh PLN dan direncanakan penanggulangannya dalam RUPTL ini.

A4.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Dari penjualan tenaga listrik PLN pada lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada Tabel A4.3.

307

Tabel A4.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sales (Gwh) 7.257 7.921 8.642 9.421 10.258 11.210 12.250 13.388 14.631 15.991 9,2%

Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Produksi (Gwh) 7.998 8.721 9.487 10.320 11.212 12.226 13.331 14.537 15.853 17.289 8,8%

Beban Puncak (MW) 1.363 1.484 1.612 1.750 1.899 2.068 2.251 2.451 2.669 2.907 8,9%

Pelanggan 2.676.942 2.797.208 2.915.928 3.032.281 3.134.869 3.248.825 3.367.041 3.489.681 3.616.919 3.748.935 3,9%

A4.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi, GI dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Sumatera Utara untuk membangkitkan energi listrik cukup besar dalam bentuk tenaga air dan panas bumi. Namun provinsi ini tidak mempunyai potensi batubara sedangkan sumber gas alam telah mengalami penurunan.Potensi tenaga air dapat dilihat pada Tabel A4.4 dan Tabel A4.5. Tabel A4.4. Daftar Potensi PLTA > 10 MW No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Perkiraan Kapasitas Pengembang COD (MW) Asahan 3 2015 PLN 174 Wampu 2016 IPP 84 Asahan 4-5 2017 PLN 60 Simanggo-2 2018 PLN 59 Bila-2 2019 PLN 42 Kumbih-3 2019 PLN 42 Sibundong-4 2019 PLN 32 Lake Toba 2020 PLN 400 Ordi-3 2020 PLN 18 Ordi-5 2020 PLN 27 Raisan-1 2020 PLN 26 Siria 2020 PLN 17 Toru-2 (Tapanuli Utara) 2020 PLN 34 Toru-3 (Tapanuli Utara) 2026 PLN 228 Nama

308

Pada saat ini terdapat sebuah proposal proyek IPP unsolicited PLTA Batang Toru 500 MW yang berlokasi di Tapanuli Selatan. Saat ini perusahaan yang mengajukan proposal proyek sedang melakukan pra studi kelayakan (Pre-FS). Apabila proyek tersebut layak secara teknis, keekonomian dan sesuai dengan kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera, maka proposal proyek IPP unsolicited tersebut akan diproses lebih lanjut. Tabel A4.5. Daftar Potensi PLTM < 10 MW NO I 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

NAMA PEMBANGKIT IPP Parluasan Huta Raja Pakkat 1 Lau Gunung Lae Ordi Lae Kombih 3 Batang Toru Karai 1 Karai 7 Karai 12 Karai 13 Lae Ordi 2 Tara Bintang Raisan Huta Dolok Raisan Naga Timbul Sei Wampu 1 Rahu 1 Rahu 2 Sidikalang 1

DAYA (MW) 4,2 5,0 10,0 10,0 10,0 8,0 7,5 10,0 6,7 6,0 8,3 10,0 10,0 7,0 7,0 9,0 9,2 5,0 8,6

LOKASI Tobasa Humbahas Humbahas Dairi Pakpak Barat Pakpak Barat Taput Simalungun Simalungun Simalungun Simalungun Pakpak Barat Humbahas Tapteng Tapteng Langkat Humbahas Humbahas Dairi

COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014

NO 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 II 1 2 3 4 5

NAMA PEMBANGKIT

DAYA (MW) 8,6 7,4 6,0 7,0 9,0 10,0 7,0 3,0 10,0 10,0 78,0

Sidikalang 1 Sidikalang 2 Simbelin 1 Simonggo Sei Wampu 2 Lae Kombih 4 Aek Sisiran Aek Rambe Batang Toru 3 Batang Toru 4 Total IPP EXCESS POWER PT.Evergreen Paper Int 2,0 PTPN III Sei Mangkei 3,5 PT Nubika Jaya 15,0 PT Victorindo Alam Lestari 8,0 PLTU Nias 31,0 Total Excess Power 59,5 Total 137,5

LOKASI

COD

Dairi Dairi Dairi Humbahas Langkat Pakpak Barat Humbahas Humbahas Taput Taput

2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015

Deli Serdang Simalungun Labuhan Batu Padang Lawas Gunung Sitoli

2012 2012 2012 2012 2014

Berdasarkan Master Plan Study for Power Development in the Republic of Indonesia oleh WestJEC/Direktorat Jendral Minerbapabum tahun 2007, potensi panas bumi yang terdapat di Provinsi Sumatera Utara adalah seperti ditunjukkan pada Tabel A4.6. Tabel A4.6 Daftar Potensi Panas Bumi Lokasi Panas Bumi

Keterangan

Potensi (MW)

Sarulla & Sibual Buali Sibayak/Lau Debuk-Debuk Sorik Merapi Sipaholon G. Sinabung Pusuk Bukit Simbolon

Existing / Expansion Existing / Expansion High Possibility Low Possibility Tidak cukup data Tidak cukup data Tidak cukup data

660 160 500 50 -

309

Dibatasi Oleh Taman Nasional Demand (MW) (MW) 630 630 40 40 100 100 50 50 -

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik di Sumatera Utara hingga tahun 2020 diperlukan pembangunan pembangkit sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A4.7. Tabel A4.7. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Proyek Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Belawan Sumbagut PLTM Tersebar Sumut Wampu Nias Sarulla I (FTP2) Nias (FTP2) Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) Asahan III (FTP2) Hasang Sarulla II (FTP2) Simonggo-2 Sorik Marapi (FTP2) Simbolon Samosir Sipoholon Ria-Ria Pembangkit Peaker Sumut-2 Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTG PLTU PLTM PLTA PLTGB PLTP PLTU PLTU PLTA PLTA PLTP PLTA PLTP PLTP PLTP PLTG PLTU

PLN PLN Sewa Swasta Swasta PLN Swasta Swasta PLN PLN Swasta Swasta PLN Swasta Swasta Swasta PLN Sewa

Kapasitas (MW) 440 400 360 154 45 8 330 21 400 174 38 110 86 240 110 55 200 225 3396

COD 2012-13 2013 2013 2013-15 2014 2014 2014-15 2014-15 2015 2016 2017 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2020

Pengembangan Transmisi Di Sumatera dalam waktu dekat akan terwujud transmisi 275 kV sebagai tulang punggung sistem interkoneksi Sumatera 1 . Transmisi 275 kV ini dapat menyalurkan energi listrik antar provinsi di Sumatera yang dihasilkan oleh pembangkit-pembangkit utama seperti PLTU batubara, PLTP dan PLTA skala besar, untuk ditransmisikan ke pusat-pusat beban. Selain itu direncanakan pula pengembangan transmisi 150 kV yang merupakan jaringan regional untuk menyalurkan tenaga listrik dalam kawasan yang lebih terbatas. Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 2.262 kms guna mendukung program penyaluran dan target target yang telah ditetapkan, yaitu untuk mengatasi bottleneck penyaluran daya, mengevakuasi daya dari pusat 1

Di Sumatera juga direncanakan pembangunan transmisi 500 kV sebagai tulang punggung sistem kelistrikan Sumatera pada koridor timur. Transmisi 500 kV tersebut direncanakan masuk Sumatera Utara setelah tahun 2020.

310

pembangkit, mendapatkan tegangan pelayanan yang baik dengan membatasi panjang JTM, menurunkan losses transmisi dan distribusi, serta meningkatkan keandalan sistem tenaga listrik. Rencana pembangunan transmisi di Provinsi Sumut diberikan pada Tabel A4.8 dan Tabel A4.9. Tabel A4.8. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Dari

Ke

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 2 cct, 2 Zebra 80 18.0 2 cct, 2 Zebra 20 4.5 1 2nd cct, 2 Hawk 6.2 0.3 2 cct, 1 Hawk 76 4.2 2 cct, 1 Hawk 130 7.2 2 cct, 1 Hawk 66 3.7 2 cct, 1 Hawk 140 7.8 2 cct, 2 Zebra 22 5.0 2 cct, 2 Hawk 30 2.3 2 cct, AC3 310 mm2 108 14.4 2 cct, 1 Hawk 60 3.3 2 cct, 2 Hawk 34 2.6 2 cct, 1 Hawk 30 1.7 2 cct, 1 Hawk 26 1.4 2 cct, 1 Hawk 80 4.4 2 cct, 1 Hawk 20 1.1 2 cct, 1 Hawk 220 12.2 1 cct, CU 1000 mm2 10 22.2 1 cct, CU 1000 mm2 10 22.2 2 cct, 2 Hawk 22 1.7 2 cct, 1 Hawk 46 2.5 2 cct, 1 Hawk 60 3.3 2 cct, 1 Hawk 50 2.8 4 cct, 1 Hawk 8 0.4 1354 149.2

Tegangan

Galang Namurambe Galang Tanjung Morawa Lamhotma Belawan Dolok Sanggul/Parlilitan Incomer 1 Pi (Tele-Tarutung) Rantau prapat Labuhan Bilik Galang Negeri Dolok Padang Sidempuan Panyabungan Pangkalan Susu 3&4 (FTP 2) Pangkalan Brandan PLTU Sewa Sumbagut Tebing Tinggi Sei Rotan (uprate) Tebing Tinggi (uprate) Sidikalang Salak Tanjung Morawa Kuala Namu Tanjung Pura Inc. (P.Brandan-Binjai) Tele Pangururan PLTA Wampu Brastagi PLTU Nias Gunung Sitoli Teluk Dalam Gunung Sitoli GIS Listrik KIM Mabar Glugur Simangkok PLTA Asahan III(FTP 2) Panyabungan PLTP Sorik Marapi (FTP 2) Porsea PLTA Hasang Tarutung PLTP Simbolon Samosir PLTP Sipoholon Ria-Ria 2 Pi Inc. (Tarutung-Porsea) Jumlah

Konduktor

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019

Tabel A4.9. Rencana Pembangunan Transmisi 275 kV No 1 2 3 4 5

Dari Pangkalan Susu Galang Padang Sidempuan PLTP Sarulla (FTP 2) Simangkok Jumlah

Ke Binjai Binjai PLTP Sarulla (FTP 2) Simangkok Galang

Konduktor

Tegangan 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV

2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct,

2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 160 36.0 160 36.0 138 31.1 194 43.7 318 71.6 970 218.3

COD 2012 2013 2013 2013 2013

Pembangunan Gardu Induk Pembangunan gardu induk di Wilayah Sumatera Utara dimaksudkan untuk melayani pertumbuhan beban, meningkatkan keandalan pasokan, memperbaiki mutu tegangan, mengantisipasi masuknya beberapa pembangkit dalam beberapa tahun kedepan dan perbaikan tegangan yang sangat rendah karena jarak GI yang terlalu 311

jauh dari konsumen. Rencana pembangunan GI dapat dilihat pada Tabel A4.10 berikut. Tabel A4.10. Rencana Pembangunan GI Baru s/d Tahun 2020 No

Nama Gardu Induk

Tegangan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Galang Labuhan Bilik Parlilitan/Dolok Sanggul Kuala Namu Negeri Dolok Pangururan Panyabungan Salak Tanjung Pura Gunung Sitoli Teluk Dalam Jumlah

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV

Kapasitas (MVA) 0 60 10 60 60 30 60 60 30 30 30 430

COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014

Selain itu diperlukan juga extension banyak GI existing dengan menambah unit trafo hingga tambahan kapasitas seluruhnya mencapai 1.470 MVA seperti terlihat pada Tabel A4.11. Tabel A4.11. Rencana Extension GI s/d Tahun 2020 No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Nama Gardu Induk Binjai Denai Gunung Para Gunung Tua Padang Sidempuan Rantau Prapat Tanjung Morawa Tele Aek Kanopan Brastagi Glugur Gunung Tua Kisaran Labuhan Lamhotma Namurambe

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 60 30 30 30 60 60 30 30 60 60 10 60 30 60 60

COD

No

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Nama Gardu Induk Pematang Siantar Perbaungan Porsea Rantau Prapat Sei Rotan Sibolga Sidikalang Tarutung Tebing Tinggi Paya Pasir Kota Pinang GIS Listrik Tanjung Pura Titi Kuning Paya Geli Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 60 20 60 60 60 30 30 60 60 30 60 30 60 60 1470

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2017 2017 2017 2018

Rencana pembangunan GI 275 kV yang berada di provinsi Sumatera Utara diberikan pada Tabel A4.12.

312

Tabel A4.12. Rencana Pembangunan GI 275 kV s/d Tahun 2020 No

Nama Gardu Induk

1 Binjai 2 Pangkalan Susu 3 Galang 4 Padang Sidempuan 5 Sarulla 6 Pangkalan Susu

Tegangan


275/150 kV

Baru

1000

31.83

2011

275/150 kV 275/150 kV

Baru Baru

0 1000

9.11 35.13

2012 2013

275/150 kV

Baru

500

21.88

2013

275/150 kV

Baru

500

24.00

2013

250

21.03

2015

3250

143.0

275/150 kV Extension

Jumlah

Pengembangan Distribusi Tambahan pelanggan baru sampai dengan tahun 2020 adalah sekitar 1,2 juta pelanggan atau rata-rata 120.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 17.800 kms, JTR sekitar 11.850 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 2.160 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A4.13. Tabel A4.13. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 1.376 1.461 1.438 1.538 1.538 1.718 1.903 2.076 2.291 2.467 17.805

JTR kms 1.092 918 996 1.078 1.158 1.218 1.260 1.339 1.378 1.414 11.850

Trafo MVA 146 153 166 180 193 220 240 263 287 314 2.160

Pelanggan

125.011 120.266 118.720 116.353 102.587 113.957 118.215 122.640 127.238 132.016 1.197.004

A4.4. SISTEM ISOLATED NIAS DAN TELUK DALAM Pulau Nias yang terletak di sebelah barat pulau Sumatera mempunyai kondisi sebagai berikut: (i) Merupakan pulau yang terpisah cukup jauh dari pulau Sumatera, (ii) Pemerintahan terdiri dari 4 kabupaten dan 1 kota, (iii) Rawan gempa dan rawan 313

longsor, (iv) Hubungan antar kabupaten dan antar kecamatan sulit dijangkau, (v) Mata pencaharian utama adalah bercocok tanam kelapa dan nelayan. Pengusahaan kelistrikan dikelola oleh PLN Cabang Nias, terdiri dari Ranting Gunung Sitoli dan Ranting Teluk Dalam yang juga mengelola PLTD di Pulau Tello. Pasokan listrik untuk sistem kelistrikan dipasok dari PLTD Gunung Sitoli dan PLTD Teluk Dalam. Jumlah pelanggan adalah sekitar 54 ribu, daya tersambung 35 MVA dengan penjualan mencapai 52 GWh. Pembangkitan di Pulau Nias saat ini mempunyai daya terpasang 28.904 kW, daya mampu 12.960 kW, beban puncak 9.858 kW, dan mengingat kondisi pembangkitan sudah tua, maka telah diambil langkah-langkah sewa PLTD untuk jangka pendek dan merencanakan pembangunan PLTU 3x7 MW (IPP) dan PLTGB 8 MW (PLN). A4.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah untuk membangun sistem kelistrikan sampai dengan tahun 2020 adalah seperti Tabel A4.14 berikut: Tabel A4.14. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 7,257 7,921 8,642 9,421 10,258 11,210 12,250 13,388 14,631 15,991 110,968


Beban Puncak (MW) 1,363 1,484 1,612 1,750 1,899 2,068 2,251 2,451 2,669 2,907 20,453

Pembangkit (MW)

314

0 220 1,063 209 666 174 236 240 165 425 3,398

GI (MVA) 1,360 880 2,360 90 250 0 150 60 0 0 5,150

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 472 1,326 320 20 22 106 50 8 0 2,324

96 457 1,072 507 1,231 320 504 315 469 496 5,468

LAMPIRAN A.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI RIAU

A5.1. KONDISI SAAT INI Sistem Interkoneksi Pada sistem kelistrikan di Provinsi Riau terdapat 8 gardu induk (GI) 150 kV, yaitu Koto Panjang, Bangkinang, Garuda Sakti, Teluk Lembu, Duri, Dumai, Bagan Batu dan Taluk Kuantan. Sebagian GI tersebut sudah mengalami overload dan perlu segera dimitigasi. Sistem kelistrikan Riau dipasok dari grid Sumatera sebesar 379 MW. Kapasitas pembangkit PLN di Riau yang tersambung ke grid sebesar 267 MW, dimana 43% dari kapasitas tersebut adalah PLTA Koto Panjang, dengan demikian untuk memenuhi kebutuhan Riau masih diperlukan transfer energi dari sistem interkoneksi Sumatera Bagian Selatan Tengah maupun sistem interkoneksi Sumatera Bagian Utara. Sistem Sumbagselteng sendiri dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, dimana 30% (711 MW) berupa PLTA yang pada musim kering sering kali mengalami penurunan kapasitas. Dengan demikian sistem Riau ikut mengalami defisit daya. Peta kelistrikan sistem interkoneksi di Provinsi Riau diperlihatkan pada Gambar A5.1.

315

Gambar A5.1. Peta Sistem Kelistrikan di Provinsi Riau

Daftar kapasitas terpasang pembangkit yang memasok ke sistem interkoneksi 150 kV ditunjukkan pada Tabel A5.1. Tabel A5.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No. 1 2 3 4 5 6 7

Nama Pembangkit PLTA Koto Panjang PLTG Teluk Lembu PLTD Teluk Lembu PLTD Dumai/Bg Besar PLTG Riau Power PLTD Sewa Teluk Lembu PLTD Sewa Dumai

Jenis

B. Bakar

Pemilik

PLTA PLTG PLTD PLTD PLTG PLTD PLTD

Air Gas/HSD HSD HSD Gas HSD HSD

PLN PLN PLN PLN PT Riau- Power Sewa Sewa

Kapasitas Terpasang (MW) 114 43 8 12 20 40 30 267

Jumlah

Sistem Isolated Sistem isolated di Provinsi Riau tersebar di kabupaten Indragiri Hulu, Indragiri Hilir, Kabupaten Bengkalis dan Meranti. Seluruh sistem isolated tersebut dipasok oleh PLTD tersebar dengan kapasitas 83 MW dan daya mampu 44 MW. 316

Sebagian besar sistem isolated mengalami kekurangan pasokan, sehingga PLN menyewa pembangkit diesel untuk mengatasi kekurangan pasokan jangka pendek. Daftar pembangkit pada sistem isolated diberikan pada Tabel A5.2. Tabel A5.2. Pembangkit Isolated per 2010

UNIT MESIN PLN 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH MESIN PEMDA 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH MESIN SEWA 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH

Daya Jumlah Terpasang Mampu (unit) (MW) (MW)

Beban Puncak (MW)

42 80 115

7,6 37,0 38,6

4,6 21,6 18,1

4,6 16,1 17,0

237

83.2

44.3

37.7

7 23 13

2,5 32,0 7,3

1,5 13,0 4,2

1,8 12,5 4,6

33

41,8

18,7

18.9

3 2 2

1,2 2,4 2,0

1,1 2,0 0

1,2 2,1 2,0

10

5,6

3,1

5,3

Kondisi kekurangan pasokan kelistrikan pada sistem isolated disebabkan oleh menurunnya daya mampu pembangkit, meningkatnya konsusmsi listrik oleh pelanggan secara alami (bahkan tanpa penyambungan baru) dan kebutuhan sistem isolated yang dipasok dari excess power telah melampaui kesepakatan perjanjian jual beli (kontrak).

A5.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Ekonomi Riau tumbuh sangat pesat antara 6,6-8,7% pada tahun 2006-2010 (tidak termasuk migas) dan kondisi ini diperkirakan masih akan terus meningkat pada masa yang akan datang. Target pertumbuhan ekonomi yang tinggi menjadi perhatian Pemerintah Daerah dengan memberikan kemudahan kepada investor untuk menanamkan modalnya di Riau. Semua rencana tersebut akan dapat dicapai apabila ada dukungan ketersediaan tenaga listrik di Provinsi Riau.

317

Perekonomian Provinsi Riau diperkirakan akan makin meningkat, ditandai oleh adanya rencana pembangunan kawasan-kawasan industri pada beberapa kabupaten yang telah dicanangkan sebagai Kawasan Ekonomi Khusus (KEK), seperti Kawasan Industri Khusus Dumai, Kawasan Buton di kabupaten Siak Indrapura, Kawasan Kuala Enok kabupaten Indragiri Hilir dan Kawasan Industri Tenayan di Pekanbaru. Dari realisasi penjualan listrik PLN lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A5.3. Tabel A5.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 2.663 3.013 3.401 3.722 4.046 4.386 4.726 5.082 5.479 5.968 11,4%

Produksi (Gwh) 2.900 3.274 3.687 4.028 4.368 4.726 5.090 5.472 5.897 6.422 10,7%

Beban Puncak (MW) 470 530 595 649 703 759 816 876 942 1.024 10,3%

Pelanggan 801.630 859.028 919.772 977.923 1.040.623 1.105.031 1.169.680 1.235.156 1.302.704 1.366.253 9,2%

Apabila kapasitas pembangkit yang tersedia mencukupi, pertumbuhan listrik di Provinsi Riau diperkirakan dapat lebih tinggi lagi, karena seiring dengan perkembangan yang sangat pesat pada setiap kabupaten dan adanya rencana pengembangan wilayah menjadi kawasan industri di Dumai, Buton, Kuala Enok dan Tenayan-Pekanbaru.

A5.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan pembangkit pada sistem isolated dan sistem interkoneksi 150 kV serta pengembangan jaringan transmisi dan distribusi untuk menjangkau pelanggan. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di provinsi Riau untuk membangkitkan tenaga listrik berupa sumber-sumber gas alam di banyak lapangan, antara lain Seng, Segat di 318

kabupaten Pelalawan, Bento dan Baru di Pekanbaru yang saat ini dikelola PT Kalila yang sebagian produksi gasnya dialokasikan untuk PLTG Teluk Lembu. Disamping itu terdapat potensi batubarayang tersebar di Kabupaten Indragiri Hulu dan Kuantan Singingi dengan cadangan 1,55 juta metrik ton2. Potensi PLTA skala besar terdapat di Kabupaten Kampar dan Kabupaten Kuantan Singingi. Menurut pra studi kelayakan oleh sebuah konsultan pada tahun 1980-an di Kabupaten Kuantan Singingi dan Sungai Kampar Kiri terdapat potensi tenaga air yang cukup besar, yaitu sebesar masing-masing 830 MW dan 170 MW. Namun perlu dilakukan studi ulang karena saat ini kondisi lingkungan sudah banyak berubah dan dapat mempengaruhi potensi debit air. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem Interkoneksi 150 kV dan sistem isolated dan pengembangan jaringan transmisi 150 kV yang memasok sistem Riau. Pembangkit yang direncanakan akan dibangun di Provinsi Riau berkapasitas sekitar 1.732 MW seperti ditampilkan pada Tabel A5.4. Tabel A5.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

2

Proyek Duri 1 (Relokasi) Duri Duri Rengat Selat Panjang Bengkalis (FTP1) Dumai IPP Kemitraan Tembilahan Riau (Amandemen FTP1) Pembangkit Peaker Selat Panjang Baru #1,2 Bengkalis PLTGB Riau Mulut Tambang Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTG PLTG PLTGU PLTG PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTGB PLTU

PLN PLN Swasta PLN PLN PLN Sewa Swasta PLN PLN PLN Swasta PLN Swasta

Sumber : Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Riau

319

Kapasitas COD (MW) 60 2011-12 100 2012 100 2012 20 2012 6 2012 20 2013 240 2013 14 2013 14 2013 220 2013-14 200 2014 14 2014 24 2015/17/19 600 2016-17 1632

PLTU Riau 2x110 MW di kawasan industri Tenayan Kota Pekanbaru merupakan salah satu proyek percepatan pembangkit 10.000 MW tahap 1 yang saat ini sedang tahap konstruksi dan dijadwalkan beroperasi pada tahun 2013. PLTG Duri dengan kapasitas total 160 MW merupakan upaya PLN untuk secepatnya mengurangi kekurangan pembangkit di Riau dengan memanfaatkan gas dari lapangan Jambi Merang. Pembangkit peaker PLTG 200 MW dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan beban puncak sistem Sumatera yang lokasinya sedang dikaji berkaitan dengan penyediaan gas yang dapat disimpan (CNG). PLTU Riau Mulut Tambang 2x300 MW ditawarkan kepada swasta sebagai IPP untuk beroperasi pada tahun 2016 – 2017. Selain itu PLN berupaya memanfaatkan semua potensi gas yang mungkin digunakan untuk membangkitkan tenaga listrik, termasuk gas skala kecil, seperti di Melibur Kabupaten Meranti, Selat Kabupaten Inhil, Bentu Kabupaten Kampar, Tembilahan Kabupaten Inhil, Kurau Siak Sri Indrapura dan Rawa Minyak Kabupaten Siak Sri Indrapura. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Guna menyalurkan energi listrik yang berasal dari pembangkit yang masuk ke sistem interkoneksi 150 kV, hingga tahun 2020 diperlukan pengembangan 14 GI 150 kV baru dengan kapasitas total 600 MVA dan extension GI dengan tambahan kapasitas 730 MVA seperti diperlihatkan pada Tabel A5.5 dan Tabel A5.6. Tabel A5.5. Pembangunan GI 150 kV Baru No

Nama Gardu Induk

Tegangan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Bagan Siapiapi KID Dumai KIT Tenayan Pangkalan Kerinci Pasir Pangaraian Pasir Putih Rengat GI/GIS Kota Pekanbaru New Garuda Sakti Perawang Siak Sri Indra Pura Tembilahan Kandis Lipat Kain Jumlah

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

320

Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 60 60 60 120 30 30 30 30 30 600

COD 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015

Tabel A5.6. Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Nama Gardu Induk Bagan Batu Bangkinang Dumai Duri Garuda Sakti Koto Panjang Teluk Lembu Bangkinang Pasir Putih Duri KIT Tenayan Teluk Kuantan KID Dumai Tembilahan Bagan Batu Jumlah


Kapasitas (MVA) 30 30 60 60 80 20 60 60 120 60 30 30 30 30 30 730

COD 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2016 2016 2017 2017 2017 2019 2019 2020

Disamping itu juga direncanakan pembangunan GI dengan tegangan ekstra tinggi 275 kV dan 500 kV3, serta konverter transmisi HVDC ±250 kVDC yang merupakan bagian dari link interkoneksi Sumatera – Malaysia seperti pada Tabel A5.7. Tabel A5.7. Pembangunan GI 275kV, 500 kV dan HVDC ±250 kV No

Nama Gardu Induk

Tegangan

1 New Garuda Sakti 2 Rengat

275/150 kV

3 Riau Mulut Tambang 4 HVDC Switching Station 5 New G. Sakti HVDC St.Converter 6 New Garuda Sakti 500 kV 7 Rengat 500 kV

Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$) Baru

500

24.28

2013

275/150 kV

Baru

250

20.08

2015

275/150 kV

Baru

0

8.14

2015

250 kV DC 250 kV DC 500/275 kV

Baru Baru Baru

0 600 1000

16.68 19.95 36.22

2016 2016 2018

500 kV

Baru

500

25.77

2018

2850

151.1

Jumlah

Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi di Provinsi Riau hingga tahun 2020 adalah sepanjang 1.942 kms (150 kV) dan 1.312 kms (275 kV, 500 kV dan 250 kV DC) dengan kebutuhan dana UD$ 510,8 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A5.8 dan Tabel A5.9.

3

GITET 500 kV di New Garuda Sakti dan Rengat merupakan bagian dari transmisi interkoneksi 500 kV yang merupakan tulang punggung kelistrikan Pulau Sumatera koridor timur.

321

Tabel A5.8. Pembangunan SUTT 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Dari PLTG Duri Bangkinang Dumai Dumai Duri (up rate) Garuda Sakti (up rate) Pasir Putih Pasir Putih PLTU Sewa Dumai Teluk Kuantan Tenayan / PLTU Riau New Garuda Sakti Rengat Rengat Teluk Lembu Tenayan / PLTU Riau Tenayan / PLTU Riau Bangkinang Kandis Pasir Putih Jumlah

Ke

Konduktor

Tegangan

Inc. 2 Pi (G.Sakti-Duri) Pasir Pangaraian Bagan Siapi api KID Dumai Dumai (up rate) Duri (up rate) Garuda Sakti Pangkalan Kerinci Dumai Rengat Pasir Putih Inc. ( G.Sakti-Duri) Pangkalan Kerinci Tembilahan GIS Kota Pekan Baru Perawang Siak Sri Indra Pura Lipat Kain Inc. ( New G.Sakti-Duri) Teluk Lembu

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk AC3 310 mm2 AC3 310 mm2 2 Zebra 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Zebra AC3 310 mm2 2 Hawk 1 Hawk CU 1000 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk AC3 310 mm2 2 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 22 1.7 220 12.2 228 12.6 56 3.1 118 15.8 230 30.8 55 12.4 134 10.2 14 1.1 194 14.8 35 7.9 12 1.6 220 16.8 120 6.6 14 31.1 50 2.8 100 5.5 70 3.9 10 2.7 40 3.1 1942 196.6

COD 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015

Tabel A5.10. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan HVDC ± 250 kV No

Dari

1 2 3 4 5 6 7

Payakumbuh Rengat Border P. Rupat Selatan Pulau Rupat Utara Rengat Sumatera Landing Point Jumlah

Ke New Garuda Sakti New Garuda Sakti Pulau Rupat Sumatra Landing Point Pulau Rupat Selatan Cirenti (PLTU Riau MT) New Garuda Sakti

275 kV 275 kV 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 275 kV 250 kV DC

Panjang Biaya (kms) (juta US$) cct, 2 Zebra 300 67,5 cct, 4 Zebra 440 143,6 Cable MI with IRC 52 51,0 Cable MI with IRC 10 9,8 cct, 2 Cardinal 60 2,6 cct, 2 Zebra 110 24,8 cct, 2 Cardinal 340 14,9 1312 314,2 Konduktor

Tegangan 2 2 2 2 2 2 2

COD 2013 2015 2016 2016 2016 2016 2016

Transmisi Aur Duri – Rengat – New Garuda Sakti akan dibangun dengan desain tegangan 500 kV karena pada jangka panjang akan merupakan bagian dari sistem transmisi 500 kV, namun dalam jangka menengah akan dioperasikan sementara dengan tegangan 275 kV. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 780 ribu pelanggan sampai dengan 2020. PLN berencana untuk menyambung hingga 216.000 sambungan pada tahun 2011 untuk mencapai rasio elektrifikasi 60%, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 64 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan

322

pembangunan JTM 6.595 kms, JTR sekitar 7.610 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 3.454 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A5.10. Tabel A5.10. Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 1.340 534 565 541 584 599 602 609 629 591 6.595

JTR kms 1.546 616 652 624 673 692 694 703 725 682 7.610

Trafo MVA 785 271 287 275 296 304 306 309 319 300 3.454

Pelanggan

216.003 57.399 60.743 58.151 62.700 64.408 64.649 65.476 67.548 63.549 780.626

A5.4. SISTEM KELISTRIKAN PULAU RUPAT Pulau Rupat yang berada di Kabupaten Bengkalis merupakan sebuah pulau yang istimewa karena kedekatannya dengan Malaka dan Port Dickson Malaysia. Pulau ini sangat indah dan berpotensi menjadi tujuan wisata yang akan sangat diminati. Pulau ini hanya dipisahkan oleh selat sempit pantai Kota Dumai yang telah dirancang sebagai pelabuhan distribusi barang dan jasa untuk Riau daratan dan Pulau Sumatera. Jalur utama pengangkutan dari dan ke pulau ini adalah melalui laut. Peta Pulau Rupat ditampilkan pada Gambar A5.2.

323

Gambar A5.2. Peta Pulau Rupat

Saat ini listrik di Pulau Rupat dipasok dari 5 sentral PLTD dengan kapasitas terpasang 3.600 kW namun daya mampunya hanya 1.195 kW dengan beban puncak 841 kW. Sistem distribusi listrik berupa JTM sepanjang 69 kms, JTR 92 kms, gardu distribusi 36 unit, 878 kVA. Rencana pengembangan kelistrikan di Pulau Rupat adalah menginterkoneksikan kelima sub-sistem tersebut. Pulau Rupat merupakan landing point dari kabel laut interkoneksi antara Sumatera dan Malaysia.

A5.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi hingga tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A5.11.

324

Tabel A5.11. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 2,663 3,013 3,401 3,722 4,046 4,386 4,726 5,082 5,479 5,968 42,486


Beban Puncak (MW) 470 530 595 649 703 759 816 876 942 1,024 7,363

Pembangkit (MW)

325

40 246 398 324 12 300 306 0 6 0 1,632

GI (MVA) 60 280 770 270 310 780 120 1,500 60 30 4,180

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 22 0 1,584 516 560 572 0 0 0 0 3,254

76 211 535 414 234 570 435 96 44 32 2,646

LAMPIRAN A.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN RIAU (tanpa BATAM)

A6.1. KONDISI SAAT INI Provinsi Kepulauan Riau mempunyai posisi geografis yang sangat strategis karena berada pada pintu masuk Selat Malaka dari sebelah timur dan juga berbatasan dengan pusat bisnis dan keuangan di wilayah Asia Tenggara. Provinsi Kepulauan Riau dimungkinkan untuk menjadi salah satu pusat pertumbuhan ekonomi bagi Republik Indonesia dimasa depan. Apalagi saat ini pada beberapa daerah di Kepulauan Riau (Batam, Bintan, dan Karimun) tengah diupayakan sebagai pilot project pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) melalui kerjasama dengan Pemerintah Singapura. Provinsi Kepulauan Riau mencakup Kota Tanjungpinang, Batam, Kabupaten Bintan, Kabupaten Karimun, Kabupaten Natuna, dan Kabupaten Lingga yang terdiri dari 2.408 pulau besar dan kecil dimana 40% belum bernama dan berpenduduk, dengan 95% dari wilayahnya merupakan lautan.

326

Gambar A6.1. Peta Wilayah Provinsi Kepulauan Riau

Penerapan kebijakan KEK di Batam-Bintan-Karimun merupakan bentuk kerjasama yang erat antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dengan partisipasi dunia usaha. KEK ini nantinya merupakan simpul-simpul dari pusat kegiatan ekonomi unggulan yang perlu didukung dengan infrastruktur yang berdaya saing internasional. Kepulauan Riau memerlukan dukungan pasokan tenaga listrik yang cukup dan andal terutama di Kota Tanjung Pinang yang merupakan ibu kota Provinsi Kepulauan Riau. Pasokan listrik untuk kota Tanjung Pinang dipasok melalui sistem Tanjung Pinang yang melayani 3 daerah administrasi, yaitu Provinsi Kepulauan Riau, Kotamadya Tanjung Pinang dan serta Kabupaten Bintan. Sistem Tanjung Pinang dipasok dari PLTD Air Raja dan PLTD Sukaberenang dengan kapasitas terpasang 43 MW dan untuk melayani beban puncak saat ini yang telah mencapai 39 MW melalui jaringan 20 kV. Sistem-sistem isolated di Provinsi Kepulauan Riau mempunyai 144 unit pembangkit kecil tersebar dengan kapasitas total 90,7 MW dan daya mampu 65,9 MW seperti terlihat pada Tabel A6.1. 327

Tabel A6.1. Pembangkit Isolated per 2010 Daya Terpasang (MW)

Daya Mampu (MW)

Beban Puncak (MW)

136

80,9

55,3

53,4

Pemda

5

0,8

0,6

0,7

Sewa

3

9,0

10,0

11,4

Total

144

90,7

65,9

65,5

Pemilik PLN

Jumlah (Unit)

Sebagian besar sistem isolated mengalami kekurangan pasokan dan ini telah berlangsung beberapa tahun terakhir. Kondisi kekurangan pasokan pada umumnya disebabkan oleh keterbatasan jumlah daya mampu mesin pembangkit, baik karena gangguan mesin pembangkit maupun usia, meningkatnya pertumbuhan pemakaian tenaga listrik alami. Untuk mengatasi kekurangan pasokan pada beberapa sistem isolated dilakukan dengan sewa pembangkit.

A6.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Ekonomi Kepulauan Riau tumbuh 7,53% pada tahun 2010 (tidak termasuk migas) dan diperkirakan masih akan terus meningkat pada masa yang akan datang. Target pertumbuhan ekonomi yang tinggi menjadi perhatian Pemerintah Daerah dengan memberikan kemudahan kepada investor untuk menanamkan modalnya di Kepulauan Riau. Kegiatan perekonomian di Provinsi Kepulauan Riau terus meningkat, ditandai dengan akan dibangunnya kawasan-kawasan industri dan pada beberapa Kabupaten telah dicanangkan sebagai Kawasan Ekonomi Khusus. Proyeksi Kebutuhan Listrik Provinsi Kepulauan Riau 2011-2020 Dari realisasi penjualan listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A6.2.

328


Sales (Gwh) 543 601 671 766 871 975 1.049 1.119 1.185 1.249 11,0%

Produksi (Gwh) 582 642 715 816 925 1.034 1.111 1.185 1.255 1.323 10,6%

Beban Puncak (MW) 101 112 125 142 161 181 194 208 220 232 10,0%

Pelanggan 139.930 153.266 167.103 181.945 197.645 214.211 231.175 248.663 266.950 286.062 9,4%

A6.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Menurut informasi dari Kementerian ESDM, di West Natuna Basin terdapat potensi gas alam sebesar 51,46 TCF. Selain itu di kawasan blok D-Alpha Natuna terdapat cadangan gas yang sangat besar, yaitu 222 TCF dan 500 juta barel minyak. Sedangkan potensi tenaga air relatif kecil. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi 150 kV dan sistem isolated. Rencana pengembangan pembangkit ditampilkan pada Tabel A6.3.

329

Tabel A6.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Proyek TB. Karimun #1,2 (FTP1) Tanjung Batu (FTP2) Dabo Singkep Natuna Tanjung Uban Tanjung Pinang 1 (TLB) TB. Karimun (Terkendala) TB. Karimun #3,4 Tanjung Batu Baru Tanjung Pinang 2 (FTP2) Tanjung Pinang 3 TB. Karimun-2 Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTGB PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU

PLN Swasta PLN PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN Swasta PLN PLN

Kapasitas (MW) 14 8 9 14 14 30 14 14 14 30 30 20 211

COD 2011 2012 2012/18 2013 2013-14 2014 2014 2014-15 2015 2015 2019-20 2019-20

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan 4 buah GI 150 kV di Pulau Bintan dan 1 lokasi di Pulau Ngenang seperti diperlihatkan pada Tabel A6.4. Tabel A6.4. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4 5

Nama Gardu Induk Air Raja Kijang Sri Bintan Tanjung Uban Pulau Ngenang Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 60 30 60 10 220

COD 2013 2013 2013 2013 2013

Selain itu diperlukan juga extension GI dengan menambah unit trafo 150/20 kV kapasitas 60 MVA pada tahun 2015 di GI Tanjung Uban. Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV sepanjang 258 kms dengan kebutuhan dana sekitar US$ 21,1 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A6.5.

330

Tabel A6.5. Pembangunan SUTT 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7

Dari Air Raja Pulau Ngenang Sri Bintan Tanjung Kasam Tanjung Sauh Tanjung Taluk Tanjung Uban Jumlah

Ke

Konduktor

Tegangan

Kijang Tanjung Taluk Air Raja Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Uban Sri Bintan

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

1 Hawk 3 x 300 mm2 1 Hawk 3 x 300 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 40 2,2 12 4,8 70 3,9 6 2,4 10 1,1 60 3,3 60 3,3 258 21,1

COD 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013

Walaupun di sistem kelistrikan Bintan telah direncanakan pembangkit yang cukup banyak seperti pada tabel A6.3, sistem ini direncanakan akan diinterkoneksi dengan sistem Batam melalui kabel laut 150 kV. Tujuan interkoneksi tersebut adalah untuk menggantikan peran PLTD di sistem Bintan, baik peak maupun baseload, dengan transfer energi dari Batam yang biaya produksinya lebih rendah. Interkoneksi ini juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan sistem Bintan karena terinterkoneksi dengan sistem kelistrikan yang jauh lebih besar. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 169 ribu pelanggan sampai dengan 2020 atau rata-rata 16.940 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1,875 kms, JTR sekitar 2.164 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 900 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A6.6 berikut. Tabel A6.6. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 293 105 130 184 203 217 209 200 173 163 1.876

JTR kms 338 121 150 212 234 250 241 231 200 188 2.164

331

Trafo MVA 107 61 76 82 87 91 94 96 101 105 900

Pelanggan

23.272 13.335 13.837 14.842 15.700 16.566 16.964 17.487 18.287 19.113 169.404

A6.4. SISTEM KELISTRIKAN NATUNA Kabupaten Natuna terletak paling utara dari wilayah Republik Indonesia di kawasan Laut Cina Selatan seperti terlihat pada Gambar A6.2.

Gambar A6.2. Peta Pulau Natuna

Natuna berada pada jalur pelayaran internasional Hongkong, Jepang, Korea dan Taiwan. Kabupaten ini terkenal dengan penghasil migas dengan cadangan yang sangat besar sebagaimana diuraikan pada butir A6.3. Kelistrikan Pulau Natuna dipasok dari PLTD dengan Kapasitas terpasang 3.080 kW, daya mampu 2.845 kW dan beban puncak 2.355 kW. Sistem distribusi berupa SUTM sepanjang 57,4 kms dengan jumlah gardu 29 unit dan kapasitas terpasang 2.450 kVA. Adapun rencana pengembangan kelistrikan di Pulau Natuna berupa penambahan PLTU batubara 2x7 MW yang dijadwalkan beroperasi pada tahun 2013.

A6.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A6.7.

332


Energy Sales (Gwh) 543 601 671 766 871 975 1.049 1.119 1.185 1.249 9.028

Produksi Energi (Gwh) 582 642 715 816 925 1.034 1.111 1.185 1.255 1.323 9.588

Beban Puncak (MW) 101 112 125 142 161 181 194 208 220 232 1.676

Pembangkit (MW)

333

14 14 21 58 51 0 0 3 25 25 211

GI (MVA) 0 0 220 0 60 0 0 0 0 0 280

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 0 258 0 0 0 0 0 0 0 258

44 21 87 126 114 11 11 14 58 57 544

LAMPIRAN A.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG

A7.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Bangka Belitung secara garis besar dikelompokkan menjadi dua sistem kelistrikan yang terpisah yaitu: 1. Sistem Bangka yang dipasok dari 4 PLTD milik PLN dan 1 PLTU Biomassa IPP, yaitu: PLTD Merawang, PLTD Mentok, PLTD Koba, PLTD Toboali, dan PLTU Listrindo (Biomassa). Pembangkit-pembangkit tersebut terinterkoneksi melalui jaringan distribusi 20 kV. 2. Sistem Belitung yang dipasok dari 2 PLTD PLN dan 1 PLTU IPP Biomassa, yaitu: PLTD Pilang, PLTD Manggar dan PLTU Belitung Energy (IPP). Pembangkitpembangkit tersebut terinterkoneksi melalui jaringan distribusi 20 kV. Sistem kelistrikan 20 kV di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung seperti ditunjukkan pada Gambar A7.1.

Gambar A7.1. Peta Jaringan SUTM di Provinsi Kep. Babel Saat Ini

334

Pada saat ini sebagian besar pasokan listrik di Provinsi Bangka Belitung diperoleh dari pembangkit dengan bahan bakar HSD. Total kapasitas terpasang adalah 144,6 MW dengan daya mampu sebesar 99,8 MW, termasuk pembangkit rental dan IPP dengan daya mampu sebesar 46,25 MW. Tabel A7.1 memperlihatkan komposisi sistem pembangkitan di Provinsi Bangka Belitung. Tabel A7.1. Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu Pembangkit Tahun 2010

A7.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Provinsi Kep. Bangka Belitung merupakan provinsi pemekaran dari Provinsi Sumatera Selatan. Sebagai provinsi baru maka sangat memerlukan banyak sarana prasarana untuk mendukung aktivitas perekonomian dan program pemerintahan, antara lain pada tahun 2010 adalah Visit Archi Babel dan Babel Benderang. Salah satu sarana yang sangat diperlukan adalah ketersediaan energi listrik, sehingga sangat diharapkan adanya penambahan/pembangunan pembangkit baru yang bertujuan untuk melayani pertumbuhan beban, menggantikan mesin-mesin yang

335

sudah tua, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan dan meningkatkan efisiensi penyaluran tenaga listrik. Dari realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik Bangka Belitung pada tahun 2011–2020 dapat dilihat pada Tabel A7.2. Tabel A7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 625 708 805 907 986 1.086 1.210 1.367 1.566 1.820 15,7%

Produksi (Gwh) 747 839 953 1.071 1.163 1.277 1.421 1.605 1.839 2.137 16,2%

Beban Puncak (MW) 130 146 165 186 201 221 246 277 318 369 16,2%

Pelanggan 208.736 237.149 266.399 289.726 295.881 302.124 308.458 314.888 321.417 328.051 8,6%

A7.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Pengembangan sarana di Provinsi Kep. Bangka Belitung dalam rangka untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pengembangan sarana pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi. Potensi Sumber Energi Sumber energi di Bangka Belitung untuk membangkitkan energi listrik sangat terbatas. Oleh sebab itu kebutuhan energi primer untuk pembangkitan tenaga listrik di Babel harus didatangkan dari luar wilayah berupa batubara, gas dan BBM. Pengembangan Pembangkit Rencana pengembangan pembangkit untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Bangka Belitung sampai dengan tahun 2020 adalah seperti ditampilkan pada Tabel A7.3. berikut.

336

Tabel A7.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Proyek Air Anyer (FTP1) Belitung Baru (FTP1) Belitung-2 / Tanjung Pandan Belitung-3 Mentok Toboali Bangka (FTP2) Bangka IV (Peaker) Belitung-4 Belitung (Peaker) Bangka-3 Bangka-5 Belitung-5 Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTG PLTU PLTU PLTU

PLN PLN Swasta PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN

Kapasitas (MW) 60 33 5 17 14 14 60 40 34 20 60 30 17 404

COD 2011 2012-13 2013 2014 2014 2014 2015-16 2015/18 2015/19 2017-18 2018-19 2020 2020

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV di 10 lokasi seperti diperlihatkan pada Tabel A7.4. Tabel A7.4. Pembangunan GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Nama Gardu Induk Air Anyir Pangkal Pinang Sungai Liat Dukong Manggar Suge Kelapa Koba Mentok Toboali Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 30 60 30 30 20 30 30 30 30 30 320

COD 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2014 2014 2016 2016

Selain itu diperlukan juga extension GI existing dengan menambah unit trafo 150/20 kV dan 70/20 kV hingga total tambahan kapasitas mencapai 210 MVA tersebar dibeberapa GI.

337

Tabel A7.5. Pembangunan Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7

Nama Gardu Induk Sungai Liat Dukong Koba Manggar Pangkal Pinang Air Anyir Dukong Jumlah

Tegangan 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV

Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 30 30 210

COD 2015 2016 2018 2018 2018 2019 2019

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV dan 70 kV sepanjang 946 kms dengan kebutuhan dana sekitar 52,4 M USD seperti ditampilkan pada Tabel A7.6. Tabel A7.6. Pembangunan SUTT 150 kV & 70 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Dari Air Anyir Air Anyir Dukong Suge Pangkal Pinang Pangkal Pinang Kelapa Koba Air Anyir/Sungai Liat Jumlah

Ke

Tegangan

Pangkal Pinang Sungai Liat Manggar Dukong Kelapa Koba Mentok Toboali PLTU Bangka Baru III

150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 44 2,4 112 6,2 140 7,8 50 2,8 120 6,6 120 6,6 140 7,8 120 6,6 100 5,5 946 52,4

COD 2011 2011 2012 2012 2014 2014 2016 2016 2018

Peta jaringan 150 kV di Bangka dan jaringan 70 kV di Belitung diperlihatkan pada Gambar A7.2 dan Gambar A7.3.

338

Gambar A7.2. Peta Jaringan Sistem Bangka

Gambar A7.3. Peta Jaringan Sistem Belitung

339

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 158 ribu pelanggan sampai dengan 2020, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% pada tahun 2011 akan disambung 58.000 pelanggan. Selanjutnya akan disambung rata-rata 13.000 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1.645 kms, JTR sepanjang 1.744 kms, Gardu Distribusí 151 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A7.7 berikut. Tabel A7.7. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 428 143 128 146 152 113 114 123 142 156 1.645

JTR kms 477 149 133 152 159 117 119 128 148 162 1.744

Trafo MVA 29 11 10 13 17 12 13 14 16 17 151

Pelanggan 57.924 11.719 10.468 11.944 12.486 9.226 9.345 10.091 11.624 12.766 157.594

A7.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A7.8. Tabel A7.8. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 625 708 805 907 986 1.086 1.210 1.367 1.566 1.820 11.080

Produksi Energi (Gwh) 747 839 953 1.071 1.163 1.277 1.421 1.605 1.839 2.137 13.051

Beban Puncak (MW) 130 146 165 186 201 221 246 277 318 369 2.258

Pembangkit (MW)

340

60 17 22 45 67 30 10 60 47 47 404

GI (MVA) 120 80 0 60 30 90 0 90 60 0 530

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 156 190 0 240 0 260 0 100 0 0 946

136 74 62 135 79 78 9 82 114 112 881

LAMPIRAN A.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA BARAT

A8.1. KONDISI SAAT INI Pasokan sistem kelistrikan Provinsi Sumatera Barat (diluar kepulauan Mentawai) berasal dari sistem interkoneksi 150 kV Sumatera Bagian Tengah (Jambi-SumbarRiau) melalui 14 gardu induk dengan kapasitas total 565 MVA dan beban puncak sebesar 348 MW seperti yang terlihat pada Gambar A8.1. SUMATERA UTARA

New Garuda Sakti

ke GI Padang Sidempuan (Sumatera Utara)

Ke GI New Garuda Sakti (Riau)

Koto Panjang

PLTA Batang Agam 3 x 3,5 MW

A A

Simpang Empat

2

P

ACSR 1 x 240 mm 52 km – 2020

Maninjau

Payakumbuh A

Padang Luar

A

ACSR 1 x 240 mm2 25 km, 2nd cct – 2012

A

Lubuk Alung PIP

PLTG Pauh Limo 3 x 21,35 MW

Kiliranjao

Solok

Simpang Haru

PLTU Ombilin 2 x 100 MW

ACSR 1 x 240 mm2 10 km – 2019

Indarung

ACSR 1 x 240 mm2 52 km, 2 nd cct - 2012

Salak

Pauh Limo

GI/GIS Kota

ke GI Teluk Kuantan (Riau)

Ombilin

U

G

ACSR 2 x 240 mm2 8 km – 2016

ACSR 2 x 430 mm2 141 km - 2013

Batusangkar

Padang Singkarak Panjang

Pariaman

RIAU

2

ACSR 1 x 240 mm2 32 km, 2nd cct – 2012 ACSR 1 x 240 mm2 42 km, 2nd cct – 2012

PLTA Singkarak 4 x 43,75 MW

ke GI Koto Panjang (Riau)

PLTP Bonjol 165 MW – 2019

ACSR 1 x 240 mm 15 km – 2017

PLTA Maninjau 4 x 17 MW

ACSR 2 x 430 mm2 150 km - 2013

ACSR 2 x 430 mm2 300 km - 2013

PLTA Masang – 2 55 MW – 2017

ACSR 1 x 240 mm2 35 km – 2013

P 2

ACSR 2 x 240 mm 17,5 km – 2011

Sungai Rumbai

PLTP G.Talang 20 MW – 2019

Bungus

ACSR 2 x 430 mm2 117 km (Operasi 150 kV)

ACSR 2 x 240 mm2 5 km - 2012

ACSR 2 x 240 mm2 80 km - 2017

U

PLTU Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) 2 x 112 MW – 2012/2013

ACSR 2 x 240 mm2 90 km - 2011

ke GI Muara Bungo (Jambi)

P PLTP Muara Labuh 2 x 110 MW – 2017

Kambang

JAMBI PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA

Rencana 275 kV HVDC U Rencana 500 kV HVDC

G

PLTU

D

PLTD

GI Rencana

PLTG

A

PLTA

PLTGU P

PLTP

GI Eksisting GI 275/150 kV Renc

Kit Eksisting Kit Rencana

Sungai Penuh

PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN

PETA JARINGAN PROPINSI SUMATERA BARAT Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV

ACSR 2 x 240 mm2 110 km - 2015

Edit September 2011

GU

ke GI Bangko (JAMBI)

ke GI Muko-muko (Bengkulu)

BENGKULU

Gambar A8.1. Sistem Interkoneksi di Provinsi Sumatera Barat

Saat ini di Provinsi Sumatera Barat terdapat pembangkit-pembangkit besar sebagaimana ditunjukan pada Tabel A8.1.

341

Tabel A8.1. Kapasitas Pembangkit di Sistem Interkoneksi Per 2010 No Nama Pembangkit 1 2 3 4 5

Ombilin Pauh Limo Maninjau Singkarak Batang Agam

Jenis

Bahan Bakar

PLTU PLTG PLTA PLTA PLTA

Batubara HSD Air Air Air

Pemilik PLN PLN PLN PLN PLN Total

Kapasitas Terpasang (MW) 200 64 68 131 11 474

Dengan kapasitas pembangkit 474 MW dan beban puncak 348 MW, maka Provinsi Sumbar pada saat musim hujan mampu memenuhi kebutuhannya sendiri bahkan dapat memasok kebutuhan listrik Provinsi Riau sebesar ± 150 MW. Namun pada musim kemarau saat PLTA-PLTA di Sumbar mengalami penurunan kapasitas, Provinsi Sumbar mendapat tambahan pasokan dari sistem Sumbagsel sekitar 100 MW. Pada saat beban puncak daerah-daerah Pesisir Selatan seperti sebagian Kambang, sebagian Balai Selasa, sebagian Indrapura serta Tapan dan Lunang membentuk sistem-sistem isolated sendiri dengan beban puncak total sebesar 4,2 MW. Hal tersebut terjadi karena kualitas tegangan di daerah tersebut sangat rendah akibat jauhnya jarak dari GI Pauh Limo sebagai pemasok tenaga listrik daerah Pesisir Selatan (±260 km). Untuk sistem kelistrikan di Kepulauan Mentawai, saat ini mempunyai beban puncak 2,1 MW yang dipasok dari beberapa PLTD berkapasitas kecil yang berjumlah 21 unit dan tersebar di 8 sentral PLTD dengan kapasitas terpasang 2,9 MW. Selain itu ada juga pembangkit PLTM Pinang Awan di Solok Selatan yang beroperasi paralel dengan sistem 20 kV untuk membantu menaikan tegangan di daerah tersebut mengingat jaraknya yang jauh dari GI Solok sebagai pemasok tenaga listrik daerah tersebut. Pembangkit isolated di Provinsi Sumatera Barat diberikan pada Tabel A8.2.

342

Tabel A8.2. Pembangkit di Sistem Isolated per 2010 No Nama Pembangkit Kepulauan Mentawai 1 Sikabaluan 2 Sikakap 3 Sipora 4 Seay Baru 5 Saumangayak 6 Simalakopa 7 Simalepet 8 Tua Pejat Pesisir Selatan 1 Lakuak 2 Balai Selasa 3 Indra Pura 4 Tapan 5 Lunang 6 Salido Kecil Solok Selatan 1 Pinang Awan

Jenis

Bahan Bakar

Pemilik

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTMH

HSD HSD HSD HSD HSD Air

PLN PLN PLN PLN PLN Swasta

Air

PLN

PLTM Total Isolated

Kapasitas Terpasang (MW) 2,8 0,1 0,4 0,1 0,1 0,2 0,0 0,2 1,6 7,3 1,9 0,6 1,3 0,9 2,2 0,3 0,4 0,4 10,5

A8.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Secara keseluruhan rata-rata pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dalam 5 tahun terakhir adalah 6,8% per tahun. Indikator penjualan energi listrik yang merefleksikan permintaan tenaga listrik masyarakat meningkat dari 1.741 GWh pada tahun 2006 menjadi 2.187 GWh di tahun 2010. Konsumsi tenaga listrik diserap oleh sektor rumah tangga (45%), sektor industri (34%), sektor komersil (13%) dan sektor publik (8%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik pada enam tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A8.3.

343


Sales (Gwh) 2.253 2.470 2.725 3.014 3.330 3.678 4.057 4.468 4.913 5.387 9,7%

Produksi (Gwh) 2.418 2.647 2.915 3.219 3.551 3.916 4.318 4.754 5.226 5.728 9,6%

Beban Puncak (MW) 389 425 468 516 568 625 689 757 831 910 9,4%

Pelanggan 876.242 910.957 946.243 981.663 1.017.739 1.055.062 1.093.265 1.131.897 1.171.568 1.213.571 3,7%

A8.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Sumatera Barat antara lain batubara, panas bumi dan tenaga air. Menurut informasi dari Bapeda Sumatera Barat, potensi batubara tersebar di Kota Sawahlunto, Kabupaten Sijunjung, Kabupaten Pesisir Selatan, Kabupaten Solok, Kabupaten Limapuluh Kota dan Kabupaten Solok Selatan. Menurut informasi dari Kementerian ESDM, potensi panas bumi di Sumatera Barat adalah sekitar 908 MW dan berada di Muaralabuh – Kabupaten Solok Selatan dan di Talang - Kabupaten Solok. Sedangkan potensi tenaga air tersebar hampir di Provinsi Sumatera Barat seperti terlihat pada Tabel A8.4.

344

Tabel A8.4. Potensi Tenaga Air No

Lokasi

DAS

Type

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pasaman Sangir-2 Sangir-3 Sinamar-2 Masang-2 Tuik Lanajan-2 Lubuk-2 Asik Lubuk-4U Sumpur-1U Kampar KN-1 Kampar KN-2 Kapur-1 Mahat-10 Mahat-2U Sumpur-K1 Palangki-1 Palangki-2 Sibakur Sibayang Sukam Kuantan-1 Batanghari-2

Bt. Pasaman Bt. Sangir Bt. Sangir Bt. Sinamar Bt. Masang Bt. Tuik Bt. Lengayang Bt. Rokan Bt. Asik Bt. Lubuk Bt.Sumpur Bt. Kampar Kanan Bt. Kampar Kanan Bt. Kapur Bt. Mahat Bt. Mahat Bt. Sumpur Bt. Palangki Bt. Palangki Bt. Sibakur Bt.Sibayang Bt. Sukam Bt. Kuantan Batanghari

ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RSV ROR RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV ROR RSV

Kapasitas (MW) 21,2 2,2 7,8 13,1 14,5 3,9 3,1 4,6 1,7 4,8 2,7 29,4 8,6 10,6 12,6 2,2 8,1 11,8 17,9 5,5 15,0 19,4 3,4 22,2

Kabupaten/ Kecamatan Pasaman Solok Solok Tanah Datar Agam Pessel Pessel Pasaman Pasaman Pasaman Pasaman 50 Kota 50 Kota 50 Kota 50 Kota 50 Kota S. Sijunjung S. Sijunjung S. Sijunjung S. Sijunjung Agam S. Sijunjung S. Sijunjung Slk Selatan

No

Lokasi

DAS

Type

25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47

Batanghari-3 Batanghari-5 Batanghari-6 Batanghari-7 Fatimah Sikarbau Balangir Landai-1 Sumani Guntung Sungai Putih Kerambil Muaro Sako Induring Palangai-3 Kambang-1 Kapas-1 Landai-2 Sumpur-K2 Lawas-1D Gumanti-1 Sikiah-1 Sikiah-2

Batanghari Batanghari Batanghari Batanghari Fatimah Sikarbau Balangir Bt. Langir Bt. Sumani Bt. Guntung Bt. Lumpo Bt. Bayang Janiah Bt. Muaro Sako Bt. Jalamu Bt. Palangai Bt. Kambang Bt. Tumpatih Bt. Air Haji Bt. Sumpur Bt. Lawas Bt. Gumanti Bt.Gumanti Bt Sikiah

RSV ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RSV ROR RSV RSV

Kapasitas (MW) 34,8 6,7 10,1 6,9 0,8 0,7 0,4 6,8 0,6 0,6 1,7 1,6 2,4 2,2 4,1 5,5 8,1 7,1 4,2 11,2 5,9 30,4 18,0

Kabupaten/ Kecamatan Slk Selatan Slk Selatan Slk Selatan Dhamasraya Pasbar Pasbar Slk Selatan Pessel Solok Agam Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Tanah Datar S. Sijunjung Solok Solok Solok

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik hingga tahun 2020 direncanakan pengembangan pembangkit di Sumatera Barat berkapasitas total 684 MW dan transfer energi dengan sistem interkoneksi Sumatera. Untuk Kepulauan Mentawai direncanakan pembangkit 9,2 MW, yaitu PLTS 0,2 MW (2011), PLTGB 6 MW (2013) dan PLTGB 3 MW (2020). Pengembangan pembangkit interkoneksi di Sumatera Barat ditampilkan pada Tabel A8.5 dan Tabel A8.6. Tabel A8.5. Pengembangan Pembangkit di Sistem Interkoneksi No 1 2 3 4 5

Proyek Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Masang-2 Muara Laboh (FTP2) Bonjol G. Talang Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTA PLTP PLTP PLTP

PLN PLN Swasta Swasta Swasta

Kapasitas (MW) 224 55 220 165 20 684

COD 2012-13 2017 2017 2019 2019

Selain itu PLN juga sedang menjalin kerjasama dengan Pemda dan swasta untuk mengembangkan pembangkit hidro skala kecil dan menengah seperti terlihat pada Tabel A8.6.

345

Tabel A8.6. Pengembangan Pembangkit Hidro Skala Kecil No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Nama Proyek Manggani Gumanti Gumanti Sinamar Sinamar Lubuk Gadang Gunung Tujuh Gunung Tujuh Tarusan Bayang Bayang Muara Sako Sumpur Kambahan Fatimah Sikarban Guntung Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM

Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

Kapasitas (MW) 1,1 5,0 5,0 5,0 5,0 4,0 4,0 4,0 3,0 3,0 3,0 2,5 2,0 1,5 1,4 1,4 0,6 51,6

COD 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI di Provinsi Sumatera Barat sampai dengan tahun 2020 berupa 2 buah GI 275 kV dan 4 buah GI 150 kV yang diperlihatkan pada Tabel A8.7 dan Tabel A8.8. Tabel A8.7. Pengembangan GI 275 kV Baru No

Nama Gardu Induk

1 Kiliranjao 2 Payakumbuh

Tegangan


275/150 kV

Baru

250

19.66

2013

275/150 kV

Baru

250

20.17

2013

500

39.8

Jumlah

Tabel A8.8. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4

Nama Gardu Induk Bungus Kambang Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

346

Kapasitas (MVA) 30 30 30 120 210

COD 2011 2011 2013 2016

Selain itu juga direncanakan pengembangan GI existing dengan menambah unit trafo 150/20 kV dengan tambahan kapasitas total 840 MVA sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A8.9. Tabel A8.9. Pengembangan Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Nama Gardu Induk Padang Luar Padang Panjang Pauh Limo Payakumbuh PIP Simpang Empat Solok Salak Maninjau Kiliranjao Payakumbuh Bungus Kambang Simpang Empat Solok Lubuk Alung Sungai Rumbai Pariaman Batusangkar GIS Kota Padang Padang Luar PIP Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 30 30 60 30 30 30 30 30 30 60 30 30 30 30 30 60 30 60 840

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 275 & 150 kV, diperlukan juga pengembangan transmisi 275 kV sepanjang 882 kms dan transmisi 150 kV sepanjang 786 kms dengan kebutuhan dana investasi USD 249,7 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A8.10 dan Tabel A8.11. Tabel A8.10. Pembangunan Transmisi 275 kV Baru No

Dari

1 Kiliranjao 2 Padang Sidempuan Jumlah

Ke Payakumbuh Payakumbuh

Tegangan 275 kV 275 kV

347

Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 282 63,5 600 135,0 882 198,5

COD 2013 2013

Tabel A8.11. Pembangunan Transmisi 150 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Dari

Ke

Bungus Indarung Kiliranjao Maninjau Padang Luar PLTU Sumbar Pessel Singkarak Kiliranjao PIP/S Haru/Pauh Limo Simpang Empat Sungai Rumbai Payakumbuh Solok Jumlah

Konduktor

Tegangan

Kambang Bungus Teluk Kuantan Padang Luar Payakumbuh 2 pi Inc. (Bungus-Kambang) Batusangkar Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang Masang-2 PLTP Muara Labuh PLTP Bonjol PLTP Gunung Talang

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 2 1 1 1 4 1 2 2 2 2 2 2

cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk 2nd cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk cct, 1 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 180 13,7 35 2,7 52 1,7 42 1,4 32 1,0 20 0,8 25 0,8 70 5,3 16 0,9 30 1,7 160 12,2 104 7,9 20 1,1 786 51,2

COD 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2016 2017 2017 2019 2019

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diproyeksikan akan terjadi penambahan pelanggan baru sekitar 369 ribu pelanggan sampai dengan tahun 2020, atau rata-rata 36.900 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 3.242 kms, JTR sekitar 3.823 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 471 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A8.12. Tabel A8.12. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 262 295 314 315 321 331 339 342 351 372 3.242

JTR kms 308 347 370 371 378 391 400 404 414 439 3.823

Trafo MVA 38 43 46 46 47 48 49 50 51 54 471

Pelanggan 32.205 34.715 35.286 35.420 36.075 37.323 38.203 38.633 39.670 42.004 369.534

A8.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi di Provinsi Sumatera Barat sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A8.13. 348


Energy Sales (Gwh) 2,253 2,470 2,725 3,014 3,330 3,678 4,057 4,468 4,913 5,387 36,295


Beban Puncak (MW) 389 425 468 516 568 625 689 757 831 910 6,176

Pembangkit (MW) 0 112 118 0 0 0 275 0 185 3 693

349

GI (MVA) 60 300 560 30 0 180 150 60 30 180 1,550


47 203 438 28 27 42 617 33 460 42 1,936

LAMPIRAN A.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAMBI

A9.1. KONDISI SAAT INI Jumlah beban puncak non-coincident sistem kelistrikan Provinsi Jambi (interkoneksi dan isolated) saat ini sebesar 207 MW dan dipasok dari sistem interkoneksi Sumbagselteng melalui saluran transmisi 150 KV dengan 5 GI, yaitu GI Aur Duri (2x30 MVA), GI Payo Selincah (2x60MVA), GI Muara Bulian (30 MVA), GI Muara Bungo (2x30 MVA) dan GI Bangko (30 MVA). Peta jaringan distribusi Provinsi Jambi seperti ditunjukkan pada Gambar A9.1.

Gambar A9.1. Peta Jaringan Distribusi di Provinsi Jambi

Kapasitas pembangkit di Provinsi Jambi adalah sekitar 222,9 MW seperti ditunjukkan pada Tabel A9.1.

350

Tabel A9.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No

1 2 3 4 5

Nama Pembangkit

Jenis

Bahan Bakar

Pemilik

PLTD Payo Selincah

PLTD

Gas Alam+HSD

PLN

PLTG Payo Selincah

PLTG

Gas Alam

Sewa

PLTG Batang Hari

PLTG

Gas Alam

PLN

PLTG Eks Sunyarangi

PLTG

Gas Alam

Sewa

PLTD lokasi tersebar Jumlah

PLTD

HSD

PLN

Kapasitas (MW)

31 100 62 18 12 223

A9.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan listrik diserap oleh konsumen rumah tangga (62%), konsumen komersil (24%), konsumen publik (7%) dan konsumen industri (7%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A9.2. Tabel A9.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 1.159 1.316 1.453 1.640 1.749 1.873 2.000 2.144 2.303 2.482 9,3%

Produksi (Gwh) 1.277 1.444 1.588 1.783 1.891 2.016 2.143 2.289 2.448 2.629 8,8%

Beban Puncak (MW) 203 227 256 281 315 334 355 377 402 426 8,8%

Pelanggan 522.280 555.972 592.561 630.152 659.586 690.151 721.574 755.141 789.658 827.382 6,7%

A9.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut.

351

Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Provinsi Jambi terdiri dari batubara, gas dan tenaga air. Berdasarkan informasi dari Pemerintah Provinsi Jambi, potensi batubara yang layak ditambang adalah 779 juta ton dengan nilai kalori rata-rata 5.715 kkal/kg yang tersebar di seluruh daerah kabupaten kecuali Kabupaten Kerinci. Potensi gas terdapat di Kabupaten Tanjung Jabung dan Kabupaten Muaro Jambi dan potensi tenaga air terdapat di Kabupaten Merangin (sungai Merangin dan sungai Batang Air Batu). Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 di Jambi direncanakan akan dipenuhi dengan mengembangkan pembangkit di Jambi dan di daerah lain pada sistem interkoneksi Sumatera. Adapun pembangkit yang direncanakan berada di Provinsi Jambi mempunyai kapasitas total 1.712 MW seperti ditampilkan pada Tabel A9.3. Tabel A5.3.1 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Proyek Sarolangun Sungai Gelam Payo Selincah Sungai Gelam (CNG/Peaker) Sengeti (CNG/Peaker) Batanghari Kuala Tungkal Tebo Pembangkit Peaker Sungai Penuh (FTP2) Merangin Jambi (KPS) Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTMG PLTG PLTG PLTG PLTGU PLTU PLTU PLTG PLTP PLTA PLTU

Swasta Sewa Sewa Beli PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta

Kapasitas (MW) 12 12 100 90 80 30 14 14 100 110 350 800 1712

COD 2011 2011 2011-12 2012 2012-13 2013 2013 2013 2014 2015 2016-17 2018-19

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan GI 150 kV baru dan extension GI existing seperti pada Tabel A9.4 dan Tabel A9.5.

352

Tabel A9.4. Pengembangan GI 150 kV No 1 2 3 4

Nama Gardu Induk Sungai Penuh Muara Sabak Sarolangun Kuala Tungkal Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 120

COD 2012 2013 2014 2018

Tabel A9.5. Pengembangan Extension GI 150/20 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Nama Gardu Induk Aurduri Bangko Muaro Bulian Payoselincah Muaro Bungo Sungai Penuh Payoselincah Aurduri Muaro Bungo Bangko Muara Sabak Payoselincah Sarolangun Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 60 60 60 60 30 60 60 60 30 30 60 30 660

COD 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020

Berkaitan dengan pengembangan transmisi 275 kV dan 500 kV Sumatera, akan dibangun 3 buah GI 275 kV yaitu GI Bangko, GI Muara Bungo dan GI Aur Duri, seperti pada Tabel A9.6. Tabel A9.6. Pengembangan GI 275 kV dan 500 kV No

Nama Gardu Induk

1 Bangko 2 Muara Bungo

Tegangan


275/150 kV

Baru

250

21,08

2013

275/150 kV

Baru

250

20,08

2013

3 Aur Duri 4 Bangko

275/150 kV

Baru

500

25,98

2014


500

17,92

2017

5 Aurduri 6 Aurduri 500kV 7 PLTU Jambi 500 kV


0

2,81

2018

500/275 kV

Baru

500

25,77

2018

500 kV

Baru

0

9,82

2018

2000

123,5

Jumlah

353

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan Sistem Sumatera, diperlukan pengembangan transmisi 150 KV, 275 KV dan 500 kV seperti ditampilkan dalam Tabel A9.7 dan Tabel A9.8. Tabel A9.7. Pembanguan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8

Dari Bangko PLTA Merangin PLTG CNG Sei Gelam PLTG CNG Sengeti Muara Sabak Muara Bulian PLTP Sungai Penuh Muara Sabak Jumlah

Ke

Tegangan

PLTA Merangin Sungai Penuh Aur Duri Aur Duri Inc. 1 Pi (Payo Selincah-Aur Duri) Sarolangun Sungai Penuh Kuala Tungkal

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 136 30.6 110 24.8 60 3.3 26 1.4 121.6 3.6 130 7.2 84 4.7 108.8 6.0 776 81.7

Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

2 Zebra 2 Zebra 1 Hawk 1 Hawk 2 x 340 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk

COD 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2018

Tabel A9.8. Pembanguan Transmisi 275 dan 500 kV No

Dari

1 Bayung Lincir 2 Aur Duri 3 PLTU Jambi Jumlah

Ke Aur Duri Rengat Aur Duri

Tegangan 275 kV 275 kV 500 kV

Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 4 Zebra

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 120 27,0 420 137,1 150 49,0 690 213,1

Peta sistem kelistrikan Provinsi Jambi diperlihatkan pada Gambar A9.2.

354

COD 2014 2015 2018

ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2013

2

A C S 75 R 4 km x 2 - 2 82 01 mm 8

2

m m 0 4 43 1 x 20 2 R km CS 0 A 6

Gambar A9.2. Peta Jaringan Provinsi Jambi

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik akan dilakukan penambahan pelanggan baru sebanyak 390 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Khusus untuk tahun 2011 akan disambung sekitar 85 ribu pelanggan untuk mencapai rasio elektrifikasi 60%. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 38.900 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.800 kms, JTR sekitar 2.626 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 257 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A9.9.

355

Tabel A9.9. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 558 222 226 234 240 245 253 264 275 282 2.800

JTR kms 515 205 210 220 227 230 238 253 263 264 2.626

Trafo MVA 49 20 20 21 22 23 24 25 26 27 257

Pelanggan

84.765 33.693 36.589 37.591 29.433 30.565 31.424 33.567 34.516 37.725 389.868

A9.4. SISTEM ISOLATED Provinsi Jambi masih memiliki 6 PLTD berbahan bakar minyak, yaitu PLTD Pelabuhan Dagang, PLTD Sungai Lokan, PLTD Mendahara Tengah dan PLTD Kuala Tungkal, PLTD Batang Asai dan PLTD Sarolangun dengan total kapasitas terpasang 12,85 MW dan 1 pembangkit IPP berbahan bakar gas yang beroperasi di Kabupaten Tanjung Jabung kapasitas terpasang 7,2 MW. Tabel A9.10. Pembangkit pada Sistem Isolated per 2010 Jenis

Kapasitas (MW)

Pemilik

1 Pelabuhan Dagang

PLTD

3,15

PLN

2 Sungai Lokan

PLTD

0,82

PLN

3 Mendahara Tengah

PLTD

0,43

PLN

4 Kuala Tungkal

PLTD

4,91

PLN

5 Batang Asai

PLTD

0,55

PLN

No

Nama Pembangkit

6 Sarolangun 7 Tanjung Jabung Power Total

PLTD

3,00

PLN

PLTMG

7,20

Swasta

20,05

A9.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A9.11.

356


Energy Sales (Gwh) 1,159 1,316 1,453 1,640 1,749 1,873 2,000 2,144 2,303 2,482 18,118


Beban Puncak (MW) 203 227 256 281 315 334 355 377 402 426 3,178

Pembangkit (MW)

357

74 160 118 100 110 175 175 400 400 0 1,712

GI (MVA) 0 270 590 560 0 0 560 650 60 90 2,780


55 134 188 133 336 282 302 643 548 29 2,651

LAMPIRAN A.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA SELATAN

A10.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Beban puncak sistem kelistrikan Sumatera Selatan saat ini sebesar 615 MW dan dipasok dari pembangkit yang terinterkoneksi melalui grid 150 kV dan 70 kV. Untuk sistem isolated yang lokasinya tersebar dipasok dari pembangkit IPP dan PLTD.

t, 2 cc

U G

SR 17 2 x 5k 4 m 30 m -2 01 m 2 5

AC

G

2x 60 km 330 mm 2 - 2012

AC SR

2

nd

2

0 mm 2 x 24 15 ACSR km – 20 35

GU

2 01

Gambar A10.1. Peta Kelistrikan Provinsi Sumatera Selatan

Pembangkit yang memasok Provinsi Sumsel diberikan pada Tabel A10.1.

358

Tabel A10.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang per 2010 No A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Nama PLN (Interkoneksi) PLTU Keramasan #1,2 PLTG Keramasan #1,2,3,4 PLTG Indralaya GT # 1.1 PLTG Indralaya GT # 1.2 PLTGU Indralaya ST # 1.0 PLTG Truck Mounted #1,2 PLTD Sungai Juaro #1,2 PLTG Borang PLTG Talang Duku PLTG Sewa Beli Tl. Duku PLTG Sewa Beli Borang PLTG Keramasan AKE #1,2

Kapasitas (MW) 829,1 25,0 64,9 50,0 40,0 40,0 40,0 25,2 14,0 20,0 60,0 60,0 100,0

No 13 14 B 15 16 17 18 19 C 20 21 22

Nama PLTMG Rental Borang PLTU Bukit Asam # 1,2,3,4 PLN (Isolated) PLTD Makarti Jaya PLTD Sungsang PLTD Air Saleh PLTD Simpang Sender PLTD Teluk Agung IPP PLTMG Sako Kenten PLTMG Musi II PLTMG Prabumulih Total

Kapasitas (MW) 30,0 260,0 6,6 1,4 1,7 1,1 1,9 0,5 43,8 12,0 19,8 12,0 879,4

Kota Palembang dipasok dari ring transmisi 70 kV dan ring transmisi 150 kV, dengan 4 trafo IBT 150/70 kV yang berada di GI Borang dan GI Keramasan dengan kapasitas 400 MVA. Gardu induk terpasang di Provinsi Sumatera Selatan sebanyak 21 GI dengan total kapasitas trafo 932 MVA, terdiri dari 8 GI 70/20/12 kV dan 13 GI 150/20 kV. A10.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI SUMATERA SELATAN Konsumsi energi listrik di Sumsel diserap oleh konsumen rumah tangga (60%), komersil (18%), industri (14%) dan publik (8%) Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A10.2.

359


Sales (Gwh) 3.089 3.460 3.845 4.273 4.758 5.157 5.589 6.054 6.599 7.188 10,1%

Produksi (Gwh) 3.383 3.781 4.196 4.648 5.160 5.576 6.027 6.513 7.081 7.696 9,8%

Beban Puncak (MW) 630 698 769 845 931 998 1.070 1.147 1.238 1.335 9,3%

Pelanggan 1.176.885 1.279.529 1.395.900 1.610.969 1.676.664 1.743.913 1.813.797 1.884.344 1.954.822 2.027.626 8,1%

A10.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di provinsi ini sangat banyak berupa batubara, gas bumi, minyak bumi, panas bumi dan gas metan batubara (CBM), sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A10.3. Tabel A10.3. Potensi Sumber Energi Sumber Daya Minyak Bumi (Oil) Gas Bumi Batubara Coal Bed Methane Panas Bumi (Geothermal) Gambut Potensi Air (Mini/Mikro Hidro) Energi Surya Biomassa Biogas Sumber

Potensi 757,6 MMSTB 24179,5 BSCF 47,1 Milyar Ton 183,00 TCF 1.911 MW 64.200 Ha 9.385,728 kW 53,85 x 10 MW 16.034,24 GWh 235,01 kWh

Produksi 27.933,07 ribu BBL 434.108,64 ribu MMBTU 9.276.361 ton Belum dimanfaatkan Belum dimanfaatkan Belum dimanfaatkan Sebagian dimanfaatkan Telah dimanfaatkan Sebagian dimanfaatkan Belum dimanfaatkan

: Dinas Pertambangan dan Pengembangan Energi Prov. Sumatera Selatan 2008

360

P_57 18

P_55 3

P_56 4

17

5 7

10

12

15

13

01-074-27

6

11

16 8

P_59

PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing 9

PLTU 2 x 135 MW Keban Agung

19 2

20 14

01-074-15 01-074-141

P_53 PLTP 4 x 55 MW Lumut Balai

01-074-07 01-074-02 PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung

Gambar A10.2. Peta Potensi Sumber Energi di Provinsi Sumatera Selatan

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 3.795 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A10.4.

361

Tabel A10.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Proyek Borang Simpang Belimbing #1,2 Talang Duku Borang Gunung Megang, ST Cycle Jaka Baring (CNG/Peaker) Baturaja Keramasan Banjarsari Sumsel-11, MT Lumut Balai (FTP2) Sumsel-2 (Keban Agung) Sumsel-5 Sumsel-7 Sumsel-6, Mulut Tambang Sumsel-8, Mulut Tambang Sumsel-9, Mulut Tambang Sumsel-10, Mulut Tambang Rantau Dedap (FTP2) Danau Ranau Sumsel-1, Mulut Tambang Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTMG PLTU PLTG PLTG PLTGU PLTG PLTU PLTGU PLTU PLTU PLTP PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTU

Sewa Swasta Sewa Beli Sewa Swasta PLN Swasta PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta PLN

Kapasitas (MW) 30 227 60 60 30 50 20 86 230 227 220 225 300 300 600 1200 1200 600 220 110 800 6795

COD 2011 2011 2011 2011-12 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014-15 2015 2015-16 2015-16 2016-17 2016 2017 2018 2018-19 2019 2019-20

Pengembangan PLTU Sumsel-8, PLTU Sumsel-9 dan PLTU Sumsel-10 dengan kapasitas total 3.000 MW merupakan PLTU batubara mulut tambang dengan memanfaatkan tersedianya cadangan batubara low rank di Sumatera Selatan. Listrik dari ketiga PLTU tersebut dimaksudkan akan disalurkan ke Pulau Jawa melalui transmisi HVDC 500 kV Jawa-Sumatera. Rencana ini dilakukan dengan terlebih dahulu memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Sumatera Selatan pada khususnya dan Sumatera pada umumnya melalui pengembangan banyak pembangkit batubara, panas bumi dan gas. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sumsel memerlukan pembangunan GI 150 kV baru di 11 lokasi dengan kapasitas sebesar 570 MVA seperti pada Tabel A10.5.

362

Tabel A10.5. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Nama Gardu Induk

Tegangan

Tanjung Api-Api Gandus Jakabaring Kenten Sekayu Kayu Agung Sungai Lilin Tebing Tinggi Muara dua Martapura Muara Rupit Jumlah


Kapasitas (MVA) 60 120 60 120 30 30 30 30 30 30 30 570

COD 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2016 2017

Selain itu juga diperlukan pengembangan GI existing kapasitas total trafo 1.470 MVA sampai tahun 2020 seperti pada Tabel A10.6. Tabel A10.6. Pengembangan Extension GI 70 kV dan 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Nama Gardu Induk Baturaja Bukit Siguntang Lubuk Linggau Baturaja Bukit Siguntang Bungaran Gungung Megang Lahat Pagar Alam Prabumulih Simpang Tiga Talang Kelapa Baturaja Bukit Asam Bukit Siguntang Keramasan


Kapasitas (MVA) 60 30 60 60 30 60 60 30 30 60 60 60 60 60 30 60

COD

No

2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Nama Gardu Induk Gumawang Lubuk Linggau Mariana Keramasan Sungai Lilin Bukit Asam Kenten Pagar Alam Talang Kelapa Betung Kayu Agung Gandus Sekayu Simpang Tiga Tebing Tinggi Jumlah


Kapasitas (MVA) 30 60 30 60 30 60 60 30 60 30 30 60 30 60 30 1470

COD 2014 2014 2015 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2020 2020

Sebagai bagian dari rencana pengembangan kelistrikan Sumatera dan nasional, di Provinsi Sumatera Selatan terdapat proyek-proyek pengembangan GI 275 kV, GI 500 kV dan stasiun konverter transmisi HVDC 500 kV seperti pada Tabel A10.7.

363

Tabel A10.7. Pengembangan GI 275 kV, 500 kV dan 500 kV HVDC No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Nama Gardu Induk

Tegangan

Lahat Lubuk Linggau Betung Gumawang Lahat Lumut Balai Bayung Lincir/PLTU Sumsel - 5 Muara Enim Sungai Lilin/PLTU Sumsel - 7 Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Lubuk Linggau Jumlah


275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Extension 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 500 kV DC Baru 500/275 kV Baru 275/150 kV Extension

1000 250 500 500 0 500 0 0 0 3000 1000 250 7000

35,50 20,32 24,00 21,03 2,97 24,28 12,08 12,21 12,08 324,00 54,31 7,45 550,2

2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2020

Pengembangan Transmisi Di Provinsi Sumatera Selatan diperlukan pengembangan transmisi 150 kV, 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC sepanjang 2.876 kms sampai dengan tahun 2020 dengan kebutuhan dana sekitar USD 498,1 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A10.8. dan Tabel A10.9. Tabel A10.8. Pembanguan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Dari PLTU Simpang Belimbing Kenten Lahat PLTU Simpang Belimbing Tanjung Api-Api Betung Bukit Asam (uprate) Gandus Jakabaring Betung Kayu Agung Lahat Lubuk Linggau Mariana Sumsel-11, MT Sungai Lilin Lahat Muara Dua Gumawang Sarolangun PLTP Rantau Dedap Muara Dua Jumlah

Ke

Tegangan

Inc. 1 Pi (Prabumulih-Bk. Asam) Inc. 2 Pi (T. Kelapa-Borang ) Pagar Alam Lahat Inc.1 Pi (T.Kelapa-Borang )/Kenten Sekayu Baturaja (uprate) Inc. 2 Pi (Keramasan-T. Kelapa) Inc. 2 Pi (Keramasan-Mariana) Talang Kelapa Gumawang PLTU Banjar Sari Tebing Tinggi Kayu Agung Inc. 1 Pi (Prabumulih-Bk. Asam) Betung PLTU Keban Agung Baturaja Martapura Muara Rupit PLTP Lumut Balai PLTP Danau Ranau

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

364

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 2 x 330 mm2 1 0.1 2 2nd cct, 1 Hawk 94.6 5.2 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 2 x 330 mm2 40 3.6 2 cct, 1 Hawk 70 3.9 2 cct, AC3 310 mm2 78 10.4 2 cct, CU 1000 mm2 20 44.4 2 cct, 2 x 330 mm2 1 0.1 1 2nd cct, 2 Hawk 55.2 8.4 2 cct, 2 Zebra 90 20.3 2 cct, 2 x 330 mm2 40 3.6 2 cct, 1 Hawk 150 8.3 2 cct, 2 Zebra 60 13.5 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 1 Hawk 120 6.6 2 cct, 2 Zebra 70 15.8 2 cct, 2 Hawk 92 7.0 2 cct, 1 Hawk 120 6.6 2 cct, 1 Hawk 80 4.4 2 cct, 2 Hawk 40 3.1 2 cct, 2 Hawk 90 6.9 1672 204.9 Konduktor

COD 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019

Tabel A10.9. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC No 1 2 3 4 5 6 7

Dari Betung Lahat Lahat Muara Enim Bayung Lincir Muara Enim Muara Enim Jumlah

Ke

Tegangan

Konduktor

Sungai Lilin 275 kV Lumut Balai 275 kV Muara Enim 275 kV Gumawang 275 kV Sungai Lilin 275 kV Betung 275 kV perbatasan Sumsel/Lampung 500 kV DC

2 2 2 2 2 2 2

cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct 4 Falcon

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 120 27,0 50 11,3 70 15,8 290 65,3 124 27,9 350 78,8 200 67,2 1204 293,2

COD 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2016

Selain proyek-proyek transmisi yang tercantum dalam tabel A10.8 dan tabel A10.9 terdapat pula ruas transmisi 500 kV AC yang menghubungkan PLTU mulut tambang Sumsel-8, Sumsel-9 dan Sumsel-10 ke GI 500 kV Muara Enim. Panjang dan rute transmisi 500 kV tersebut akan ditentukan kemudian sesuai hasil lelang ketiga PLTU mulut tambang tersebut. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan sebesar 1,03 juta pelanggan, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% di tahun 2011 akan disambung 233.400 pelanggan. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung ratarata 88.700 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan JTM 5.152kms, JTR sekitar 5.306 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 675 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A10.10. Tabel A10.10. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 716 394 414 438 462 488 516 544 574 606 5.152

JTR kms 721 396 421 447 475 504 535 567 602 638 5.306

365

Trafo MVA 100 44 54 50 62 58 71 67 82 88 675

Pelanggan

233.427 102.644 116.372 116.204 88.735 83.599 73.059 69.997 70.865 76.896 1.031.799

A10.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diperlihatkan pada Tabel A10.11. Tabel A10.11. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 3,089 3,460 3,845 4,273 4,758 5,157 5,589 6,054 6,599 7,188 50,012


Beban Puncak (MW) 630 698 769 845 931 998 1,070 1,147 1,238 1,335 9,661

Pembangkit (MW)

366

347 110 106 567 635 600 300 110 620 400 3,795

GI (MVA) 150 510 1,790 1,680 60 4,030 120 210 60 430 9,040

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 120 256 169 1,289 512 320 80 40 90 0 2,876

372 124 301 1,253 1,178 1,305 445 306 1,073 604 6,961

LAMPIRAN A.11 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BENGKULU

A11.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Bengkulu saat ini mempunyai beban puncak sekitar 113 MW, terdiri dari 92 MW beban puncak interkoneksi dan 21 MW beban puncak sistem isolated. Pasokan utama bersumber dari sistem interkoneksi Sumbagselteng melalui transmisi 150 kV dan 70 kV. Sedangkan sistem isolated dipasok dari PLTD dan PLTMH. Peta kelistrikan Provinsi Bengkulu diperlihatkan pada Gambar A11.1.

Gambar A11.1. Peta Kelistrikan Provinsi Bengkulu

Pembangkit di Provinsi Bengkulu diberikan pada Tabel A11.1.

367

Tabel A11.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang per 2010

No. 1 2 3 4 5

Nama Pembangkit PLTA Musi PLTA Tes PLTD Isolated PLTD Isolated PLTM Isolated

Bahan Bakar

Pemilik

Air Air HSD HSD Air

PLN PLN PLN Sewa PLN

Kapasitas Terpasang (MW) 210,0 17,6 17,6 8,8 1,6

Jumlah

255,6

A11.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI BENGKULU Dari realisasi penujualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A11.2. Tabel A11.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 498 565 635 709 759 814 880 934 1.001 1.072 9,2%

Produksi (Gwh) 564 638 716 796 849 908 978 1.034 1.106 1.180 8,9%

Beban Puncak (MW) 107 120 133 146 154 162 172 181 192 204 7,8%

Pelanggan 284.722 311.088 335.351 369.793 381.756 400.938 415.084 431.919 449.019 465.835 6,7%

A11.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Menurut informasi dari Kementerian ESDM, sumber energi yang tersedia di Bengkulu untuk membangkitkan energi listrik terdiri dari potensi tenaga air dan panas bumi dengan perkiraan potensi mencapai 400 MW untuk PLTA dan 500 MW PLTP. Selain 368

itu terdapat cadangan batubara sebesar 120 juta ton. Gambar A11.2 memperlihatkan sebaran dan jumlah potensi energi tersebut.

Gambar A11.2. Peta Potensi Energi Primer

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 367 MW di 5 lokasi dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A11.3. Tabel A11.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5

Proyek Ipuh Muko Muko Hululais (FTP2) Simpang Aur (FTP2) Kepahiyang Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTU PLTU PLTP PLTA PLTP

PLN Swasta PLN Swasta PLN

369

Kapasitas (MW) 6 8 110 23 220 367

COD 2013 2013 2015 2015 2020

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Rencana pengembangan gardu induk di Provinsi Bengkulu hingga tahun 2020 yaitu 5 penambahan GI baru dan 3 pengembangan GI existing. Total penambahan kapasitas trafo GI mencapai 360 MVA dengan rincian kegiatan seperti pada Tabel A11.4 dan Tabel A11.5. Tabel A11.4. Pengembangan GI Baru 150 kV dan 70 kV No 1 2 3 4 5

Nama Gardu Induk Manna Pulau Baai Argamakmur Muko-muko Bintuhan Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 30 120 30 30 30 240

COD 2012 2013 2015 2015 2017

Tabel A11.5. Pengembangan GI Existing 150 kV dan 70 kV No

Nama Gardu Induk

1 Manna 2 Pekalongan 3 Pulau Baai Jumlah

Kapasitas (MVA) 150/20 kV 30 150/20 kV 30 150/20 kV 60 120 Tegangan

COD 2013 2013 2017

Pengembangan Transmisi Untuk mengikuti perkembangan gardu induk dan pembangkit, dibutuhkan juga pengembangan jaringan transmisi sepanjang 1.318 kms dengan biaya sebesar US$ 95,4 juta. Rincian kegiatan terdapat pada Tabel A11.6. Tabel A11.6. Pembangunan Transmisi No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Dari Pagar Alam Pekalongan Kambang Pekalongan PLTA Simpang Aur 1 PLTA Simpang Aur 1 Pulau Baai Manna Muko-muko/Bantal/Ipoh PLTP Kepahiyang Jumlah

Ke

Konduktor

Tegangan

Manna Pulo Baai Muko-muko/Bantal/Ipoh PLTP Hululais Inc. 1 Pi (Pekalongan-P. Baai) PLTA Simpang Aur 2 Arga Makmur Bintuhan Arga Makmur Inc. 2 Pi (Pekalongan-P. Baai)

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

370

2 2 2 2 2 2 2 2 2 4

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 96 5,3 90 6,9 220 16,8 120 9,2 20 1,5 12 0,7 180 13,7 140 7,8 360 27,5 80 6,1 1318 95,4

COD 2012 2013 2015 2015 2015 2015 2015 2017 2020 2020

Pengembangan Distribusi Proyeksi penambahan pelanggan baru mendekati 221 ribu sambungan untuk kurun waktu 2011-2020, dimana untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% di tahun 2011 akan disambung 40.147 pelanggan. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 20.100 pelanggan per tahun, dengan kebutuhan pertambahan JTM sebanyak 2.115 kms, JTR sepanjang 2.301 kms dan penambahan kapasitas gardu distribusi sebesar 140 MVA seperti pada Tabel A11.7. Tabel A11.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 290 191 176 271 133 306 141 227 194 188 2.115

JTR kms 316 208 191 295 144 333 153 247 211 204 2.301

Trafo MVA 20 13 12 18 8 16 12 15 13 13 140

Pelanggan

40.147 26.366 24.262 34.442 11.963 19.182 14.146 16.836 17.100 16.816 221.260

A11.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diperlihatkan pada Tabel A11.8.

371

Tabel A11.8. Rangkuman

Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 498 565 635 709 759 814 880 934 1.001 1.072 7.867

Produksi Energi (Gwh) 564 638 716 796 849 908 978 1.034 1.106 1.180 8.768

Beban Puncak (MW) 107 120 133 146 154 162 172 181 192 204 1.571

Pembangkit (MW)

372

0 0 14 0 133 0 0 0 0 220 367

GI (MVA) 0 30 180 0 60 0 90 0 0 0 360

Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 96 90 0 552 0 140 0 0 440 1.318

13 17 56 17 269 21 25 19 18 406 862

LAMPIRAN A.12 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI LAMPUNG

A12.1. KONDISI SAAT INI Sistem ketenagalistrikan di Provinsi Lampung adalah bagian dari sistem interkoneksi Sumatera seperti ditunjukkan pada Gambar A12.1.

Gambar A12.1. Peta Sistem Interkoneksi & Sistem Isolated

Beberapa sistem di Provinsi Lampung belum tersambung dengan sistem interkoneksi, meliputi sistem tersebar yang kecil (< 0,5 MW) yang pada umumnya merupakan PLTD Listrik Pedesaan dengan jam operasi 12 jam per hari yang tersebar di lokasi yang terpencil seperti Pulau Sebesi di Lampung Selatan, Pugung Tampak dan Bengkunat di Lampung Barat. Sistem kelistrikan Lampung akan dikembangkan untuk mencakup daerah-daerah sebagai berikut : Kota Agung di Kabupaten Tanggamus, Liwa dan Ulubelu di Kabupaten Lampung Barat, Pakuan Ratu di Kabupaten Tulang Bawang Barat dan Simpang Pematang di Kabupaten Mesuji. Peta kelistrikan Provinsi Lampung diperlihatkan pada Gambar A12.2. 373

U

Gambar A12.2 .Peta Kelistrikan Provinsi Lampung

Beban puncak Lampung pada tahun 2010 adalah 482 MW dengan produksi energi 2.607 GWh. Pembangkit yang berada di Provinsi Lampun ditunjukkan pada Tabel A12.1. Tabel A12.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No 1 2 3 4 5 6

Daya Pembangkit Terpasang (MW) PLTA Besai #1,2 90 PLTA Batutegi #1,2 30 PLTU Tarahan #3,4 200 PLTD Tarahan #2,4 15 PLTD Teluk Betung #7,8,10 14 PLTD Tegineneng #1,2,3 28 Jumlah 377

374

Daya Mampu (MW) 89 28 200 12 11 20 361

A12.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Pertumbuhan penjualan tenaga listrik khususnya provinsi Lampung dalam lima tahun terakhir sangat tinggi, yaitu mencapai 11,1%. Pertumbuhan ini masih berpotensi untuk terus meningkatkan rasio elektrifikasi, karena pada tahun 2010 baru mencapai 60%. Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terkahir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A12.2. Tabel A12.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 2.811 3.325 3.679 4.052 4.428 4.747 5.075 5.411 5.754 6.102 10,6%

Produksi (Gwh) 3.106 3.637 3.989 4.361 4.746 5.077 5.416 5.762 6.124 6.491 9,6%

Beban Puncak (MW) 569 660 717 776 837 887 938 989 1.041 1.094 8,2%

Pelanggan 1.274.206 1.429.388 1.578.181 1.731.411 1.874.733 1.968.260 2.064.353 2.163.074 2.264.491 2.368.673 8,7%

A12.3. PENGEMBANGAN KETENAGALISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Lampung, potensi sumber energi utama yang berada di provinsi ini adalah panas bumi dan tenaga air sebagaimana diberikan pada Tabel A12.3 dan Tabel A12.4. Selain itu juga terdapat potensi biomassa dan batubara.

375

Tabel A12.3. Potensi Panas Bumi No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Area

Potency (Mwe) Reserve (Mwe) Speculative Hipothetic Possible Probable Proven

Regency

Way Umpu Way Kanan Danau Ranau Lampung Barat Purunan Lampung Barat Gn. Sekincau Lampung Barat Bacingot Lampung Barat Suoh Antata Lampung Barat Pajar Bulan Lampung Barat Natar Lampung selatan Ulu Belu Tanggamus Lempasing Lampung selatan Way Ratai Lampung selatan Kalianda Lampung selatan Pmt. Belirang Lampung selatan Total Potency = 2,855 Mwe

100 25 225 100 25 225 225 925

185 100 163 156 194 40 838

222 130 300 380 40 1,072

37 37

110 110

Tabel A12.4. Potensi Tenaga Air

No. I 1 2 3 4 5 6 7 8

Lokasi Mesuji Tulang bawang Besai / Umpu Giham Pukau Giham Aringik Tangkas Campang Limau Sinar Mulia Way Abung Way Umpu

II Seputih / Sekampung 1 Bumiayu

Kapasitas (MW) 7.50 16.00 80.00 1.60 1.00 978.00 600.00 600.00

39.20

No. III 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Lokasi Semangka Semangka Atas I Semangka Atas II Semangka Atas III Semangka Bawah I Semangka Bawah II Semung I Semung II Semung III Manula I Manula II Simpang Lunik I Simpang Lunik II Simpang Lunik III

Kapasitas (MW) 26.8 23.2 28.2 35.5 40.4 23.8 38.7 11.6 5.7 8.4 6.1 3.8 3.9

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 1.301 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A12.5.

376

Tabel A12.5. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Proyek

Jenis

Pemilik

Tarahan (FTP1) Ulubelu #1,2 Tarahan #5,6 Pembangkit Peaker Ulubelu #3,4 (FTP2) Semangka Rajabasa (FTP2) Suoh Sekincau Wai Ratai Jumlah

PLTU PLTP PLTU PLTG PLTP PLTA PLTP PLTP PLTP

PLN PLN Sewa PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

Kapasitas (MW) 200 110 240 200 110 56 220 110 55 1301

COD 2012 2012-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018-19 2019

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan GI Di Provinsi Lampung direncanakan pembangunan 14 buah gardu induk baru dan pengembangan GI existing sampai dengan tahun 2020 seperti diperlihatkan pada Tabel A12.6 dan Tabel A12.7. Tabel A12.6. Rencana GI Baru 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

Nama Gardu Induk Seputih banyak Dipasena Ulubelu Kota Agung Liwa Dipasena Gedong Tataan Ketapang Mesuji Teluk Ratai Jati Agung Pakuan Ratu Langkapura Bengkunat Jumlah

Tegangan 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

377

Kapasitas (MVA) 30 90 30 30 30 120 60 30 30 30 30 30 60 30 630

COD 2011 2012 2012 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2019

Tabel A12.7. Rencana Pengembangan GI Existing No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Nama Gardu Induk Kotabumi Adijaya Bukit Kemuning Kalianda Natar New Tarahan Pagelaran Metro Sribawono Sukarame Kotabumi Seputih banyak Tegineneng

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 60 30 60 60 60 30 60 30 60

COD

No

2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014

14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Nama Gardu Induk Adijaya New Tarahan Menggala Sutami Mesuji Tegineneng Jati Agung Ketapang Pakuan Ratu Sukarame Kotabumi Sribawono Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 30 60 60 30 30 60 30 30 30 60 60 60 1170

COD 2015 2015 2016 2016 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020 2020

Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi 150 kV dan 500 kV sampai dengan 2020 sepanjang 2.124 kms diperlihatkan pada Tabel A12.8. Tabel A12.8 Pengembangan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Dari Bukit Kemuning (uprate) PLTU Tarahan (FTP1) Seputih Banyak Ulubelu Baturaja (uprate) Menggala Sutami (uprate) Pagelaran (uprate) Bukit Kemuning Pagelaran Gedon Tataan Gumawang Kalianda Mesuji Pagelaran PLTP Ulubelu #3,4 Natar Pakuan Ratu PLTA Semangka Kalianda Langkapura Besai Liwa Teluk Ratai Jumlah

Ke

Konduktor

Tegangan

Kotabumi (uprate) Inc. 2 Pi (New Tarahan-Kalianda) Dipasena Inc. 1 Pi (Batutegi-Pagelaran) Bukit Kemuning (uprate) Seputih Banyak Natar (uprate) Tegineneng (uprate) Liwa Kota Agung Teluk Ratai Mesuji Ketapang Dipasena Gedong Tataan Ulubelu Jatiagung Inc. 1 Pi (Menggala-Gumawang) Kota Agung PLTP Rajabasa Inc. 2 Pi (Natar-Teluk Betung) PLTP Suoh sekincau Bengkunat PLTP Wai Ratai

150 kV 150 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

AC3 310 mm2 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk AC3 310 mm2 2 Zebra AC3 310 mm2 AC3 310 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Zebra 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk CU 1000 mm2 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 68 9.0 1 0.2 120 9.2 40 3.1 96 12.8 120 27.0 30 4.0 30 4.0 80 4.4 80 4.4 60 3.3 160 12.2 90 20.3 152 11.6 60 4.6 20 1.1 16 35.5 1 0.2 60 3.3 40 3.1 2 0.1 38 2.1 120 6.6 40 2.2 1524 184.6

COD 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2019

Di provinsi ini melintas transmisi 500 kV HVDC Sumatera-Jawa dengan switching station dan landing point kabel laut 500 kV HVDC akan berada di Ketapang.

378

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, penambahan pelanggan baru sampai dengan 2020 adalah 1.331 ribu pelanggan, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% di tahun 2011 akan disambung 236.225 pelanggan dan pada tahuntahun selanjutnya akan disambung rata-rata 121.600 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.409 kms, JTR sekitar 2.268 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 766 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A12.9. Tabel A12.9. Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 428 281 269 277 260 169 174 179 184 189 2.409

JTR kms 403 264 254 261 244 159 164 168 173 178 2.268

Trafo MVA 144 94 88 87 72 54 55 56 57 59 765

Pelanggan

236.225 155.182 148.793 153.230 143.322 93.527 96.093 98.721 101.417 104.182 1.330.692

A12.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A12.10.

379


Energy Sales (Gwh) 2,811 3,325 3,679 4,052 4,428 4,747 5,075 5,411 5,754 6,102 45,384


Beban Puncak (MW) 569 660 717 776 837 887 938 989 1,041 1,094 8,507

Pembangkit (MW)

380

0 255 295 200 110 56 220 55 110 0 1,301

GI (MVA) 90 390 150 210 360 150 60 90 180 120 1,800


67 443 184 168 380 367 524 173 321 44 2,671

LAMPIRAN A.13 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (PERSERO) DI PROVINSI KALIMANTAN BARAT

A13.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Kalimantan Barat terdiri atas satu sistem interkoneksi 150 kV dan beberapa sistem isolated. Sistem interkoneksi meliputi sekitar Pontianak hingga Singkawang. Sistem isolated terdiri atas sistem Sambas, Bengkayang, Ngabang, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Putussibau, Ketapang, Sukadana dan sistem tersebar. Beban puncak di sistem kelistrikan Kalimantan Barat pada tahun 2010 adalah 283 MW dengan produksi 1.478 GWh. Sistem interkoneksi merupakan yang terbesar dimana sekitar 67% produksi listrik di Kalimantan Barat berada di sistem ini. Tabel A13.1 memperlihatkan komposisi sistem kelistrikan di Kalimantan Barat. Tabel A13.1. Komposisi Sistem Kelistrikan Kalimantan Barat Sistem Interkoneksi Bengkayang Sambas Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Putusibau Nangapinoh Ketapang Tersebar Total

Produksi GWh % 1003 67,9 21 1,4 61 4,1 19 1,3 55 3,7 15 1,0 63 4,3 22 1,5 22 1,5 109 7,4 88 5,9 1478 100,0

381

Beban Faktor Puncak (MW) Beban (%) 175 65,4 4 53,3 13 54,4 4 54,3 12 51,9 3 52,3 13 57,8 4 58,9 4 63,4 19 66,0 32 31,5 283 59,6

Pertumbuhan penjualan 5 tahun terakhir sangat tinggi, yaitu rata-rata 9,1% per tahun. Penjualan tenaga listrik diserap oleh konsumen rumah tangga & sosial (61%), konsumen komersil (28%), konsumen industri (5%) dan konsumen publik (6%). Pada saat ini hampir 100% pasokan listrik di Kalimantan Barat bersumber dari pembangkit berbahan bakar minyak. Kecukupan dan keandalan pasokan masih relatif rendah karena umur beberapa mesin diesel sudah tua dan cadangan pembangkitan tidak memadai. Kapasitas pembangkit adalah 385 MW dengan daya mampu 339 MW seperti diperlihatkan pada Tabel A13.2. Tabel A13.2. Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu Pembangkit per 2010 Sistem Interkoneksi Bengkayang Sambas Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Putusibau Nangapinoh Ketapang Tersebar Total

Daya Terpasang (MW) 236 6 15 7 14 5 16 6 6 24 50 385

Daya Mampu (MW) 212 5 15 5 14 4 14 5 5 22 37 339

A13.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalbar pada 5 tahun terakhir tumbuh rata-rata 9,1% per tahun, dimana permintaan listrik didominasi oleh pelanggan rumah tangga. Pertumbuhan ekonomi selama 2006-2010 cukup tinggi yaitu rata-rata 5.2% per tahun. Rasio elektrifikasi saat ini adalah 58.3%. Untuk terus meningkatkan rasio elektrifikasi dibutuhkan ketersediaan listrik dalam jumlah yang cukup dan andal. Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A13.3.

382

Tabel A13.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (Sistem Interkoneksi dan Isolated) Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Sales (Gwh) 1.406 1.559 1.713 1.869 2.030 2.205 2.394 2.599 2.820 3.060 9,0%

Produksi (Gwh) 1.594 1.779 1.954 2.130 2.313 2.510 2.723 2.954 3.204 3.476 8,9%

Beban Puncak (MW) 289 322 353 384 416 451 488 528 572 619 8,9%

Pelanggan 622.019 662.562 699.536 738.516 779.621 826.276 875.695 928.047 983.514 1.042.287 6,1%

Beban puncak sistem interkoneksi pada tahun 2011 adalah 186 MW, dan sejalan dengan rencana pengembangan transmisi 150 kV hingga mengambil alih beban pada sistem-sistem isolated (Sistem Sambas, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Ngabang dan Ketapang) maka beban puncak grid 150 kV pada tahun 2020 menjadi 548 MW atau tumbuh rata-rata 12,7% per tahun. Sedangkan sistem-sistem isolated kecil lainnya masih tetap beroperasi isolated.

A13.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN

Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di Provinsi Kalimantan Barat berupa tenaga air, gambut dan batubara. Pemanfaatan potensi tenaga air menjadi PLTA/PLTM pada umumnya perlu didahului dengan survey dan studi yang mendalam. Pada saat ini potensi yang dapat dikembangkan adalah PLTA Nanga Pinoh dengan kapasitas 98 MW. Di provinsi ini terdapat potensi gambut yang cukup besar yaitu di Kabupaten Mempawah. Namun pemanfaatannya pada PLTU gambut terkendala oleh aspek lingkungan. Potensi batubara terdapat di daerah Sintang, berupa batubara dengan kandungan kalori yang tinggi, namun pada saat ini belum dilakukan eksploitasi karena terkendala infrastruktur transportasi. Sumber batubara ini dapat digunakan sebagai bahan bakar untuk PLTU/PLTGB di Sanggau, Sintang, Nanga Pinoh dan Putusibau. 383

Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi dan sistem-sistem isolated sebagaimana ditampilkan pada Tabel A13.4. Tabel A13.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Proyek Riam Badau Ketapang (IPP) Putussibau (FTP2) Sanggau Sintang Ketapang (FTP2) Nanga pinoh Pantai Kura-Kura (FTP1) Parit Baru (FTP1) Parit Baru-Loan China (FTP2) Pontianak-3 Kalbar-1 Nanga pinoh Kalbar-2 Pontianak-2 Jumlah

Jenis

Pemilik

PLTM PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTA PLTU PLTU

PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta PLN PLN PLN Swasta

Kapasitas (MW) 0.2 14 8 14 21 20 6 55 100 100 50 100 98 100 50 736

COD 2011 2012 2012 2012-13 2012-13 2013 2013 2013 2013 2014-15 2015 2016-17 2017-18 2019-20 2019-20

Sebagai bagian dari rencana penyediaan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat, PLN berencana membeli tenaga listrik dari Sarawak melalui transmisi interkoneksi 275 kV antar negara yang berkapasitas lebih dari 200 MW. PLN bermaksud mengimpor tenaga listrik baseload sebesar 50 MW dan peakload sebesar hingga 180 MW. Dengan pola transfer energi seperti ini PLN akan terhindar dari membakar BBM untuk pembangkit beban puncak. Adanya rencana impor baseload sebesar 50 MW adalah untuk mengurangi ketidakpastian penyediaan pembangkit baseload di sistem Kalimantan Barat. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Di Provinsi Kalimantan Barat akan dibangun 15 buah GI 150 kV baru dan pengembangan trafo GI existing sebesar 930 MVA. Selain itu akan dibangun pula GI 275 kV sebagai simpul interkoneksi antara Kalimantan Barat dan Serawak. Rencana pembangunan GI diberikan pada Tabel A13.5 dan Tabel A13.6. 384

Tabel A13.5. Pengembangan GI 150 kV dan 275 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Nama Gardu Induk Kota Baru PLTU Kura-Kura Sambas Bengkayang Ngabang Tayan Sanggau Sekadau Sintang Kota Baru 2 Nanga Pinoh Sandai Sukadana Ketapang Putusibau Bengkayang Jumlah


Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 30 30 60 30 250 760

COD 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013

Tabel A13.6. Pengembangan/Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Nama Gardu Induk Sei Raya Mempawah Siantan Singkawang Sanggau Parit Baru Sambas Siantan Kota Baru Jumlah

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Kapasitas (MVA) 120 30 60 30 30 30 30 60 30 420

COD 2012 2014 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Pengembangan Transmisi Pengembangan jaringan transmisi sampai dengan tahun 2020 di Kalimantan Barat adalah seperti terlihat pada Tabel A13.7.

385

Tabel A13.7. Pengembangan Transmisi 150 kV dan 275 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Dari Parit Baru PLTU Kura-Kura Sei Raya Singkawang Bengkayang Ngabang PLTU Parit Baru (IPP) Siantan Singkawang Sanggau Sintang Tayan Nanga Pinoh Sandai Sintang Sukadana Ketapang Sintang Bengkayang Jumlah

Ke

Tegangan

Kota Baru Inc. 2 pi (Singkawang-Mempawah) Kota Baru Sambas Ngabang Tayan Parit Baru Tayan Bengkayang Sekadau Sekadau Sanggau Kota Baru 2 Tayan Nanga Pinoh Sandai Sukadana Putusibau Perbatasan

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV

Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,

1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Zebra

Panjang Biaya (kms) (juta US$) 40 2,2 40 2,2 32 1,8 126 7,0 180 10,0 110 6,1 6 0,3 184 10,2 120 6,6 100 5,5 180 10,0 180 10,0 180 10,0 300 22,9 180 10,0 180 13,7 200 15,3 300 22,9 180 28,4 2818 195,0

COD 2011 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013

Untuk mewujudkan interkoneksi antara Kalimantan Barat dan Sarawak tersebut, PLN berencana membangun transmisi 275 kV sepanjang 180 kms dari GI Bengkayang ke perbatasan negara dan trafo IBT berkapasitas 250 MVA. Pengembangan kelistrikan Kalimantan Barat dapat dilihat pada Gambar A13.1.

386

The image cannot be displayed. Your computer may not have enough RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN memory to open the image, or the image may have been corrupted. Restart your computer, and then open theBARAT file again. If 2011 the red x still appears, you … KALIMANTAN - 2020

PLTM PANCAREK‐SAJINGAN (IPP); 2 x 400 KW (2012) ARUK PLTU 2 KALBAR TJ.GUNDUL (PLN); 2 x 27,5 MW (2013) PLTU PERPRES TAHAP II 2 X 50 MW (2014) LOAN CHINA

SERIKIN JAGOI BABANG

BATU KAYA

GI. NGABANG Thn2013 55 km GI. SIANTAN

GI. TAYAN GI. SEI RAYA Thn2013 GI. KOTA BARU Thn 2011 PLTU TAYAN (IPP);2 X 25 MW (2015)

PLTGB (IPP) 8 MW (2012) GI. PUTUSIBAU Thn 2020

BADAU

ENTIKONG GI & GITET. BENGKAYANG Thn 2013

GI. PLTU KURA-KURA Thn 2011 GI. MEMPAWAH

PLTU 1 KALBAR‐PARIT BARU (PLN); 2 x 50 MW (2013) PLTU PARIT BERKAT (IPP); 2 x 25 MW (2014);

KUCHING

GI MAMBONG (MATANG) TEBEDU

GI. SINGKAWANG Thn 2009

GI. PARIT BARU

PLTM MERASAP‐BENGKAYANG (PLN); 2 x 750 KW (2010)

BIAWAK

GI. SAMBAS Thn2013

GI SANGGAU Thn 2014

PLTU SINTANG (PLN); 3 X 7 MW 2012) (

GI. SINTANG Thn 2014

GI. SEKADAU Thn 2014 PLTU SANGGAU (PLN); 2 X 7 MW (2012)

PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTA NANGA PINOH (PLN) 98 MW 2017‐18 GI. NANGA PINOH Thn 2016

GI. K0TA BARU22017 GI. SUKADANA Thn 2017 GI. SANDAI Thn 2017

PLTU KETAPANG (PLN) ; 2 X 10 MW (2013)

GI.GI KUALA KURUN Kuala Kurun

GI. KETAPANG Thn 2017

PLTU KETAPANG (IPP) ; 2 X7 MW (2012)

KETERANGAN : Gardu Induk 275 kV Rencana Transmisi 275 kV Rencana Transmisi 150 kV Eksisting Transmisi 150 kV Rencana Gardu Induk 150 kV Eksisting Gardu Induk 150 kV Rencana

PLTU Rencana PLTMH Rencana Listrik Perbatasan Eksisting Listrik Perbatasan Rencana

Gambar A13.1. Pengembangan Kelistrikan Provinsi Kalimantan Barat

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan sebanyak 46.400 sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan JTM 1.380 kms, JTR sekitar 3.944 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 540 MVA sampai dengan tahun 2020 seperti ditampilkan dalam Tabel A13.8.

387

Tabel A13.8. Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1.381

JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3.944

Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540

Pelanggan

44.189 40.543 36.973 38.980 41.105 46.655 49.419 52.353 55.467 58.773 464.457

A13.4. ELEKTRIFIKASI DAERAH PERBATASAN ANTAR NEGARA Kebutuhan energi listrik untuk daerah terpencil di perbatasan antara Kalimantan Barat dan Sarawak masih belum tercukupi, sementara kondisi kelistrikan di wilayah Sarawak lebih baik. Hal ini menimbulkan terjadinya kesenjangan pada daerah perbatasan. PLN telah melakukan pembelian tenaga listrik skala kecil untuk 2 sistem isolated di daerah perbatasan, yaitu di Sajingan dan Badau. Berikutnya akan dilakukan pembelian listrik dari Sarawak untuk melistriki sistem isolated lainnya, yaitu Entikong sebesar 150 kVA dan Seluas sebesar 100 kVA. Peta kelistrikan di daerah perbatasan diberikan pada Gambar A13.2.

388

Gambar A13.2. Peta Kelistrikan di Daerah Perbatasan

A13.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A13.9. Tabel A13.9. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah

Energy Sales (Gwh) 1,406 1,559 1,713 1,869 2,030 2,205 2,394 2,599 2,820 3,060 21,656


Beban Puncak (MW) 289 322 353 384 416 451 488 528 572 619 4,424

Pembangkit (MW)

389

0 43 195 50 100 50 99 49 75 75 736

GI (MVA) 60 150 340 210 30 150 90 30 60 60 1,180


38 132 457 151 191 182 211 120 153 191 1,825

LAM MPIRAN A14

NERACA DAYA SIISTEM-S SISTEM IS SOLATED WILAYA AH OPER RASI INDONESIA BARAT

390

LAMP PIRAN A14.1 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI AC CEH

391

Neraca Daya Sistem Sabang Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan Produksi Energi

GWh

Beban Puncak

MW

3.7

3.8

4.0

4.2

4.4

4.5

4.7

4.9

5.1

5.2

%

64.9

65.2

65.5

65.7

66.0

66.2

66.4

66.6

66.8

67.0

Load Faktor

20.8

21.9

23.0

24.1

25.2

26.3

27.4

28.5

29.6

30.7

Pasokan Kapasitas Terpasang

MW

Derating Kapasitas Pembangkit PLN

7 4 7.4

74 7.4

41 4.1

41 4.1

41 4.1

4 1 4.1

41 4.1

41 4.1

4 1 4.1

41 4.1

0.7

0.7

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

0.4

6.68

6.68

3.71

3.71

3.71

3.71

3.71

3.71

3.71

3.71

PLTD Aneuk Loat

392

Marcedes MTU

0.18

1

PLTD

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

0.2

Marcedes MTU

0.36

2

PLTD

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

0.7

Caterpillar

0.87

1

PLTD

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

Caterpillar

0.92

1

PLTD

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

Caterpillar

1.44

1

PLTD

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

1.4

PLTD Sewa Sewa Diesel

2.00

PLTD

2.0

2.0

Genset BPKS

1 30 1.30

PLTD

1 3 1.3

13 1.3

Tambahan Pembangkit PLN Sabang (FTP2)

2 PLTGB

8

IPP Lho Pria Laot

PLTP

Jaboi (FTP2)

PLTP

Jumlah Kapasitas

MW

6.7

6.7

11.7

11.7

11.7

11.7

18.7

18.7

28.7

28.7

Cadangan

MW

2.4

2.4

5.4

5.4

5.4

5.4

7.5

7.5

7.5

7.5

Pemeliharaan

1.4

1.4

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

Operasi

1.0

1.0

1.4

1.4

1.4

1.4

3.5

3.5

3.5

3.5

0 6 0.6

0 4 0.4

2 3 2.3

2 1 2.1

1 9 1.9

1 7 1.7

6 5 6.5

6 3 6.3

16 2 16.2

16 0 16.0

S Surplus/Defisit l /D fi i

MW

7 10

Neraca Daya Sistem Blangpidie Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016


GWh

42,8

45,0

Beban Puncak

MW

8,7

9,1

%

56,2

56,7

MW

23,3

23,3

Derating Capacity

1,2

1,2

Pembangkit PLN

22,1

22,1

Load Faktor

Rencana masuk grid 150 kV thn 2013


PLTD Suak 0,67

2

PLTD

1,3

1,3

Merrless

0,95

1

PLTD

1,0

1,0

MAK

2,39

2

PLTD

4,8

4,8

393

SWD 6 FG

MTU

0,99

3

PLTD

3,0

3,0

Cummins

0,72

1

PLTD

0,7

0,7

Caterpillar p

0,92 ,

1

PLTD

0,9 ,

0,9 ,

Caterpillar

0,45

1

PLTD

0,5

0,5

Caterpillar

0,23

1

PLTD

0,2

0,2

2

PLTD

9,0

9,0

PLTD

2,0

2,0

Jumlah Kapasitas

MW

22,1

22,1

Cadangan

MW

6,9

6,9

Pemeliharaan

4,5

4,5

Operasi

2,4

2,4

6 5 6,5

6 2 6,2

Relokasi dari Lampung 4,5 Sewa Sewa Diesel

Surplus/Defisit

2,00

MW


2017

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Tapaktuan Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

Produksi Energi

GWh

31,1

32,5

Beban Puncak

MW

5,9

6,2

%

59 8 59,8

60 2 60,2

2013

2014

2015

2016

Kebutuhan

L dF Load Faktor k



MW

Derating Kapasitas Pembangkit PLN

10,4

6,4

0,6

0,6

9,73

5,73

PLTD Tapaktuan MTU 12V 4000

2

PLTD

2,0

2,0

SWD 6FG

0,7

1

PLTD

0,7

0,7

SWD 9F

1,1

2

PLTD

2,2

2,2

MTU 12V 2000

0,7

2

PLTD

1,5

1,5

PLTD

4,0

394

1,0

Sewa Sewa Diesel Tambahan Kapasitas PLN Tapaktuan

7,0

2

PLTU

Jumlah Kapasitas

MW

Cadangan

MW

14,0 9,7

19,7

2,1

8,1

Pemeliharaan

1,1

7,0

Operasi

1,0

1,1

1 7 1,7

5 5 5,5

S Surplus/Defisit l /D fi i

MW

Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera

2017

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Subulussalam Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016


GWh

55,8

Beban Puncak

MW

11,9

12,8

%

53,3

53,8

Load Faktor

60,2

Pasokan

Rencana tahun 2013 masuk Grid 150 kV

Kapasitas Terpasang

MW

14,7

14,7

Derating Capacity

2,2

1,9

Pembangkit PLN

12,5

12,8

PLTD Rimo

PLTD

, 4,5

395

PLTD Singkil

PLTD

0,0

PLTD Kuta Fajar

PLTD

1,2

PLTD Sewa

PLTD

9,0

Tambahan Pembangkit PLN Singkil

3,0

2

PLTGB

6,0

1,4 10

1 1

PLTU PLTB

1,0 1,0

9,0

Jumlah Kapasitas

MW

14,5

23,8

Cadangan

MW

1,9

1,9

Beli Energi / IPP PLTU PT. GSS PLTBayu PT. GLA

Pemeliharaan

1,0

1,0

Operasi

0,9

0,9

0,6 ,

9,1 ,

p f Surplus/Defisit

MW


2017

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Kutacane Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018


GWh

49,2

Beban Puncak

MW

10,3

10,8

%

54,6

55,4

MW

14,3

14,8

Load Faktor

52,6 Rencana tahun 2013 masuk Grid 150 kV

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity

0,7

0,7

Pembangkit PLN

13,62

14,10

2,6 ,

2,6 ,

PLTD Kuning MTU

, 0,85

3

PLTD

396

SWD 6TM

1,96

1

PLTD

2,0

2,0

SWD 8FG

0,64

1

PLTD

0,6

0,6

Cummins

0,85

2

PLTD

1,7

1,7

0,75

2

PLTD

1,5

1,5

PLTD

5,0

5,0

1,0

1,5

PLTM Sepakat Turbin WKC PLTD Sewa Rental genset HSD Suplai dari 20 kV Sistem Sumut Tambahan Pembangkit IPP Lawe Mamas

30

3

PLTA

50

Jumlah Kapasitas

MW

13,6

14,1

Cadangan

MW

2,8

2,8

Pemeliharaan

2,0

2,0

Operasi

0,9

0,9

0,5

0,4

Surplus/Defisit

MW


2019

2020

Neraca Daya Sistem Blangkejeran Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018


GWh

14,9

15,8

16,7

17,6

Beban Puncak

MW

3,9

4,2

4,4

4,6

%

43,3

43,3

43,4

43,4

Load Faktor



MW

5,6

5,6

5,6

5,6

Derating Capacity

MW

0,6

0,6

0,6

0,6

Pembangkit PLN

MW

5,1

5,1

5,1

5,1

PLTD Rema

MW

3,6 ,

3,6 ,

3,6 ,

3,6 ,

PLTD

2,0

2,0

PLTD

1,4

PLTM PLTM

0,2

J l h Kapasitas Jumlah K it

MW

6 7 6,7

7 0 7,0

7 0 7,0

7 0 7,0

Cadangan

MW

1,8

1,8

1,8

1,8

1,0

1,0

1,0

1,0

Sewa

397

Rental genset HSD

2,0

2,0

Tambahan Pembangkit PLN Rel. dari PLTD L. Bata

0,7

2

Beli Energi Rerebe Putri Betung

Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW

0,3

0,8

0,8

0,8

0,8

0,9

1,0

0,8

0,5


2019

2020

Neraca Daya Sistem Takengon Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016


GWh

57,3

60,4

Beban Puncak

MW

18,0

18,9

%

36,3

36,5

Kapasitas Terpasang

MW

24,0

24,0

Derating Capacity

MW

2,4

2,4

21,6

21,6

Load Faktor


Pasokan

Pembangkit PLN

398

PLTD Ayangan

PLTD

9,1

9,1

PLTD Janarata

PLTD

0,3

0,3

PLTD Jagong Jeget

PLTD

0,4

0,4

PLTMH

0,6

0,6

PLTMH Angkup PLTD Sewa

PLTD

Suplai dari 20 kV GI Bireun

6,0 7,5

6,0 7,5

Tambahan Pembangkit PLN Peusangan

43

2

PLTA

88,0

0,5

3

PLTMH

1,5

Jumlah Kapasitas

MW

23,1

23,1

Cadangan

MW

4,2

4,2

2,8

2,8

IPP/Beli Energi KERPAP

Pemeliharaan Operasi S Surplus/Defisit l /D fi it

MW

1,4

1,4

0 9 0,9

0 0 0,0


2017

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Sinabang Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020


GWh

18,4

19,5

20,7

21,9

23,0

24,2

25,4

26,5

27,7

28,9

Beban Puncak

MW

3,3

3,5

3,7

3,9

4,1

4,3

4,5

4,8

5,0

5,2

%

63,9

63,8

63,8

63,8

63,8

63,7

63,7

63,7

63,7

63,7

MW

7,0

7,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

Derating Capacity

0,7

0,7

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

Pembangkit PLN

6,33

6,33

4,53

4,53

4,53

4,53

4,53

4,53

4,53

4,53

Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang

PLTD Lasikin

399

MTU

0,36

1

PLTD

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

MTU

0,48

1

PLTD

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

MTU

0,58

1

PLTD

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

Caterpillar

0,58

1

PLTD

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

0,6

Caterpillar

0,87

1

PLTD

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

0,87

Wartsilla

1,08

2

PLTD

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

2,16

PLTD

2,0

2,0

PLTD Sewa S Rental genset HSD Tambahan Pembangkit PLN Aie Tajun

3

2

PLTGB

60 6,0

Jumlah Kapasitas

MW

6,3

6,3

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

Cadangan

MW

1,9

2,2

4,1

4,1

4,1

4,1

4,1

4,1

4,1

4,1

1,1

1,1

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW

0,9

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

0,7

2,7

2,5

2,3

2,1

1,9

1,7

1,5

1,3

Neraca Daya Sistem Meulaboh Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016


GWh

124

Beban Puncak

MW

29,4

%

47,9

Kapasitas Terpasang

MW

50,1

Derating

MW

5,0

Load Faktor


Pasokan

Pembangkit PLN

45,1

400

Seunebok

PLTD

19,2

Calang

PLTD

1,2

Lamno

PLTD

2,3

Teunom

PLTD

1,5

Alue Bilie

PLTD

Jeuram

PLTD

1,8

Sewa

PLTD

16,0

Media Group

PLTU

8,0

Tambahan Pembangkit PLN Nagan

PLTU

220

Jumlah Kapasitas

MW

45,1

Cadangan

MW

6,7

Pemeliharaan

3,6

Operasi

3,1

Surplus/Defisit

MW

9,0


2017

2018

2019

2020

LAMP PIRAN A14.2 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI SUMATE S ERA UTA ARA

401

Neraca Daya Sistem Nias

402

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Kapasitas Pembangkit PLN PLTD Gunung Sitoli Deutz 0,56 Deutz KHD 1,22 Cummins 1,01 Deutz MWM 1,53 PLTD Teluk Dalam Cummins 1,01 MTU 1,10 Daihatsu 0,75 Daihatsu 0,53 PLTD Sewa Gunung Sitoli Teluk Dalam Tambahan Pembangkit PLN Nias IPP Nias (FTP2) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-1)

Unit

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

54,5 44,3 14,0

58,0 43,6 15,2

61,5 43,0 16,3

65,1 42,8 17,3

68,8 42,7 18,4

72,7 42,9 19,3

77,1 43,2 20,4

81,8 43,3 21,5

86,8 43,5 22,8

92,0 43,7 24,0

97,6 43,9 25,4

MW MW

23,6 7,6

23,6 7,6

23,6 7,6

23,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

15,6 7,6

2 2 4 3

PLTD PLTD PLTD PLTD

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1,1 2,4 4,0 4,6

1 1 1 1

PLTD PLTD PLTD PLTD

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

1,0 1,1 0,8 0,5

PLTD PLTD

5,0 3,0

5,0 3,0

5,0 3,0

5,0 3,0

7,0 37,0 8,5 7,0 1,5 9,2

37,0 8,5 7,0 1,5 8,1

37,0 11,0 7,0 4,0 4,5

37,0 11,0 7,0 4,0 3,2

37,0 11,0 7,0 4,0 2,0

37,0 11,0 7,0 4,0 0,6

PLTGB PLTU MW MW

MW

8,0

24,0 2,6 1,5 1,1 7,4

24,0 2,6 1,5 1,1 6,2

24,0 2,6 1,5 1,1 5,1

24,0 2,6 1,5 1,1 4,1

14,0 30,0 8,5 7,0 1,5 3,1

LAMP PIRAN A14.3 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI RIAU R

403

Neraca Daya Sistem Siak Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN MTU M.D Sewa Sewa Diesel Sewa PLTU (Pemda) Sewa MFO

Unit

2011

2012

2013

GWh % MW

25,5 77,7 3,8

28,9 77,9 4,2

32,6 78,1 4,8

MW MW

0,79 0,17

0,79 0,18

0,79 0,20

0,60

0,59

6,0 3,0

6,0 3,0

404

0,79

1

PLTD

0,62

1,00 3,00 3,00

3 2 1

PLTD PLTU PLTD

4,0

Tambahan Pembangkit MTU (Pemda) 0,60

1

PLTD

0,6

2014

2015

2016

2017

2018

35,8 78,2 5,2

Disupplai dari grid 150 kV SIS, Tahun 2014,30 M VA

Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW MW

MW

5,2 1,3 0,8 0,5 0,1

10,2 3,8 3,0 0,8 2,1

10,2 3,8 3,0 0,8 1,6

2019

2020

Neraca Daya Sistem Bengkalis

405

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz Deutz Yamar Sewa Pembangkit Sewa Genset MFO Sewa Mesin 1 (HSD) Sewa Mesin 2 (HSD)

Unit

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

110,4 69,9 18,0

119,8 69,9 19,6

129,4 69,9 21,1

139,5 69,9 22,8

150,8 69,9 24,6

GWh % MW

72,4 70,5 11,7

82,0 70,2 13,3

92,6 70,1 15,1

101,5 70,0 16,6

MW MW

18,72 1,98

16,72 2,05

10,72 2,12

10,72 2,18

1,20 0,56 0,60

2 1 2

PLTD PLTD PLTD

1,51 0,20 1,03

1,47 0,19 1,01

1,44 0,19 0,98

1,40 0,18 0,96

6,0 1,0 1,0

1 3 6

PLTD

6,0 8,0

6,0

6,0

6,0

2 2

PLTU PLTGB

Tambahan Pembangkit PLN Bengkalis (FTP1) 10 Bengkalis PLTGB 3 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

2011

2020 164,7 70,0 26,9

6,0

MW MW

MW

20,0 12,0 16,7 1,8 1,2 06 0,6 3,2

14,7 1,8 1,2 06 0,6 -0,5

28,6 11,2 10,0 12 1,2 2,3

28,5 11,2 10,0 12 1,2 0,8

32,0 11,5 10,0 15 1,5 2,5

6,0 32,0 11,5 10,0 15 1,5 0,9

38,0 11,5 10,0 15 1,5 5,4

6,0 38,0 11,5 10,0 15 1,5 3,7

44,0 11,5 10,0 15 1,5 7,9

44,0 11,5 10,0 15 1,5 5,6

Neraca Daya Sistem Selat Panjang

406

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN BWSC Deutz Sewa Pembangkit Sewa Genset MFO Sewa Mesin (HSD) Tambahan Pembangkit PLN Selat Panjang Sewa PLTG Project IPP Selat Panjang Baru #1,2 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

47,2 66,5 8,1

53,5 66,6 9,2

60,4 66,8 10,3

66,1 66,9 11,3

71,9 67,1 12,2

78,1 67,2 13,3

84,3 67,4 14,3

90,9 67,5 15,4

98,3 67,7 16,6

107,3 67,8 18,1

MW MW

4,4 1,5

4,4 1,6

4,4 1,7

4,4 1,7

4,4 1,8

4,4 1,9

4,4 1,9

4,4 2,0

4,4 2,1

4,4 2,1

1,2 1,5

1,1 1,5

1,1 1,4

1,1 1,4

1,1 1,3

1,0 1,3

1,0 1,3

35,3 17,0 17 0 10,0 7,0 1,8

35,3 17,0 17 0 10,0 7,0 0,2

1,0 1,2

2 2

PLTD PLTD

1,3 1,6

1,2 1,6

1,2 1,5

2 1

3 3

PLTD PLTD

6 6

6 6

6 6

3

3

PLTGB

6

3

3

PLTG

10

2

PLTU MW MW

MW

3

14 14,9 22 2,2 1,2 1,0 4,6

30,8 11,2 11 2 10,0 1,2 10,4

30,7 11,2 11 2 10,0 1,2 9,2

32,7 17,0 17 0 10,0 7,0 4,4

32,6 17,0 17 0 10,0 7,0 3,4

32,5 17,0 17 0 10,0 7,0 2,3

32,5 17,0 17 0 10,0 7,0 1,2

35,4 17,0 17 0 10,0 7,0 3,0

Neraca Daya Sistem Bagan Siapiapi

407

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN Deutz BA 12M 816 Deutz KHD BV 8M Mitsubishi Pembangkit Sewa Sewa HSD Sewa Mesin Pemda PLTGB

Unit

2011

2012

2013

GWh % MW

31,2 55,3 6,4

35,3 55,5 7,3

39,9 55,6 8,2

MW MW

2,8 1,2

2,8 1,2

2,8 1,3

0,5 1,2 0,6

2 1 1

PLTD PLTD PLTD

0,43 0,83 0,40

0,42 0,81 0,39

0,41 0,79 0,38

2,0 0,8 2,5

1 3 2

PLTD PLTD PLTGB

2,0 2,4 5,0

2,0 2,4 5,0

2,0 2,4 5,0

2014

2015

2016

2017

2018

Disupplai dari grid 150 kV SIS, Tahun 2014,30 M VA


MW MW MW MW MW

11,1 11 1 1,8 1,2 0,6 2,8

11,0 11 0 1,8 1,2 0,6 1,9

11,0 11 0 1,8 1,2 0,6 1,0

2019

2020

Neraca Daya Sistem Rengat

408

Pasokan/Kebutuhan K b t h Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Air Molek PLTD Danau Raja Pembangkit Pemda MTU 12V 2000G 62 MTU 16V 2000G 62 Project Sewa Sewa Diesel1 Sewa Diesel2 Sewa Diesel3

Unit

2011

GWh % MW

84,3 63,0 15,3

MW MW

8,9 34 3,4

2012

2013

2014

2015

2016

2017

95,5 63,1 17,3

3,4 2,2 0,63 0,64 0 64

2 4

PLTD PLTD

1,3 26 2,6

1,00 1,00 1,00

2 2 5

PLTD PLTD PLTD

2,0 2,0 5,0

Tambahan Pembangkit PLN Rengat 10

2

PLTG

IPP IPP Kemitraan

2

PLTU

7,00

2,0 2,0 5,0

20,0 14,0 Disuplai dari Grid 150 kV SIS- Tahun 2013


MW MW

MW

18,3 2,2 1,2 1,0 0,9

29,0 11,2 10,0 1,2 0,5

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Tembilahan

409

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN SWD 0,34 Deutz KHD BV 8M 1,20 Yanmar 0,27 Yanmar 0,60 Pembangkit Pemda Komatsu 0,40 Relokasi Ex Tlk Kuantan PLTD 0,26 Pembangkit Sewa Sewa Mesin2 (HSD) 3,00 Sewa Mesin3 (HSD) 0,80 Sewa genset (MFO) Tambahan Pembangkit PLN Tembilahan

Unit

2011

2012

2013

2014

GWh % MW

61,4 59,5 11,8

69,6 59,6 13,3

78,6 59,8 15,0

86,1 59,9 16,4

MW MW

7,79 1,59

7,79 1,69

7,79 1,79

7,79 1,89

3 1 2 4

PLTD PLTD PLTD PLTD

0,51 1,80 0,19 1,58

0,50 1,76 0,18 1,54

0,49 1,71 0,18 1,50

0,48 1,67 0,17 1,46

4

PLTD

1,6

1,6

1,6

1,6

2

PLTD

0,5

0,5

0,5

0,5

1 1

PLTD PLTD PLTD

3,0 0,8 6,0

3,0 0,8 6,0

6,0

6,0

PLTU

2015

2016

2017

2018

14,00 Di pasok dari grid 150 kV, Tahun 2015


MW MW

MW

16,0 1,7 1,2 0,5 2,5

15,9 1,7 1,2 0,5 0,9

26,0 8,2 7,0 1,2 2,8

25,9 8,2 7,0 1,2 1,3

2019

2020

Neraca Daya Sistem Kuala Enok Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Mitsubishi S6U Catterpilar Sewa Sewa Diesel

Unit GWh % MW MW MW

2011 5,1 50,2 1,2 1,6 0,77

2012 5,8 50,4 1,3 1,6 0,77

410

0,60 0,36

2 1

PLTD PLTD

0,83 0,2

0,81

1

2

PLTD

2,0

3,0

MW MW

2,8 0,6 0,6 0,0 1,0

3,8 1,6 1,0 0,6 0,9

2013 6,6 50,5 1,5 1,6 0,77 0,79

2014 7,2 50,6 1,6 1,6 0,77 0,79

2015 7,8 50,7 1,8 1,6 0,77 0,79

2016 8,5 50,8 1,9 1,6 0,77 0,79

Tambahan Pembangkit PLN Di pasok dari grid 150 kV, Tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW

2017 9,2 50,9 2,1 1,6 0,77 0,79

2018 9,9 51,0 2,2 1,6 0,77 0,79

2019 10,7 51,2 2,4 1,6 0,77 0,79

2020 11,6 51,3 2,6 1,6 0,77 0,79

LAMP PIRAN A14.4 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PR ROVINSI KEPULA AUAN RIA AU

411

Neraca Daya Sistem Bintan Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas

412

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

GWh % MW

286,6 69,3 47,2

318,3 69,0 52,7

524,1 69,8 85,7

582,9 72,4 91,9

749,4 74,8 114,4

819,8 76,9 121,7

886,1 78,1 129,5

948,9 78,6 137,9

MW MW

40,9 10,6

40,9 10,6

40,9 10,7

Pembangkit PLN PLTD Tanjung Pinang PLTD Tanjung Uban Pembangkit Sewa Tanjung Uban

PLTD PLTD PLTD

27,9 1,2 8,0

27,9 1,2 8,0

27,9 1,2 8,0

Tambahan T b h Pembangkit P b kit SEWA Sewa PLTU PT Cap.Tur

PLTU

30

PLN Tanjung Uban Tanjung Pinang 3

PLTU PLTU

IPP Tanjung Pinang 1 (TLB) Tanjung Pinang 2 (FTP2)

PLTU PLTU

Suplai dari Batam (Peaking) Suplai dari Batam (Base)

MW MW

Jumlah Kapasitas Reserve Margin

MW %

7

2019

2020

1.010,3 78,6 146,8

1.077,2 78,6 156,4

15

15

7

30 30

68 45

68 30

10 40

10

125 46

134 46

10 174 52

10 174 43

10

10

184 42

194 41

209 42

234 50

Neraca Daya Tanjung Pinang Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas p Terpasang p g Derating kapasitas Pembangkit PLN Manufacture MAK 8M MAK 6M Allen Mitshubishi

413

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

257,1 69,2 42,4

284,6 68,9 47,2

318,3 69,6 52,2

363,8 72,2 57,5

413,8 74,6 63,4

467,4 76,7 69,6

520,0 77,9 76,2

571,3 78,4 83,2

623,2 78,5 90,6

680,2 78,8 98,5

MW MW

38,9 , 11,2

38,9 , 11,9

38,9 , 11,9

PLTD PLTD PLTD PLTD

8,2 1,8 8,0 9,8

8,0 1,7 7,8 9,5

Tambahan Pembangkit SEWA Sewa PLTU PT CTI

PLTU

30,0

PLN PLTU Tanjug Pinang III

PLTU

IPP Tanjung Pinang I (TLB) Tanjung Pinang II (FTP2)

PLTU PLTU

30,0

30,0

30,0 30

Interkoneksi dengan sistem 150 kV Batam Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi S Surplus/Defisit l /D fi it

MW MW MW MW MW

61,7 16,0 15,0 1,0 33 3,3

61,0 16,0 15,0 1,0 -2,2 22

Neraca Daya Tanjung Uban

414

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN Manufacture MWM Perkins Deutz Volvo Pembangkit Sewa Sewa Genset Bl Energi PT BIIE MFO Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Project PLN PLTU Tanjung Uban

Unit

2011

2012

2013

GWh % MW

29,5 70,2 4,8

33,7 70,4 5,5

38,8 71,5 6,2

MW

2,02 0,92

2,02 0,94

2,02 0,94

0,12 0,11 0,88

0,11 0,11 0,86

2,0 2,0 2,0 2,0

2,0 2,0 2,0 2,0

Size Jlh unit 0,2 1 0,3 1 1,2 1 0,3 1

PLTD

1,0 2,0 1,0 2,0

2 1 2 1

PLTD PLTD PLTD PLTD

7,0

2

PLTU

2014 45,8 74,4 7,0

2015 53,8 76,8 8,0

2016 62,7 78,9 9,1

2017 71,9 79,9 10,3

14,0

Interkoneksi dengan sistem 150 kV Batam Kapasitas Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW MW

MW

9,1 1,5 1,2 , 0,3 2,8

9,1 1,5 1,2 , 0,3 2,1

2018 81,6 80,1 11,6

2019 91,1 79,1 13,1

2020 100,8 77,5 14,9

Neraca Daya Sistem Tanjung Balai Karimun

415

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN MAK 8M 453B Allen

# #

Pembangkit Sewa Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Tambahan Pembangkit PLN TB. Karimun #1,2 (FTP1) TB. Karimun #3,4 TB. Karimun - 2 IPP TB. Karimun (Terkendala) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

117,4 69,9 19,2

128,9 70,4 20,9

142,8 71,8 22,7

161,9 75,0 24,6

182,7 77,9 26,8

204,7 80,3 29,1

226,0 81,7 31,6

246,4 82,3 34,2

264,4 81,5 37,0

281,4 80,2 40,0

MW MW

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

13,2 13 2 4,2

4 1

PLTD PLTD

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

7,2 1,8

# # #

1 1 1

PLTD PLTD PLTD

2 4 3

2 4 5

2 4 5

PLTU PLTU PLTU

14 7

7

#

2 2 1

10

10

#

2

PLTU

61,0 17,0 10,0 7,0 7,0

71,0 17,0 10,0 7,0 14,0

MW MW

MW

14 32,0 10,0 7,0 3,0 2,8

34,0 10,0 7,0 3,0 3,1

34,0 10,0 7,0 3,0 1,3

44,0 10,0 7,0 3,0 9,4

51,0 10,0 7,0 3,0 14,2

51,0 10,0 7,0 3,0 11,9

51,0 10,0 7,0 3,0 9,4

51,0 10,0 7,0 3,0 6,8

Neraca Daya Sistem Tanjung Batu

416

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Komatsu 0,30 Deutz BA 12M 1,05 Sewa Sewa Diesel 2,5 Sewa Diesel 1 Tambahan Pembangkit PLN Tanjung Batu Baru 7,0 IPP Tanjung Batu (FTP2) 4,0 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

GWh % MW

30,5 55,1 6,3

33,4 55,7 6,9

36,9 57,0 7,4

41,8 59,7 8,0

47,0 62,1 8,6

MW MW

1,65 0,57

1,65 0,57

1,65 0,57

1,65 0,57

1,65 0,57

2 1

PLTD PLTD

0,28 0,80

0,28 0,80

0,28 0,80

0,28 0,80

0,28 0,80

2 2

PLTD PLTD

5,0 2,0

5,0 2,0

2,0

2,0

2

PLTU

2

PLTGB MW MW

MW

2016

2017

2018

2019

2020

52,5 64,2 9,3

57,8 65,5 10,1

62,8 66,1 10,8

67,2 65,8 11,7

71,4 64,9 12,6

22,0 8,1 7,0 1,1 4,6

22,0 8,1 7,0 1,1 3,8

22,0 8,1 7,0 1,1 3,1

22,0 8,1 7,0 1,1 2,2

22,0 8,1 7,0 1,1 1,3

14,0

8,1 1,4 1,1 0,3 0,4

8,0 16,1 1,4 1,1 0,3 7,8

11,1 1,4 1,1 0,3 2,3

11,1 1,4 1,1 0,3 1,7

23,1 8,1 7,0 1,1 6,3

Neraca Daya Sistem Dabo Singkep

417

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN MAK MTU Pembangkit Sewa Sewa Genset Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Dabo Singk ep Kapasitas Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

19,9 55,4 4,1

21,6 56,1 4,4

23,7 57,5 4,7

26,6 60,3 5,0

29,7 62,9 5,4

32,9 65,2 5,8

35,9 66,7 6,1

38,7 67,4 6,6

41,1 67,2 7,0

43,2 66,4 7,4

MW

2,4 0,74

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

2,4 0,78

PLTD PLTD

0,93 0,78

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

0,90 0,76

PLTD PLTD

2,0 3,0

2,0 3,0

3,0

10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,5

10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,0

PLTGB MW MW

MW

6,0 6,7 1,8 1,2 06 0,6 0,8

12,7 1,8 1,2 06 0,6 7,1

3,0 10,7 1,8 1,2 06 0,6 4,8

7,7 1,8 1,2 06 0,6 1,4

7,7 1,8 1,2 06 0,6 1,1

7,7 1,8 1,2 06 0,6 0,7

7,7 1,8 1,2 06 0,6 0,3

10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,9

Neraca Daya Sistem Ranai

418

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Daihatsu Komatshu Project Sewa SEWA Perusda SEWA MFO

Unit

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

17,8 64,6 3,1

19,4 65,0 3,4

21,3 66,4 3,7

24,0 69,3 4,0

26,9 71,9 4,3

29,9 74,2 4,6

32,7 75,5 5,0

35,4 76,0 5,3

37,7 75,3 5,7

39,9 74,1 6,1

MW MW

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,20 0,06

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,00 0,14

1,8 6,0

1,8 6,0

1,8 6,0

15,1 7,6 7,0 0,6 3,6

15,1 7,6 7,0 0,6 3,3

15,1 7,6 7,0 0,6 2,9

15,1 7,6 7,0 0,6 2,6

15,1 7,6 7,0 0,6 2,2

15,1 7,6 7,0 0,6 1,8

15,1 7,6 7,0 0,6 1,4

0,60 0,16

2 1

1,8 3

1 2

PLTD PLTD

Tambahan Pembangkit PLN Natuna 7,0

2

PLTU


2011

MW MW MW MW MW

14,0 8,9 0,7 0,6 0,1 5,1

8,9 0,7 0,6 0,1 4,8

22,9 7,6 7,0 0,6 11,7

Neraca Daya Sistem Belakang Padang Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz 0,10 MWM 0,22 Yanmar 0,60

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

419

GWh % MW

9,3 55,3 1,9

10,2 56,5 2,1

11,3 58,4 2,2

12,7 61,8 2,4

14,3 65,0 2,5

16,0 68,0 2,7

17,7 70,1 2,9

19,3 71,5 3,1

20,6 71,8 3,3

21,9 71,6 3,5

MW MW

1,52 0,32

1,52 1,52

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

1,20 1,20

PLTD PLTD PLTD

0,08 0,15 0,98

Tambahan Pembangkit PLN Relokasi

PLTD

2,0


MW MW MW MW MW

3,2 0,8 0,6 0,2 0,5

1 1 2

Disuplai dari Grid 20 kV Kabel Laut Batam

LAMP PIRAN A14.5 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI BANGKA B A BELITU UNG

420

Neraca Daya Sistem Bangka

421

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

GWh MW %

560,0 97,2 65,8

629,3 109,2 65,8

714,7 123,9 65,8

803,4 139,2 65,9

871,9 151,0 65,9

MW

85,2

85,0

113,8

99,0

PLN Merawang Mentok Koba *) Toboali Dari Sistem Isolated Miirless (Relokasi dari Sukamerindu)

MW PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

39,9 24,0 4,0 2,9 3,7 0,3 5,0

40,0 24,0 4,0 2,9 3,7 0,4 5,0

38,8 24,0 2,1 2,9 4,3 0,5 5,0

Sewa PLTD Sewa PLTD HSD tersebar 1 Sewa PLTD HSD tersebar 2 Sewa PLTD HSD tersebar 3 Bangka (Sewa)

MW PLTD PLTD PLTD PLTU

45 17 16 12

45 17 16 12

75 17 16 12 30

PLTD PLTD PLTD PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU

2,5

Tambahan Pembangkit PLN Relokasi Mesin Miirless dari Pulau Baai Relokasi Mesin Batam ke Toboali Relokasi Mesin Batam ke Mentok Bangka IV (Peaker) Ai A Air Anyer (FTP1) Mentok Bangka - 3 Bangka - 5 IPP Bangka (FTP2) T b li Toboali

PLTU PLTU

Jumlah Kapasitas

MW

Reserve Margin

%

2017

2018

2019

2020

957,8 165,8 66,0

1.065,6 184,3 66,0

1.203,8 208,1 66,0

1.379,2 238,3 66,1

1.602,7 276,7 66,1

86,2

86,2

86,2

86,2

86,2

86,2

39,0 24,0 2,1 2,9 4,3 0,7 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,7 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,8 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,9 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,0 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,1 5,0

26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,1 5,0

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

60

5 2,5 20

20

20

60 14 30

30 30

30

30

239 58

269 62

14 153 57

153 40

181 46

195 40

269 46

319 53

349 47

399 44

Neraca Daya Sistem Belitung Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

186,7 32,4 65,8

209,8 36,4 65,8

238,2 41,3 65,8

267,8 46,4 65,9

290,6 50,3 65,9

319,3 55,3 66,0

355,2 61,4 66,0

401,3 69,4 66,0

459,7 79,4 66,1

534,2 92,2 66,1

422

Pasokan Kapasitas Terpasang PLN Pilang Manggar IPP Biomass Sewa

MW MW PLTD PLTD

43,5 16,5 13,5 3,0

36,0 9,0 6,0 3,0

27,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

16,0 9,0 6,0 3,0

PLTU PLTD

7 20

7 20

7 11

7

7

7

7

7

7

7

Tambahan Kapasitas PLN B lit Belitung B Baru (FTP1) Belitung - 3 Belitung - 4 Belitung Peaker

PLTU PLTU PLTU PLTG

17

17 17

17 17

17

10

10

98 59

108 56

125 57

142 54

IPP Belitung - 2 Jumlah Kapasitas Reserve Margin

PLTGB MW %

5 44 34

53 44

65 57

71 53

88 75

88 59

LAMP PIRAN A14.6 A

NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI KA ALIMANTAN BAR RAT

423

Neraca Daya Sistem Ketapang

424

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ 1,2 WARTSILA I 2,8 RUSTON I 3,0 Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Ketapang (FTP2) Sewa/IPP Ketapang (IPP) Relokasi Sewa Diesel Sewa Sukadana Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

2 2 2

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

118,6 64,1 21,1

134,7 64,2 24,0

151,9 64,2 27,0

175,7 64,2 31,2

187,8 64,2 33,4

200,1 64,2 35,6

212,9 64,2 37,8

226,5 64,3 40,2

240,8 64,3 42,8

256,0 64,3 45,5

MW MW

24,1 0,7

24,1 0,7

17,1 0,7

17,1 0,7

14,1 0,7

14,1 0,7

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

PLTD PLTD PLTD

2,4 5,6 6,0

2,4 5,6 6,0

2,4 5,6 6,0

2,4 5,6 6,0

2,4 5,6 6,0

2,4 5,6 6,0

PLTD PLTD

7,0 3,0

7,0 3,0

3,0

3,0

PLTU PLTU PLTD PLTGB MW MW

MW

20,0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

0 0 0

Interkoneksi dengan Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa

14,0 4,0 28,1 5,8 3,0 2,8 1,2

3,0 45,1 10,0 7,0 3,0 11,1

58,1 17,0 10,0 7,0 14,0

58,1 17,0 10,0 7,0 9,8

55,1 17,0 10,0 7,0 4,7

55,1 17,0 10,0 7,0 2,5

-3,0 38,0

38,0

38,0

38,0

Neraca Daya Sistem Sambas

425

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD. I 0,34 SWD. II 0,34 , SWD. III 0,40 DEUTZ. II 0,52 DEUTZ MWM 0,50 MTU ( TRAILER ) 0,60 DEUTZ.MWM KHD 1,50 DEUTZ.MWM KHD 1,50 , MITSUBISHI 1,00 MTU II 0,70 MTU III 0,70 PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

113,5 66,2 19,6

120,9 66,2 20,9

128,8 66,2 22,2

137,0 66,2 23,6

145,6 66,2 25,1

154,9 66,2 26,7

Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 6,0 6,0 4,0 4,0 4,0

4,0

4,0

4,0

GWh % MW

71,6 66,2 12,4

81,4 66,2 14,0

91,8 66,2 15,8

106,2 66,2 18,3

MW MW

15,10 0,40

15,10 0,40

2,00 0,00

2,00 0,00

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

0,3 0,3 0,4 , 0,5 0,5 0,6 1,5 1,5 1,0 , 0,7 0,7

0,3 0,3 0,4 , 0,5 0,5 0,6 1,5 1,5 1,0 , 0,7 0,7

PLTD PLTD

5,0 2,0

5,0 2,0

2,0

2,0

PLTD

2,0

2,0

MW MW

16,7 2,5 1,5 1,0 1,8

18,7 2,5 1,5 1,0 2,2

MW

Neraca Daya Sistem Ngabang

426

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN MERCEDES (MTU) 0,9 MITSUBISHI 1,6 MERCEDES (MTU) 1,1 11 Sewa Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Sewa PLTGB Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

1 1 1

2011

2012

GWh % MW

20,8 53,8 4,4

23,6 53,9 5,0

MW MW

6,6 0,2

6,6 0,2

PLTD PLTD PLTD

0,9 1,6 11 1,1

0,9 1,6 11 1,1

PLTD

3,0

3,0

PLTGB

60 6,0

MW MW

MW

12,6 2,7 1,6 1,1 55 5,5

2013 26,6 53,9 5,6

2014 30,7 54,0 6,5

2015 32,9 54,0 6,9

2016 35,0 54,1 7,4

2017

2018

37,3 54,2 7,9

-6 Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 12,6 6,0 6,0 6,0 6,0 2,7 1,6 1,1 49 4,9

39,6 54,2 8,3

2019 42,1 54,3 8,9

2020 44,8 54,4 9,4

Neraca Daya Sistem Sanggau

427

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD BBI SWD BBI DEUTZ MWM M TU MITSUBISHI MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel

Unit

1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2

Tambahan Pembangkit PLN Sanggau Sewa Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

1 1 1 1 1 1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

74,7 67,5 12,6

84,9 67,5 14,4

95,8 67,5 16,2

110,8 67,5 18,7

118,5 67,5 20,0

126,2 67,5 21,4

134,4 67,4 22,7

143,0 67,4 24,2

152,1 67,4 25,7

161,7 67,4 27,4

MW MW

14,4 0,3

14,4 0,3

8,4 0,3

2,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2

1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2

1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2

PLTD PLTD

6,0 2,0

6,0 2,0

2,0

7,0

7,0

23,4 8,2 7,0 1,2 0,8

24,4 8,2 7,0 1,2 0,0

Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 18,0 16,0 16,0 16,0 16,0

16,0

16,0

PLTU PLTD

2,0

MW MW

16,4 2,2 1,2 1,0 1,5

MW

2,0

Neraca Daya Sistem Sintang

428

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD BBI SWD BBI DEUTZ DEUTZ DEUTZ M TU MITSUBISHI MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel

Unit

0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3

Tambahan Pembangkit PLN Sintang 3 Sewa PLTGB Sewa Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

1 1 1 1 1 1 1 1

7

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

71,4 64,2 12,7

81,1 64,3 14,4

91,5 64,3 16,3

105,9 64,3 18,8

113,3 64,3 20,1

120,8 64,4 21,4

128,6 64,4 22,8

136,9 64,4 24,2

145,6 64,5 25,8

154,9 64,5 27,4

MW MW

15,9 15 9 0,5

15,9 15 9 0,5

99 9,9 0,5

00 0,0 0,0

00 0,0 0,0

0,0 0 0 0,0

0,0 0 0 0,0

0,0 0 0 0,0

0,0 0 0 0,0

0,0 0 0 0,0


0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3

0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3

0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3

PLTD

60 6,0

60 6,0

21,0

21,0

PLTU PLTGB

30 3,0

MW MW

18,9 2,8 1,5 1,3 34 3,4

MW

14,0

7,0

32,9 8,5 7,0 1,5 10 0 10,0

-3 3,0 0 Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 33,9 24,0 24,0 24,0 21,0 21,0 8,5 7,0 1,5 92 9,2

Neraca Daya Sistem Nanga Pinoh

429

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM DEUTZ MWM DEUTZ MWM MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel

Unit

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

25,1 53,6 5,3

28,6 53,7 6,1

32,3 53,8 6,8

37,4 53,8 7,9

40,0 53,9 8,5

42,7 54,0 9,0

45,5 54,1 9,6

48,5 54,2 10,2

51,6 54,3 10,8

54,9 54,4 11,5

MW MW

63 6,3 0,1

63 6,3 0,1

33 3,3 0,1

33 3,3 0,1

23 2,3 0,1

00 0,0

00 0,0

00 0,0

00 0,0

00 0,0

0,5 0,5 0,5 08 0,8

0,5 0,5 0,5 08 0,8

1 1 1 1

PLTD PLTD PLTD PLTD

0,5 0,5 0,5 08 0,8

0,5 0,5 0,5 08 0,8

0,5 0,5 0,5 08 0,8

0,5 0,5 0,5 08 0,8

1,0 1,0

3 1

PLTD PLTD

3,0 1,0

3,0 1,0

1,0

1,0

Tambahan Pembangkit PLN Nanga pinoh Sewa Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

2011

PLTGB

6,0

PLTD

2,0

MW MW

8,3 13 1,3 0,8 0,5 1,7

MW

8,3 13 1,3 0,8 0,5 1,0

11,3 13 1,3 0,8 0,5 3,2

-6

11,3 13 1,3 0,8 0,5 2,1

10,3 13 1,3 0,8 0,5 0,6

Interkoneksi Grid 150 kV Sist. Khatulistiwa 8,0 8,0 2,0 2,0

2,0

Neraca Daya Sistem Sekadau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM 0,5 M TU 0,4 M TU 07 0,7 PLTD Sewa Sewa Diesel

Unit

1 1 1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

430

GWh % MW

5,8 44,9 1,5

6,6 45,0 1,7

7,6 45,1 1,9

8,2 45,1 2,1

8,7 45,2 2,2

9,3 45,3 2,4

9,9 45,4 2,5

10,6 45,5 2,7

11,3 45,6 2,8

12,3 45,6 3,1

MW MW

4,6 0,1

4,6 0,1

4,6 0,1

3,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

PLTD PLTD PLTD

0,5 0,4 07 0,7

0,5 0,4 07 0,7

0,5 0,4 07 0,7

PLTD

3,0

3,0

3,0

MW MW

4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 1,2

4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 1,0

4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 0,7

3,0

Tambahan Pembangkit Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

MW

Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 29 2,9 00 0,0 00 0,0 00 0,0 0,0 0 0

00 0,0

00 0,0

Neraca Daya Sistem Putussibau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM 0,50 M TU 0,90 M TU 1 00 1,00 Sewa Putussibau

431

Tambahan Pembangkit PLN Riam Badau IPP Putussibau (FTP2) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

1 1 1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

23,6 59,2 4,6

26,8 59,2 5,2

30,3 59,2 5,8

35,0 59,2 6,8

37,5 59,2 7,2

39,9 59,2 7,7

42,5 59,2 8,2

45,2 59,2 8,7

48,1 59,2 9,3

51,1 59,2 9,9

MW MW

6,4 0,1

6,4 0,1

6,4 0,1

6,4 0,1

3,4 0,1

3,4 0,1

3,4 0,1

3,4 0,1

3,4 0,1

0,0 0,0

PLTD PLTD PLTD

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

0,5 0,9 10 1,0

PLTD

PLTMH PLTGB MW MW

MW

4,0

4,0

4,0

4,0

1,0

1,0

1,0

1,0

Interkon eksi Grid 150 kV 1,0 dengan sistem khatulisti wa

02 0,2

6,6 1,9 1,0 09 0,9 0,1

8,0 14,6 1,9 1,0 09 0,9 7,5

14,6 1,9 1,0 09 0,9 6,9

14,6 1,9 1,0 09 0,9 5,9

11,6 1,9 1,0 09 0,9 2,5

11,6 1,9 1,0 09 0,9 2,0

11,6 1,9 1,0 09 0,9 1,5

11,6 1,9 1,0 09 0,9 1,0

11,6 1,9 1,0 09 0,9 0,4

8,2

LAMPIRA AN B AYAH OP PERASI WILA INDO ONESIA TIMUR

Lampiran B ini menjelaskan rencana r pe engemban ngan ssistem kelistrikan di Wilayah Operasi O In ndonesia Timur T

432

LA AMPIRAN B. WILAYAH OP PERASI INDON NESIA TIMUR B1 1. SISTEM INT TERKONEKSI KALIMANTAN N SELATAN, TENGAH DAN TIMUR R (KALSELTE ENGTIM) B1 1.1. Pro oyeksi Kebutuh han Tenaga Listrik B1 1.2. Neraca Daya B1 1.3. Pro oyek-Proyek IP PP Terkendala B1 1.4. Neraca Energi B1 1.5. Capacity Balance e Gardu Induk B1 1.6. Rencana Pengem mbangan Penya aluran B1 1.7. Petta Pengembangan Penyaluran B1 1.8. Analisis Aliran Da aya B1 1.9. Kebutuhan Fisik Pengembangan P n Distribusi B1 1.10. Pro ogram Listrik Perdesaan B1 1.11. Pro ogram Energi Baru B dan Terba arukan B1 1.12. Pro oyeksi Kebutuh han Investasi PE ENJELASAN LAMPIRAN L B1 B2 2. SISTEM INT TERKONEKSI SULAWESI UT TARA, SULAW WESI TENGAH H DA AN GORONTA ALO (SULUTTE ENGGO) DAN SISTEM INTERKONEKSI SU ULAWESI SEL LATAN, SULAW WESI TENGGA ARA DAN SUL LAWESI BARA AT (S SULSELRABAR R) B2 2.1. Pro oyeksi Kebutuh han Tenaga Listrik B2 2.2. Neraca Daya B2 2.3. Pro oyek-Proyek IP PP Terkendala B2 2.4. Neraca Energi B2 2.5. Capacity Balance e Gardu Induk B2 2.6. Rencana Pengem mbangan Penya aluran B2 2.7. Petta Pengembangan Penyaluran B2 2.8. Analisis Aliran Da aya B2 2.9. Kebutuhan Fisik Pengembangan P n Distribusi B2 2.10. Pro ogram Listrik Perdesaan B2 2.11. Pro ogram Energi Baru B dan Terba arukan B2 2.12. Pro oyeksi Kebutuh han Investasi PE ENJELASAN LAMPIRAN L B2 2

433

NERACA DAYA D SISTEM--SISTEM ISOLATED WILAYAH OPERASI O INDO ONESIA TIMUR Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Sela atan Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Teng gah Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Timu ur Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Utara Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Tengah Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Selatan Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Tenggara Sistem Isola ated Provinsi Maluku M Sistem Isola ated Provinsi Maluku M Utara Sistem Isola ated Provinsi Papua Sistem Isola ated Provinsi Papua Barat Neraca Dayya Sistem Isolatted Provinsi NT TB Neraca Dayya Sistem Isolatted Provinsi NT TT

RENCANA A PENGEMBAN NGAN SISTEM M KELISTRIKA AN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI IND DONESIA TIMU UR PROVINSI KALIMANTAN K N SELATAN B3. B4. PROVINSI KALIMANTAN K N TENGAH PROVINSI KALIMANTAN K N TIMUR B5. PROVINSI SULAWESI S UT TARA B6. B7. PROVINSI SULAWESI S TE ENGAH PROVINSI GORONTALO G B8. PROVINSI SULAWESI S SE ELATAN B9. PROVINSI SULAWESI S TE ENGGARA B10. B11. PROVINSI SULAWESI S BA ARAT PROVINSI MALUKU M B12. B13. PROVINSI MALUKU M UTA ARA PROVINSI PAPUA P B14. PROVINSI PAPUA P BARA AT B15. PROVINSI NUSA N TENGG GARA BARAT (NTB) ( B16. PROVINSI NUSA N TENGG GARA TIMUR (N NTT) B17. B18. B18.1. B18.2. B18.3. B18.4. B18.5. B18.6. B18.7. B18.8. B18.9. B18.10. B18.11. B18.12. B18.13.

434

LA AMPIRAN N B1

SISTE EM INTER RKONEKS SI KALSEL LTENGTIM M

435

L LAMPIRA AN B1.1

PRO OYEKSI KE EBUTUHA AN TENAG GA LISTR RIK SIST TEM INTER RKONEKSI KALSE ELTENGT TIM

436

P Proyeksi k iK Kebutuhan b t h T Tenaga Li Listrik t ik Sistem Si t Kalseltengtim K l lt ti SISTEM

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

437 4

Wil KALSELTENG Sistem Barito Energi Produksi (GWh Load Factor (%) Beban Puncak (MW)

2,122 67 362

2,475 67 424

2,980 67 504

3,434 68 575

3,746 69 623

4,118 69 680

4,499 70 737

4,919 70 799

5,381 71 868

5,892 71 942

Wil KALTIM Sistem Mahakam Energi Produksi (GWh L dF Load Factor t (%) Beban Puncak (MW)

1,757 70 288

2,246 69 371

2,787 69 460

3,282 69 544

3,686 69 610

4,021 69 666

4,371 69 723

4,744 69 785

5,148 69 852

5,571 69 922

INTERKONEKSI KALSELTENG & KALTIM Energi Produksi (GWh 3,879 Load Factor (%) 68 Beban Puncak (MW) 650

4,720 68 795

5,767 68 964

6,715 69 1,119

7,432 69 1,233

8,139 69 1,346

8,870 69 1,460

9,663 70 1,584

10,530 70 1,719

11,463 70 1,864

LA AMPIRAN N B1.2

N NERACA D DAYA SISTE EM INTERKONEKSI KALSEL LTENGTIM M

438

MW

Grafik Neraca Daya Sistem Kalseltengtim Reserve Margin

3,500

PLTG PLN

PLTG IPP 61%

PLTG IPP PLTA PLN

3,000

63%

PLTU PLN

69%

PLTU IPP

PLTG PLN

75%

PLTU Sewa

2,500

70%

Pembangkit IPP & Sewa Pembangkit Terpasang PLN Beban Puncak

2,000

70%

PLTA PLN PLTGU IPP

71% 76%

PLTU PLN

1,500 33% 1,000

500

PLTU IPP

36%

Pembangkit IPP & Sewa

PLTU Sewa

Pembangkit Terpasang PLN 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

439 439

Neraca Daya Sistem Kalseltengtim No. 1

2

3

4 5

440 • •

Kebutuhan dan Pasokan Kebutuhan Keb t han Produksi Faktor Beban Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang PLN SWASTA IPP Sewa & Excess Power Retired & Mothballed PLTG PLTD Tambahan Kapasitas SEWA Rencana PLTG Bontang (Gas Storage) PLTU Sewa Asam Asam (3x50 MW) PLTU Sewa Kariangau (2x120 MW) PLN On Going Project Pulang Pisau (FTP1) Asam Asam (FTP1) Kaltim Peaking (APBN) Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) Sampit (APBN) Rencana Kaltim (Peaking) Kalsel (Peaking) Bangkanai (FTP2) Kelai (Kaltim) Kusan IPP On Going Mahakam (Senipah) Pangkalan Bun Rencana Kalsel - 1 (FTP2) Embalut (Ekspansi) Kaltim - 2 (FTP2) Kaltim ((MT)) Kalteng - 1 Kaltim (PPP) Jumlah Pasokan (Terpasang) Reserve Margin (Terpasang)

Unit GWh GWh % MW MW

MW MW MW MW

2011 1 798 1.798 3.879 68,1 650 2 738 479 259 85 174 -

PLTG PLTU PLTU

PLTU PLTU PLTG PLTU PLTU

2012 842 4.720 67,8 795 6 752 493 259 85 174 -

2015 2 666 2.666 7.432 68,8 1.233 3 355 270 85 85 90 90

2016 2 916 2.916 8.139 69,0 1.346 3 355 270 85 85 -

2017 3 191 3.191 8.870 69,4 1.460

2018 3 191 3.191 9.663 69,6 1.584

2019 3 191 3.191 10.530 69,9 1.719

2020 3 191 3.191 11.463 70,2 1.864

355 270 85 85 -

355 270 85 85 -

355 270 85 85 -

355 270 85 85 -

150 240

60

60

130 100 220 50 50 50 140

70

70 75

75

65

82 14

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU MW %

2014 2 439 2.439 6.715 68,5 1.119 3 445 360 85 85 30 30

100

PLTG PLTG PLTG PLTA PLTA

PLTG PLTU

2013 2 232 2.232 5.767 68,3 964 3 621 390 231 85 146 102 20 82

100

100

100

100

50 55 *)) 200 200 882 36

1.056 33

1.697 76

1.911 71

*) Kemungkinan bisa masuk lebih awal 1 unit tahun 2013 **) Kemungkinan tidak jalan, tidak diperhitungkan dalam reserve i

2.091 70

2.291 70

2.556 75

2.681 69

2.806 63

3.006 61

L LAMPIRA AN B1.3

P PROYEK-PROYEK K IPP TERKENDALA A SIS STEM INTE ERKONEK KSI KALS SELTENG GTIM

441

B1.3

Proyek-proy yek IPP Yang Terkendala T

gelolaan proyekk IPP terdapatt beberapa pro oyek pembangkkit IPP Dalam peng yang Perjan njian Pembelian n Tenaga Listrrik (PPTL) nya mengalami ke endala. IPP dengan PPTL terkenda ala dikategorikkan dalam 3 kategori, yaitu: • Ka ategori 1: tah hap operasi yaitu y tahap dimana d IPP sudah beroperasi namun n bermasalah. • Ka ategori 2, tahap p konstruksi dim mana IPP suda ah mencapai fin nancial clo osing tapi tidak kunjung konstrruksi. • Ka ategori 3, tahap p pendanaan dimana IPP sudah memiliki PPTL namun tidak kunjung mencapai financial closin ng (FC). Pembangkitt IPP yang terke endala di sistem m Kalseltengtim m adalah, • PL LTU Embalut 2xx22,5 MW masuk dalam kateg gori 1 • PL LTU Tanah Gro ogot 2x7 MW masuk m dalam ka ategori 2 • PL LTU Pangkalan Bun 2x5,5 MW W masuk dalam m kategori 2 • PL LTA MT Kaltim 2x27,5 MW ma asuk dalam kattegori 3 Saat ini pen nyelesaian IPP terkendala terssebut sedang diproses d oleh Komite K Direktur unttuk IPP dan Kerjasama K Kem mitraan dan sebagian dianta aranya sudah dalam m tahap penyelesaian akhir.

442

LA AMPIRAN N B1.4

NE ERACA ENERGI SISTE EM INTER RKONEKSI KALSEL LTENGTIM M

443

Proyeksi Neraca Energi Sistem Kalseltengtim (GWh)

444 4

Jenis

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Batubara

1.547

2.365

3.172

4.314

5.065

5.884

6.599

7.219

7.770

8.686

Gas

185

333

1 309 1.309

1 628 1.628

1 658 1.658

1 444 1.444

1 445 1.445

1 442 1.442

1 442 1.442

1 448 1.448

LNG

-

156

155

156

155

156

156

234

310

311

HSD

778

705

247

238

234

230

235

227

229

238

MFO

998

734

456

5

-

-

-

-

-

-

Geot.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hydro

106

106

106

106

106

300

300

540

780

780

Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Kalseltengtim

Jenis

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Batubara

10^3 ton

1.054

1.594

2.259

3.171

3.648

4.012

4.546

4.928

5.319

5.872

3

5

12

13

13

14

13

13

13

13

2

2

1

1

1

1

1

2

3

Gas

bcf

LNG

-

2020

445 4

HSD

10^3 kl

271

233

52

19

19

15

18

14

15

18

MFO

10^3 kl

242

198

124

10

7

4

6

3

3

6

Geot.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hydro

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

L LAMPIRA AN B1.5

C CAPACITY Y BALAN NCE GARD DU INDUK K SISTEM INTE ERKONEK KSI KALS SELTENGT TIM

446

Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY No.

1

2

3

4

NAMA [perGI.xls]GI [ l]

TEG (KV)

150/20

GI CEMPAKA ‐ Beban Puncak ( MW )

70/20

GI BANJARMASIN ‐ Beban Puncak ( MW )

70/20

GI TRISAKTI ‐ Beban Puncak ( MW )

70/20

GI TRISAKTI ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI MANTUIL ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI SEBERANG BARITO ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI SELAT ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

447 4

[perGI.xls]GI CEMPAKA ‐ Beban Puncak ( MW )

5

6

7

8

Jml

1

2011

Kap [MVA]

Total Total Kap [MVA]

60

60

Peak Peak Load [MW]

Add Add Trafo [MVA]

2012 Peak Peak Load [MW]

Add Add Trafo [MVA]

2013

2014

Peak Peak Peak Peak Add Trafo Load Load [MVA] [MW] [MW]

Add Add Trafo [MVA]

2015 Peak Peak Load [MW]

2016

Add Add Trafo [MVA]

Peak Peak Load [MW]

Add Add Trafo [MVA]

2017

2018

2019

2020

Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]

31.4 58%

33.1 61%

34.6 64%

39.9 74%

37.7 70%

41.6 77%

45.5 42%

60.0

49.8 46%

54.7 51%

59.9 55%

1 2.0

10 10 6.0 12.00 ‐ 22

8.2 42%

8.3 42%

9.0 45%

9.9 50%

10.1 51%

10.7 54%

11.1 56%

11.6 59%

12.2 61%

12.7 64%

1 1.0 1 1

6 10.0 20 30

35.3 59%

36.1 61%

40.0 49%

uprating dari 6 MVA 30.0 44.8 55%

46.8 58%

50.3 62%

53.5 66%

57.0 52%

uprating 10 MVA 30.0 60.8 55%

64.7 65%

2 1.0 2

6 15.0 10

21.0 50%

21.6 51%

21.2 50%

27.4 65%

28.9 68%

31.3 45%

1

60

28.1 52%

29.3 54%

33.0 61%

37.7 70%

40.2 37%

26.2 49%

27.6 51%

19.5 36%

22.4 42%

14.3 40%

14.2 39%

15.0 42%

10.4 23%

11.0 24%

12.5 28%

2

2

1

30

20

20

6 10 20 30 66 12 15 20 47

uprating beban dipindah ke GI Trisakti 150 30.0 22.6 24.3 33% 35%

26.2 38%

28.2 41%

60 60.0

43.9 41%

58.6 I 54%

63.6 59%

69.1 64%

75.0 69%

24.1 45%

26.6 49%

29.1 54%

31.9 59%

35.0 65%

38.4 36%

16.3 45%

16.6 46%

17.3 48%

17.9 50%

18.5 51%

19.1 53%

19.8 55%

14.4 32%

15.5 34%

17.1 38%

18.7 42%

20.5 46%

22.5 50%

24.7 55%

60

40

20

60.0

Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY No.

9

10

11

12

448 4

13

14

15

16

TEG (KV)

Jml

Kap [MVA]

GI PALANGKARAYA ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

2

30

GI BARIKIN ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

G JU G GI TANJUNG ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20 50/ 0

GI AMUNTAI ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI ASAM‐ASAM ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI PELAIHARI ‐ Beban Puncak ( MW ) Beban Puncak ( MW )

150/20

GI RANTAU/BINUANG ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

NAMA [perGI.xls]GI

GI TAPPING PULANG PISAU 150/20 ‐ Beban Puncak ( MW )

2

1

1

2

1

1

1

30

30

30

10

30

30

10

2011 Total Peak Kap Load [MVA] [MW]

Add Trafo [MVA]

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Peak Add Peak Peak Add Peak Add Peak Add Add Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA]

2018

2019

2020

Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]

60 15.3 28%

36.7 68%

41.8 0 77 0.77

30.2 56%

32.4 60%

35.8 66%

28.2 52%

30.9 57%

33.9 63%

37.2 69%

29.3 54%

30.3 56%

25.2 47%

28.5 53%

30.1 56%

32.6 60%

35.0 65%

37.6 46%

Uprating dari 30 MVA 60.00 40.5 50%

43.6 54%

17.6 65%

18.4 68%

20.7 38%

koordinnasi dg pikitring change amuntai oo d as dg p t g c a ge a u ta 30.0 23.7 25.2 44% 47%

27.6 51%

29.9 55%

32.5 60%

35.3 65%

38.3 35%

15.3 57%

12.7 47%

14.3 53%

16.3 60%

17.4 64%

19.0 35%

20.6 38%

22.4 41%

24.3 45%

26.4 49%

12.7 35%

13.2 37%

14.7 41%

16.6 46%

17.6 49%

19.0 53%

20.4 57%

22.0 61%

23.7 66%

25.5 40%

11.11 11 41%

11.66 11 43%

13.00 13 48%

14.99 14 55%

15.99 15 59%

17.44 17 64%

18.88 18 35%

30 0 30.0

20.44 20 38%

22.22 22 41%

24.11 24 45%

12.3 46%

12.7 47%

14.2 53%

16.1 59%

16.9 63%

18.4 68%

19.7 37%

30.0

21.2 39%

22.8 42%

24.6 45%

3.6 40%

3.7 41%

4.0 45%

4.5 50%

4.7 52%

5.0 56%

5.3 59%

5.6 62%

6.0 66%

6.3 23%

60

30

60.0

30 30.0

20 30.0

30

30

10

Uprating d 30.0

Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY TEG (KV)

No.

NAMA [perGI.xls]GI

17

GI BATULICIN ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI KAYU TANGI ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI SAMPIT ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI KASONGAN ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI PANGKALAN BUN ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

GI BUNTOK/AMPAH ‐ Beban Puncak ( MW ) Beban Puncak ( MW )

150/20

GI MUARA TEWEH ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

18

19

20

449 4

21

22

23

24

GI PALANGKARAYA II [New] 150/20 ‐ Beban Puncak ( MW )

2011

Total Peak Total Peak Kap Jml Kap Load [MVA] [MVA] [MW] 1

1

1

1

1

1

1

1

30

30

30

30

30

30

30

60

Add Add Trafo [MVA]

2012

2013

2014

2015

2016

Peak Add Peak Add Peak Peak Peak Add Peak Add Peak Peak Add Add Peak Peak Add Add Add Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA]

2017

2018

2019

2020

Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]

30 0.0 0%

14.3 53%

16.1 60%

18.4 68%

19.6 36%

10.3 38%

10.8 40%

12.3 46%

14.2 53%

0.0 0%

18.8 70%

21.4 40%

0.00 0%

10.4 38%

30.0

21.4 40%

23.3 43%

25.2 47%

27.4 51%

29.8 55%

15.3 57%

16.9 63%

18.5 34%

20.2 37%

22.2 41%

24.3 45%

24.7 46%

26.5 49%

29.3 54%

32.1 59%

35.1 43%

p g uprating dari 30 MVA 60.0 38.5 48%

42.2 52%

11.8 44%

13.6 51%

14.7 54%

16.2 60%

17.7 66%

19.4 36%

0.0 0%

16.4 61%

18.8 70%

20.2 37%

22.2 41%

24.1 45%

00.00 0%

00.00 0%

00.00 0%

12.11 12 45%

13.11 13 49%

14.66 14 54%

0.0 0%

0.0 0%

0.0 0%

9.1 34%

9.8 36%

0.0 0%

0.0 0%

0.0 0%

18.1 33%

19.4 36%

30 30.0

30 30.0

30 30.0

21.3 39%

23.3 43%

26.3 49%

28.7 53%

31.4 58%

16.11 16 60%

17.88 17 66%

19.77 19 37%

10.8 40%

11.8 44%

12.9 48%

14.2 53%

21.4 40%

34.4 64%

37.7 70%

41.4 38%

30 30.0

30 30 0 30.0

21.88 21 40%

30 15.6 58%

60 60.0

45.4 42%

Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY TEG (KV)

Jml

25 GI KUALA KURUN ‐ Beban Puncak ( MW )

150/20

1

26 GI KANDANGAN ‐ Beban Puncak ( MW )

/ 150/20

No.

NAMA [perGI.xls]GI

450 4

27 GI BANDARA ‐ Beban Puncak ( MW )

28 GI KOTABARU ‐ Beban Puncak ( MW )

TOTAL BEBAN GI GI KONSUMEN .BESAR GI UMUM Beban Puncak GI DIVERSITY FACTOR DIVERSITY FACTOR

150/20

70/20

1

1

1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Total Peak Add Peak Add Peak Peak Add Peak Add Peak Add Peak Peak Peak Peak Kap Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Kap Load Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW] 30

30

60

30

30 0.0 0%

0.0 0%

0.0 0%

0.0 0%

6.0 22%

6.3 23%

6.8 25%

7.4 27%

8.0 30%

8.7 32%

0%

0%

8.6 32%

10.0 37%

10.7 40%

11.8 44%

12.9 48%

14.2 53%

15.6 58%

17.0 63%

0%

0%

14.9 28%

17.1 32%

23.5 44%

25.8 48%

28.0 52%

30.5 56%

33.2 61%

36.1 67%

0%

0%

14.6 54%

17.7 30.0 33%

19.7 36%

20.6 38%

21.4 40%

22.3 41%

23.2 43%

24.1 45%

302.6 0.0 302.6 327.6 0 92 0.92

0.0 374.6 0.0 374.6 371.6 1 01 1.01

0.0 448.9 0.0 448.9 443.6 1 01 1.01

30

60

30

90.0 537.5 0.0 537.5 507.8 1 06 1.06

30.0 578.6 120.0 630.6 0.0 0.0 578.6 630.6 556.6 608.3 1 04 1.04 1 04 1.04

60.0

682.5 0.0 682.5 660.3 1 03 1.03

150.0

739.0 0.0 739.0 716.9 1 03 1.03

180.0

801.7 0.0 801.7 779.8 1 03 1.03

90.0

869.0 180 0.0 869.0 847.4 1 03 1.03

Capacity Balance Sistem Kalimantan Timur CAPACITY No.

Substation

No

Unit

2011 Total

Peak

Size

2012

Add

Peak

Transf

(MVA) (MVA)

(MW)

(MVA)

2013

Add

Peak

Transf (MW)

(MVA)

2014

Add

Peak

Transf (MW)

(MVA)

Add

2015 Peak

Transf (MW)

(MVA)

Add

2016 Peak

Transf (MW)

(MVA)

Add

2017 Peak

Transf (MW)

(MVA)

Add

2018 Peak

Transf (MW)

(MVA)

Add

2019 Peak

Transf (MW)

(MVA)

2020

Add

Peak

Transf (MW)

(MVA)

(MW)

SISTEM MAHAKAM uprating 30 MVA 1.

GI Gn Malang / Industri 1992

150/20

1

60

1

20

1

30

110

60

57.4

64.9

66.0

77.5

77.5

77.5

77.5

77.5

77.5

77.5

71%

60%

61%

72%

72%

72%

72%

72%

72%

72%

36.2

40.9

41.4

48.6

55.7

60.7

66.6

72.9

79.1

86.4

31%

41%

35%

42%

48%

52%

57%

62%

68%

74%

24.3

27.5

28.8

33.8

38.7

42.2

26.2

30.6

35.0

40.0

45%

51%

53%

63%

72%

78%

49%

57%

65%

74%

35.5

40.3

47.4

55.7

63.7

69.5

76.2

83.5

90.6

66%

75%

44%

52%

59%

64%

71%

77%

56%

61%

-

-

-

BEBAN LEWAT PLTD

2.

GI Batakan/Manggar Sari 1992

150/20

2

20

1

30

1

60

130

BEBAN LEWAT PLTD

3.

GI Karang Joang/Giri Rejo 1993

451 4

4.

150/20

GI Sei Keledang/Harapan Baru 1993

150/20

1

30

1

30

1

30

1

30

60

60

BEBAN LEWAT PLTD

5

GI Karang Asem/Tengkawang 1996

150/20

1

30

1

30

1

60

120

BEBAN LEWAT PLTD

6

GI Tanjung Batu/Embalut 1996

150/20

1

30

1

30

1

30

60

84.6

60

60

60

98.9

83.0

97.0

112.6

126.0

127.9

121.5

117.3

104.8

84.7

52%

51%

60%

70%

78%

79%

75%

72%

65%

52%

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

9.7

11.0

12.9

15.2

17.4

19.0

20.8

22.8

24.7

27.0

18%

20%

24%

28%

32%

35%

39%

42%

46%

50%

13.7

16.2

19.0

21.8

23.7

26.0

28.5

30.9

33.8

31%

36%

42%

48%

53%

58%

63%

69%

75%

BEBAN LEWAT PLTD

7

GI Palaran/Bukuan 1996

150/20

30

12.1 27%

20

Add Transf (MVA)


Substation

No

Unit

2011 Total

Peak

Size

2012

Add

Peak

Transf

2013

Add

Peak

Transf

2014

Add

Peak

Transf

Add

2015 Peak

Transf

2016

Add

Peak

Transf

Add

2017 Peak

Transf

2018

Add

Peak

Transf

Add

2019 Peak

Transf

2020

Add

Peak

Transf

Add Transf

(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 8

GI Tenggarong / Bukit Biru 2007

150/20

1

30

30

16.2

18.4

21.7

60%

68%

40%

13.1

17.2

49%

32%

30

25.4

29.1

31.8

34.8

38.1

41.4

45.2

47%

54%

59%

64%

71%

77%

84%

22.5

29.4

41.5

54.4

71.3

93.4

42%

55%

77%

50%

66%

58%

75%

15.4

16.8

19.2

21.1

23.2

25.4

27.8

30.4

57%

62%

71%

78%

43%

47%

51%

56%

32.6

37.1

40.7

44.5

48.5

53.0

57.7

60%

69%

75%

55%

60%

65%

71%

Rencana Tambahan GI

9

GI Sambutan 2010

10.0 150/20

452 4

10 GI Kuaro / Tanah Grogot 2011

150/20

11 GI Bontang 2011

37%

30

14.2

19.7 150/20

30

53%

30

73%

14.5 150/20

13 GI Petung 2011

10.7 150/20

14 GI New Industri / Balikpapan 2013

150/20

40%

30

47%

12 GI Sangatta 2012

25.4

30

30

30

60

30

30

122.3

15.9

18.2

19.9

21.8

23.8

26.0

28.4

54%

59%

67%

74%

40%

44%

48%

53%

11.8

13.0

14.9

16.3

17.9

19.5

21.3

44%

48%

55%

60%

66%

72%

40%

19.2

48.6

58.7

68.6

71%

60%

72%

51%

11.2 42%

30

30

60

60

30

23.3 43%

60

80.2 59%

30


Substation

No

Unit

2011 Total

Peak

Size (MVA) (MVA) 15

16

(MW)

150/20

(MVA)

2013

Add

Peak

Transf

2014

Add

Peak

Transf

Add

Peak

Transf

Peak

2018

21 9 21.9

22%

24%

26%

29%

31%

34%

37%

41%

28.1

30.7

33.6

36.8

40.0

43.7

52%

57%

62%

68%

74%

81%

30

(MW)

(MVA)

30

(MW)

15.1

22.8

37%

56%

42%

34.4 64%

TOTAL BEBAN PUNCAK GI UMUM

286.1

368.6

448.5

526.4

602.1

657.1

720.6

788.9

857.0

935.8

TOTAL BEBAN PUNCAK KONSUMEN

275.1

354.2

430.1

508.6

578.3

634.4

693.3

756.3

825.4

897.9

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

1.04

DIVERSITY FACTOR

453 4

SISTEM BERAU

17

GI Berau / Tj Redep 2013

18

20.7 150/20

GI Bulungan / Tj Selor

30

77%

30

27.2

29.7

32.4

46%

50%

55%

60%

11.1

12.2

13.3

14.6

15.9

41%

45%

49%

54%

59%

TOTAL BEBAN PUNCAK GI UMUM

30.9

33.9

37.1

40.5

44.3

48.3

TOTAL BEBAN PUNCAK KONSUMEN

30.9

33.9

37.1

40.5

44.3

48.3

DIVERSITY FACTOR

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

1.00

150/20

30

24.9

42%

38%

2011

10.1

22.8

Add Transf

20 1 20.1

10.0

(MVA)

Peak

18 4 18.4

150/20

(MW)

Add Transf

16 9 16.9

GI New Samarinda

(MVA)

Peak

15 5 15.5

30

(MW)

Add Transf

14 2 14.2

46%

(MVA)

Peak

13 1 13.1

24.6

(MW)

Add Transf

2020

12 0 12.0

30

(MVA)

Peak

2019

(MW)

78%

(MW)

Add Transf

2018

60

20.9

(MVA)

Add Transf

2017

(MVA)

150/20

(MW)

2016

11 0 11.0 20%

(MVA)

2015

(MW)

GI Kariangau 2012

17

Peak

Transf

GI PLTG Sembera S b 2012

Add

2012

(MVA)

LA AMPIRAN N B1.6

RENCA ANA PENGEMBAN NGAN PEN NYALURA AN SISTE EM INTER RKONEKS SI KALSEL LTENGTIM M

454

Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur (kms) T Tegangan T/L 500 kV

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

J l h Jumlah

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

T/L 275 kV T/L 150 kV

328

1859

878

T/L 70 kV Jumlah

1046

240

138

236.5

510

5235.5

80 328

1859

958

80 1046

240

138

236.5

510

0

0

5315.5

455 4

(MVA) Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

500/275 kV

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

275/150 kV

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

270

60 450

180

60 270

60

30

30

570

210

360

150/70 kV 150/20 kV

140

70/20 kV Jumlah

140

270

120 120

330

30

240

30

2060 120

120

330

30

240

30

2300

Rencana Pengembangan Penyaluran Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi

Area

Dari

Ke

Tegangan

Conductor

kms

Juta US$

COD

Status

Sumber

456 4

Kalsel

Kalselteng Barikin

Amuntai

150 kV

2 cct, ACSR 1x240 mm2

66

5,87

2011

Operasi

APLN

Kalsel

Kalselteng Seberang Barito

Kayutangi

150 kV


42

3,74

2011

Operasi

APLN

Kalsel

Kalselteng PLTU Asam-asam (Perpres)

Mantuil

150 kV

2cct, ACSR 2x240 mm2

220

26,98

2011

Operasi

APLN

Kalsel

Kalselteng Asam-asam

Batu licin

150 kV


248

30,41

2012

on going

APBN

Kalsel

Kalselteng Tanjung

Perbatasan

150 kV


284

34,83

2012

on going

ADB

Kalsel

Kalselteng Rantau

Incomer 2 phi (Barikin - Cempaka)

150 kV

4cct, ACSR 2 x 240 mm2

2

0,25

2012

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng Up rating Asam-Asam

Pelaihari-Cempaka-Mantuil

150 kV

2cct, ACCC 460 mm2

180

30,00

2013

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng Batu Licin

Landing point P. Laut

70 kV

2cct, ACCC 460 mm2

6

4,50

2013

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng Landing point P. Laut

Kotabaru

70 kV

2cct, ACCC 460 mm2

74

6,59

2013

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng PLTU Kalsel Baru-1(FTP 2)

Tanjung

150 kV


100

12,26

2014

Planned

IPP

Kalsel

Kalselteng Barikin

Kayutangi

150 kV


240

29,43

2014

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng PLTA Kusan

Single phi (Cempaka - Rantau)

150 kV


138

12,28

2016

Planned

Unall

Kalsel

Kalselteng Reconduktor Cempaka *)

Barikin

150 kV


212,5

26,06

2017

Planned

Unall

Kalteng Kalselteng Palangkaraya

Sampit

150 kV


346

30,79

2012

on going

APBN

Kalteng Kalselteng Kasongan

Incomer phi (Sampit - P raya)

150 kV

2cct, ACSR 2x 240 mm2

2

0,25

2012

on going

APBN

Kalteng Kalselteng Tanjung

Buntok

150 kV


260

31,88

2012

Planned

APBN

Kalteng Kalselteng Sampit

Pangkalan Bun

150 kV


344

30,62

2013

Planned

APBN

K lt Kalteng K l lt Kalselteng PLTGU B Bangkanai k i

M Muara T Tewehh

150 kV

2 t ACSR 22x240 2cct, 240 mm22

100

12 26 12,26

2013

Pl Planned d

APLN

Kalteng Kalselteng Muara Teweh

Buntok

150 kV


220

26,98

2013

Planned

APBN

Kalteng Kalselteng PLTU P.Pisau

Incomer 2 phi (P. Raya -Selat)

150 kV


4

0,36

2013

on going

APLN

Kalteng Kalselteng Palangkaraya [New]

Incomer phi (Selat - P raya)

150 kV


2

0,18

2014

Planned

Unall

Kalteng Kalselteng Muara Teweh

Puruk Cahu

150 kV


94

8,37

2014

Propose

APBN

Rencana Pengembangan Penyaluran K li Kalimantan t S Selatan, l t T Tengah h dan d Timur Ti Propinsi

Area

Dari

Ke

Tegangan

Conductor

kms

Biaya MUSD

COD

Status

Sumber

457 4

Kalteng Kalselteng Puruk Cahu

Kuala Kurun

150 kV


196

17.44

2014

Planned

Unall

Kalteng Kalselteng PLTU Sampit

Sampit

150 kV


40

3.56

2014

Planned

APBN

Kalteng Kalselteng PLTU Kalteng 1

Kasongan

150 kV


120

10.68

2014

Planned

APBN

Kalteng Kalselteng Kasongan

Kuala Kurun

150 kV


240

7.60

2015

Planned

Unall

Kaltim

Kaltim

Karang Joang

Kuaro

150 kV


310

38.01

2012

on going

ADB

Kaltim

Kaltim

Kuaro

Perbatasan

150 kV


93

11.40

2012

on going

ADB

Kaltim

Kaltim

Bontang

Sambutan

150 kV


180

22.07

2012

Plan

APBN

Kaltim

Kaltim

GI Sembera

incomer Sambutan - Bontang

150 kV


14

1.72

2012

plan

APBN

Kaltim

Kaltim

PLTG Senipah

incomer Manggar Sari - K.Joang

150 kV


90

11.04

2012

Plan

IPP

Kaltim

Kaltim

Petung

Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro)

150 kV


6

0.74

2012

Plan

APBN

Kaltim

Kaltim

PLTU Teluk Balikpapan

Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro)

150 kV


8

0.49

2012

Plan

APLN

Kaltim

Kaltim

Up rating Teluk Balikpapan K. Joang

150 kV

2cct, ACSR 2xZebra

16

1.60

2012

Plan

APLN

Kaltim

Kaltim

PLTU Kaltim 2 (FTP-2)

Bontang

150 kV


30

3.70

2013

Plan

IPP

Kaltim

Kaltim

PLTG Senipah

Bukuan/Palaran

150 kV


120

9.29

2014

Plan

APLN

Kaltim

Kaltim

Harapan Baru

Bukuan

150 kV

Up rating mejadi Twin Hawk

24

5.35

2014

Plan

Unall

Kaltim

Kaltim

Tenggarong gg g

Kota Bangun g

150 kV

2cct,, ACSR 1x240 mm2

110

8.90

2014

Plan

APBN


16

1.96

2017

Plan

Unall


8

0.98

2017

Plan

IPP


90

11.04

2018

Plan

Unall

14.24

2018

Plan

Unall

31.88

2018

Plan

Unall

Kaltim Kaltim Kaltim

Kaltim Kaltim Kaltim

New Samarinda PLTU Kaltim (PPP) Bontang

Sambutan Incomer 2 pi (Senipah-Palaran/Bukuan) Sangatta

150 kV 150 kV 150 kV

Kaltim

Kaltim

Berau

Tanjung Selor

150 kV


160

Kaltim

Kaltim

PLTA Kelai

Sangatta

150 kV


260 60

Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi

458 4

Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel

Nama Gardu Induk Amuntai (GI baru ) Barikin Ext LB Kayu Tangi (GI baru ) Seberang Barito Ext LB Asam asam Diameter 3 CB Asam asam Diameter 2 CB Asam-asam Ext LB Mantuil Ext LB Batu licin (GI Baru) Asam-asam Ext LB Tanjung Ext LB (Perbatasan) Batulicin (IBT) Kotabaru Tanjung Tanjung Ext LB Tanjung Ext LB (PLTU IPP) Banjarmasin Cempaka Kotabaru Rantau (Rekonfigurasi) Rantau (NEW LINE) Kayutangi Trisakti Batulicin Trisakti IBT Mantuil p g) Trisakti ((Uprating) Barikin Amuntai Rantau Kayutangi

Tegangan

Baru/Extension

Kap

Biaya MUSD

COD

Status

Sumber

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension New New Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

30 2 LB 30 2 LB 3 CB 2 CB 2 LB 2 LB 30 2 LB 2 LB 60 30 30 2 LB 2 LB 30 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 60 60 30 60 30 30 30

2,62 1,23 2,62 1,23 1,62 1,35 1,23 1,23 2,62 1,23 1,23 2,68 2,62 1,39 1,23 1,23 1,26 2,10 1,23 1,23 1,23 1,23 2,10 1,39 2,10 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,39

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017

Operasi Operasi Operasi Operasi On Going On Going Operasi Operasi On Going On Going Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Proposed Planned Proposed Proposed p Proposed Proposed Planned Planned

APBN APBN APBN APLN APLN APLN APLN APLN APBN APLN Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall IBRD Unall IBRD IBRD IBRD IBRD Unall Unall


459 4

Kalsel Kalsel Kalsel Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim

Nama Gardu Induk Asam asam Rantau Ext LB (Kusan) Pelaihari Kasongan Kasongan Sampit (GI Baru) Palangkaraya Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Sampit Ext LB Buntok (GI Baru) Muara Teweh (GI Baru) Buntok Ext LB Muara Teweh Ext LB (PLTGU) Sampit Palangkaraya (GI Baru) Palangkaraya New Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Kuala Kurun (GI Baru) Muara Teweh Ext LB Sampit Ext LB (PLTU ) Puruk Cahu Bukuan/Palaran Ext LB Sambutan Bukuan/Palaran g Joang/Giri g Rejo j Ext LB Karang Kuaro / Tanah Grogot Petung Sambutan Ext LB Bontang

Tegangan

Baru/Extension

Kap

Biaya MUSD

COD

Status

Sumber

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Extension Extension Extension New New New Extension New Extension New New Extension Extension Extension New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension New Ekst Relocating Extension New (4 LB) New Extension New

30 2 LB 30 30 4LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 2 LB 30 20 2 LB 30 30 2 LB 30

1,39 1,23 1 39 1,39 2,62 5,24 2,62 1,23 2,62 1,23 2,62 2,62 1,23 1,23 2,10 3,34 1,23 1,39 2,62 1,23 1,23 2,62 1,23 2,62 0,52 1,23 , 3,85 1,75 1,23 2,62

2017 2017 2017 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2014 2015 2015 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012

Planned Planned Proposed On Going On Going On Going On Going Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Proposed Proposed Planned Planned Proposed Planned Operasi Plan On Going g On Going Plan On Going On Going

Unall Unall IBRD APBN APBN APBN APBN APBN APLN APBN APBN APBN APLN Unall Unall Unall IBRD IBRD Unall APLN IBRD APLN APBN APLN APLN APLN APBN APBN APBN


460 4

Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim K lti Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim

Nama Gardu Induk GI PLTG Sambera Industri/Gunung Malang Sei Kleidang / Harapan Baru Tengkawang/Karang Asem Sambutan Bontang Bontang Ext LB Kariangau / Tel. Balikpapan Tenggarong / Bukit Biru Kariangau / Teluk Balikpapan Kota Bangun Berau / Tj Redep Bulungan / Tj Selor New Industri Berau / Tj Redep Sambutan Kuaro / Tanah Grogot Bontang New Industri N New S Samarinda i d Sangatta Sambutan Ext LB Petung New Samarinda Sambutan New Industri Sei Kleidang / Harapan Baru Tenggarong / Bukit Biru

Tegangan

Baru/Extension

150/20 kV New (4 LB - 2x30) 150/20 kV Uprating 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV New 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV N New 150/20 kV New 150/20 kV Ekstension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension

Kap

Biaya MUSD

COD

Status

Sumber

60 60 60 60 30 30 2 LB 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30

4,57 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,23 2,62 1 39 1,39 1,39 1,75 2,62 2,62 2,62 1,39 2,10 1,39 1,39 2,10 2 62 2,62 2,62 1,23 1,39 1,39 2,10 , 2,10 2,10 1,39

2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2020

Plan Plan Plan On Going Plan Plan Proposed On Going Plan Plan Plan Plan Plan Proposed Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

APBN Unall Unall APBN Unall Unall Unall APLN Unall Unall APBN Unall Unall IBRD Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall

L LAMPIRA AN B1.7

PE ETA PENG GEMBANG GAN PENY YALURAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI KALSE ELTENGT TIM

461

Peta Kelistrikan Sistem Kalselteng 2013 2015 PLTG BANGKANAI 140 MW (2013) 70 MW (2014), 70 MW (2015) Puruk Cahu

D

Muara Teweh

D

D ACSR 2X240 mm2 110 km (2013)

PLTU KUALA KURUN 2X3 MW (2013)

U

U

2011 2012 ACSR 1X240 mm2 172 km (2013)

PLTU CENKO 2X7 MW (2011)

Sampit

D

U

U Pangkalan Bun

D

PLTU SAMPIT 2X25 MW (2014)

2012

New Palangkaraya

D

D

PLTU PULANG PISAU 2X60 MW (2012)

Tanjung

2010 U

ACSR 2X240 mm2 21 km (2011) Barikin

ACSR 2X240 mm2 120 km (2014)

Ranatu PLTA KUSAN 2X32,5 MW (2017)

Kayutangi

D Seberan g Barito

2010

D

Amuntai

U Selat

ACSR 2X240 mm2 142 km (2012)

ACSR 2X240 mm2 130 km (2012)

PLTU KALSEL [IPP] 2X100 MW (2015/16)

Palangkaraya ACSR 2X240 mm2 174 km (2012)

Buntok

D

ACSR 2X240 mm2 60 km (2015)

Kasongan

2016

ke GI Kuaro ( KALTIM)

2012

PLTU BUNTOK 2X7 MW (2013)

ACSR 2X240 mm2 172 km (2015)

PLTU KALTENG-1 2X100 MW (2020)

2013

ACSR 2X429 mm2 40 km (2013)

ACSR 1X240 mm2 98 km (2014)

Kuala Kurun

U

ACSR 1X240 mm2G 47 km (2014)

Trisakti

A

Ulin Mantuil

PLTU ASAM ASAM #1 & 2 (2X65 MW)

A PLTA RIAM KANAN 3X10 MW

Cempaka ACSR 2X240 mm2 Pelaihari 124 km (2012)

U

Kotabaru

Batu Licin

2011 D

ACSR 1X240 mm2 40 kkm (2013)

PLTU ASAM ASAM 2X65 MW (2011)

U PLTU Sewa 3X50 MW (2013)

Peta Kelistrikan Sistem Kaltim SABAH (MALAYSIA)

BRUNEI DARUSSALAM

2013 Tj. Selor

PLTU Tj. Selor 2x7 MW – 2012

U

2011 SARAWAK (MALAYSIA)

Tj. Redep

PLTU Tj. Redep 2x7 MW – 2012

U

2010

Sangata

PT PLN (Persero)

/ / / / / / / / / / / /

PLTU Kaltim-2 (IPP) 2x100 MW – 2015/16

Bontang

KALIMANTAN BARAT2015

U G

Sewa 2012100PLTG MW – 2012

G

PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TIMUR

GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana

U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana

Edit Juli 2011

U

PLTU Embalut (Ekspansi) 1x50 MW – 2014

PLTU Kaltim (MT) 2x27.5 MW – 2014 U

Karangjoang G

KALIMANTAN TENGAH

2012

PLTU Kaltim (PPP) 2x100 MW – 2017

Manggarsari U Industri

Petung Kuaro

ke GI Tanjung (Kalsel)

2012 KALIMANTAN SELATAN

PLTG Senipah 2x41 MW – 2013 PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP1 2 100 MW – 2014 2x100 PLTU Sewa 2x120 MW - 2013

SULAWESI SELATAN

SULAWESI TENGAH

L LAMPIRA AN B1.8

ANAL LISIS ALIR RAN DAY YA SISTE EM iNTER RKONEKS SI KALSELTENGTIM

464

Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2013 PLTU PULPIS 2X60 MW 18.5

U SELAT 12.0 42

5.8

27.4

PLTU SAMPIT 2X25 MW

PLTU PULPIS 3.6

152.2

54.3

1.7

33.2

5992.0

U SAMPIT

1.4 PALANGKA 50.1

154.1

24.3

6420.0

20.7

152.1

6.7 0.0

3670.0 PULPIS

13.18

3.9

4.1

1.9

SEBAR 15.4 7.4

149.8

KAYUTANGI

22.0

13.2

3.2

6.4

6485.0

149.6

11 0 11.0

9.3

3.1

4.5 18.1

1.7

1.6

1.8

153.1

2285.0 M TEWEH 8.3

5079.0

4.0

155.5

1491.0

PLTG 128 0 B A NGKA NA I 140 M W 128.0

15.8

71.8

465

TRISAKTI 150 16.1

13.6

25.0

149.7

AMUNTAI

0.2

14.4

TRISAKTI 70 12.1

6650.0

7.0

ULIN 40.6

65.4

19.7

65.4

MANTUIL 15.0

9.4 4.6

RANTAU

20.4

25.94

21.0

15.7

7.1

BARIKIN 32.5

150.3

15.7

3625.0

1.5

TANJUNG 19.9

151.6

4318.0

10.9

67.2

9.6 41.8

-5.8 6.5 -9.0

+ +

47.2 9.6

9.8 6.4

CEMPAKA

PELAIHARI

50.37

38.3

13.4

13.8

18.5

150.3

36.3 2.3

6794.0

6.5

151.3

4707.0

ASAM ASAM 14.5 7.0 73.4

155.3

8024.0

10.8 U NAMA GI MW MVAR

KV

SC LEVEL

PLTU ASAM ASAM 4X65 MW Beban Sistem

:

Losses

:

Flow dalam MW/MVAR

504.0 MW 5.6 MW

####

154.0

4421.0

27.0

12.9

4817.0

6917.0

36.6

3.9 14.6

CEMPAKA 70

150.0

2149.0 61.8

A

9.8

155.3

14.4

A 50.8

5.6

3030.0

5209.0

5254.0

BUNTOK 11.5

151.1

PLTA RIAM KANAN 30 MW

31.1

G

13 2 13.2

D

33.2

155.6

3307.0

KASONGAN

154.1

5250.0

10.0

15.8

BATULICIN

4.4

15.8 7.7

154.1

2333.0

U

PLTU BUNTOK 2X7 MW

Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2015 PLTU PULPIS 2X60 MW PLTU SAMPIT 2x25 MW U SELAT 13.9 0.4

6.7

13

2.1

10.2

22.0

1.0

PULPIS 5.0

148.1

14.6

41.8

19.8

60.4

2.4

151.1

PALANGKA

KASONGAN

46.3

9.9

22.6

151.4

4.8

SAMPIT 23.4

153.4

11.4

PBUN 21.5

151.7

10.4

K KURUN 3.6 1.7

KAYUTANGI 19.8

145.9

9.6

3.6

155.6

6.8 140

145.1

6.7

155.9

3.3

35.8

32.2

M TEWEH

36.2

GU PLTGU BANGKANAI 280 MW

15.8 11.6

129.8 22.0 U

RANTAU

TRISAKTI

466 4

14.5

44.5 20.2

TRISAKTI

145.7

31.5 15.2

15.8

ULIN

M

29.9

7.6

66.1

AMUNTAI

147.8

25.4 `12.2

BUNTOK 7.5

146.2

66.2

3.5

25.4

132.4

6.6

12.2

1.8 113.8

31.2 15.2

13

29.2

40.0

15.0

12.0

21.6

9.1 4.6

148.5

TANJUNG 19.2 158

68.1

46

26.2

6.7

5.9

U PLTU KALSELTENG 100 MW

58.6 13.0 52.1 11.8

CEMPAKA 38.4 18.6

70.1 PELAIHARI 17.5

146.2

8.5

14.2

20.5

ASAM ASAM 18.6

147.1

9.0 87.8 22.0

150.9 U

PLTU ASAM ASAM 4X65 MW KET : NAMA GI MW MVAR

KV

Beban Sistem

:

Losses

:

Flow dalam MW/MVAR

623.0 MW 10.3 MW

9.4

150.4

9.3

24.4

CEMPAKA

146.1

TRANSFER KE KALTIM BARIKIN

A

12.4

PLTU BUNTOK 2X7 MW

153.9

64.3

PLTA RIAM KANAN 30 MW

MANTUIL

153.1 U

`

SEBAR 8.0

20.0

45.0

6 .0

16.6

9.6

U

BATULICIN 14.2 6.8

150.4

24.4 22.2

Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2020 PLTU PULPIS 2X60 MW

PLTU SAMPIT 2x25 MW

PLTU PULPIS 1X100 MW U SELAT 24.7 50.2

8.1

5.5

68.2

60.8

11.6

13.2

15.0

PULPIS 19.3

148.4

74.6

48.4

6.4

152.0

PALANGKA

KASONGAN

37.2

23.3

12.2

149.0

7.7

19.2

U

7.2

SAMPIT 42.2

153.2

13.9

60.4

PBUN 31.4

149.1

10.3

33.6

U

14.8

PLTU CENKO 2X7 MW

K KURUN 16.4

40.4

6.8

14.8

SEBAR 19.8 6.5

18.0 51.6

24.3 8.0

63.4

144.8

24.2

PRK CAHU 10.4

PLTA KUSAN 65 MW 46.4 46.8

154.6

7.4

KAYUTANGI

144.6

5.9

15.6

20.0

3.4

A

23.4

M TEWEH 2.8

116.2

BANGKANAI

40.2

13.0

0.0

4.3

154.8

GU

6.8

52.4

PLTGU BANGKANAI 280 MW

0.4 RANTAU

75.0

467 4

24.7

64.7 7.1

TRISAKTI

144.1

28.2 14.4

PLTA RIAM KANAN 30 MW BANDARA 36.1 11.9

8.1

60.6

38.4 12.6

144.6

A

144.3

4.2

BUNTOK 21.8

145.6

3.7

26

52.4 04 0.4 TRANSFER KE KALTIM

BARIKIN 26.2 25.8

8.6

5.6

146.6

TANJUNG 38.3 153.6

12.6

8.7

PLTU KALSETENG 2X100 MW

1.4 116 59.9 19.7

31.2

41.4

CEMPAKA

PELAIHARI 24.1

144.8

7.9

29.6

19.2

ASAM ASAM 32.1

147.9

10.6 107.4 36 2 36.2

155.2 U

PLTU ASAM ASAM 4X65 MW KET : NAMA GI MW MVAR

KV

Daya Pembangkit

;

962.0

MW

Beban Sistem

:

942.0

MW

Losses

:

20.0

MW 2.12%

Flow dalam MW/MVAR

14.2

0.8 31.8

66.6

1.4

150.8

34.6

0.4

66.6

PLTU BUNTOK 2X100 MW

12 2 12.2 8.6

34.8

63.0

154.5

PLTU BUNTOK 2X7 MW

25

KANDAGAN 17.1 64.2 5.6

CEMPAKA 12.7

26.4 8.7

23.0 MANTUIL

U AMUNTAI

144.6

60.7

76.4 16.6

24.6

ULIN

M TRISAKTI

148.1

BATULICIN 29.8 9.8

152.4

Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2011

40.0 MW

PLTU CFK

U 144.3

40.0 EMBALUT 9.2

144.2

3.0 15.2

MW

MW 77.4

MW TENGKAWANG 54.0 25.8

G

D

SAMBUTAN

MW

21.1

143.3

64.0

22

G

20

6.9

MW

MW

21.2

142.5

MW

61.8 BUKIT BIRU 15.2 5.0

HARAPAN BARU

MW

36.1

143.9 6

11.9

U

MW

142.9

D

BUKUAN 30.4

MW

9.2 3.0

142.6

26.3 MW

30.0

468 4

MW

58.6 KARANG JOANG 20.3 6.7

Keterangan : GI MW MVAR

kV

MW

MVAR

GEN

270.3

139.8

LOAD

268.4

112.4

LOSS

1.9

53.7

140.7

MANGGAR SARI 29.4

MW

31.8 15.4

147.5

MW INDUSTRI 71.6 34.7

D

G

D

D

20.0

40.0

21.0

13.2

MW

MW

MW

MW

138.9

Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2015 107.4

BONTANG

MW

32.6 60.0 MW

12.0 4.0

60.0

151.8

MW

MW

15.0

G

109.8

21.6

140.0

MW

MW

EMBALUT

43.4

MW TENGKAWANG 88.5

149.9

4.3

U

SEMBERA

150.0

13.0

153.0

15.8

PLTU CFK

U

42.9

G

34.6

149.1

45.2

MW

SAMBUTAN 11.4 MW

74.2

150.0

MW

18.0 BUKIT BIRU 21.6 7.1

HARAPAN BARU

MW

51.2

149.5

16.8

149.2

BUKUAN 91.8

MW

13.0 4.3

149.8

PLTU MT

13.8 MW

469 4

5.6

U

30.0 MW

150.2

MW PLTG SENIPAH 60.0

G

60.0 MW

151.2

MW 59.9 140.0

U

MW

KARIANGAU 29.6 18.3

151 4 151.4

KARANG JOANG 52.0

MW

28.8 9.5

150 3 150.3

69.2

MW

33.8 16.4

MW

16.0 MW 2.0


kV

MW

MVAR

GEN

479.0

193.1

LOAD

508.6

217.1

KALSEL

-33.0

24.0

LOSS

3.6

69.3

MW KUARO 19.8 11.1

MW

6.5

152.0

33.0

MW

PENAJAM 19.6 6.4

INDUSTRI 68.7

147 5 147.5

G 8.5

MW

MANGGAR SARI

151.4 KALSEL

51.0

MW

NEW INDUSTRI 41.9 20.3

148.5

8.9

MW

33.3

148 3 148.3

Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2020 KELAI

150.0 MW

150.0

40.7

156.3

13 4 13.4 202.6

MW

NEW SMARINDA

144.5

84.8 41.1

90 0 90.0

13.1

142.1

4.3

34.6

MW

MW

20.0

142.0

G

207.2 141.2

MW TENGKAWANG 79.7

144.3

6.8

MW

160.0

MW

MW

EMBALUT 20.7

U

SEMBERA

MW

84.8

105.6

141.4

29.1

PLTU CFK

U

152.9

BONTANG

MW

60.0 90.0

SANGATTA

MW

A

38.6

G

66.3

143.3

9.4

MW

SAMBUTAN 21.8 MW

53.0

142.5

MW

36 0 36.0 BUKIT BIRU 34.6 11.4

HARAPAN BARU

MW

81.8

143.6

26.9

143.2

INFRASTRUKTUR

BUKUAN 178.0

MW

20.7 6.8

143.7

160.0

MW

160.0

144.9

PLTU MT

13.8 86.2

U

MW

U

MW

50.0 MW

470 4

145.3

MW 63.8 MW

PLTG SENIPAH

143.6

G

80.0 MW

145.2

MW 64 146.5

U

MW

KARANG JOANG

KARIANGAU 56.7 35.1

145 1 145.1

12 1.2

MW

46.1 15.2

143 5 143.5

40 6 40.6

MW

54.0 26.2

MW

40.0 MW 34.1


kV

MW

MVAR

GEN

982.5

416.1

LOAD

898.2

381.1

KALSEL

65.0

-4.3

LOSS

20.9

219.7

MW KUARO 36.2 17.3

PENAJAM 35.9 11.8

146.0

MW

11.9

65.0

149.6

U

INDUSTRI 86.9

147 5 147.5

G 53.7

MW

MANGGAR SARI

MW

50.0 MW KALSEL

104.2

MW

NEW INDUSTRI 80.2 38.9

140.0

23.3

MW

42.1

139 6 139.6

L LAMPIRA AN B1.9

KEBUTU UHAN FIS SIK PENG GEMBANG GAN DISTRIBUSI SIST TEM INTE ERKONEK KSI KALSELTENGT TIM

471

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalsel, Kalteng & Kaltim JTM

JTR

Trafo

2011

kms 4,098

kms 2,655

MVA 142

2012

3,914

4,202

159

81,400

2013

4,584

5,117

244

111,623

2014

5,296 5, 96

6,040 6,0 0

241

121,788 , 88

2015

4,783

4,138

204

130,679

2016

4,973

3,997

181

109,389

2017

5,545

4,330

191

113,650

2018

6,209

4,727

204

120,054

2019

6 987 6,987

5 204 5,204

221

129 114 129,114

2020

7,780

5,628

234

134,229

2011-2020

54,169

46,037

2,022

1,161,166

Tahun

Pelanggan 109,239

472 4

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi P Propinsi i i Kalsel, K l l Kalteng K lt & Kaltim K lti Tahun

JTM

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

34,0 43,5 55,0 65,5 53,4 52,8 58,2 64,6 72,2 79,4

2011-2020

578,5

JTR 63,2 67,5 77,0 88,4 71,7 74,1 82,0 91,1 101,7 112,5 829,1

Trafo

Pelanggan

Total

10,3 11,6 17,7 17,5 14,8 13,1 13,9 14,8 16,0 16,9

3,3 4,0 5,5 6,0 6,4 5,4 5,6 5,9 6,3 6,6

110,8 126,6 155,2 177,4 146,4 145,4 159,6 176,3 196,3 215,4

146,7

55,0

1609,3

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalimantan Selatan JTM

JTR

Trafo

2011

kms 1,254

kms 865

MVA 45

2012

1,465

982

50

32,071

2013

1,369

828

51

33,413

2014

1 417 1,417

804

44

34 814 34,814

2015

1,591

880

47

36,277

2016

1,787

964

51

37,805

2017

2,008

1,057

55

39,400

2018

2,256

1,159

59

41,066

2019

2,536

1,272

63

42,806

2020

2,850

1,395

68

44,622

2011-2020

18,533

10,206

533

373,060

Tahun

Pelanggan 30,786

473 4

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Selatan Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM

JTR

Trafo

Pelanggan

Total

9,1 10 4 10,4 8,7 8,5 9,3 10,2 11,2 12,2 13,4 14,7

21,4 24 9 24,9 23,3 24,1 27,1 30,4 34,2 38,4 43,2 48,6

3,2 36 3,6 3,7 3,2 3,4 3,7 4,0 4,3 4,6 5,0

1,5 16 1,6 1,7 1,7 1,8 1,9 2,0 2,0 2,1 2,2

35,3 40 5 40,5 37,4 37,5 41,6 46,2 51,3 57,0 63,3 70,4

107,7

315,7

38,6

18,5

480,5

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalimantan Tengah JTM

JTR

Trafo

2011

kms 2,208

kms 1,294

MVA 43

2012

792

464

15

15,010

2013

740

391

17

15,782

2014

766

380

18

16,595

2015

860

415

19

17,450

2016

966

455

20

18,348

2017

1,085

499

22

19,293

2018

1,219

547

24

20,287

2019

1 371 1,371

600

25

21 332 21,332

2020 2011-2020

1,540

659

27

22,431

11,547

5,706

230

226,341

Tahun

Pelanggan 59,813

474 4

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Tengah Juta USD Tahun

JTM

JTR

Trafo

Pelanggan

Total

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

14,0 49 4,9 4,1 4,0 4,4 4,8 5,3 5,8 6,3 7,0

36,6 13,5 13 5 12,6 13,0 14,6 16,5 18,5 20,8 23,3 26,2

3,1 1,1 1 1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 2,0

0,7 0,7 0 7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 1,0

54,4 20,2 20 2 18,7 19,1 21,2 23,6 26,2 29,2 32,5 36,1

2011-2020

68,5

209,3

19,5

10,7

308,0

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi p Kalimantan Timur JTM

JTR

Trafo

2011

kms 636

kms 495

MVA 54

2012

1,658

2,756

94

34,319

2013

2 474 2,474

3 898 3,898

176

62 429 62,429

2014

3,113

4,855

180

70,379

2015

2,332

2,843

138

76,953

2016

2,220

2,577

110

53,236

2017

2,452

2,774

115

54,957

2018

2 734 2,734

3 020 3,020

122

58 701 58,701

2019

3,080

3,332

133

64,976

2020

3,389

3,574

138

67,176

2011-2020

24,089

30,125

1,260

561,765

Tahun

Pelanggan 18,641

475 4

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Timur Tahun

JTM

JTR

Trafo

Pelanggan

Total

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

10,8 28 2 28,2 42,1 53,0 39,7 37,8 41 8 41,8 46,6 52,5 57,7

5,2 29,1 29 1 41,1 51,2 30,0 27,2 29 3 29,3 31,9 35,1 37,7

3,9 6,8 6 8 12,7 13,0 10,0 8,0 83 8,3 8,8 9,6 10,0

1,1 1,7 1 7 3,1 3,5 3,8 2,7 27 2,7 2,9 3,2 3,4

21,1 65,9 65 9 99,1 120,8 83,6 75,7 82 1 82,1 90,2 100,5 108,8

2011-2020

418,3

331,5

94,2

30,7

874,6

L LAMPIRA AN B1.10 0

P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SISTE EM INTER RKONEKSI KALSEL LTENGTIM M

476

Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng, Kaltim

Tahun

JTM kms

Trafo

JTR kms

MVA

Unit

Jumlah Pelanggan

Listrik murah & hemat (RTS)

2011

655

313

24

370

29.770

2012

424

190

17

197

9.875

2013

774

360

30

373

18.190

-

2014

755

351

29

364

17.753

-

Total

740

2.609 1.214 99 1.304 75.588 740

477 4

Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng, Kaltim (Juta Rp)

Tahun

JTM

JTR

Trafo

Total


2011

175.620

60.053

33.557

272.398

-

2012

133.142

36.353

26.961

196.456

2.590

2013

239.918

69.357

50.198

359.472

-

2014

234.145

67.688

48.990

350.822

-

Total

782.824 233.451 159.706 1.179.148 2.590

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Selatan Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

kms

kms

Trafo MVA

Listrik m urah

Jm l Pelanggan

dan Hem at (RTS)

Unit

186.0

143.0

7.3

131

15,000

117.2

60.0

3.0

37

4,500

188.7

96.7

4.8

60

7,249

184.2

94.3

4.7

58

7,075

676.1

394.0

19.8

286

33,824

150

150

478 4

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Selatan (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

Total

47,693.6 ,

27,417.3 ,

11,561.4 ,

86,672.2 ,

38,169.4

10,837.6

5,029.8

54,036.9

61,489.4

17,459.0

8,102.8

87,051.2

60,009.8

17,038.8

7,907.9

84,956.5

207,362.2 207 362 2

72,752.7 72 752 7

32,601.9 32 601 9

‐

312,716.8 312 716 8

Listrik m urah dan Hem at (RTS)

525.0

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

kms

kms

Trafo MVA

Jm l Pelanggan

Unit

272.0

111.0

7.0

138

10,000

167.0

95.0

5.5

100

4,000

367.3

209.0

12.1

220

8,798

358.5

203.9

11.8

215

8,586

1,164.8

618.9

36.4

673

31,384


175

175

479 4

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah (juta Rp) Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah (juta Rp) Tahun

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

Total

72,867.3

25,635.5

10,802.6

109,305.4

47,439.5

18,924.4

12,346.6

78,710.5

104,344.1

41,624.7

27,156.7

173,125.4

101,833.3

40,623.1

26,503.2

168,959.6

326,484.1 126,807.6 79,559.2 ‐

530,100.9


612.5

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Timur Tahun

JTM

JTR

kms

kms

Trafo MVA

Jm l Pelanggan

Unit

2011

197.0

59.0

9.5

101

4,770

2012

139.9

34.8

8.1

60

1,375

2013

218.0

54.3

12.6

94

2,143

2014 Total

212.8

53.0

12.3

91

2,092

767.7

201.1

42.5

346

10,380


415

415

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Timur (juta Rp)

480 4

Tahun

JTM

JTR

Trafo

2011

55,059.0

7,000.7

11,192.6

2012

47,532.6

6,591.1

9,584.7

10,272.9

14,938.6

2013 2014 Total

74,084.1

Pembangkit

Total


76,420.1 63,708.4

1,452.5

99,295.6

72,301.5

10,025.7

14,579.2

96,906.3

248,977.2

33,890.4

50,295.0

336,330.4

1,452.5

LAM MPIRAN B1.12

PROYEKSII KEBUTU UHAN INV VESTASI SIST TEM INTER RKONEKS SI KALSE ELTENGTIIM

481

Proyeksi Kebutuhan Investasi Pembangkit, Transmisi & Distribusi (j t USD) (juta (Juta US$)

Tahun

Investasi Pembangkit TL dan GI Distribusi

Total

482 4

2011

244.1

56.73

110.8

411.6

2012

72.6

248.38

126.6

447.5

2013

484.6

157.06

155.2

796.9

2014

788.3

121.44

177.4

1087.1

2015

356.0

31.01

146.4

533.4

2016

150.4

17.16

145.4

312.9

2017

399.1

45.37

159.6

604.0

2018

148.9

61.00

176.3

386.2

2019

140.9

9.08

196.3

346.3

2020

284.0

1.39

215.4

500.8

Total

3068.8

748.62

1,609.3 ,

5426.7

*) Distribusi : Nilai investasi untuk total wilayah Kalselteng dan Kaltim

PENJELASAN LAMPIRAN B1 SISTEM INTERKONEKSI KALSELTENGTIM B1.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Saat ini ada dua sistem besar kelistrikan di Kalimantan yang masuk wilayah operasi Indonesia Timur, yaitu sistem Mahakam di Kalimantan Timur dan sistem Barito di Kalimantan Selatan & Kalimantan Tengah. Sistem Barito dan Sistem Mahakam direncanakan akan terhubung menjadi satu sistem Kalseltengtim pada akhir tahun 2012 dengan selesainya pembangunan transmisi 150 kV Tanjung (Kalsel) – Kuaro – Karangjoang (Kaltim). Sistem interkoneksi Kalimantan Timur (Sistem Mahakam) Untuk memenuhi kebutuhan listrik periode tahun 2011-2020, produksi listrik pada sistem Mahakam meningkat rata-rata 13,3% per tahun termasuk adanya pengalihan dari isolated masuk ke sistem, yaitu 1.757 GWh pada tahun 2011 menjadi 5.571 GWh pada tahun 2020, dengan faktor beban diperkirakan berkisar antara 69% sampai 69,7% Beban puncak sistem interkoneksi Mahakam diperkirakan naik dari 288 MW pada tahun 2011 menjadi 922 MW pada tahun 2020 setelah interkoneksi dengan sistem Bontang, Sangatta, Petung dan Tanah Grogot. Sistem interkoneksi Kalimantan Selatan & Kalimantan Tengah (Sistem Barito) Untuk memenuhi kebutuhan listrik dalam tahun 2011-2020, produksi listrik pada sistem Barito meningkat rata-rata 12,0% per tahun, yaitu dari 2.122 GWh pada tahun 2011 naik menjadi 5.892 GWh pada tahun 2020 dengan faktor beban diperkirakan berkisar antara 67% sampai 71% Beban puncak sistem interkoneksi Barito naik dari 362 MW pada tahun 2011 menjadi 942 MW pada tahun 2020 setelah interkoneksi dengan sistem Pangkalan Bun, Sampit, Buntok, Muara Teweh, Puruk Cahu dan Kuala Kurun. Proyeksi kebutuhan beban sistem Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran B1. B1.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi Kalimantan Selatan, Kalimantahn Tengah dan Kalimantan Timur (Kalseltengtim) termasuk wilayah yang memiliki potensi pertumbuhan sangat

483

tinggi, yaitu diproyeksikan tumbuh rata-rata 12,6% per tahun sampai dengan tahun 2020. Pada saat ini kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP adalah 564 MW, serta sewa dan excess power 174 MW. Beberapa pembangkit di sistem ini masih menggunakan BBM sehingga biaya operasinya tinggi. Pada periode 2011 sampai dengan 2016, di sistem Kalseltengtim akan ada penambahan pembangkit baru baik milik PLN maupun IPP termasuk sewa PLTU dan PLTG sekitar 1.934 MW, dimana saat ini dalam tahap proses pengadaan dan sebagian sudah konstruksi. Mengingat Kalimantan mempunyai cadangan batubara yang melimpah, maka sebagian besar pembangkit yang akan dibangun berupa PLTU batubara dengan total kapasitas 1.374 MW, berikut PLTG 560 MW. Selanjutnya setelah tahun 2016, direncanakan akan ada penambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 715 MW yang terdiri dari PLTU batubara 400 MW, PLTG gas 100 MW dan PLTA 215 MW. Untuk mengurangi penggunaan BBM pada waktu beban puncak, direncanakan membangun PLTG peaking berbahan bakar gas alam lengkap dengan gas storage (CNG/LNG storage) yaitu PLTG Kaltim peaking 2x50 MW dan PLTG Bangkanai 4x70 MW. Pembangkit-pembangkit tersebut dijadwalkan beroperasi secara bertahap mulai tahun 2012 sampai 2015. Secara geografis, neraca daya masing-masing sistem Kalselteng dan sistem Kaltim telah memenuhi kriteria regional balance sehingga ketergantungan daya antar sub sistem relatif rendah. Sebagaimana diketahui bahwa tingkat keberhasilan proyek pembangkit di Kalimantan masih rendah dan sebagai antisipasi terhadap kondisi tersebut, maka dilakukan sewa PLTU batubara di Kalsel 3x50 MW dan di Kaltim 2x120 MW serta sewa PLTG peaking di Bontang Kaltim 100 MW dengan mengakomodir reserve margin sampai sekitar 76%. Rencana reserve margin yg sangat tinggi hingga 76% pada tahun 2013 didasarkan pada keinginan PLN yang sangat kuat untuk memastikan kebutuhan listrik di provinsi Kaltim, Kalsel, Kalteng akan tercukupi, bahkan mungkin berlebihan, mengingat ketiga Propinsi di Kalimantan ini merupakan sumber energi primer nasional yang sangat besar baik batubara maupun gas alam, namun sudah lama menderita kekurangan pasokan listrik.

484

Selain itu, sewa PLTU batubara dan PLTG gas tersebut juga dimaksudkan untuk secepatnya dapat mengurangi penggunaan BBM di sistem Kalseltengtim. Untuk mengantisipasi terjadinya kelebihan pasokan pada tahun 2013 sampai 2017, PLN akan memonitor progres proyek dari tahun ke tahun. Apabila progres fisik proyek berjalan baik sesuai rencana, maka PLN akan mengimbanginya dengan pemasaran listrik yang agresif untuk menyeimbangkan penjualan dengan pasokan, dan menunda jadwal proyek pembangkit berikutnya. Salah satu yang dapat dilakukan adalah mendorong pertumbuhan industri padat energi di Kalimantan seperti industri baja, industri keramik, kaca dan sebagainya. Adapun proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah : − PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan (Perpres 1) 2 x 100 MW, karena proyek ini dapat menurunkan biaya operasi dan mencukupi kebutuhan listrik di Sistem Mahakam Kalimantan Timur. − PLTG Bangkanai 4x70 MW, untuk memenuhi kebutuhan beban pada tahun 2013 sebelum PLTU IPP beroperasi, kemudian pada tahun-tahun berikutnya digunakan sebagai pembangkit peaking untuk mengurangi penggunaan BBM. − Tambahan pasokan gas ke PLTGU Tanjung Batu untuk menurunkan biaya operasi sistem Kalimantan Timur. − Penyediaan gas untuk PLTG Sambera 2 x 20 MW dan untuk PLTD Cogindo 40 MW yang saat ini masih dioperasikan dengan bahan bakar MFO. − PLTU Asam-Asam (Perpres 1) 2x65 MW. Sedangkan proyek-proyek yang diperkirakan mundur dari jadwal : - PLTU Pulang Pisau 2x60 MW karena permasalahan kondisi tanah pondasi. - PLTA Kusan, perlu penanganan khusus untuk aspek lingkungan sehubungan adanya satu jenis spesies langka (kera berhidung merah) yang diperkirakan hidup dikawasan hutan sekitar lokasi proyek. Neraca Daya Sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.2.

B1.3 Proyek-proyek IPP Yang Terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran B1.3

485

B1.4 Neraca Energi Rencana pembangunan beberapa PLTU batubara dan PLTG peaking di sistem Kalseltengtim merupakan salah satu upaya menurunkan biaya operasi mengingat sebagian besar pembangkit di Kalseltengtim masih berbahan bakar minyak. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.

Peranan MFO dan HSD pada tahun 2011 untuk sistem Kalseltengtim masih cukup tinggi dimana konsumsi MFO dan HSD adalah sebesar 1.776 GWh atau 49% dari produksi total sistem Kalseltengtim.

b.

Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU batubara, diharapkan penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan ini dapat dikurangi.

c.

Selain itu, rencana pengembangan PLTG Bangkanai 4x70 MW, PLTG Kaltim peaking 2x50 MW serta PLTA Kusan 65 MW dan PLTA Kelai 150 MW, diharapkan dapat menurunkan peran BBM khususnya pada waktu beban puncak. Demikian halnya dengan PLTG Sambera 40 MW dan PLTG Senipah 2x41 MW diharapkan akan semakin memperkecil penggunaan BBM.

d.

Dengan beroperasinya PLTU, PLTG gas dan PLTA, peranan pembangkit berbahan bakar HSD dan MFO akan menurun dimana hingga tahun 2020 produksi pembangkit berbahan bakar minyak sebesar 238 GWh atau 2 % dari produksi total sistem Kalseltengtim.

Kebutuhan energi primer di sistem Kalseltengtim dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B1.4. Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO cenderung menurun dari tahun 2011 hingga tahun 2020. Pada tahun 2011 penggunaan HSD dan MFO sebesar 513 juta liter dan pada tahun 2020 menjadi 24 juta liter. Volume pemakaian batubara meningkat dari 1,05 juta ton pada tahun 2011 menjadi 5,87 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat hampir 5,6 kali lipat. Kebutuhan bahan bakar di sistem Kalseltengtim dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B1.4.

486

B1.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Kalseltengtim sampai dengan tahun 2020 akan mencapai 2.330 MVA Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Kalseltengtim seperti pada Lampiran B1.5. B1.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran sistem Kalseltengtim dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan sekaligus untuk mengurangi penggunaan BBM pada sistem kelistrikan yang sebelumnya masih isolated, meliputi :

Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit percepatan tahap I dan tahap II, proyek pembangkit IPP, PLTG peaking dan PLTA serta untuk menggantikan PLTD.

Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar di sistem Kalseltengtim dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.

Sedangkan proyek transmisi 150 kV yang perlu segera beroperasi pada tahun 2012 adalah, transmisi 150 kV Tanjung – Kuaro – Karangjoang untuk menghubungkan sistem Kalselteng dan Kaltim serta transmisi 150 kV PLTGU Tanjung – Buntok – Muara Teweh – Bangkanai.

Kebutuhan pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV baru dan up rating untuk sistem Kalseltengtim sampai dengan tahun 2020 sekitar 5.315 kms. Untuk keperluan pengendalian operasional sistem interkoneksi 150 kV dan 70 kV Kalseltengtim khususnya pada subsistem Kalselteng dalam rangka menjaga tingkat mutu dan keandalan sistem penyaluran, direncanakan pembangunan sistem SCADA (supervisory control and data acquisition) termasuk media komunikasi dan prasarananya di Kalimantan Selatan. Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.6.

487

B1.7 Peta Pengembangan Penyaluran Cukup jelas.

B1.8 Analisis Aliran Daya Sistem Kalimantan Timur (Sistem Mahakam) Analisa aliran daya pada sistem Mahakam dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 20112020 ini, hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2017. Prakiraan aliran daya sistem Mahakam dapat dijelaskan sebagai berikut: 1. Tahun 2011

Tambahan transmisi baru dari tahun 2010 s.d 2011 adalah : Bukuan – Sambutan. Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar Tanjung Batu ke GI Tengkawang sebesar 77 MW. Pembebanan trasmisi masih di bawah 50 % sehingga masih memenuhi keandalan N-1. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal dengan tegangan tertinggi di GI Manggarsari (148 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Industri (139 kV). 2. Tahun 2015 Dari tahun 2011 hingga tahun 2015, ada beberapa tambahan pembangkit yaitu PLTG Kaltim 50 MW, PLTU Teluk Balikpapan 2 x 100 MW, PLTG Senipah 2x41 MW, PLTU Kaltim – 2 (FTP-2) dan PLTU Embalut Ekspansi 50 MW. Sedangkan PLTU Kaltim MT 2x15 MW diperkirakan akan mundur. Tambahan ruas transmisi pada tahun 2011-2015 adalah : PLTG Senipah – incomer single pi Manggarsari (2012) – Karangjoang, PLTG Senipah – PLTU MT Kaltim(2014), PLTU MT Kaltim-Bukuan (2014), Karang Joang - Kuaro (2012), Teluk Balikpapan Incomer 2 phi Karang Joang – Kuaro (2012), Penajam Incomer 1 phi Karang Joang – Kuaro, PLTG (FTP2) – Sambutan (2012), Uprating Harapan Baru – Bukuan (2013), dan Berau – Tanjung Selor (2015). Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar di Bontang ke GI Sambera sebesar 107 MW, dan sistem Mahakam Kalimantan Timur menerima transfer energi dari sistem Barito Kalimantan Selatan sebesar 33 MW. Pembebanan trasmisi masih di bawah 50 % sehingga masih memenuhi keandalan N-1.

488

Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan tertinggi terjadi di GI Bontang (153 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Manggarsari (147 kV) 3. Tahun 2020 Pada tahun 2020, PLTG Kaltim 50 MW peaking (2018), PLTU Kaltim Infrastruktur 200 MW (PPP book) dan PLTA Kelai 2x75 MW telah beroperasi. Tambahan ruas transmisi 150 kV pada tahun 2016-2020 adalah : New Samarinda - Sambutan(2017) dan PLTA Kelai – Sangatta (2018) Bontang. Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar di Kelai dan Bontang ke GI Sambera sebesar 202 MW, dan sistem Mahakam Kalimantan Timur mengirimkan transfer energi ke sistem Barito Kalimantan Selatan sebesar 65 MW. Pembebanan trasmisi masih dibawah 50% sehingga masih memenuhi keandalan N-1. Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan tertinggi di GI Kelai (156 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Industri (139,6 kV) Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah ( Sistem Barito) Analisa aliran daya pada sistem Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah (Sistem Barito) dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 2011-2020 ini hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2017. Prakiraan aliran daya sistem Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah (Sistem barito) dapat dijelaskan sebagai berikut : 1. Tahun 2013

Pada tahun 2013 sistem isolated Sampit, Kasongan, Batulicin dan Buntok telah terhubung dengan sistem Barito, dan adanya penambahan pembangkit baru di sistem Barito yaitu PLTU Asam–Asam (FTP-1) 2x65 MW, PLTU Pulang Pisau 2x60 MW dan PLTG Bangkanai 140 MW. Pada tahun 2013 ini diperkirakan telah terjadi interkoneksi sistem Barito dengan sistem Mahakam (Kalimantan Timur). Total beban interkoneksi sistem Barito sebesar : 504 MW. Profile tegangan pada sistem interkoneksi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah masih memenuhi standar. Tegangan terendah terjadi pada GI Kayu Tangi sebesar

489

149,6 kV, sedangkan tegangan tertinggi terjadi pada GI Sampit dengan tegangan sebesar 155,6 kV. Losses yang terjadi pada kondisi ini sebesar : 5,6 MW (1,2%). 2. Tahun 2015

Penambahan pembangkit baru masuk sistem Barito terdiri dari PLTG Bangkanai extension sebesar 2x70 MW, PLTU Sampit 2x25 MW, dan PLTU Kalsel (FTP-2) unit 1 100 MW. Sedangkan perluasan/penambahan jaringan transmisi untuk menghubungkan sistem isolated ke sistem interkoneksi meliputi sub sistem Puruk Cahu, Kuala Kurun dan Pangkalan Bun. Total beban sistem Barito sebesar 623 MW dengan Losses 10,3 MW (1,7 %). Aliran daya dari Kalteng ke Kalsel sebesar 0,4 MW, sedangkan dari Kalimantan Selatan ke Kalimantan Timur sebesar 24,4 MW dengan pembebanan masing-masing wilayah dalam kondisi regional balance. Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan terendah terjadi pada GI Kayutangi sebesar 145,1 dan tertinggi pada GI Muara Teweh sebesar 155,9 kV. 3. Tahun 2020 Hingga tahun ini terjadi penambahan pembangkit PLTA Kusan sebesar 65 MW, PLTU Kalteng-1 2x100 MW dan PLTU Kalsel (FTP-2) unit 2 (100 MW) ke sistem Barito. Perluasan transmisi meliputi segmen Kuala Kurun – Kasongan dan PLTA Kusan – Kadongan. Total beban sistem Barito sebesar 942 MW dan Losses 20 MW (2,1 %) Aliran daya dari Kalsel ke Kalteng sebesar 50,2 MW, sedangkan dari Kalimantan Selatan ke Kalimantan Timur sebesar 0,8 MW, pembebanan masing-masing wilayah dalam kondisi regional balance. Profil tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan terendah terjadi pada GI Trisakti sebesar 144,1 kV dan tertinggi pada GI Muara Teweh sebesar 154,8 kV. B1.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan baru. Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan Perbaikan SAIDI dan SAIFI 490


Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur seperti pada Lampiran B1.9.

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi 2011-2020 Propinsi Kalsel, Kalteng dan Kaltim

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

JTM kms 4.098 3.914 4.584 5.296 4.783 4.973 5.545 6.209 6.987 7.780

JTR kms 2.655 4.202 5.117 6.040 4.138 3.997 4.330 4.727 5.204 5.628

Trafo MVA 142 159 244 241 204 181 191 204 221 234

2011-2020

54.169

46.037

2.022

Tahun

Pelanggan 109.239 81.400 111.623 121.788 130.679 109.389 113.650 120.054 129.114 134.229 1.161.166

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi 2011-2020 Propinsi Kalsel, Kalteng dan Kaltim Juta USD Tahun

JTM

JTR

Trafo

Pelanggan

Total

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

34,0 43,5 55,0 65,5 53,4 52,8 58,2 64,6 72,2 79,4

63,2 67,5 77,0 88,4 71,7 74,1 82,0 91,1 101,7 112,5

10,3 11,6 17,7 17,5 14,8 13,1 13,9 14,8 16,0 16,9

3,3 4,0 5,5 6,0 6,4 5,4 5,6 5,9 6,3 6,6

110,8 126,6 155,2 177,4 146,4 145,4 159,6 176,3 196,3 215,4

2011-2020

578,5

829,1

146,7

55,0

1.609,3

Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut :

491

Pada tahun 2012 terjadi penurunan jumlah pelanggan yang akan disambung disebabkan sebagian besar daftar tunggu calon pelanggan di Kalselteng diselesaikan di tahun 2011 sehingga pada tahun 2012 calon pelanggan sudah berkurang. Sebaliknya dengan di Kaltim, tahun 2011 tidak semua daftar tunggu bisa disambung karena keterbatasan kemampuan pasokan. Akibatnya tambahan pelanggan baru pada tahun 2012 tidak sebanyak yang akan disambung pada tahun 2011.

Rencana JTM, JTR dan gardu distribusi yang akan dibangun, tidak selamanya mengalami peningkatan volume/kapasitas yang sama atau lebih tinggi, tetapi disesuaikan dengan kondisi dan kebutuhan dilapangan.

Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 54.169 kms, JTR 46.037 kms, gardu distribusi dengan kapasitas 2.022 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 1,16 juta pelanggan.

Perkiraan biaya total untuk pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan sekitar US$ 1.609 juta dengan rincian JTM US$ 578 juta, JTR US$ 829 juta, gardu distribusi US$ 146 juta, dan sambungan pelanggan US$ 55 juta. Kebutuhan anggaran per tahun diperkirakan sebesar US$ 160 juta.

B1.10 Program Listrik Perdesaan Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng dan Kaltim 2011-2014

Tahun

JTM kms

JTR kms

Trafo MVA

Unit

Jumlah Pelanggan


2011

655

313

24

370

29.770

2012

424

190

17

197

9.875

2013

774

360

30

373

18.190

-

2014

755

351

29

364

17.753

-

Total

740

2.609 1.214 99 1.304 75.588 740

492

Prakiraan Biaya Jaringan Listrik Perdesaan (Rp Juta) Regional Kalsel, Kalteng dan Kaltim 2011-2014 Tahun

JTM

JTR

Trafo

Total


2011

175.620

60.053

33.557

272.398

-

2012

133.142

36.353

26.961

196.456

2.590

2013

239.918

69.357

50.198

359.472

-

2014

234.145

67.688

48.990

350.822

-

Total

782.824 233.451 159.706 1.179.148 2.590

Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 20112014 diatas, dapat dijelaskan sebagai berikut :

Selama kurun waktu tahun 2011-2014 direncanakan membangun JTM 2.609 kms, JTR 1.214 kms, gardu distribusi dengan kapasitas 99 MVA.

Perkiraan total biaya selama kurun waktu tersebut untuk kegiatan listrik perdesaan sebesar Rp 1,18 triliun dengan rincian JTM Rp 782 miliar, JTR Rp 233 milyar, gardu distribusi Rp 160 milyar, dan sambungan pelanggan Rp 2,59 milyar.

Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 64% tahun 2010, menjadi 75,7% di tahun 2014 dan 92,6% di tahun 2020 untuk regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur.

B1.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Cukup jelas sebagaimana diuraikan dalam sub Bab 4.3 s/d. 4.6.

B1.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi

Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.12.

493

L LAMPIRA AN B2

SISTEM INTERK KONEKSII SULUTTENGGO DAN SISTEM INTERK KONEKSII SULSEL LRABAR

494

L LAMPIRA AN B2

B2. SISTE EM INTERKO ONEKSI SUL LAWESI UTA ARA, SULAW WESI TENGAH DAN GORONTALO (SUL LUTTENGGO O) DAN SIST TEM INTERKONEKSI SULA AWESI SELA ATAN, SULA AWESI TENGGAR RA DAN SUL LAWESI BARAT (SULSE ELRABAR) B2.1. Proyeksi Ke ebutuhan Tenaga Listrik Neraca Day ya B2.2. Proyek-Pro oyek IPP Terk kendala B2.3. Neraca Ene ergi B2.4. Capacity Ba alance Gardu u Induk B2.5. Rencana Pengembanga P an Penyalura an B2.6. Peta Penge embangan Pe enyaluran B2.7. Analisis Aliran Daya B2.8. stribusi Kebutuhan Fisik Pengembangan Dis B2.9. aan Program Listrik Perdesa B2.10. nergi Baru da an Terbaruka an Program En B2.11. Proyeksi Ke ebutuhan Inv vestasi B2.12. ASAN LAMPIIRAN B2 PENJELA

495

LA AMPIRA AN B2.1

PROYE EKSI KEBU UTUHAN TENAGA A LISTRIK SISTEM INTERK KONEKSII SULUTTENGGO DAN SISTEM INTERK KONEKSII SULSEL LRABAR

496

Proyeksi y Kebutuhan Tenaga g Listrik Sistem Interkoneksi di Wilayah Suluttenggo No 1.

2

497

3

4

5

Sistem

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Sistem Sulut - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )

1.045,4 61,4 194,4

1.144,8 61,9 211,2

1.254,1 62,4 229,5

1.374,0 62,0 253,1

1.505,6 62,5 274,9

1.650,6 63,1 298,7

1.809,8 63,7 324,6

1.984,8 64,2 352,8

2.177,2 64,8 383,6

2.394,3 65,3 418,7

Sistem Gorontalo - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )

257,4 57,2 51,4

278,4 57,4 55,3

301,2 57,7 59,6

321,1 56,4 65,0

346,0 56,5 69,9

373,7 56,6 75,4

403,6 56,7 81,3

436,0 56,7 87,7

471,0 56,8 94,6

511,0 57,1 102,2

Sistem Tolitoli-Moutong - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )

66,9 40,2 19,0

74,2 40,3 21,0

82,3 40,5 23,2

91,0 40,1 25,9

100,6 40,3 28,5

111,6 40,5 31,5

123,7 40,7 34,7

137,0 40,9 38,2

151,6 41,2 42,0

165,6 41,3 45,7

Sistem Sulut-Gtalo-Tolitoli - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban B b P Puncakk ( MW )

1.302,8 60,5 245 8 245,8

1.423,2 61,0 266 5 266,5

1.555,3 61,4 289 1 289,1

1.786,1 59,3 344 0 344,0

1.952,2 59,7 373 3 373,3

2.135,9 60,1 405 5 405,5

2.337,2 60,6 440 5 440,5

2.557,8 61,0 478 7 478,7

2.799,8 61,4 520 3 520,3

3.070,9 61,9 566 6 566,6

Sistem Interkoneksi Sulteng - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )

1.302,8 60,5 245 8 245,8

1.423,2 61,0 266 5 266,5

1.555,3 61,4 289 1 289,1

1.786,1 59,3 344 0 344,0

1.952,2 59,7 373 3 373,3

2.135,9 60,1 405 5 405,5

2.337,2 60,6 440 5 440,5

2.557,8 61,0 478 7 478,7

2.799,8 61,4 520 3 520,3

3.070,9 61,9 566 6 566,6

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Interkoneksi di Wilayah Sulselrabar SISTEM

2011

2012

2013

2014

4.604,7

5.135,7

5.651,7

63,1

63,1

63,2

833

929

3.865,3 63,1 698,7

4.420,9 63,2 798,0

152,3 59,1

Wil. SULSELRABAR Sistem Sulsel (Prop Sulsel & Sulbar) 4.017,6 Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) 63,0 728 Beban Puncak ((MW))

498

Sistem Sulsel (Prop Sulsel) Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Sistem Sulsel (Prop Sulbar) Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Sistem Sultra Energi g Produksi ((GWh)) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Interkoneksi SULSELRABAR Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW)

2015

2016

6.229,6 6.845,9

2017

2018

2019

2020

9.984,9

7.525,5

8.275,0

9.102,0

63,2

63,2

63,3

63,4

63,4

1.021

1.127 1.237

1.358

1.491

1.639

1.799

4.913,1 63,3 885,6

5.391,9 63,4 970,5

5.918,8 6.500,3 63,5 63,6 1.063,6 1.166,4

7.141,4 63,7 1.279,6

7.847,7 63,8 1.404,1

8.626,6 63,9 1.541,1

9.456,6 63,8 1.691,1

183,9

222,6

259,8

310,7 345,6

528,3

59,3

59,1

59,2

29,4

35,4

43,0

50,1

300,0 53,2 64

355,4 53,9 75

409,3 54,6 86

449,0 55,3 93

492,9 56,0 100

4.015,6 63,1 726,6

5.212,5 61,5 967,3

5.885,7 61,5 1.092,3

6.100,7 62,6 1.113,3

6.722,4 62,5 1.227,7

63,1

384,0

427,2

475,5

55,6

55,7

55,8

55,7

55,8

63,6 70,9

78,7

87,4

97,4

108,2

541,2 56,7 109

594,5 57,5 118

653,3 58,2 128

718,3 59,0 139

793,1 59,7 152

7.387,1 62,6 1.346,2

8.119,9 62,8 1.476,4

8.928,3 62,9 1.619,6

9.820,3 63,1 1.777,6

10.778,0 63,1 1.950,8

55,8

LA AMPIRAN N B2.2

NERACA DAYA D SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSEL LRABAR

499

MW

Grafik Neraca Daya Sistem Sulut-Gorontalo

900

Reserve Margin PLTG PLN

PLTG60% PLN

PLTA/MPLN

800

68%

PLTP PLN

PLTG PLN

PLTP IPP

58%

PLTU IPP

700

64%

PLTU PLN PLTU Sewa

600

47%

PembangkitIPP &Sewa

64%

57%

PembangkitTerpasangPLN

500

Beban Puncak

500

PLTP PLN

69%

PLTP IPP

65%

PLTU IPP

57%

400 300

PLTU PLN

PLTD Sewa

200

PLTU Sewa

Pembangkit Terpasang

100 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 500

Neraca Daya Sistem Sulut Sulut-Gorontalo Gorontalo Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang PLN SWASTA IPP SEWA Retired & Mothballed PLTD

501 1

Tambahan Pasokan SEWA Rencana PLTU Sewa Amurang (2x25) PLN On-Going Project Mini Hydro 20 kV Sulut II (FTP1) Gorontalo ((FTP1)) Lahendong IV Rencana Sulut I (FTP1) Tolitoli (3x15 MW) Kotamobagu I (FTP2) Kotamobagu II (FTP2) Sawangan Minahasa GT (Peaking) Gorontalo GT (Peaking) IPP On-Going Project Molotabu (2x10 MW) Sulut I (Kema) Rencana Lahendong V (FTP2) Lahendong VI (FTP2) Sulut (PPP) Gorontalo, 2x6 MW (Terkendala)

Jumlah Pasokan (Terpasang) Reserve Margin (Terpasang)

Unit GWh % MW

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1.303 61 246

1.423 61 267

1.555 61 289

1.786 59 344

1.952 60 373

2.136 60 405

2.337 61 441

2.558 61 479

2.800 61 520

3.071 62 567

MW MW

314 168

318 172

271 172

209 174

169 166

169 166

149 146

149 146

149 146

149 146

MW MW

3 111

3 111

3 64

-

20

PLTU

PLTM PLTU PLTU PLTP

3 -

-

3 -

40

3 -

-

20

3

3

3

-

-

-

-

-

-

50

1 50 25

25

20

PLTU PLTU PLTP PLTP PLTA PLTG PLTG

50 45 40 40 16 25

PLTU PLTU

25 25

25

20 25

PLTP PLTP PLTU PLTU

MW %

-

3 -

25

20 20 110 12 *)

385 57

439 65

487 69

565 64

586 57

666 64

696 58

806 68

831 60

831 47

MW

Grafik Neraca Daya Sistem Sulsel Reserve Margin

3.000

PLTG PLN PLTGU IPP

53% 61%

PLTM (PLN+IPP) PLTA PLN

2.500

PLTA IPP PLTU PLN

PLTGU IPP

PLTU IPP

63%

PLTU Sewa

2.000

Pembangkit IPP & Sewa Pembangkit Terpasang PLN

502

Beban Puncak

70%

62%

52%

49%

PLTA PLN

PLTG PLN

61%

PLTGU IPP

1.500

PLTA IPP

56%

1.000

PLTU PLN 11%

PLTU IPP 500

Pembangkit IPP & Sewa

PLTU Sewa

Pembangkit g Terpasang p g

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Neraca Daya Sistem Sulsel No. 1

2

3

Kebutuhan dan Pasokan

503

Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto Pasokan Kapasitas Daya Terpasang PLN IPP Sewa Mesin Retired & Mothballed Tambahan Kapasitas SEWA Rencana PLTU Sewa Barru 2x(120-150) PLN On-going Project Sulsel - Barru (FTP1) Mini hydro 20 kV Rencana Sulsel Baru Makassar (Peaking) Takalar (FTP2) S l l-B Sulsel Barru (Ek (Ekspansi) i) Sulsel-2 Bakaru II PLTA Poko IPP On-going Project Sengkang Sengkang Poso (Transfer ke Selatan) Mini hydro 20 kV Sulsel-1 / Jeneponto Bosowa Rencana Bonto Batu (Buttu Batu 1) Malea Mamuju (FTP2) Sulsel-3 (Takalar) Mini hydro 20 kV

4 5

Jumlah Pasokan Reserve Margin

Satuan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

4.018 63,0 728

4.605 63,1 833

5.136 63,1 929

5.652 63,2 1.021

6.230 63,1 1.127

6.846 63,2 1.237

7.525 63,2 1.358

8.275 63,3 1.491

9.102 63,4 1.639

9.985 63,4 1.799

MW MW MW MW

786 254 257 275 81

786 254 257 275 -

530 213 197 120 41

401 146 135 120 67

281 146 135 -

281 146 135 -

281 146 135 -

281 146 135 -

281 146 135 -

281 146 135 -

100

50 100 100 150

100 150 126

PLTU

PLTU PLTM

240

100 8

PLTG PLTG PLTU PLTU PLTU PLTA PLTA

PLTG PLTGU PLTA PLTM PLTU

100 50

117

60

10

PLTA PLTA PLTU PLTU PLTM MW %

130 5,0 200

(60) 180 7,5

100 90

806 11

3

11

1.304 56

1.577 70

100

50 100

1.648 61

1.828 62

2.018 63

2.018 49

2.268 52

2.644 61

2.761 53

L LAMPIRA AN B2.3

PROY YEK-PROY YEK IPP YANG Y TER RKENDAL LA SIST TEM INTERKONEK KSI SULUT TTENGGO O DAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULSE ELRABAR R

504

B2.3 Proyek--Proyek IPP Ya ang Terkendalla Dalam perenccanaan pemban ngkit IPP, ada beberapa proyyek pembangkkit IPP yang Perrjanjian Pembe elian Tenaga Listrik L (PPTL) nya mengalam mi kendala. Kateg gori PPTL terke endala adalah,, • Kate egori 1, tahap p operasi adalah tahap dima ana IPP suda ah men ncapai COD. • Kate egori 2, tahap pembangunan/konstruksi dim mana IPP suda ah men ncapai Financia al Closing (FC) tapi belum me encapai COD. Kate egori 3, Tahap p pendanaan IP PP yang sudah memiliki PPTL L, teta api belum menccapai Financial Closing (FC). •

Pembangkit IP PP yang terkendala di sistem Sulawesi S adala ah, • PLT TU Tawaeli 2x13.5 MW masukk dalam katego ori 1 • PLT TA Poso 3x65 MW M masuk dala am kategori 2 • PLT TU Jeneponto 2x100 2 MW massuk dalam kate egori 2 • PLT TA Manippi 1x10 MW masuk dalam d kategori 2 • PLT TU Gorontalo 2x6 MW masuk dalam kategorri 2 • PLT TU Molotabu 2xx10 MW masukk dalam katego ori 2 Saat ini penyyelesaian IPP terkendala tersebut sedang g diproses oleh Komite Direktu ur untuk IPP da an Kerjasama Kemitraan. K Beberapa pro oyek kategori 2 sudah dalam tahap konstruksi da an diharapkan tah hun 2012/2013 sudah beroperasi.

505

LA AMPIRAN N B2.4

N NERACA E ENERGI SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULUTTENGGO O DAN N SISTEM INTE ERKONEK KSI SULS SELRABAR

506

Proyeksi Neraca Energi Sistem Sulut - Gorontalo Jenis

2011

Batubara Gas LNG HSD MFO Geot. H d Hydro

99

Jumlah

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

(GWh) 2020

295 157 430 322

378 154 139 430 322

578 39 84 103 430 322

866 38 7 514 322

823 39 0 644 385

564 39 0 1.136 398

695 78 1.157 408

902 78 0 1.164 414

1.106 116 0 1.164 414

1.373 117 0 1.164 416

1.303

1.423

1.555

1.747

1.891

2.136

2.337

2.558

2.800

3.071

507

Proyeksi Neraca Energi Sistem Sulselrabar Jenis

2011

Batubara

133

Gas

2012

(GWh)

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

684

1.068

1.934

2.628

2.860

3.528

3.954

4.393

5.114

1.514

1.518

2.194

2.197

2.187

2.207

2.200

2.196

2.198

2.201

LNG

-

-

238

226

213

223

235

239

239

398

HSD

259

120

29

14

-

-

-

-

-

-

MFO

1.521

1.073

401

93

-

-

-

-

-

-

Geot.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hydro

591

1.209

1.205

1.189

1.201

1.556

1.563

1.886

2.272

2.272

Jumlah

4.018

4.605

5.136

5.652

6.230

6.846

7.525

8.275

9.102

9.985

Proyeksi Neraca Energi Sistem Interkoneksi Sulut-Gorontalo dan Sistem Sulselrabar (GWh)

508

Jenis

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Batubara

232

1.063

1.646

2.801

3.451

3.424

4.222

4.856

5.499

6.487

Gas

1.514

1.518

2.194

2.197

2.187

2.207

2.200

2.196

2.198

2.201

LNG

-

-

277

264

252

262

313

317

355

515

HSD

554

274

113

20

0

0

0

0

0

MFO

1.678

1.212

505

93

Geot.

430

430

430

514

Hydro

913

1.531

1.527

Jumlah

5.320

6.028

6.691

-

2018

-

2019

2020

-

-

-

-

-

644

1.136

1.157

1.164

1.164

1.164

1.511

1.586

1.953

1.971

2.300

2.687

2.688

7.399

8.120

8.982

9.863

10.833

11.902

13.056

P Proyeksi k iK Kebutuhan b t h E Energii P Primer i Si Sistem t S Sulut l t - Gorontalo G t l Jenis

Satuan

2011

2012

Batubara

10^3 ton

79

303

465

700

664

456

561

714

800

999

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Gas

bcf

LNG

2013

2014

2015

2016

0

0

0

0

4

0

0

HSD

10^3 kl

168

88

48

MFO

10^3 kl

40

35

26

2017

2018

1 -

2019

2020

1

1

1

0

0

0

-

-

-

-

-

-

-

Geot. Geot

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hydro

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

509

Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Sulselrabar Jenis

Satuan

2011

2012

Batubara

10^3 ton

88

454

bcf

13

13

Gas LNG

-

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

698

1.261

1.713

1.863

2.297

2.575

2.861

3.335

17

17

17

17

17

17

17

17

3

3

3

3

3

3

3

5

-

2020

HSD

10^3 kl

72

33

10

4

-

-

-

-

-

-

MFO

10^3 kl

387

273

102

24

-

-

-

-

-

-

Geot Geot.

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hydro

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Sulut – Gorontalo dan Sistem Sulselrabar Jenis

Satuan

2011

2012

Batubara

10^3 ton

167

bcf

13

Gas LNG

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

756

1.163

1.960

2.376

2.319

2.858

3.289

3.662

4.334

13

17

17

17

17

17

17

17

17

3

3

3

3

4

4

4

6

0

0

-

0

0

0

-

-

510

HSD

10^3 kl

240

121

57

8

MFO

10^3 kl

427

308

128

24

Geot. Geot

-

-

-

Hydro

-

-

-

2020

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

LAM MPIRAN B2.5

CA APACITY BALANC CE GARDU U INDUK SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULUT TTENGGO O DAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULSE ELRABAR R

511

Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.

No

SUBSTATION

Unit

2011 Total

Peak

Size

Add

Peak

Trans

(MVA)

(MVA)

2013

2012 Add

Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

Add

2017 Peak

Trans

Add

2018 Peak

Trans

Add

2019 Peak

Trans

2020

Add

Peak

Trans


Makassar Branch 1

Pangkep 70/20

1

20

150/20

1

30

st 30 30

2.

(APLN 2011) 16.7

19.4

66%

38%

30

(APLN 2018) 21.5

23.5

25.8

28.1

30.4

32.9

35.5

42%

46%

51%

55%

60%

64%

35%

60

38.2 37%

Mandai

512

70/20

1

5

-

70/20

1

2.5

-

1996 : ex Pnkng

1

20

20

2005 : ex Pnkng

1

20

20 40

3.

(2012 - 20 MVA - relok dr Bontoala) 23.5

27.2

69%

53%

20

Daya

2015 - beban GI Mandai sebagian diambil GI KIMA

30.0

32.8

33.1

35.9

35.9

35.9

35.9

35.9

59%

64%

65%

70%

70%

70%

70%

70%

2013 - beban GI Daya sebagian diambil GI Maros

2005 : ex Pnk

70/20

2

20

40 (2012 - relok 30 MVA dr Bontoala) 40

2014 - beban GI Daya sebagian diambil GI Daya Baru & GI Maros

2019-sebagian GI KIMA

32.3

38.2

30

12.8

14.3

15.9

17.6

19.4

21.3

23.4

21.3

95%

64%

-20

22%

24%

27%

30%

33%

36%

39%

36%

23.8

26.6

29.3

32.4

35.5

38.9

47%

52%

58%

63%

70%

38%

20 MVA stand by-dibatasi trafo bay 4

Daya Baru 2013

150/20

1

60

-

(APLN 2012)

-

21.4

60

42% 5

(APLN 2018) 60

46.9 46%

Maros 2011

70/20

1

10

150/20

1

30

Add Trans

10 Jalur Tengah g

((APLN 2012))

10

8.3

30

10.3

20.6

33%

-10

40%

27%

(2011 - relok 10 MVA - ke Nii Tanasa)

60

23.5

27.0

30.6

34.7

39.1

44.1

49.7

31%

35%

40%

45%

51%

58%

65%


No

SUBSTATION

Unit

2011 Total

Peak

Size

2012

Add

Peak

Trans

(MVA)

(MVA)

2013

Add

Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

2016

Add

Peak

Trans

2017

Add

Peak

Trans

2018

Add

Peak

Trans

2019

Add

Peak

Trans

Add

2020 Peak

Trans

Add Trans


Makassar Branch 6

KIMA Makassar 2015

150/20

1

60

-

(APLN 2014) 7.7

60

15%

8.3

12.0

15.8

19.7

30.5

16%

24%

31%

39%

60%

2015 - KIMA ambil sebagian beban Mandai & Tallo Lama 7

Tello 1992

30/20

1

20

-

2004

150/20

1

30

30 30

513

s.d 2010 - 20 kV disuplai PLTD Sewatama Tello 8

(APLN 2016) 42.4

60

49.0

54.0

58.9

64.4

69.8

75.5

42%

-30

48%

53%

58%

63%

68%

49%

2020-sebagian

60

81.3

87.4

86.3

53%

57%

56%

(2011- relok 30 MVA - ke Palopo)

Tallo Lama

2015 - beban GI Tallo Lama sebagian diambil GI KIMA

1995

150/20

2

30

60 60

(APLN 2011) 44.8

51.9

88%

51%

(APLN 2016)

60

2020-beban GI

57.2

62.6

63.8

69.3

75.1

60

81.0

87.2

87.2

56%

61%

63%

68%

59%

-30

64%

68%

68%

(2017 - relok 30 MVA - ke Majene) 9

Bontoala

(2012 - relok 20 MVA ke Mandai)

1995

70/20

2

20

40 (2012 - relok 30 MVA ke Daya)

70/20

1

30

30 (2012 - relok 20 MVA ke Borongloe) 70

52

61

67

75

83

91

100

109

118

129

118.2

128.6

58%

63%

GIS Bontoala-II 2011

150/20

1

60

(APLN 2014) -

51.6

60

47%

60.5

60

59%

67.5

74.6

82.8

66%

73%

54%

60

(APLN 2017) 90.8

99.5

108.6

59%

65%

53%

60

70 kV masih dipertahankan 10

Panakukang 1995 2005

70/20

2

20

70/20

1

20

2

30

150/20

2018 - beban GI Panakukang sebagian diambil 60 60

(APLN 2012) 60.0 59%

60

(APLN 2015)

70.4

78.5

60

86.8

96.2

105.7

60

115.8

115.8

115.8

115.8

69%

62%

-30

68%

75%

69%

-30

76%

76%

76%

76%

(2013 - relok 30 MVA - ke Makale)

(2018 - relok 30 MVA - ke Sinjai)


No

SUBSTATION

Unit

2011 Total

Peak

Size (MVA)

Add

Peak

Trans (MVA)

2013

2012 Add

Peak

Trans

Add

2014 Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

2017

Add

Peak

Trans

Add

2018 Peak

Trans

2019

Add

Peak

Trans

2020

Add

Peak

Trans

Add Trans


Makassar Branch 11

Panakukang Baru / Antang 2018

150/20

(APLN 2017) 1

60

10.6

60

21%

(APLN 2019) 21.8

56.4

43%

55%

60

Ambil sebagian beban Panakukang - Tello - Ta 12

Tanjung Bunga 2006

2020 - Beban G

150/20

1

30

30 30

514

13

28.2

33.3

37.4

41.6

46.4

51.3

56.6

62.2

37%

44%

49%

54%

61%

67%

74%

49%

60

68.2

59.7

53%

47%

Borongloe 2006

70/20

1

10

70/20

1

20

st

2023 - Beban G 20 20

14

(APLN 2017)

(2012 - relok 20 MVA dr Bontoala) 20

(APLN 2015)

15.9

18.3

20.1

21.8

23.8

25.7

27.6

29.6

31.7

33.9

94%

54%

59%

64%

70%

43%

30

46%

50%

53%

57%

23.1

25.5

28.0

30.7

33.4

36.3

39.2

42.3

60

45.6

41%

45%

50%

55%

60%

65%

70%

45%

-16

49%

Tallasa 1996

150/20

1

16

16

2000

150/20

1

20

20 36

(APLN 2018) 19.9

30

35%

(2019 - relok 16 MVA - ke ... .. 15

Sungguminasa 1998

150/20

1

30

30 30

(APLN 2019) 25.1 33%

60

29.2

32.2

35.3

38.8

42.3

45.9

49.7

53.6

57.8

38%

42%

46%

51%

55%

60%

65%

70%

45%

60


SUBSTATION

No

2011

2012

Unit Total Peak

Add

Size

Trans

Peak

2013

Add

Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

Add

2017 Peak

Trans

Add

2018 Peak

Trans

Add

2019 Peak

Trans

Add

2020 Peak

Trans

Add Trans

(MVA)(MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Pare - Pare Branch 1.

Pare-pare 150/20

1

16

16 16

2.

(APLN 2019) 13.2

30

15.4

17.0

18.6

20.4

22.2

24.0

26.0

28.0

30.1

34%

39%

43%

47%

52%

57%

61%

66%

72%

47%

6.7

7.7

8.5

9.2

10.0

10.8

11.6

12.5

13.3

14.2

79%

23%

25%

27%

29%

32%

34%

37%

39%

42%

5.7

6.6

7.3

8.0

8.8

9.6

10.4

11.2

12.1

13.0

34%

39%

43%

47%

52%

56%

61%

66%

71%

31%

30

Barru 150/20

2

5

10 10

30

515 Pinrang Branch 1

Bakaru 150/20

1

20

20 20

2

(APLN 2019) 30

Pinrang 1

5 st

diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan

150/20

1

16

16

150/20

1

20

20 36

(APBN 2012) 19.9

23.0

25.4

65%

75%

45%

30

(APBN 2019) 27.8

30.5

33.2

36.0

38.9

41.9

45.1

30

50%

54%

59%

64%

69%

75%

66%

-16

2019- relok 16 M


SUBSTATION

No

Unit

2011

Total Peak

Size

2012

Add

Peak

Trans

Add

2013 Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

2015

Add

Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

Add

2017 Peak

Trans

2018

Add

Peak

Trans

2019

Add

Peak

Trans

Add

2020 Peak

Trans

Add Trans

(MVA)(MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Mamuju Branch 1

Polmas 2000

diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan 150/20

1

20

20 20

2

150/20

1

20

13.8

15.2

16.5

17.9

19.3

20.8

22.3

23.8

25.4

71%

81%

36%

30

39%

42%

45%

49%

52%

56%

60%

7.7

8.9

9.7

10.6

11.5

12.4

13.3

45%

52%

57%

62%

68%

73%

31%

8.6

9.9

10.8

11.8

12.8

13.8

14.9

15.9

17.0

18.2

51%

58%

64%

28%

30%

33%

35%

37%

40%

43%

15 8 15.8

17 2 17.2

18 5 18.5

19 9 19.9

21 3 21.3

22 7 22.7

24 2 24.2

37%

40%

43%

47%

50%

53%

57%

20 20

516

12.0

Majene 2000

3

(APBN 2012)

(2017 -30 MVA -relok dari Tallo Lama) 30

14.3

15.3

16.3

34%

36%

38%

Mamuju 2009

150/20

1

20

20 20

(APBN 2013) 30

Watampone Branch 1.

Soppeng 1995

150/20

1

20

20 diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan

2000

150/20

1

20

20

150/20

1

-20

-20

2008- 1 unit ke

20

2.

(APBN 2012) 11 6 11.6

13 3 13.3

14 5 14.5

68%

78%

34%

30

Bone / Watampone

Sebagian beban GI Bone diam

1995

150/20

1

20

20

2000

150/20

1

20

20 40

(APBN 2017) 23.4 39%

30

27.2

30.1

33.1

36.4

39.7

43.2

46.84

30

37.98

38.3

46%

51%

56%

61%

67%

73%

55%

-20 20

56%

56%

(2018 - relok 20 MVA - ke ...)


No

SUBSTATION

Unit

2011

Total Peak

Size

2012

Add

Peak

Trans

Add

2013 Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

Add

2017 Peak

Trans

Add

2018 Peak

2019

Add

Trans

Peak

Trans

2020

Add

Peak

Trans

Add Trans

(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Watampone Branch 3.

Sidrap 1995

150/20

1

20

20 20

(APBN 2017) 17.4

30

41% 4

24.6

27.0

29.4

31.9

34.5

48%

53%

58%

64%

69%

75%

51%

30

37.3

40.2

55%

59%

(APBN 2018) 150/20

1

30

-

19.6

30

(APBN 2019) 24.6

77%

48%

30

Sengkang 1999 2002 (rusak th.2

150/20

1

16

150/20

1

30

-

1

20

20

2008-dari sopeng

-

517

20

17.4

30

41% 6

22.4

Kajuara 2019

5

20.3

20.1

17.6

19.1

20.8

22.5

24.2

25.9

27.7

29.7

47%

41%

45%

49%

53%

57%

61%

65%

70%

14.2

15.5

16.8

18.2

19.6

21.1

22.6

51%

56%

61%

66%

71%

38%

41%

44%

19 2 19.2

21 1 21.1

22 9 22.9

25 0 25.0

27 1 27.1

29 2 29.2

31 4 31.4

33 6 33.6

36 0 36.0

45%

50%

54%

59%

64%

69%

46%

49%

53%

19.3

21.3

23.2

25.5

27.6

29.9

32.2

45%

50%

55%

60%

65%

70%

47%

18.3

20.2

22.0

24.0

25.9

28.0

30.1

32.3

43%

47%

52%

56%

61%

66%

71%

47%

Siwa / Keera 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012)

-

13.0

30

(APBN 2017) 30

Bulukumba Branch 1.

Bulukumba 2006

150/20

1

20

20 20

(APBN 2017) 16 6 16.6

30

39% 2

Sinjai 2007

150/20

1

20

20 20

2018 -30 MVA - relok dr Panakukang 16.6

30

39% 3

30

30

27.7

29.1

41%

43%

Jeneponto 2006

150/20

1

20

20 20

2019 -relok 30 MVA - dr Tanjun 15.9 37%

30

30

34.6 51%


No

SUBSTATION

2011

2012

Unit Total Peak

Add

Size

Trans

Peak

Add

2013 Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

Add

2015 Peak

Trans

Add

2016 Peak

Trans

2017

Add

Peak

Trans

Add

2018 Peak

Trans

Add

2019 Peak

Trans

Add

2020 Peak

Trans

Add Trans

((MVA)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) Palopo Branch 1.

Palopo 2006

(2013-sebagian beban diambil GI Siwa) 150/20

2

20

40 (2011 -Relok 30 MVA -dari Tello) 40

26.7 45%

30

(APBN 2019)

31.0

25.7

28.1

30.9

33.6

36.4

39.3

42.4

45.7

60

52%

43%

47%

52%

56%

61%

66%

71%

49%

-20

2020 -relok 20 M 2.

Makale 2006

150/20

1

20

20 20

518 8

3.

(2013 - 30 MVA - relok dr Panakukang) 11.4

13.1

14.5

67%

77%

34%

30

beban Makale sebagian diambil Enrekang

15.8

17.3

11.2

12.1

13.1

14.0

15.1

37%

41%

26%

29%

31%

33%

35%

8.1

8.7

9.4

10.0

32%

34%

37%

39%

Enrekang (SY PLTA B.Batu) 2016

150/20

1

30

-

(APBN 2015)

-

7.5 29%

4

Wotu 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012) 9.3

30

36% 5

30

10.2

11.2

12.2

13.3

14.4

15.6

16.8

40%

44%

48%

52%

56%

61%

66%

11.9

13.1

14.2

15.5

16.8

18.2

19.7

47%

51%

56%

61%

66%

71%

39%

Malili 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012) 10.8 42%

30

(APBN 2019) 30


No

SUBSTATION

2011

2012

Unit Total Peak

Add

Size

Trans

Peak

Add

2013 Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

2015

Add

Peak

Trans

2016

Add

Peak

Trans

Add

2017 Peak

Trans

Add

2018 Peak

Trans

Add

2019 Peak

Trans

2020

Add

Peak

Trans

Add Trans

(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Kendari Branch 1.

Kolaka 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012)

-

12.2

30

48% 2

150/20

1

30

-

5.21

30

519

20%

16.5

17.9

19.5

51%

55%

60%

65%

70%

38%

30

21.2 42%

5.6

6.0

6.5

7.1

7.7

8.3

9.1

22%

24%

26%

28%

30%

33%

36%

22.7

24.5

26.6

28.9

31.5

34.3

44%

48%

52%

57%

62%

67%

Unaha 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012) (APBN 2013) 19.6

30

77% Kendari 2011-Mandon

21.0 41%

30

2011 - 30 MVA - 70/20 - Mandonga 70/20

1

30

30

2013 - operasi p GI lain di Sistem Kendari ((Unaaha,, Kendari150)) 54.7

2011/12 - 20 kV disuplai PLTD (77 MW) 5

15.2

(APBN 2012)

-

4

14.0

Lasusua 2013

3

(APBN 2018) 13.0

30

((APBN 2018))

60.6

11.8

12.6

13.6

14.7

16.0

17.4

18.9

18%

42%

46%

49%

53%

58%

63%

68%

37%

30

20.6

50.0

50.0

44.2

47.9

52.1

56.7

61.8

58%

63%

68%

74%

48%

40%

Kendari-150 kv 2013

150/20

1

30

30

(APBN 2012) 35.3

2013/14 - 20 kV disuplai PLTD (30 MW)

30

(APBN 2014) 37.9

40.8

21%

31%

53%

30.0

30.0

60

(APBN 2019) 60


No

SUBSTATION

Unit

2011

Total Peak

Size

2012

Add

Peak

Trans

2013

Add

Peak

Trans

2014

Add

Peak

Trans

2015

Add

Peak

Trans

2016

Add

Peak

Trans

2017

Add

Peak

Trans

2018

Add

Peak

Trans

2019

Add

Peak

Trans

2020

Add

Peak

Trans

Add Trans

(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Kendari Branch 6

Nii Tanasa

2011 - 10 MVA - baru (SY PLTU Nii Tanasa)

2011-PLTU N

70/20

1

10

10 2011 - 10 MVA - relok dari Maros 70 kV

2011-relok dr M

70/20

1

10

10

(APBN 2014) 9.7

20

57% 7

10.7

11.8

12.6

13.6

63%

69%

74%

40%

14.7

16.0

17.4

18.9

20.6

43%

47%

51%

56%

61%

Raha 2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012)

-

9.3

30

9.9

10.7

11.5

12.5

13.5

14.7

15.9

39%

42%

45%

49%

53%

57%

62%

18.6

20.0

21.6

23.4

25.4

27.6

30.0

41%

45%

51%

42%

46%

50%

54%

59%

70 7.0

70 7.0

70 7.0

36% 8

20

Bau-Bau

520

2013

150/20

1

30

-

(APBN 2012)

-

17.3

20 kV di disuplai l i PLTD & PLTM (7 MW)

30

(APBN 2015) 30

Big Consumer 1.

2

3

Tonasa III & IV 150/20

3

32

150/30/20

1

20

2

45

Barawaja

95

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

39.0

20

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

53 5.3

90

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

32.0

10

Semen Bosowa 150/20

TOTAL PEAK KONSUMEN BESAR

(MW)

76

TOTAL PEAK LOAD 1

(MW)

389

330

454

250

504

180

555

-

614

120

671

90

733

120

797

180

865

180

938

150

TOTAL PEAK LOAD 2

(MW)

211

210

244

-

289

210

315

30

345

-

375

30

405

30

437

150

470

60

505

180

TOTAL PEAK LOAD 3

(MW)

64

50

71

-

122

180

131

30

141

80

153

30

166

-

180

-

196

60

214

60

TOTAL SYSTEM PEAK LOAD

(MW)

740

590

846

250

992

570

1,078

60

1,177

200

1,275

150

1,380

150

1,490

330

1,607

300

1,733

390

SCENARIO NORMAL

(MW)

ANNUAL DIVERSITY FACTOR 849

76

76

76

76

76

76

76

76

76

727

831

970

1,056

1,153

1,249

1,352

1,460

1,574

1,697

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

1.02

Capacity p y Balance GI Sistem Sulutenggo gg Kapasitas Trafo No.

GARDU INDUK

2011

Teg. Jumlah Unit Total Add Peak Sistem Size Trafo

2012

2013

2014

2015

Add Peak

Add Peak

Add Peak

Add Peak

Add

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

2016 Peak

2017

2018

2019

2020

Add Peak

Add Peak

Add Peak

Add Peak

Add

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

(MVA) (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 1 GI Ranomut

70/20

3

20

- Beban Puncak ( MW )

2 GI Sawangan

60

70/20

1

10


3 GI Bitung

60

70/20

1

20

44.64

26.17

78%

46%

10 10


Sebagian beban dialihkan ke GI Paniki -

31.67

34.83

38.32

42.15

46.36

46.36

46.36

51%

56%

61%

67%

74%

81%

81%

81%

(Relokasi dari GI Teling 10 MVA) -

8.93

9.27 10.00

9.62

9.98

10.34

10.78

11.24

11.71

12.20

12.73

94%

49%

51%

53%

54%

57%

59%

62%

64%

67%

20 20

Sebagian Beban dialihkan ke GI Paniki (Beban Ranomuut 8

28.79

Beban dialihkan ke GI Kema serta antisipasi GI Kema terlambat ( Catatan : PLTU Amurang 2 x 25 MW dan PLTP Lahendong IV 20 MW dan -

16.78

521

8.73 20.00

9.61

10.57

11.62

12.79

14.07

15.47

17.02

18.72

88%

23%

25%

28%

31%

34%

37%

41%

45%

49%

5.94

7.18

7.60

8.04

8.51 10.00

9.05

9.63

10.24

10.89

11.58

62%

76%

80%

85%

45%

48%

51%

54%

57%

61%

- Beban Sewa Genset (MW) 4 GI Tonsealama

70/20

1

10


5 GI Teling

10 10

70/20

1

10

10

1

20

20

1

20

20


50

-

Mengantisipasi COD GIS Teling terlambat up grade trafo dari 10 MVA menjadi 20 MVA

-

45 33 45.33 95%

6 GI Teling 150 kV (GIS)

150/20

1

0


7 GI Tomohon - Beban Puncak ( MW )

70/20

2

10

22 20 10.00 22.20 10 00 22.87 22 87 39%

0

Beban dr GI Teling 70 kV

0

18.99 30.00 21.84

40%

24.97

23 55 23.55

24 24 24.24

25 09 25.09

25 96 25.96

26 86 26.86

27 79 27.79

29 33 29.33

41%

43%

44%

46%

47%

49%

51%

32.14

36.45

41.18

46.38

56%

64%

72%

81%

61%

68%

18.76

20.39

22.16

24.09

26.20

39%

43%

47%

51%

55%

28.40 30.00

67%

77%

88%

50%

12.58

13.62

14.74

15.95

66%

72%

78%

84%

52.12 30.00

57.90

20 20

-

17.25 30.00 36%

Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas Trafo No.

GARDU INDUK

Teg. Teg Sistem

Jumlah Unit Total Add Size

2011 Peak

Trafo

2012

Add

Peak

Trafo

Add

2013 Peak

Trafo

Add

2014 Peak

Trafo

2015

Add

Peak

Trafo

2016

Add

Peak

Trafo

2017 Add

Peak

Trafo

2018

Add

Peak

Trafo

2019

Add

Peak

Trafo

Add

2020 Peak

Trafo

Add Trafo

(MVA) (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 8

GI Kawangkoan

150/20

1

20


9

GI Lopana

20

150/20

1

20

- Beban B b P Puncak k ( MW )

10 GI Tasik Ria

70/20

1

20

1

20


-

-

20

70/20

1

20

522


13 GI Kema

-

1

0


14 GI Lolak

1

0


15 GI Bintauna

1

0


16 GI Paniki

1

0


17.56 30.00

21.97

23.70

25.58

27.62

40%

43%

46%

50%

54%

58%

13 23 20.00 13.23 20 00

15 52 15.52

17 10 17.10

18 83 18.83

20 72 20.72

22 93 22.93

25 37 25.37

28 07 28.07

31 05 31.05

32 30 32.30

35%

41%

45%

50%

55%

60%

67%

74%

82%

85%

11.19

12.31

13.54

14.89

16.38

19.82

21.81

23.99

28.46

59%

65%

71%

78%

86%

38%

42%

46%

50%

60%

10.65

11.62

12.68

56%

61%

67%

10.00

10.00

10.00

5.25

5.78

28%

30%

18.02 30.00

23.85 30.00

26.23

28.86

31.74

34.92

50%

55%

61%

67%

74%

38.41 30.00 51%

42.25 56%

6.36

6.99

7.69

8.46

9.30

10.24

11.26

12.38

33%

37%

40%

45%

49%

54%

59%

65%

17.35 30.00

19.51

21.88

24.47

30.79

34.44

61%

68%

77%

86%

27.48 30.00 48%

54%

60%

38.47 30.00 45%

42.95 50%

5.19 20.00

5.71

6.28

6.91

7.60

8.36

9.19

10.11

11.13

12.24

27%

30%

33%

36%

40%

44%

48%

53%

59%

64%

0.00

3.00 10.00

3.18

3.37

3.57

3.79

4.01

4.26

4.51

4.78

32%

33%

35%

38%

40%

42%

45%

47%

50%

0

0 0

150/20

20.35

37%

0.00

0

150/20

18.85

86%

0 0

150/20

16.35

80%

20 20

150/20

15.22

72%

20

- Beban Pembangkit Kota (MW)

12 GI Likupang

13.75

20 20

150/20

-

20 20


11 GI Otam

20

0 28.43

31.51

35.05

38.90

43.08

80%

45%

50%

55%

61%

68%

76%

61%

72%

0.00

0.00

0.00

4.50 20.00

4.82

5.15

5.51

5.90

6.31

6.75

0%

0%

0%

24%

25%

27%

29%

31%

33%

36%

TOTAL BEBAN GARDU INDUK

222.48

225.46

245.6

267.47

292.39

320.74

351.71

385.54

422.63

462.90

TOTAL BEBAN PUNCAK SISTEM

209.44

227.00

247.0

268.34

291.60

317.03

344.76

375.02

408.02

445.12

17 GI Molibagu

0

150/20


1

0

0.00

22.94 30.00

25.57 30.00

52.28 30.00

61.89

0 0

TOTAL BEBAN KONSUMEN BESAR

DIVERSITY FACTOR PENAMBAHAN TRANSFORMATOR

1.06 0.0

0.99 70.0

0.99 110.0

1.00 30.0

1.00 90.0

1.01 40.0

1.02 60.0

1.03 0.0

1.04 0.0

1.04 120.0

0.0

Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas Trafo No.

GARDU INDUK

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Teg. Jumlah Unit Total Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Sistem Unit Size Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

1 GI Talise

70/20

1

30

30

1

10

10


40

70/20

1

20


523

3 GI Silae

70/20

2

0

150/20

1

0

150/20

1

0


32.38 30.00 35.62

43.10

47.4

50%

55%

61%

67%

74%

52.15 30.00 57.37 57%

62%

16 9 16.9

18 61 18.61

20 47 20.47

37%

40%

44%

48.5 30.00 53.34

58.67

150/20

1

0

1

0

9 55 9.55

10 50 10.50

11 55 11.55

12 71 12.71

13 98 13.98

47%

52%

57%

63%

69%

76%

0.00

0.00

15 38 30.00 15.38 30 00 33%

(catatan : Sebagian Beban 20 kV PLTD Silae dialihkan ke Transmisi) 22.08 30.00 33.12 30.00 36.43

40.08

44.08

80%

60%

66%

73%

80%

7.49 30.00 15.00

59%

64%

71%

0.00

24.2 30.00 26.57

29.23

16.50

18.15

19.97

21.96

27%

54%

60%

66%

72%

80%

44%

48%

53%

0.00

2.23 10.00

5.00

5.50

6.05

6.66

7.32

8.05 30.00

8.86

9.74

24%

54%

60%

66%

72%

80%

22%

24%

26%

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

5.32

0 0

150/20

8 68 8.68

0 0

- Beban Puncak ( MW ) 7 GI Kolonedale

39.18

80%

0 0

- Beban Puncak ( MW ) 6 GI Ampana

29.44

80%

0 0

- Beban Puncak ( MW ) 5 GI Tentena

29.44

70% 20 20


4 GI Poso

25.60

50.00 Pembangkit Silae

PLTD Silae 2 GI Parigi

((catatan : Sebagian g Beban 20 kV PLTD Silae dialihkan ke Transmisi))

0.00

5.88

6.50

7.17

29%

20.0

32%

35%

39%

0.00

0.00

5.46

0 0

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

30%

20.0

6.03 33%

Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas K it Trafo No.

GARDU INDUK

2011

2012

2013

2014

2015

2017

2016

2018

2019

2020

Teg. Jumlah Unit Total Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Sistem Unit Size Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

8 GI Palu Baru

150/20

1

0

- Beban Puncak ( MW ) 9 GI Leok

0 150/20

1

- Beban Puncak ( MW ) 10 GI Toli-Toli Toli Toli

150/20

1


524

11 GI Moutong

150/20

1

- Beban Puncak ( MW ) 12 GI Siboa

150/20

1

- Beban Puncak ( MW ) 13 GI Luwuk

150/20

1

- Beban Puncak ( MW ) 14 GI Moilong

0

150/20


1

0

0

20

0

0

0

30

0

0

0

30

0

0

0

30

0

0

0

20

0

0

0

30

0

dari Sebagian GI Talise 0.00

17.82 30.00 21.21

0.00

0.00

40.08

44.08

53.3

58.7

65%

77%

60%

66%

73%

80%

59%

64%

71%

0.00

0.00

5.00 20.00

5.50

6.05

6.66

7.32

8.05

8.86

27%

30%

33%

36%

40%

44%

48%

10.80 30.00 11.88

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

33.12 30.00 36.43

0.00

0.00

0.00

48.49 30.00

13.07

14.37

15.81

17.39

19.13

39%

43%

47%

52%

57%

63%

69%

7.60 30.00

8.36

9.20

10.12

11.13

12.24

13.46

28%

30%

33%

37%

40%

44%

49%

5.00 30.00

5.50

6.05

6.66

7.32

8.05

8.86

18%

20%

22%

24%

27%

29%

32%

15.00 30.00 16.50

18.15

19.97

21.96

24.16

30.0 26.57

54%

60%

66%

72%

80%

44%

48%

5.00 20.00

5.50

6.05

6.66

7.32

8.05

8.86

27%

30%

33%

36%

40%

44%

48%

TOTAL BEBAN KONSUMEN BESAR TOTAL BEBAN GARDU INDUK TOTAL BEBAN PUNCAK SISTEM DIVERSITY FACTOR PENAMBAHAN TRANSFORMATOR

34.3

66.5

103.2

180.6

198.6

218.5

245.7

270.3

302.8

333.1

126.8

140.5

155.5

171.8

189.6

210.0

232.3

256.6

283.5

308.9

0.27

0.47 0.0

0.66 70.0

1.05 30.0

1.05 90.0

1.04 0.0

1.06 0.0

1.05 50.0

1.07 120.0

1.08 50.0

0.0

LAM MPIRAN B2.6

RENCA ANA PENG GEMBANGAN PEN NYALURA AN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTTENGGO O DAN SISTEM INTER RKONEKS SI SULSE ELRABAR

525

Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Sulawesi Kms Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

T/L 500 kV T/L 275 kV T/L 150 kV

482 1006 8 1006.8

488

1417

24

62

14

1030.8

1032

1431

T/L 70 kV

526

Jumlah

482 1451

254

112

308

524

380

170

1 1451

6110 8 6110.8 101

255

112

308

524

380

170

6693.8

MVA Tegangan

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

270

90

360

60 400

63 490

183

150/20 kV

60 610

70/20 kV

80

30

30

750

760

673

500/275 kV 275/150 kV 150/70 kV

Jumlah

590 590

150

390

140

420

30

60

20

20

180

450

160

440

460 460

290

3940

20

290

310

4773

Pengembangan Transmisi Sulawesi

Propinsi

Dari

Ke

Tegangan

Conductor

kms

Juta US$

COD

Status

Sumber Pendanaan

Gorontalo Isimu

Botupingge

150 kV

2 cct, ACSR 1 x 240 mm2

90

8.01

2011

On Going

IPP

Gorontalo Isimu

Marisa

150 kV


220

19.58

2011

On Going

APBN

Gorontalo Isimu

Buroko

APBN

150 kV


76

6.76

2011

Selesai

Gorontalo PLTU Gorontalo Energi (IPP) Botupingge

150 kV


16

1.42

2012

Planned

IPP

Gorontalo PLTU Gorontalo (Perpres)

150 kV


14

1.25

2013

On Going

APBN

Incomer double phi Buroko-Isimu

527

Gorontalo PLTU TLG (Molotabu) (IPP)

Botupingge

150 kV


30

2.67

2014

Planned

IPP

Gorontalo Marisa

Moutong

150 kV


180

16.02

2014

Planned

Unall

Gorontalo New PLTG (Marisa)

Marisa

150 kV


20

1.78

2017

Planned

Unall

Sulteng PLTA Poso (Tentena)

Poso

150 kV


80

7.12

2012

Commited

APLN

Sulteng Poso

Palu Baru

150 kV


238

21.18

2012

Commited

APLN

Sulteng Palu Baru

Silae

150 kV


50

4.45

2012

Commited

APBN

Sulteng Palu Baru

Talise

70 kV


30

1.87

2012

Planned

APBN

Sulteng

Wotu

275 kV

2 cct, Zebra, 430 mm

272

61.22

2012

On Going

IPP

TIP 24 (Talise-Parigi)

70 kV


14

0.87

2013

Planned

Unall

Tentena (PLTA Poso)

Sulteng PLTU Tawaeli Expansion Sulteng PLTMG Cendana Pura

Luwuk

150 kV


180

16.02

2013

Planned

Unall

Sulteng Toli-toli

Leok

150 kV


216

19.22

2014

Planned

Unall

Sulteng Toli-toli

Siboa

150 kV


260

23.14

2014

Planned

Unall

Sulteng Moutong

Incomer Single phi (Toli2 (Toli2-Siboa) Siboa)

150 kV

2 cct cct, ACSR 1 x 240 mm2

220

19 58 19.58

2015

Planned

Unall

Sulteng Poso

Ampana

150 kV


248

22.07

2017

Planned

Unall

Sulteng Bunta

Luwuk

150 kV


190

16.91

2019

Planned

Unall

Sulteng Kolonedale

Incomer single phi Poso-Ampana

150 kV


164

14.60

2019

Planned

Unall

Sulteng Ampana

Bunta

150 kV


170

15.13

2020

Planned

Unall

Sulut

PLTU Sulut II (Pepres)

Lopana

150 kV


36

4.41

2011

On Going

APLN

Sulut

Lopana

Teling (GIS)

150 kV


96

8.54

2011

On Going

APBN


Propinsi

Dari

Ke

Tegangan

Conductor

kms

Juta US$

COD

Status

Sumber Pendanaan

Sulut

Teling (GIS)

Ranomut Baru (Paniki)

150 kV

2 cct cct, ACSR 1 x 240 mm2

16

1 42 1.42

2012

Commited

APBN

Sulut

Ranomut Baru (Paniki)

Tanjung Merah (Kema)

150 kV


60

5.34

2012

Commited

APBN

528

Sulut

Bintauna

Tapping (Lolak - Buroko)

150 kV


4

0.36

2012

Planned

Unall

Sulut

PLTP Lahendong V & VI

Kawangkoan

150 kV


10

0.90

2013

Planned

Unall

Sulut

Likupang

Bitung

70 kV


32

5.70

2013

Planned

APLN

Sulut

Otam

Molibagu

150 kV


132

11.75

2014

Planned

Unall

Sulut

PLTG Minahasa

Likupang

150 kV


1

0.09

2014

Planned

Unall

Sulut

PLTP Kotamobagu

Otam

150 kV


32

2.85

2015

Planned

Unall

Sulut

PLTA Sawangan

Sawangan

70 kV


1

0.06

2015

Planned

Unall

Sulut

PLTU Sulut I (IPP)


150 kV


20

1.78

2018

Planned

IPP

Sulsel

Sidrap

Maros (New) - Ags 2011 operasi

150 kV

2 cct, 2xZebra, 2x430 mm

260

25.61

2011 Sdh operasi

APBN

Sulsel

Maros ((New))

Sungguminasa gg - Ags g 2011 operasi p

150 kV


80

7.88

2011 Sdh operasi p

APBN

Sulsel

Sengkang

Sidrap - Ags 2011 operasi

150 kV


130

12.81

2011 Sdh operasi

APBN

Sulsel

PLTU Perpres - Barru

Incomer 2 phi (barru-pare)

150 kV

4 cct, Hawk, 240 mm

4.8

0.43

2011

On Going

APBN

Sulsel

Tallo Lama (Uprating Cond)

Tello (Uprating Cond)

150 kV

2 cct, TACSR

14

0.78

2011

On Going

APBN

Sulsel

Wotu PLTU Bosowa Jeneponto

Palopo TIP. 57

275 kV

2 cct, Zebra, 430 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm

210

47.27

2012

On Going

IPP

150 kV

12

1.18

2012

On Going

APBN

Sulsel Sulsel

PLTU Bosowa Jeneponto

TIP 58 TIP.

12

1 18 1.18

2012

On Going

APBN

Sengkang

Siwa/Keera (New)

150 kV 150 kV

2 cct cct, 2xZebra 2xZebra, 2x430 mm

Sulsel

2 cct, 2xHawk, 240 mm

140

17.17

2013

Planned

APBN

Sulsel

Siwa/Keera

Palopo

150 kV


180

22.07

2013

Planned

APBN

Sulsel

Tallo Lama (loop)

Bontoala (loop)

150 kV

2 cct, UGC, XLPE, 400 mm

9

2.75

2013

Planned

APBN

Sulsel

Wotu Daya Baru

Malili (New) Inc. 1 phi (Maros-Sungguminasa)

150 kV 150 kV

2 cct, 2xHawk, 240 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm

10.06

2013

Planned

APBN

PLTU Takalar Punaga

Tanjung Bunga

150 kV


82 2 80

0.20 7.88 88

2014 2014

Planned Pl Planned d

APBN IPP

Sulsel S l l Sulsel


529

kms

Juta US$

COD

Status

Sumber Pendanaan

2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 2 cct, Hawk, 240 mm

2

0.61

2015

Planned

APBN

2

0.18

2016

Planned

IPP

150 kV


30

2.67

2016

Planned

IPP

150 kV

40

4.91

2017

Planned

Unall

150 kV

2 cct, 2xHawk, 240 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm

24

2.36

2018

Planned

Unall

Inc. 1 phi (SInjai-Bone)

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

6

0.53

2019

Planned

Unall

PLTU Sewa barru

Inc. 2 phi (Sidrap-Maros)

150 kV


20

1.78

2019

Planned

Unall

PLTU P Perpres - Nii T Tanasa Malili (New)

M d Mandonga/Kendari /K d i Lasusua (New)

70 kV 150 kV

2 cct, t O Ostrich t i h (ex-P3B ( P3B JB) 2 cct, 2xHawk, 240 mm

24

1 89 1.89

2011

O Going On G i

APBN

Sultra

290

35.56

2013

Planned

APBN

Sultra

Lasusua (New)

Kolaka (New)

150 kV


232

28.45

2013

Planned

APBN

Sultra

Kolaka (New)

Unahaa (New)

150 kV


150

18.39

2013

Planned

APBN

Sultra

PLTU Kolaka (FTP2)

Kolaka

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

20

1.78

2013

Planned

IPP

Sultra

Unahaa (New)

Kendari (New)

150 kV


110

13.49

2013

Planned

APBN

Sultra

Kendari (new)

Raha (new)

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

220

19.58

2014

Planned

APBN

Sultra

Kendari (new)

Raha (new) - Kabel Laut

150 kV

2 cct, Kabel Laut

10

10.68

2014

Planned

APBN

Sultra

PLTU Kendari (FTP2)

Inc. 2 phi (Kendari-Raha)

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

10

0.89

2014

Planned

IPP

Sultra

Raha (new)

Bau-Bau (New)

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

170

15.13

2014

Planned

APBN

Sultra

PLTA Konawe

Unahaa (New)

150 kV


80

9.81

2016

Planned

Unall

Propinsi

Dari

Ke

Tegangan

Sulsel Sulsel

KIMA Makassar (New) SY PLTA Bbatu/Enrekang

Inc. 1 phi (Pangkep-Tello) Inc. 2 phi (Makale-Sidrap)

150 kV 150 kV

Sulsel

PLTA Malea

Makale

Sulsel Sulsel

PLTA Bakaru II Panakukang baru/Antang

Enrekang Inc. 1 phi (Maros-Sungguminasa)

Sulsel

Kajuara - (New)

Sulsel S lt Sultra

Conductor

Sultra

PLTA Watunohu 1

Lasusua (New)

150 kV

2 cct cct, 2xHawk 2xHawk, 240 mm

80

9 81 9.81

2018

Planned

Unall

Sulbar

Pasangkayu

Silae

150 kV


90

11.04

2014

Planned

APBN

Sulbar

PLTU Mamuju (FTP2)

Mamuju

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

50

4.45

2014

Planned

IPP

Sulbar

Pasangkayu

Mamuju

150 kV


400

49.05

2018

Planned

Unall

Sulbar

PLTA Poko

Bakaru

150 kV

2 cct, Hawk, 240 mm

40

3.60

2019

Planned

Unall

Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Nama Gardu Induk

Tegangan

Baru/Extension

Kap

Juta US$

COD

Status

Sumber

150/20 kV

New

30

2.62

2011

On going

APLN

2011

On going

APBN

2011

On going

APBN

2011

On going

APBN

4.47

2011

On going

APBN

30

1.90

2013

Planned

Unall

30

1.90

2013

Planned

Unall

Extension

30

1.39

2011

On going

APLN

Extension

30

1.39

2011

On going

APLN APBN

P Propinsi i i

Wilayah

Gorontalo

Suluttenggo

Botupingge

Gorontalo

Suluttenggo

PLTU Gorontalo

150/20 kV

New

20

3.24

Gorontalo

Suluttenggo

Isimu

150/20 kV

New

30

2.62

Gorontalo

Suluttenggo

Marisa

150/20 kV

New

30

2.62

Gorontalo

Suluttenggo

Buroko

150/20 kV

New

20

Gorontalo

Suluttenggo

Botupingge

150/20 kV

Extension

Gorontalo

Suluttenggo

Isimu

150/20 kV

Extension

Sulbar

Sulselrabar

Polmas

150/20 kV

Sulbar

Sulselrabar

Majene

150/20 kV

530

Sulbar

Sulselrabar

Pasangkayu

150/20 kV

New

20

2.38

2014

Operasi

Sulbar

Sulselrabar

Mamuju

150/20 kV

Extension

30

1.39

2014

On going

APLN

Sulsel

Sulselrabar

Mandai

70/20 kV

Extension

20

0.00

2011

Relok

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Tallo Lama

150/20 kV

Extension

60

2.10

2011

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Bontoala

150/20 kV

Extension

60

2.10

2011

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Borongloe

70/20 kV

Extension

20

0.00

2011

Relok

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tallasa

150/20 kV

Extension

60

2.10

2011

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Pare-pare p

150/20 kV

Extension

30

0.00

2011

On g going g

APLN

Sulsel

Sulselrabar

Bulukumba

150/20 kV

Extension

30

1.39

2011

On going

APLN/APBN

Sulsel

Sulselrabar

Sinjai

150/20 kV

Extension

30

1.39

2011

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Daya

70/20 kV

Extension

30

0.00

2012

Relok

APLN

Sulsel

Sulselrabar

Siwa/Keera - (GI Baru)+2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2012

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Sengkang, Ext LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2012

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Tallo Lama ((loop p Btoala), ), Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2012

On g going g

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Bontoala (loop T.Lama), Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2012

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Pangkep

150/20 kV

Extension

30

1.39

2012

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Bone

150/20 kV

Extension

30

1.39

2012

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Jeneponto

150/20 kV

Extension

30

1.39

2012

On going

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Barru

150/20 kV

Extension

30

1.39

2012

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Makale

150/20 kV

Extension

30

1.39

2012

On g going g

APLN

Sulsel

Sulselrabar

Palopo IBT

275/150 kV

New

180

14.45

2012

Planned

IPP

Pengembangan Gardu Induk Sulawesi

531

Tegangan

Baru/Extension

Kap

Juta US$

COD

Status

Sumber

Palopo + Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

30

2.62

2012

On going

APBN

Sulselrabar

Siwa, Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2012

On going

APBN

Sulselrabar

Pinrang

150/20 kV

Extension

30

1.39

2013

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Soppeng

150/20 kV

Extension

30

1.39

2013

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Maros

150/20 kV

Extension

60

2.10

2013

Planned

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Panakkukang

150/20 kV

Extension

60

2.10

2013

Planned

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Wotu IBT

275/150 kV

New

90

7.22

2013

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Wotu - (GI Baru) + 2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2013

Planned

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Malili - (GI Baru) + 4 LB

150/20 kV

New

30

3.85

2013

Planned

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Tanjung Bunga, Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2014

Planned

APBN

Sulsel

Sulselrabar

Daya Baru - (GI Baru) + 2 LB

150/20 kV

New

60

3 34 3.34

2014

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tello

150/20 kV

Extension

60

2.10

2014

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tallo Lama

150/20 kV

Extension

60

2.10

2014

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

KIMA Makassar - (GI baru) + 2 LB

150/20 kV

New

60

3.34

2015

Proposed

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Bontoala

150/20 kV

Extension

60

2.10

2015

Proposed

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Sidrap

150/20 kV

Extension

30

1.39

2015

Planned

Unall

S l l Sulsel

S l l b Sulselrabar

P Panakkukang kk k

150/20 kV

E t Extension i

60

2 10 2.10

2016

P Proposed d

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Tanjung Bunga

150/20 kV

Extension

60

2.10

2016

Proposed

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Borongloe

70/20 kV

Extension

30

1.26

2016

Proposed

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Sungguminasa

150/20 kV

Extension

60

2.10

2016

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Pinrang

150/20 kV

Extension

30

1.39

2016

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Bulukumba

150/20 kV

Extension

30

1.39

2016

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

SY PLTA Bontobatu/Enrekang

150/20 kV

New

30

2.62

2016

Proposed

IBRD

Sulsel

Sulselrabar

Makale, Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2016

Proposed

PLTA Malea

Sulsel

Sulselrabar

Sidrap, Ext 2 LB

150/20 kV

Extension

2 LB

1.23

2017

Proposed

PLTA Bakaru-II

Sulsel

Sulselrabar

Bone

150/20 kV

Extension

30

1.39

2017

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Sinjai

150/20 kV

Extension

30

1.39

2017

Planned

Unall

Proposed

PLTA Poko

P Propinsi i i

Wilayah

Sulsel

Sulselrabar

Sulsel Sulsel

Nama Gardu Induk

Sulsel

Sulselrabar

Bakaru, Ext 4 LB

150/20 kV

Extension

4 LB

2.47

2018

Sulsel

Sulselrabar

Pangkep

150/20 kV

Extension

60

2.10

2018

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tello

150/20 kV

Extension

60

2.10

2018

Planned

Unall

Pengembangan Gardu Induk Sulawesi P i i Propinsi

Wila ah Wilayah

Sulsel

Sulselrabar

Sulsel

Sulselrabar

Tegangan

Bar /E tension Baru/Extension

Kap

Juta US$

COD

Tallo Lama

150/20 kV

Extension

60

2.10

Bontala - GIS II - (GI baru)

150/20 kV

New

60

2.10

Nama Gard Gardu Ind Induk k

Stat s Status

S mber Sumber

2018

Planned

Unall

2018

Planned

Unall

532

Sulsel

Sulselrabar

Panakukang baru/Antang - (GI baru 150/20 kV

New

60

3.34

2018

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Pare-Pare

150/20 kV

Extension

30

1.39

2018

Relok

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Daya Baru

150/20 kV

Extension

60

2 10 2.10

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Maros

150/20 kV

Extension

60

2.10

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tallasa

150/20 kV

Extension

60

2.10

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Bone

150/20 kV

Extension

30

1.39

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Sidrap

150/20 kV

Extension

30

1.39

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Kajuara - GI New + 2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Kajuara

150/20 kV

Extension

30

1.39

2019

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Malili

150/20 kV

Extension

20

0.00

2019

Relok

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Panakukang baru/Antang

150/20 kV

Extension

60

2.10

2020

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Tanjung Bunga

150/20 kV

Extension

60

2.10

2020

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Soppeng

150/20 kV

Extension

30

1.39

2020

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Siwa/Keera

150/20 kV

Extension

30

1.39

2020

Planned

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Jeneponto

150/20 kV

Extension

20

0.00

2020

Relok

Unall

Sulsel

Sulselrabar

Wotu

150/20 kV

Extension

30

1.39

2020

Planned

Unall

Commited

APBN

Sulteng

Suluttenggo PLTA Poso

150/20 kV

New

10

2.98

2012

Sulteng

Suluttenggo Tentena IBT

275/150 kV

New

90

4.86

2012

Planned

IPP

Sulteng

Suluttenggo Poso

150/20 kV

New

30

2.62

2012

Commited

APLN & APBN

Sulteng

Suluttenggo Palu Baru

150/20 kV

New

30

2 62 2.62

2012

Commited

APLN & APBN

Sulteng

Suluttenggo Silae

150/20 kV

New

30

2.62

2012

Commited

APLN & APBN

Sulteng

Suluttenggo Silae

150/20 kV

Extension

30

1.90

2013

Planned

Unall

Sulteng


150/20 kV

Extension

30

1.90

2013

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Leok

150/20 kV

New

20

3.24

2014

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Toli-Toli

150/20 kV

New

30

2.62

2014

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Moutong

150/20 kV

New

30

2.62

2014

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Siboa (PLTU)

150/20 kV

New

30

2.62

2014

Planned

Unall

Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Propinsi

Wilayah

Nama Gardu Induk

Tegangan

Baru/Extension

Kap

Juta US$

COD

Status

Sumber Unall

Sulteng

Suluttenggo Luwuk

150/20 kV

New

30

2.62

2014

Planned

Sulteng

Suluttenggo Moilong

150/20 kV

New

20

3.24

2014

Planned

Unall APBN

Sulteng

Suluttenggo Talise

70/20 kV

Extension

30

1.38

2016

Proposed

Sulteng

Suluttenggo Poso

150/20 kV

Extension

30

1 86 1.86

2016

Proposed

IBRD

Sulteng

Suluttenggo Ampana

150/20 kV

New

20

2.38

2017

Proposed

IBRD

Sulteng


150/20 kV

Extension

30

1.90

2018

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Luwuk

150/20 kV

Extension

30

1.90

2018

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Kolonedale

150/20 kV

New

20

3.24

2019

Planned

Unall

g Sulteng

Suluttenggo gg Silae

150/20 kV

Extension

30

1.90

2019

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Tentena

150/20 kV

Extension

30

1.90

2020

Planned

Unall

Sulteng

Suluttenggo Parigi

70/20 kV

Extension

20

1.51

2020

Planned

Unall

533

Sultra

Sulselrabar

Kendari

70/20 kV

Extension

30

1.26

2011

Proposed

APBN

Sultra

Sulselrabar

Nii Tanasa

70/20 kV

Extension

10

0.00

2011

Relok

APLN

Sultra

Sulselrabar

Kolaka - (GI Baru) + 2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2012

Proposed

APBN

Sultra

Sulselrabar

Kendari - (GI Baru 150 kV) + 2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2012

Proposed

APBN

Sultra

Sulselrabar

Lasusua - (GI Baru) + 4 LB

150/20 kV

New

30

3.85

2013

Planned

APBN

Sultra

Sulselrabar

Kolaka, Ext 4 LB

150/20 kV

Extension

4 LB

2.47

2013

Planned

APBN

Sultra

Sulselrabar

Unahaa - (GI Baru) + 4 LB

150/20 kV

New

30

3.85

2013

Planned

APBN

Sultra

Sulselrabar

Unaaha

150/20 kV

Extension

30

1.39

2013

Planned

APBN

Sultra

Sulselrabar

Kendari Ext 4 LB Kendari,

150/20 kV

Extension

4 LB

2 47 2.47

2013

Planned

Unall

Sultra

Sulselrabar

Kendari - IBT 2x31,5 MVA

150/70 kV

New

63

0.00

2013

Relok

APBN

Sultra

Sulselrabar

Raha - (GI Baru) - 2 LB

150/20 kV

New

30

2.62

2013

Planned

Unall

Sultra Sultra

Sulselrabar Sulselrabar

Bau-Bau Kolaka

150/20 kV 150/20 kV

New Extension

30 30

2.62 1.39

2014 2014

Planned Planned

Unall Unall

Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Tegangan

Baru/Extension

Kap

Juta J t US$

COD

Raha

150/20 kV

Extension

30

1.39

2014

Planned

Unall

Bau-Bau

150/20 kV

Extension

30

1.39

2016

Proposed

IBRD

2.10

2016

Proposed

IBRD

2.10

2017

Planned

Unall

Propinsi

Wilayah

Nama Gardu Induk

Sultra

Sulselrabar

Sultra

Sulselrabar

Sultra

Sulselrabar

Kendari

150/20 kV

Extension

60

Sultra

Sulselrabar

Unahaa

150/20 kV

Extension

60

Sultra

Sulselrabar

Nii Tanasa

70/20 kV

Extension

20

0.00

2018

Relok

Unall

Sulut

Suluttenggo Teling (GIS)

150/20 kV

New

30

4.00

2011

On going

APLN

Sulut

Suluttenggo Teling (GIS)

150/20 kV

New

30

2.62

2011

On going

APLN

Status

Sumber

534

Sulut

Suluttenggo Tomohon (IBT)

150/70 kV

Extension

60

2.62

2011

Proposed

APBN/APLN

Sulut

Suluttenggo Kema/Tanjung Merah

150/20 kV

New

30

2.62

2012

Commited

APBN

S l t Sulut

S l tt Suluttenggo P iki Paniki

150/20 kV

N New

30

2 62 2.62

2012

C Commited it d

APBN

Sulut

Suluttenggo Teling (IBT)

150/70 kV

Extension

60

2.62

2012

Proposed

APLN & APBN

Sulut

Suluttenggo Bintauna (Tap)

150/20 kV

New

10

2.27

2013

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Kawangkoan

150/20 kV

Extension

30

1.90

2013

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Paniki

150/20 kV

Extension

30

1.90

2013

Planned

Unall

Sulut

gg Tomohon Suluttenggo

70/20 kV

Extension

30

1.63

2013

On g going g

Unall

Sulut

Suluttenggo Molibagu

150/20 kV

New

20

2.38

2014

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Otam

150/20 kV

Extension

30

1.90

2014

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Teling

150/20 kV

Extension

30

1.90

2014

Planned

Unall

Sulut


150/20 kV

Extension

30

1.90

2014

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Sawangan

70/20 kV

Extension

30

1.63

2015

Planned

Unall

S l Sulut

S l Suluttenggo T li Teling

70/20 0/20 kV

E Extension i

20

1 38 1.38

201 2017

Pl Planned d

U ll Unall

Sulut

Suluttenggo Otam

150/20 kV

Extension

30

1.90

2018

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Paniki

150/20 kV

Extension

30

1.90

2019

Planned

Unall

Sulut


150/20 kV

Extension

30

1.90

2019

Planned

Unall

Sulut

Suluttenggo Teling

150/20 kV

Extension

30

1.90

2019

Planned

Unall

Sulut


150/20 kV

Extension

30

1.90

2020

Planned

Unall

LA AMPIRAN N B2.7

PETA A PENGE EMBANGA AN PENYA ALURAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTTENGGO O DAN SISTEM INTER RKONEKS SI SULSE ELRABAR

535

Provinsi Sulawesi Utara PT PLN (Persero) (P )

PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI UTARA

/ / / / / / / / / / / /


U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

PLTG Minahasa 3x25 MW - 2012/2017/2019


Likupang G 2

PLTA Sawangan 2x8 MW – 2015

ACSR 1x240 mm 8 km - 2012 Paniki Teling

Edit Juli 2011

ACSR 1x240 mm2 Bitung D Ranomut 30 km - 2012

Tasik Ria

Kema A

U

Sawangan ACSR 1x240 mm 48 km - 2012

PLTU Sewa 2x25 MW - 2013

2

P P

Lopana

PLTU Sulut II (FTP1) 2x25 MW – 2011

U

Tomohon

P

PLTU Sulut I (FTP1) 2x25 MW - 2014 U

Lolak

Bintauna ACSR 1x240 mm2 40 km - 2011

Otam

ACSR 1x240 mm2 40 km - 2011

ACSR 1x240 mm2 16 km - 2015 P

PLTP Kotamobagu I&II 2x40 MW – 2016

GORONTALO

ACSR 1x240 mm2 64 km - 2014

Molibagu

PLTU Sulut (PPP) 2x55 MW - 2017/2018

PLTP Lahendong I,II&III 3x20 MW

Kawangkoan ACSR 1x240 mm2 10 km - 2013

Buroko

Tonsealama

PLTU Sulut I (Kema) 2x25 MW - 2014/2015

U

ACSR 2x240 mm2 18 km - 2011

ke GI Isimu (Gorontalo)

U

PLTP Lahendong IV 1x20 MW - 2011 PLTP Lahendong V & VI 2x20 MW – 2014/2015

Provinsi Gorontalo

PLTU Gorontalo (FTP1) 2x25 MW – 2012/2013

SULAWESI TENGAH

ACSR 1x240 mm2 76 km - 2011 U

ke GI Buroko (Sulut)

ACSR 1x240 mm2 8 km - 2013 Isimu

ke GI Moutong (Sulteng)

ACSR 1x240 mm2 105 km - 2014

ACSR 1x240 mm2 110 km - 2011 Marisa G

Moutong

PLTG Gorontalo 1x25 MW – 2017

PT PLN (Persero)

PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI GORONTALO

/ / / / / / / / / / / /


U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D


Edit Desember 2010

Buroko

ACSR 1x240 mm2 27 km - 2012 Botupingge

ACSR 1x240 mm2 8 km - 2012 U

ACSR 1x240 mm2 15 km - 2014 U

PLTU GE 2x6 MW – 2013 PLTU TLG 2x10 MW – 2013

SULAWESI UTARA

Provinsi Sulawesi Tengah PLTU Tolitoli 3x15 MW - 2014

KALIMANTAN TIMUR

Leok

Tolitoli ACSR 1x240 mm2 60 km – 2014

U

ACSR 1x240 mm2 108 km - 2014

ACSR 1x240 mm2 70 km – 2014 Moutong Siboa

PLTU PJPP #3 & 4 2x15 MW - 2013

ACSR 1x240 mm2 110 km - 2015

GORONTALO

U

P

Bunta

PLTU Ampana 2x3 MW–2013/14

Talise ACSR 1x240 mm2 ACSR 1x240 mm2 15 km - 2012 25 km - 2014 Palu Baru

U

ACSR CS 1x240 mm2 119 km - 2012

Poso

ACSR 1x240 mm2 124 km – 2017

U

Toili G

A

SULAWESI SELATAN

ACSR 1x240 mm2 90 km k - 2013

PLTMG Luwuk 2x10 MW–2012/13

Tentena

PT PLN (Persero)

K l Kolonedale d l

PLTA Poso 65 MW – 2011

PLTU Luwuk (FTP 2) 2x10 MW–2015/16

Luwuk

ACSR 1x240 mm2 72 km - 2019

ACSR 1x240 mm 80 km - 2012

ACSR 1x240 mm2 90 km – 2019

Ampana

ACSR 1x240 mm2 85 km – 2020

2

SULAWESI BARAT

SULAWESI UTARA

PLTP Marana/Masaingi (FTP2) 1x20 MW - 2018

Silae

ke g y GI Pasangkayu (Sulbar)

ke GI Marisa (Gorontalo)

/ / / / / / / /

ke GI Wotu (Sulsel)

SULAWESI TENGGARA

PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGAH

/ / / /


U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Ek i ti Kit Rencana

Edit Juli 2011

Provinsi Sulawesi Selatan ke GI Barru Pangkep

ke GI Tentena/ PLTA Poso (Sulteng)

ke GI Sidrap

SULAWESI BARAT

Tonasa ACSR 2x430 mm2 130 km - 2011

SULAWESI TENGAH

ACSR 1x430 mm2 136 km - 2012 ACSR 1x240 mm2 41 km - 2013 Malili

PLTA Malea 2x45 MW – 2016 Maros Bosowa Mandai Kima ACSR 2x430 mm2 Tallo Daya Lama 40 km - 2011 Bontoala Daya Baru Tello G PLTG Sulsel Baru (Peaking) Panakukang 2x50 MW-2012 Tanjung Sungguminasa Bunga PLTG Makassar (Peaking) ke ke 1x50 MW-2013 PLTU GI Tallasa 1x50 MW-2015 Takalar

PLTA Bonto B t Batu B t 2x50 MW – 2016

ACSR 1x430 mm2 120 km - 2012

Wotu ACSR 1x240 mm2 145 km - 2013

PLTA Bakaru II 2x63 MW – 2019

ke A PLTA Poso ACSR 1x430 mm2 15 km - 2016 (Sulbar)

ke GI Lasusua (Sultra)

Palopo Makale

ke GI Polman (Sulbar)

BakaruA

ACSR 1x430 mm2 90 km - 2013

A A

Enrekang ACSR 2x430 mm2 150 km - 2016

Pare

Keera/ Siwa

ACSR 2x430 mm2 65 km - 2011

Pinrang D

ACSR 1x430 mm2 70 km - 2013 Sengkang

Sidrap GU

PLTU Sewa 2x100 MW-2013

PLTGU Sengkang 180 MW – 2013

Soppeng

U U

PLTM Tangka/Manipi 10 MW – 2011

Barru 2

ACSR 2x430 mm 130 km - 2010 Tonasa

Tallasa U

Pangkep

Maros Bosowa

Tello D Sungguminasa

Sinjai

PLTU Takalar Punaga IPP 2x100 MW – 2014/2015 PLTU Bosowa 2x100 MW – 2013 PLTU Jeneponto eks Spanyol (Takalar-FTP II) 2x100 MW – 2014/2015

Kajuara

ACSR 2x430 mm2 40 km - 2010

G

PLTBG Selayar 2x4 MW – 2012/2013

Bone

PT PLN (Persero)

Jeneponto

U

PLTG Sengkang 60 MW – 2012

G

PLTU Sulsel-Barru (FTP1) 2x50 MW - 2012

Bulukumba

SULAWESI TENGGARA

A

M

U

/ / / / / / / /

Tallasa Bulukumba U U

Jeneponto

/ / / /

PERENCANAAN SISTEM

PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI SELATAN GI 500 kV Existing / Rencana U / U PLTU Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana G / G PLTG Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana P / P PLTP Existing / Rencana A / A PLTGU Existing / GI 70 kV Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GU GU Rencana / GI 500/275/150 kV Existing / RencanaGB / GB PLTGB Existing / M / M GI 275/150 kV Existing g / Rencana Rencana D / D GI 150/70 kV Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana Kit Eksisting T/L 70 kV Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana Kit Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana Edit Juli 2011 T/L 500 kV Existing / Rencana

Provinsi Sulawesi Barat ke GI Silae (Sulteng) ACSR 2x240 mm2 45 km - 2014

Pasangkayu

SULAWESI TENGAH

ACSR 2x240 mm2 200 km - 2018

PLTU Mamuju (FTP2) 2x25 MW - 2015

SULAWESI SELATAN

U

Mamuju

PT PLN (Persero)

PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI BARAT

PLTA Poko 117 MW – 2020 A

Polmas Majene

ke GI Pinrang (Sulsel)

/ / / / / / / / / / / /

GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing g / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana

U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing g / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana

Edit Mei 2011

Provinsi Sulawesi Tenggara

L LAMPIRA AN B2.8

ANA ALISIS AL LIRAN DAY YA SIS STEM INTE ERKONEK KSI SULU UTTENGG GO DA AN SIS STEM INTE ERKONEK KSI SULS SELRABA AR

542

Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2013) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2013 Capasitor : Pembangkit Beban Susut

1,1

20 MW LIKUPANG 5,0 66,7 2,3 O

314,1 MW 310,8 MW 3,3 MW

PANIKI 23,3 145,0 10,5

45 MW

%

150 kV 70 kV 30 kV

RANOMUUT 20,1 65,4 9,0

TELING

61 MW

44,1

MW

145,4

19,9

15 MW

7 21 MW 27

543

44 U MW ANGGREK 7,8 150,0 3,5

MW 1 MW

BUROKO 2,7 148,2 1,2

BINTAUNA 1,6 147,7 0,7

44 MW

U

36 MW

U

ISIMU 21,2 147,9 9,5

O

LOPANA 8,4 147,6 3,8

SAWANGAN

26 MW

12,3

A

5,5

BITUNG 8,2

66,7

3,7 31 MW

D

8

15

MW

MW TOMOHON 14,9 66,9 6,7

7 MW

15 MW

TNSEALMA 6,6 66,8 3,0

31 8 MW

LEOK 4,3 150,0 1,9

31 MW

MW OTAM 27,6 146,8 12,4

7 MW

BTPNGGE 22,7 147,3 10,2 D

8 MW

MW 26 MW KAWANGKN 15,5 147,0 7,0

15

MARISA 6,6 147,5 3,0

18 MW

4 MW LOLAK 4,2 147,2 1,9

12 MW

TASIKRIA 6,9 66,4 3,1

G

18 MW

A

5 MW

46 MW P 72 MW

A 7 MW

KEMA 21,1 144,5 9,5

67,1

D 24 MW

Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2015) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2015 Capasitor : Pembangkit Beban Susut

369,8 MW 366,0 MW 3,8 MW 1,0

PANIKI 28,4 145,5 12,8

35 MW

%

150 kV 70 kV 30 kV

LIKUPANG 6,0 65,0 2,7

RANOMUUT 23,5 65,2 10,6

TELING

74 MW

53,2

MW

145,8

23,9

6 MW

11 6 MW 12

12 MW ANGGREK 9,0 150,0 4,1

544

U

35 MW

24 U MW BUROKO 3,1 149,0 1,4

MW BINTAUNA 1,8 149,1 0,8

36 MW

U

62 MW U SIBOA 9,9 149,0 4,4

U TOLI-TOLI 11,88 11 149,1 5,3

LOPANA 9,2 148,4 4,2

LOLAK 5,0 149,2 2,2

12 MW

7

ISIMU 24,6 147,8 11,1

MARISA 7,6 147,9 34 3,4

A

6,6

BITUNG 9,6

66,2

4,3

D

4 MW

MW 9 MW

59 MW

TNSEALMA 7,4 66,5 3,3

KAWANGKN 17,1 148,1 7,7 OTAM 31,7 149,4 14,3

BTPNGGE 26,4 147,1 11 9 11,9 D

9 MW

A

5 MW

13 MW

70 MW

KEMA 25,99 25 145,5 11,7

P P

P

A 7 MW

72 MW 36 MW

U

20

65,4

D 0 MW

8

MW

MW 19 MW

11 MW

14,6

32 3 MW

17

MOUTONG 8,4 148,3 38 3,8

SAWANGAN

34 MW

16 MW

TOMOHON 17,9 66,9 8,1

46 MW

LEOK 55,22 150,0 2,3

3 MW

23 MW

41 MW

12 MW

2 MW

TASIKRIA 8,4 66,3 3,8

G

15 MW

MW

Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2020) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2020 Capasitor : Teling - 150 kV Isimu - 150 kV

-

20 Mvar 20 Mvar

568,7 MW 555,4 MW 13,3 MW

Pembangkit Beban Susut

2,3

%

150 kV 70 kV 30 kV

LIKUPANG 9,5 61,9 4,3

PANIKI 46,8 144,2 21,1

54 MW

RANOMUUT 34,9 63,0 15,7

TELING

7 MW

85,2

101

MW

144,2

38,4

9 MW

26 MW 9

24 MW ANGGREK 13,3 145,5 6,0 U

545

75 MW

24 U MW BUROKO 4,4 145,3 2,0

MW BINTAUNA 2,4 146,1 1,1

44 MW

U

105 MW U SIBOA 14,7 144,3 6,6 ISIMU 36,5 143,1 16,4

U TOLI-TOLI 17,0 144,1 7,7

LOPANA 11,88 11 146,8 5,3

LOLAK 7,5 147,1 3,4

12 MW

4

MARISA 11,1 144,3 5,0

G

15 MW

A

10,2

BITUNG 14,5

63,9

6,5

D

4

22

MW

MW 24 MW

TNSEALMA 9,9 64,4 4,4

MW 96 MW KAWANGKN 21,8 145,2 9,8

MW 29 MW

31 MW

22,7

52 38 MW

39

MOUTONG 13,3 143,6 6,0

SAWANGAN

34 MW

24 MW

TOMOHON 28,4 65,2 12,8

89 MW

LEOK 8,4 145,2 3,8

17 MW

29 MW

82 MW

12 MW

3 MW

TASIKRIA 13,9 64,1 6,2

G

47 MW

OTAM 44,9 148,2 20,2 BTPNGGE 39,2 141,7 17,6

A

23 MW

67 MW

74 MW

KEMA 43,3 146,0 19,5

P P

P

A 7 MW

72 MW 36 MW

U

144 MW

62,7

D 0 MW

SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ POSO ‐ PALU ‐ 2013

Eksisting 150 kV

2009

Rencana 150 kV

2015

Eksisting

2015

50 Pangkep‐70 kV 20 Daya ‐ 70 kV 10 Tello ‐ 70 kV

PLTG TELLO G

MAJENE

73 Reaktor : ‐120 43 Palopo ‐ 275 kV ‐120

Capacitor :

20

PLTU BARRU

9.7

2 X 50 MW

4.0 PLTD SUPPA

POLMAS 15.2

133.8 TELLO 54.0

144 0 144.0

23.6

22.2

PANGKEP 21.5

144 4 144.4

8.8

70 kV

17.0

145 3 145.3

70 kV

148 5 148.5

7.0 8.5 3.5

'2012

149.0

6.2 PARE2

16.6

BARRU New

148.7 8

4.5

2011 G

57.2

149.0 90

G

10

2011 (Uprating) TL. LAMA

MAMUJU 10.8

PINRANG 25.4

147.1

10.5

BAKARU 7.3

147.9

3.0

150.0

G PLTA BAKARU 2X63 MW

146.2 BONTOALA 67.5 27.8

BOSOWA

PANAKUKANG 78.5

143.7

32.3

32.0

144.1

13.2

MAROS5 ‐ JT 20.6

144.5

8.5

144.8

20.4 MAKALE

SIDRAP

2011

22.4

23.8

14.5

148.8

9.2

6.0

149.7

1.0

546

2011 TN. BUNGA 37.4

144.0

15.4

SG.MINASA 32.2 13.3

2011

144.4

DAYA BARU

169.8

21.4

24.8

8.8

144.5

PALOPO 25.7

17.6 17.4 17 4

110 6 110.6

7.8

2.0

10.5

SOPPENG

145.0

14.5 6.0

53 5.3

150.3

150.2

2011

51.6 (275 kV)

2012 2013

1.6 16

WOTU G

TALLASA 25.5

13.0

150.0

73 7.3

10.6

2013 KEERA/SIWA

SENGKANG

PLTGU SENGKANG 135 MW

148.9

G

9.3 3.8

PLTGU SENGKANG

PLTA POSO Sul. Tengah

70.6

180 MW

17.0

2012

2013 LASUSUA

MALILI 10.8

G

4.4

PLTU NII TANASA 14.6

PLTU BOSOWA JENEPONTO

BULUKUMBA

20.2

21.1

8.3

145.4

8.7

145.3

SINJAI 21.3 8.8

BONE 30.1

145.5

12.4

2013 NII TANASA

147.1

11.8 4.8

69.6

2013 KENDARI 47.0 19.4

PLTM Bili

120 PLTG Skg1 g 6 PLTG Skg2

PLTGU Skg

135 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka PLTG ‐ GE Tello ‐ PLTM Rtballa PLTD Suppa

PLTU Sulsel‐1

2.1

60

10 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3

33.3

Sulteng : g 32 PLTU Tawaeli 20.0 PLTU Kdri(2x25) 20 PLTU Tawaeli Ex 25.0 14 PLTA Poso 180 PLTU Kolaka

33.3

PLTU Bau

80

‐

60 PLTU Bsowa 60 PLTG Tello1

Sultra

180 33.3

P LTU Nii Tanasa

12

Pembangkit

:

Distribusi

:

1,116.2 MW 1,078.9 MW

Susut Transmisi

:

37.2 MW

Flow dalam MW/MVAR

2013 RAHA 9.3 3.3%

3.8

2013 UNAAHA 19.6

149.1

G

KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) PLTA Bakaru

5.2

152.1

151.7

4 X 10 MW G

4.2

2x100 MW

ke Sistem

G

152.4

8.1

2013 KOLAKA 12.2

149.3

5.0

150.0 G

PLTU KENDARI

PLTU KOLAKA

2 X 25 MW

2 X 10 MW BAU‐BAU 17.3

148.4

7.1 G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW

147.5

Keterangan : NAMA GI MW MVAR

KV

SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ (+ POSO ‐ PALU ‐ LUWUK) ‐ 2015 Eksisting 150 kV Rencana 150 kV

2010

2015

Eksisting


PLTG PEAKING G

MAJENE

2015 80 Reaktor Reaktor :: 50 Palopo ‐ 275 kV

Capacitor : Capacitor :

5 ‐51

PLTU BARRU PLTU BARRU

11.5

‐51

2 X 50 MW

4.7

20

G PLTU MAMUJU

G 2011

2X25 MW POLMAS 17.9

119.4 TL. LAMA

TELLO 64 4 64.4

143.9

26.3

26.5

PANGKEP

KIMA MKS 7.7 77

144.3

3.2

25.8 25 8

144.2

10.6

7.4

22.0

144.5

70 kV

ke Ps. Kayu ‐ Silae ‐ Palu

149.2

PARE2 20 4 20.4

147.3

8.4

PINRANG

BARRU 70 kV

151.3

5.3

10 G

63 8 63.8

MAMUJU 12.8

149.9

10.0 4.1

30.5

145.5

12.6

148.0

BAKARU 8.8

146.7

3.6

150.0

G PLTA BAKARU 2X63 MW

16.4 BONTOALA 82.8 34.1

BOSOWA

PANAKUKANG 96.2

143.7

39.6

32.0

143.9

13.2

MAROS5 ‐ JT 27.0

144.5

11.1

144.8

2015 MAKALE

SIDRAP

2010

27.0

65.7

17.3

148.3

11.1

7.1

149.1

4.6

547

2x120 MW 2010 TN. BUNGA 46.4

38.8

144.7

19.1

DAYA BARU

177.8

26.6

42.8

SG.MINASA 16.0

2010

144.6

10.9

144.6

PLTGU SENORO PALOPO 30.9

SENGKANG 20.8 G PLTU PUNAGA TAKALAR

122.2

5.8

7.0

12.6

SOPPENG 17.2 7.1

6.4

177.4 ((275 kV))

150 2 150.2

2013

G

PLTGU SENGKANG

11.2 4.6

PLTGU SENGKANG

135 MW

148.6

7.4

3x65 MW PLTA POSO

154.7

54 5.4

PLTU NII TANASA PLTU NII TANASA 5.4

2013 LASUSUA

JENEPONTO

BULUKUMBA

24.0

25.0

9.9

146.4

10.3

145.7

SINJAI 25.5 10.5

BONE 36.4

145.1

15.0

2013 NII TANASA

146.7

13.6 5.6

2013 KENDARI 54.4

69.6

22.4

PLTM Bili PLTGU Skg PLTD Suppa PLTG ‐ GE Tello

Sultra : 110 PLTG Skg1 6 PLTG Skg2 120 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka ‐ PLTM Rtballa

25 2.5

50 PLTU Sulsel‐1 50 PLTU Bsowa 50 PLTG Tello1 6 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3

‐ PLTU Mamuju 140 PLTU Jnponto 23.9 PLTU PUNAGA 23.9 23.9

Sulteng :

34 PLTU Nii Tanasa 24 PLTU Tawaeli 60.0 PLTU Kdri(2x25) 36 PLTU Tawaeli Ex 140.0 12 PLTA Poso PLTU Kolaka 22 PLTGU Senoro PLTU Bau

‐

1

20

Pembangkit

:

20

Distribusi

:

165

Susut Transmisi

:

200.0

Flow dalam MW/MVAR

1,338.7 MW 1,303.3 MW 35.3 MW

22.7 9.3

153.3

RAHA 4.4

149.4

2013 KOLAKA 14.0

149.8

PLTU KENDARI 2 X 25 MW

10.7 2.6%

2013 UNAAHA

149.5

G

KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) Sulselbar : PLTA Bakaru

6.0

154.3

4 X 10 MW G

10.8

PLTU JNPONTO 2X100 MW

Sul. Tengah (Poso)

11.8

MALILI 13.1

PLTU BOSOWA 2X100 MW

ke Sistem

G (275 kV)

62.4

180 MW 2013

G

Sul. Tengah (Luwuk)

WOTU G

145.8

15.5

150 0 150.0

8.6

TALLASA 30.7

2 X 100 MW

16.8

12.7

2013 KEERA/SIWA

ke Sistem

G 150.0

5.8 PLTU KOLAKA

2013 BAU‐BAU 20.0 8.2

149.0

G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW & 2X10 MW

2 X 10 MW Keterangan : NAMA GI MW MVAR

KV

150.8 G

SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ (+ POSO ‐ PALU ‐ LUWUK) ‐ 2020 Eksisting 150 kV Rencana 150 kV

2010

2020

Eksisting

2020


PLTG PEAKING G

MAJENE

80 Reaktor : 50 Palopo ‐ 275 kV

Capacitor :

‐63

PLTU BARRU

16.3

‐63

2 X 50 MW

6.7

20

MAMUJU 18.2

148.3

150.0

7.5

G PLTU MAMUJU

G

10 2011

2X25 MW POLMAS 25.4

203.6 TL. LAMA 87.2

TELLO 86.3

136.6

35.9

35.5

KIMA MKS 30.5

137.2

12.6

PANGKEP 38.2

136.8

15.7

10.5

70 kV

‐ Silae ‐ Palu

PARE2

14.8

30.1

137.7

145.6

12.4 BARRU

70 kV

ke Ps. Kayu

147.7

14.2 5.9

PINRANG 45.1

141.6

246.6

18.6

G

BAKARU 13.0

144.6

5.4

PLTA BAKARU BLOK I DAN II

PLTA POKO

149.7

66.6 BONTOALA 128.6

PANAKUKANG 115.8

136.3

53.0

47.7

BOSOWA 32.0

136.7

13.2

MAROS5 ‐ JT 49.7

138.3

20.4

138.6

2015 SIDRAP

2010

40.2

71.7

ENREKANG 10.0

146.9

16.6

4.1

22

MAKALE 15.1

149.1

6.2

G

150.2

PLTA MALEA 2X45 MW 2X45 MW

548

G 2010 TN. BUNGA 59.7

SG.MINASA 57.8

138.3

24.6

23.8

DAYA BARU

150.0

46.9

89.2

PNK BARU 56.4

138.0

23.2

137.6

19.3

137.9

G PLTU PUNAGA TAKALAR

5.6

31.0

45.6 18.8

SOPPENG 24.2 10.0

22 6 22.6 9.3

(Luwuk)

140 0 140.0

149.9

3.2

2013

3x65 MW

G

PLTGU SENGKANG

6.9

PLTGU SENGKANG

135 MW

147.4

16.8

PLTA POSO

154.3

G (275 kV)

(Poso)

5.4

2013

G

81 8.1

PLTU NII TANASA PLTU NII TANASA 15.8

2013 LASUSUA

23.0 BULUKUMBA

34.6

36.0

14.2

14.8

141.6

SINJAI 29.1 12.0

140.8

KAJUARA 24.6 10.1

141.3

BONE 38.3 15.8

2013 NII TANASA

143.9

20.6 8.5

68.6

2013 KENDARI

Sulselbar : PLTA Bakaru PLTM Bili PLTGU Skg PLTD Suppa PLTG ‐ GE Tello

45 PLTG Skg1 4 PLTG Skg2 120 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka ‐ PLTM Rtballa

37 3.7

82.4 33.9

2013 UNAAHA 34.3

146.6

14.1

KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) PLTA Bakaru II

9.1

153.6

152.3

4 X 10 MW G

JENEPONTO 143.0

ke Sistem Sul. Tengah

68.4

180 MW MALILI

PLTU JNPONTO 2X100 MW

Sul. Tengah

(275 kV)

19.7

PLTU BOSOWA 2X100 MW

ke Sistem

G

149.9

WOTU G

141.1

18.8

2013 KEERA/SIWA

150.0

12.2

TALLASA

2 X 100 MW

PLTGU SENORO PALOPO

29 7 29.7 160.2

2x120 MW

2X50 MW 45.7

SENGKANG 7.4

PLTA B.BATU

47.27 PLTA poko 50 PLTU Sulsel‐1

PLTA Malea 195.0 PLTA B.Batu 80 PLTU Mamuju

50 PLTU Bsowa 50 PLTG Tello1

140 PLTU Jnponto 40.0 PLTU PUNAGA

6 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3

40.0 PLTG Tello4 40.0 PLTG Tello5

70.0 Sultra : 80

G

‐

PLTU KENDARI 2 X 25 MW

34 PLTU Nii Tanasa 24 PLTU Tawaeli 110.0 PLTU Kdri(2x25) 36 PLTU Tawaeli Ex 12 PLTA Poso 140.0 PLTU Kolaka ‐ PLTU Bau 22 PLTGU Senoro 40.0 PLTA

40

74 PLTG Palu

20

Pembangkit

:

20

Distribusi

:

1,995.9 MW 1,933.5 MW 62.4 MW

165

Susut Transmisi

:

200.0

Flow dalam MW/MVAR

RAHA 15.9 3.1%

6.6

145.9

21.2

148.7 G

Sulteng :

2013 KOLAKA 8.7

PLTA KONAWE

G PLTU KOLAKA

PLTA LALINDU 2013 BAU‐BAU

30.0 12.4

145.5

G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW & 2X10 MW

149.8

2 X 10 MW Keterangan : NAMA GI MW MVAR

KV

LAM MPIRAN B2.9

KEBUTUHA AN FISIK PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SISTE EM INTERKONEKSI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKSI SULSEL LRABAR

549

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Regional Sulawesi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 1,094

kms 1,351

MVA 549

2012

657

900

338

126,778

2013

830

1,016

402

144,805

2014

1,006

1,119

401

152,880

2015

1,143

1,196

419

162,940

2016

1,297

1,277

454

173,498

2017

1,497

1,372

493

185,989

2018

1,634

1,437

523

194,034

2019

1 831 1,831

1 520 1,520

560

204 542 204,542

2020 2011-2020

2,156

1,669

613

222,095

13,145

12,857

4,749

1,796,276

Tahun

Pelanggan 228,717

550

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi R i Regional l Sulawesi S l i Tahun

JTM

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

13,2 8,4 10,0 11,6 12,8 14,2 16,0 17 3 17,3 19,1 22,2

2011-2020

144,9

JTR 9,4 6,3 6,9 7,5 8,0 8,5 9,0 94 9,4 9,9 10,9 85,8

Trafo 23,1 15,1 17,6 17,6 18,4 19,9 21,5 22 7 22,7 24,2 26,5 206,6

Pelanggan 7,7 5,7 6,4 7,0 7,5 8,0 8,6 91 9,1 9,6 10,5 80,2

Total 53,4 35,5 40,9 43,7 46,7 50,6 55,1 58 5 58,5 62,9 70,1 517,6

LA AMPIRA AN B2.10

P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSELRABAR

551

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sulawesi Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sulawesi Tahun

552

2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

kms

kms

Trafo MVA

Jm l Pelanggan

Unit

1,325.0

1,292.0

89.8

1,287

50,322.0

772.5

931.8

69.8

1,021

53,797.0

1,107.0

1,081.8

106.6

1,346.5

85,741.8

1,080.4

1,055.7

104.0

1,314.1

83,678.6

4,284.9 4 284 9

4,361.3 4 361 3

370.2 370 2

4,969 4 969

273,539 273 539


3,423

3,423 3 423

LA AMPIRAN N B2.12

PR ROYEKSI KEBUTU UHAN INVESTASI SISTE EM INTER RKONEKS SI S SULUTTE NGGO DAN N SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSELR S RABAR

553

Proyeksi Kebutuhan Investasi Sistem Interkoneksi Sulutenggo (Juta US$)

Tahun

Investasi Pembangkit

TL dan GI

Distribusi

Total

554

2011

79.92

72.13

15.6

167.61

2012

393.00

127.94

16.4

537.31

2013

179.54

40.06

17.1

236.71

2014

372.11

97.94

17.8

487.88

2015

205.50

24.12

18.6

248.22

2016

131.75

3.24

19.5

154.45

2017

41.90

27.61

20.3

89.82

2018

327.50

7.49

21.2

356.21

2019

166.00

42.37

22.2

230.55

2020

56

20.45

24.3

100.76

Total

1953 22 1953.22

463 34 463.34

193 0 193.0

2609 52 2609.52

Proyeksi Kebutuhan Investasi Sistem Interkoneksi Sulselrabar (Juta US$)

Tahun

Investasi Pembangkit

TL dan GI

Distribusi

Total

555

2011

53.48

62.51

28.0

144.0

2012

515.65

86.42

29.4

631.5

2013

391.30

187.04

26.4

604.8

2014

453.90

87.78

26.7

568.4

2015

396.60

7.44

29.1

433.2

2016

322.50

30.35

32.1

384.9

2017

93.50

11.01

35.8

140.3

2018

392.90

76.83

37.5

507.3

2019

582.80

19.00

41.0

642.8

2020

172.50

8.36

46.0

226.9

Total

3375.13

576.74

332.14

4284.0

PENJELASAN LAMPIRAN B.2 SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI UTARA-GORONTALO, SULAWESI TENGAH DAN SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI SELATAN, SULAWESI TENGGARA DAN SULAWESI BARAT (SULSELRABAR) B2.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Sulawesi Utara – Gorontalo Saat ini sistem Sulawesi Utara (Sulut) masih terpisah dengan sistem Gorontalo, namun pada tahun 2012 kedua sistem tersebut akan terinterkoneksi. Beban puncak sistem Sulut pada akhir tahun 2011 diperkirakan sekitar 194 MW dan sistem Gorontalo sebesar 51 MW. Dengan pertumbuhan rata-rata 11,4% per tahun sampai tahun 2020, maka beban puncak sistem Sulut – Gorontalo diperkirakan akan meningkat dari 246 MW pada tahun 2011 menjadi 567 MW pada tahun 2020. Sistem Sulawesi Tengah (Sulteng) Sistem Sulteng (selama ini disebut sistem Palu) melayani beban kota Palu dan kota Parigi dengan beban puncak pada akhir 2011 diperkirakan akan mencapai sekitar 75 MW. Pada tahun 2012 sistem Sulteng direncanakan mendapatkan pasokan daya dari PLTA Poso melalui gardu induk Poso sehingga beban puncak sistem Sulteng pada tahun 2020 diperkirakan akan mencapai 192 MW. Untuk melayani beban di Propinsi Sulawesi Barat yang berdekatan dengan Sulteng yaitu daerah Pasangkayu, pada tahun 2014 akan dibangun transmisi 150 kV Palu – Pasangkayu dan selanjutnya interkoneksi sistem Sulteng dengan sistem Sulselrabar melalui Pasangkayu akan dibangun setelah memenuhi kelayakan. Sistem Sulawesi Selatan, Barat dan Tenggara (Sulselrabar) Saat ini sistem Sulawesi Selatan yang juga memasok sebagian Sulawesi Barat (disebut sistem Sulselbar), direncanakan pada akhir tahun 2012 akan terhubung dan mendapatkan pasokan daya dari PLTA Poso di Sulawesi Tengah melalui transmisi 275 kV Poso-Palopo milik IPP seiring dengan beroperasinya PLTA Poso. Selanjutnya pada tahun 2013 sistem Sulselbar direncanakan interkoneksi dengan sistem Sulawesi Tenggara (Sultra) melalui GI Wotu 275/150 kV membentuk sistem Sulselrabar.

556

Beban puncak pada akhir tahun 2011 untuk sistem Sulselbar diperkirakan 728 MW dan sistem Sultra 64 MW. Dengan pertumbuhan rata-rata 11,9% per tahun sampai tahun 2020, maka beban puncak sistem Sulselrabar diperkirakan akan meningkat dari 728 MW ditahun 2011 menjadi 1.950 MW pada tahun 2020. Proyeksi kebutuhan beban sistem Sulut–Gorontalo, sistem Sulteng dan sistem Sulselrabar tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran B2.1.

B2.2 Neraca Daya Sistem Sulawesi Utara – Gorontalo (Sulut-Gorontalo) Sistem Sulut-Gorontalo memiliki potensi pertumbuhan yang cukup tinggi, yaitu rata-rata 12,2% per tahun sampai dengan tahun 2020 termasuk penambahan dari sistem isolated. Untuk mengimbangi pertumbuhan beban yang tinggi tersebut, banyak pembangkit baru yang akan dibangun selama kurun waktu 2011-2020 yaitu mencapai 681 MW, terdiri dari PLTU 425 MW (termasuk PLTU sewa 50 MW), PLTP 140 MW, PLTA 16 MW dan PLTG peaking 100 MW. Banyaknya proyek pembangkit tersebut selain dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan beban, juga sebagai antisipasi terhadap kemungkinan tertundanya penyelesaian beberapa proyek yang ada agar tidak terjadi krisis listrik dikemudian hari serta untuk menurunkan biaya operasi. Oleh karena itu, secara teoritis tersedia reserve margin yang cukup tinggi pada sistem Sulut - Gaorontalo yaitu mencapai 69% pada tahun 2013. Kondisi sistem Sulut pada tahun 2011 diperkirakan masih cukup rawan karena tanpa cadangan yang memadahi, walaupun proyek percepatan tahap I yaitu PLTU II Sulut 2x25 MW yang berlokasi di Amurang akan beroperasi. Proyek pembangkit berikutnya yang diperkirakan dapat selesai pada tahun 2011 adalah PLTP Lahendong IV 1x20MW yang dibangun oleh PLN dan uap panas bumi disediakan oleh Pertamina Geothermal Energy dengan pendanaan dari Loan ADB 1982 – INO. Namun demikian, terdapat beberapa proyek pembangkit lain yang diperkirakan akan mundur dari jadwal semula yaitu :

557

PLTU Gorontalo 2x25 MW di Gorontalo mengalami keterlambatan dan diperkirakan baru akan beroperasi pada tahun 2012/2013

PLTG Minahasa 1x25MW sebagai pembangkit peaking yang didanai APLN, akan mundur ke tahun 2013 dan untuk tahap awal diperkirakan masih akan menggunakan BBM sebelum gas LNG tersedia.

PLTU IPP Sulut I di Kema (2x25 MW) mundur menjadi tahun 2014/2015.

Proyek pembangkit program percepatan tahap II : - PLTP Kotamubagu I dan II masing-masing 40 MW mundur ke tahun 2016 sehubungan sumber panas bumi berada di daerah hutan cagar alam Gunung Ambang, menggunakan pendanaan dari pinjaman luar negeri. - PLTP Lahendong V dan VI (2x20 MW) IPP, rencana operasi diperkirakan mundur ke tahun 2014/15.

Proyek baru yang akan dibangun dan dijadwalkan beroperasi mulai 2014 yaitu:

PLTU I Sulut 2x25 MW (Proyek percepatan tahap I) dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi 2014 untuk memperkuat sistem Sulut-Gorontalo sehubungan proyek PLTU IPP Minahasa 2x55 MW tidak berlanjut.

PLTU Tolitoli 3x15 MW untuk menggantikan PLTU skala kecil di Tolitoli, Buol dan Moutong, dijadwalkan beroperasi 2014 bersamaan interkoneksi sistem Tolitoli dengan sistem Sulut-Gorontalo melalui Moutong.

PLTA Sawangan 2x8 MW memanfaatkan DAS Tondano, akan dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi tahun 2015.

PLTU Sulut (PPP) kapasitas 2x55 MW yang telah diusulkan masuk dalam PPP Book Bappenas 2011, direncanakan beroperasi tahun 2018.

Sehubungan masih tingginya tingkat ketidakpastian penyelesaian proyek-proyek tersebut dan untuk mengatisipasi keterlambatan proyek agar tidak terjadi krisis daya dikemudian hari, maka saat ini tengah diproses sewa PLTU batubara 2x25 MW di Sulut dan dijadwalkan dapat beroperasi pada tahun 2013.

Proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah : − PLTU percepatan tahap I, yaitu PLTU Sulut II 2x25MW, merupakan proyek yang strategis karena selain proyek ini akan memasok permintaan tenaga

558

listrik pada tahun 2011, juga sekaligus untuk mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting. − Proyek PLTP Lahendong IV 1x20MW. − PLTU I Sulut (Perpres tahap I) 2x25 MW − PLTU IPP Sulut I (Kema) 2x25MW Sistem Sulawesi Tengah (Sulteng) Sistem Sulawesi Tengah memiliki potensi pertumbuhan yang cukup tinggi yaitu diproyeksikan tumbuh rata-rata 12,3% per tahun sampai dengan tahun 2020 termasuk penambahan dari sistem isolated. Pada tahun 2011, sistem Sulteng dalam kondisi tanpa cadangan dan belum mampu melayani seluruh kebutuhan calon pelanggan baru dan penambahan daya pelanggan eksisting. Untuk mengimbangi kondisi tersebut, maka selama kurun waktu 2011-2020 akan dibangun pembangkit baru dengan total kapasitas mencapai 280 MW, terdiri dari PLTA 130 MW, PLTU 60 MW, PLTG peaking 50 MW dan PLTP 65 MW. Pasokan listrik di sistem Palu saat ini didominasi oleh PLTU IPP dan untuk beban puncak masih mengandalkan PLTD. Dalam waktu dekat, diharapkan PLTA Poso IPP akan beroperasi pada tahun 2012 bersamaan dengan selesainya transmisi 150 kV Poso-Palu sehingga kebutuhan beban di Sulteng akan dapat tercukupi. Beberapa pembangkit yang akan dibangun dalam waktu dekat antara lain:

Ekspansi PLTU IPP Tawaeli dengan kapasitas 2x15 MW, dijadwalkan dapat beroperasi pada tahun 2014.

PLTU Palu 2x15 MW dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi 2015.

Sistem Sulawesi Selatan - Barat - Tenggara (Sulselrabar) Sistem Sulsel-Barat (sistem Sulselbar) memiliki potensi pertumbuhan yang tinggi yaitu rata-rata tumbuh 11,2% per tahun sampai dengan tahun 2020. Sampai dengan tahun 2012, sistem Sulselbar masih dalam kondisi cukup rawan karena beroperasi tanpa cadangan yang memadahi dan sebagian besar dipasok dari pembangkit IPP dan sewa. Sebagaimana diketahui bahwa porsi pembangkit PLN hanya 262 MW, sedangkan pembangkit IPP dan sewa mencapai 544 MW. Masa kontrak sewa pembangkit

559

akan diakhiri setelah proyek pembangkit baru selesai dan mampu menggantikan peran pembangkit sewa. Dalam rangka memenuhi kebutuhan beban yang cukup tinggi dan sekaligus sebagai antisipasi terhadap kemungkinan terjadinya proyek tidak bisa selesai tepat waktu, akan dibangun pembangkit baru dalam jumlah cukup besar termasuk sewa PLTU dengan memberikan toleransi reserve margin yang cukup tinggi yaitu 70%. Reserve margin yang tinggi juga dimaksudkan untuk mengantisipasi penurunan kemampuan PLTA pada musim kering1. Selama periode 2011-2020 akan dibangun pembangkit baru dengan kapasitas total mencapai 2.480 MW terdiri dari PLTU 1.490 MW (termasuk PLTU sewa), PLTA/M 594 MW, PLTGU 180 MW dan PLTG peaking 200 MW. Tambahan pembangkit baru yang dapat terealisasi pada tahun 2011 diperkirakan hanya PLTMH PLN 8 MW dan PLTMH IPP 20 MW yang terhubung ke 20 kV. Proyek-proyek yang diperkirakan akan mengalami keterlambatan antara lain:

Proyek percepatan tahap I yaitu PLTU Sulsel Barru 2x50 MW, semula dijadwalkan beroperasi pada tahun 2010 namun mundur menjadi tahun 2012.

Pembangkit program percepatan tahap II PLTU Takalar FTP-2 (2x100 MW), akan mundur dari tahun 2014 menjadi tahun 2014/2015.

Tambahan pembangkit baru yang merupakan proyek IPP diperkirakan dapat selesai 2012-2013, yaitu sebagai berikut : − PLTG/U Sengkang IPP 2x60 MW: mundur dari tahun 2010 menjadi 2012. − PLTA Poso 3x65 MW: progres pekerjaan proyek ini di lapangan sudah mencapai 80% dan diperkirakan dapat beroperasi tahun 2012. − PLTU Sulsel-1 Jeneponto 2x100 MW: progress proyek mencapai 80%, diharapkan tahun 2012 sudah beroperasi.

Untuk mengantisipasi adanya keterlambatan proyek-proyek IPP dan PLN, dilakukan sewa PLTU 2x120 MW yang ditempatkan bersebelahan dengan PLTU Barru di Sulsel dan dijadwalkan dapat beroperasi pada 2013.

Proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah :

1

Sistem Sulsel mempunyai cukup banyak PLTA dan kemampuan produksi PLTA sangat dipengaruhi oleh variasi kondisi musim.

560

− PLTU percepatan tahap I, yaitu PLTU Sulsel Barru 2x50MW, karena dapat mengatasi kekurangan pasokan daya dan sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting. − PLTU IPP Sulsel-1 Jeneponto 2x100 MW: proyek ini sangat penting untuk memenuhi peningkatan permintaan listrik jangka pendek dan menengah khususnya pada periode 2012-2014. − PLTG/U Sengkang IPP extension 2x60MW, proyek ini akan dapat mengatasi kekurangan pasokan daya terutama untuk tahun 2012. − PLTA Poso IPP 2x65 MW untuk sistem Sulselbar. − PLTU Sulsel-3 (Takalar) IPP 2x100 MW, dijadwalkan beroperasi tahun 2014/2015. Sebagaimana diketahui bahwa potensi tenaga air di Sulawesi terutama di Wilayah Sulselrabar sangat besar dan salah satu lokasi yang diindikasikan adalah di DAS sungai Karama. Saat ini tengah dilakukan studi kelayakan pada lokasi tersebut dan bila hasil studi menyatakan layak dibangun PLTA, maka rencana PLTA tersebut akan dimasukkan dalam neraca daya pada RUPTL periode berikutnya sesuai kebutuhan sistem untuk menggantikan rencana pembangkit berbahan bakar fosil yang mempunyai peran sejenis dan belum ada komitmen untuk pembangunannya. Neraca Daya sistem Sulut – Gorontalo dan sistem Sulselrabar sebagaimana diperlihatkan pada lampiran B2.2

B2.3 Proyek-Proyek IPP Yang Terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran B2.3.

B2.4 Neraca Energi Produksi Energi Energi yang diproduksi pembangkit pada suatu sistem kelistrikan selaras dengan pertumbuhan demand dan keberagaman jenis pembangkit yang akan dibangun. Untuk menghitung alokasi produksi per unit pembangkit agar diperoleh nilai bauran energi yang paling ekonomis dan optimal, digunakan software ProSym yang pada prinsipnya menggunakan kaidah merit order. 561

Hasil perhitungan simulasi produksi energi per jenis energi primer di sistem Sulawesi sebagaimana diberikan pada Lampiran B2.4, dengan asumsi : − Ketersediaan gas alam hanya berdasarkan pada kontrak yang ada. − Ketersediaan batubara tidak terbatas. − Pemanfaatan tenaga panas bumi dan tenaga air sesuai dengan proyek PLTP dan PLTA pada neraca daya. Lampiran B2.4 menunjukkan bahwa peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.

Peranan MFO dan HSD di sistem interkoneksi Sulut-Gorontalo pada tahun 2011 masih tinggi yaitu masing-masing 157 GWh dan 295 GWh. Mulai tahun 2014/2015 peran MFO dan HSD akan habis digantikan dengan gas LNG, sehubungan masuknya PLTG peaking dengan bahan bakar gas LNG dan beroperasinya PLTU batubara serta berakhirnya kontrak PLTD sewa.

b.

Hal yang sama juga terjadi pada sistem interkoneksi Sulselbar, yaitu peran MFO dan HSD pada tahun 2011 masih besar masing-masing 1.521 GWh dan 259 GWh. Mulai tahun 2015 peran keduanya akan habis dan digantikan dengan gas LNG sehubungan masuknya PLTG peaking dan beroperasinya PLTU batubara serta berakhirnya kontrak PLTD sewa. Penggunaan HSD untuk jangka panjang tidak menjadi nol karena HSD masih tetap dibutuhkan oleh pembangkit kecil pada sistem isolated.

c.

Peranan pembangkit gas meningkat pada sistem interkoneksi di Sulawesi dari 1.514 GWh pada tahun 2011 menjadi 2.716 GWh pada tahun 2020. Hal ini karena adanya penambahan kapasitas pembangkit pada PLTG Sengkang dan pembangkit peaking berbahan bakar LNG.

d.

Peranan pembangkit batubara akan menjadi dominan, yaitu dari rencana 272 GWh pada tahun 2011 akan naik menjadi 6.487 GWh pada tahun 2020 untuk sistem interkoneksi besar di Sulawesi. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTU batubara yang pada tahun 2010 hanya 27 MW akan menjadi 1.955 MW pada tahun 2020.

e.

Peranan pembangkit hidro semakin meningkat khususnya di Sulawesi Selatan, yaitu dengan masuknya beberapa proyek PLTA berikut: Bakaru II, Bonto Batu, Poso, Malea, Konawe dan Watunohu. Bakaru II, Bonto Batu dan

562

Poko merupakan pembangkit beban puncak, sedangkan PLTA lainnya merupakan pembangkit beban menengah/dasar. f.

Peranan panas bumi akan meningkat khususnya di Sulawesi Utara dengan akan beroperasinya PLTP Lahendong IV dan V serta PLTP Kotamobagu dari 430 GWh tahun 2011 menjadi 1.164 GWh pada tahun 2020.

Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan energi primer di sistem Sulawesi dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B2.4. Kebutuhan HSD akan turun tajam dari 240 juta liter pada tahun 2011 menjadi nol pada tahun 2015. Sama halnya dengan pemakaian MFO dari 427 juta liter pada tahun 2011 menjadi nol pada tahun 2015. Pemakaian gas di Sulawesi oleh pembangkit IPP yaitu PLTGU Sengkang, dan diasumsikan pasokan gas tetap ada hingga tahun 2020. Pemakaian gas oleh PLN hanya untuk pembangkit peaking sehubungan pembatalan proyek PLTGU di Senoro akibat alokasi gas Senoro kepada PLN hanya 20 mmscfd. Pembangunan PLTGU Donggi-Senoro menjadi tidak optimal karena lokasinya sangat jauh dari pusat beban. Gas Senoro akan diambil PLN dalam bentuk LNG untuk bahan bakar pembangkit peaking di Sulsel dan Sulut. Pemakaian LNG di Sulawesi akan dimulai pada tahun 2013 sebesar 3,4 bcf dan akan menjadi 6 bcf pada tahun 2020. Sedangkan volume pemakaian batubara meningkat dari 0,17 juta ton pada tahun 2011 menjadi 4,33 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat 26 kali lipat.

B2.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Sulawesi sampai dengan tahun 2020 sebesar 4.773 MVA. Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.5.

563

B2.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran sistem Sulut – Gorontalo, system Sulteng dan sistem Sulselrabar dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik meliputi, •

Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTU IPP, PLTA IPP dan PLTP IPP.

•

Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar di sistem Sulut–Gorontalo, sistem Sulteng dan sistem Sulselrabar dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.

Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.6. B2.7 Peta Pengembangan Penyaluran Cukup jelas seperti terlihat pada Lampiran B2.7.

B2.8 Analisis Aliran Daya Analisa Aliran Daya Sistem Minahasa –Gorontalo Analisa aliran daya pada sistem interkoneksi Minahasa-Gorontalo dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit, GI serta transmisi eksisting dan yang akan dibangun baru. Analisa load flow dilakukan beberapa tahun yaitu tahun 2012. 2015 dan tahun 2019 dengan hasil sebagai berikut : a. Tahun 2013 Aliran daya masih mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo yaitu dari kelompok pembangkit (PLTP dan PLTU Sulut II) ke utara yaitu GI Teling, GI Paniki dan GI Ranomuut (87 MW) dan ke Gorontalo yaitu GI Isimu dan GI Botupingge (36 MW). Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Anggrek (150,0 kV) dan tegangan terendah di GI Kema (144,5 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Bitung (67,1 kV) dan terendah di GI Ranomuut (65,4 kV). Total beban sistem sebesar 310.8 MW dengan jumlah pasokan sebesar 314,1 MW. Berdasarkan hasil simulasi aliran daya susut sistem sebesar 3,3 MW. Tambahan transmisi baru dari tahun 2011 hingga 2013 ada tujuh ruas transmisi, yaitu SUTT 150 kV PLTU Sulut II – Lopana, SUTT 150 kV Lopana – Teling, 564

SUTT 150 kV Teling – Paniki, SUTT 150 kV Paniki – Kema, SUTT 150 kV Buroko – Isimu (GI Anggrek incomer), SUTT 150 kV Isimu – Botupingge dan SUTT 150 kV Isimu – Marisa. Sedangkan pembangkit baru yang dijadwalkan akan beroperasi yaitu PLTU Sulut II #1 dan #2, PLTU Anggrek #2, dan PLTG Minahasa #1. b. Tahun 2015 Aliran daya mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo masing-masing sebesar 133 MW ke Manado dan 62 MW ke Gorontalo. Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Anggrek (150,0 kV) dan tegangan terendah di GI Kema (145,5 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Tomohon (66,9 kV) dan terendah di GI Ranomuut (65,2 kV). Total beban sistem sebesar 366 MW dengan jumlah pasokan sebesar 369,8 MW. Berdasarkan hasil simulasi load flow susut sistem sebesar 3,8 MW. Pada tahun ini sub sistem Tolitoli telah interkoneksi dengan sistem, dimana penambahan ruas transmisi ada beberapa ruas yaitu SUTT 150 kV Moutong – Marisa, SUTT 150 kV GI Otam – PLTP Kotamobagu, SUTT 150 kV PLTU Kema – GI Kema dan GI Kawangkoan – PLTP #5 dan #6. Sedangkan pembangkit baru yang akan beroperasi yaitu PLTP Lahendong #5 dan #6, PLTU Sulut I (Kema) #1 dan PLTA Sawangan 2 unit, PLTU 1 Sulut di Buroko, PLTU Tolitoli. c. Tahun 2020 Aliran daya masih mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo masingmasing sebesar 150 MW ke Manado dan 105 MW ke Gorontalo. Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Otam (148,2 kV) dan tegangan terendah di GI Botupingge (141,7 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Tomohon (65,2 kV) dan terendah di GI Likupang (61,9 kV). Untuk mempertahankan level tegangan pada batas normal dibutuhkan tambahan kapasitor 20 MVar yang terpasang di GI Isimu sehingga total kapasitor sebesar 40 Mvar. Total beban sistem sebesar 555,4 MW dengan jumlah pasokan sebesar 568.7 MW. Berdasarkan hasil simulasi load flow susut sistem sebesar 13,3 MW. Pada tahun 2016 hingga 2020 ada penambahan transmisi baru, yaitu SUTT 150 kV PLTU Sulut (PPP) ke Kema/Tanjung Merah. Sedangkan pembangkit baru yang akan beroperasi yaitu PLTG Gorontalo #1, PLTG Minahasa #2, #3 , PLTU Sulut I (kema) #2, dan PLTU Sulut (PPP) #1, #2. 565

Analisa Aliran Daya Sistem Sulawesi Selatan Analisa aliran daya pada sistem Sulsel dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit eksisting dan penambahan pembangkit baru sesuai neraca daya 2011–2020, meliputi sistem 150 kV dan 70 kV. Analisa load flow dilakukan untuk tahun 2012, 2015 dan 2019. a. Tahun 2013 Sebagian besar kebutuhan energi listrik di pusat beban kota Makassar dan sekitarnya, masih dipasok dari pembangkit yang posisinya berada di bagian utara Propinsi Sulawesi Selatan yaitu dari PLTGU/G Sengkang, PLTA Bakaru dan PLTA Poso sehingga ada daya sekitar 370 MW yang mengalir dari utara ke selatan propinsi Sulawesi Selatan. Pada kondisi tersebut, tegangan sistem masih dalam batas normal. Tegangan tertinggi terjadi di GI Wotu 152,4 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 143,7 kV. Total beban sistem sebesar 833 MW dan pembangkit beroperasi sebesar 870,2 MW, dengan susut transmisi sebesar 37,2 MW (3,3 %). Pembangkit yang beroperasi adalah PLTA Bakaru 2 x 63 MW, PLTGU Sengkang 135 MW, PLTGU Sengkang 3 x 60 MW, PLTD Suppa 60 MW dan PLTA Poso 3 x 65 MW. Tambahan pembangkit baru pada tahun 2011 – 2013 adalah, PLTGU Sengkang 2 x 60 MW, ekspansi 2 dan 3 (2011/12), PLTA Poso 3 x 65 MW (145 MW Transfer ke Selatan – 2012), PLTU Sulsel Perpres 1 di Barru 2x50 MW (2012), PLTU Bosowa 2 x 100 MW (2012). Tambahan transmisi baru pada tahun 2011 – 2013 adalah, TL 150 kV jalur tengah Sidrap – Maros (New S/S) – Sungguminasa (2011), TL 150 kV Sengkang – Sidrap (2011), TL 150 kV Sengkang – Siwa/Keera (2011), Underground 150 kV Bontoala – Tallo Lama, Uprating TL 150 kV Tello – Tallo Lama, TL 150 kV PLTU Takalar – Tanjung Bunga, TL 275 kV PLTA Poso – Palopo. b. Tahun 2015 Pada tahun ini sistem Sulselbar sudah terinterkoneksi dengan sistem Sultra melalui transmisi 150 kV. Aliran daya sistem Sulselbar masih dari utara ke pusat beban kota Makassar dan sekitarnya, melalui transmisi 150 kV, dengan 566

transfer daya sebesar 368 MW. Sedangkan sistem Sultra mendapat pasokan daya dari PLTA Poso, dengan transfer daya sebesar 62 MW. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal, tegangan tertinggi di GI Wotu 154,7 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 143,7 kV (sistem Sulsel bagian Selatan) dan GI Raha 149,4 kV (sistem Sultra). Total beban sistem sebesar 1.127 MW dengan jumlah pasokan sebesar 1.162,3 MW dan susut transmisi sebesar 35,3 MW (2,6 %). Tambahan pembangkit baru pada tahun 2013 - 2015 adalah, PLTU Sulsel-3 (Takalar) 2x100 MW (2014/15), PLTU Takalar (eks loan Spanyol) FTP2 2x100 MW (2014/15) dan PLTU Mamuju FTP2 2x25 MW (2014). Tambahan transmisi baru pada tahun 2013 – 2015 adalah TL 150 kV Wotu – Malili – Kolaka – Unaaha – Kendari (2014). c. Tahun 2020 Aliran daya masih dari utara ke pusat beban kota Makassar dan sekitarnya sebesar 600 MW. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal, tegangan tertinggi di GI Wotu 154,3 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 136,3 kV (sistem Sulsel bagian Selatan) dan GI Raha 145,9 kV (sistem Sultra). Total beban sistem sebesar 1.933,5 MW dengan jumlah pasokan sebesar 1.995,9 MW, dengan susut transmisi sebesar 62,4 MW (3,1 %). Tambahan pembangkit baru pada tahun 2016 – 2020 adalah, PLTA Bontobatu 2 x 50 MW (2016), PLTA Malea 2 x 45 MW (2016), PLTA Konewa 2 x 25 MW (2016), PLTA Bakaru-II 2 x 63 MW (2019), PLTG Makassar 100 MW (2020), PLTP Lainea 20 MW (2017) ,PLTU Sulsel 3 2 x 150 MW (2018/19). Gambaran yang lebih rinci untuk kondisi pada tahun-tahun tertentu hasil simulasi aliran daya untuk sistem besar di Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.8.

B2.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk,


Perbaikan SAIDI dan SAIFI 567



Menurunkan suut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan distribusi yang sudah tua dan tidak layak dioperasikan

Proyeksi kebutuhan distribusi diberikan pada Lampiran B2.9.

Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi 2011-2020 se Sulawesi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 1,094

kms 1,351

MVA 549

2012

657

900

338

126,778

2013

830

1,016

402

144,805

2014

1,006

1,119

401

152,880

2015

1,143

1,196

419

162,940

2016

1,297

1,277

454

173,498

2017

1,497

1,372

493

185,989

2018

1,634

1,437

523

194,034

2019

1,831

1,520

560

204,542

2020 2011-2020

2,156

1,669

613

222,095

13,145

12,857

4,749

1,796,276

Tahun

568

Pelanggan 228,717

Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi 2011-2020 se Sulawesi Juta USD Tahun

JTM

JTR

Trafo

Pelanggan

Total

2011

13.2

9.4

23.1

7.7

53.4

2012

8.4

6.3

15.1

5.7

35.5

2013

10.0

6.9

17.6

6.4

40.9

2014

11.6

7.5

17.6

7.0

43.7

2015

12.8

8.0

18.4

7.5

46.7

2016

14.2

8.5

19.9

8.0

50.6

2017

16.0

9.0

21.5

8.6

55.1

2018

17.3

9.4

22.7

9.1

58.5

2019

19.1

9.9

24.2

9.6

62.9

2020

22.2

10.9

26.5

10.5

70.1

2011-2020

144.9

85.8

206.6

80.2

517.6

Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya distribusi regional Sulawesi tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut :

Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 13.145 kms, JTR 12.857 kms, Kapasitas gardu distribusi 4749 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 1,8 juta pelanggan.

Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut untuk menunjang pengembangan sistem distribusi, membutuhkan biaya sebesar US$ 517.6 juta (JTM US$ 145 juta, JTR US$ 85.8 juta, gardu US$ 206.6 juta, dan sambungan pelanggan US$ 80,2 juta) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar US$ 52 juta.

Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 60,3 % tahun 2009, menjadi 69,8 % di tahun 2014 untuk regional Sulawesi.

B2.10 Program Listrik Pedesaan Program listrik pedesaan pemerintah yang tertuang dalam RPJM 2010-2014 adalah meningkatkan ratio elektrifikasi Indonesia pada tahun 2014 menjadi 80%. Untuk menunjang program tersebut di pulau Sulawesi direncanakan membangun JTM 4.285 kms, JTR 4.361 kms, kapasitas gardu distribusi 370,2 MVA. Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 60,3% (tahun 2010) menjadi 69,8% di tahun 2014 untuk regional Sulawesi . 569

Proyeksi kebutuhan jaringan distribusi untuk listrik pedesaan diberikan pada Lampiran B2.10 B2.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.3 s/d 4.6 B2.12. Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.12.

570

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR

LAMPIRAN B3. PROVINSI KALIMANTAN SELATAN LAMPIRAN B4. PROVINSI KALIMANTAN TENGAH LAMPIRAN B5. PROVINSI KALIMANTAN TIMUR LAMPIRAN B6. PROVINSI SULAWESI UTARA LAMPIRAN B7. PROVINSI SULAWESI TENGAH LAMPIRAN B8. PROVINSI GORONTALO LAMPIRAN B9. PROVINSI SULAWESI SELATAN LAMPIRAN B10. PROVINSI SULAWESI TENGGARA LAMPIRAN B11. PROVINSI SULAWESI BARAT LAMPIRAN B12. PROVINSI MALUKU LAMPIRAN B13. PROVINSI MALUKU UTARA LAMPIRAN B14. PROVINSI PAPUA LAMPIRAN B15. PROVINSI PAPUA BARAT LAMPIRAN B16. PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT (NTB) LAMPIRAN B17. PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR (NTT)

571

LAMPIRAN B.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN SELATAN

B3.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan sebagian besar dipasok dari sistem Barito, sedangkan sistem–sistem isolated tersebar antara lain sistem Pagatan, Kotabaru serta Unit Listrik Desa (ULD)1 dipasok dari PLTD setempat. Total daya terpasang adalah sekitar 423 MW dengan daya mampu 311 MW dan beban puncak 292 MW pada kwartal ketiga tahun 2011. Jumlah pelanggan pada waktu yang sama adalah sekitar 757 ribu pelanggan, sehingga rasio elektrifikasi sekitar 73,4%. Situasi sistem kelistrikan di provinsi ini pada dasarnya masih terbatas dan tanpa cadangan. Konfigurasi saat ini dan rencana pengembangan sistem kelistrikan interkoneksi di Kalimantan Selatan dapat dilihat pada gambar B3.1.

Gambar B3.1 Peta pengembangan sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan 1

ULD adalah unit satuan pelayanan PLN yang dikelola oleh badan usaha di daerah terpencil yang mengelola pembangkit, jaringan dan pelanggan PLN .

572

Sistem Interkoneksi Barito Sistem Barito merupakan sistem interkoneksi dengan jaringan transmisi 150 kV dan 70 kV, dipasok dari beberapa jenis pembangkit meliputi PLTA, PLTU, PLTD minyak dan PLTG minyak. Sistem Barito merupakan pemasok utama kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah. Pusat beban sistem Barito berada di Provinsi Kalimantan Selatan dengan porsi sekitar 80% dari seluruh beban sistem Barito. Kondisi sistem kelistrikan Barito saat ini masih belum cukup untuk memenuhi seluruh kebutuhan masyarakat, mengingat daya yang ada masih sangat terbatas. Sistem Barito akan dapat melayani kebutuhan masyarakat setelah PLTU Kalsel di Asam-Asam beroperasi. Upaya yang telah dilakukan untuk mengatasi kondisi kekurangan pasokan tersebut adalah menyewa PLTD minyak jangka pendek dengan total daya 128 MW, dan menambah daya melalui pembelian tenaga listrik excess power dari industri yang mempunyai cadangan daya. Daya mampu sistem Barito saat ini sekitar 280 MW dengan beban puncak 265 MW. Akibat kondisi kelistrikan yang terbatas ini, untuk sementara penambahan pelanggan baru dilaksanakan dengan cara selektif. Sistem Isolated Pagatan Di Kalimantan Selatan masih banyak terdapat sistem-sistem kecil isolated tersebar, dan beberapa diantaranya yang relatif besar adalah: -

Sistem Pagatan/Batulicin, merupakan sistem yang terhubung dengan jaringan tegangan menengah 20 kV, melayani kebutuhan pelanggan di kabupaten Tanah Bumbu dan sebagian kabupaten Pulau Laut. Kondisi kelistrikan di sistem Pagatan ini juga mengalami keterbatasan daya pembangkit dan untuk memenuhi kebutuhan dilakukan sewa PLTD minyak serta membeli excess power. Sistem Pagatan direncanakan akan diinterkoneksikan dengan sistem Barito menggunakan transmisi 150 kV.

-

Sistem Kotabaru juga merupakan sistem isolated dengan pasokan listrik dari PLTD, terhubung melalui jaringan 20 kV dan melayani kebutuhan pelanggan di kabupaten Pulau Laut. Sistem Kotabaru terletak di pulau Laut yang terpisah dari daratan pulau Kalimantan.

-

ULD merupakan sistem kelistrikan yang tersebar di daerah terpencil untuk memenuhi kebutuhan masyarakat desa setempat dan bebannya masih rendah. Jumlah ULD adalah sebanyak 20 unit dengan daya terpasang 6,7 MW. 573

Daya terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Selatan dapat dilihat pada tabel B3.1. Tabel B3.1 Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan per Oktober 2011 Sistem

Kabupaten

Daya Terpasang [ MW ]

Daya Mampu [ MW ]

Beban Puncak [ MW ]

Keterangan

Kota Banjarmasin Kota Banjarbaru Kab Banjar Kab Tapin Kab HSS 1. Sistem Barito

387,5

280,6

265,5

Kab Tanah Bumbu

17,1

15,6

14,3

Isolated

3. Sistem Kotabaru

Kab Kotabaru

11,4

10,3

8,1

Isolated

4. ULD (20 Lokasi Tersebar)

Tersebar

6,7

4,7

4,3

Isolated

422,7

311,3

292,2

Kab HST Kab HSU Kab Tabalong Kab Balangan Kab Barito Kuala Kab Tanah Laut

2. Sistem Batulicin

TOTAL

B3.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kalimantan Selatan memiliki sumber daya energi yang cukup banyak dengan tersedianya cadangan batubara dan gas methane yang cukup besar. Di beberapa kawasan, kondisi tanahnya juga cocok ditanami kelapa sawit. Eksploitasi sumber daya alam berupa batubara dan mulai berkembangnya perkebunan kelapa sawit telah membuat ekonomi Kalimantan Selatan tumbuh dinamis dan prospektif. Kondisi demikian akan berpengaruh kepada pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan Selatan. Berdasarkan realisasi pengusahaan lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diberikan pada tabel B3.2.

574

Tabel B3.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh) 1.454,2 1.586,7 1.732,1 1.891,7 2.066,9 2.259,2 2.470,5 2.702,7 2.958,0 3.238,7

Produksi (GWh) 1.800,9 2.057,2 2.225,4 2.426,2 2.646,7 2.889,5 3.156,7 3.450,8 3.774,5 4.131,1

9,3%

9,3%

Beban Puncak (MW) 331 366 390 423 459 499 542 589 641 697 9,4%

Jumlah Pelanggan 740.758 772.829 806.241 841.055 877.332 915.137 954.538 995.604 1.038.410 1.083.032 4,3%

B3.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan yang meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Kalimantan Selatan dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat dan sebaran penduduknya sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Kalimantan Selatan merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber energi primer yang banyak, meliputi batubara, gas methan batubara (coal bed methana /CBM) dan tenaga air. Potensi batubaranya sangat besar dengan berbagai tingkat kalori sebagaimana dapat dilihat pada table B3.3. Deposit batubara diperkirakan lebih dari 1,8 miliar ton, sementara produksinya rata-rata mencapai 12 juta ton per tahun. Potensi energi primer yang potensial untuk dikembangkan khususnya bagi desadesa tertinggal yang sulit dijangkau oleh jaringan PLN adalah batubara, tenaga air dan energi surya. Sampai saat ini batubara Kalsel telah dipakai sebagai bahan bakar di berbagai PLTU di Indonesia termasuk di PLTU Asam-Asam.

575

Tabel B3.3 Potensi Batubara Kalimantan Selatan No.

Kualitas Kelas

Kriteria (Kal/gr, adb)

1

Kalori Rendah

<5100

2

Kalori Sedang

3

Kalori Tinggi

4

Kalori Sangat Tinggi

Sumberdaya ( Juta Ton) Tereka

Tertunjuk

Terukur

Cadangan (Juta Ton)

Jumlah

370,87

0,00

600,99

971,86

536,33

5100 ‐ 6100

4.793,13

301,36

2.526,46

7.620,95

1.287,01

6100 ‐ 7100

336,19

33,12

109,64

478,95

44,36

> 7100

17,62

0,00

12,00

29,62

0,14

5.517,81

334,48

3.249,09

9.101,38

1.867,84

Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi KESDM, 2006

Sumber Tenaga Air/Hidro Kalimantan Selatan merupakan daerah yang mempunyai sumber daya tenaga air, antara lain DAS Barito, Riam Kanan, Riam Kiwa, Balangan, Batang Alai, Amandit, Tapin, Kintap, Batulicin, dan Sampanahan. Umumnya DAS tersebut berhulu di pegunungan Meratus dan bermuara di laut Jawa dan selat Makassar. Keberadaan DAS tersebut kurang berpotensi untuk dijadikan PLTA run-off-river karena topografinya landai, sehingga head-nya relatif kecil. Secara rinci potensi tenaga air dapat dilihat pada tabel B3.4. Tabel B3.4 Potensi energi air di Kalimantan Selatan NO

NAMA BENDUNGAN

KABUPATEN

KAPASITAS

1

PLTA Kusan

Tanah Bumbu

65 MW

2

PLTMH Riam Kiwa

Banjar

10 MW

3

PLTMH Muara Kendihin

Hulu Sungai Selatan

0,6 MW

4

PLTMH Kiram Atas

Banjar

0.86 MW

5

PLTMH Sampanahan

Kotabaru

0.6 MW

6

PLTMH Gendang Timburu

Kotabaru

0,6 MW

Total

99,6 MW

Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi, Propinsi Kalimantan Selatan

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik periode 2011-2020 direncanakan tambahan 6 proyek pembangkit listrik berkapasitas 609 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTU batubara, PLTA dan PLTG peaking. Tabel B3.5 menampilkan perincian pengembangan pembangkit dimaksud. 576

Tabel B3.5 Rencana Pengembangan Pembangkit di Kalsel No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Asam Asam (FTP1)

PLN

PLTU

2x65

2011

On Going

2

Kotabaru (APBN)

PLN

PLTU

2x7

2013

On Going

3

Kusan

PLN

PLTA

65

2017

Rencana

4

Kalsel (Peaking)

PLN

PLTG

50

2019

Rencana

5

Asam Asam

Sewa

XPLTU

3x50

2013

Rencana

6

Kalsel-1 (FTP2)

Swasta

PLTU

2x100

2015/16

Rencana

Total Kapasitas

609

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Beban kelistrikan di sistem interkoneksi Kalimantan Selatan relatif besar dan jaringan tegangan tinggi akan menjangkau beban yang secara geografis semakin jauh, sehingga pengembangan sistem dilakukan dengan menggunakan tegangan 150 kV. Selain itu pembangunan sistem transmisi juga dimaksudkan untuk meningkatkan kemampuan daya hantar listrik mengingat adanya rencana pembangunan PLTU dalam satu kawasan di Asam-Asam. Adanya potensi tenaga air di DAS Kusan yang lokasinya jauh dari pusat beban memerlukan transmisi 150 kV untuk menyalurkan energinya. Selama periode 2011-2020 direncanakan akan dibangun saluran transmisi 150 kV dan 70 kV sepanjang 1.725 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 212 juta seperti ditampilkan dalam tabel B3.6. Rencana pengembangan sistem interkoneksi 70 kV untuk menghubungkan grid Barito dengan sistem Kotabaru di pulau Laut, dimana saat ini dalam tahap studi kelayakan dan studi dasar laut.

577

Tabel B3.6 Rencana pembangunan Transmisi 150 kV No 1

Dari Barikin

Ke Amuntai

Tegangan

Konduktor

Panjang Anggaran (kms) (juta USD)

COD

150 kV

2 cct, 1xHAWK

66 5.9

2011

2

Seberang Barito

Kayutangi

150 kV

2 cct, 1xHAWK

42 3.7

2011

3

PLTU Asam‐Asam (FTP1)

Mantuil

150 kV

2 cct, 2xHAWK

220 27.0

2011

4

Asam‐asam

Batu licin

150 kV

2 cct, 2xHAWK

248 30.4

2012

5

Tanjung

150 kV

2 cct, 2xHAWK

284 34.8

2012

6

Rantau

150 kV

4cct, 2xHAWK

2 0.2

2012

7

Up rating Asam‐Asam

150 kV

2cct, 1xZEBRA

180 30.0

2013

8

Batu Licin

Perbatasan Incomer 2 phi Barikin ‐ Cempaka Pelaihari‐Cempaka‐ Mantuil Landing point P. Laut

70 kV

2 cct, 1xHAWK

6 4.5

2013

9

Landing point P. Laut

Kotabaru

70 kV

2 cct, 1xHAWK

74 6.6

2013

10

Tanjung

11

PLTU Kalsel 1 (FTP 2) Barikin

150 kV 150 kV

2 cct, 2xHAWK 2 cct, 2xHAWK

100 12.3 240 29.4

2014 2014

12

PLTA Kusan

150 kV

2 cct, 1xHAWK

138 12.3

2016

13

Reconduktor Cempaka *) Barikin

150 kV

2 cct, 2xHAWK

213 26.1

2017

Kayutangi Single phi Cempaka ‐ Rantau

Jumlah 1,813 223.2

Catatan: Tingkat tegangan kabel laut yang menginterkoneksi Pulau Laut dan Kalimantan sedang dalam kajian.

Pengembangan Gardu Induk Jumlah GI yang direncanakan akan dibangun sampai dengan tahun 2020 termasuk perluasannya, akan mencapai 24 buah dengan kapasitas total 750 MVA. Khusus di Pulau Laut, direncanakan pengembangan GI 70/20 kV dan saat ini masih dalam tahap kajian. Biaya investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 55 juta dengan rincian terdapat pada tabel B3.7. Rencana pembangunan gardu induk baru pada tabel B3.7 tersebut dapat dibangun secara minimalis untuk mengakomodasi beban yang masih relatif kecil untuk mempercepat pembangunan dan menekan biaya investasi.

578

Tabel B3.7 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

Gardu Induk Amuntai (GI baru ) Barikin Ext LB Kayu Tangi (GI baru ) Seberang Barito Ext LB Asam asam Diameter 3 CB Asam asam Diameter 2 CB Asam‐asam Ext LB Mantuil Ext LB Batu licin (GI Baru) Asam‐asam Ext LB Tanjung Ext LB (Perbatasan) Batulicin (IBT) Batulicin Kota Baru (GI baru ) Tanjung Tanjung Ext LB Tanjung Ext LB (PLTU IPP) Banjarmasin Cempaka Rantau (Rekonfigurasi) Rantau (NEW LINE) Kayutangi Trisakti Batulicin Trisakti IBT Mantuil Trisakti (Uprating) Barikin Amuntai Rantau Kayutangi Asam asam Rantau Ext LB (Kusan) Pelaihari

Daya (MVA) 30 2 LB 30 2 LB 3 CB 2 CB 2 LB 2 LB 30 2 LB 2 LB 60 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 60 60 30 60 30 30 30 30 2 LB 30

Anggaran (juta USD) 2,62 1,23 2,62 1,23 1,62 1,35 1,23 1,23 2,62 1,23 1,23 2,10 0,94 3,16 1,39 1,23 1,23 1,26 2,10 1,23 1,23 1,23 2,10 1,39 2,10 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,39 1,39 1,23 1,39

Jumlah 750

55,42

Tegangan

Baru/Extension

150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150/70 kV 70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 70/20 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017

Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, direncanakan juga pembangunan jaringan distribusi 20 kV. Proyeksi kebutuhan jaringan distribusi sampai tahun 2020 termasuk untuk listrik pedesaan adalah 18.533 kms JTM, 10.206 kms JTR dan 533 MVA trafo distribusi dengan rincian ditunjukkan dalam tabel B3.8. Proyeksi tersebut dimaksudkan untuk menambah rata-rata 37.000 pelanggan per tahun selama 10 tahun. 579

Tabel B3.8 Rincian Pengembangan Distribusi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 1,254

kms 865

MVA 45

2012

1,465

982

50

32,071

2013

1,369

828

51

33,413

2014

1,417

804

44

34,814

2015

1,591

880

47

36,277

2016

1,787

964

51

37,805

Tahun

Pelanggan 30,786

2017

2,008

1,057

55

39,400

2018

2,256

1,159

59

41,066

2019

2,536

1,272

63

42,806

2020

2,850

1,395

68

44,622

2011-2020

18,533

10,206

533

373,060

B3.4 Sistem Kelistrikan Isolated Kalimantan Selatan dengan wilayah daratan yang sangat luas mempunyai banyak kelompok penduduk yang tersebar jauh dan terisolasi. Sistem kelistrikannya dipasok dengan PLTD dan dikelola oleh Unit Listrik Desa. Untuk melayani masyarakat sekaligus sebagai upaya meningkatkan ratio elektrifikasi di Kalimantan Selatan, beberapa sistem isolated diupayakan secara bertahap masuk ke dalam sistem interkoneksi Barito melalui grid extension. Untuk yang belum terjangkau grid, daerah isolated dibangun PLTU batubara skala kecil seperti Pulau Laut. PLN juga mendorong pengembangan PLTMH oleh swasta untuk memanfaatkan potensi tenaga air. Selain itu PLN secara sangat terbatas juga berencana memasang PLTS komunal.

B3.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 di Provinsi Kalimantan Selatan diberikan pada tabel B3.9.

580

Tabel B3.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

2011 2012

Pembangunan Fasilitas Kelistrikan

Beban Produksi Pembangkit GI Transmisi Anggaran Puncak (GWh) (MW) (MVA) (kms) (juta USD) (MW) 280.0 1,454 1,801 331 130 60 328 111.1 1,587 2,057 366 30 534

Sales (GWh)

2013

1,732

2,225

390

164

210

260

121.6

2014

1,892

2,426

423

100

60

340

225.0

100

180

-

189.3

90

138

61.9

120

213

181.6

2015

2,067

2,647

459

2016

2,259

2,890

499

2017

2,471

3,157

542

2018

2,703

3,451

589

2019

2,958

3,775

641

2020

3,239 4,131 Jumlah

697

65 50 609

581

750

-

57.0

-

88.3

-

70.4

1,813

1,386.3

LAMPIRAN B.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TENGAH B4.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Tengah dipasok dari sistem interkoneksi Barito dengan transmisi 150 kV dari Kalimantan Selatan melalui beberapa GI di Kalteng yaitu GI Selat, GI Pulang Pisau dan GI Palangkaraya. GI Selat memasok beban di kabupaten Kuala Kapuas dan sekitarnya, GI Pulang Pisau memasok beban di kabupaten Pulang Pisau dan GI Palangkaraya memasok beban kota Palangkaraya dan kabupaten Katingan. Sistem kelistrikan di daerah lainnya masih merupakan sistem isolated tersebar, dengan daya mampu pembangkitan rata-rata dalam kondisi pas-pasan. Beban puncak total non coincident se Kalimantan Tengah pada tahun 2011 adalah sekitar 140 MW, dimana 66 MW diantaranya masuk dalam sistem Barito. Sedangkan daya mampu pembangkit sekitar 147 MW dengan rincian 54,4 MW di sistem Barito dan 81,56 MW di sistem isolated tersebar. Jumlah pelanggan Provinsi Kalimantan Tengah pada akhir tahun 2010 adalah sekitar 284 ribu pelanggan dengan rincian 249 ribu pelanggan rumah tangga, 23 ribu pelanggan bisnis, 11 ribu pelanggan publik dan 104 pelanggan industri. Peta sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dan rencana pengembangan sistemnya diperlihatkan pada gambar B4.1.

582

Gambar B4.1. Peta sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah

Sedangkan rincian data pembangkit dan beban puncak sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dapat dilihat pada tabel B4.1. Tabel B4.1 Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah per Oktober 2011 Sistem

Kalimantan Tengah

Daya Terpasang [ MW ]

Daya Mampu [ MW ]

Beban Puncak [ MW ]

Keterangan

66,0

Daya Mampu sistem Barito adalah 335 MW dengan beban Puncak sebesar 331.5 MW

Kota Palangka Raya Kab Kapuas 1. Sistem Barito

58,3

Kab Pulang Pisau

54,4

Kab Katingan/Kasongan Kab Barito Timur / Tamiyang Layang 2. Sistem Sampit

Kab Kotawaringin Timur

52,1

23,8

20,8

Isolated

3. Sistem Pangkalan Bun

Kab Kotawaringin Barat

39,7

25,8

18,7

Isolated

4. Sistem Buntok

Kab Barito Selatan

16,5

9,4

7,4

Isolated

5. Sistem Muara Teweh

Kab Barito Utara

6,7

6,2

5,4

Isolated

6. Sistem Kuala Pambuang

Kab Seruyan

7,1

3,7

2,3

Isolated

7. Sistem Nanga Bulik

Kab Lamandau

2,8

2,2

1,3

Isolated

8. Sistem Kuala Kurun

Kab Gunung Mas

5,3

3,5

2,2

Isolated

9. Sistem Puruk Cahu

Kab Murung Raya

4,1

2,7

1,7

Isolated

10. Sistem Sukamara

Kab Sukamara

3,0

11. UL D (57 Lokasi tersebar)

Tersebar Total

195,6

1,9

1,9

Isolated

14,0

12,6

Isolated

147,6

140,1

B4.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kalimantan Tengah memiliki sumber energi yang cukup banyak dengan tersimpannya cadangan batubara dan gas methan batubara (CBM) dalam jumlah yang cukup besar. Eksploitasi batubara telah membuat ekonomi Kalimantan Tengah tumbuh dinamis dan prospektif, hal itu akan berpengaruh pada kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah. Mengingat rasio elektrifikasi di Kalimantan Tengah masih cukup rendah (sekitar 55%) termasuk pelanggan listrik non PLN, maka pertumbuhan kebutuhan listrik di masa mendatang diperkirakan akan tinggi. Memperhatikan realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya termasuk dengan memperhitungkan daftar tunggu yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik Provinsi Kalimantan Tengah tahun 2011–2020 diberikan pada tabel B4.2.

583

Tabel B4.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Prov Kalimantan Tengah

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh) 741,8 817,1 888,1 966,5 1.052,9 1.148,1 1.253,1 1.369,0 1.496,8 1.637,8 11,0%

Produksi (GWh) 843,5 924,1 1.043,9 1.135,2 1.236,0 1.346,7 1.468,7 1.603,1 1.751,3 1.914,8 11,2%

Beban Puncak (MW) 127,0 152,3 173,8 187,0 201,4 216,8 234,0 252,3 272,3 294,1 9,8%

Jumlah Pelanggan 343.361 358.371 374.152 390.748 408.197 426.545 445.839 466.126 487.458 509.889 6,0%

B4.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Kalimantan Tengah dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Kalimantan Tengah merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber daya energi yang besar, yaitu utamanya batubara, dan beberapa gas alam. Potensi energi yang potensial untuk dikembangkan di Kalimantan Tengah adalah batubara. Selain itu khusus untuk perdesaan yang sulit dijangkau oleh jaringan PLN, selain pembangkit batubara juga dapat dikembangkan mikrohidro dan biomassa. Batubara Propinsi Kalimantan Tengah mempunyai potensi batubara yang cukup banyak dan kabupaten Barito Utara merupakan kabupaten yang paling banyak memiliki cadangan batubara. Survey yang telah dilakukan sejak tahun 1975 oleh beberapa institusi, baik pemerintah maupun perusahaan asing seperti PT BHP - Biliton memperkirakan terdapat sekitar 400 juta ton batubara dengan nilai kalori di atas 7.000 kkal per kg dan juga ditemukan batubara dengan kandungan kalori di atas 8.000 kkal per kg di kabupaten Barito Utara dan Murung Raya bagian utara. Batubara ditemukan di daerah 584

Muara Bakah, Bakanon, Sungai Montalat, Sungai Lahei, Sungai Maruwai dan sekitarnya. Potensi batubara di Kalimantan Tengah dapat dilihat pada Table B4.3 Tabel B4.3 Potensi Batubara Kalimantan Tengah Sumberdaya ( Juta Ton)

Kriteria No.

Kualitas (Kal/gr, adb)

Hipotetik

Tereka

Tertunjuk

Terukur

Jumlah

Cadangan (Juta Ton)

1

Kalori Rendah

<5100

‐

483,9

‐

‐

483,9

‐

2

Kalori Sedang

5100 ‐ 6100

‐

296,8

5,1

44,4

354,8

4,1

3

Kalori Tinggi

6100 ‐ 7100

122,7

262,7

‐

72,6

449,5

‐

4

Kalori Sangat Tinggi

> 7100

‐

247,6

‐

77,0

324,6

44,5

122,7

974,4

5,1

194,0

1.613

48,6

Jumlah

Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, 2006

Gas Alam Potensi gas alam di Kalimantan Tengah terdapat di Bangkanai di dekat Muara Teweh, dan berdasarkan hasil penelitian daerah ini memiliki potensi gas yang akan dieksploitasi sebesar 20 mmscfd selama 20 tahun, walaupun diperkirakan akan turun secara bertahap menjadi 16 mmscfd mulai tahun ke 16. Sumber Tenaga Air Kalimantan Tengah memiliki potensi tenaga air yang berkaitan dengan DAS Barito dan Katingan di daerah Puruk Cahu, Muara Teweh dan Kasongan. Status potensi tersebut dalam tahap identifikasi oleh Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Kalimantan Tengah, dan memerlukan studi lebih lanjut untuk dapat dikembangkan. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2020 termasuk memenuhi daftar tunggu, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 693 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun adalah PLTU batubara di beberapa lokasi dan PLTG gas di Bangkanai sebagai pembangkit peaking dengan menggunakan gas storage CNG (compress natural gas). Tabel B4.4 berikut menampilkan perincian pengembangan pembangkit di Kalimantan Tengah.

585

Tabel B4.4 Rencana Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Pulang Pisau (FTP1)

PLN

PLTU

2x60

2012

On Going

2

Bangkanai #1, #2 (FTP2)

PLN

PLTG

2x70

2013

Rencana

3

Buntok

PLN

PLTU

2x7

2013

On Going

4

Kuala Pambuang

PLN

PLTU

2x3

2013

Rencana

5

Kuala Kurun

PLN

PLTU

2x3

2013

Rencana

6

Bangkanai #3 (FTP2)

PLN

PLTG

1x70

2014

Rencana

7

Sampit (FTP2)

PLN

PLTU

2x25

2014

On Going

8

Bangkanai #4 (FTP2)

PLN

PLTG

1x70

2015

Rencana

9

Kuala Pambuang Ekspansi

PLN

PLTU

3

2017

Rencana

10

Pangkalan Bun (Cenko)

Swasta

PLTU

2x7

2011

Operasi

11

Kalteng - 1

Swasta

PLTU

2x100

2020

Rencana

Total Kapasitas

693

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Seiring dengan rencana pembangunan PLTU batubara dan PLTG di Bangkanai serta untuk menyambung sistem isolated masuk ke grid Barito, direncanakan akan dibangun transmisi 150 kV untuk menyalurkan energi listrik dari pembangkit tersebut ke pusat beban. Sebagaimana diketahui bahwa sebaran penduduk Kalimantan Tengah sangat berjauhan, sehingga transmisi 150 kV yang akan dibangun menjadi sangat panjang. Selain itu letak sumber gas alam Bangkanai juga berada di ujung sebelah timur laut Provinsi Kalimantan Tengah dan jauh dari pusat beban. Pembangunan transmisi juga dimaksudkan untuk dapat melistriki lebih banyak penduduk Kalimantan Tengah sekaligus untuk mengambil-alih PLTD minyak masuk ke grid Kalselteng 150 kV dalam rangka menurunkan biaya pokok produksi. Selama tahun 2011-2020 transmisi 150 kV yang akan dibangun sekitar 1.968 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 202 juta seperti ditampilkan dalam tabel B4.5. Rencana pengembangan sistem transmisi di Provinsi Kalimantan Tengah adalah sesuai dengan peta yang diperlihatkan pada gambar B4.1.

586

Tabel B4.5 Rencana pembangunan transmisi 150 kV

2 cct, 2xHAWK

Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 346 30,8

2012

2 cct, 2xHAWK

2 0,2

2012

150 kV

2 cct, 2xHAWK

260 31,9

2013

Pangkalan Bun

150 kV

2 cct, 1xHAWK

344 30,6

2013

Muara Teweh

150 kV

2 cct, 2xHAWK

100 12,3

2013

Muara Teweh

Buntok

150 kV

2 cct, 2xHAWK

220 27,0

2013

7

PLTU P.Pisau

Incomer 2 phi (P. Raya ‐Selat)

150 kV

4 cct, 1xHAWK

4 0,4

2013

8

Palangkaraya [New]

Incomer phi (Selat ‐ P raya)

150 kV

2 cct, 1xHAWK

2 0,2

2014

9

Muara Teweh

Puruk Cahu

150 kV

2 cct, 2xHAWK

94 8,4

2014

10

Puruk Cahu

Kuala Kurun

150 kV

2 cct, 2xHAWK

196 17,4

2014

11

PLTU Sampit

Sampit

150 kV

2 cct, 1xHAWK

40 3,6

2014

12

PLTU Kalteng‐1

Kasongan

150 kV

2 cct, 1xHAWK

120 10,7

2014

13

Kasongan

Kuala Kurun

150 kV

2 cct, 2xHAWK

240 29,4

2015

Jumlah

1.968 202,8

No

Dari

1

Palangkaraya

2

Kasongan

3

Tanjung

4 5 6

Ke

Tegangan

Konduktor

Sampit

150 kV

Incomer phi (Sampit ‐ P raya)

150 kV

Buntok

Sampit PLTGU Bangkanai

COD

Pengembangan Gardu Induk Di luar sistem Barito terdapat banyak sistem isolated relatif kecil dan berlokasi saling berjauhan yang dipasok PLTD minyak. Pengembangan gardu induk ini dimaksudkan untuk mendukung interkoneksi sistem isolated tersebut dengan sistem Barito yang selanjutnya disebut sistem Kalselteng dengan transmisi 150 kV. Pengembangan grid tersebut juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan pasokan dan menurunkan biaya pokok produksi. Gardu induk yang akan dibangun pada tahun 2011-2020 tersebar di 8 lokasi dengan daya 330 MVA, termasuk trafo untuk perluasan, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 39 juta seperti ditunjukkan pada tabel B4.6.

587

Tabel B4.6 Rencana pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Nama Gardu Induk Kasongan Kasongan Sampit (GI Baru) Palangkaraya Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Sampit Ext LB Buntok (GI Baru) Muara Teweh (GI Baru) Buntok Ext LB Muara Teweh Ext LB (PLTG) Sampit Palangkaraya (GI Baru) Palangkaraya New Ext LB Kuala Kurun (GI Baru) Puruk Cahu (GI Baru) Pangkalan Bun (GI Baru) Muara Teweh Ext LB Sampit Ext LB (PLTU )

Tegangan

Baru/Extension

Kapasitas (MVA)

Anggaran (juta USD)

COD

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New New New Extension New Extension New New Extension Extension Extension New Extension New New Extension Extension Extension

30 4LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 30 30 30 2 LB 2 LB

2,62 5,24 2,62 1,23 2,62 1,23 2,62 2,62 1,23 1,23 2,10 3,34 1,23 2,62 2,62 1,39 1,23 1,23

2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015

Jumlah

330 39,04

Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, dilakukan juga rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan, seperti ditunjukkan pada tabel B4.8. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 11.547 kms JTM, 5.706 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 230 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B4.7. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 60.000 ribu pelanggan baru selama 2011. Pada periode berikutnya akan disambung sekitar 18.500 pelanggan setiap tahunnya.

588


JTR

Trafo

2011

kms 2,208

kms 1,294

MVA 43

2012

792

464

15

15,010

2013

740

391

17

15,782

2014

766

380

18

16,595

2015

860

415

19

17,450

2016

966

455

20

18,348

2017

1,085

499

22

19,293

2018

1,219

547

24

20,287

2019

1,371

600

25

21,332

2020 2011-2020

1,540

659

27

22,431

11,547

5,706

230

226,341

Tahun

Pelanggan 59,813

B4.4 Sistem Kelistrikan Barito dan Sistem-Sistem Isolated Sistem Barito Permasalahan ketidakcukupan pasokan pembangkit di sistem Barito sudah berlangsung cukup lama dan PLN pada saat ini tengah berupaya membangun PLTU batubara yang diprogramkan dalam proyek percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap 1 (FTP1), yaitu PLTU Pulang Pisau, dan beberapa PLTU lain yang ditunjukkan pada tabel B4.5. Progres pembangunan PLTU tersebut lebih lambat daripada yang direncanakan, sehingga dilakukan sewa PLTD jangka pendek. Sistem Isolated Sistem kelistrikan yang kecil pada daerah terpencil yang pada saat ini dipasok oleh PLTD minyak pada dasarnya akan diambil oleh jaringan intekoneksi Kalimantan dengan grid extension, kecuali sistem isolated yang berlokasi sangat jauh dari grid dimana direncanakan PLTU skala kecil, misalnya PLTU Kuala Pambuang.

589

B4.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 sebagaimana diperlihatkan pada tabel B4.8. Tabel B4.8 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

742 817 888 966 1.053 1.148 1.253 1.369 1.497 1.638 Jumlah

844 924 1.044 1.135 1.236 1.347 1.469 1.603 1.751 1.915

Beban Puncak (MW) 127 152 174 187 201 217 234 252 272 294

Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 14 286 120 70

GI (MVA) 30 30 120 120 30

3

200 693

590

330

Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 348 928 452 240 1.968

80,1 60,3 441,4 192,1 89,5 23,6 33,1 29,2 32,5 316,1 1.297,9

LAMPIRAN B.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TIMUR B5.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini

Sistem kelistrikan di Kalimantan Timur secara keseluruhan masih didominasi oleh pembangkit-pembangkit berbahan bakar minyak, sehingga biaya pokok produksi masih relatif tinggi. Peta kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur ditunjukkan pada Gambar B5.1. Kapasitas terpasang keseluruhan sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Timur pada tahun 2010 sekitar 495 MW dengan daya mampu sekitar 401 MW dan beban puncak 340 MW. Sedangkan untuk sistem Mahakam pada tahun yang sama, daya mampu sekitar 274 MW dengan beban puncak 243 MW sesuai tabel B5.1. Sistem kelistrikan yang paling berkembang di Provinsi Kalimantan Timur adalah sistem Mahakam, yaitu sebuah sistem interkoneksi tegangan tinggi 150 kV yang melayani kota Samarinda, Balikpapan dan Tenggarong. Sistem Mahakam dipasok dari beberapa jenis pembangkit yaitu PLTU, PLTD, PLTGU dan PLTG dengan daya terpasang pada Oktober 2011 mencapai 405 MW, daya mampu sekitar 280 MW dan beban puncak 261 MW. Kapasitas tersebut termasuk pembangkit sewa untuk memenuhi kebutuhan beban yang terus meningkat. Kalimantan Timur saat ini tidak lagi mengalami defisit daya sepanjang tidak menambah pelanggan besar baru. Sistem kelistrikan di beberapa wilayah di Kabupaten lain, yaitu Kabupaten Berau, Nunukan, Bulungan, Malinau, Sangatta, Kota Bontang, Melak, Kotabangun, Petung, dan Tanah Grogot masih dilayani dengan sistem jaringan tegangan menengah 20 kV dan dipasok dari PLTD HSD. Khusus untuk kota Bontang dan Petung, selain PLTD HSD juga sebagian telah dipasok menggunakan PLTMG berbahan bakar gas alam. Kemampuan daya di sistem kelistrikan ini masih mengalami keterbatasan akibat dalam beberapa tahun terakhir hampir tidak ada penambahan pembangkit baru, sedangkan beban yang ada tumbuh dengan cepat. Akibatnya pada waktu-waktu tertentu masih terjadi pemadaman secara terbatas, utamanya bila ada salah satu pembangkit yang mengalami gangguan. Sedangkan di beberapa daerah lain yang berpenduduk relatif sedikit, sistem kelistrikannya masih sangat kecil dan dilayani dengan jaringan tegangan rendah 220 volt yang tersambung langsung dari PLTD setempat.

591

Gambar B5.1 Peta kelistrikan di Provinsi Kaltim

Tabel B5.1 Kondisi kelistrikan per Sistem per akhir tahun 2010

No

SISTEM

Daya (MW) Mampu

Beban Puncak

1

Mahakam

274

243

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Petung Tanah Grogot Kotabangun Melak Bontang Sangatta Berau Bulungan Nunukan Malinau

11,2 8,05 2,2 7,1 26 11,7 15,4 5,13 5,2 4,4

0,6 8 1,89 5,9 15,7 10,01 6,96 5,05 4,7 3,3

592

DAERAH PELAYANAN Samarinda, Balikpapan, Tenggarong, Samboja dan Muara Jawa Penajam, dan Petung Tanah Grogot dan Kuaro Kotabangun Melak Bontang Sangatta Tanjung Redeb Tanjung Selor Nunukan Malinau

Rasio elektrifikasi di Provinsi Kalimantan Timur tahun 2010 adalah 67%, termasuk masyarakat yang dilistriki secara swadaya oleh perusahaan swasta dan pengguna PLTS. B5.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Kalimantan Timur Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur2 selama 5 tahun terakhir tumbuh cukup tinggi, yaitu rata-rata 8,3% per tahun. Pertumbuhan tertinggi adalah pada sektor bisnis (10,9% per tahun), sedangkan terendah adalah pada sektor industri yang tumbuh negatif (-2,2% per tahun). Pertumbuhan ekonomi Provinsi Kaltim selama 2006–2010 relatif rendah, yaitu hanya rata-rata 3,32% per tahun, sedangkan untuk pertumbuhan ekonomi non migas cukup tinggi sebesar 8,03%. Dalam beberapa tahun terakhir, kondisi sistem kelistrikan di Kaltim tidak mampu mengimbangi pertumbuhan beban listrik yang begitu tinggi karena banyak proyek PLTU batubara yang semula akan dibangun oleh investor swasta ternyata banyak yang tidak terwujud. Akibatnya daftar tunggu terutama konsumen industri dan bisnis menumpuk. Adanya daftar tunggu ini membuat tambahan beban yang akan datang diperkirakan akan naik sangat tinggi setelah PLTU batubara baru beroperasi. Mengacu pada realisasi penjualan tenaga listrik PLN selama lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu calon pelanggan yang cukup besar, dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 ditunjukkan pada tabel B5.2. Daftar tunggu konsumen besar di Kalimantan Timur direncanakan dapat dilayani setelah pembangkit-pembangkit baru skala cukup besar beroperasi.

2

Tidak termasuk Tarakan

593

Tabel B5.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh)

Produksi (GWh)

Beban Puncak (MW)

Jumlah Pelanggan

2.131,6

2.367,1

402,1

499.605

2.396,1

2.659,4

451,4

533.923

2.820,2

3.172,7

536,8

596.352

3.299,8

3.710,2

628,7

666.731

3.707,1

4.165,8

714,6

743.684

4.045,2

4.543,2

783,7

796.919

4.398,8

4.937,7

856,2

851.876

4.775,1

5.357,3

933,8

910.577

5.183,4

5.812,1

1.018,7

975.553

5.610,8

6.287,9

1.107,9

1.042.729

11,2%

11,2%

11,7%

8,0%

B5.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Sebagai upaya untuk memenuhi kebutuhan beban yang tinggi di Provinsi Kalimantan Timur, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi dan distribusi, dengan mempertimbangkan ketersediaan potensi energi primer setempat. Kalimantan Timur merupakan lumbung energi primer, sebagai daerah penghasil batubara dan migas dalam jumlah besar. Potensi Energi Primer Sumber energi primer di Kalimantan Timur tersedia dalam jumlah besar. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Pemprov Kalimantan Timur, sumber energi yang ada meliputi : - Cadangan batubara mencapai 25 milyar ton dengan tingkat produksi mencapai 120 juta ton per tahun, - Cadangan gas bumi mencapai 46 TSCF dengan produksi 2 TSCF per tahun, - Cadangan minyak bumi di Kalimantan Timur sebesar 985 MMSTB dan produksinya mencapai 57 MMSTB per tahun, - Potensi gas metan batubara (CBM) sebesar 108 TSCF,

594

- Potensi tenaga air yang cukup besar, antara lain 1.500 MW di Kayan, Tanjung Selor sekitar 300 km dari Sangatta, dan 205 MW di Tabang, Kutai Kartanegara sekitar 214 km dari Tenggarong, yang perlu distudi lebih lanjut. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, direncanakan tambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 1.661 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B5.3 berikut. Tabel B5.3 Rencana Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

PROYEK Sebatik Tanjung Selor Malinau Tanjung Redeb Kaltim (FTP 2) Melak Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) Sangatta Sangatta Tanjung Redeb (Ekspansi) Sangatta (Peaking) Malinau Ekspansi Tana Tidung (Peaking) Nunukan Melak Berau Kelai #1&2 Kaltim (Peaking) Nunukan Ekspansi Berau Benuo Taka Arena Maju Bersama Bontang Kariangau Melak Lati (Ekspansi) Kotabangun Mahakam (Senipah) Tanah Grogot (Terkendala) Tana Tidung Kaltim (MT) Nunukan Embalut (Ekspansi) Tana Tidung Kaltim-2 (FTP2) Kaltim (PPP)

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Sewa Sewa Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTS PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTMG PLTU PLTD PLTMG PLTMG PLTMG PLTA PLTG PLTMG PLTMG PLTMG PLTD XPLTG XPLTU PLTGB PLTU PLTGB PLTG PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU

0,3 2x7 2x3 2x7 2x50 2x7 2x110 2x7 7 14 2x5 2x3 2x1 2x3 3x3 10 2x75 50 2x3 5 2x3,2 3x7,5 100 2x120 6 5 3 2x41 2x7 4 2x27,5 2x7 50 2 2x100 2x100

2011 2012 2012 2012 2013 2013/14 2014 2014 2017 2015 2015/20 2015/18 2016/19 2016 2016/18/20 2016 2018/19 2018 2018 2019 2011/12 2011/12/13 2012 2013 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015/16 2017

On Going On Going Rencana On Going On Going Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going Rencana Rencana On Going Rencana On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going Rencana

Total Kapasitas

1.661

595

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Beban sistem kelistrikan Kalimantan Timur sudah cukup besar tetapi masih banyak daerah yang belum terjangkau oleh sistem Mahakam. Sebagai upaya untuk menurunkan penggunaan BBM dan pengembangan kelistrikan, di daerah-daerah terpencil yang masih menggunakan PLTD secara bertahap akan diupayakan untuk dibangun jaringan transmisi 150 kV dan diinterkoneksikan dengan sistem Mahakam. Sampai dengan tahun 2020, direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 1.535 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 175.3 juta seperti ditampilkan dalam tabel B5.4. Tabel B5.4. Rencana Pengembangan Transmisi di Kaltim No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Dari 112342001 112342002 112342003 112342004 112342005 112342006 112342007 112342008 112342009 112342010 112342011 112342012 112342013 112342014 112342015 112342016 112342017

Karang Joang Kuaro Bontang GI Sembera PLTG Senipah Petung PLTU Teluk Balikpapan Up rating Teluk Balikpapan PLTU Kaltim 2 (FTP‐2) PLTG Senipah Harapan Baru Tenggarong New Samarinda PLTU Kaltim (PPP) Bontang Berau PLTA Kelai

Ke

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Panjang (kms) 2cct, ACSR 2x240 mm2 310 2cct, ACSR 2 x 240 mm2 93 2cct, ACSR 2x240 mm2 180 2cct, ACSR 2x240 mm2 14 2 cct, ACSR 2x240 mm2 90 2cct, ACSR 2 x 240 mm2 6 4cct, ACSR 2x240 mm2 8 2cct, ACSR 2xZebra 16 2 cct, ACSR 2x240 mm2 30

Anggaran (juta USD) 38.0 11.4 22.1 1.7 11.0 0.7 0.5 1.6 3.7

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 cct, ACSR 2x240 mm2 Up rating ke Twin Hawk 2cct, ACSR 1x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 1x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2

9.3 5.3 9.8 2.0 1.0 11.0 14.2 31.9

2014 2014 2014 2017 2017 2018 2018 2018

Tegangan

Kuaro Perbatasan Sambutan incomer Sambutan ‐ Bontang Incomer 1 pi (Manggar Sari‐Industri) Incomer 2 phi (Karjo ‐ Kuaro) Incomer 2 phi (Karjo ‐ Kuaro) K. Joang Bontang Bukuan/Palaran Bukuan Kota Bangun Sambutan Incomer 2 pi (Senipah‐Bukuan) Sangata Tanjung Selor Sangata

Konduktor

Jumlah

120 24 110 16 8 90 160 260

1,535.0 175.3

COD

Pengembangan Gardu Induk Seiring dengan pembangunan transmisi 150 kV untuk memenuhi pertumbuhan beban, direncanakan akan dibangun GI 150 kV di 12 lokasi tersebar termasuk perluasannya dengan kapasitas total 1.190 MVA seperti pada tabel B5.5. Rencana pengembangan GI baru untuk menggantikan PLTD adalah GI Kuaro/Tanah Grogot, GI Petung, GI Bontang dan GI Sangatta. Sedangkan rencana pengembangan GI baru terkait dengan proyek pembangkit adalah GI PLTG Sembera dan GI Kariangau.

596

Rencana GI baru untuk mengantisipasi GI yang sudah tidak dapat dikembangkan lagi adalah GI New Industri dan GI New Samarinda. Pengembangan GI lainnya merupakan pengembangan dari rencana GI baru. Tabel B5.5 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

Gardu Induk Bukuan/Palaran Ext LB Sambutan Bukuan/Palaran Karang Joang/Giri Rejo Ext LB Kuaro / Tanah Grogot Petung Sambutan Ext LB Bontang GI PLTG Sambera Industri/Gunung Malang Sei Kleidang / Harapan Baru Tengkawang/Karang Asem Sambutan Bontang Bontang Ext LB Kariangau / Tel. Balikpapan Tenggarong / Bukit Biru Kota Bangun Kariangau / Teluk Balikpapan Berau / Tj Redep Bulungan / Tj Selor New Industri Berau / Tj Redep Sambutan Kuaro / Tanah Grogot Bontang New Industri New Samarinda Sangatta Sambutan Ext LB Petung New Samarinda Sambutan New Industri Sei Kleidang / Harapan Baru Tenggarong / Bukit Biru

Tegangan

Baru/Extension

150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Extension New Ekst Relocating Extension New (4 LB) New Extension New New (4 LB ‐ 2x30) Uprating Extension Extension Extension Extension Extension New Extension New Extension New New New Extension Extension Extension Extension Extension New New Ekstension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

Jumlah

Daya (MVA) 2 LB 30 20 2 LB 30 30 2 LB 30 60 60 60 60 30 30 2 LB 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30

Anggaran (juta USD) 1,23 2,62 0,52 1,23 3,85 1,75 1,23 2,62 4,57 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,23 2,62 1,39 1,75 1,39 2,62 2,62 2,62 1,39 2,10 1,39 1,39 2,10 2,62 2,62 1,23 1,39 1,39 2,10 2,10 2,10 1,39

1.190 70,27

597

COD 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2020

GI Bontang U G

ACSR 2X240 mm 2 90 km (2012)

PLTU Tanjungselor 2x7 MW (2014/15)

GI Kotabangun

ACSR 1X240 mm 2 50 km (2018)

U

GI Tenggarong

PLTU CFK 2x25 MW

GI Semberah

G

U

GU PLTGU Batakan 2x25 MW

Samarinda GI Tengkawang ACSR 1X240 mm 2 60 km (2018)

PLTG Sewa 100 MW (2012)

PLTU Embalut (Exp) 1x50 MW (2014)

U

PLTU Kaltim-2 FTP2 2x100 MW (2016/17)

GI Harapan Baru

GI Sambutan

GI Palaran/Bukuan ACSR 2X240 mm 2 30 km (2013)

PLTU Tanjungredep 2x7 MW (2012/13)

U U U

ACSR 2X240 mm 2 30 km (2013)

G

GI Karang Joang

ACSR 2X240 mm 2 155 km (2012)

GI Petung

ACSR 2X240 mm 2 40 km (2012)

PLTU Kaltim (PPP) 2x100 MW (2017/18) PLTU Kaltim (MT) 2x27,5 MW (2014)

PLTG Mahakam/Senipah 2x40 MW (2013)

GI Manggarsari

GI Industri U Balikpapan U PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP-1 2x100 MW (2013/14) PLTU Sewa Kariangau 2x120 MW (2013)

GI Kuaro ACSR 2X240 mm 2 93 km (2012)

Gambar B5.2 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi Kaltim

Pengembangan Distribusi Rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan selama kurun waktu 2011-2020 sebagaimana ditunjukkan pada tabel B5.6, untuk mendukung rencana penambahan pelanggan baru rata-rata 56.200 sambungan per tahun. Jaringan distrubusi yang akan dibangun meliputi JTM sepanjang 24.089 kms, JTR sekitar 30.125 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 1.260 MVA.

598

Tabel B5.6. Rincian Pengembangan Distribusi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 636

kms 495

MVA 54

2012

1,658

2,756

94

34,319

2013

2,474

3,898

176

62,429

2014

3,113

4,855

180

70,379

2015

2,332

2,843

138

76,953

2016

2,220

2,577

110

53,236

2017

2,452

2,774

115

54,957

2018

2,734

3,020

122

58,701

2019

3,080

3,332

133

64,976

2020

3,389

3,574

138

67,176

2011-2020

24,089

30,125

1,260

561,765

Tahun

Pelanggan 18,641

B5.4 Sistem Kelistrikan Isolated Kabupaten Tana Tidung Kabupaten Tana Tidung merupakan kabupaten baru dan mulai resmi beraktivitas pada tahun 2007 dengan luas wilayah 4.828 km2 dengan jumlah penduduk 28 ribu jiwa. Rencana pengembangan kelistrikan di Kabupatan Tana Tidung dimasukkan dalam kelompok sistem isolated tersebar karena beban puncak masih di bawah 1 MW. Selanjutnya akan dilakukan studi untuk membangun jaringan distribusi 20 kV dari Tana Tidung ke Malinau setelah PLTU 2 x 3 MW beroperasi. Sistem Kelistrikan Daerah Terpencil Sistem kelistrikan skala sangat kecil di daerah terpencil yang sangat jauh dari pusat beban saat ini direncanakan untuk dipasok dengan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) melalui kerja sama dengan Pemerintah Daerah. Untuk daerah-daerah yang memiliki potensi pembangkit listrik tenaga mikro hidro (PLTMH), Pemerintah Daerah atau Satuan Kerja Listrik Perdesaan berencana akan membangun PLTMH dan pengelolaannya diserahkan ke penduduk setempat.

599

Sistem Kelistrikan Daerah Perbatasan Ada dua kabupaten di Kalimantan Timur yang berbatasan langsung dengan Sabah, Malaysia yaitu Nunukan dan Malinau. Wilayah Indonesia di daerah perbatasan sebagian besar masih belum berlistrik. Untuk melistriki daerah perbatasan tersebut, PLN akan membangun PLTMG dengan memanfaatkan gas yang terdapat di Sembakung/ Sebaung di daratan Kaltim dan listriknya akan disalurkan ke Nunukan dan Sebatik melalui jaringan kabel laut 20 kV. Selain itu PLN berencana akan melakukan bekerja sama dengan Pemerintah Daerah dan Satuan Kerja Listrik Perdesaan untuk mambangun PLTMH dan PLTS. PLN tengah berupaya untuk mendapatkan pasokan gas alam, termasuk gas skala kecil, untuk pembangkit listrik setempat untuk menggantikan penggunaan BBM.

B5.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B5.7 Tabel B5.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

Sales (GWh)


Produksi Beban Pembangkit (GWh) Puncak (MW) (MW)

GI (MVA)

Transmisi Anggaran (kms) (juta USD)

2011

2,132

2,367

402

17

50

2012

2,396

2,659

451

145

210

717

242.8

2013

2,820

3,173

537

463

240

30

263.2

2014

3,300

3,710

629

360

60

144

664.4

2015

3,707

4,166

715

124

90

-

284.9

2016

4,045

4,543

784

120

30

-

227.4

2017

4,399

4,938

856

207

210

24

389.3

2018

4,775

5,357

934

137

30

620

297.0

2019

5,183

5,812

1,019

81

240

-

113.0

2020

5,611

6,288

1,108

8

30

-

114.2

1,661

1,190

Jumlah

600

-

1,535

33.3

2,629.6

LAMPIRAN B.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI UTARA

B6.1 Kondisi Kelistrikan Sulawesi Utara Saat Ini Kelistrikan Daratan Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara daratan pada akhir tahun 2010 mempunyai beban puncak sekitar 167 MW. Sistem kelistrikan ini dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, yakni PLTA, PLTP dan PLTD yang disalurkan melalui sistem transmisi 70 kV dan 150 kV dengan 12 gardu induk (GI), yaitu GI Ranomuut, Teling, Sawangan, Bitung, Tonsea Lama, Tomohon, Kawangkoan, Lopana, Tasikria, Likupang, Otam dan Lolak. Kapasitas terpasang seluruh GI adalah 290 MVA. Tabel B6.1 berikut adalah rincian pembangkit eksisting dan peta sistem kelistrikan dimaksud termasuk rencana pengembangannya ditunjukkan pada gambar B6.1.

Gambar B6.1 Peta kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara

601

Tabel B6.1. Kapasitas Pembangkit di Sulut Daratan No

Pembangkit

Pemilik

Bahan Bakar

Daya (MW) Terpasang

Mampu

1

PLTA Tonsealama

PLN

Hydro

14,38

13,00

2

PLTA Tanggari I

PLN

Hydro

18,00

16,30

3

PLTA Tanggari II

PLN

Hydro

19,00

17,00

4

PLTD Bitung

PLN

HSD

56,52

28,00

5

PLTD Lopana

PLN

HSD

10,00

9,00

6

PLTP Lahendong I

PLN

Geothermal

20,00

20,00

7

PLTP Lahendong II

PLN

Geothermal

20,00

20,00

8

PLTP Lahendong III

PLN

Geothermal

20,00

20,00

9

PLTM Poigar I

PLN

Hydro

2,40

2,40

10

PLTM Lobong

PLN

Hydro

1,60

1,60

11

PLTD Kotamobagu

PLN

HSD

8,02

4,65

12

PLTD Sewa Minahasa

Sewa

HSD

35,00

35,00

13

PLTD Sewa Kotamobagu

Sewa

HSD

11,00

11,00

14

PLTM Mobuya

IPP

Hydro

3,00

3,00

15

PLTD Molibagu

PLN

HSD

2,73

1,13

241,65

202,08

Total Sistem

Kelistrikan Pulau-Pulau Di Provinsi Sulawesi Utara terdapat beberapa pulau yang berlokasi dekat dengan daratan Sulut maupun sejumlah besar pulau-pulau yang tersebar hingga ke perbatasan Filipina, seperti Miangas di kabupaten Talaud, Marore di kabupaten Sangihe, serta pulau-pulau kecil lainnya. Kelistrikan di seluruh pulau tersebut dipasok dari PLTD dan 1 PLTM di pulau Sangihe, menggunakan jaringan tegangan menengah 20 kV. Sistem di pulau-pulau yang relative besar adalah sistem Sangihe dengan beban puncak sekitar 5,82 MW. Daftar pembangkit di pulau-pulau tersebar dengan beban relative besar sebagaimana diperlihatkan pada tabel B6.2. Selain itu masih terdapat cukup banyak sistem-sistem sangat kecil yang langsung terhubung ke beban menggunakan jaringan 220 volt dan lokasinya tersebar.

602

Tabel B6.2 Kapasitas Pembangkit Pulau-Pulau Tersebar No

Pembangkit

Pemilik

Bahan Bakar

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

PLTD Tahuna PLTD Peta PLTD Lesabe PLTD Tamako PLTM Ulupeliang PLTB Malamenggu PLTD Sewa (Peta) PLTD Ondong PLTD Lirung PLTD Tagulandang PLTD Beo PLTD Melongnguane PLTD Mangaran PLTD Essang PLTD Tersebar Cab Manado PLTD Tersebar Cab Tahuna Jumlah

PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN

HSD HSD HSD HSD Hydro Bayu HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD

Daya (MW) Terpasang 5.962 0 1.022 1.260 1.000 80 2.800 4.760 2.510 1.770 1.450 1.850 900 850 2.420 1.540

Mampu 3.615 0 840 900 915 0 2.500 3.055 1.665 1.320 1.140 1.400 615 650 2.143 1.204

30.174

21.962

B6.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Setelah kegiatan berskala internasional “World Ocean Conference” sukses dilaksanakan pada tahun 2009, Sulawesi Utara kini sedang giat menyiapkan infrastruktur untuk pengembangan industri pengolahan hasil laut dan pelabuhan internasional serta menjadikan Sulawesi Utara sebagai daerah tujuan wisata internasional. Dengan demikian ekonomi Sulawesi Utara diharapkan akan tumbuh lebih cepat terutama pada sektor industri pariwisata dan perhotelan. Hal tersebut akan berdampak langsung kepada peningkatan kebutuhan energi listrik. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir termasuk memperhitungkan adanya daftar tunggu calon pelanggan baru yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada tabel B6.3.

603

Tabel B6.3 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sulawesi Utara

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh) 973,4 1.068,3 1.172,7 1.287,4 1.413,5 1.552,4 1.705,2 1.873,5 2.058,6 2.267,3

Produksi (GWh) 1.120,2 1.226,3 1.342,7 1.470,5 1.610,7 1.765,1 1.934,6 2.120,8 2.325,3 2.556,2

9,7%

9,4%

Beban Puncak (MW) 209,4 227,4 247,0 268,3 291,6 317,0 344,8 375,0 408,0 445,1 8,5%


B6.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut.

Potensi Energi Primer Sulawesi Utara memiliki potensi sumber energi terbarukan yang cukup besar berupa panas bumi hingga 700 MW yang tersebar di Lahendong, Tompaso dan Kotamobagu (gunung Ambang). Dari potensi panas bumi tersebut, yang dieksploitasi baru sebesar 78 MW yaitu di Lahendong unit 1, 2, 3 dan 4 dan berpeluang untuk dikembangkan adalah potensi sebagaimana terdapat pada table B6.4, termasuk potensi tenaga air. Kendala yang dihadapi untuk mengembangkan potensi panas bumi dan tenaga air tersebut adalah masalah status lahan, dimana sebagian besar potensi tersebut berada di kawasan cagar alam Kotamobagu (Gunung Ambang). Namun demikian dengan terbitnya PP No. 10/2010 dan PP No. 28/2011, PLN bersama instansi terkait berencana mengusulkan kepada Menteri Kehutanan untuk pengalihan status sebagian cagar alam gunung Ambang menjadi Taman Wisata Alam. Perubahan 604

status lahan ini akan membuka peluang bagi PLN untuk mengembangkan potensi energi terbarukan di lokasi tersebut. Beberapa lokasi yang dapat dikembangkan potensinya menjadi PLTA adalah Poigar II (30 MW), Poigar III (20 MW), Poigar IV (14 MW). Sumber energi terbarukan yang tersedia di pulau-pulau berupa tenaga angin dan radiasi matahari. Karakteristik tenaga angin yang cenderung tidak kontinu dan radiasi matahari yang efektifitasnnya cukup rendah memerlukan penerapan sistem pembangkit baik photo voltaic maupun tenaga bayu dengan desain khusus, pengembangan pembangkit di pulau-pulau ke depan diprioritaskan menggunakan sistem hibrid (interkoneksi dengan PLTD eksisting).

Tabel B6.4 Potensi Energi Terbarukan Air dan Panas Bumi Potensi Tenaga Air No

Nama Proyek

Interkoneksi ke Sistem

Lokasi

Potensi (MW)

Wulurmahatus /Modoinding

30,0

Sistem Minahasa Sistem Minahasa

Jarak Kit ke Sistem

Status

1

Poigar II

2

Poigar III

Wulurmahatus /Modoinding

20,0

3

Woran

Woran/Tombasian

0,6

Sistem Minahasa

0,10

SSI

4

Morea

Morea / Belang

0,6

Sistem Minahasa

1,00

SSI

5

Molobog

Molobog / Kotabuan

0,6

Sistem Minahasa

1,00

SSI

6

Lobong II

Bilalang IV/ Passi

0,5

Sistem Minahasa

4,00

SSI

7

Apado

Bilalang IV/ Passi

0,3

Sistem Minahasa

0,55

SSI

8

Kinali

Otam /Pasi

1,2

Sistem Minahasa

1,00

SSI

9

Bilalang

Bilalang I/ Pasi

0,3

Sistem Minahasa

0,40

SSI

10

Salongo

Salongo / Bolaang Uki

0,9

Sistem Minahasa

5,50

SSI

11

Tangangah

Tengangah/ Bolaang Uki

1,2

Sistem Minahasa

1,20

SSI

12

Milangodaa I

Milangodaa I/ Bolaang Uki

0,7

Sistem Minahasa

4,50

FS Tahun 2008

13

Milangodaa II

Milangodaa II/ Bolaang Uki

0,7

Sistem Minahasa

5,00

FS Tahun 2008

14

Pilolahunga

Mamalia/ Bolaang Uki

0,8

Sistem Minahasa

2,50

SSI

15

Ulupeliang II

Ulung Peliang/ Tamako

0,3

Sistem Tahuna

1,50

SSI

16

Belengan

Belengan /Manganitu

1,2

Sistem Tahuna

0,05

SSI

Jarak Kit ke Sistem

Status

Jumlah Potensi Air

59,7

Potensi Panas Bumi No

Nama Proyek

Lokasi

Potensi (MW)

Interkoneksi dengan Sistem

21

Lahendong V

Tompaso

20,0

Sistem Minahasa

On Going

22

Lahendong VI

Tompaso

20,0

Sistem Minahasa

On Going

23

Gunung Ambang

Kotamobagu

400,0

Sistem Minahasa

Pra FS

Jumlah Potensi Panas Bumi

440

Potensi tenaga air: Studi potensi hidro oleh PLN PI Sarana Fisik dan Fasilitas Penunjang, 1994 Potensi panas bumi: Distamben Prov Sulut, 2006

605

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 direncanakan tambahan 16 unit pembangkit baru dengan kapasitas total 559 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTP, PLTA, PLTMH, PLTU batubara, serta PLTG peaking. Tabel B6.5 berikut menampilkan rincian rencana pengembangan pembangkit di Provinsi Sulawesi Utara. Tabel B6.5 Pengembangan Pembangkit di Sulawesi Utara No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Lahendong IV

PLN

PLTP

20

2011

On Going

2

Sulut II (FTP 1) / Amurang

PLN

PLTU

2x25

2011/12

On Going

3

Minahasa GT (Peaking)

PLN

PLTG

3x25

2012/17/19

Rencana

4

Talaud

PLN

PLTU

2x3

2013/14

Rencana

5

Sulut I (FTP 1)

PLN

PLTU

2x25

2014

Rencana

6

Lelipang/Belengan

PLN

PLTM

2x0,6

2014

Rencana

7

Duminanga

PLN

PLTM

1x0,5

2014

Rencana

8

Kotamobagu I (FTP 2)

PLN

PLTP

2x20

2016

Rencana

9

Kotamobagu II (FTP 2)

PLN

PLTP

2x20

2016

Rencana

10

Sawangan

PLN

PLTA

2x8

2015

Rencana

11

Amurang

Sewa

XPLTU

2x25

2013

Rencana

12

Tahuna (FTP 2)

Swasta

PLTGB

8

2013

Rencana

13

Lahendong V (FTP 2)

Swasta

PLTP

20

2014

Rencana

14

Sulut I - Kema

Swasta

PLTU

2x25

2014/15

On Going

15

Lahendong VI (FTP 2)

Swasta

PLTP

20

2015

Rencana

16

Tahuna

Swasta

PLTGB

3

2017

Rencana

17

Sulut (PPP)

Swasta

PLTU

2x55

2018

Rencana

Total Kapasitas

559,7

Selain daftar rencana tersebut diatas, juga diberikan peluang pengembangan pembangkit skala kecil lainnya yang berbasis energi terbarukan seperti PLTMH, PLTS jenis terkonsentrasi /komunal serta PLT biomas.

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Kondisi beban sistem kelistrikan Sulut sudah cukup besar dan untuk menjangkau daerah yang semakin jauh, direncanakan pengembangan transmisi menggunakan tegangan 150 kV dan 70 kV. Berdasarkan proyeksi beban dan kondisi geografis di Sulawesi Utara, sampai dengan tahun 2020 jaringan transmisi 150 kV dan 70 kV yang 606

akan dibangun sepanjang 463 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 48 juta seperti ditampilkan pada tabel B6.7. Tabel B6.7 Pembangunan Transmisi 150 kVdan 70 kV No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang Anggaran (kms) (juta USD)

COD

1

PLTU Sulut II (FTP1)

Lopana

150 kV


36 4,4

2011

2

Lopana

Teling (GIS)

150 kV


96 8,5

2011

3

Teling (GIS) Ranomut Baru (Paniki)

Ranomut Baru (Paniki) Tanjung Merah (Kema)

150 kV


16 1,4

150 kV


60 5,3

2012 2012

Bintauna Likupang

Tapping (Lolak ‐ Buroko) Bitung

150 kV


4 0,4

70 kV


32 5,7

PLTP Lahendong V & VI (FTP2) Otam

Kawangkoan Molibagu

150 kV


1 0,1

150 kV


132 11,7

PLTG Minahasa Bitung

Likupang Likupang

150 kV


1 0,1

70 kV


32 5,7

PLTP Kotamobagu (FTP2) PLTA Sawangan

Otam Sawangan

150 kV


32 2,8

12

70 kV


1 0,1

2015 2015

13

PLTU Sulut I (IPP)


150 kV


20 1,8

2018

Jumlah

463 48,1

4 5 6 7 8 9 10 11

2012 2012 2013 2014 2014 2014

Pengembangan Gardu Induk (GI) Sejalan dengan rencana pengembangan transmisi, gardu induk yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 termasuk perluasannya adalah GI 150 kV tersebar di 17 lokasi dan GI 70 kV di 2 lokasi dengan kapasitas trafo total sekitar 620 MVA. Dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 44 juta sebagaimana ditunjukkan pada tabel B6.8. Khusus kota Manado dimana harga tanah untuk membangun GI telah semakin mahal dan sulit didapat, pada masa yang akan datang akan menerapkan GI jenis gas insulated switchgear (GIS) seperti yang sedang dibangun di Teling Baru. Sedangkan untuk GI yang masih jauh di luar kota Manado akan menggunakan tipe outdoor karena secara ekonomi masih lebih menguntungkan dari pada tipe GIS.

607

Tabel B6.8 Pengembangan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Gardu Induk Teling (GIS) Teling (GIS) Tomohon (IBT) Kema / Tanjung Merah Paniki Teling (IBT) Bintauna (Tap) Kawangkoan Paniki Tomohon Otam Teling Kema / Tanjung Merah Molibagu Sawangan Teling Otam Paniki Kema / Tanjung Merah Teling

Tegangan

Baru/Extension

Daya (MVA)

Anggaran (juta USD)

COD

150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New New Extension New New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension

30 30 60 30 30 60 10 30 30 30 30 30 30 20 30 20 30 30 30 30

4,00 2,62 2,62 2,62 2,62 2,62 2,27 1,90 1,90 1,63 1,90 1,90 1,90 2,62 1,63 1,38 1,90 1,90 1,90 1,90

2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2017 2018 2019 2019 2019

Jumlah

620

43,76

Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dimaksudkan untuk memenuhi rencana tambahan pelanggan baru sekitar 154 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020 atau rata-rata 15.400 sambungan setiap tahun. Pengembangan jaringan distribusi tersebut belum termasuk adanya rencana interkoneksi dari daratan Sulawesi Utara dengan pulau kecil yang berdekatan, dimana dalam implementasinya akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.394 kms JTM, 2.015 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 389 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B6.9.

608


JTR

Trafo

2011

kms 144

kms 209

MVA 42

2012

124

179

33

14,089

2013

127

184

35

14,476

2014

130

188

36

14,816

2015

133

193

37

15,180

2016

137

198

38

15,571

2017

140

202

39

15,929

2018

143

206

41

16,251

2019

145

210

42

16,554

2020 2011-2020

171

247

47

19,449

1,394

2,015

389

154,641

Tahun

Pelanggan 12,325

B6.4 Sistem Kelistrikan di Kepulauan Gugusan kepulauan di Sulawesi Utara merupakan bagian dari Sabuk Wallacea, sebagian pulau memiliki gunung berapi. Jarak antar pulau cukup jauh dan transportasi laut yang digunakan masih sebatas kapal motor berkapasitas kecil, kecuali untuk pulau Sangihe, Talaud, dan Siau. Akses untuk mendapatkan energi primer dari luar sangat dipengaruhi oleh kondisi cuaca terutama gelombang laut. Sebagian besar mata pencaharian dari penduduk di kepulauan tersebut adalah nelayan tradisional dan hanya mengandalkan hasil laut. Di Kabupaten Talaud terdapat empat pulau terdepan dari wilayah NKRI, yakni pulau Miangas, Marore, Marampit dan pulau Karatung. Mengingat letaknya yang sangat strategis bagi NKRI, kecukupan dan keandalan pasokan listrik PLN yang telah ada disana perlu ditingkatkan dengan melaksanakan pembangunan pusat listrik tenaga surya (PLTS) dengan sistem hybrid. B6.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti pada tabel B6.10.

609


Sales (GWh)


Produksi Beban Pembangkit (GWh) Puncak (MW) (MW)

GI (MVA)

Transmisi Anggaran (kms) (juta USD)

2011

973

1,120

209.4

45.0

120

132

103.2

2012

1,068

1,226

227.4

50.0

130

112

86.9

2013

1,173

1,343

247.0

61.0

90

1

28.9

2014

1,287

1,471

268.3

98.0

110

165

228.6

2015

1,414

1,611

291.6

61.0

30

33

136.6

2016

1,552

1,765

317.0

80.0

2017

1,705

1,935

344.8

28.0

20

2018

1,873

2,121

375.0

111.0

30

2019

2,059

2,325

408.0

25.0

90

2020

2,267

2,556

445.1

Jumlah

120.3 26.8 20

101.3 27.1 10.3

559.0

610

-

620

463

870.1

LAMPIRAN B.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGAH

B7.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini

Sistem kelistrikan yang melayani pelanggan di Provinsi Sulawesi Tengah terdiri dari sistem interkoneksi 70 kV Palu-Parigi dan sistem isolated 20 kV dengan lokasi tersebar. Pada umumnya sistem-sistem tersebut dipasok dari pembangkit jenis PLTD dan sebagian PLTMH. Khusus sistem Palu, selain mendapatkan pasokan listrik dari PLTD juga dipasok dari PLTU batubara. Sistem Interkoneksi 70 kV Palu-Parigi Sistem kelistrikan kota Palu dan sekitarnya dilayani oleh sistem interkoneksi Palu-Parigi 70 kV melalui GI Talise dan GI Parigi, dipasok dari pembangkit PLTU IPP Tawaeli dan PLTD Parigi. Selain itu, kota Palu juga dipasok dari PLTD Silae dan PLTD Sewa di Palu melalui jaringan 20 kV dengan total beban puncak tahun 2010 sekitar 63 MW. Gambar sistem interkoneksi Palu-Parigi eksisting dan rencana pengembangannya sebagaimana terlihat pada gambar B7.1. PLTU Tolitoli 3x15 MW - 2014

KALIMANTAN TIMUR

Leok

Tolitoli ACSR 1x240 mm2 60 km – 2014

U

ACSR 1x240 mm2 108 km - 2014

ACSR 1x240 mm2 70 km – 2014

ke GI Marisa (Gorontalo)

Moutong Siboa

PLTU PJPP #3 & 4 2x15 MW - 2013

ACSR 1x240 mm2 110 km - 2015

U

ACSR 1x240 mm2 25 km - 2014 Palu Baru

Bunta

PLTU Ampana 2x3 MW–2013/14

Talise ACSR 1x240 mm2 15 km - 2012

U

ACSR 1x240 mm2 119 km - 2012

Poso

ACSR 1x240 mm2 124 km – 2017

U

Toili G

ACSR 1x240 mm2 90 km - 2013

PLTMG Luwuk 2x10 MW–2012/13

Tentena

PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGAH / / / / / / / /

ke GI Wotu (Sulsel)

SULAWESI TENGGARA

PERENCANAAN SISTEM

PT PLN (Persero)

Kolonedale

PLTA Poso 65 MW – 2011

SULAWESI SELATAN

PLTU Luwuk (FTP 2) 2x10 MW–2015/16

Luwuk

ACSR 1x240 mm2 72 km - 2019

A

ACSR 1x240 mm2 90 km – 2019

Ampana

ACSR 1x240 mm2 85 km – 2020

ACSR 1x240 mm2 80 km - 2012

SULAWESI BARAT

SULAWESI UTARA

PLTP Marana/Masaingi (FTP2) 1x20 MW - 2018 P

Silae

ke GI Pasangkayu (Sulbar)

GORONTALO

/ / / /


Gambar B7.1. Sistem Kelistrikan di Sulawesi Tengah

611

U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D


Edit Juli 2011

Sistem Isolated Di Sulawesi Tengah terdapat sistem kelistrikan yang terhubung dengan jaringan 20 kV seperti sistem Tolitoli, sistem Poso dan sistem Luwuk dipasok dari PLTM dan PLTD, dengan beban masing-masing sistem sudah diatas 5 MW. Selain itu masih terdapat sistem isolated kecil tersebar lainnya, yang semuanya dipasok dari PLTD PLN dan PLTD sewa serta di beberapa lokasi dibantu PLTD oleh Pemkab setempat. Rincian kapasitas pembangkit dan baban puncak sistem kelistrikan isolated di Sulawesi Tengah pada tahun 2010 sebagaimana terdapat pada tabel B7.1 dan B7.2. Tabel B7.1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Palu-Parigi (dalam MW)

1

PLTD Silae

Daya Terpasang (MW) 41,2

2

PLTD Parigi

5,5

2,6

3

PLTD Sewa

27,0

22,0

4

PLTU Tawaeli

30,0

25,5

103,7

74,5

No Jenis Pembangkit

Total

Daya Mampu (MW) 24,4

Beban Puncak (MW) *

58,0

*) Beban puncak 2010 sekitar 58 MW

Tabel B7.2 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Kecil Tersebar (per Sistem) No

Sistem Kelistrikan

PLTD PLN

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Poso Tentena Kolonedale Bungku Tolitoli Leok Moutong‐KRaya‐Palasa Bangkir Luwuk ‐ Moilong Ampana Bunta Banggai Sulteng Tersebar

4,2 1,7 3,4 1,5 8,1 2,0 7,1 2,0 9,9 5,0 2,2 2,0 13,5

Jumlah

62,6

PLTD Sewa/ PLTM PLN PEMDA 4,8 2,6 2,0 3,2 3,3 2,8 1,6 4,2 2,8 5,0

1,6

PLTM IPP Total (MW) 0,4

3,8 1,5

28,1

612

5,8

5,7

11,7 4,1 6,6 4,7 12,5 6,2 9,9 2,0 20,3 5,0 3,7 2,0 13,5 102,1

B7.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tengah Sulawesi Tengah sebagai salah satu penghasil utama komoditi coklat mempunyai potensi ekonomi yang baik. Selain itu adanya potensi gas alam di Luwuk yang akan dikelola secara komesial akan memberikan dampak positip terhadap pertumbuhan ekonomi di Sulawesi Tengah. Seiring dengan tingginya potensi ekonomi tersebut, diperkirakan kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tengah juga akan terus meningkat. Memperhatikan data penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada tabel B7.3. Tabel B7.3 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh) 523,1 591,8 656,5 727,4 805,0 894,6 993,1 1.101,3 1.221,4 1.336,7 11,0%

Produksi (GWh) 594,1 671,4 744,0 823,4 910,3 1.010,5 1.120,6 1.241,3 1.375,1 1.503,3 10,9%

Beban Puncak (MW) 129,2 145,3 160,3 176,6 194,3 214,7 237,0 261,3 288,1 313,5 10,4%


B7.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Tengah dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat termasuk pola sebaran penduduknya sebagai berikut. Potensi Energi Primer Potensi energi primer yang tersedia di Sulawesi Tengah sangat besar dan berpeluang besar untuk dikembangkan, terutama tenaga air, gas alam dan panas bumi. Potensi tenaga air yang besar adalah DAS Poso yang dapat dikembangkan menjadi PLTA skala besar hingga 580 MW. Pengembangan tenaga air pada skala tersebut akan dapat memenuhi seluruh kebutuhan tenaga listrik di Sulawesi Tengah dan bahkan masih 613

berlebih untuk dikirim ke Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara. Menurut Indonesia Energy Outlook and Statistic 2006 yang dibuat oleh Pengkajian Energi Universitas Indonesia, di Sulawesi Tengah juga terdapat potensi tenaga air skala kecil yang tersebar di Poso, Palu, Tentena, Taripa, Tomata, Moutong, Luwuk, Bunta, TatabaBulagi, dengan kapasitas total sekitar 64 MW. Namun terdapat tantangan dalam pengembangan PLTMH karena jarak antara lokasi PLTMH dan pusat beban sangat jauh. Masih menurut Energy Outlook tersebut, di Sulawesi Tengah juga terdapat potensi tenaga panas bumi yang cukup besar dan tersebar di Donggala dan Poso hingga sejumlah lebih dari 500 MW, dengan status resource masih speculative serta reserve possible, sehingga masih memerlukan studi lebih lanjut. Sedangkan pemanfaatan gas alam untuk pembangkitan tenaga listrik tergantung pada kebijakan pemerintah. Khusus pasokan gas dari lapangan Donggi dan Senoro, semula direncanakan PLN akan mendapat alokasi pasokan gas 60 mmscfd sehingga PLN telah merencanakan pembangunan PLTGU 240 MW di Senoro3. Namun alokasi gas tersebut kemudian turun menjadi hanya 25 mmscfd. Volume gas ini tidak cukup untuk mengoperasikan PLTGU 240 MW, sehingga PLN telah mengusulkan kepada Pemerintah untuk membatalkan rencana proyek PLTGU Senoro. Selanjutnya PLN berencana memanfaatkan gas Donggi-Senoro dalam bentuk LNG untuk digunakan pada pembangkit beban puncak di Sulawesi dan kawasan timur Indonesia.

Rencana Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 617 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B7.4. Sebanyak 280 MW atau 55% dari total tambahan kapasitas pembangkit akan dibangun oleh PLN dan sisanya sebesar 337 MW atau 45% direncanakan dibangun oleh swasta. PLTA akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu 352 MW atau 68%, sementara PLTU menempati urutan kedua dengan kapasitas 134 MW dan selanjutnya PLTG/PLTMG serta PLTP mempunyai porsi yang sama masing-masing 65 MW. Mempertimbangkan potensi energi terbarukan dan potensi beban yang ada di Sulawesi Tengah, maka pengembangan PLTA Poso selain untuk melayani kebutuhan

3

PLTGU Senoro ini juga masuk dalam proyek FTP2.

614

masyarakat di Provinsi Sulawesi Tengah sendiri juga dapat membantu memenuhi kebutuhan masyarakat di Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara. Untuk daerah-daerah yang masih isolated, selain dikembangkan pembangkit energi terbarukan setempat, yaitu PLTMH, juga dikembangkan PLTU batubara skala kecil pada daerah yang tidak mempunyai sumber energi terbarukan. Tabel B7.4 Pengembangan pembangkit Sulawesi Tengah No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

PLN

PLTM

0.8

2011

On Going

1

Sansarino

2

Luwuk PLTMG

PLN

PLTMG

2x10

2013

Rencana

3

Morowali

PLN

PLTMG

10

2013

Rencana

4

Ampana

PLN

PLTU

2x3

2013/14

Rencana

5

Ampana

PLN

PLTU

3

2014

Rencana

6

Tolitoli

PLN

PLTU

3x15

2014

Rencana

7

Halulai/Wuasa

PLN

PLTM

2x0,6

2014

Rencana

8

Buleleng

PLN

PLTM

2x0,6

2014

Rencana

9

Morowali

PLN

PLTMG

2x5

2014/15

Rencana

10

Palu

PLN

PLTU

2x15

2015

Rencana

11

Palu (Peaker)

PLN

PLTG

25

2017

Rencana

12

Poso 2

PLN

PLTA

2x65

2018/19

Rencana

13

Hek di Luwuk

Swasta

PLTM

2.5

2011

On Going

14

Poso Energy

Swasta

PLTA

65

2012

On Going

15

Poso Energy

Swasta

PLTA

130

2012

On Going

16

Bambalo 3

Swasta

PLTM

2.25

2013

Rencana

17

Biak I

Swasta

PLTM

1.5

2013

Rencana

18

Biak II

Swasta

PLTM

1.3

2013

Rencana

19

Biak III

Swasta

PLTM

1.2

2013

Rencana

20

Kotaraya

Swasta

PLTM

0.8

2013

Rencana On Going

21

Mampueno/Sakita

Swasta

PLTM

2

2013

22

Pakasalo

Swasta

PLTM

2x0.6

2013

Rencana

23

Wawopada

Swasta

PLTM

5.3

2013

On Going

24

Batubota

Swasta

PLTM

2.5

2014

Rencana

25

Bunta

Swasta

PLTM

2x1,25

2014

Rencana

26

Lambangan

Swasta

PLTM

2x1,6

2014

Rencana

27

Tawaeli (Ekspansi)

Swasta

PLTU

2x15

2014

Rencana

28

Luwuk (FTP2)

Swasta

PLTU

2x10

2015/16

Rencana

29

Borapulu

Swasta

PLTP

2x20

2019/20

Rencana

30

Bora (FTP 2)

Swasta

PLTP

5

2018

Rencana

31

Marana/Masaingi (FTP 2)

Swasta

PLTP

20

2018

Rencana

Total Kapasitas

616.8

615

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Untuk menjangkau seluruh wilayah Provinsi Sulawesi Tengah yang secara geografis memanjang dengan sebaran komunitas penduduk yang berjauhan, diperlukan transmisi yang sangat panjang. Topografi yang berbukit dan adanya hutan cagar alam merupakan tantangan dalam pengembangan transmisi 150 kV dan 70 kV di Sulawesi Tengah. Rencana pengembangan saluran tranmisi 150 kV yang direncanakan adalah seperti ditampilkan dalam tabel B7.6. Selain itu untuk evakuasi daya dari PLTA Poso sedang dibangun transmisi 275 kV ke arah selatan (Palopo) dan transmisi 150 kV ke sistem Palu. Panjang saluran transmisi baru yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 adalah 2.332 kms. Tabel B7.6 Pembanguan Transmisi di Sulawesi Tengah No

Dari

Ke

Tegangan

Panjang (kms)

Konduktor

Anggaran (juta USD)

COD

1

Tentena (PLTA Poso)

Wotu

275 kV


272,0 61,2

2011

2

PLTA Poso (Tentena)

Poso

150 kV


80,0 7,1

2012

3

Poso

Palu Baru

150 kV


238,0 21,2

2012

4

Palu Baru

Silae

150 kV


50,0 4,5

2012

5

Palu Baru

Talise

70 kV


30,0 2,7

2012

6

PLTU Tawaeli

TIP 24 (Talise‐Parigi)

70 kV


14,0 0,9

2013

7

PLTMG Cendana Pura

Luwuk

150 kV


180,0 16,0

2013 2014

8

Toli‐toli

Leok

150 kV


216,0 19,2

9

Toli‐toli

Siboa

150 kV


260,0 23,1

2014

10

Moutong

Incomer Single pi (Toli2‐Siboa)

150 kV


220,0 19,6

2015

11

Poso

Ampana

150 kV


248,0 22,1

2017

12

Bunta

Luwuk

150 kV


190,0 16,9

2019

13

Kolonedale

Incomer single pi Poso‐Ampana

150 kV


164,0 14,6

2019

14

Ampana

Bunta

150 kV


170,0 15,1

2020

Jumlah 2.332,0 244,2

Pengembangan Gardu Induk Penambahan dan perluasan gardu induk untuk menyalurkan listrik ke pusat beban sampai dengan tahun 2020 berupa penambahan kapasitas GI 150 kV sekitar 510 MVA, dan kapasitas secara keseluruhan (termasuk IBT 275/150 kV dan trafo 70 kV) sebesar 650 MVA, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 54,5 juta sebagaimana diperlihatkan pada tabel B7.7.

616

Tabel B7.7 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Gardu Induk PLTA Poso PLTA Poso Poso Palu Baru Silae Leok/Buol Toli‐Toli Moutong Siboa Silae Palu Baru Luwuk Moilong Talise Ampana Palu Baru Luwuk Kolonedale Silae Tentena Kema Parigi

Tegangan 150/20 kV 275/150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV

Baru/ Extension

Kap

New New New New New New New New New Extension Extension New New Extension New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Jumlah

10 90 30 30 30 20 30 30 30 30 30 30 20 30 20 30 30 20 30 30 30 20 650

Anggaran (juta USD) 2,98 4,86 2,62 2,62 2,62 3,24 2,62 2,62 2,62 1,90 1,90 2,62 3,24 1,38 2,38 1,90 1,90 3,24 1,90 1,90 1,90 1,51 54,50

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2014 2014 2014 2014 2013 2013 2014 2014 2016 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2020

Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, jaringan distribusi termasuk listrik pedesaan yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 sekitar 1.075 kms JTM, 1.260 kms JTR dan 361 MVA trafo distribusi, sebagaimana ditunjukkan dalam tabel B7.8. Pengembangan sistem distribusi tersebut untuk melayani tambahan pelanggan baru sebanyak 282.000 pelanggan sampai dengan tahun 2020 atau rata-rata 28.200 pelanggan per tahun.

617


JTR

Trafo

2011

kms 76.9

kms 87.5

MVA 11.2

2012

85.9

102.6

30.7

22,603

2013

91.0

108.7

32.5

23,947

2014

96.5

115.1

34.4

25,379

2015

102.2

122.0

36.5

26,894

2016

108.3

129.2

38.6

28,477

2017

114.7

136.8

40.8

30,166

2018

124.1

144.6

43.2

31,879

2019

134.1

152.8

45.6

33,682

2020 2011-2020

141.6

161.3

48.1

35,559

1,075.4

1,260.5

361.6

282,167

Tahun

Pelanggan 23,581

B7.4 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B7.9. Tabel B7.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Sales (GWh) 523,1 591,8 656,5 727,4 805,0 894,6 993,1 1.101,3 1.221,4 1.336,7

Produksi (GWh) 594,1 671,4 744,0 823,4 910,3 1.010,5 1.120,6 1.241,3 1.375,1 1.503,3


Beban Pembangkit GI (MVA) Puncak (MW) (MW) 129,2 3,3 145,3 195,0 190 160,3 46,9 60 176,6 96,6 160 194,3 45,0 214,7 10,0 30 237,0 25,0 20 261,3 90,0 60 288,1 85,0 50 313,5 20,0 80

Jumlah

616,8

618

650

Transmisi (kms)

Anggaran (juta USD)

272 398 194 476 220 248 354 170

73,4 349,7 82,3 249,2 108,4 28,8 45,1 173,0 199,4 86,2

2.332

1.395,5

LAMPIRAN B.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI GORONTALO B8.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Gorontalo saat ini pada dasarnya dipasok oleh PLTD berbahan bakar BBM, dengan pembangkit terbesar adalah PLTD Telaga di kota Gorontalo, serta beberapa PLTD yang lain relatif kecil adalah PLTD Buroko, Marisa dan Tilamuta. Pembangkit non PLTD masih terbatas, yaitu hanya PLTM Mongango, sehingga BPP di Gorontalo masih sangat tinggi. Daya terpasang total PLTD adalah 75,5 MW dengan daya mampu sekitar 47 MW. Jumlah beban puncak non coincident dari semua sistem di Gorontalo adalah sekitar 36 MW.

PLTD Sumalata

PLTD Buroko

PLTD Tilamuta

PLTD Gorontalo

Gambar 1. Peta Lokasi Pembangkit di Gorontalo

Energi listrik semuanya masih dapat disalurkan dengan jaringan distribusi 20 kV dan sistem interkoneksi 150 kV Gorontalo-Minahasa masih dalam tahap persiapan operasi. Rincian kapasitas pembangkit sistem Gorontalo sampai dengan tahun 2010 berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya diberikan pada tabel B8.1.

619

Tabel B8.1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Gorontalo (MW) No

Pembangkit

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Telaga Sewa Telaga Marisa Sewa Marisa Tilamuta Boroko Mongango Lemito Sumalata Tolinggula

Jenis Jenis Bahan Owner Pembangkit Bakar PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTM PLTD PLTD PLTD

HSD HSD HSD HSD HSD HSD Hydro HSD HSD HSD

Daya Terpasang Daya Mampu (MW) (MW)

PLN Sewa PLN Sewa PLN PLN PLN PLN PLN PLN

Total Sistem

22,08 36,96 5,11 3,2 1,65 2,29 1,5 2,13 0,3 0,25

13,7 22,6 3,2 2,5 1,18 1,4 1,2 1,18 0,18 0

75,47

47,14

B8.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Gorontalo Provinsi Gorontalo sebagai sebuah provinsi yang relatif baru bermaksud akan mengejar ketertinggalannya dari provinsi lain di Sulawesi, sehingga pembangunan proyek prasarana dan fasilitas umum terus dipacu. Pemerintah daerah mendorong ekonomi untuk tumbuh lebih cepat dengan meluncurkan berbagai program pemberdayaan ekonomi masyarakat dan pertanian yang sesuai dengan kondisi alam Gorontalo. Pada beberapa tahun terakhir ekonomi Gorontalo berhasil tumbuh signifikan mencapai ratarata diatas 7% per tahun, dan hal ini menyebabkan kebutuhan pasokan listrik meningkat signifikan. Pasokan listrik di Gorontalo mulai pertengahan tahun 2010 secara bertahap sudah mulai membaik. Pemadaman bergilir sudah dapat diselesaikan dan penyambungan pelanggan baru serta tambah daya mulai dilayani. Namun demikian masih banyak calon pelanggan yang belum dapat dilayani pada tahun 2010, sehingga pada tahun 2011 diprogramkan kembali penyambungannya dan disesuaikan dengan kemampuan pasokan. Memperhatikan perkembangan penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi setempat, pertambahan jumlah penduduk serta target peningkatan rasio elektrifikasi, kebutuhan listrik 2011 – 2020 diperkirakan akan tumbuh seperti ditunjukkan pada tabel B8.2.

620


Penjualan (GWh)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

234,0 261,1 281,3 302,9 326,2 352,6 381,3 412,5 446,4 483,1

Produksi (GWh) 259,4 289,2 311,3 334,9 360,3 389,2 420,6 454,7 491,6 531,7

8,8%

8,7%

Beban Puncak (MW) 52,9 58,7 62,9 67,3 72,1 77,6 83,5 89,8 96,7 104,2 8,2%


B8.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Gorontalo dalam jumlah yang cukup, direncanakan akan dibangun beberapa proyek pembangkit, transmisi dan sistem distribusinya, dengan memperhatikan potensi energi setempat. Potensi Energi Primer Di Gorontalo terdapat potensi tenaga air dan panas bumi yang walaupun tidak terlalu besar namun mempunyai peluang untuk dikembangkan. Menurut Energy Outlook and Statistic 2006 yang dibuat oleh Pengkajian Energi Universitas Indonesia, potensi tenaga air skala kecil terdapat di Suwawa dan Sumalata dengan potensi total sekitar 8 MW. Sedangkan potensi panas bumi terdapat di Lombong dan Limboto dengan potensi 14 MW. Pengembangan Pembangkit Posisi Gorontalo relatif dekat dengan pulau Kalimantan yang merupakan sumber utama batubara, sehingga di Gorontalo direncanakan akan dibangun beberapa PLTU batubara, baik oleh PLN maupun oleh swasta, beberapa daripadanya sedang dalam pelaksanaan.

621

Selain itu juga direncanakan akan dibangun PLTG peaking4 dan PLTMH. Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan pembangkit sekitar 112 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B.8-5. Mengenai rencana pengembangan tenaga air yang merupakan energi bersih, selain dari yang sudah terdaftar dalam tabel B8.3, tetap dimungkinkan untuk dikembangkan PLTM lain selama hal itu seimbang dengan kebutuhan tenaga listrik yang ada, atau dapat direncanakan sebagai pengganti pembangkit non EBT (selama belum ada kontrak) sesuai peranannya dalam sistem kelistrikan.

Tabel B8.3 Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Gorontalo (FTP1)

PLN

PLTU

2x25

2012/13

On Going

2

Gorontalo GT (Peaking)

PLN

PLTG

25

2017

Rencana

3

Taludaa II

Swasta

PLTM

1x2

2012

On Going

4

Taludaa I

Swasta

PLTM

1x3

2013

Rencana

5

Molotabu/TL Gorontalo

Swasta

PLTU

2x10

2013

On Going

6

Gorontalo Energi *)

Swasta

PLTU

2x6

2013

Rencana

Total Kapasitas

112

*) IPP Terkendala

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Seiring dengan rencana pembangunan PLTU dan rencana interkoneksi dengan sistem Minahasa serta untuk menyalurkan daya dari pusat pembangkit ke pusat beban, direncanakan pengembangan saluran tranmisi 150 kV sepanjang 646 kms dengan biaya investasi sekitar US$ 57,5 juta sebagaimana ditampilkan pada tabel B8.4. Peta rencana pengembangan transmisi 150 kV sistem Gorontalo sebagaimana ditunjukkan pada gambar B8.2.

4

Berbahan bakar gas CNG

622

Tabel B.8-4. Pengembangan Transmisi 150 kV No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang (kms)

Anggaran (juta USD)

COD

1

Isimu

Botupingge

150 kV


90,0 8,01

2011

2

Isimu

Marisa

150 kV


220,0 19,58

2011

3

Isimu

Buroko

150 kV


76,0 6,76

2011

4

PLTU Gorontalo Energi (IPP)

Botupingge

150 kV


16,0 1,42

2012

5

PLTU Gorontalo (Perpres)

Inc. double phi Buroko‐Isimu

150 kV


14,0 1,25

2013

6

PLTU TLG Molotabu (IPP)

Botupingge

150 kV


30,0 2,67

2014

7

Marisa

Moutong

150 kV


180,0 16,02

2014

8

New PLTG (Marisa)

Marisa

150 kV


20,0 1,78

2017

Jumlah

646,0 57,49

Gambar B8.2 Peta Rencana Pengembangan Sistem 150 kV Gorontalo

Pengembangan Gardu Induk Sampai dengan tahun 2020 akan dibangun GI 150 kV termasuk perluasan dan penambahan trafo tersebar di 7 lokasi dengan kapasitas keseluruhan 190 MVA dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 19,4 juta seperti pada tabel B8.5. Dapat dilihat bahwa semua proyek GI direncanakan akan selesai dalam waktu dekat.

623

Tabel B8.5 Pengembangan GI

1

Botupingge

150/20

Baru/ Extension New

2

PLTU Gorontalo

150/20

New

20

3,24

2011

3

Isimu

150/20

New

30

2,62

2011

4

Marisa

150/20

New

30

2,62

2011

5

Buroko

150/20

New

20

4,47

2011

6

Botupingge

150/20

Extension

30

1,90

2013

7

Isimu

150/20 Jumlah

Extension

1,90 30 190 19,38

2013

No

Tegangan (kV)

Gardu Induk

Daya (MVA) 30

Anggaran (juta USD) 2,62

2011

COD

Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2020 direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 131 ribu sambungan. Khusus tahun 2011 akan disambung 26.000 pelanggan untuk mencapai rasio elektrifkasi 60% pada tahun 2011, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 11.600 pelanggan per tahun. Untuk mendukung rencana tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melistriki daerah perdesaan yaitu JTM sepanjang 702 kms, JTR sekitar 1.200 kms dan tambahan trafo distribusi sekitar 90 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B8.6. Tabel B8.6 Rincian Pengembangan Distribusi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 137.1

kms 250.1

MVA 21.3

2012

49.2

82.0

7.2

2013

52.2

86.9

7.6

9,661

2014

55.4

92.3

7.2

10,259

2015

58.6

97.7

7.2

10,861

2016

62.3

103.9

7.7

11,547

2017

66.0

109.9

7.7

12,222

2018

69.9

116.5

7.7

12,952

2019

73.7

122.9

8.3

13,663

2020 2011-2020

78.1

130.1

8.3

14,471

702.5

1,192.4

90.2

130,976

Tahun

624

Pelanggan 26,232 9,109

B8.4 Penyelesaian PLTU Gorontalo Sebagaimana diketahui bahwa proyek PLTU Gorontalo 2x25 MW yang termasuk bagian dari program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap 1 ini mengalami banyak hambatan antara lain masalah tanah dan kondisi site yang berbatu sehingga penyelesaiannya tertunda dari semula ditargetkan 2011 menjadi mundur. Dari perspektif kebutuhan sistem Gorontalo, keberhasilan proyek PLTU Gorontalo ini sangat penting, mengingat kebutuhan listrik di Gorontalo cukup tinggi seiring dengan tingginya pertumbuhan ekonomi Provinsi ini. Selain itu, pembangkit yang ada belum mampu mencukupi seluruh kebutuhan calon pelanggan baru mengingat kondisinya masih paspasan dan biaya operasinya sangat mahal. Mengingat penting dan strategisnya PLTU Gorontalo ini, diharapkan kendala-kendala yang ada dapat segera diatasi sehingga proyek ini dapat diselesaikan secepatnya dan dapat beroperasi memasok kebutuhan listrik di Gorontalo.

B8.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam tabel B8.7. Tabel B8.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

2011

234.0

259.4

2012

261.1

289.2


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 57.1 52.9 130.0 386.0 53.0 58.7 27.0 16.0

2013

281.3

311.3

62.9

14.0

123.9

2014

302.9

334.9

67.3

210.0

21.8

2015

326.2

360.3

72.1

-

3.2

2016

352.6

389.2

77.6

2017

381.3

420.6

83.5

60.0

60.0

25.0

-

3.4

20.0

17.9

2018

412.5

454.7

89.8

-

3.8

2019

446.4

491.6

96.7

-

4.0

2020

483.1

531.7

104.2

-

4.2

646

292.4

112.0

Jumlah

625

190

LAMPIRAN B.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI SELATAN

B9.1 Kondisi kelistrikan saat ini Sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan (Sulsel) saat ini dipasok oleh pembangkitpembangkit yang terhubung ke sistem interkoneksi 150 kV dan 70 kV Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Jumlah gardu induk eksisting di Sulsel adalah 28 buah dengan kapasitas total 1.568 MVA termasuk trafo interbus IBT 150/70kV. Daya mampu pembangkit yang ada adalah 617 MW, sedangkan beban puncak yang harus dilayani sebesar 601 MW 5. Dengan demikian sistem kelstrikan Sulselbar beroperasi tanpa cadangan. Kondisi tersebut membuat sistem Sulselbar kadang-kadaang mengalami defisit daya pembangkit, sehingga terjadi pemadaman bergilir terutama pada saat beban puncak selama musim kering. Kekurangan pembangit juga menyebabkan penyambungan pelanggan baru belum dapat dilayani secara penuh. Peta sistem kelistrikan Propinsi Sulsel dipelihatkan pada gambar B9.1.

Gambar B.1 Peta Sistem Kelistrikan Sulsel 5

sistem Sulselbar Oktober 2011

626

Mengenai sistem kelistrikan di pulau Selayar sepenuhnya dilayani PLTD BBM dengan kapasitas pembangkit sekitar 6.5 MW namun daya mampu hanya 4,2 MW. Dengan beban puncak sekitar 3.8 MW, sistem kelistrikan di pulau ini masih belum cukup andal.

B9.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulsel Makassar sebagai ibukota Provinsi Sulawesi Selatan berada di tengah wilayah geografi Indonesia dan merupakan pintu masuk bagi kawasan timur Indonesia (KTI), sehingga Makassar memegang peran sangat strategis. Makassar telah tumbuh menjadi daerah industri dan sekaligus sebagai pusat perdagangan untuk kawasan timur Indonesia. Pertumbuhan ekonomi regional Sulawesi Selatan jauh lebih tinggi daripada pertumbuhan ekonomi rata-rata nasional, yaitu mencapai 8,62% per tahun hingga semester II tahun 20116. Pertumbuhan ekonomi tersebut perlu diimbangi dengan penyediaan listrik yang terus bertambah agar pertumbuhan ekonomi dapat tetap terjaga. Penjualan listrik PLN di Provinsi Sulawesi Selatan selama 5 tahun terakhir tumbuh cukup tinggi, yaitu mencapai 8,9% per tahun. Pertumbuhan masih dapat mencapai setinggi itu walaupun sebetulnya telah dilakukan pembatasan penjualan karena keterbatasan pasokan daya listrk. Berdasarkan realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir termasuk banyaknya daftar tunggu calon pelanggan potensial, dan memperhatikan pertumbuhan ekonomi regional serta penambahan jumlah penduduk, proyeksi kebutuhan listrik Provinsi Sulawesi Selatan 2011 – 2020 diberikan pada table B9.1. Tabel B9.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

6

Penjualan (GWh)

Produksi (GWh)

Beban Puncak (MW)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

3.435 3.933 4.376 4.807 5.282 5.806 6.385 7.023 7.729 8.505

3.893 4.457 4.959 5.446 5.984 6.577 7.231 7.954 8.752 9.629

706 808 898 985 1.081 1.187 1.304 1.433 1.575 1.731

Growth

11,1%

11,1%

11,0%

Antara News, 26 Sept 2011

627

Jumlah Pelanggan 1.354.637 1.408.751 1.472.590 1.544.365 1.622.631 1.705.085 1.794.077 1.884.983 1.980.098 2.083.609 5,0%

B9.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Selatan dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan listrik dan ketersediaan potensi energi primer setempat serta sebaran penduduknya. Potensi Sumber Energi Provinsi Sulawesi Selatan mempunyai banyak sumber energi, terutama berupa tenaga air yang dapat dikembangkan menjadi PLTA. Potensi tenaga air mencapai 1.836 MW untuk dibangun PLTA dan 160 MW untuk menjadi PLTM. Selain itu terdapat potensi gas alam di Kabupaten Wajo dengan cadangan terukur sebesar 470 BSCF. Di beberapa kabupaten di Sulawesi Selatan terdapat potensi batubara, namun jumlah cadangan terukur hanya 37,3 juta ton 7. Pengembangan Pembangkit Demand kelistrikan di Provinsi Sulawesi Selatan sebagian besar berada di bagian selatan, sehingga sebagian besar konsumen berada di selatan. Sebaliknya, potensi energi primer (hidro dan gas) berada di bagian utara provinsi ini. Kondisi ini menjadi persoalan tersendiri bagi penyediaan pembangkit listrik di Sulawesi Selatan, khususnya menyangkut penyaluran tenaga listrik dari pembangkit-pembangkit di utara ke pusat beban yang banyak berada di selatan. PLTA baru yang direncanakan untuk memanfaatkan potensi tenaga air di utara adalah PLTA Bakaru-II, PLTA Malea dan PLTA Bonto Batu. Untuk memenuhi kebutuhan listrik yang tumbuh cepat, direncanakan pembangunan pembangkit lain di luar proyek PLTA sebagaimana tersebut diatas. Pembangkit baru tersebut direncanakan lebih mendekati pusat beban di selatan, yaitu PLTU batubara di Jeneponto dan Takalar, serta PLTG peaking di selatan. Di Sulawesi Selatan terdapat proyek PLTU swasta (IPP) yang sedang konstruksi, yaitu PLTU Bosowa di Jeneponto berkapasitas 2x100 MW 8. Direncanakan satu unit dari PLTU ini akan beroperasi untuk memasuk sistem kelistrikan Sulselbar. Konstruksi PLTA Poso masih mengalami hambatan, namun diharapkan pada tahun 2012 akan dapat beroperasi. Untuk mengantisipasi keterlambatan proyek-proyek pembangkit dan untuk

7

Sumber: informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Sulsel.

8

Selain itu ada PLTA Poso yang berlokasi di provinsi Sulteng juga memasok listrik ke provinsi Sulsel sekitar 130 MW

628

lebih memastikan krisis daya di Sulsel dapat diatasi, PLN bermaksud akan menyewa PLTU batubara berkapasitas 2x120 MW di Barru. Tambahan pembangkit baru di Provinsi Sulsel hinga tahun 2020 mencapai sekitar 2.126 MW, dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B9.2 berikut: Tabel B9.2 Pengembangan Pembangkit di Prop Sulsel No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Mini Hydro 20 kV

PLN

PLTA

8

2011

On Going

2

Sulsel Barru (FTP 1)

PLN

PLTU

2x50

2012

On Going

3

Makassar (Peaking)

PLN

PLTG

50

2013

Rencana

4

Sulsel Baru (Peaking)

PLN

PLTG

2x50

2013

Rencana

5

Takalar (FTP2)

PLN

PLTU

2x100

2014/15

Rencana

6

Sulsel Baru (Peaking)

PLN

PLTG

50

2015

Rencana

7

Selayar (new)

PLN

PLTD

2x1

2015/18

Rencana

8

Sulsel - 2

PLN

PLTU

2x150

2018/19

Rencana

9

Sulsel - Barru (Ekspansi)

PLN

PLTU

2x100

2018/19

Rencana Rencana

10

Bakaru II

PLN

PLTA

2x63

2019

11

Barru

Sewa

XPLTU

2x120

2013

Rencana

12

Mini Hydro 20 kV

Swasta

PLTA

10

2011

On Going

13

Sengkang, Op. Cycle - Unit 2

Swasta

PLTG

60

2012

On Going

14

Sulsel-1/Jeneponto Bosowa

Swasta

PLTU

2x100

2012

On Going

15

Mini Hydro 20 kV

Swasta

PLTA

5

2012

Rencana

16

Selayar (FTP 2)

Swasta

PLTGB

8

2012/13

Rencana

17

Sengkang-ST Unit 3 -> Comb. Cycle

Swasta

PLTGU

60

2013

On Going

18

Tamboli

Swasta

PLTM

2x4,8

2013

Rencana

19

Mini Hydro 20 kV

Swasta

PLTA

7,5

2013

Rencana

20

Sulsel-3 (Takalar)

Swasta

PLTU

2x100

2014/15

Rencana

21

Bontobatu (Buttu batu 1)

Swasta

PLTA

2x50

2016

Rencana

22

Malea

Swasta

PLTA

2x45

2016

Rencana

Total Kapasitas

2.126

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Posisi sumber energi primer, khususnya tenaga air dan gas, yang cukup jauh dari pusat beban membuat pengembangan transmisi diarahkan pada penggunaan tegangan 150 kV. Secara keseluruhan transmisi yang akan dibangun hingga tahun 2020 adalah sepanjang 1.340 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 170 juta. Ruas transmisi yang akan direncanakan dapat dilihat pada tabel B9.3.

629

Tabel B9.3 Pembangunan Transmisi No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Dari Sidrap Maros (New) Sengkang PLTU Perpres ‐ Barru Tallo Lama (Uprating Cond) Wotu PLTU Bosowa Jeneponto PLTU Bosowa Jeneponto Sengkang Siwa/Keera Tallo Lama (loop) Wotu Daya Baru PLTU Takalar Punaga KIMA Makassar (New) SY PLTA Bbatu/Enrekang PLTA Malea PLTA Bakaru II Panakukang baru/Antang ‐ (New) Kajuara ‐ (New) PLTU Sewa barru

Ke

Tegangan

Maros (New) ‐ Ags 2011 operasi Sungguminasa ‐ Ags 2011 operasi Sidrap ‐ Ags 2011 operasi Incomer 2 phi (barru‐pare) Tello (Uprating Cond) Palopo TIP. 57 TIP. 58 Siwa/Keera (New) Palopo Bontoala (loop) Malili (New) Inc. 1 phi (Maros‐Sungguminasa) Tanjung Bunga Inc. 1 phi (Pangkep‐Tello) Inc. 2 phi (Makale‐Sidrap) Makale Enrekang Inc. 1 phi (Maros‐Sungguminasa) Inc. 1 phi (SInjai‐Bone) Inc. 2 phi (Sidrap‐Maros)

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Panjang (kms) 2 cct, 2xZebra 260,0 2 cct, 2xZebra 80,0 2 cct, 2xZebra 130,0 4 cct, 1xHawk 4,8 2 cct, TACSR 14,0 2 cct, 1xZebra 210,0 2 cct, 2xZebra 12,0 2 cct, 2xZebra 12,0 2 cct, 2xHawk 140,0 2 cct, 2xHawk 180,0 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 9,0 2 cct, 2xHawk 82,0 2 cct, 2xZebra 2,0 2 cct, 2xZebra 80,0 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 2,0 2 cct, 1xHawk 2,0 2 cct, Zebra 30,0 2 cct, 2xHawk 40,0 2 cct, 2xZebra 24,0 2 cct, 1xHawk 6,0 4 cct, 2xZebra 20,0 Konduktor

Jumlah

Anggaran (juta USD) 25,61 7,88 12,81 0,43 0,78 47,27 1,18 1,18 17,17 22,07 2,75 10,06 0,20 7,88 0,61 0,18 2,67 4,91 2,36 0,53 1,78

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2019 2019

1.340 170,29

Pengembangan Gardu Induk (GI) Gardu induk baru yang akan dibangun berada di 9 lokasi dengan kapasitas total 420 MVA untuk kurun waktu 2011-2020. Penambahan gardu induk ini akan dapat menampung penambahan pelanggan baru dan meningkatkan keandalan penyaluran. Keberadaan gardu induk baru pada lokasi dimana PLTD berada dimaksudkan untuk mengambil alih peran PLTD sebagai pasokan listrik utama, dan menggantinya dengan pasokan dari sistem interkoneksi. Penambahan kapasitas trafo GI hingga tahun 2020 adalah 2.630 MVA dengan biaya investasi sekitar US$ 130 juta sebagaimana terdapat pada tabel B9.4.

630

Tabel B9.4 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Gardu Induk

Tegangan

Mandai 70/20 kV Tallo Lama 150/20 kV Bontoala 150/20 kV Borongloe 70/20 kV Tallasa 150/20 kV Pare‐pare 150/20 kV Bulukumba 150/20 kV Sinjai 150/20 kV Daya 70/20 kV Siwa/Keera ‐ (GI Baru)+2 LB 150/20 kV Sengkang, Ext LB 150/20 kV Tallo Lama (loop Btoala), Ext 2 LB 150/20 kV Bontoala (loop T.Lama), Ext 2 LB 150/20 kV Pangkep 150/20 kV Bone 150/20 kV Jeneponto 150/20 kV Barru 150/20 kV Makale 150/20 kV Palopo IBT 275/150 kV Palopo + Ext 2 LB 150/20 kV Siwa, Ext 2 LB 150/20 kV Pinrang 150/20 kV Soppeng 150/20 kV Maros 150/20 kV Panakkukang 150/20 kV Wotu 275/150 kV (Baru) 275/150 kV Wotu ‐ (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV Malili ‐ (GI Baru) + 4 LB 150/20 kV Tanjung Bunga, Ext 2 LB 150/20 kV Daya Baru ‐ (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV Tello 150/20 kV Tallo Lama 150/20 kV KIMA Makassar ‐ (GI baru) + 2 LB 150/20 kV Bontoala 150/20 kV Sidrap 150/20 kV Panakkukang 150/20 kV Tanjung Bunga 150/20 kV Borongloe 70/20 kV Sungguminasa 150/20 kV Pinrang 150/20 kV Bulukumba 150/20 kV SY PLTA Bontobatu/Enrekang ‐ (GI baru) + 2LB 150/20 kV Makale, Ext 2 LB 150/20 kV Sidrap, Ext 2 LB 150/20 kV Bone 150/20 kV Sinjai 150/20 kV Bakaru, Ext 4 LB 150/20 kV Pangkep 150/20 kV Tello 150/20 kV Tallo Lama 150/20 kV Bontala ‐ GIS II ‐ (GI baru) 150/20 kV Panakukang baru/Antang ‐ (GI baru) + 2 LB 150/20 kV Pare‐Pare 150/20 kV Daya Baru 150/20 kV Maros 150/20 kV Tallasa 150/20 kV Bone 150/20 kV Sidrap 150/20 kV Kajuara ‐ GI New + 2 LB 150/20 kV Kajuara 150/20 kV Malili 150/20 kV Panakukang baru/Antang 150/20 kV Tanjung Bunga 150/20 kV Soppeng 150/20 kV Siwa/Keera 150/20 kV Jeneponto 150/20 kV Wotu 150/20 kV

631

Daya (MVA) Extension 20 Extension 60 Extension 60 Extension 20 Extension 60 Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 New 180 Extension 30 Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 60 Extension 60 New 90 New 30 New 30 Extension 2 LB New 60 Extension 60 Extension 60 New 60 Extension 60 Extension 30 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 60 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 4 LB Extension 60 Extension 60 Extension 60 New 60 New 60 Extension 30 Extension 60 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 30 Extension 20 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 30 Extension 20 Extension 30 Jumlah 2,630

Baru/Extension

Anggaran (juta USD) ‐ 2.10 2.10 ‐ 2.10 ‐ 1.39 1.39 ‐ 2.62 1.23 1.23 1.23 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 14.45 2.62 1.23 1.39 1.39 2.10 2.10 4.86 2.62 3.85 1.23 3.34 2.10 2.10 3.34 2.10 1.39 2.10 2.10 1.26 2.10 1.39 1.39 2.62 1.23 1.23 1.39 1.39 2.47 2.10 2.10 2.10 2.10 3.34 1.39 2.10 2.10 2.10 1.39 1.39 2.62 1.39 ‐ 2.10 2.10 1.39 1.39 ‐ 1.39 130

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2020

Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2020 diproyeksikan akan ada tambahan pelanggan baru sebanyak 807 ribu pelanggan, atau rata-rata 81.000 pelanggan baru setiap tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan menyebabkan kenaikan beban puncak menjadi 2,5 kali lipat dalam kurun waktu 10 tahun dari 610 MW pada tahun 2010 menjadi sekitar 1.730 MW di tahun 2020. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan jaringan distribusi tegangan menengah 5.417 kms, jaringan tegangan rendah 4.273 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 2.916 MVA, seperti dalam tabel B9.5. Tabel B9.5 Rincian Pengembangan Distribusi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 275

kms 366

MVA 277

2012

190

254

192

54,114

2013

279

338

248

63,838

2014

319

312

252

71,776

2015

425

362

259

78,265

2016

545

415

283

82,455

2017

705

480

313

88,991

2018

709

519

333

90,906

2019

862

574

360

95,115

1,109

655

399

103,511

5,417

4,273

2,916

807,082

Tahun

2020 2011-2020

Pelanggan 78,110

B9.4 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B9.6.

632


2011

Sales (GWh) 3,435

Produksi (GWh) 3,893


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 147.0 706 18 310 699 517.9 808 369 420 24

2012

3,933

4,457

2013

4,376

4,959

898

471

330

411

383.6

2014

4,807

5,446

985

200

180

82

313.5

2015

5,282

5,984

1,081

251

150

2

331.7

2016

5,806

6,577

1,187

190

300

32

322.7

2017

6,385

7,231

1,304

60

40

32.7

2018

7,023

7,954

1,433

251

330

24

393.7

2019

7,729

8,752

1,575

376

320

26

582.1

2020

8,505 9,629 Jumlah

1,731

230

-

40.3

2,126

2,630

1,340

3,065.1

633

LAMPIRAN B.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGGARA

B10.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Tenggara hingga akhir tahun 2010 pada dasarnya dipasok oleh PLTD dan PLTM dengan jaringan 20 kV. Selian itu terdapat beberapa sistem kelistrikan PLTD yang beroperasi secara isolated untuk melayani beban setempat. Kapasitas terpasang pembangkit yang masuk ke sistem 20 kV adalah 169 MW dengan daya mampu sekitar 94 MW di luar sistem-sistem isolated. Beban puncak keseluruhan sistem kelistrikan (non coincident) di Provinsi Sulawesi Tenggara pada bulan Oktober 2011 adalah 84,5 MW. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangan sistem kelistrikan Sulawesi Tenggara ditunjukkan pada Gambar B10.1.

Cab. Kendari

Cab. Baubau

Gambar B10.1 Peta sistem kelistrikan Prov Sulawesi Tenggara

Rincian pembangkit terpasang pada sistem interkoneksi 20 KV seperti ditunjukkan pada tabel B10.1.

634

Tabel B10.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang *) No

Pembangkit

Jenis Pembangkit

Bahan Bakar

Kapasitas (MW) Pemilik

Terpasang

Mampu

1 2 3 4 5 6 7

KENDARI PLTD Wua‐wua PLTD Poasia PLTD Lambuya Perusda Lambuya Sewa Lambuya Sewa PLTD Kendari PLTU Nii Tanasa

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTU

HSD & MFO MFO HSD HSD HSD HSD Coal

PLN PLN PLN Swasta Sewa Swasta PLN

23,9 14,3 5,4 5,1 5,0 36,3 20,0 110,1

10,5 2,3 1,7 2,1 5,0 33,0 ‐ 54,6

7 8 9

KOLAKA PLTD Kolaka PLTD Sewa Kolaka PLTM Sambilambo

PLTD PLTD PLTM

HSD HSD Air

PLN Sewa PLN

9,8 7,0 2,0 18,8

5,9 5,7 1,0 12,6

RAHA 10 PLTD Raha 11 Sewa PLTD Raha

PLTD PLTD

HSD HSD

PLN Swasta

7,5 3,0 10,5

3,1 3,0 6,1

BAU‐BAU 12 PLTD Bau 13 PLTM Winning 14 Sewa PLTD Bau‐Bau

PLTD PLTM PLTD

HSD ‐ HSD

PLN PLN Swasta

10,7 1,6 13,0 25,3

5,0 0,8 12,4 18,2

WANGI‐WANGI 15 PLTD Wangi‐wangi 15 Sewa PLTD

PLTD

HSD

PLN

2,6 2,0 4,6 169,2

1,4 1,6 3,0 94,4

Jumlah *) Belum termasuk sistem kecil isolated

B10.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tenggara Kendari, Kolaka, Bau-Bau dan Wangi-Wangi adalah kota-kota utama di Sulawesi Tenggara yang berkembang cukup pesat, namun pasokan listriknya belum sepenuhnya mencukupi kebutuhan mayarakat yang terus meningkat. Kendari sebagai ibukota Provinsi Sulawesi Tenggara dan Kolaka sebagai ibukota kabupaten Kolaka dalam dua tahun terakhir mengalami defisit daya dan secara berangsur telah dapat ditingkatkan kemampuan pasokan listriknya dengan sewa PLTD sambil menunggu penyelesaian proyek PLTU yang sedang dibangun. Akibatnya terjadi penumpukan permintaan sambungan listrik dan potensi kebutuhan listrik di kedua daerah tersebut lebih tinggi dari daerah lainnya. Sedangkan Wangiwangi, kota Baubau dan Raha pasokan listriknya dalam dua tahun terakhir masih mencukupi. Kota Wangiwangi merupakan pintu masuk ke kepulauan 635

Wakatobi, dimana terdapat obyek wisata Taman Nasional Laut Wakatobi yang sangat terkenal dan telah berkembang cukup pesat. Kebutuhan listriknya terus meningkat seiring dengan perkembangan kota-kota tersebut. Pertumbuhan ekonomi Provinsi Sulawesi Tenggara selama tahun 2006–2010 sangat tinggi, yaitu mencapai rata-rata 8,8% per tahun. Sejalan dengan itu pertumbuhan pemakaian energi listrik dalam periode yang sama meningkat rata-rata 8,9% per tahun. Peningkatan pemakaian listrik tersebut termasuk tinggi, mengingat pada saat itu penjualan listrik sebetulnya masih dikendalikan karena keterbatasan pasokan daya. Apabila pasokan listrik tersedia dalam jumlah yang cukup, diperkirakan tingkat pertumbuhan konsumsi listrik akan lebih tinggi lagi. Rasio elektrifikasi di Provinsi Sulawesi Tenggara saat ini masih sekitar 51%, sehingga potensi pelanggan baru masih banyak.

Berdasarkan pertumbuhan penjualan listrik dalam lima tahun terakhir, dan dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi yang tinggi, adanya daftar tunggu yang cukup besar, penambahan jumlah penduduk, maka kebutuhan listrik di Provinsi Sulawesi Tenggara akan tumbuh seperti pada tabel B10.2. Beban puncak di Sulawesi Tenggara akan meningkat dari 105 MW pada tahun 2010 menjadi 304 MW di tahun 2020. Demikian pula pemakaian listrik pada tahun 2010 sebesar 387 GWh akan meningkat menjadi 1.240 GWh pada tahun 2020, atau tumbuh 12,3% per tahun. Tabel B10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth

Penjualan (GWh) 486,2 608,5 687,5 745,5 809,3 879,7 957,1 1.042,5 1.136,7 1.240,1 12,3%

Produksi (GWh) 551,5 690,2 779,8 845,4 917,7 997,3 1.085,0 1.181,7 1.288,3 1.405,3 12,3%

636

Beban Puncak (MW) 130,5 161,7 180,9 194,1 208,7 224,5 241,8 260,8 281,5 304,0 11,2%


B10.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Sumber Energi Di Propinsi Sulawesi Tenggara terdapat banyak potensi sumber energi, terutama tenaga air dengan potensi PLTA sekitar 266 MW dan potensi PLTM sebesar 17 MW. Selain potensi tenaga air, juga terdapat potensi panas bumi walaupun tidak besar, yaitu di Laenia di Kendari dan Mangolo di Kolaka. Dari potensi energi terbarukan tersebut PLN berencana membangun PLTA Konawe berkapasitas 50 MW untuk memenuhi kebutuhan sistem interkoneksi 150 kV Kolaka – Kendari – Raha dan beberapa PLTM. Rencana pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Propinsi Sulawesi Tenggara adalah sebagai berikut. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik hingga tahun 2020, di Provinsi Sulawesi Tenggara diperlukan tambahan pembangkit baru sekitar 300 MW yang akan terhubung ke grid 150 kV, dan juga terhubung ke jaringan 20 kV. Salah satu pembangkit yang cukup besar adalah PLTU batubara Kendari 2x25 MW (salah satu proyek FTP2 oleh IPP) dan diperkirakan akan beroperasi pada tahun 2014. Kebutuhan batubara untuk PLTU ini akan dipasok dari luar Provinsi. Rencana penambahan pembangkit selengkapnya dapat dilihat pada tabel B10.3. Tabel B10.3 Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS On Going

1

Rongi

PLN

PLTM

2x0,4

2011

2

Sabilambo

PLN

PLTM

2x1

2011

On Going

3

Kendari - Nii Tanasa (FTP1)

PLN

PLTU

2x10

2011/12

On Going

4

Lapai-1

PLN

PLTM

2x2

2012

Rencana

5

Lapai-2

PLN

PLTM

2x2

2012

Rencana

6

Riorita

PLN

PLTM

2x0,5

2012

Rencana

7

Toaha

PLN

PLTM

2x0,5

2012

Rencana

8

Raha (FTP 2)

PLN

PLTU

2x3

2013

Rencana

9

Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi)

PLN

PLTU

10

2013

Rencana

10

Wangi-Wangi (FTP 2)

PLN

PLTU

2x3

2013/14

Rencana

11

Wangi-Wangi (Relokasi)

PLN

PLTD

2x2

2013/19

Rencana

12

Tamboli

PLN

PLTM

2x4,6

2013

Rencana

13

Bau-Bau (FTP2)

PLN

PLTU

2x10

2014

Rencana

14

Raha (Relokasi)

PLN

PLTD

3

2015

Rencana

15

Konawe

PLN

PLTA

2x25

2016/17

Rencana

16

Watunohu-1

PLN

PLTA

2x28

2018/19

Rencana

17

Bau-Bau

Swasta

PLTU

2x7

2013

Rencana

18

Kendari (FTP2)

Swasta

PLTU

2x25

2014

Rencana

19

Kolaka (FTP2)

Swasta

PLTU

2x10

2014

Rencana

20

Lainea

Swasta

PLTP

2x10

2017

Rencana

Total Kapasitas

301

637

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pembangunan transmisi di Provinsi Sulawesi Tenggara dimulai pada tahun 2010, yaitu dari PLTU Nii Tanasa 2x10 MW (salah satu proyek FTP1) ke kota Kendari dengan transmisi 70 kV. Selanjutnya pada tahun 2013 akan dibangun transmisi 150 kV dari Kendari ke Unaaha, Kolaka, Lasusua sampai Malili, dan dari Kendari ke Raha. Pembangunan transmisi ini akan menghubungkan sistem Sulselbar dengan sistem Sulawesi Tenggara. Keseluruhan panjang transmisi yang akan dibangun adalah 1.396 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 161 juta sebagaimana terdapat dalam tabel B10.4. Tabel B10.4 Pembangunan Transmisi Anggaran (juta USD)

COD

2 cct, Ostrich

24,0 1,89

2011

2 cct, 2xHawk

290,0 35,56

2013

150 kV

2 cct, 2xHawk

232,0 28,45

150 kV

2 cct, 2xHawk

150,0 18,39

2013 2013

150 kV

2 cct, 1xHawk

20,0 1,78

150 kV

2 cct, 2xHawk

110,0 13,49

150 kV

2 cct, 1xHawk

220,0 19,58

150 kV

2 cct, Kabel Laut

10,0 10,68

150 kV

2 cct, 1xHawk

10,0 0,89

150 kV

2 cct, 1xHawk

170,0 15,13

Dari

1

PLTU Nii Tanasa (FTP1)

Mandonga/Kendari

70 kV

2

Malili (New)

Lasusua (New)

150 kV

3

Lasusua (New) Kolaka (New)

Kolaka (New) Unahaa (New)

PLTU Kolaka (FTP2) Unahaa (New)

Kolaka Kendari (New)

Kendari (new) Kendari (new)

Raha (new) Raha (new) ‐ Kabel Laut

PLTU Kendari (FTP2) Raha (new)

Inc. 2 phi (Kendari‐Raha) Bau‐Bau (New)

PLTA Konawe PLTA Watunohu 1

Unahaa (New) Lasusua (New)

150 kV

2 cct, 2xHawk

80,0 9,81

150 kV

2 cct, 2xHawk

80,0 9,81

4 5 6 7 8 9 10 11 12

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang (kms)

No

Jumlah

2013 2013 2014 2014 2014 2014 2016 2018

1.396,0 165,47

Pengembangan Gardu Induk Antara tahun 2011 dan 2013 akan dilaksanakan pembangunan gardu Induk baru 150/20 kV dan 70/20 kV termasuk penambahan kapasitas trafo, dengan kapasitas total 543 MVA di Lasusua, Kolaka, Unaaha, Kendari, Baubau dan Raha. Proyek tersebut akan memerlukan dana investasi sekitar US$ 34 juta, seperti yang ditampilkan dalam tabel B10.5.

638

Tabel B10.5 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16

Gardu Induk Kendari Nii Tanasa Kolaka ‐ (GI Baru) + 2 LB Kendari ‐ (GI Baru 150 kV) + 2 LB Lasusua ‐ (GI Baru) + 4 LB Kolaka, Ext 4 LB Unahaa ‐ (GI Baru) + 4 LB Unaaha Kendari, Ext 4 LB Kendari ‐ IBT 2x31,5 MVA Raha ‐ (GI Baru) ‐ 2 LB Kolaka Raha Bau Bau Raha Kendari Unahaa Nii Tanasa

Tegangan 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV

Baru/Extension Extension Extension New New New Extension New Extension Extension New New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Jumlah

Daya (MVA)

Anggaran (juta USD)

30 10 30 30 30 4 LB 30 30 4 LB 63 30 30 30 30 30 60 60 20 543

1,26 ‐ 2,62 2,62 3,85 2,47 3,85 1,39 2,47 ‐ 2,62 1,39 1,39 2,62 1,39 2,10 2,10 ‐ 34,13

COD 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2016 2017 2018

Pengembangan Jaringan Distribusi Untuk memenuhi kebutuhan listrik Propinsi Sulawesi Tenggara hingga tahun 2020, direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 300 ribu pelanggan. Khusus untuk tahun 2011 akan disambung 80.000 pelanggan baru untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% pada tahun 2011, untuk periode selanjutnya akan disambung rata-rata 24.000 pelanggan baru setiap tahunnya. Untuk menunjang penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melayani perdesaan, yaitu JTM sepanjang 3.251 kms, JTR sekitar 2.753 kms dan trafo distribusi sebesar 592 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B10.6.

639


JTR

Trafo

2011

kms 323.4

kms 300.8

MVA 158.4

2012

144.3

160.3

30.4

15,353

2013

162.3

171.6

41.5

20,969

2014

280.5

281.4

35.3

17,807

2015

294.4

288.1

42.0

21,224

2016

310.0

295.1

47.7

24,072

2017

330.8

303.7

52.2

26,369

2018

444.3

309.0

56.9

28,714

2019

464.3

316.3

61.6

31,084

2020 2011-2020

496.3

327.1

66.2

33,448

3,250.7

2,753.3

592.2

299,035

Tahun

Pelanggan 79,994

B10.4 Pengembangan Interkoneksi Kendari-Pulau Muna dan Buton Jaringan transmisi 70 kV yang pertama kali dioperasikan di Kendari adalah ruas dari PLTU Kendari (FTP1) menuju ke kota Kendari pada tahun 2010. Adanya pembangkit baru dan transmisi tersebut akan melayani kebutuhan listrik di Kendari yang selama ini tertahan. Selain itu, direncanakan pengembangan sistem transmisi 150 kV Sultra untuk menjangkau beban isolated sehingga akan terhubung ke grid Sultra. Untuk dapat menjangkau pulau-pulau di sekitar daratan Kendari, sedang dilakukan kajian untuk pertama-tama menginterkoneksi kota Raha di pulau Muna dan Baubau di pulau Buton dengan SUTT dan sebagian kecil kabel laut 150 kV, selanjutnya akan dibuat interkoneksi pulau Muna ke sistem Kendari. Interkoneksi dengan kabel laut ini akan dilakukan apabila sesuai hasil kajian bahwa proyek layak secara teknis dan ekonomis.

B10.5 Rangkuman Rangkuman proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi propinsi Sulawesi Tenggara tahun 2011 - 2020 adalah seperti pada tabel B10.7.

640



Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW)

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

2011

486.2

551.5

130

12.8

40

24

102.3

2012

608.5

690.2

162

20.0

60

-

88.2

2013

687.5

779.8

181

44.2

183

802

131.9

2014

745.5

845.4

194

93.0

120

410

228.8

2015

809.3

917.7

209

3.0

-

28.6

2016

879.7

997.3

225

25.0

60

80

46.4

2017

957.1

1085.0

242

45.0

60

-

124.9

2018

1042.5

1181.7

261

28.0

20

80

50.5

2019

1136.7

1288.3

281

30.0

-

84.2

2020

1240.1

1405.3

304

-

24.7

1,396

910.3

Jumlah

301.0

641

543

LAMPIRAN B.11 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI BARAT B11.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Kebutuhan tenaga listrik Provinsi Sulawesi Barat saat ini dipasok dari 3 gardu induk 150 kV, yaitu Polmas, Majene dan Mamuju yang terinterkoneksi dengan sistem Sulawesi Selatan. Gardu induk tersebut mendapat pasokan dari pembangkitpembangkit yang ada di sistem kelistrikan interkoneksi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Selain itu terdapat pembangkit skala kecil yang beroperasi pada sistem isolated untuk kebutuhan setempat. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangannya di Provinsi Sulawesi Barat dapat dilihat pada gambar B11.1.

Gambar B11.1. Peta kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat

Kapasitas ketiga gardu induk tersebut saat ini adalah 60 MVA. Sistem isolated yang belum tersambung ke grid masih dipasok dari PLTD. Beban puncak seluruh propinsi Sulbar adalah 30 MW. Adapun pembangkit yang beroperasi secara isolated pada saat ini diberikan pada tabel B11.1.

642

Tabel B11.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No

Pembangkit

Kapasitas (MW)

Jenis Pembangkit

Bahan Bakar

Pemilik

Terpasang

Mampu

Grid 20 kV Sist. SULSELBAR 1

PLTD Mamuju

PLTD

HSD

PLN

1,474

1,420

2 3 4 5 6

PLTD ISOLATED PLTD Mambi PLTD Babana PLTD Topoyo PLTD Karossa PLTD Baras

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

HSD HSD HSD HSD HSD

PLN PLN PLN PLN PLN

0,240 0,04 0,200 0,53 0,820

0,220 0,04 0,110 0,42 0,490

7

PLTD Pasang kayu

PLTD

HSD

PLN

2,82

2,01

8

PLTD sarjo

PLTD

HSD

PLN

0,140 4,79

0,123 3,41

6,26

4,83

JUMLAH

B11.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulbar Provinsi Sulawesi Barat yang dibentuk pada tahun 2003 dengan Mamuju sebagai ibukotanya merupakan daerah yang sedang berkembang. Rasio elektrifikasi baru sekitar 51%, sehingga masih terdapat banyak calon pelanggan rumah tangga yang membutuhkan pasokan listrik. Kondisi ini akan diikuti oleh tumbuhnya konsumen bisnis. Kebutuhan listrik di Provinsi Sulawesi Barat tahun 2006–2010 tumbuh rata-rata 9,6% per tahun, walaupun telah dilakukan pengendalian penyambungan baru karena keterbatasan daya pembangkit. Sedangkan dalam periode yang sama, pertumbuhan ekonomi meningkat rata-rata 8,8 % per tahun. Dari pertumbuhan konsumsi listrik dalam lima tahun terakhir, dan memperhatikan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk serta peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011–2020 diberikan pada tabel B11.2.

643

Tabel B11.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Propinsi Sulawesi Barat Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan (GWh) 138,7 165,2 196,7 227,6 250,8 275,7 302,5 331,4 362,4 395,8

Growth (%)

12,7%

Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 162,0 33,3 193,0 39,6 229,8 47,2 265,8 54,5 292,9 60,0 322,0 66,1 353,3 72,4 386,9 79,1 423,1 86,7 462,0 94,6 12,6%

12,6%


B11.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Energi Primer Provinsi Sulawesi Barat dengan kondisi alamnya yang bergunung-gunung menyimpan potensi tenaga air yang sangat besar untuk dikembangkan menjadi PLTA hingga sekitar 1000 MW. Pengembangan Pembangkit Memperhatikan besarnya potensi tenaga air di Sulawesi Barat, prioritas pertama dalam mengembangkan pembangkit adalah membangun PLTA, namun pembangunan PLTA tersebut perlu didukung oleh studi kelayakan yang baik. Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, di Provinsi Sulawesi Barat direncanakan akan dibangun pembangkit 167 MW yang akan masuk ke grid 150 kV sistem Sulselbar. Pembangkit tersebut adalah PLTU 2x25 MW (salah satu proyek FTP2) yang akan dibangun oleh swasta, dan PLTA Poko 117 MW yang akan dikembangkan oleh PLN sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.3. Apabila tambahan pembangkit baru 167 MW tersebut selesai beroperasi dan mengingat beban puncak Provinsi Sulbar pada saat itu sekitar 95 MW, maka Provinsi Sulbar akan memasok kelebihan daya ke sistem interkoneksi Sulselbar.

644

Selain itu terdapat potensi PLTA di sungai Karama yang sangat besar, yaitu mencapai 450 MW, dan saat ini sedang dibuat studi kelayakanya oleh perusahaan swasta bekerjasama dengan Pemerintah Provinsi Sulawesi Barat. Proyek PLTA ini merupakan sebuah proyek Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS) “unsolicited”. Apabila hasil studi kelayakan menyatakan proyek ini layak dibangun dan sesuai dengan kebutuhan sistem tenaga listrik, maka proyek ini akan dimasukkan dalam RUPTL perioda berikutnya. Tabel B11.3 Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Mamuju (FTP2)

Swasta

PLTU

2x25

2015

Rencana

2

Poko

PLN

PLTA

117

2020

Rencana

Total Kapasitas

167

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pada Provinsi Sulawei Barat direncanakan pembangunan transmisi 150 kV dari Silae ke Pasang Kayu ke Mamuju sepanjang 540 kms dan 150 kV dari PLTA Poko ke Bakaru sepanjang 40 kms, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 68 juta sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.4. Tabel B11.4 Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang (kms)

Anggaran (juta USD)

COD

1

Pasangkayu

Silae

150 kV

2 cct,1xHAWK

90 11,0

2014

2

PLTU Mamuju (FTP2)

Mamuju

150 kV

2 cct,1xHAWK

50 4,5

2014

3

Pasangkayu

Mamuju

150 kV

2 cct,1xHAWK

400 49,1

2018

3

PLTA Poko

Bakaru

150 kV

2 cct,1xHAWK

40 3,6

2019

Jumlah

580 68,1

Pengembangan Gardu Induk Pada tahun 2014 direncanakan pembangunan gardu induk baru 150 kV di Pasangkayu dengan kapasitas 20 MVA yang terhubung ke GI Silae di kota Palu Sulawesi Tengah

645

sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.5. Selain itu trafo di GI eksisting akan ditambah sebesar 90 MVA seperti pada tabel tersebut.

Tabel B11.5 Pembangunan Gardu Induk

Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Extension

1

Polmas

150/20 kV

2

Majene

3 4

No

Extension

Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD) 30 1,39

2011

150/20 kV

Extension

30 1,39

2011

Pasangkayu

150/20 kV

New

20 2,38

2014

Mamuju

150/20 kV

Extension

30 1,39

2014

Jumlah

COD

110 6,5

Pengembangan Distribusi Hingga tahun 2020 akan dilakukan penambahan sambungan baru sekitar 122 ribu pelanggan, atau rata-rata 12.200 pelanggan setiap tahunnya. Akibatnya beban puncak pada 2020 akan menjadi sekitar 3,3 kali lipat dibanding beban puncak tahun 2010, yaitu naik dari 29 MW menjadi 95 MW pada tahun 2020. Jaringan distribusi yang akan dibangun, termasuk untuk melistriki perdesaan, terdiri dari JTM sepanjang 1.305 kms, JTR sekitar 1.363 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 400 MVA seperti diberikan pada Tabel B11.6.


JTR

Trafo

2011

kms 138.1

kms 138.4

MVA 38.8

2012

63.7

123.0

44.4

11,509

2013

119.2

127.3

37.6

11,914

2014

124.8

131.0

36.3

12,843

2015

129.1

133.6

37.2

10,516

2016

133.9

136.2

38.4

11,375

2017

140.3

139.5

39.9

12,312

2018

144.5

141.5

40.9

13,332

2019

150.7

144.3

42.3

14,444

2020 2011-2020

160.6

148.4

44.3

15,657

1,304.9

1,363.0

400.2

122,374

Tahun

646

Pelanggan 8,474

B11.4 Ringkasan Ringkasan prakiraan kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas sistem kelistrikan dan kebutuhan investasi di Provinsi Sulawesi Barat sampai dengan tahun 2020 sebagaimana terdapat dalam tabel B11.7. Tabel B11.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

Sales (GWh)

Produksi (GWh)


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW)

2011

138.7

162.0

33.3

-

6.39

2012

165.2

193.0

39.6

-

3.27

2013

196.7

229.8

47.2

-

3.51

2014

227.6

265.8

54.5

2015

250.8

292.9

60.0

2016

275.7

322.0

66.1

2017

302.5

353.3

72.4

60

50 50 500

140

22.81

-

91.54

-

3.68

-

30.84

2018

331.4

386.9

79.1

400

53.02

2019

362.4

423.1

86.7

40

7.73

2020

395.8 462.0 Jumlah

94.6

-

176.85

580

399.64

117 167

647

610

LAMPIRAN B.12 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU B12.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku saat ini terdiri dari 8 sistem kelistrikan, adapun sistem yang cukup besar adalah sistem Ambon, Masohi, Kairatu-Piru, Namlea-Mako, Saparua, Tual, Dobo, dan Saumlaki. Selain itu terdapat 40 pusat pembangkit kecil tersebar. Beban puncak total non coincident seluruh Provinsi Maluku sekitar 83,5 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit PLTD tersebar yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV pada masing-masing sistem kelistrikan di setiap pulau seperti ditunjukkan pada gambar B12.1.

Gambar 1. Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku

Sistem kelistrikan terbesar di Provinsi Maluku adalah sistem Ambon, dimana sistem ini memiliki jumlah pasokan pembangkit 80,24 MW termasuk PLTD sewa, dengan daya mampu sekitar 41,8 MW dan beban puncak 40 MW. 648

Tabel B.12-1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No

Sistem Isolated

I

Sistem Ambon 1. Hative Kecil 2. Poka 3. Sewa Mesin TOTAL Sistem Masohi 1. Masohi 2. Liang 3. Waipia 4. Sewa Mesin TOTAL Sistem Kairatu‐Piru 1. Kairatu 2. Sewa Mesin 3. Piru TOTAL Sistem Namlea‐Mako 1. Namlea 2. Mako 3. Sewa Mesin TOTAL Sistem Saparua Saparua Sistem Tual 1. Langgur 2. Sewa Mesin TOTAL Sistem Saumlaki 1. Saumlaki 2. Sewa Mesin TOTAL Dobo 1. Dobo 2. Sewa Mesin

II

III

IV

V VI

II

VIII

Jenis Pembangkit

Kapasitas [MW] Terpasang Daya Mampu

Beban Puncak [MW]

PLTD PLTD PLTD

21,5 33,6 25,2 80,2

6,2 14,3 21,3 41,8 40,0

PLTD PLTD PLTD PLTD

7,0 0,9 0,8 3,2 11,9

2,7 0,5 0.34 2,1 5,3 5,1

PLTD PLTD PLTD

3,8 3,2 3,1 10,1

1,6 3,1 1,8 1,7 65,5 1,7

PLTD PLTD PLTD

5,3 2,6 2,2 10,0

1,4 1,1 2,1 4,6 4,1

PLTD

3,7 1,5 1,5

PLTD PLTD

7,6 4,7 2,4 2,2 10,0 6,9 5,9

PLTD PLTD

3,8 1,5 2,0 1,5 5,8 3,0 2,0

PLTD PLTD

3,5 2,2 2,0 1,5

TOTAL

5,5 3,7 1,9

B12.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kota Ambon mempunyai populasi terbesar di Provinsi Maluku dan memiliki pelanggan komersial dalam jumlah yang cukup besar. Kebutuhan listrik diserap oleh konsumen rumah tangga (93,32%), komersial (3,75%), publik (2,9%) dan industri (0,02%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel B12.2. 649

Tabel B12.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan (GWh) 315,6 342,5 371,3 402,1 434,9 470,9 509,7 551,6 596,5 644,7

Growth (%)

Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 365,7 77,6 396,5 84,0 429,5 90,8 464,7 98,0 502,3 105,8 543,3 114,2 587,7 123,3 635,4 133,1 686,6 143,5 741,5 154,7

8,3%

8,2%

8,0%


B12.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Maluku dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Maluku untuk pembangkit listrik terbatas pada sumbersumber hydro yang berada di Pulau Seram dan Pulau Buru serta panas bumi di Pulau Ambon dan Pulau Haruku. Saat ini pengeboran sumur eksplorasi panas bumi di Pulau Ambon telah selesai dilaksanakan untuk rencana pembangunan PLTP Tulehu 2x10 MW. Sedangkan PLTP Haruku masih dalam tahap survey. Selain itu potensi hidro di Seram cukup besar, bisa mencapai 100 MW lebih, namun sebagian berada di kawasan hutan konservasi sehingga ada hambatan untuk dikembangkan menjadi PLTA. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 akan dapat dipenuhi dengan mengembangkan pembangkit di Maluku berkapasitas total sekitar 192 MW, termasuk rencana PLTA Wai Tala 60 MW seperti ditampilkan pada tabel B12.3. Pengembangan PLTA Wai Tala, akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut mengingat daya yang dihasilkan akan dievakuasi ke Ambon menggunakan kabel laut 70 kV.

650

Tabel B12.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

PROYEK Waai (FTP1) Saparua (Peaking) Buru (KPI) Wae Mala Ruwapa Tene Makariki Langgur Haruku Nua (Masohi) Tulehu (FTP2) Waai (Ekspansi) Tual (Peaking) Wai Tala Wai Tala Isal Isal Tual Wai Nibe Mala-2 Wai Tina

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTU PLTD PLTGB PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTD PLTM PLTP PLTU PLTD PLTA PLTA PLTM PLTM PLTGB PLTM PLTM PLTM

2x15 0,5 6 2 1,2 4 4 6 3 6 2x10 15 3x2 13,5 40,5 2x1 3x2 2x4 4x1,25 6 2x4

2012/13 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014/15 2015 2016/18/19 2017 2018 2014/15 2018/19/20 2013 2013/14/16/17 2014 2014/15

On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

Total Kapasitas

192,7

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit PLTA dan PLTP yang jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, perlu dibangun jaringan transmis 70 kV sepanjang 524 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Pembangunan kabel laut Ambon-Seram 70 kV terkait dengan pembangunan PLTA Tala 60 MW akan dilaksanakan setelah dilakukan studi dasar laut. Sedangan transmisi yang akan dibangun di pulau Seram akan digunakan untuk evakuasi daya dari beberapa PLTM ke pusat beban. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 54,4 juta seperti ditampilkan dalam tabel B12.4.

651

Tabel B12.4 Pembangunan SUTT 70 kV No

Dari

Ke

1 2 3 4

PLTU Waai PLTU Waai GI Passo PLTP Tulehu

5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

GI Passo PLTU Piru GI Masohi PLTP Tulehu Landing Point Haruku 1 Landing Point Haruku 1 GI Haruku Landing Point Haruku 2 Landing Point Seram PLTA Tala

70 kV 70 kV 70 kV

1 cct, 1xHAWK 1 cct, 1xHAWK 1 cct, 1xHAWK

Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 18,0 1,57 30,0 2,62 12,0 1,05

70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV

1 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK kabel laut, 2cct 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK kabel laut, 2cct 2 cct, 1xHAWK

12,0 26,0 92,0 210,0 6,0 10,0 2,0 26,0 14,0 36,0

0,52 1,14 5,61 12,80 0,37 9,59 0,12 1,58 13,42 2,19

2013 2013 2014 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017

70 kV

2 cct, 1xHAWK

30,0 1,83

2017

Tegangan

GI Passo GI Sirimau GI Sirimau Incomer single pi Sirimau‐ Waai GI Wayame GI Kairatu GI Kairatu Landing Point Ambon Landing Point Ambon GI Haruku Landing Point Haruku 2 Landing Point Seram GI Kairatu Incomer Single pi (Kairatu‐Masohi)

Konduktor

Jumlah

PLTMH Mala-2 IPP 2x3 MW (2014)

2012 2012 2012

524,0 54,40

PLTM Wae Mala 2x3MW (2013) PLTMH Isal 4x1 MW (2014/15/18/19)

PLTMH Nua 2x3 MW (2014)

A Piru

A

PLTMH Ruwapa 2x0,6 MW (2013)

A

PLTA Tala 4x15 MW (2017)

ACSR 1X240 mm 2 46 km (2014)

Kairatu

A

Waai

U Tulehu

COD

Haruku

A

Bula

A

A

A

ACSR 1X240 mm 2 105 km (2017)

Masohi

PLTMH Tene 2x2 MW (2013)

PLTMH Makariki 2x2 MW (2013)

Tehoru

P

ACSR 1X240 mm 2 24 km (2012)

Ambon

Gambar 2. Peta Rencana Pengembangan Sistem 70 kV Seram-Ambon

Pengembangan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan rencana pengembangan PLTA, PLTU serta pembangkit lainnya dan untuk mendistribusi listrik ke pelanggan, direncanakan dibangun gardu induk. Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pembangunan GI 70 kV baru dan pengembangannya di 7 lokasi dengan kapasitas total 240 MVA dan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 21,7 juta seperti diperlihatkan pada tabel B12.5. 652

Tabel B12.5 Pengembangan GI di Maluku

Gardu Induk

Tegangan

1

Sirimau

70/20 kV

Baru/ Extension New

Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD)

COD

30

2,93

2012

2

Passo

70/20 kV

New

20

2,31

2012

3

Sirimau

70/20 kV

Extension

30

1,63

2013

4

Wayame

70/20 kV

New

20

2,31

2014

5

Sirimau

70/20 kV

Extension

30

1,63

2016

6

Masohi

70/20 kV

New

20

2,31

2017

7

Kairatu

70/20 kV

New

20

2,31

2017

8

Haruku

70/20 kV

New

20

2,31

2017

9

Piru

70/20 kV

New

20

2,31

2017

10

Passo

70/20 kV

Extension

30

1,63

2018

Jumlah

240

21,67

No

Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 152 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 16.000 pelanggan, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 14.000 pelanggan setiap tahun. Selain itu direncanakan pula jaringan 20 kV untuk menghubungkan pulau-pulau yang memiliki potensi sumber energi terbarukan dan murah dengan pulau di dekatnya yang tidak tersedia energi murah. Namun demikian, interkoneksi ini tetap mempertimbangkan kelayakan teknis dan ekonomis. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 sudah termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1,094 kms JTM, sekitar 889 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 74 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B12.6.

653

Tabel B.12-6. Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM kms 79,8 116,6 101,1 93,9 97,9 110,2 115,4 120,7 126,4 132,3 1.094,4

JTR kms 65,7 95,7 82,8 76,7 79,8 89,6 93,5 97,6 101,9 106,4 889,6

Trafo MVA 4,9 4,7 6,0 6,6 7,1 7,7 8,3 9,0 9,6 10,3 74,3

Pelanggan 28.176 12.879 12.233 11.601 12.127 13.688 14.361 15.067 15.808 16.586 152.526

B12.4 Ringkasan

Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diberikan pada tabel B12.7. Tabel B12.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

315,6 342,5 371,3 402,1 434,9 470,9 509,7 551,6 596,5 644,7 Jumlah

365,7 396,5 429,5 464,7 502,3 543,3 587,7 635,4 686,6 741,5


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran GI (MVA) Puncak (MW) (kms) (juta USD) (MW) 9,0 78 44,6 84 16 50 60 94,5 91 47 30 12 69,9 98 31 20 118 55,4 106 30 11,3 114 3 30 95,3 123 15 80 334 120,1 133 45 30 10,7 144 4 9,2 155 2 193 240 524 520,2

654

LAMPIRAN B.13 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU UTARA B13.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara terdiri dari 7 sistem kelistrikan yang cukup besar yaitu sistem Ternate, Tobelo, Jailolo-Sofifi, Soa-Siu (Tidore), Bacan, Sanana dan Daruba. Selain itu juga terdapat 21 unit pusat pembangkit kecil tersebar. Beban puncak gabungan sistem-sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara saat ini sekitar 60 MW, dipasok oleh PLTD tersebar yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV seperti dapat dilihat pada gambar B13.1.

Gambar B13.1 Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku Utara

Sistem terbesar di Maluku Utara adalah sistem Ternate dimana sistem ini memiliki pasokan pembangkit sekitar 35 MW yang terdiri dari pembangkit sendiri 14,8 MW dan mesin sewa 20,3 MW. Sedangkan sistem isolated lainnya yang relatif agak besar sebagaimana dapat dilihat pada tabel B13.1. 655

Tabel B13.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang di Maluku Utara Sistem Terisolasi I Sistem Ternate

Jenis Pembangkit

Kapasitas Terpasang (MW)

Daya Mampu Beban Puncak [MW]

(MW)

1. Kayu Merah

PLTD

14,802

2,6

2. Sewa Mesin

PLTD

20,25

16

35,052

18,6

17,20

PLTD

7,84

5,5

TOTAL II Sistem Tobelo Tobelo Sewa Mesin TOTAL III Sistem Jailolo‐Sidangoli‐Sofifi Jailolo Sistem Sidangoli Sofifi Sewa Mesin TOTAL IV Sistem Soa Siu

PLTD

2,4

2

10,24

7,5

4,95

PLTD

4,64

2,71

1,9

PLTD

1,2

0,84

PLTD

3,2

2,4

2,01

4,4

3,24

2,79

Soa Siu

PLTD

4,93

Sewa Mesin

PLTD

3,2

1,1

8,13

3,89

3,48

PLTD

3

0,77

PLTD

2,8

2,28

5,8

3,05

2,54

Sanana

PLTD

1,93

0,5

Sewa Mesin

PLTD

5,6

4,48

7,53

4,98

1,9

2,93

1,52

1,1

TOTAL V Sistem Bacan Bacan Sewa Mesin TOTAL VI Sistem Sanana

TOTAL VII Sistem Daruba Daruba

B13.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kota Ternate merupakan eks-Ibukota Provinsi Maluku Utara mempunyai populasi terbesar di provinsi ini. Pemakaian listrik diserap oleh pelanggan rumah tangga (92,4%), komersial (3,9%), publik (3,7%) dan industri (0,01%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diberikan pada tabel B13.2. 656


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan (GWh) 186,1 206,0 261,1 282,3 305,3 332,0 361,0 392,5 426,8 463,3

Growth (%)

10,4%


10,0%


B13.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Maluku dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Maluku Utara untuk pembangkitan tenaga listrik terbatas pada tenaga air dan panas bumi yang berada di Pulau Halmahera dan Pulau Bacan. Sumber panas bumi di Halmahera adalah di Jailolo dengan potensi hingga 40 MW dan Songa Wayaua di Pulau Bacan. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTU batubara, PLTP, PLTM dan PLTGB dengan kapasitas sekitar 71,7 MW seperti ditampilkan pada tabel B13.3.

657

Tabel B13.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

PROYEK

PEMILIK

Maluku Utara /Tidore (FTP1) Sofifi Sanana Tidore Ekspansi (FTP2) Bacan (Peaking) Sanana Goal Ngaoli Ibu Tobelo Songa Wayaua (FTP2) Jailolo (FTP2) Total Kapasitas

PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

JENIS

MW

COD

STATUS

PLTU PLTU PLTD PLTU PLTD PLTD PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTP PLTP

2x7 2x3 3 2x7 1,2 1 2x0,75 2 1 8 5 3x5

2012 2013 2014 2014 2014 2019 2012 2013 2013 2014 2017 2016/17/20

On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

71,7

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit PLTP yang jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, telah direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 494 km sirkit untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Selain itu terdapat rencana untuk memasang kabel laut 150 kV menghubungkan pulau Halmahera dan pulau Tidore. Implementasi pembangunan ini akan didahului dengan kajian kelayakan teknis dan ekonomis setelah dilakukan survey jalur dan survey dasar laut. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi SUTT tersebut sekitar US$ 44 juta seperti ditampilkan dalam tabel B13.4. Tabel B13.4 Pembangunan SUTT 150 kV No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang (kms)

Anggaran (juta USD)

COD

1

PLTP Jailolo

Buli

150 kV

2 cct, 1xHawk

228,0 20,29

2014

2

Incomer single pi (Jailolo‐Buli)

Sofifi

150 kV

2 cct, 1xHawk

46,0 4,09

2014

3

Tobelo

PLTP Jailolo

150 kV

2 cct, 1xHawk

220,0 19,58

2017

Jumlah

494,0 43,97

658

Gambar B13.2. Peta rencana pengembangan sistem 150 kV Halmahera

Pengembangan GI Berkaitan dengan rencana pengembangan pembangkit dan transmisi tersebut serta untuk menyalurkan listrik ke pelanggan, direncanakan dibangun gardu induk. Sampai dengan tahun 2020 direncanakan pengembangan GI 150 kV di 4 lokasi dengan total kapasitas 120 MVA dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 10,5 juta seperti diperlihatkan pada tabel B13.5. Tabel B13.5 Pengembangan GI di Maluku Utara

Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Extension

1

Tobelo

150/20 kV

2

Sofifi

3 4

No


COD

New

30

2,62

2014

150/20 kV

New

30

2,62

2014

Buli

150/20 kV

New

30

2,62

2014

Jailolo

150/20 kV

New

30 Jumlah 120

2,62 10,48

2014

659

Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku Utara dimaksudkan untuk memenuhi proyeksi tambahan pelanggan baru sekitar 116 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 30.000 pelanggan, dan pada periode selanjutnya akan disambung rata-rata 11.600 pelanggan setiap tahun. Selain itu direncanakan pula jaringan 20 kV untuk menghubungkan pulau-pulau yang memiliki potensi sumber energi terbarukan dan murah dengan pulau di dekatnya yang tidak tersedia energi murah. Namun demikian, interkoneksi ini tetap mempertimbangkan kelayakan teknis dan ekonomis. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.004 kms JTM, 816 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 118 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B13.6. Tabel B13.6 Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Utara

Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM kms 76,2 98,3 92,9 87,6 91,1 102,3 106,7 111,3 116,2 121,2 1.003,9

JTR kms 62,7 80,7 76,1 71,6 74,2 83,1 86,5 90,0 93,7 97,6 816,0

Trafo MVA 7,7 7,6 9,6 10,5 11,2 12,2 13,2 14,2 15,2 16,2 117,6

Pelanggan 15.643 10.921 8.503 9.030 9.589 10.983 11.715 12.497 13.331 14.221 116.432

B13.4 Pengembangan Sistem Kelistrikan Terkait Industri Feronikel Di Halmahera terdapat potensi tambang nikel yang besar dan akan dikembangkan dan diolah menjadi FeNi oleh PT Antam di Buli. Adanya industri ekstraksi dan pengolahan tersebut diharapkan akan mendorong pertumbuhan ekonomi lebih cepat dan Halmahera akan menjadi salah satu pusat pertumbuhan ekonomi untuk kawasan Maluku. PLN berencana membangun pembangkit khusus yang cukup besar untuk memenuhi kebutuhan industri feronikel tersebut, yaitu sekitar 260 MW pada tahun 2014, dengan membentuk sebuah anak perusahaan PLN. Pembangkit tersebut tidak terdapat pada tabel B13.3 karena sebagian besar dari kapasitasnya didedikasikan 660

untuk melayani industri feronikel, walaupun dimungkinkan bagi PLN untuk membeli excess power dari anak perusahaan PLN tersebut.

B13.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 sebagaimana diperlihatkan pada tabel B13.7. Tabel B13.7 Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Proyeksi Kebutuhan Beban Sales Produksi Puncak (GWh) (GWh) (MW) 186,1 207,5 49,4 206,0 229,6 54,4 261,1 290,9 68,6 282,3 314,4 73,8 305,3 339,7 79,5 332,0 369,2 86,0 361,0 401,3 93,1 392,5 436,1 100,8 426,8 473,9 109,1 463,3 514,1 117,9 Jumlah

Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 16 10 26

GI (MVA)

120

5 10 1 5 73

661

120

Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 274 220 494

5,8 37,5 24,3 81,6 4,6 19,1 52,9 5,6 6,8 20,2 258,5

LAMPIRAN B.14 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA

B14.1 Kondisikelistrikan saat ini Provinsi Papua terdiri dari 28 kabupaten dan 1 kota yang sistem kelistrikannya terdiri dari 7 sistem kelistrikan terisolasi. Sistem yang berbeban cukup besar adalah sistem Jayapura, Wamena, Timika, Merauke, Nabire, Serui dan Biak. Selain itu terdapat sistem kelistrikan yang beban puncak masih kecil (listrik perdesaan) tersebar di 55 lokasi. Beban puncak seluruh sistem kelistrikan di Provinsi Papua adalah 106,8 MW dan dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD dan PLTM. Energi listrik disalurkan melalui jaringan 20 kV. Sistem kelistrikan Jayapura merupakan sistem terbesar diantara ketujuh sistem kelistrikan di Provinsi Papua sebagaimana tabel B14.1. Peta sistem kelistrikan di Provinsi Papua seperti pada Gambar B14.1. Sistem Biak

PROVINSI PAPUA BARAT

Sistem Serui Sistem Jayapura

PROVINSI PAPUA Sistem Nabire

Sistem Wamena

Sistem Timika

Sistem Merauke

Gambar B14.1 Peta sistem kelistrikan Provinsi Papua

Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua ditunjukkan pada tabel B14.1.

662

Tabel B14.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No. I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

Sistem Kelistrikan Sistem Jayapura 1. Yarmokh 2. Waena 3. Sentani 4. Arso Arso sewa 5. Genyem 6. Sarmi 7. Kit Sewa JUMLAH Sistem Wamena 1. Sinagma 2. Sinagma 3. Walesi JUMLAH Sistem Timika 1. Timika 2. Kit Sewa JUMLAH Sistem Biak 1. Karang Mulia 2. KIT Sewa JUMLAH Sistem Serui 1. Serui 2. KIT Sewa JUMLAH Sistem Merauke Kelapa Lima Kit Sewa JUMLAH Sistem Nabire 1. Nabire 2. Kalibobo 3. Kit Sewa JUMLAH Lisdes tersebar JUMLAH TOTAL

Jenis

Kapasitas (MW) Beban Puncak (MW) Terpasang Dya Mampu

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

8,2 38,6 0 1 2 2 32 79,8

2,9 18,4 0 1 1,4 1,9 32 54,3

52,4

2,4 0,4 1,6 4,4

2,1 0,2 1,6 3,9

3,8

5,3 13 18,3

3,2 11,8 15

13,4

13,8 3 16,8

11,1 3 14,1

8,4

6,4 2 8,4

3,6 2 5,6

3,7

5,2 15,6 20,8

3,4 11,6 15

11,1

3,4 6,4 4 13,8 13,5 13,5 175,8

2,6 5,8 3 11,4 9,3 9,3 128,6

PLTD PLTM PLTM

PLTD PLTD

PLTD PLTD

PLTD PLTD

PLTD PLTD

PLTD PLTD PLTD

8,7 5,3 106,8

B14.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Provinsi Papua Penjualan energi listrik PLN pada tahun 2010 adalah 490,4 GWh yang dikonsumsi oleh rumah tangga (51,1%), komersial (35,3%), publik (13%) dan industri (0,7%). Mengingat kondisi pasokan listrik yang terbatas, saat ini kebutuhan energi listrik belum seluruhnya dapat dipenuhi. Memperhatikan data penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah 663

penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011– 2020 diperlihatkan pada tabel B14.2. Tabel B14.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan

Produksi

(GWh)

(GWh)

Beban Puncak (MW)

Jumlah Pelanggan

622,9

694,6

144,5

404.694

740,2

815,5

167,9

424.547

810,3

891,1

181,7

445.692

884,5

970,9

196,1

467.543

966,5

1.059,1

211,8

487.443

1.057,1

1.156,4

229,1

508.346

1.157,3

1.263,9

248,0

530.432

1.268,0

1.382,4

268,7

554.610

1.390,2

1.513,3

291,4

579.718

1.525,4

1.657,8

316,3

609.048

12,0%

11,0%

9,9%

12,8%

Growth (%)

B14.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Papua dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat adalah sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi primer di Provinsi Papua yang dapat dimanfaatkan untuk membangkitkan tenaga listrik terbatas pada sumber-sumber potensi tenaga air. Berdasarkan hasil survei dan studi yang dilakukan oleh PLN Proyek Induk Sarana Fisik dan Penunjang, PLN Enjiniring dan PT Gama Epsilon selama periode 1996-2009, potensi tenaga air di Provinsi Papua yang terdata adalah sekitar 11.000 MW tersebar di 15 lokasi. Dari potensi-potensi tersebut yang sudah dilakukan studi kelayakan dan desain rinci adalah sebesar 26,6 MW, yaitu di Walesi, Kalibumi, Mariarotu dan Sanoba. Kurang maksimalnya pengembangan potensi tenaga air di provinsi Papua disebabkan oleh karena lokasi pembangkit berada jauh dari pusat beban, sehingga belum layak untuk dikembangkan. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 365 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel 664

B14.3. Selain itu terdapat potensi PLTM yang akan dikembangkan oleh PLN yaitu PLTM Rendani 2x0,65 MW di Kabupaten Yapen, PLTM Serambokan 118 kW dan PLTM Digoel 1,1 MW distrik Okaom di Kabupaten Pegunungan Bintang yang saat ini dalam tahap studi kelayakan. Tabel B14.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

PROYEK Walesi #5 Orya / Genyem (On Going) Sinagma I Walesi I Jayapura (FTP1) - Holtekamp Kalibumi I Jayapura - Holtekamp (Ekspansi) Timika Kurik / Merauke Orya 2 Kalibumi II Sanoba Mariarotu I Mariarotu II Serui Baliem Timika (Peaking) Kalibumi III Cascade Baliem Biak 1 Tatui Amai Jayapura II Nabire (CNG/LNG) Timika Walesi Blok II Jayapura (FTP2) -Skouw Biak (FTP2) Merauke (FTP2)-Gudang Arang Nabire-Kalibobo Merauke - 2

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTM PLTA PLTM PLTM PLTU PLTM PLTU PLTGB PLTGB PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTA PLTGB PLTM PLTA PLTGB PLTM PLTM PLTU PLTMG XPLTU PLTM PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU

0,5 2x10 2x0,15 2x0,6 2x10 2,6 2x15 8 3x5 10 2x2,5 0,3 2x0,65 2x0,65 6 10 3x7 2x2,5 4x10 2x6 2x2 1,4 2x15 5 2x15 6x1 2x15 2x7 2x7 2x7 7

2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013/14 2014 2014/15/18 2014 2014/15 2014 2014 2014/15 2015 2016 2016/17/20 2016/17 2017/18 2017/18 2017/18 2018 2018/19 2019 2013 2014 2014 2014 2014/15 2014 2016

On Going On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

Total Kapasitas

365

Sebagaimana dapat dilihat pada tabel B14.3, di Papua akan dibangun PLTA Baliem secara bertahap (10 MW pada tahun 2016 dan 4x10 MW pada tahun 2017/2018). PLTA ini dimaksudkan untuk mempercepat pemerataan tersedianya pasokan listrik khususnya di sekitar Puncak Jaya. Listrik yang dibangkitkan akan disalurkan ke tujuh ibukota Kabupaten di sekitar Wamena menggunakan transmisi 150 kV.

665

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan PLTA yang berlokasi jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, direncanakan akan dibangun transmisi 70 kV sepanjang 236 kms dan 150 kV sepanjang 582 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 68 juta seperti ditampilkan dalam tabel B14.4.

Tabel B14.4 Pembanguan SUTT 70 kV dan 150 kV

1

PLTU Holtekamp

GI Skyland

70 kV

2cct, 1 HAWK

Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 36 2,2

2

GI Jayapura (Skyland)

GI Sentani

70 kV

2cct, 1 HAWK

40 2,4

3

PLTA Genyem

GI Sentani

70 kV

2cct, 1 HAWK

160 9,8

2013

4

PLTA Baliem

GI Wamena

150 kV

2 cct, 2 x HAWK

50 6,1

2016

5

PLTA Baliem

GI Sumohai

150 kV

2cct, 1 HAWK

50 4,5

2016

No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

COD 2012 2012

6

GI Wamena

GI Elelim

150 kV

2cct, 1 HAWK

122 10,9

2017

7

GI Wamena

GI Karubaga

150 kV

2cct, 1 HAWK

150 13,4

2017

8

GI Karubaga

GI Mulia

150 kV

2cct, 1 HAWK

130 11,6

2017

9

GI Mulia

GI Ilaga

150 kV

2cct, 1 HAWK

80 7,1

2017

Jumlah

818 67,9

Pengembangan Gardu Induk Pengembangan GI tegangan 70 kV dan 150 kV direncanakan untuk menyalurkan energi listrik dari pembangkit skala menengah yang beroperasi mulai tahun 2012 dengan total kapasitas 220 MVA seperti pada tabel B14.5. Kapasitas GI yang akan dibangun sekitar 490 MVA dengan biaya sekitar US$ 22 juta.

666

Tabel B14.5 Pengembangan GI No

Gardu Induk

Tegangan

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Skyland Sentani Skyland Sentani Sumohai Wamena Elelim Karubaga Mulia Ilaga Sentani Skyland

70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV

Baru/ Extension Baru Baru Extension Extension New New New New New New Extension Extension

Daya (MVA) 60 60 60 60 20 30 20 20 20 20 60 60

Anggaran (juta USD) 1,76 1,76 1,02 1,02 2,38 2,62 2,38 2,38 2,38 2,38 1,02 1,02

Jumlah

490

22,12

COD 2012 2012 2015 2015 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2020 2020

PLTD Sentani

PLTD Genyem PLTA Genyem 2x10 MW (2012)

D D

PLTA Orya 2 1x10 MW (2012)

A

PLTD Yarmoch

D

ACSR 1X240 mm 2 20 km (2012)

PLTU IPP Jayapura 2x15 MW (2014)

GI Sky Land

ACSR 1X240 mm 2 80 km (2013)

GI Sentani U

U

U

ACSR 1X240 mm 2 18 km (2012)

A

PLTU Holtekamp 2x10 MW (2012) Ekspansi 2x15 MW (2013/14) PLTU Jayapura II 2x15 MW (2018/19)

Gambar B14.2 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi 70 kV Jayapura

667

GI Elelim (Kab. Yalimo)

GI Karubaga (Kab. Tolikara)

ACSR 1x240 mm2 65 km ‐ 2017

ACSR 1x240 mm2 75 km ‐ 2017

ACSR 1x240 mm2 61 km ‐ 2017

GI Mulia (Kab. Puncak Jaya) ACSR 1x240 mm2 40 km ‐ 2017

(Kab. Lanny Jaya)

GI Wamena

GI ilaga (Kab. Puncak)

ACSR 2x240 mm2 25 km ‐ 2017 A

Kenyam (Kab. Nduga)

PLTA Baliem 50 MW (2017/2018)

ACSR 1x240 mm2 25 km ‐ 2017

GI Sumohai

200

Gambar B14.3 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi 150 kV Wamena

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik di provinsi ini, direncanakan tambahan sambungan baru sampai dengan tahun 2020 sekitar 426 ribu pelanggan. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 222 ribu pelanggan baru selama 2011. Pada periode berikutnya akan disambung sekitar 22.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, direncanakan pembangunan jaringan tegangan menengah 1.030 kms, jaringan tegangan rendah 899 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 92 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B14.6.

668

Tabel B14.6 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

Pelanggan

66

58

MVA 5,9

72

63

6,4

19.853

78

68

7,0

21.145

85

74

7,6

21.851

93

81

8,3

19.900

102

89

9,1

20.903

113

99

10,1

22.086

125

109

11,2

24.179

140

122

12,5

25.107

156

136

14,0

29.330

1.030

899

92,0

426.586

222.232

B14.4 Sistem Kelistrikan di Daerah Perbatasan Papua - PNG Provinsi Papua mempunyai wilayah yang sangat luas, dengan kerapatan penduduk yang sangat rendah dan kondisi alam yang penuh tantangan. Sarana infrastruktur antar daerah masih sangat terbatas dan menjadi tantangan untuk melaksanakan elektrifikasi. Sepanjang perbataan antara wilayah Republik Indonesia dan Papua Nugini (PNG) pada umumnya didiami masyarakat asli Papua dengan tingkat penyebaran yang tidak merata, hidup berkelompok dan berpindah-pindah serta berpeluang terjadi migrasi lintas batas. Kelompok suku yang mendiami sepanjang daerah perbatasan ini beragam, ada sekitar 255 suku dengan bahasa masing-masing suku berbeda. Daerah perbatasan RI-PNG terdiri dari Kabupaten Jayapura, Keerom, Merauke dan kabupaten-kabupaten baru hasil pemekaran. Akses mencapai ibu kota kabupaten menggunakan pesawat perintis yang beroperasi berkat bantuan/subsidi dari pemerintah daerah. Kebutuhan listrik untuk kabupaten tersebut dipasok oleh pemerintah daerah dan belum mendapatkan pasokan listrik PLN. Elektrifikasi wilayah perbatasan direncanakan dengan membangun pembangkit yang memanfaatkan potensi energi terbarukan yang tersedia setempat. Diprogramkan pada tahun 2011 ibukota kabupaten sudah terlistriki dengan alternatif pertama memanfaatkan potensi tenaga air dengan membangun PLTM serta potensi tenaga surya (PLTS). Sehubungan kondisi demografi yang tersebar dan jumlah penduduk yang relatif sedikit, maka sistem kelistrikan yang diperlukan cukup dengan sistem isolated, tidak memerlukan pembangunan jaringan tegangan menengah. 669

B14.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti dalam tabel B14.7.


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

623 740 810 885 967 1.057 1.157 1.268 1.390 1.525 Jumlah

695 816 891 971 1.059 1.156 1.264 1.382 1.513 1.658

Beban Puncak (MW) 144 168 182 196 212 229 248 269 291 316

Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 0,5 41,5 47,6 113,8 21,2 26,5 37,5 49,4 20,0 7,0 364,9

670

GI (MVA)

120

120 130

120 490

Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 76 160 100 482 818

25,7 86,4 50,4 235,8 48,1 56,4 115,6 87,2 48,0 15,3 768,7

LAMPIRAN B.15 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA BARAT

B15.1 Kondisi kelistrikan saat ini

Provinsi Papua Barat terdiri dari 10 kabupaten dan 1 kota yang sistem kelistrikannya terisolasi. Sistem yang berbeban cukup besar ada 4 yaitu sistem Sorong, Fakfak, Manokwari dan Kaimana. Selain itu terdapat 51 pusat pembangkit skala kecil (listrik perdesaan) tersebar. Beban puncak total non coincident seluruh sistem kelistrikan di Papua Barat sekitar 51,4 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD, PLTM, dan dari excess power PLTMG/PLTG, yang terhubung langsung melalui jaringan 20 kV. Sistem kelistrikan Sorong merupakan sistem terbesar di Provinsi Papua Barat dengan beban puncak 25 MW. Peta sistem kelistrikan Provinsi Papua Barat seperti ditunjukkan pada Gambar B15.1. Sistem Sorong

Sistem Manokwari

PROVINSI PAPUA BARAT Sistem Fak Fak Sistem Kaimana

PROVINSI PAPUA

Gambar B15.1 Peta sistem kelistrikan Papua Barat

671

Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua Barat sebagaimana ditunjukkan pada tabel B15.1. Tabel B15.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang Sistem Kelistrikan

Jenis Pmbgkit

Kapasitas Terpasang [MW]

Daya Mampu [MW]

PLTD PLTD PLTMG/PLTG PLTD

3,1 10,1 14 20

2,4 8 14 14

47,2

38,4

4,0 2,0 3,7

2,3 1,9 2,0

9,7

6,2

10,0 10,0

7,9 7,0

20,0

14,9

5,4

4,5

5,4

4,5

8,3

5,9

JUMLAH

8,3

5,9

3,9

TOTAL

90,6

69,9

51,4

I Sistem Sorong 1. Klademak 2. Klasaman 3. Excess Power 4. Kit Sewa JUMLAH

Beban Puncak (MW)

25,0

II Sistem Fak Fak 1. Kebun Kapas 2. Werba 3. Kit Sewa

PLTD PLTM PLTD

JUMLAH III Sistem Manokwari 1. Sanggeng 2. Kit Sewa

PLTD PLTD

JUMLAH IV Sistem Kaimana 1. PLTD Kaimana JUMLAH V Lisdes tersebar

PLTD

6,1

12,8

3,6

B15.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Provinsi Papua Barat Sampai dengan akhir tahun 2010, penjualan tenaga listrik PLN untuk Provinsi Papua Barat mencapai 274 GWh dengan komposisi penjualan terbesar diserap oleh konsumen rumah tangga (55,2%), komersial (32,3%), publik (11%) dan industri 1,5%. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN selama lima tahun terakhir, dan dengan memperhatikan pertumbuhan penduduk, proyeksi pertumbuhan ekonomi regional serta peningkatan elektrifikasi, kebutuhan listrik 2011–2020 diberikan pada tabel B15.2.

672


2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan (GWh) 361,0 439,4 475,1 517,9 565,3 618,0 676,4 741,3 813,3 893,3

Growth (%)

12,5%


13,7%


B15.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan yaitu pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Papua Barat dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Papua Barat memiliki potensi energi primer yang cukup besar. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Papua Barat, di provinsi ini terdapat potensi batubara sebesar 151 juta ton, gas alam 24 TSCF, potensi minyak bumi 121 MMSTB dan potensi energi air yang tersebar. Sumber energi primer yang sudah dikembangkan untuk dimanfaatkan menjadi energi listrik adalah energi air sebesar 2 MW di sistem Fakfak dan gas alam melalui pembelian excess power sebesar 14 MW di Sorong.

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 112,6 MW dengan perincian seperti pada tabel B15.3. Selain itu, akan dilakukan pembelian tenaga listrik dari excess power di Tangguh dengan kapasitas sampai 5 MW untuk melistriki daerah sekitarnya. Sedangkan gas yang akan diperoleh dari Tangguh sekitar 5–10 mmscfd, akan digunakan untuk meningkatkan kemampuan pasokan listrik kota Bintuni dan sekitarnya, dimana saat ini masih dalam tahap pengkajian. 673

Tabel B15.3 Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1

Prafi

PLN

PLTM

2.5

2012

On Going

2

Manokwari

PLN

PLTGB

2x3

2013/14

Rencana

3

Kombemur

PLN

PLTM

2x3,3

2013/14

Rencana

4

Prafi II

PLN

PLTM

1

2013

Rencana

5

Waigo

PLN

PLTM

1

2013

Rencana

5

Ransiki

PLN

PLTM

6

2014

Rencana

6

Warsamson

PLN

PLTA

3x15,5

2015/16/17

Rencana

7

Andai (FTP2) - Maruni

Swasta

PLTU

2x7

2014

Rencana

8

Klalin (FTP2) - Makbusun/Sorong

Swasta

PLTU

2x15

2014/15

Rencana

Total Kapasitas

113.6

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit baru yaitu PLTU batubara dan PLTA serta untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat beban, direncanakan pengembangan transmisi (SUTT) 70 kV sepanjang 100 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 6,1 juta sebagaimana ditampilkan pada tabel B15.4.

Tabel B15.4 Pembangunan SUTT 70 kV No

Dari

Ke

Tegangan

Konduktor

Panjang (kms)

Anggaran (juta USD)

COD

1

PLTU Makbusun

GI Sorong

70 kV

2cct, 1 HAWK

60,0 3,66

2013

2

PLTA Warsamson

GI Sorong

70 kV

2cct, 1 HAWK

40,0 2,44

2015

Jumlah

100,0 6,09

Pengembangan Gardu Induk Rencana pembangunan gardu induk diperlukan seiring dengan rencana pembangunan transmisi 70 kV di Sorong yaitu untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat beban. Kapasitas trafo GI yang akan dibangun adalah 180 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 3,8 juta sebagaimana pada tabel B15.5. Tabel B15.5 Pengembangan GI

674

Gardu Induk

Tegangan

Baru/ Extension

1

Sorong

70/20 kV

Baru

60

1,76

2013

2

Sorong

70/20 kV

Extension

60

1,02

2015

3

Sorong

70/20 kV

Extension

60

1,02

2019

Jumlah

180

3,80

No


COD

Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Papua Barat dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 130 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 43.700 pelanggan untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% dan pada tahun-tahun selanjutnya jumlah pelanggan yang akan disambung rata-rata 9.000 pelanggan per tahun. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan meliputi JTM sepanjang 1.424 kms, JTR sekitar 1.029 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 127 MVA, sebagaimana terdapat pada tabel B15.6. Tabel B15.6 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM kms 80,3 88,6 98,3 109,8 123,4 139,4 158,3 180,7 207,1 238,2 1.424,2

JTR kms 58,1 64,1 71,2 79,5 89,3 101,0 114,7 130,9 150,1 169,9 1.028,7

Trafo MVA 7,2 7,9 8,8 9,8 11,0 12,5 14,1 16,1 18,5 21,3 127,3

Pelanggan 43.704 7.451 7.936 8.599 8.776 9.410 9.841 10.611 11.331 12.145 129.803

Selain rencana tersebut, di Kabupaten Bintuni direncanakan akan dibangun jaringan SUTM dan kabel laut 20 kV untuk menyalurkan tenaga listrik dari PLTMG/PLTG yang akan dibangun di Tangguh ke kota Bintuni dan juga excess power 5 MW, namun dalam implementasinya akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut.

675

B15.4 Sistem Kelistrikan Ibukota Provinsi Tingkat pertumbuhan ekonomi kota Sorong lebih tinggi dibandingkan daerah lain di provinsi ini, sehingga pemakaian listrik beberapa tahun terakhir tumbuh sangat tinggi. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, selain akan dipasok dari PLTU batubara dan PLTA, PLN akan menyiapkan pembangkit berbahan bakar gas flare yang diambil dari pulau Salawati untuk dibawa ke Sorong menggunakan teknologi CNG (compessed natural gas) yang saat ini dalam tahap pengkajian. Pemanfaatan gas flare tersebut telah mendapat persetujuan BP Migas dengan prakiraan daya 15 sampai 20 MW untuk jangka waktu 10 tahun. Penyiapan pembangkit berbahan bakar gas flare tersebut dapat menggunakan pola sewa.

B15.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B15.7. Tabel B15.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

2011

361.0

396.9

2012

439.4

480.4


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 7.7 88.9 10.5 108.1 2.5 -

2013

475.1

518.4

117.3

8.3

2014

517.9

563.9

127.5

41.3

2015

565.3

614.3

138.8

30.5

2016

618.0

670.3

151.4

15.5 15.5

2017

676.4

732.3

165.3

2018

741.3

801.1

180.7

2019

813.3

877.3

197.8

2020

893.3 961.9 Jumlah

216.8

60 60

60 113.6

676

180

60.0

26.4

-

89.4

40.0

61.7

-

30.1

-

31.0

-

8.8

-

11.0

-

11.3

100

287.9

LAMPIRAN B.16 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT

B16.1 Kondisi Saat Ini

Sistem kelistrikan di Provinsi NTB terdiri atas tiga sistem yang saling terhubung dengan jaringan 20 kV dan beberapa sistem terisolasi, hampir semuanya dipasok dari PLTD dan sebagian kecil PLTM. Sistem tersebut adalah: - Sistem Lombok meliputi kota Mataram, kabupaten Lombok Barat, Lombok Tengah, Lombok Timur dan kabupaten Lombok Utara. - Sistem Sumbawa meliputi kota Sumbawa Besar dan kabupaten Sumbawa Barat. - Sistem Bima meliputi kota Bima, kabupaten Bima dan kabupaten Dompu. Sistem terisolasi terdiri dari atas pulau-pulau kecil yang tersebar di seluruh wilayah NTB. Pulau-pulau kecil ini mempunyai pembangkit sendiri. Peta sistem kelistrikan di provinsi NTB untuk ketiga sistem 20 kV tersebut ditunjukkan pada Gambar B16.1.

SISTEM LOMBOK

SISTEM SUMBAWA

SISTEM BIMA

Gambar B16.1 Peta Kelistrikan Provinsi NTB

Beban puncak gabungan non coincident Provinsi NTB tahun 2010 sebesar 184,9 MW dengan total produksi termasuk pembangkit sewa 852,24 GWh, sekitar 69,3 % produksi 677

total NTB ada di sistem Lombok. Hampir semua pembangkit di Provinsi NTB adalah PLTD sehingga mengakibatkan biaya pokok produksi menjadi sangat tinggi, yaitu mencapai Rp 2.557/kWh pada tahun 2010. Daya mampu ketiga sistem tersebut sekitar 83% dari daya terpasang dan beban puncak sekitar 92% dari daya mampu, sehingga sistem dalam kondisi siaga. Daftar tunggu di Provinsi NTB pada akhir tahun 2010 mencapai 181.000 pelanggan dengan daya 165 MVA telah dapat dilayani dengan menyewa pembangkit. Rincian komposisi kapasitas pembangkit per sistem ditunjukkan dalam tabel B16.1. Tabel B16.1 Komposisi kapasitas pembangkit tahun 2010

Sistem Sistem Interkoneksi 1. Sistem Lombok 2. Sistem Sumbawa 3. Sistem Bima Sistem Terisolasi Sektor Lombok 1. Gili Air 2. Gili Meno 3. Gili Trawangan 4. Maringkik Cabang Sumbawa 1. Sebotok 2. Labuhan Haji 3. Lebin 4. Bugis Medang 5. Klawis 6. Lunyuk 7. Lantung Cabang Bima 1. Bajo Pulau 2. Nggelu 3. Pai 4. Sai 5. Sampungu 6. Kempo 7. Kwangko 8. Pekat 9. Kuta Monta

Jenis

Kapasitas Trpasang [MW]

Daya Mampu [MW]

Beban Puncak [MW]

PLTD/M PLTD/M PLTD

168,9 34,1 32,4

140,8 29,1 26,8

129,2 26,2 26,0

PLTD PLTD PLTD PLTD

0,4 0,24 1,72 0,04

0,31 0,20 1,4 0,037

0,28 0,12 1,10 0,03


0,04 0,04 0,24 0,18 0,12 0,60 0,24

0,038 0,038 0,22 0,15 0,09 0,58 0,09

0,038 0,020 0,11 0,10 0,06 0,54 0,08

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

0,06 0,05 0,04 0,06 0,06 0,06 0,08 1,24 0,34

0,05 0,04 0,03 0,05 0,05 0,05 0,07 0,95 0,28

0,04 0,03 0,02 0,04 0,01 0,04 0,06 0,62 0,14

241,25

201,42

184,87

Total

678

B16.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir rata-rata 13,6% per tahun. Permintaan terbesar adalah dari sektor rumah tangga (62,6%) disusul sektor bisnis (24,1%). Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi setempat, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diperlihatkan pada tabel B16.2. Tabel B16.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth (%)

Penjualan (GWh) 1.056,3 1.422,8 1.525,4 1.620,0 1.707,4 1.799,6 1.896,8 1.999,3 2.106,2 2.218,2

Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 1.209,5 227,8 1.682,3 316,9 1.801,6 339,3 1.911,2 360,0 2.012,3 379,0 2.118,6 399,1 2.230,6 420,1 2.348,5 442,4 2.471,5 465,5 2.600,1 489,7

11,5%

11,8%

11,4%

Jumlah Pelanggan 798.778 850.374 902.000 953.656 1.005.345 1.057.068 1.108.827 1.160.622 1.212.457 1.264.334 12,5%

Penjualan listrik pada tahun 2011 tumbuh tinggi dibanding tahun 2010 sehubungan adanya rencana untuk menaikkan target rasio elektrifikasi dari 30 % menjadi 60% dan menyelesaikan semua daftar tunggu serta mengalihkan pelanggan koperasi sekitar 20.000 menjadi pelanggan PLN.

B16.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut diatas, direncanakan pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi dengan mempertimbangkan potensi energi primer setempat. Potensi Energi Primer Sumber energi primer yang tersedia di Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) meliputi potensi tenaga air, panas bumi dan angin dengan jumlah total potensi diperkirakan 216 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B16.3.

679

Tabel B16.3 Daftar Potensi Energi Primer No. I

II

III

Energi Primer Air Kokok Putih Segara Pekatan Brang Beh Brang Rhea Tengah Panas Bumi Sembalun Hu'u Maronge Angin NTB Tersebar

Lokasi

Potensi (MW)

Tahapan Yg Sudah Dicapai

Lombok Lombok Lombok Sumbawa Sumbawa Sumbawa

3,8 6,7 2 26 6,34 0,31

Konstruksi (Skema IPP) Konstruksi (Skema IPP) Studi Kelayakan dan Disain Rinci Studi Kelayakan Proses PPA (Skema IPP) Identifikasi Lokasi

Lombok

100

Hasil Studi Geo Sains & Pemboran Thermal Gradient Pra Studi Kelayakan Identifikasi Lokasi

Bima Sumbawa Lombok, Trawangan, Medang & Sa'i

65 6 0,01

Total 4 Pulau, masing - masing Pulau Lombok dan 3 Pulau Kecil

Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi NTB

Pengembangan Pembangkit Kapasitas pembangkit yang direncanakan di Provini NTB sampai dengan tahun 2020 adalah 630 MW dengan kebutuhan biaya investasi sekitar US$ 61 juta sebagaimana terdapat pada tabel B16.4. Sebagian besar pembangkit yang akan dibangun berada di pulau Lombok mengingat potensi bebannya jauh lebih besar dibanding pulau lainnya dan didominasi PLTU batubara. Untuk meminimalkan penggunaan BBM terutama waktu beban puncak, direncanakan akan dibangun PLTG dengan bahan bakar gas alam yang disimpan dalam bentuk CNG (compressed natural gas) atau mini LNG. Sedangkan rencana pembangunan pembangkit di pulau Sumbawa akan diupayakan sebanyak mungkin memanfaatkan potensi energi terbarukan setempat, yaitu PLTA/PLTM.

680

Tabel B16.4 Rencna Pengembangan Pembangkit No

PROYEK

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Lombok (APBN) Santong Lombok (FTP1) Bima (FTP1) Lombok (Peaker) Sumbawa Barat Brang Beh 2 Bima (Ekpansi) Lombok (FTP 2) Brang Beh 1 Lombok Peaker Ekspansi Lombok - 2 Sembalun (FTP2) Sembalun (Ekspansi) Lombok Kokok Putih Segara Anak Kukusan Rea Bintang Bano Rhee Lombok Sumbawa (FTP2) Hu'u (FTP2) Hu'u - 2

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTU PLTM PLTU PLTU PLTG PLTU PLTA PLTU PLTU PLTA PLTG PLTU PLTP PLTP XPLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU PLTU PLTP PLTP

25 0,85 2x25 2x10 2x30 2x7 4,1 2x10 2x25 8 2x30 2x25 20 2x20 2x25 3,8 5,8 0,2 5,7 2x4 4,3 2x25 2x10 20 2x20

2012 2012 2013 2012/13 2013 2013/14 2014 2014/15 2015 2016 2016/20 2017 2017 2018/19 2013 2012 2012 2012 2013 2014 2014 2014 2014/15 2017 2018/19

On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

Total Kapasitas

629,8

Pembangunan Transmisi dan Gardu Induk Pembangunan Transmisi Pembangunan pembangkit PLTU batubara, panas bumi dan PLTA di beberapa lokasi akan diikuti dengan pembangunan transmisi untuk evakuasi daya dari pembangkit ke pusat beban melalui gardu induk. Rincian rencana pembangunan transmisi ditampilkan pada tabel B16.5. Selama periode 2011-2020 akan dibangun transmisi 150 kV di Lombok dan 70 kV di pulau Sumbawa meliputi sistem Sumbawa dan sistem Bima. Untuk menghubungkan sistem 70 kV Sumbawa dengan sistem 70 kV Bima yang berjarak lebih dari 100 km, akan dibangun transmisi interkoneksi 150 kV. Panjang transmisi yang akan dibangun sekitar 1.139 kms dengan kebutuhan anggaran sekitar US$ 80 juta. Rencana interkoneksi tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan teknis dan ekonomi.

681

Tabel B16.5 Pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV No

Dari

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

PLTU Jeranjang PLTU Jeranjang GI Sengkol GI Sengkol PLTU Bima (FTP1)/Bonto GI Bima GI Selong GI Ampenan GI Mantang PLTP Sembalun PLTU IPP Sumbawa (FTP2) GI Alas/Tano GI Taliwang PLTU Sumbawa Barat PLTU IPP Lombok PLTU Lombok FTP 2 PLTP Huu (FTP 2) GI Dompu

Ke GI Ampenan GI Sengkol GI Selong GI Kuta GI Bima GI Dompu GI Pringgabaya GI Tanjung Incomer Jeranjang‐Sengkol GI Pringgabaya GI Labuhan/Sumbawa GI Labuhan/Sumbawa GI Alas/Tano GI Taliwang GI Selong GI Pringgabaya GI Dompu GI Labuhan/Sumbawa

Tegangan

Konduktor

150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 70 kV 150 kV

2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, AAAC 1x240 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, AAAC 1x240 2 cct, 1 HAWK

Panjang (kms) 15,2 68,2 76,0 21,0 30,0 48,0 60,0 30,0 30,0 30,0 24,0 120,0 30,0 20,0 100,0 92,0 60,8 283,8

Anggaran (juta US$) 0,84 3,78 6,76 1,87 1,46 7,31 2,67 4,27 4,27 5,34 1,83 6,09 5,61 1,22 2,67 2,67 3,71 17,30

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016

Jumlah 1.139 79,67

Pembangunan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan proyeksi kebutuhan listrik dan penambahan pelanggan, akan dibangun GI 150/20 kV dan GI 70/20 kV serta IBT 150/70 kV untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke beban. Selain itu dilakukan perluasan GI eksisting untuk meningkatkan kapasitas dan keandalannya dengan menambah trafo di beberapa GI. Jumlah kapasitas trafo GI yang akan dibangun selama kurun waktu 2011-2020 adalah 750 MVA dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 65,6 juta. Rincian rencana pembangunan dan perluasan GI diperlihatkan pada tabel B16.6.

682

Tabel B16.6 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Gardu Induk Jeranjang Sengkol Selong Kuta Dompu Bima Sengkol Selong Ampenan Kuta Tanjung Pringgabaya Dompu Mantang Labuhan/Sumbawa Alas/Tano Taliwang Pringgabaya Labuhan/Sumbawa Labuhan/Sumbawa Jeranjang Selong Ampenan Dompu Labuhan/Sumbawa Bima Kuta Dompu Labuhan/Sumbawa Sengkol Dompu Jeranjang Alas/Tano Tanjung Bima

New New New New New New Ext 4 LB Ext 2 LB Ext 2 LB Extension New New Extension New New New New Ext 2 LB Ext 2 LB Extension Extension Extension Extension Ext 2 LB Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension

Daya (MVA) 30 30 30 30 20 20 ‐ ‐ ‐ 30 30 30 20 30 20 20 20 ‐ ‐ 20 30 30 30 ‐ 20 20 30 30 30 30 20 30 20 30 20

Anggaran (juta USD) 4,18 4,18 2,94 2,94 2,20 3,14 2,47 1,23 1,23 1,39 2,94 2,94 1,01 2,94 2,20 2,20 2,20 1,23 1,26 1,01 1,39 1,39 1,39 0,94 1,01 1,01 1,39 2,02 2,02 1,39 1,01 1,39 1,01 1,39 1,01

Jumlah

750

65,59

Tegangan

Baru/Extension

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150 kV 70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV

683

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2019

Gambar B16.2 Peta rencana pengembangan sistem 150 kV Lombok

PLTU Bima Ekspansi 2x10 MW (2014/15)

PLTU Bima (FTP 1) 2x10 MW (2012)

PLTU Sumbawa (FTP 2) IPP 2x10 MW (2014/15) U

U

ACSR 1x240 mm2 7 km – 2014

U

GI Bima

GI Labuhan GI Dompu ACSR 1x240 mm2 96 km ‐ 2013

ACSR 1x240 mm2 60 km ‐ 2011

GI Taliwang

ACSR 1x240 mm2 30 km ‐ 2016 A

P

ACSR 1x240 mm2 142 km ‐ 2016

U

PLTU Sumbawa Barat 2x7 MW (2013/14)

P

PLTP Hu’u IPP 2x10 MW (2017)

PLTA Brang Beh-1 8MW (2016)

PLTP Hu’u Ekpansi 2x20 MW (2018/19)

Gambar B16.3 Peta rencana pengembangan sistem 150 kV dan 70 kV di pulau Sumbawa

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik di provinsi ini, direncanakan tambahan sambungan baru sampai dengan tahun 2020 sekitar 875 ribu pelanggan. Untuk

684

meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 409.000 pelanggan baru selama 2011. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, direncanakan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi jaringan tegangan menengah 2.040 kms, jaringan tegangan rendah sekitar 1.965 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 143 MVA, seperti dalam tabel B16.7. Tabel B16.7 Rincian Pengembangan Distribusi JTM

JTR

Trafo

2011

kms 660.8

kms 636.1

MVA 44.4

2012

173.2

166.7

14.6

51,596

2013

173.2

166.7

14.6

51,626

2014

173.3

166.8

11.7

51,656

2015

179.2

172.5

12.0

51,689

2016

187.9

180.9

12.6

51,723

2017

155.9

150.1

10.5

51,759

2018

127.5

122.7

8.6

51,796

2019

105.8

101.9

7.1

51,835

2020 2011-2020

103.7

99.8

7.0

51,876

2,040.5

1,964.3

143.1

874,536

Tahun

Pelanggan 408,980

B16.4 Sistem Kelistrikan Pulau Gili Ketiga pulau Gili yaitu Gili Air, Gili Meno dan Gili Trawangan merupakan tujuan wisata yang menjadi andalan pemerintah daerah. Ketiga pulau Gili tersebut masuk dalam wilayah administrasi kabupaten Lombok Utara yang merupakan pemekaran dari kabupaten Lombok Barat. Sistem kelistrikan di ketiga pulau Gili merupakan sistem terisolasi, masing–masing dipasok dari PLTD Gili Air, PLTD Gili Meno dan PLTD Gili Trawangan melalui JTM 20 kV, dengan kondisi pembangkitan seperti pada tabel B16.8. Biaya pokok produksi ketiga PLTD tersebut adalah sangat tinggi, yaitu Rp 3.457,-/kWh.

685

Tabel B16.8 Data Pengusahaan Tiga Gili

1

Gili Air

400

310

Beban Puncak (kW) 282

2

Gili Meno

240

200

117

127

3

Gili Trawangan

1720

1400

1100

416

No

Sistem

Daya Terpasang (kW)

Daya Mampu (kW)

Jml Pelanggan 284

Pada tahun 2012 sistem kelistrikan di ketiga pulau Gili akan saling dihubungkan dengan kabel laut 20 kV dan disambung dengan sistem pulau Lombok.

B16.5 Ringkasan

Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 diberikan pada tabel B16.9. Tabel B16.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan


2011

1,056

2012

1,423

Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 175.8 1,209 228 46 160 258 205.6 1,682 317 183 140 90

2013

1,525

1,802

339

93

80

254

227.6

2014

1,620

1,911

360

70

60

253

141.9

2015

1,707

2,012

379

38

70

-

49.1

2016

1,800

2,119

399

90

90

284

215.2

2017

1,897

2,231

420

40

50

-

105.1

2018

1,999

2,349

442

40

50

-

103.2

2019

2,106

2,472

466

30

50

2020

2,218

2,600

490

Tahun

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

Jumlah

630

686

750

-

32.7

-

16.5

1,139

1,272.7

LAMPIRAN B.17 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR B17.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Nusa Tenggara Timur (NTT) terdiri dari 90 pusat listrik yang beroperasi secara terpisah dengan total beban puncak non coincident pada tahun 2010 sekitar 100 MW, dipasok dari PLTD, PLTMH, PLTS+PLTD hibrid dan PLTP. Tenaga listrik dari pembangkit ke pelanggan disalurkan melalui JTM 20 kV dan JTR 220 volt. Kebutuhan terbesar listrik di NTT adalah di Kupang sebagai ibu kota provinsi, yaitu 37%. Hampir semua pembangkit di NTT menggunakan PLTD dan terdapat satu unit PLTM serta PLTP, sehingga biaya pokok produksi listrik sangat tinggi. Rincian pembangkit terpasang di Provinsi NTT ditunjukkan pada tabel B17.1. Tabel B17.1 Daftar Pembangkit terpasang di NTT No.

Nama Pembangkit

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Sistem Kupang Sistem Seba, Oesao Sistem Soe Sistem Kefamananu Sistem Atambua Sistem Betun Sistem Kalabahi Sistem Rote Ndao Sistem Ende Sistem Wolowaru Sistem Aesesa Sistem Bajawa - Mataloko Sistem Ruteng Sistem Labuhan Bajo Sistem Maumere Sistem Larantuka Sistem Adonara Sistem Lembata Sistem Waingapu Sistem Waikabubak - Lokomboro Gab. Isol. Cab. Kupang Gab. Isol. Cab. FBB Gab. Isol. Cab. Sumba Gab. Isol. Cab. FBT Jumlah

13 14 15 16 17 18 19 20

21 22 23 24

Jenis Pembangkit

Pemilik

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTP PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTMH

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN

PLTD PLTD PLTD PLTD

PLN PLN PLN PLN

687

Kapasitas Terpasang (MW) 45,92 0,78 4,97 6,53 7,24 2,75 4,11 3,78 11,78 1,19 2,34 4,33 1,80 8,92 3,22 12,28 6,26 2,99 4,24 7,56 5,93 0,80

Beban Puncak (MW)

4,97 7,38 1,94 3,92 167,93

2,5 2,5 0,9 1,5 100,8

34,2 0,4 4,2 3,6 5,0 1,4 3,0 2,1 6,7 1,0 0,9 2,2 1,5 4,0 1,8 7,8 3,1 2,1 1,8 3,9 3,1 0,8

B17.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diperlihatkan pada tabel B17.2. Tabel B17.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Penjualan (GWh) 488,6 552,9 625,2 707,0 781,5 863,9 955,1 1.056,1 1.146,2 1.260,8

Growth (%)

Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 559,9 110,1 633,7 124,3 716,4 139,9 809,8 157,7 894,9 174,0 989,1 191,9 1.093,3 211,4 1.208,8 233,3 1.311,7 252,6 1.442,7 276,9

11,4%

11,5%

11,2%


B17.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik sebagaimana tersebut diatas, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi dan jaringan distribusi, dengan memanfaatkan potensi energi setempat. Potensi Energi Terbarukan Provinsi NTT mempunyai potensi energi terbarukan yang tersebar di beberapa pulau. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertamben Provinsi NTT, potensi energi setempat yang siap dimanfaatkan adalah : -

Pulau Timor – Kupang, mempunyai potensi PLTB ± 2,02 MW dan PLTM ± 4,8 MW Pulau Flores, potensi PLTP ±115 MW, PLTA ± 23,22 MW, PLTB ± 0,5 MW Pulau Sumba, mempunyai potensi PLTM ± 12,40 MW dan PLT hibryd ± 1,5 MW Pulau Alor, mempunyai potensi PLTP ± 20 MW dan PLTM ± 28 kW Pulau Lembata, mempunyai potensi PLTP ± 5 MW Pulau Rote, mempunyai potensi PLTB ± 1 MW

688

Rencana Pengembangan Pembangkit Sampai dengan tahun 2020 kebutuhan tenaga listrik Provinsi NTT direncanakan akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTP, PLTU batubara skala kecil, PLTA, PLTMH, PLTD, PLTS dan PLT-hybrid tersebar di beberapa lokasi, dengan total kapasitas mencapai 353,7 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B17.3. Tabel B17.3 Rincian Rencana Pengembangan Pembangkit di NTT No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53

PROYEK Mataloko Ulumbu (APBN) Lembata NTT-1 Ropa (FTP1) Rote Peaking Ndungga Alor Atambua APBN NTT-2 Kupang (FTP1) Rote Ndao Ulumbu (ADB) Kalabahi Peaking Atambua APBN Kalabahi Peaking Maumere Peaking Kupang (Peaking) Oelbubuk-Soe Wae Rancang I - Manggarai Wae Rancang II - Manggarai Solar Thermal Kupang Larantuka (Peaking) Maubesi Lembata PLTD Peaking Bukapiting Atambua Ekspansi Kupang (Peaking) Ekspansi Larantuka (Peaking) Nangalili-Labuhan Bajo Lembata PLTD Peaking Kupang (Ekspansi) Kupang (Peaking) Ekspansi Lewa Lokomboro III Praikalala I Wae Roa - Ngada Umbuwangu I Praikalala II Lewa Lokomboro III Praikalala II Maidang Waekelosawa Wae Lega - Manggarai Wolodaesa Larantuka Sita - Borong Ulumbu Sokoria (FTP2) Mataloko Atadei Kupang Oka Larantuka Sokoria - 2

PEMILIK

JENIS

MW

COD

STATUS

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTP PLTP PLTS PLTU PLTD PLTM PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTD PLTU PLTD PLTD PLTMG PLTB PLTM PLTM PLTS PLTD PLTH PLTD PLTP PLTU PLTMG PLTD PLTH PLTD PLTU PLTMG PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTM PLTP PLTP PLTP PLTP PLTU PLTP PLTP

1,8 4x2,5 2x0,2 2x7 0,5 1,9 2x3 6 2x16,5 2x3 2x2,5 0,75 3x6 0,5 8 20 2x1 10 6 5 4 2x0,5 2,5 2x2,5 2x6 2x20 2 1 1 16,5 10 0,85 1 1 0,4 2x1 0,5 0,5 0,5 1 3x1 2x0,25 1,75 0,8 8 2x1 5 3x5 3x5 5 2x15 2x2,5 1x5

2011 2011/12/14/15 2011/12 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2014/17 2015 2015/16 2017/18 2015/18 2019 2019 2019 2019 2020 2011 2011 2011 2011 2011/12 2012 2012 2012 2013 2012/13/14 2012/13 2013 2013 2014 2014/15 2014 2015/16/17 2015/18/19 2016 2016/17 2016/17 2020

On Going On Going Rencana On Going Rencana On Going On Going On Going On Going On Going On Going Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

Total Kapasitas

689

353,7

Untuk sistem kelistrikan di pulau Flores, jenis pembangkit yang diprioritaskan untuk dibangun adalah PLTP, mengingat di Flores tersedia potensi energi panas bumi. Kapasitas total poteni PLTP yang dapat dibangun sampai dengan tahun 2020 mencapai 61,8 MW, sehingga di masa depan Flores diharapkan akan menjadi daerah percontohan dimana pasokan listriknya didominasi oleh energi bersih panas bumi. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Rencana pengembangan jaringan transmisi 70 kV di Provinsi NTT akan dilaksanakan di dua pulau besar yaitu pulau Flores dan pulau Timor sesuai prospek beban setempat, sebagaimana terdapat dalam gambar B17.1 dan B17.2. Sedangkan untuk pulau-pulau kecil lainnya direncanakan pembangunan jaringan distribusi 20 kV. Selaras dengan rencana pembangunan pembangkit PLTP dan PLTU batubara tersebar di pulau Flores dan pulau Timor, jaringan transmis 70 kV yang akan dibangun adalah 1.280 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 78 juta sesuai tabel B17.4. Tabel B17.4 Pembanguan SUTT 70 kV No

Propinsi

Dari

Ke

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT

Ropa Ropa Bolok Maulafa Naibonat Kefamenau Atambua Kefamenau Ropa PLTP Sokoria Bajawa PLTP Ulumbu Ruteng PLTP Mataloko

Ende Maumere Maulafa Naibonat Nonohonis/Soe Atambua Atapupu Nonohonis / Soe Bajawa Incomer Ropa‐Ende Ruteng Ruteng Labuan Bajo Bajawa

Tegangan 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV

Konduktor 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 x Ostrich 2 cct, 1 x Ostrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK

Panjang (kms) 88 120 30 62 102 150 36 102 190 26 120 40 170 50

Anggaran (juta USD) 5.4 7.3 1.8 3.8 6.2 9.1 2.2 6.2 11.6 1.6 7.3 2.4 10.4 3.0

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014

Jumlah 1,286.0 78.34

Peta rencana pengembangan sistem transmisi 70 kV di pulau Timor dan pulau Flores Provinsi NTT sebagaimana gambar B17.1 dan B17.2.

690

Pengembangan GI Seiring dengan rencana pembangunan PLTP dan PLTU batubara serta jaringan transmisi 70 kV, juga direncanakan pembangunan gardu induk untuk menyalurkan daya ke beban distribusi. Sampai dengan tahun 2020 direncanakan akan dibangun 13 gardu induk baru 70/20 kV tersebar di pulau Timor dan pulau Flores. Kapasitas total trafo GI mencapai 395 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 35 juta sebagaimana diperlihatkan dalam tabel B17.5. Tabel B17.5 Pengembangan GI 70 kV di NTT No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Gardu Induk Ropa Ende Maumere Bolok Maulafa Naibonat Nonohonis Kefamenanu Atambua Atapupu Maumere Ende Maulafa Bajawa Ruteng Labuan Bajo Naibonat Maulafa Atambua Maulafa

Tegangan 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20

Baru/ Extension Daya (MVA) New New New New New New New New New New extension extension ektension New New New extension ektension extension ektension Jumlah

691

5 10 10 20 30 20 20 20 20 10 20 20 30 20 20 20 20 30 20 30

Anggaran (juta USD) 1,89 1,89 1,89 1,95 2,19 1,95 1,95 1,95 1,95 1,89 1,01 1,01 1,26 1,91 1,91 1,91 1,01 1,15 1,01 3,34

395 34,99

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2018 2020

Atapupu 10 MVA (2012) PLTU Atambua APBN 4 x 6 MW (2012/13)

U

HAWK 2x240 mm2 18 km ‐ 2012 Atambua 20 MVA (2012)

HAWK 2x240 mm2 75 km ‐ 2012

Kefamenanu 20 MVA (2012)

HAWK 2x240 mm2 51 km ‐ 2014

Soe/Nonohonis 20 MVA (2012) ACSR 2x152 mm2 51 km ‐ 2012 PLTU Kupang Baru 2 x 16,5 MW (2012)

Naibonat 20 MVA (2012) ACSR 2x152 mm2 31 km ‐ 2012

PLTU Kupang IPP 2 x 15 MW (2013/14) U U

HAWK 2x240 mm2 15km ‐ 2012 Mulafa 30 MVA (2012) Bolok 20 MVA (2012)

Gabar B17.1 Peta rencana jaringan 70 kV pulau Timor

PLTGB Larantuka 2 x 4 MW (2014) PLTM Wae Rancang 16 MW (2014)

Labuhan Bajo 20 MVA (2014) ACSR 1x240 mm2 85 km ‐ 2014

Ruteng 20 MVA (2014)

PLTP Ulumbu APBN 4x 2,5 MW (2011/12/14/15) PLTP Ulumbu ADB 2 x 2,5 MW (2012)

P

G PLTU Ropa APBN 2 x 7 MW (2012)

A

ACSR 1x240 mm2 60 km ‐ 2014

Bajawa 20 MVA (2014)

ACSR 1x240 mm2 95 km ‐ 2014

Ropa 5 MVA (2011) ACSR 1x240 mm2 U 60 kmr ‐ 2012 ACSR 1x240 mm2 44 km ‐ 2012

Maumere 10 MVA (2012)

P P

Ende 10 MVA (2012)

PLTP Sokoria (FTP 2) 3 x 5 MW (2015/16/17)

PLTP Mataloko 1,8 MW (2011) PLTP Mataloko (IPP) 3x5 MW (2015/18/19)

Ende 20 MVA (2011) G Waingapu

Gambar B17.1 Peta rencana jaringan 70 kV pulau Flores

Pengembangan Distribusi Sejalan dengan pembangunan jaringan transmisi dan gardu induk 70 kV serta penambahan pembangkit di Provinsi NTT, direncanakan pembangunan jaringan distribusi 20 kV dan jaringan tegangan rendah serta penambahan pelanggan baru. 692

Sesuai proyeksi kebutuhan tenaga listrik, direncanakan selama 2011-2020 akan dilakukan penambahan pelanggan baru sekitar 639 ribu. Khusus untuk mempercepat peningkatan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, direncanakan akan dilakukan penyambungan pelanggan rumah tangga sebanyak 350 ribu selama 2011. Pada tahun tahun selanjutnya akan ditambah pelanggan baru rata-rata 30 ribu sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi JTM sepanjang 1.573 kms, JTR sekitar 1.048 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 134 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B17.6. Tabel B17.6 Pengembangan Sistem Distribusi di NTT Tahun

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020

JTM kms 144,8 158,9 160,0 160,7 160,9 160,6 159,8 158,3 156,0 152,9 1.572,9

JTR kms 135,9 125,0 121,4 117,0 111,6 105,2 97,6 88,8 78,6 66,8 1.047,7

Trafo MVA 10,3 10,8 11,5 12,1 12,8 13,6 14,3 15,2 16,0 17,0 133,6

Pelanggan 349.555 65.068 26.532 19.257 20.064 20.218 32.498 35.453 30.808 39.365 638.819

B17.4 Pengembangan PLTS Thermal dan EBT Lainnya Memperhatikan banyak energi radiasi matahari di pulau Timor, PLN mempunyai rencana untuk membangun sebuah pembangkit yang menggunakan teknologi panas matahari (solar thermal) dengan kapasitas sekitar 5 MW sebagai pilot project sekaligus sebagai sarana pembelajaran bagi SDM PLN dalam pengembangan energi terbarukan. Selain itu di beberapa pulau kecil direncanakan akan dibangun PLTB, PLTS dan PLTM yang akan dioperasikan secara hybrid dengan PLTD yang ada, yaitu di pulau Ende, Pamana, Samau, Pantar, Pura, Solor dan Sabu.

693

B17.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B17.7. Tabel B17.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun

Sales (GWh)

Produksi (GWh)

2011

488.6

559.9

2012

552.9

633.7


Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 44.2 110.1 8.8 165 169.6 124.3 78.9 594

2013

625.2

716.4

139.9

23.6

40

-

27.4

2014

707.0

809.8

157.7

69.5

90

692

178.6

2015

781.5

894.9

174.0

42.5

20

-

63.7

2016

863.9

989.1

191.9

30.0

30

-

84.0

-

80.1

20

-

47.2

2017

955.1

1,093.3

211.4

29.0

2018

1,056.1

1,208.8

233.3

31.0

2019

1,146.2

1,311.7

252.6

25.5

-

35.0

2020

1,260.8

1,442.7

276.9

15.0

30

-

35.0

353.7

395

1,286

764.8

Jumlah

694

B18.12.

B18.11.

B18.10.

B18.9.

B18.8.

B18.7.

B18.6.

B18.5.

B18.4.

B18.3.

B18.2.

B18.1.

Provinsi Bu usa Tenggarra Timur

Provinsi Bu usa Tenggarra Barat

Provinsi Pa apua Barat

apua Provinsi Pa

Provinsi Maluku Utara

Provinsi Maluku

Provinsi Su ulawesi Teng ggara

Provinsi Su ulawesi Selatan

Provinsi Su ulawesi Teng gah

Provinsi Su ulawesi Utara a

Provinsi Ka alimantan Tim mur

Provinsi Ka alimantan Te engah

Provinsi Ka alimantan Se elatan

LAMPIRAN B18 NE ERACA DAY YA SISTEM-S SISTEM ISOL LATED WILAYAH OPERASI W O IND DONESIA TIM MUR

B18.13.

695

Lampiran B1 18.1 PROVINSI KA ALIMANTA AN SELATA AN

696

Neraca Daya Sistem Kotabaru `

697

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture SWD SWD KUBOTA WARTSILA WARTSILA MIRRLEES KUBOTA Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD

Size Jmlh Unit 0 37 0,37 1 0,40 1 0,60 1 1,25 1 1,25 1 0,94 1 0,60 , 1

Project PLN PLTD Peaking PLTU Kotabaru [APBN-P] Project Swasta

UNIT

2011

2012

GWh % MW

42,77 63,08 7 74 7,74

48,2 63,2 87 8,7

80,8 63,3 14 6 14,6

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

PLTD MW MW MW MW MW MW MW

0,4 0 4 0,4 0,6 1,3 1,3 0,9 0,6 ,

0,4 0 4 0,4 0,6 1,3 1,3 0,9 0,6 ,

MW

8,0

8,0

MW MW

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

98,2 63,4 17 7 17,7

109,5 63,5 19 7 19,7

114,8 63,6 20 6 20,6

119,5 63,7 21 4 21,4

124,5 63,8 22 3 22,3

129,8 63,9 23 2 23,2

135,1 64,0 24 1 24,1

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

5,4 1,2 -

14,0

MW Disuplai dari Grid Barito tahun 2013 melalui Kabel Laut Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

12,2 2,2 1,3 09 0,9 2,2

12,2 2,2 1,3 09 0,9 1,3

Neraca Daya Sistem Batulicin/Pagatan URAIAN

698

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan K Kapasitas it Terpasang T Derating Capacity Pembangkit PLN (PLTD Pagatan) Size Manufacture KUBOTA 0,30 KUBOTA 0,30 SCODA 0,66 SCODA 0,66 DEUTZ MWM 0,70 PERKINS 0,50 MTU 0,53 MTU 0,53 MTU 0,53 Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [Sewatama] Sewa PLTD MFO [IHM] Sewa Relokasi Maburai Pembelian Energi PT. Indocement Tunggal Prakarsa Project PLN

UNIT

Unit 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2011

GWH % MW

68,8 57,3 13,7 0,1 4,7 2,4 0,6

MW MW MW MW MW MW MW MW MW

0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,5 0,5

MW MW MW

3,0 1,5 5,0

MW

3,5

MW MW MW MW MW

15,3 1,3 0,7 0,6 4,4

2012

77,4 57,8 15,3 0,1 4,7 2,4

2013

85,2 58,3 16,7 0,1 4,7 2,4

2014

92,3 58,9 17,9 0,1 4,7 2,4

2015

101,4 59,5 19,5 0,1 4,7 2,4

2016

111,3 60,0 21,2 0,1 4,7 2,4

Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

2017

122,0 60,6 23,0 0,1 4,7 2,4

2018

133,6 61,2 24,9 0,1 4,7 2,4

2019

146,3 61,8 27,0 0,1 4,7 2,4

2020

158,7 62,4 29,1 0,1 4,7 2,4

Lam mpiran B B18.2 P PROVINSI KALIMANTAN TENG GAH

699

Neraca Daya Sistem Kuala Kurun URAIAN Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture

UNIT

Size

700

3

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2

2019

2020

5,2 48,1 1,2

6,0 49,3 1,4

6,7 50,6 1,5

7,3 51,8 1,6

8,1 53,2 1,7

9,1 54,5 1,9

10,1 55,9 2,1

11,2 57,4 2,2

12,4 58,8 2,4

13,6 60,3 2,6

MW MW

2,5 0,0 -

2,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

8,5 0,0 -

PLTD

2,5

2,5

2,5

PLTU

6,0

Project Swasta Disuplai p dari Grid Barito tahun 2014 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

2018

GWH % MW

Unit

Sewa Pemda PLTD Sewa Sewa PLTD Project PLN PLTU Kuala Kurun

2011

MW MW MW MW MW

5,0 0,9 0,5 0,4 2,9

5,0 0,9 0,5 0,4 2,7

17,0 0,9 0,5 0,4 14,6

Neraca Daya Sistem Kuala Pambuang URAIAN

701

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Unit Manufacture MWM 0 22 0,22 1 MWM 0,22 1 MWM 0,22 1 MWM 0,22 1 MAN 0,24 1 DEUTZ MWM 0,50 1 MTU 0 50 0,50 1 KOMATSU 0,24 1 Pembangkit Sewa Sewa PLTD Project PLN PLTU Kuala Pambuang PLTU Kuala Pambuang Ekspansi Project Swasta PLTU IPP Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

UNIT

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWH % MW

13,1 63,5 24 2,4

14,6 63,8 26 2,6

15,9 64,1 28 2,8

17,1 64,4 30 3,0

18,7 64,7 33 3,3

20,3 65,1 36 3,6

22,1 65,4 39 3,9

24,0 65,7 42 4,2

26,1 66,1 45 4,5

28,1 66,4 48 4,8

MW MW

2,4 0,8 -

2,4 0,8 -

1,9 0,8 -

1,9 0,8 -

1,9 0,7 0,1

1,9 0,7 0,1

1,9 0,7 0,1

1,9 0,7 0,1

1,9 0,7 0,1

1,9 0,7 0,1


0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5 0,2

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5 0,2

02 0,2

02 0,2

0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5

MW

2,0

2,0

2,0

10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,5

10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,2

10,2 3,5 05 0,5 3,0 1,9

PLTU PLTU

6,0 30 3,0

PLTU MW MW MW MW MW

3,6 0,7 02 0,2 0,5 0,5

3,6 0,7 02 0,2 0,5 0,3

9,1 3,5 05 0,5 3,0 2,8

7,1 3,5 05 0,5 3,0 0,6

7,2 3,5 05 0,5 3,0 0,4

7,2 3,5 05 0,5 3,0 0,1

10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,8

N Neraca D Daya Si t Sistem Muara Teweh M T h URAIAN

702

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture SWD 0,34 SWD 0,34 MIRRLEES 0,94 DAIHATSU 1,25 MTU 0,63 Pembangkit Sewa Sewa PLTD

UNIT

Unit 1 1 1 1 1

2011

2012

GWH % MW

28 0 28,0 64,4 5,0 0,0 3,5 1,2 -

31,7 31 7 66,7 5,4 0,1 3,5 1,2 -

MW MW MW MW MW

0,3 0,3 0,9 1,3 0,6

0,3 0,3 0,9 1,3 0,6

MW

8,0

8,0

MW MW MW MW MW

10,3 10 3 2,3 1,3 1,0 3,0

10,3 10 3 2,3 1,3 1,0 2,6

2013

35,0 35 0 68,7 5,8 0,1 3,5 1,2

2014

38,0 38 0 69,8 6,2 0,1 3,5 1,2

2015

41,9 41 9 71,0 6,7 0,1 3,5 1,2

2016

46,2 46 2 72,2 7,3 0,1 3,5 1,2

2017

50,8 50 8 73,4 7,9 0,1 3,5 1,2

2018

55,8 55 8 74,6 8,5 0,1 3,5 1,2

8,0

Project PLN Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

2019

61,4 61 4 75,8 9,2 0,1 3,5 1,2

2020

66,8 66 8 77,0 9,9 0,1 3,5 1,2

Neraca Daya Sistem Puruk Cahu URAIAN

703

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Puruk Cahu MTU DEUTZ MWM MTU MAN MAN MTU PLTD Muara Laung Deutz MWM MWM PLTD Tumbang Laung Deutz PLTD Muara Untu Deutz PLTD Mangkahui Deutz Deutz Pembangkit Sewa Sewa PLTD

UNIT GWH % MW

Size

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

MW MW

11,5 69,9 1,9 0,0 3,2 0,8

12,7 71,0 2,0 0,1 3,2 0,8

13,8 70,9 2,2 0,1 3,2 0,8

14,7 70,9 2,4 0,1 3,2 0,8

15,9 70,9 2,6 0,1 3,2 0,8

17,2 70,9 2,8 0,1 3,2 0,8

18,6 70,9 3,0 0,1 3,2 0,8

20,0 70,9 3,2 0,1 3,2 0,8

21,6 70,8 3,5 0,1 3,2 0,8

23,1 70,8 3,7 0,1 3,2 0,8

0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6

0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6

0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6

-

-

-

-

-

-

-

Unit

0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6

1,0 1,0 , 1,0 1,0 1,0

MW MW MW MW MW MW

0,1 0,1 0,0 ,

2,0 1,0 1,0 ,

MW MW MW

0,2 0,1 0,0 ,

0,2 0,1 0,0 ,

0,2 0,1 0,0 ,

0,0

2,0

MW

0,1

0,1

0,1

0,0

1,0

MW

0,0

0,0

0,0

0,0 0,1 ,

1,0 1,0 ,

MW MW

0,0 0,1 ,

0,0 0,1 ,

0,0 0,1 ,

MW

2,0

2,0

Project PLN PLTD /PLTGB

MW

Jumlah Kapasitas C d Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

3,0 Disuplai dari Sistem Barito tahun 2014 4,4 11 1,1 0,6 0,5 1,4

7,4 11 1,1 0,6 0,5 4,3

5,4 11 1,1 0,6 0,5 2,1

Neraca Daya Sistem Buntok URAIAN

704

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture DEUTZ MWM 0,50 DEUTZ MWM 0 50 0,50 MIRRLEES 0,94 MIRRLEES 0,94 DEUTZ MWM 0,50 DEUTZ AG 1,00 MTU 0,80 DEUTZ MWM 0,50 , DEUTZ AG 1,00 Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [PEMDA] Sewa PLTD Project PLN PLTU 2 x 7 MW

UNIT

GWH % MW

Unit 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2011

29,70 56,10 6,00 6% 6,7 1,4 0,0

2012

33,5 57,6 6,6 01 0,1 6,7 1,4 -

MW MW MW MW MW MW MW MW MW

0,5 0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0

0,5 0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0

MW MW

3,0

4,0

MW

2013

37,1 58,6 7,2 01 0,1 6,7 1,4

2014

40,4 59,6 7,7 01 0,1 6,7 1,4 -

2015

44,6 60,7 8,4 01 0,1 6,7 1,4 -

2016

49,2 61,7 9,1 01 0,1 6,7 1,4 -

2017

2018

54,1 62,8 9,8 01 0,1 6,7 1,4 -

0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0

14,0

Project Swasta Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

8,3 1,9 1,0 0,9 0,4

9,3 1,9 1,0 0,9 0,8

59,6 63,9 10,6 01 0,1 6,7 1,4 -

2019

65,6 65,1 11,5 01 0,1 6,7 1,4 -

2020

71,5 66,2 12,3 01 0,1 6,7 1,4 -

Neraca Daya Sistem Pangkalan Bun URAIAN

705

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak P Pasokan k Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture KUBOTA 0,80 SKODA 0,53 SKODA 0,53 MAK 2,80 MAK 2,80 MAK 2,70 MAK 2,70 PLTD Kumai MAK MAK CAT Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD Sewa Pangkalan Banteng Project Swasta PLTU Cenko [Mengatasi kritis]

UNIT GWH % MW MW

2011 100,9 65,7 17,5 9% 10,1 2,3 0,6

Unit 1 1 1 1 1 1 1

MW MW MW MW MW MW MW

0 0

MW MW

0,8 0,5 0,5 2,8 2,7 2,7 -

PLTD PLTD

11,0 2,4

PLTU

11,0

MW MW MW MW MW

32,2 8,3 , 5,5 2,8 6,4

2012 112,9 65,9 19,6 11% 10,1 2,3 -

2013 123,7 66,2 21,3 9% 10,1 2,3

2014 133,3 66,6 22,9 7% 10,1 2,3

2015 145,7 66,9 24,9 9% 10,1 2,3

2016 159,1 67,3 27,0 9% 10,1 2,3

2017 173,5 67,6 29,3 8% 10,1 2,3

0,8 0,5 0,5 2,8 2,8 2,7 2,7 7,0 2,4

Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan g Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

28,2 8,3 , 5,5 2,8 0,3

2018 189,0 68,0 31,7 8% 10,1 2,3

2019 205,9 68,3 34,4 8% 10,1 2,3

2020 222,3 68,7 37,0 7% 10,1 2,3

Neraca Daya Sistem Sampit URAIAN

UNIT

2011

GWH % MW

127,6 66,4 21,9 9% 16,08 4,08 ‐

706

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture COCKERILL MAK CATERPILLAR NIIGATA DAIHATSU MAK MAK DEUTZ

Size 1,00 1,28 1,20 3,00 3,00 2,80 2,80 , 1,00

Unit 1 1 1 1 1 1 1 1


1,00 1,28 1,20 3,00 3,00 2,80 2,80 , 1,00

Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [Kaltimex] Sewa PLTD HSD [Baru]

1,1 1,0

12 7

MW MW

8,8 7,0

Project PLN PLTU Sampit FTP FTP-2 2

20 2

MW

PLTU

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

0,12 143,2 66,7 24,5 12% 16,1 4,1

0,10 157,3 67,0 26,8 9% 16,1 4,1

0,08 170,0 67,3 28,8 8% 16,1 4,1

0,10 186,3 67,7 31,4 9% 16,1 4,1

0,10 204,0 68,0 34,2 9% 16,1 4,1

0,09 222,9 68,3 37,2 9% 16,1 4,1

0,09 243,5 68,7 40,5 9% 16,1 4,1

0,09 266,1 69,0 44,0 9% 16,1 4,1

0,08 288,0 69,4 47,4 8% 16,1 4,1

40,0 40 0

Project Swasta

Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

27,8 5,8 3,0 30 2,8 0,1

Lam mpiran B18.3 P PROVINSI KALIMANTTAN TIMU UR

707

Neraca Daya Sistem Petung Pasokan/Kebutuhan

708

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Skoda 0,49 Mirless 0,94 MWM 0,50 Catterpilar 1,20 MAN 0,50 Deutz 1 20 1,20 Pembangkit Sewa Sewatama Perusda Benuo Taka Kaltimex PLTMG Benuo Taka Project PLN

Unit

Jlh unit 2 1 1 1 4 2

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2019

2020

GWh MW %

54,8 10,2 61 3 61,3

59,2 10,9 61 8 61,8

65,3 12,1 61 8 61,8

72,0 13,3 61 8 61,8

81,0 15,0 61 8 61,8

88,5 16,4 61 8 61,8

96,4 17,8 61 9 61,9

104,8 19,3 61 9 61,9

113,9 21,0 61 9 61,9

123,5 22,8 61 9 61,9

MW MW

15,0 2,6

11,2 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

8,0 2,6

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4

PLTD PLTD PLTD PLTMG

2,0 0,2 1,6 3,2

3,2

MW MW MW MW MW

12,5 2,1 1,2 0,9 0,1

PLTD

Project Swasta Disuplai dari grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

2018

Neraca Daya Sistem Long Ikis Pasokan/Kebutuhan

709

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Deutz 0,40 MTU 0,50 KOMATSU 0,72 MAN 0,50 Pembangkit P b kit Sewa S PLTD Sewa

Unit

Unit 3 1 1 2

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2019

2020

GWh MW %

11,4 2,3 56 7 56,7

11,9 2,4 56 6 56,6

12,5 2,5 56 6 56,6

13,1 2,6 56 6 56,6

14,8 3,0 56 7 56,7

16,3 3,3 56 7 56,7

17,9 3,6 56 9 56,9

19,7 3,9 56 9 56,9

21,6 4,3 57 0 57,0

23,6 4,7 57 0 57,0

MW MW

4,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

1,2 0,5 0,7 1,0

PLTD

PLTD

1,0

Proyek PLN Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2

2018

MW MW MW MW MW

3,6 1,2 0,7 0,5 0,1

Neraca Daya Sistem Batu Sopang Pasokan/Kebutuhan

710

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Deutz Deutz MAN MAN MTU CUMMINS (Pemda) CUMMINS Pembangkit Sewa

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2019

2020

GWh MW %

9,4 1,9 55,4

9,8 2,0 55,3

10,3 2,1 55,3

10,7 2,2 55,3

12,2 2,5 55,4

13,5 2,8 55,5

14,8 3,0 55,6

16,3 3,3 55,7

17,9 3,7 55,8

19,6 4,0 55,9

MW MW

3,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

2,4 0,4

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

0,1 0 1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

0,1 0 1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2

Size 0 10 0,10 0,26 0,25 0,54 0,28 0,40 0,10

Unit 1 1 1 1 1 2 2

PLTD

0,5

2

PLTD

1,0

Proyek PLN Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2

2018

MW MW MW MW MW

3,0 0,9 0,5 0,4 0,2

Neraca Daya Sistem Tanah Grogot Pasokan/Kebutuhan

711

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size MAN (Pemda) 0 50 0,50 MWM 0,27 Deutz 0,26 Mirrless 0,94 Daihatsu 1,25 Cummins 1,00 Pembangkit Sewa Adiquatro Sewa Baru Proyek PLN

Unit

Jlh unit 3 1 2 1 1 1

Project Swasta Tanah Grogot (Terkendala)

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

56,8 9,4 69,1

61,3 10,1 69,6

67,7 11,1 69,6

74,8 12,3 69,6

84,2 13,8 69,6

92,0 15,1 69,6

100,1 16,4 69,7

108,9 17,8 69,6

118,3 19,4 69,6

128,3 21,0 69,6

MW MW

13,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

5,5 1,4

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0

PLTD

PLTD PLTD

4,0 4,0

PLTU

14,0 Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012

Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

12,1 2,3 13 1,3 1,0 0,4

Neraca Daya Sistem Melak Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

712

Pembangkit PLN dan Pemda Manufacture Size Unit MAN 0,5 5 DEUTZ 0,3 1 DEUTZ 0,6 1 DEUTZ 1,6 2 Pembangkit Sewa A Arena Maju M j B Bersama

2011

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

41,1 73 7,3 64,4

44,4 78 7,8 64,7

60,0 10 6 10,6 64,7

67,8 12 0 12,0 64,6

76,3 13 5 13,5 64,6

83,4 14 7 14,7 64,6

90,9 16 0 16,0 64,7

98,8 17 4 17,4 64,7

107,4 18 9 18,9 64,7

116,4 20 5 20,5 64,7

MW MW

8,9 2,4

8,9 2,4

8,9 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

6,4 2,4

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

2,4 0,3 0,6 3,2

25 2,5

25 2,5

25 2,5

PLTD

PLTD

Project PLN PLTMG/D Peaking PLTU Melak

7,0

2

PLTMG/D PLTU

Project Swasta S Sewa PLTGB

05 0,5

12

PLTGB

60 6,0

MW MW MW MW

12,5 2,2 1,6 0,6 30 3,0

Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi S l /D fi it (N Surplus/Defisit (N-2) 2)

2012

3,0

12,5 2,2 1,6 0,6 25 2,5

7,0

7,0

19,5 8,6 7,0 1,6 03 0,3

24,0 8,6 7,0 1,6 34 3,4

24,0 8,6 7,0 1,6 19 1,9

27,0 10,0 7,0 3,0 22 2,2

3,0

27,0 10,0 7,0 3,0 09 0,9

30,0 10,0 7,0 3,0 25 2,5

3,0

30,0 10,0 7,0 3,0 10 1,0

33,0 10,0 7,0 3,0 24 2,4

Neraca Daya Sistem Kotabangun Pasokan/Kebutuhan

713

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Komatsu 0,2 MAN 0,2 Komatsu 0,5 MAN 0,5 MTU 0,5 Pembangkit Sewa Sewa PLTD

Unit

Jlh unit 1 1 1 4 1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

12,0 2,7 51 7 51,7

16,6 3,6 52 3 52,3

17,9 3,9 52 3 52,3

19,4 4,2 52 3 52,3

21,9 4,8 52 3 52,3

24,1 5,2 52 4 52,4

26,3 5,7 52 5 52,5

28,8 6,2 52 6 52,6

31,4 6,8 52 6 52,6

34,3 7,4 52 7 52,7

MW MW

5,9 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

3,4 0,7

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

0,2 0,2 0,5 2,0 0,5

3,0 , Dipasok dari Grid Mahakam melalui 20 kV Senoni 7,0 9,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 5,4 8,1 7,8 7,2 6,8 6,3

12,7 0,7 0,5 0,2 5,7

12,7 0,7 0,5 0,2 5,2

12,7 0,7 0,5 0,2 4,6

PLTD

PLTD

2,5

Proyek PLN Project Swasta g PLTGB Kotabangun Transfer dari grid Mahakam Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

PLTGB MW MW MW MW MW MW

5,2 0,7 0,5 0,2 1,8

Neraca Daya Sistem Bontang Pasokan/Kebutuhan

714

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size MAK 2,5 Cummins (Pemda) 0,8 PLTMG Bontang 7,2 Pembangkit Sewa Sewatama Se a PLTG Peaking Sewa

Unit 4 4 2

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

114,8 17,4 75 1 75,1

125,1 20,6 69 5 69,5

160,8 26,4 69 5 69,5

206,6 33,9 69 5 69,5

232,1 38,1 69 5 69,5

253,3 41,6 69 5 69,5

275,5 45,2 69 6 69,6

299,1 49,1 69 6 69,6

324,7 53,3 69 6 69,6

351,6 57,7 69 5 69,5

MW MW

31,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

27,9 4,4

PLTD MFO HSD PLTMG

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

10,2 3,3 14,4

PLTD PLTG

4,0 100

Proyek PLN Project Swasta PLTU Kaltim ((FTP-2))

PLTU

Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2

MW MW MW MW MW

100 100 Dipasok dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 27,5 9,7 7,2 2,5 0,3

Neraca Daya Sistem Sangatta Pasokan/Kebutuhan

715

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture MAN CAT DEUTZ DEUTZ Pembangkit Sewa Sewatama S Sewa PLTD

Unit

Size 0 50 0,50 1,00 0,70 1,20

Unit 3 2 1 1

Project PLN PLTU Sangatta PLTMG Peaking Project Swasta Sewa PLTGB Transfer dari Bontang Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

2011

2012

2013

18

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

77,2 10,8 81,6

84,2 13,9 69,2

91,7 15,1 69,5

100,9 16,6 69,4

113,5 18,7 69,3

123,9 20,4 69,3

134,9 22,2 69,4

146,5 24,1 69,4

159,2 26,2 69,4

172,5 28,4 69,4

MW MW

9,9 2,0

10,4 2,0

11,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

5,4 2,0

PLTD MW MW MW MW

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

1,5 1 5 2,0 0,7 1,2

PLTD

4 4,5

5,0 0

60 6,0

PLTU PLTMG 0,5

2014


14,0

7,0 5,0

5,0

0,0 Disuplai dari GI Bontang melalui 20 kV Tahun 2011 8,0 15,9 2,2 1,2 1,0 2,9

16,4 2,2 1,2 1,0 0,3

17,4 2,2 1,2 1,0 0,1

25,4 8,2 7,0 1,2 0,6

30,4 9,5 7,0 2,5 2,2

30,4 9,5 7,0 2,5 0,5

37,4 9,5 7,0 2,5 5,7

37,4 9,5 7,0 2,5 3,8

37,4 9,5 7,0 2,5 1,7

42,4 9,5 7,0 2,5 4,5

Neraca Daya Sistem Tanjung Redep (Berau) Pasokan/Kebutuhan

716

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Mirelees 1,1 Caterpillar 1,2 MWM 0,5 Deutz 1,2 MAN 0,5 Pembangkit Swasta PLTU Lati 7,0 Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tj. Redeb 7 Tj. Redep Ekspansi PLTMG Berau (Peaking) Project Swasta PLTU Berau Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2) (N 2)

Unit

Jlh unit 1 2 2 1 2

2012

2013

2014

2015

GWh MW %

79,3 12,9 70,3

96,0 15,5 70,5

108,1 17,5 70,5

118,3 19,2 70,5

133,0 21,6 70,5

MW MW

20,6 3,0

14,6 3,0

14,6 3,0

14,6 3,0

0,0 3,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

8,0 6,0

8,0

8,0

8,0

2016

2017

2018

2019

2020

145,2 23,5 70,4

158,0 25,6 70,5

171,7 27,8 70,5

186,5 30,2 70,5

202,0 32,7 70,5

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

1,0 2,4 1,0 1,2 1,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

PLTD

2

2

2011

PLTU PLTU PLTMG

14,0 14,0 10,0

PLTU MW MW MW MW MW

5,0

5,0 , 20,6 5,2 4,0 1,2 25 2,5

28,6 5,2 4,0 1,2 79 7,9

33,6 12,0 7,0 5,0 41 4,1

33,6 12,0 7,0 5,0 24 2,4

Interkoneksi 150 KV dengan Sistem Tanjung Selor 33,0 43,0 43,0 43,0 48,0 48,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0

5,0 -0 0,6 6

5,0 75 7,5

5,0 54 5,4

5,0 32 3,2

5,0 58 5,8

5,0 33 3,3

Neraca Daya Sistem Tanjung Selor Pasokan/Kebutuhan

Unit

717

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Jlh unit Kubota 0 30 0,30 2 Mirrlees 0,94 1 Daihatsu 1,25 2 MWM 0,80 2 MAN 0,60 1 Pembangkit g Sewa Sewatama Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tjg Selor Tjg Selor (Peaking)

7

2

GWh MW % MW MW

2011 36,8 6,3 66,3

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

44,6 7,6 66,6

50,0 8,6 66,6

54,4 9,4 66,4

61,3 10,5 66,4

67,0 11,5 66,4

73,0 12,5 66,5

79,4 13,6 66,5

86,4 14,8 66,5

93,7 16,1 66,5

10,7 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

6,2 2,3

0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6

0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6

PLTD

2,0 2,5

PLTU PLTMG

14,0 50 5,0

Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

10,7 2,2 13 1,3 0,9 2,2

20,2 8,3 70 7,0 1,3 4,3

20,2 8,3 70 7,0 1,3 3,4

20,2 8,3 70 7,0 1,3 2,6

Interkoneksi 150 KV dengan Sistem Berau 20,2 20,2 25,2 25,2 25,2 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 70 7,0 70 7,0 70 7,0 70 7,0 70 7,0 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 0,5 4,4 3,3 2,1

25,2 8,3 70 7,0 1,3 0,9

Neraca Daya Sistem Interkoneksi Tanjung Redep ‐ Tanjung Selor Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan P d k iE Produksi Energii Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN

GWh MW %

sie Sistem Berau *) Sistem Tjg Selor

718

Pembangkit Swasta PLTU Lati 70 7,0 Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tj. Redeb 7 Tj. Redep Ekspansi PLTMG Berau (Peaking) PLTU Tjg Selor Project Swasta PLTU Berau Kapasitas Tjg Redep + Tjg Selor Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit 5 5

79 3 79,3 12,9 70,3

2012 96 0 96,0 15,5 70,5

2013

2014

108,1 108 1 17,5 70,5

118,3 118 3 19,2 70,5

2015

2016

2017

2018

2019

2020

194,3 32,1 69,1

212,3 35,1 69,1

231,1 38,1 69,2

251,1 41,4 69,2

272,9 45,0 69,2

295,7 48,8 69,2

MW MW

16,4 3,0

11,4 3,0

11,4 3,0

13,4 3,0

20,8 5,3

20,8 5,3

20,8 5,3

20,8 5,3

20,8 5,3

20,8 5,3

PLTD MW MW

1,0 2,4

1,0 2,4

1,0 2,4

1,0 2,4

0,0 6,2

0,0 6,2

0,0 6,2

0,0 6,2

0,0 6,2

0,0 6,2

80 8,0 5,0

80 8,0

80 8,0

8,0 8 0 2,0

80 8,0

80 8,0

80 8,0

80 8,0

80 8,0

80 8,0

2

2

2011

PLTU PLTU PLTMG PLTU

14,0 14,0 10,0

PLTU MW MW MW MW MW

5,0

14,0 5,0 16,4 7,0 7,0 0,0 -3,5

39,4 7,0 7,0 0,0 16,9

44,4 7,0 7,0 0,0 19,9

46,4 7,0 7,0 0,0 20,2

*) Th 2016 dst, PLTD Berau tidak dioperasikan (sebagai unit cadangan)

Interkoneksi 150 KV Sistem Berau - Tanjung Selor 53,2 63,2 63,2 63,2 68,2 68,2 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0

5,0 9,1

5,0 16,2

5,0 13,1

5,0 9,8

5,0 11,2

5,0 7,4

Neraca Daya Sistem Nunukan - Sebatik Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor P Pasokan k Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size SWD 0,34 Daihatsu 1,25 MAN 0,50

719

Pembangkit Sewa Arena Maju Bersama Sewa PLTD SEWA PLTMG Project PLN PLTMG Nunukan PLTMG Ekspansi Project Swasta PLTU Nunukan

4 5

Jumlah Kapasitas Jumlah Kapasitas + Sebatik Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit 1 1 7

4

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

36,5 9,3 44,9

38,9 12,7 35,1

63,6 17,2 42,2

76,2 19,4 44,9

85,9 21,1 46,6

94,0 22,5 47,7

102,6 24,0 48,9

111,7 25,6 49,9

121,6 27,3 50,9

132,1 30,1 50,0

MW MW

27,6 2,3

23,6 2,3

23,6 2,3

21,1 2,3

21,1 2,3

15,1 2,3

15,1 2,3

15,1 2,3

15,1 2,3

15,1 2,3

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

0,3 1,3 3,5

4,0 2,5 16,0

2,5 16,0

2,5 16,0

16,0

16,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 3,8

38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 1,0

PLTD

MW MW MW 2 PLTMG PLTMG

6,0 6,0

PLTU MW MW MW MW MW MW

25,3 25,3 6,5 4,0 2,5 9,5

14,0 Interkoneksi 20 KV dengan Sistem Sebatik 21,3 21,3 32,8 32,8 32,8 23,7 23,7 35,2 35,2 35,2 6,5 6,5 10,0 10,0 10,0 4,0 4,0 7,0 7,0 7,0 2,5 2,5 3,0 3,0 3,0 4,5 0,0 5,8 4,1 2,7

32,8 35,2 10,0 7,0 3,0 1,2

38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 5,6

Neraca Daya Sistem Sebatik Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

720

Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size CUMMINS 0,20 MAN 0,25 Deutz 0,50 MAN 0 50 0,50 Proyek PLN PLTS 340 kWp

Unit 1 1 3 2

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

9,2 1,6 65,6

9,6 1,8 61,1

10,0 2,0 56,3

10,5 2,1 56,3

11,9 2,4 56,4

13,2 2,7 56,5

14,5 2,9 56,6

15,9 3,2 56,7

17,5 3,5 56,7

19,2 3,9 56,8

MW MW

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

3,0 0,9

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

0,2 0,3 1,5 10 1,0

Interkoneksi 20 KV dengan Sistem Nunukan 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4

2,4

2,4

PLTD

PLTS

0,3

j Swasta Project Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

2,4 0,8 0,5 0,3 0,0

Neraca Daya Sistem Malinau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

721

Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size MWM 0,60 MAN 0,53 Komatsu 0,72 CUMMINS 1,00 Pembangkit Sewa Sewa Proyek PLN PLTU Malinau Malinau Ekspansi Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

3

Unit 2 5 2 2

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

25,4 4,0 72 5 72,5

30,7 5,4 65 2 65,2

34,5 6,0 65 2 65,2

37,6 6,6 65 1 65,1

42,3 7,4 65 1 65,1

46,4 8,1 65 1 65,1

50,6 8,9 65 2 65,2

55,1 9,6 65 2 65,2

60,0 10,5 65 2 65,2

65,1 11,4 65 1 65,1

MW MW

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

7,3 2,1

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

1,2 2,6 1,4 2,0

17,2 4,0 3,0 1,0 2,6

17,2 4,0 3,0 1,0 1,7

PLTD

PLTD 2

1,0

PLTU PLTU

MW MW MW MW MW

6,0 3,0

6,2 1,7 1,0 0,7 0,4

11,2 4,0 3,0 1,0 1,8

11,2 4,0 3,0 1,0 1,1

11,2 4,0 3,0 1,0 0,6

14,2 4,0 3,0 1,0 2,7

3,0

14,2 4,0 3,0 1,0 2,0

14,2 4,0 3,0 1,0 1,3

17,2 4,0 3,0 1,0 3,5

Neraca Daya Sistem Tana Tidung Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size Unit DEUTZ 0,10 1 DEUTZ 0,24 1

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

3,0 0,6 54 4 54,4

5,4 1,6 37 7 37,7

7,0 2,5 32 4 32,4

9,3 3,0 35 9 35,9

12,2 3,6 39 0 39,0

13,5 3,8 40 3 40,3

15,0 4,1 41 5 41,5

16,6 4,4 42 6 42,6

18,4 4,8 43 7 43,7

20,3 5,7 40 7 40,7

MW MW

2,3 0,0

2,8 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,3 0,0

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

0,1 0,2

PLTD

722

Pembangkit Sewa Sewa PLTD

PLTD

Proyek PLN Tana Tidung (Peaking)

PLTD

Proyek IPP PLTGB G Tana Tidung Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)

2,0

2,5

1,0

PLTGB G MW MW MW MW MW

4,0 2,3 0,7 0,5 02 0,2 0,9

2,8 0,9 0,5 04 0,4 0,3

4,3 1,4 1,0 04 0,4 0,4

1,0

2,0 4,3 1,4 1,0 04 0,4 0,0

6,3 1,4 1,0 04 0,4 1,4

7,3 1,4 1,0 04 0,4 2,1

7,3 1,4 1,0 04 0,4 1,8

7,3 1,4 1,0 04 0,4 1,5

8,3 1,4 1,0 04 0,4 2,1

8,3 1,4 1,0 04 0,4 1,2

Lam mpiran B B18.4 PROVINSI SULAW WESI UTARA A

723

Neraca Daya Sistem Molibagu Pasokan/Kebutuhan

Unit

724

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN DAF / DKT 1160 A DAF / DKT 1160 A Komatsu SAA 6D 125-2 Caterpillar 3412 Deutz TBD 616 V12 MAN D 2842 LE 201 MTU 18 V 2000 G62

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Project Swasta Milangodaa

3,0

7,4 2,1 39,9

8,0 2,3 40,1

8,8 2,5 40,3

9,6 2,7 40,6

10,5 2,9 40,8

11,4 3,2 41,0

12,5 3,5 41,2

13,7 3,8 41,4

14,9 4,1 41,6

16,4 4,5 41,8

MW MW

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2


0,1 01 0,1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 01 0,1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7

MW Interkoneksi 20 kV sistem Minahasa PLTM 0,0 0,0 0,5

PLTM

0,0

0,0

0,7 Interkoneksi 150 kV dengan sistem Minahasa

Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)

2020

GWh MW %

Pembangkit Sewa Project PLN Transfer dar sistem Minahasa Duminanga

2019

MW MW MW MW %

5,7 1,2 0,7 05 0,5 1,2

5,7 1,2 0,7 05 0,5 1,0

6,4 1,2 0,7 05 0,5 1,5

Neraca Daya Sistem Tahuna Pasokan/Kebutuhan

725

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Tahuna PLTD P Petta tt PLTD Lesabe PLTD Tamako PLTM Ulung Peliang PLTB Malamenggu Sewa PLTD

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

29,1 5,7 58,1

31,9 6,2 58,6

34,9 6,7 59,1

38,3 7,3 59,6

41,9 8,0 60,0

46,0 8,7 60,5

50,4 9,4 61,0

55,3 10,3 61,5

60,7 11,2 62,0

66,8 12,2 62,4

MW MW

11,3 4,7

11,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7

9,3 4,7


6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 2,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 2,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0

24,0 1,7 1,0 07 0,7 7,4

24,0 1,7 1,0 07 0,7 6,5

24,0 1,7 1,0 07 0,7 5,4

Pembangkit Sewa Project PLN PLTGB Tahuna PLTGB Tahuna Ekspansi Relokasi/Sewa PLTD Lelipang / Belengan Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)

PLTGB PLTGB PLTD PLTM

MW MW MW MW MW

8,0 3,0 2,5 1,2

13,8 1,7 1,0 07 0,7 1,7

13,8 1,7 1,0 07 0,7 1,2

19,8 1,7 1,0 07 0,7 6,7

21,0 1,7 1,0 07 0,7 7,3

21,0 1,7 1,0 07 0,7 6,7

21,0 1,7 1,0 07 0,7 6,0

24,0 1,7 1,0 07 0,7 8,2

Neraca Daya Sistem Talaud Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD B Beo PLTD Melonguane PLTD Essang

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

726

GWh MW %

9,9 , 2,3 49,9

10,8 2,5 , 50,3

11,9 2,7 , 50,7

13,0 2,9 , 51,1

14,2 3,2 , 51,5

15,6 3,4 , 51,9

17,1 3,7 , 52,3

18,7 4,1 , 52,7

20,5 4,4 , 53,1

22,5 4,8 , 53,5

MW MW

3,6 1,9

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

3,6 1,7

MW MW MW

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

1,5 2,1 0,1

3,0

3,0

8,6 1,2 0,7 0,5 3,1

11,6 4,0 3,0 1,0 3,0

11,6 4,0 3,0 1,0 2,8

11,6 4,0 3,0 1,0 2,5

11,6 4,0 3,0 1,0 2,2

11,6 4,0 3,0 1,0 1,9

11,6 4,0 3,0 1,0 1,5

11,6 4,0 3,0 1,0 1,1

Pembangkit Sewa PLTD Sewa

PLTD

Project PLN Relokasi PLTU Talaud

PLTD PLTU

2,0

MW MW MW MW MW

5,6 1,2 0,7 0,5 0,3


5,6 1,2 0,7 0,5 0,3

Neraca Daya Sistem Ondong P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h

727

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz BA 6M-816 Deutz BA 6M-816 Deutz MWM TBD232 Deutz BA 12M-816 Deutz MWM TBD 616 Daihatsu 6PSTc-22 Komatsu SAA 6D125 DAF/Dinaf 1160 Caterpillar D 3306 Deutz BF8M-716 Komatsu SAA 12V140 MTU 18 V 2000 G 63

U it Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

11,0 2,4 53,3

12,1 2,6 53,8

13,2 2,8 54,2

14,5 3,0 54,7

15,9 3,3 55,1

17,4 3,6 55,6

19,1 3,9 56,0

20,9 4,2 56,5

22,9 4,6 56,9

25,2 5,0 57,4

MW MW

4,8 2,0

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

4,8 1,8

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

0,3 0,3 , 0,2 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7

PLTS PLTD

1,5

MW MW MW MW MW

6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,6

8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,6

8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,1

Pembangkit Sewa PLTD Sewa Project PLN PLTS PLTD Relokasi

1,0

1,0


6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,6

6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,4

6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,1

7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,9

7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,6

7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,3

8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,9

Lam mpiran B B18.5 PROVINSSI SULAWEESI TENGA AH

728

Neraca Daya Sistem Palu – Parigi – Poso Pasokan/Kebutuhan

729

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Silae PLTD Parigi PLTD Poso PLTD Tentena Pembangkit IPP & Sewa PLTU Tawaeli Sewa PLTD Silae Sewa PLTD Talise Sewa PLTD MFO (Rencana) Project PLN Palu (Peaker) Palu (Batch 3) Poso 2 Project Swasta Tawaeli (Ekpansi) Poso (Transfer ke Palu) Bora (FTP 2) Masaingi (FTP 2) Borapulu Jumlah Kapasitas Terpasang Reserve Margin (Daya Mampu)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

406,0 75,7 61,2

463,1 84,3 62,7

513,5 93,7 62,6

568,9 103,9 62,5

629,7 115,2 62,4

699,9 128,2 62,3

777,2 142,4 62,3

862,3 158,1 62,3

956,8 175,4 62,3

1047,9 192,1 62,3

MW MW

116,5 30,3

132,2 30,3

108,7 26,0

65,0 14,9

45,0 14,9

45,0 14,9

45,0 14,9

25,0 5,5

25,0 5,5

25,0 5,5

MW MW MW MW

43,7 7,8 10,2 5,5

43,7 7,8 10,2 5,5

43,7 -

20,0 -

20,0 -

20,0 -

20,0 -

0,0 -

0,0 -

0,0 -

MW MW MW MW

25,0 10,0 , 10,0 20,0

25,0 10,0 10,0 , 20,0

25,0 10,0 10,0 , 20,0

25,0 20,0

25,0 -

25,0 -

25,0 -

25,0 -

25,0 -

25,0 -

65,0

65,0

(30,0) 5,0 20,0

(65,0)

PLTG PLTU PLTA

25,0 30,0

PLTU PLTA PLTP PLTP PLTP MW %

65,0

116,5 14,0

197,2 98,1

30,0 30,0

20 0 20,0

20 0 20,0

Interkoneksi sistem Palu dengan Poso & Tentena 173,7 190,0 200,0 200,0 225,0 265,0 285,0 57,7 68,5 60,7 44,4 47,5 64,1 59,3

305,0 55,9 729

Neraca Daya Sistem Poso

730

P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h

U it Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor

GWh MW %

36.0 7.3 56.4

40.0 8.1 56.6

44.5 8.9 56.8

49.3 9.9 57.0

54.7 10.9 57.2

60.8 12.1 57.4

67.5 13.4 57.6

74.9 14.8 57.7

83.1 16.4 57.9

90.9 17.9 58.1


MW MW

10.2 1.2

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

2.7 0.4

Pembangkit PLN PLTD Poso PLTM Bambalo 1 PLTD Malino

MW MW MW

45 4.5 2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

2.6 0.1

Pembangkit Sewa Sewa PLTD (Poso)

MW

3.0

65.0

65.0

-30 0 -30.0

-65 0 -65.0

Project PLN Bambalo 3 Poso 2

PLTM PLTA

Project Swasta Poso (Transfer ke Palu-Poso)

PLTA

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2.3

65 0 65.0

30 0 30.0

Interkoneksi ke sistem 150 kV Palu-Parigi Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

10.2 1.8 10 1.0 0.8 0.0

730

N Neraca Daya Sistem Tentena D Si t T t Pasokan/Kebutuhan

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN

731

PLTD Tentena PLTD Pendolo PLTD Tomata PLTD Taripa PLTM Sawidago 2

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

8,1 3,2 3 2 28,4

8,9 36 3,6 28,4

9,8 39 3,9 28,5

10,7 43 4,3 28,6

11,8 47 4,7 28,6

13,0 52 5,2 28,7

14,3 57 5,7 28,7

15,7 62 6,2 28,8

17,3 68 6,8 28,9

18,7 74 7,4 28,9

MW MW

5,6 0,9

5,6 0,9

0,9 -

0,9 -

0,9 -

0,9 -

0,9 -

0,9 -

0,9 -

0,9 -

MW MW MW MW MW

1,7 1 7 0,7 1,1 0,2 0,9

1,7 1 7 0,7 1,1 0,2 0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

MW

10 1,0

10 1,0

Project PLN On Going Project Rencana Project

Project Swasta

Interkoneksi 150 KV Sistem Sulteng (Palu-Parig-Poso)

On Going Project Rencana Project

Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)

2020

GWh MW %

Pembangkit Sewa S Sewa Genset G t (Tentena) (T t )

2019

MW MW MW MW MW

5,6 1,0 0,5 05 0,5 0,4

5,6 1,0 0,5 05 0,5 0,1

Neraca Daya Sistem Tolitoli Pasokan/Kebutuhan

732

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Toli-Toli PLTM Kolondom Pembangkit Sewa Sewa PLTD

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

32,9 , 8,3 45,2

36,1 9,1 , 45,4

39,6 9,9 , 45,7

43,4 10,8 , 45,9

47,4 11,8 , 46,1

52,1 12,8 , 46,3

57,1 14,0 , 46,5

62,5 15,3 , 46,7

68,5 16,6 , 47,0

74,0 17,9 , 47,2

MW MW

11,8 1,4

11,8 1,4

11,8 1,4

1,6 0,2

1,6 0,2

1,6 0,2

1,6 0,2

1,6 0,2

1,6 0,2

1,6 0,2

MW MW

8,2 1,6

8,2 1,6

8,2 1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

MW

2,0

2,0

2,0

Project PLN Relokasi PLTD Toli-Toli

PLTD PLTU

Project Swasta B b Batubota

PLTM

2,0 45,0

2,5 Interkoneksi 150 kV sistem Minahasa

Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2))

MW MW MW MW MW

11,8 1,5 1,0 0,5 0,5

13,8 1,5 1,0 0,5 1,8

13,8 1,5 1,0 0,5 0,9 732

Neraca Daya Sistem Leok Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Leok 733

Pembangkit Sewa PLTD Pemda Buol Project PLN Relokasi PLTD

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

10,9 3,3 37,7

12,3 3,7 37,9

13,8 4,1 38,1

15,5 4,6 38,4

17,4 5,2 38,6

19,6 5,8 38,9

22,0 6,4 39,1

24,8 7,2 39,3

27,8 8,0 39,6

30,8 8,8 39,8

MW MW

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

6,2 2,4

MW

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

MW

4,2

PLTD

2,0

4,2

Project Swasta

Interkoneksi 150 kV sistem Tolitoli Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

8,2 1,5 1,0 0,5 1,0

8,2 1,5 1,0 0,5 0,6

8,2 1,5 1,0 0,5 0,2 733

Neraca Daya Sistem Moutong – Kotaraya – Palasa Pasokan/Kebutuhan

734

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Moutong PLTD Palasa PLTD Kota Raya PLTM Tomini Pembangkit Sewa Sewa Genset

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

20,1 5,5 41 8 41,8

22,5 6,1 42 0 42,0

25,2 6,8 42 2 42,2

28,1 7,6 42 4 42,4

31,3 8,4 42 6 42,6

35,0 9,3 42 8 42,8

39,1 10,4 42 9 42,9

43,6 11,5 43 1 43,1

48,6 12,8 43 3 43,3

53,4 14,0 43 5 43,5

MW MW

10,1 1,7

10,1 1,7

10,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

8,1 1,7

MW MW MW MW

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

2,7 2 7 2,9 0,5 2,0

MW

2,0

2,0

2,0

Project PLN Project Swasta Kotaraya

PLTM

0,8 I Interkoneksi k k i 150 1 0 kV d dengan grid id Gorontalo G l & Tolitoli T li li

Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi S l /D fi it (N Surplus/Defisit (N-2) 2)

MW MW MW MW MW

10,1 1,5 1,0 0,5 14 1,4

10,1 1,5 1,0 0,5 08 0,8

10,9 1,5 1,0 0,5 08 0,8

Neraca Daya Sistem Bangkir Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Bangkir

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

2,9 , 1,7 19,3

3,3 1,9 , 19,4

3,6 2,1 , 19,4

4,0 2,3 , 19,5

4,5 2,6 , 19,6

5,0 2,9 , 19,7

5,5 3,2 , 19,8

6,1 3,5 , 19,9

6,8 3,9 , 20,0

7,4 4,2 , 20,1

MW MW

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

2,0 0,2

PLTD

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

Pembangkit Sewa 735

Project j PLN Relokasi PLTD Project Swasta Pekasalo

PLTD

2,0

PLTM

1,2 Intekoneksi dengan grid Tolitoli

Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

4,0 1,4 0,7 0,7 0,7

4,0 1,4 0,7 0,7 0,5

5,2 1,4 0,7 0,7 1,5

Neraca Daya Sistem Ampana P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN p PLTD Ampana PLTD Mantangisi Pembangkit Sewa 736

Project PLN On Going Project Sansarino Rencana Project PLTU Ampana PLTD Relokasi

U it Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

15,6 3,0 58,5

17,3 3,4 58,7

19,1 3,7 59,0

21,2 4,1 59,2

23,4 4,5 59,5

25,9 5,0 59,7

28,7 5,5 60,0

31,8 6,0 60,2

35,2 6,6 60,5

38,4 7,2 60,7

MW MW

5,0 1,5

5,0 2,3

5,0 2,3

5,0 2,3

5,0 2,3

5,0 2,3

5,0 -

5,0 -

5,0 -

5,0 -

PLTD PLTD

, 2,2 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

2,2 , 2,8

PLTM

0,8 3,0

3,0

PLTU PLTD

1,0

2,0

Project Swasta Interkoneksi 150 kV sistem Sulteng Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

6,8 1,8 1,0 0,8 0,5

8,8 1,8 1,0 0,8 1,4

11,8 4,0 3,0 1,0 1,8

14,8 4,0 3,0 1,0 4,4

14,8 4,0 3,0 1,0 4,0

14,8 4,0 3,0 1,0 3,5

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

0,0 0,0

Neraca Daya Sistem Luwuk‐Bunta

737

Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Luwuk PLTM Hanga-Hanga I PLTD Moilong PLTD Bunta Pembangkit IPP PLTM Kalumpang PLTM Hanga-Hanga II Pembangkit Sewa Sewa PLTD

Unit

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

74,3 15,7 54,2

82,5 19,0 49,4

92,0 21,0 50,1

101,8 23,1 50,3

124,9 25,4 56,1

138,1 28,0 56,2

152,5 30,9 56,3

168,0 34,0 56,4

185,1 37,4 56,4

201,1 40,7 56,5

MW MW

24,6 4,3

22,5 2,3

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

6,5 1,2

MW MW MW MW

6,9 1,6 3,0

6,9 1,6 3,0

1,6 -

1,6 -

1,6 -

1,6 -

1,6 -

1,6 -

1,6 -

1,6 -

MW MW

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

1,3 2,5

MW

5,0

5,0

10,0

10,0

58,7 15,0 10,0 5,0 11,6

58,7 15,0 10,0 5,0 8,5

58,7 15,0 10,0 5,0 5,1

58,7 15,0 10,0 5,0 1,9

Project PLN Luwuk PLTMG

PLTMG

Project Swasta Hek (on going) Luwuk (FTP2) Biak I Biak II Biak III Lambangan Bunta

PLTM PLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM


2011

MW MW MW MW MW

20,0 2,5 1,5 1,3 12 1,2

27,1 2,3 1,3 1,0 4,8

3,2 2,5 Interkoneksi 20 kV Sistem Bunta (2012) 25,0 33,0 38,7 48,7 2,3 6,3 6,5 15,0 1,3 5,0 5,0 10,0 1,0 1,3 1,5 5,0 1,4 4,6 7,9 7,1

58,7 15,0 10,0 5,0 14,5

Neraca Daya Sistem Kolonedale - Bungku Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

102.6 19.7 38.8

112.9 21.6 38.9

Kebutuhan

738

Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Kolonedale PLTD Tompira Pembangkit Sewa Sewa PLTD Tompira Sewa PLTD Kolonedale IPP PLTD Pemda Bungku Project PLN PLTG/MG Bohunsuai Morowali Project Swasta Mampueno / Sakita Wawopada

GWh MW %

30.5 6.1 57.6

33.6 6.7 57.6

47.9 9.5 38.2

55.8 11.0 38.3

MW MW

12.2 3.0

12.2 3.0

6.0 1.9

1.0

MW MW

1.7 1.7

1.7 1.7

1.7 1.7

1.7 1.7

MW MW

2.0 1.0

2.0 1.0

1.0

1.0

MW

4.3

4.3

10.0

5.0

PLTMG

PLTM PLTM

63.7 12.5 38.4

71.7 14.0 38.5

82.4 16.0 38.6

93.2 18.0 38.7

5.0

2.0 5.3 Interkoneksi 20 kV dengan Bungku Interkoneksi 150 kV Sulteng


MW MW MW MW MW

12.2 1.7 10 1.0 0.7 1.4

12.2 1.7 10 1.0 0.7 0.8

23.3 6.0 50 5.0 1.0 5.9

23.3 6.0 50 5.0 1.0 6.3

27.3 6.0 50 5.0 1.0 8.8

27.3 6.0 50 5.0 1.0 7.3

27.3 6.0 50 5.0 1.0 5.3

27.3 6.0 50 5.0 1.0 3.3

5.0 5 0 1.0

5.0 5 0 1.0

Neraca Daya Sistem Bungku Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

GWh MW %

3,7 2,2 19 0 19,0

4,1 2,4 19 1 19,1

4,5 2,7 19 1 19,1

4,9 2,9 19 2 19,2

5,3 3,2 19 2 19,2

5,9 3,5 19 2 19,2

6,4 3,8 19 3 19,3

7,0 4,2 19 3 19,3

7,7 4,6 19 3 19,3

8,3 4,9 19 4 19,4

MW MW

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

4,9 1,1

MW

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

1,6

MW

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

3,3

Project PLN PLTD Relokasi

PLTD

1,0

Project Swasta Mampueno / Sakita

PLTM

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity g PLN Pembangkit PLTD Bungku

739

Pembangkit Sewa Mesin Pemda Bungku

2019

2020

MW

2,0 Interkoneksi 20 kV dengan Kolonedale Interkoneksi 150 kV Sulteng


MW MW MW MW MW

5,9 1,5 10 1,0 0,5 1,0

7,9 1,5 10 1,0 0,5 2,8

Neraca Daya Sistem Banggai Kepulauan Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit g PLN PLTD Banggai PLTD Lelang 740

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

6,3 1,5 47,5

7,0 1,7 47,6

7,8 1,9 47,7

8,6 2,0 47,8

9,5 2,3 48,0

10,6 2,5 48,1

11,7 2,8 48,2

13,0 3,1 48,3

14,4 3,4 48,4

15,7 3,7 48,5

MW MW

2,3 1,0

2,3 1,0

2,3 1,0

2,3 1,0

2,3 0,6

2,3 0,6

0,6 0,2

0,6 0,2

0,6 0,2

0,6 0,2

PLTD PLTD

1,0 1,2

1,0 1,2

1,0 1,2

1,0 1,2

1,0 1,2

1,0 1,2

0,1 0,5

0,1 0,5

0,1 0,5

0,1 0,5

PLTD PLTD PLTM

2,0

MW MW MW MW MW

4,3 1,5 1,0 05 0,5 0,2

5,7 1,5 1,0 05 0,5 1,0

5,7 1,5 1,0 05 0,5 0,7

5,7 1,5 1,0 05 0,5 0,4

Pembangkit Sewa Project PLN PLTD Relokasi Banggai PLTM Banggai

1,0 2,0 0,1

Project Swasta Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

4,3 1,5 1,0 05 0,5 0,1

5,3 1,5 1,0 05 0,5 0,9

5,4 1,5 1,0 05 0,5 0,8

5,4 1,5 1,0 05 0,5 1,0

5,4 1,5 1,0 05 0,5 0,7

5,7 1,5 1,0 05 0,5 1,3

Lamp piran B1 18.6 PROVINSI SSULAWESII SELATAN N

741

Neraca Daya Sistem Selayar

742

Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor

GWh MW %

19,6 3,8 58,9

22,0 4,3 59,0

24,0 4,6 59,1

25,9 5,0 59,2

27,9 5,4 59,3

30,1 5,8 59,4

32,4 6,2 59,5

35,0 6,7 59,6

37,8 7,2 59,6

39,9 7,6 59,7

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

MW MW

6,5 1,6

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

4,9 1,3

PLTD PLTD PLTD PLTD

0,4 0,9 1,8 1,8

1,8 1,8

14,9 2,2 1,2 10 1,0 4,2

14,9 2,2 1,2 10 1,0 3,8

Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu MTU Deutz Deutz

Size 0,50 1,06 1,22 1,22

Unit 1 1 2 2

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Pembangkit Sewa Project PLN Selayar (new PLTD) Project Swasta Selayar (FTP2) Jumlah Efektif Cadangan : Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

PLTD

1,0

PLTGB MW MW MW N MW

6,5 2,2 1,2 10 1,0 0,5

4,0

4,0

8,9 2,2 1,2 10 1,0 1,1

12,9 2,2 1,2 10 1,0 4,8

12,9 2,2 1,2 10 1,0 4,4

13,9 2,2 1,2 10 1,0 5,0

1,0

13,9 2,2 1,2 10 1,0 4,6

13,9 2,2 1,2 10 1,0 4,2

14,9 2,2 1,2 10 1,0 4,7

742

Lam mpiran B1 18.7 PR ROVINSI SULAWESI TENGGAR RA

743

Neraca Daya Sistem Kendari

744

P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h

U it Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak

GWh % MW

300.0 53.2 64.3

355.4 53.9 75.3

409.3 54.6 85.6

449.0 55.3 92.7

492.9 56.0 100.4

541.2 56.7 108.9

594.5 57.5 118.1

653.3 58.2 128.1

718.3 59.0 139.1

793.1 59.7 151.6


MW MW

45.8 8.8

40.7 7.3

40.7 7.3

40.7 7.3

40.7 7.3

40.7 7.3

Pembangkit PLN PLTD Wua-Wua PLTD Lambuya PLTD Poasia - ex PJB Perusda Lambuya

PLTD PLTD PLTD PLTD

19.1 19 1 1.8 12.5 3.6

19.1 19 1 1.8 12.5

19.1 19 1 1.8 12.5

19.1 19 1 1.8 12.5

19.1 19 1 1.8 12.5

19.1 19 1 1.8 12.5

Pembangkit Sewa

PLTD

51.0

51.0

51.0

20.0

−

Tambahan Pembangkit PLN Kendari - Nii Tanasa (FTP1) Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi) Konawe Watunohu 1

PLTU PLTU PLTA PLTA

20.0

28.0

28.0

IPP Lainea Kendari (FTP2)

10.0 25.0

PLTP PLTU

25.0

20.0 50.0 Interkoneksi dengan Sistem Sulsel - Kolaka - Kendari - 2014

Jumlah Efektif

MW

108.0

104.4

114.4

133.4

113.4

138.4

150.0

178.0

206.0

206.0

Reserve Margin

%

68

39

34

44

13

27

27

39

48

36 744

Neraca Daya y Sistem Kolaka Pasokan/Kebutuhan

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

745

Project PLN Sabilambo Ratelimbong Lapai-1 Lapai 1 Lapai-2 Riorita Toaha Kolaka Project Swasta Kolaka (FTP2) Tamboli

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

53,6 14,3 42,9

63,4 16,7 43,4

72,9 18,9 43,9

79,9 20,5 44,5

87,6 22,2 45,0

96,0 24,1 45,5

105,3 26,1 46,1

115,6 28,3 46,6

126,9 30,7 47,2

139,9 33,4 47,7

MW MW

7,6 2,1

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

7,6 2,6

5,49

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

5,0

PLTD PLTD PLTD

20 2,0 3,0 6,0

2,0 2 0 3,0 4,0

2,0 2 0 3,0 4,0

2,0

Pembangkit PLN Total PLTD PLN Sewa S Sewa PLTD HSD HSD-1 1 Sewa PLTD HSD-2 Sewa PLTD MFO

2011

1,0 1,2 20 2,0 2,0 0,5 0,5 10

2 2 2 2 2 2 2

PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU

10 4,8

2 2

PLTU PLTM

4,0 4 0 4,0 1,0 1,0 20,0 9,6 Interkoneksi dengan Sistem Sulsel - Kolaka - Kendari - 2013

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N (N-2) 2)

MW MW MW MW MW

18,5 3,5 2,5 1,0 07 0,7

26,0 3,5 2,5 1,0 58 5,8

35,6 4,4 2,5 1,9 12 2 12,2

46,6 7,3 4,8 2,5 18 8 18,8

46,6 14,8 10,0 4,8 96 9,6

46,6 14,8 10,0 4,8 77 7,7

46,6 14,8 10,0 4,8 57 5,7

46,6 14,8 10,0 4,8 35 3,5

46,6 14,8 10,0 4,8 11 1,1

46,6 14,8 10,0 4,8 (1 7) (1,7)

745

Neraca Daya Sistem Bau‐Bau Pasokan/Keb t han Pasokan/Kebutuhan

Unit


GWh MW %

72,1 14,3 57,7

85,1 16,7 58,3

97,8 18,9 59,0

107,0 20,5 59,7

117,1 22,1 60,4

128,2 24,0 61,1

140,4 25,9 61,8

153,9 28,1 62,5

168,7 30,5 63,2

185,8 33,2 63,9


MW MW

10,5 3,0

10,5 3,0

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

9,4 2,6

PLTD PLTD PLTD PLTM

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

1,7 1,7 , 1,9 1,5

5,0 5,0 3,0 20 5

5,0 5,0 3,0 20 5

5,0 5,0 3,0 19 8

68

68

68

68

68

68

68

Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu eut Deutz Mirrlees Biwater - Winning

Size Jlh unit 1,250 2 1,224 , 2 2,860 1 0,800 2

746

Sewa Sewa Diesel HSD-1 PLTD Sewa Diesel HSD-2 PLTD Sewa Diesel HSD HSD-3 3 (ex rencana Raha) Project PLN Rongi Bau-Bau (FTP2)

0,4 10

2 2

PLTM PLTU

Project Swasta Bau-Bau au au

7

2

PLTU U

Suplai dari Sistem Kendari Jumlah Efektif Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

0,8 20,0

14,0 ,0 Interkoneksi dg grid Sulsel - Kendari - 2015 4,0 5,0 Interkoneksi 20 kV Sistem Bau-Bau - Raha - 2011 21,3 21,3 34,6 41,6 41,6 45,6 45,6 50,6 50,6 50,6 2,9 2,9 8,9 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 19 1,9 19 1,9 70 7,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 1,0 1,0 1,9 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 4,1 1,7 6,8 4,1 2,5 4,6 2,7 5,5 3,1 0,4

746

Neraca Daya Sistem Raha

747

Pasokan/Kebutuhan P k /K b t h Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor

GWh MW %

36,5 7,7 7,7

43,0 8,9 8,5

49,3 10,1 9,3

53,8 10,9 9,9

58,8 11,8 10,7

64,3 12,8 11,5

70,3 13,8 12,5

76,9 14,9 13,5

84,2 16,2 14,7

92,5 17,6 15,9

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Daya mampu

MW MW MW

83 8,3 2,7 5,7

8,3 8 3 2,7 5,7

8,3 8 3 2,7 5,7

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

4,1 4 1 1,5 2,6

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8

0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8

0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

1,7 0,8

Pembangkit Sewa Sewa Diesel HSD-1 Sewa Diesel HSD-2

PLTD PLTD

3,0 3,0

3,0 3,0

3,0 4,0

Project PLN Raha (FTP II) Raha (new PLTD)

PLTU PLTD

23,6 4,7 3,0 1,7

23,6 4,7 3,0 1,7

2,7

1,3

Pembangkit PLN Manufacture SWD Daihatsu D t BA12M Deutz-BA12M Deutz-BA6M Caterpillar MAN MWM Mirrlees Deutz BV

U it Unit

Size 0,34 0,50 0 56 0,56 0,26 0,40 0,53 0,27 2,86 1,22

Unit 2 2 1 1 1 2 1 1 1

Suplai dari Sistem Bau-Bau Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi

MW MW

Surplus/Defisit (N-2)

MW

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

6,0 3,0 Interkoneksi dengan Sistem S Kendari - 2015 Interkoneksi dengan Sistem Bau-Bau - 2014 8,0 4,0 Interkoneksi 20 kV Sistem Bau-Bau - Raha - 2011 11,7 11,7 18,7 16,6 19,6 19,6 19,6 23,6 2,7 2,7 2,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 1,7 1,7 1,7 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 1,0 1,0 1,0 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,2

0,0

5,8

0,9

3,0

2,1

1,1

3,9

747

Neraca Daya Sistem Wangi‐Wangi Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity

748

Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu SWD Daihatsu

Size 0,500 0,536 0,520

Unit 1 3 1

Pembangkit Sewa Sewa Diesel HSD-1 Project PLN Wangi-Wangi (FTP II) Wangi Wangi (Peaking) Wangi-Wangi Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

2x1 MW

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

10,0 2,2 51 9 51,9

11,8 2,6 52 6 52,6

13,5 2,9 53 2 53,2

14,7 3,1 53 9 53,9

16,1 3,4 54 5 54,5

17,5 3,6 55 2 55,2

19,1 3,9 55 9 55,9

20,9 4,2 56 6 56,6

22,8 4,5 57 3 57,3

25,0 4,9 58 0 58,0

MW MW

2,6 1,0

2,6 1,0

2,6 1,0

PLTD PLTD PLTD

0,4 0,8 0,4

0,4 0,8 0,4

0,4 0,8 0,4

PLTD

3,0

3,0

3,0

10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,5

10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,1

PLTU PLTD MW MW MW MW MW

4,6 1,8 1,0 08 0,8 0,6

4,6 1,8 1,0 08 0,8 0,2

3,0 2,0 2 0

3,0

9,6 4,0 3,0 10 1,0 2,7

8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,9

20 2,0 8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,6

8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,4

8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,1

10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,8

748

Lam mpiran B1 18.8 PROV VINSI MALLUKU

749

N Neraca Daya Sistem Ambon D Si A b Uraian

750

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Hative Kecil PLTD Poka Pembangkit Sewa Sewa HSD Sewa MFO Project PLN Waai #1,2 (FTP 1) Waai #3 (Ekspansi) Tulehu (FTP 2) Wai Tala Project IPP / Swasta Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

*) PLTU Maluku

Unit

Size 21,5 33,6

2011

2012

2013

2014

2015

2016

GWh % MW

224,0 59 1 59,1 43,3

241,5 58 3 58,3 47,3

266,0 57 4 57,4 52,9

292,1 56 6 56,6 59,0

320,0 55 7 55,7 65,6

350,6 54 9 54,9 72,9

MW MW

55,1 20,1

55,1 20,1

55,1 20,1

55,1 20,1

55,1 20,1

55,1 20,1

MW MW

15,2 20,8

15,2 20,8

15,2 20,8

15,2 20,8

15,2 20,8

15,2 20,8

MW MW

20,2

25 0 25,0

25 0 25,0

25 0 25,0

15,0 *)

15,0 *)

PLTU PLTU PLTP PLTA

MW MW MW MW MW

10,0

-

2017 383,9 54 1 54,1 81,1

76,0 19,5 15,0 4,5 9,2

91,0 19,5 15,0 4,5 18,6

101,0 25,0 15,0 10,0 17,0

420,1 53 3 53,3 90,0

-

15,0 10,0

101,0 25,0 15,0 10,0 10,4

101,0 25,0 15,0 10,0 3,1

2019 459,4 52 5 52,5 100,0

2020 501,9 51 7 51,7 110,9

Interkoneksi Pulau Ambon - Seram

13,5

56,2 8,3 4,5 3,8 4,6

2018

40,5

Neraca Daya Sistem Seram y Uraian

751

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Masohi PLTD Liang PLTD Waipia PLTD Kairatu PLTD Piru Pembangkit Sewa Masohi K i Kairatu Project PLN Wai Tala Nua (Masohi) Wae Mala Ruwapa T Tene Makariki Project IPP / Swasta Mala-2 Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

GWh % MW

26,5 51,3 5,9

28,4 51,3 6,3

31,0 51,3 6,9

MW MW

6,7 2,0

6,7 2,0

6,7 2,0

14,4 4,3

14,4 4,3

14,4 4,3

6,7

6,7

6,7

6,7 0,6 0,3 4,0 2,7

6,7 0,6 0,3 4,0 2,7

6,7 0,6 0,3 4,0 2,7

-

-

-

Size 6,7 0,4 0,4 4,0 2,7 PLTD PLTD

2,0 20 2,0

2,0 3,0 3 0

PLTA PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM MW MW MW MW MW

2,0 3,0 3 0

2017

6,0 2,0 1,2 40 4,0 4,0

9,7 2,5 14 1,4 1,1 0,9

20,9 2,4 13 1,3 1,1 11,7

2019

6,0 33,3 5,0 30 3,0 2,0 15,1

33,3 5,0 30 3,0 2,0 13,9

33,3 5,0 30 3,0 2,0 12,6

2020 89,4 46,5 21,9

Interkoneksi Pulau Ambon - Seram

13,5

8,7 2,4 13 1,3 1,1 0,5

2018

<=== Interkoneksi Masohi, Waipia, Liang, Kairatu & Piru (2014) 55,2 59,9 64,9 70,4 76,3 82,6 47,8 47,6 47,3 47,1 46,9 46,7 13,2 14,4 15,7 17,1 18,6 20,2

45,5

Neraca Daya Sistem Ambon‐Seram Uraian

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity

752

AMBON Pembangkit Sewa Sewa HSD Ambon Sewa MFO Ambon Project PLN Waai #1,2 (FTP 1) Waai #3 (Ekspansi) Tulehu (FTP 2) Wai Tala SERAM Pembangkit Sewa Masohi Kairatu Project PLN Nua (Masohi) Wae Mala Ruwapa Tene Makariki Project IPP / Swasta Mala-2 Jumlah Efektif Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-2)

GWh % MW

250,5 58,2 49,2

269,9 57,5 53,6

297,0 56,7 59,8

347,3 54,9 72,1

379,9 54,2 79,9

MW MW

PLTD PLTD

PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM MW MW MW MW MW

454,3 52,9 98,1

496,4 52,2 108,6

542,0 51,5 120,1

591,3 50,8 132,8

69,5 24,4

69,5 24,4

69,5 24,4

69,5 24,4

13,5

40,5

164,8 25,0 1 0 15,0 10,0 41,7

205,3 25,0 1 0 15,0 10,0 71,7

205,3 25,0 1 0 15,0 10,0 60,2

205,3 25,0 1 0 15,0 10,0 47,5

20,2

PLTU PLTU PLTP PLTA

PLTD PLTD

415,5 53,5 88,6

25,0

25,0

15,0

15,0

25,0

10,0

2,0 2,0

2,0 2,0

2,0 3,0

15,0 10,0

2,0 3,0 6,0

2,0 12 1,2 4,0 4,0 6,0

Si t Sistem Ambon A b dan d Seram S masih ih terpisah t i h

Neraca Daya Sistem Bula Uraian

753

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Bula #1 (DAF) Bula #2 (DEUTZ) Bula #3 (VOLVOPENTA) Bula #4 (DEUTZ) B l #5 (KOMATSU) Bula Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD Project PLN Isal Project IPP / Swasta

Unit

Thn Opr 1984 1999 2003 2003 2005

Size 1,10 0,12 0,20 0,28 0,25 0 25 0,25

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

3,5 0,6 62,0

4,0 0,7 63,7

4,4 0,8 64,7

5,0 0,9 65,5

5,5 0,9 66,2

6,1 1,0 67,0

6,7 1,1 67,8

7,4 1,2 68,6

8,2 1,3 69,4

8,9 1,4 70,2

MW MW

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2

1,1 0,2


0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

0,9 0,1 0,1 0,2 0,2 02 0,2

PLTD

0,5

0,5

0,5

0,5 2,0

2,0

2,0

4,9 3,0 2,0 10 1,0 0,6

6,9 3,0 2,0 10 1,0 2,5

8,9 3,0 2,0 10 1,0 4,4

PLTM

1,0

1,0

2,4 1,1 1,0 01 0,1 0,4

2,9 1,2 1,0 02 0,2 0,7

PLTM Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

1,4 0,3 0,2 01 0,1 0,4

1,4 0,3 0,2 01 0,1 0,3

1,4 0,3 0,2 01 0,1 0,2

2,9 1,2 1,0 02 0,2 0,6

2,9 1,2 1,0 02 0,2 0,5

753

Neraca Daya Sistem Saparua Uraian

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan

754

Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture Size PLTD Saparua 3,4 Pembangkit Sewa Sewa HSD j PLN Project Relokasi PLTD dari Masohi PLTD

GWh % MW

6,9 48,5 16 1,6

7,4 48,1 17 1,7

8,0 47,7 19 1,9

8,8 47,3 21 2,1

9,5 47,0 23 2,3

10,3 46,6 25 2,5

11,2 46,2 28 2,8

12,2 45,9 30 3,0

13,2 45,5 33 3,3

14,3 45,1 36 3,6

MW MW

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

3,4 0,8

2,3 0,8

2,3 0,8

2,3 0,8

2,3 0,8

MW

3,4

3,4

3,4

3,4

3,4

3,4

2,3

2,3

2,3

2,3

PLTD

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

PLTD PLTD

0,4 0,5 Interkoneksi 20 kV Kabel Laut Saparua - Haruku 3,0

Pasokan dari Pulau Haruku Project IPP / Swasta Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

3,8 1,2 0,6 0,6 0,2

4,3 1,2 0,6 0,6 0,6

4,3 1,2 0,6 0,6 0,4

7,3 1,2 0,6 0,6 3,2

7,3 1,2 0,6 0,6 3,0

7,3 1,6 1,0 0,6 2,4

6,2 1,6 1,0 0,6 1,0

6,2 1,6 1,0 0,6 0,8

6,2 1,6 1,0 0,6 0,5

6,2 1,6 1,0 0,6 0,2

754

Neraca Daya Sistem Buru (Namlea) Uraian

755

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Namlea PLTD Mako Pembangkit Sewa S Sewa HSD (N (Namlea) l ) Project PLN Buru (KPI) Project Swasta / IPP Wainibe Waetina Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

<== Interkoneksi Namlea, Mako & Air Buaya (2011)

Size 5,39 2,26

GWh % MW

18,3 42,0 5,0

19,7 42,0 5,4

21,8 42,2 5,9

23,9 42,2 6,5

26,2 42,3 7,1

28,7 42,4 7,7

31,4 42,4 8,4

34,4 42,5 9,2

37,6 42,6 10,1

41,0 42,7 11,0

MW MW

9,7 2,6

9,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

7,7 2,6

MW MW

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

5,4 2,3

PLTD

20 2,0

20 2,0

-

-

-

-

-

-

-

-

13 1,3

13 1,3

14,9 5,0 3,0 2,0 2,2

16,2 5,0 3,0 2,0 2,8

16,2 5,0 3,0 2,0 2,0

16,2 5,0 3,0 2,0 1,2

16,2 5,0 3,0 2,0 0,3

PLTGB

6,0

PLTM

13 1,3

PLTM MW MW MW MW MW

7,1 0,8 0,5 0,3 1,3

7,1 0,8 0,5 0,3 0,9

12,3 4,3 3,0 1,3 2,2

13 1,3 4,0

4,0

13,6 4,3 3,0 1,3 2,9

13,6 5,0 3,0 2,0 1,6

755

Neraca Daya Sistem Tual Uraian

756

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity P b Pembangkit kit PLN Manufacture PLTD Langgur Pembangkit Sewa Sewa HSD Sewa MFO Project PLN Tual Langgur Project Swasta/IPP Tual *) Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

Size 10,4

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

30,4 57,8 , 6,0

35,2 58,2 , 6,9

41,2 57,7 , 8,2

45,1 57,4 , 9,0

49,2 57,1 , 9,8

54,1 56,9 , 10,9

59,5 56,6 , 12,0

65,4 56,3 , 13,3

72,0 56,1 , 14,7

78,3 55,8 , 16,0

MW MW

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

10,4 4,4

MW

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

7,5

7,5

7,5

7,5

7,5

MW MW

4,0

4,0

4,0

2,0

2,0

25,5 7,0 4,0 3,0 0,8

27,5 7,0 4,0 3,0 1,4

PLTD PLTGB

6,0

PLTGB MW MW MW MW MW

8,0 28,4 1,7 0,9 0,8 14,2

*) Pengganti PLTU Tual (FTP2)

2,0

14,4 1,7 0,9 0,8 2,4

14,4 1,7 0,9 0,8 1,4

24,4 7,0 4,0 3,0 4,0

24,4 7,0 4,0 3,0 3,2

23,5 7,0 4,0 3,0 1,2

23,5 7,0 4,0 3,0 0,1

27,5 7,0 4,0 3,0 0,1 756

Lam mpiran B1 18.9 PROVINSSI MALUKU U UTARA

757

Neraca Daya Sistem Ternate-Tidore Uraian

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

<== Interkoneksi (20 kV) Ternate & Tidore (2011)


GWh

109.6

132.6

139.1

147.2

155.6

164.8

174.3

183.4

193.8

203.7

Load Factor

%

67.5

65.1

64.7

64.4

64.0

63.7

63.3

63.0

62.6

62.3

MW

18.5

23.3

24.5

26.1

27.7

29.6

31.4

33.2

35.3

37.3

Kapasitas Terpasang

MW

15.5

29.5

29.5

43.5

43.5

43.5

25.5

25.5

25.5

25.5

Derating Capacity

MW

3.6

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

5.0

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

10.4

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

2.6

10.0

-

-

-

Beban Puncak Pasokan

Pembangkit PLN PLTD Kayu Merah PLTD Soa Siu

758

Pembangkit Sewa Sewa HSD

PLTD

12.0

12.0

Sewa HSD

PLTD

5.0

5.0

Project PLN Maluku Utara / Tidore (FTP1)

PLTU

Tidore Ekspansi (FTP 2)

PLTU

14.0 14.0

Project Swasta / IPP Jumlah Efektif

MW

30.0

44.0

37.0

41.0

41.0

41.0

48.8

48.8

48.8

48.8

Cadangan

MW

6.1

10.6

10.6

10.6

10.6

10.6

10.6

10.6

10.6

10.6

Pemeliharaan

MW

3.6

7.0

7.0

7.0

7.0

7.0

7.0

7.0

7.0

7.0

Operasi

MW

2.5

3.6

3.6

3.6

3.6

3.6

3.6

3.6

3.6

3.6

MW

5.4

10.1

1.9

4.3

2.7

0.8

6.8

5.0

2.9

0.9


758

Neraca Daya Sistem Sofifi‐Jailolo Neraca Daya Sistem Sofifi Jailolo Uraian

759

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Jailolo PLTD Sidangoli PLTD Sofifi PLTD Ibu Pembangkit Sewa Sewa HSD Project PLN Sofifi Project IPP / Swasta Goal Ibu Jailolo (FTP2) Jailolo - 2 Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

<== Interkoneksi Jailolo, Sidangoli, Sofifi & Ibu (2012) 24,5 27,1 29,9 33,1 36,6 40,3 43,3 , 43,2 , 43,1 , 43,0 , 42,9 , 42,9 , 6,5 7,2 7,9 8,8 9,7 10,7

GWh % MW

11,2 21,6 , 5,9

MW MW

7,1 2,0

7,1 2,0

13,1 2,0

13,1 2,0

13,1 2,0

13,1 2,0

MW MW MW MW

2,2 0,6 1,1 1,3

2,2 0,6 1,1 1,3

2,2 0,6 1,1 1,3

2,2 0,6 1,1 1,3

2,2 0,6 1,1 1,3

PLTD

20 2,0

30 3,0

-

-

PLTU PLTM PLTM PLTP PLTP MW MW MW MW MW

2017

2018

2019

2020

44,5 42,8 , 11,9

48,9 42,8 , 13,1

53,8 42,7 , 14,4

13,1 3,0

13,1 4,0

13,1 5,0

13,1 6,0

2,2 0,6 1,1 1,3

1,1 0,6 1,3

1,1 0,6 1,3

1,1 0,6 1,3

1,1 0,6 1,3

5,0

5,0

18,6 8,9 3,0 1,6 4,3

21,5 10,8 5,0 3,0 2,8

21,5 9,7 5,0 3,0 1,7

21,5 8,5 5,0 3,0 0,5

5,0 26,5 12,1 5,0 3,0 4,1

6,0 1,5 1,0

7,1 1,2 0,6 0,5 0,2

9,6 3,2 1,6 0,6 1,0

13,6 6,5 3,0 1,6 1,9

13,6 5,7 3,0 1,6 1,1

13,6 4,8 3,0 1,6 0,2

Neraca Daya Sistem Tobelo - Malifut Uraian

760

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity P b Pembangkit kit PLN PLTD Tobelo PLTD Malifut Pembangkit Sewa Sewa HSD Project PLN

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

<== Interkoneksi Tobelo & Malifut (2011) GWh % MW

21,0 46,7 5,1

22,8 47,1 5,5

24,9 47,6 6,0

27,1 48,0 6,5

29,6 48,4 7,0

32,3 48,9 7,5

35,2 49,3 8,1

38,3 49,8 8,8

41,8 50,3 9,5

45,5 50,7 10,2

MW MW

10,6 2,7

10,6 2,7

10,6 2,7

10,6 1,9

10,6 1,9

10,6 1,9

10,6 1,9

10,6 1,9

10,6 1,9

10,6 1,9

MW MW

5,9 1,6

5,9 1,6

5,9 1,6

3,0 0,6

3,0 0,6

3,0 0,6

3,0 0,6

3,0 0,6

3,0 0,6

3,0 0,6

PLTD

2,0

2,0

2,0

-

-

-

-

-

-

-

13,6 3,1 2,1 1,0 2,9

13,6 3,1 2,1 1,0 2,3

13,6 3,1 2,1 1,0 1,0

13,6 3,1 2,1 1,0 0,2

Project Swasta / IPP Ngoali Tobelo *)

PLTM PLTGB

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

*) Pengganti PLTU Tobelo FTP2

2,0 8,0 9,5 3,0 2,1 0,9 1,5

9,5 3,0 2,1 0,9 1,1

11,5 3,0 2,1 0,9 2,6

13,6 3,1 2,1 1,0 4,0

13,6 3,1 2,1 1,0 3,5

13,6 3,1 2,1 1,0 1,7

760

Neraca Daya Sistem Bacan Uraian

761

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Bacan Pembangkit Sewa S Sewa HSD Project PLN Relokasi Bacan (Peaking) Project j Swasta / IPP Songa Wayaua (FTP2) Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

11,3 11 3 49,8 2,6

12,2 12 2 50,7 2,7

13,2 13 2 51,6 2,9

14,3 14 3 52,6 3,1

15,6 15 6 53,6 3,3

16,9 16 9 54,3 3,6

18,2 18 2 54,2 3,8

19,7 19 7 54,4 4,1

21,3 21 3 54,3 4,5

22,9 22 9 54,6 4,8

MW MW

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,7 1,2

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

2,3

20 2,0

20 2,0

20 2,0

20 2,0

20 2,0

20 2,0

-

-

-

-

10,5 3,7 2,5 1,2 2,3

10,5 3,7 2,5 1,2 2,0

PLTD PLTD PLTD PLTP MW MW MW MW MW

2,0 1,2

4,3 0,9 0,6 0,4 0,8

5,5 1,8 1,2 0,6 1,0

5,5 1,8 1,2 0,6 0,8

5,5 1,8 1,2 0,6 0,6

5,5 1,8 1,2 0,6 0,4

5,5 1,8 1,2 0,6 0,2

5,0 8,5 3,7 2,5 1,2 1,0

10,5 3,7 2,5 1,2 2,7

761

Neraca Daya Sistem Sanana (Kepulauan Sula) Uraian

762

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Sanana Pembangkit Sewa S Sewa HSD Project PLN Sanana Project Swasta / IPP Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

9,8 51,3 2,2

10,8 51,3 2,4

11,9 51,2 2,7

13,3 51,2 3,0

14,7 51,1 3,3

16,4 51,1 3,7

18,1 51,1 4,0

20,1 51,0 4,5

22,1 51,0 5,0

24,4 50,9 5,5

MW MW

2,9 1,2

2,9 1,2

2,9 1,2

5,9 1,2

5,9 1,2

5,9 1,2

6,9 0,6

6,9 0,6

7,9 0,6

7,9 0,6

MW

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

2,4

PLTD

20 2,0

20 2,0

20 2,0

-

-

-

-

-

-

-

3,0

-

5,4 1,4 1,0 04 0,4 1,0

5,4 1,4 1,0 04 0,4 0,7

PLTD

MW MW MW MW MW

4,4 1,0 0,6 04 0,4 1,2

4,4 1,0 0,6 04 0,4 1,0

4,4 1,0 0,6 04 0,4 0,7

1,0

5,4 1,4 1,0 04 0,4 0,3

6,4 1,4 1,0 04 0,4 1,0

1,0

6,4 1,4 1,0 04 0,4 0,5

7,4 1,4 1,0 04 0,4 1,0

7,4 1,4 1,0 04 0,4 0,5

Lamp piran B1 18.10 PRO OVINSI PAP PUA

763

Neraca Daya y Sistem Jayapura y p Pasokan/Kebutuhan

Unit


GWh MW %

324,2 53,5 69 2 69,2

358,8 59,1 69 3 69,3

399,3 65,7 69 3 69,3

442,4 72,8 69 4 69,4

490,1 80,6 69 4 69,4

543,1 89,3 69 4 69,4

601,8 98,9 69 5 69,5

666,8 109,5 69 5 69,5

738,9 121,4 69 5 69,5

818,9 134,5 69 5 69,5

MW

85,0 15,5

48,5 8,6

38,1 6,7

27,9 4,9

27,9 4,9

27,9 4,9

27,9 4,9

27,9 4,9

27,9 4,9

27,9 4,9

PLTD

32,5

PLTA PLTU

10 0 10,0

15,0

15,0

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Tambahan Pasokan Pembangkit Sewa Sewa HSD

2011

2012

2013

2014

764

Project PLN Ongoing Project Orya (On going) Jayapura (FTP1) - Holtekamp Rencana Jayapura - Holtekamp (Ekspansi) Amai Orya 2 Jayapura II

PLTM PLTM PLTU

10,0

Project Swasta / IPP Jayapura (FTP2) - Skouw

PLTU

30,0

Jumlah Kapasitas Cadangan : Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW

MW

2015

2016

2017

2018

2019

2020

20,0 10,0 10 0

1,4

79,5 14,0 10,0 4,0 12,1

80,0 14,0 10,0 4,0 6,8

86,4 14,0 10,0 4,0 6,7

133,0 25,0 15,0 10,0 35,2

133,0 25,0 15,0 10,0 27,4

133,0 25,0 15,0 10,0 18,7

133,0 25,0 15,0 10,0 9,1

15,0

15,0

149,4 25,0 15,0 10,0 14,9

164,4 25,0 15,0 10,0 18,0

164,4 25,0 15,0 10,0 4,9

Neraca Daya Sistem Biak Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Daihatsu 3,1 MAK 2,5

765

TAMBAHAN PASOKAN Pembangkit Sewa Sewa Project PLN Rencana Biak 1 j Swasta / IPP Project Biak (FTP 2) Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit

Unit 2 3

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

57,2 9,0 72,8

62,5 9,7 73,7

68,7 10,5 74,6

75,2 11,4 75,6

82,3 12,3 76,5

90,0 13,3 77,5

98,6 14,3 78,4

107,9 15,5 79,4

118,1 16,8 80,3

129,3 18,2 81,3

MW

13,8 2,8

13,8 2,8

13,8 2,8

13,8 3,0

13,8 2,8

13,8 2,8

13,8 2,9

6,2 1,3

6,2 1,2

6,2 1,2

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2 7,6

6,2

6,2

6,2

30 3,0

50 5,0

50 5,0

31,0 9,0 7,0 20 2,0 5,2

31,0 9,0 7,0 20 2,0 3,8

PLTD

PLTD

PLTGB

6,0

PLTU MW MW

MW

6,0

14,0 14,1 5,0 3,0 20 2,0 0,1

16,1 5,0 3,0 20 2,0 1,4

16,1 5,0 3,0 20 2,0 0,6

24,9 5,0 3,0 20 2,0 8,5

25,1 9,0 7,0 20 2,0 3,8

25,1 9,0 7,0 20 2,0 2,8

31,0 9,0 7,0 20 2,0 7,6

30,9 9,0 7,0 20 2,0 6,4

Neraca Daya Sistem Serui Pasokan/Kebutuhan

766

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Caterpillar 08 0,8 MTU 1,0 Mitsubishi 1,2 MAN 0,5 Deutz 0,7 Komatsu 0,7 Komatsu 0,5 ,

0,65 0,65

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

GWh MW %

23,1 3,7 72 2 72,2

24,9 3,9 72 8 72,8

27,0 4,2 73 4 73,4

29,2 4,5 74 0 74,0

31,6 4,8 74 6 74,6

34,1 5,2 75 2 75,2

36,8 5,5 75 7 75,7

39,8 5,9 76 3 76,3

43,0 6,4 76 9 76,9

46,4 6,8 77 5 77,5

8,0 2,0

9,0 2,0

9,0 2,0

6,0 2,1

0,0

0,0

0,1

0,1

0,1

0,2

08 0,8 1,0 1,2 1,1 0,7 0,7 0,5 ,

08 0,8 1,0 1,2 1,1 0,7 0,7 0,5 ,

08 0,8 1,0 1,2 1,1 0,7 0,7 0,5 ,

08 0,8 1,0 1,2 1,1 0,7 0,7 0,5 ,

2,0

3,0

3,0

2,0

2,0

10,5 1,8 , 1,0 0,8 3,2

12,5 1,8 , 1,0 0,8 4,8

12,5 1,8 , 1,0 0,8 4,3

12,4 1,8 , 1,0 0,8 3,8

MW

Unit 1 1 1 2 1 1 1

TAMBAHAN PASOKAN Pembangkit Sewa Sewa Project PLN Rencana Mariarotu I Mariarotu II Tatui Serui Jumlah Efektif Cadangan g Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

PLTD

PLTD

2 2

2020

PLTM PLTM PLTM PLTGB MW MW

MW

1,3 1,3

6,0 1,4 , 0,8 0,6 0,9

7,0 1,4 , 0,8 0,6 1,7

7,0 1,4 , 0,8 0,6 1,4

6,5 1,8 , 1,0 0,8 0,2

6,0 8,6 1,8 , 1,0 0,8 1,9

8,6 1,8 , 1,0 0,8 1,6

N Neraca Daya Sistem Merauke D Si t M k

767

Pasokan/Kebutuhan

Unit


GWh MW %

70,5 11,9 67,4

76,7 13,1 66,7

83,9 14,5 66,0

91,3 16,0 65,3

MW

14,9 0,8

17,9 0,8

17,9 0,8

PLTD PLTD PLTD PLTD

0,3 0,5 2,0 2,2

0,3 0,5 2,0 2,2

PLTD

10,0

13,0

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Volvo Catterpilar MAN KOMATSU

Size 0,25 0,51 1,00 0,72

Pembangkit P b kit Sewa S Sewa PLTD Project PLN Rencana Kurik j Swasta / IPP Project Merauke (FTP2) - Gudang Arang Merauke - 2 Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan p Operasi Surplus/Defisit

Unit 1 1 2 3

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

99,4 17,5 64,7

108,2 19,3 64,0

117,9 21,2 63,3

128,3 23,4 62,6

139,7 25,7 62,0

152,2 28,3 61,3

10,7 1,0

4,7 1,2

4,2 1,2

4,2 1,2

4,2 1,2

4,2 1,2

4,2 1,2

0,3 0,5 2,0 2,2

0,5 2,0 2,2

0,5 2,0 2,2

2,0 2,2

2,0 2,2

2,0 2,2

2,0 2,2

2,0 2,2

13,0

6,0

38,9 9,5 7,0 2,5 3,7

38,9 9,5 7,0 2,5 1,1

PLTGB

5,0

5,0

PLTU PLTU

7,0

7,0

MW MW

MW

5,0

7,0 14,1 1,3 0,7 0,6 0,8

17,1 1,3 0,7 0,6 2,7

17,1 1,4 0,7 0,7 1,2

21,7 1,4 0,7 0,7 4,3

27,5 9,5 7,0 2,5 0,5

34,0 9,5 7,0 2,5 5,2

34,0 9,5 7,0 2,5 3,2

38,9 9,5 7,0 2,5 6,0

Neraca Daya Sistem Wamena Pasokan/Kebutuhan

768

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Unit PLTD Wamena PLTM Sinagma Gilbert 0,1 1 Flender 0,1 2 PLTM Walesi Biwater 0,5 2 Biwater 0,3 2 Pembangkit Sewa Sewa HSD/relokasi

Unit

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

14,9 4,1 41,5

16,1 4,6 39,9

18,0 5,1 40,3

20,2 5,6 41,2

22,6 6,2 41,6

34,2 9,2 42,4

89,8 24,0 42,7

148,4 38,9 43,5

162,7 42,5 43,7

181,9 47,2 44,0

MW

5,6 1,1

5,6 1,1

5,6 1,1

2,0 0,3

2,0 0,2

2,0 0,3

2,0 0,5

2,0 0,5

2,0 0,2

2,0 0,2

3,5

3,5

3,5

0

0

PLTM PLTM

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

0,1 0,3

PLTM PLTM

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

1,0 0,6

10,0 ,

20,0 ,

20,0 ,

19,7 1,7 1,0 07 0,7 8,8

39,6 11,0 10,0 10 1,0 4,6

59,6 11,0 10,0 10 1,0 9,7

59,9 11,0 10,0 10 1,0 6,4

59,9 11,0 10,0 10 1,0 1,7

0

0

0

0

0

PLTD

Project PLN Walesi I (#5) 0,5 MW Walesi I (#6 & #7) 2 x 0,6 MW Sinagma I (#4 & #5) 2 x 0,15 MW PLTA Memberamo

PLTM PLTM PLTM PLTA

Project Swasta / IPP Walesi Blok II (6x1 MW)

PLTM

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit

2011

MW MW

MW

0,5 1,2 0,3

6,0 5,0 0,8 0,5 03 0,3 0,1

6,5 1,2 0,7 05 0,5 0,7

6,5 1,2 0,7 05 0,5 0,2

9,8 1,7 1,0 07 0,7 2,5

9,9 1,7 1,0 07 0,7 2,0

Neraca Daya Sistem Nabire Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020


GWh MW %

49,4 8,4 66,8

55,1 9,6 65,6

61,8 10,9 64,5

68,9 12,4 63,3

76,9 14,1 62,2

85,9 16,1 61,0

95,9 18,3 59,9

107,1 20,8 58,8

119,5 23,6 57,7

133,4 26,9 56,7

MW

7,2 1,3

7,2 1,3

7,2 1,3

2,3 0,7

2,3 0,7

2,3 0,8

2,3 0,8

2,3 0,8

2,3 0,9

2,3 0,9

PLTD

7,2

7,2

7,2

2,5

2,5

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit Sewa Sewa PLTD 769

Project PLN Kalibumi I Kalibumi II Kalibumi III Cascade Sanoba Nabire (LNG)

PLTM PLTM PLTM PLTM PLTMG

2,6 2,5

2,5

0,3 5,0

Project Swasta / IPP Nabire (FTP2) - Kalibobo Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

PLTU MW MW

MW

14,0 13,1 2,8 20 2,0 0,8 1,9

13,1 2,8 20 2,0 0,8 0,7

15,7 2,8 20 2,0 0,8 1,9

20,9 2,8 20 2,0 0,8 5,7

23,4 4,5 25 2,5 2,0 4,8

25,9 4,5 25 2,5 2,0 5,3

28,3 4,5 25 2,5 2,0 5,6

28,3 4,5 25 2,5 2,0 3,1

33,3 4,5 25 2,5 2,0 5,1

33,3 4,5 25 2,5 2,0 1,9 769

Neraca Daya Sistem Timika Pasokan/Kebutuhan

770

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Faktor kt Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Caterpillar p 0,25 , Caterpillar 0,54 Caterpillar 0,73 MAN 0,40 Deutz MWM 0,80 Perkins 1,20 MTU 0,50 Mit bhi i Mitsubhisi 1 20 1,20 Tambahan Pasokan Pembangkit Sewa Sewa PLTD Sewa PLTU Project PLN Timika Timika (Peaking) Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

Unit 1 1 2 1 2 1 1 3

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

81,0 12,6 73 7 73,7

89,5 13,7 74 4 74,4

99,4 15,1 75 0 75,0

110,0 16,6 75 7 75,7

121,6 18,2 76 4 76,4

134,5 19,9 77 0 77,0

148,7 21,8 77 7 77,7

164,5 24,0 78 4 78,4

182,0 26,3 79 0 79,0

201,3 28,8 79 7 79,7

MW

21,8 2,8 9,8

21,8 2,8 9,8

41,8 2,8 9,8

39,8 2,9 9,8

39,8 2,9 9,8

35,1 1,7 5,1

30,0 0,3 -

30,0 0,3 -

30,0 0,3 -

30,0 0,4 -


0,3 , 0,5 1,5 0,4 1,6 1,2 0,5 39 3,9

0,3 , 0,5 1,5 0,4 1,6 1,2 0,5 39 3,9

0,3 , 0,5 1,5 0,4 1,6 1,2 0,5 39 3,9

0,3 , 0,5 1,5 0,4 1,6 1,2 0,5 39 3,9

0,3 , 0,5 1,5 0,4 1,6 1,2 0,5 39 3,9

39 3,9

PLTD PLTU

12,0

12,0

2,0 30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

7,0

7,0

48,4 22,0 15,0 7,0 6,5

51,7 22,0 15,0 7,0 7,8

PLTGB PLTG/MG MW MW

MW

1,2

8,0 19,1 4,2 3,2 1,0 2,3

19,1 4,2 3,2 1,0 1,1

39,1 4,2 3,2 1,0 19,8

45,0 18,2 15,0 3,2 10,2

45,0 18,2 15,0 3,2 8,6

7,0 51,7 22,0 15,0 7,0 5,7

51,7 22,0 15,0 7,0 3,4

58,6 22,0 15,0 7,0 7,7

770

Lamp piran B1 18.11 PROVIN NSI PAPUA A BARAT

771

Neraca Daya Sistem Sorong Pasokan/Kebutuhan

772

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

172,2 30,0 65,5

192,6 33,2 66,3

214,3 36,5 67,0

240,3 40,3 68,1

269,6 44,4 69,3

302,4 49,0 70,4

339,2 54,1 71,6

380,6 59,7 72,8

427,0 65,9 74,0

479,0 72,7 75,2

MW MW

44,2 6,4

49,2 6,4

49,2 6,4

39,2 6,6

24,2 7,1

24,2 7,3

14,0 1,1

14,0 1,1

14,0 1,1

16,0 1,1

PLTD PLTD PLTD PLTD

28 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

28 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

28 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

28 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

28 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

27,8 27 8 11,5 5,1 2,2 2,8 1,4

Pembangkit Sewa Sewa PLTD Excess Power Arar

PLTD PLTG

20,0 8,0

25,0 8,0

25,0 8,0

15,0 8,0

8,0

8,0

14,0

14,0

14,0

16,0

Project PLN PLTA Warsamsom

PLTA

15 5 15,5

15 5 15,5

15 5 15,5

Project Swasta / IPP Klalin (FTP2) - Makbusun Sorong

PLTU

77,9 18,5 15 5 15,5 3,0 10,4

89,4 18,5 15 5 15,5 3,0 16,8

89,4 18,5 15 5 15,5 3,0 11,2

89,4 18,5 15 5 15,5 3,0 5,0

91,4 18,5 15 5 15,5 3,0 0,2

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Klademak Klasaman MAK 2,54 MAK 2,80 MAK 2,20 Komatsu 0,70

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2 1 1 2

MW MW

MW

37,8 5,5 30 3,0 2,5 2,4

42,8 5,5 30 3,0 2,5 4,2

42,8 5,5 30 3,0 2,5 0,8

15,0

15,0

47,6 5,5 30 3,0 2,5 1,8

62,7 18,0 15 0 15,0 3,0 0,2

772

Neraca Daya Sistem Manokwari Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit Sewa Sewa PLTD (Baru)

773

Project PLN Ongoing Project Prafi (Ongoing) Rencana Prafi II Ransiki Manokwari Project Swasta / IPP Andai (FTP2) /Maruni Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

GWh MW %

79,6 14,4 63,2

84,8 14,9 65,1

89,8 15,3 67,1

95,9 15,8 69,5

102,4 16,2 72,0

109,4 16,7 74,6

116,8 17,3 77,3

124,8 17,8 80,1

133,3 18,3 83,0

142,4 18,9 86,0

MW

12,5 2,1

11,8 2,0

11,8 2,1

10,7 2,3

-

-

-

-

-

-

PLTD

9,4

9,4

6,0

29,5 10,2 7,0 32 3,2 3,1

29,5 10,2 7,0 32 3,2 2,6

29,5 10,2 7,0 32 3,2 2,0

29,5 10,2 7,0 32 3,2 1,5

29,5 10,2 7,0 32 3,2 1,0

29,5 10,2 7,0 32 3,2 0,4

PLTM

2,5

PLTM PLTM PLTGB

1,0 3,0

PLTU MW MW

MW

2020

6,0 3,0 14,0

19,8 1,6 1,0 06 0,6 3,9

21,7 4,2 3,2 10 1,0 2,6

22,2 4,2 3,2 10 1,0 2,7

37,9 10,2 7,0 32 3,2 12,0

773

Neraca Daya Sistem Fak-Fak Pasokan/Kebutuhan

774

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Kebun Kapas MWM Komatsu SWD Deutz Deutz MAN Komatsu PLTM Werba Francis (Werba) Pembangkit Sewa Sewa PLTD Project PLN Kombemur (2x3,3 MW) Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh MW %

21,6 4,3 56,9

23,9 4,8 57,0

26,3 5,3 57,0

29,1 5,8 57,3

32,3 6,4 57,7

35,7 7,0 58,0

39,6 7,7 58,4

43,9 8,5 58,7

48,7 9,4 59,1

54,0 10,4 59,4

MW

5,9 1,4

5,9 1,4

5,4 1,2

3,9 0,7

3,9 0,7

3,9 0,7

3,9 0,7

3,9 0,7

3,9 0,7

3,9 0,7

Size

Unit

0,2 0,3 0,3 0,6 0,6 0,5 0,7

1 1 2 1 2 1 2


0,2 0,3 0,3 0,6 0,6 0,5 1,4

0,2 0,3 0,3 0,6 0,6 0,5 1,4

0,3 0,6 0,6 0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

0,5 1,4

1,0

2

PLTM

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

PLTD

2,0

2,0

2,0

2,0

3,3

3,3

9,5 1,4 0,8 0,6 2,8

11,8 1,9 1,1 0,8 4,1

9,8 1,9 1,1 0,8 1,6

12,8 1,9 1,1 0,8 3,9

12,8 1,9 1,1 0,8 3,2

12,8 1,9 1,1 0,8 2,4

12,8 1,9 1,1 0,8 1,5

15,8 1,9 1,1 0,8 3,6

PLTM MW MW

MW

6,5 1,4 0,8 0,6 0,8

6,5 1,4 0,8 0,6 0,3

774

Lamp piran B1 18.12 PRO OVINSI NU USA TENGGARA BAR RAT

775

Neraca Daya Sistem Lombok Pasokan/Kebutuhan

Unit

776

Kebutuhan GWh Produksi Energi Beban Puncak MW Load Factor % Pasokan Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu Netto MW PLN MW Sewa MW Tambahan Pasokan Sewa PLTD Sewa MW PLTU Sewa Lombok (2x25 MW Proyek PLN On-Going Project Santong PLTMH Lombok ((FTP1)) PLTU Lombok (APBN) PLTU Rencana Lombok (FTP2) PLTU Lombok-2 PLTU Sembalun (FTP2) PLTP Sembalun Ekspansi PLTP Lombok Peaker (Gas) PLTG Lombok Peaker-Ekspansi PLTG Proyek Swasta / IPP Kokok Putih Segara Kukusan Lombok Jumlah Kapasitas Terpasang Reserve Margin

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1068 210 58,2

1196 234 58,4

1280 250 58,4

1360 266 58,4

1434 281 58,4

1521 298 58,4

1612 315 58,4

1704 333 58,4

1797 352 58,4

1893 370 58,4

92 70 92 58

92 70 92 42

86 65 86 10

58 48 58

86 65 86

58 48 58

52 42 52

52 42 52

44 37 44

44 37 44

92

70 50

70 50

50

50

50

50

50

20

20

92

1 50 25 50 50 20 60 30

PLTM PLTM PLTM PLTU MW %

0 50

30

4 6 0

50 242 15

262 12

362 45

374 41

382 36

384 29

448 42

468 40

479 36

509 38

776

SISTEM INTERKONEKSI LOMBOK TAHUN 2012

TANJUNG 17.5

MANTANG

147 6 147.6

4.9

PLTD SEWATAMA 27 MW

29.0

PLTU LOMBOK FTP1 25 MW

10.0

148 2 148.2 PRINGGA

PLTD AMB 27 MW 17.6

PLTD MFO 12 MW

MW

PLTD HSD1 10 MW

42.7

13.7

PLTU LOMBOK APBN 25 MW

MW

MW

16.7 4.2

145.9

16.8 29.6 MW

29.6 D

U

AMPENAN

JERANJANG

61.3

21.2

147.8

21.8

6.1

SENGKOL 13.3

147.8

3.3

SELONG

146.4

56.7

D

777

MW

PLTD TAMAN 8.5 MW PLTD MFO1 70 MW

KUTA 27.2 8.1

MW MVAR

KV

:

Beban Sistem

:

222.10 MW 221.50 MW

Losses

:

0.60 MW

Flow dalam MW

0.3%

8.8

146.0

27.2

PLTD AMPENAN 55 MW

Total Pembangkit

35.2

D

MW

KET : NAMA GI

MW

MW

146.3

PLTD PAOKMOTONG 28 MW


PLTU LOMBOK FTP2 2X25 MW U

40.0 TANJUNG 21.9

38.0

147.9

5.8

MW

MANTANG PLTU SEWA LOMBOK 50 MW

12.0

148.3 PRINGGA

PLTG PEAK 50 MW 22.0


20.9

MW

PLTG LOMBOK PEAK EXT 25 MW

34.8

3.3

PLTU LOMBOK FTP1 50 MW

MW

MW

4.9

148.5

19.0 75.4 MW

15.6 U

G

AMPENAN

JERANJANG

73.5

27.7

148.1

16.0

6.0

MW

MW SENGKOL 16.3

148.1

4.4

SELONG

147.7

43.4

148.3

13.2

778

31.6

D

MW PLTD AMPENAN 49 49,5 5 MW

27.6

40.0

MW

MW

U PLTU IPP 2X25 MW KUTA 27.5 7.0

KET : NAMA GI MW MVAR

KV

Total Pembangkit

:

Beban Sistem

:

269.70 MW 269.30 MW

Losses

:

0.40 MW

Flow dalam MW

0.15%

148.1


PLTP SEMBALUN 20 MW PLTP SEMBALUN EKSPANSI 2X20 MW

PLTU LOMBOK FTP2 2X25 MW U

P 48.0 MW

128.0 28.5 7.0

MW

MANTANG

TANJUNG

52.0

145.4

PLTU SEWA LOMBOK 50 MW

28.0

144.6 PRINGGA

PLTG PEAK 50 MW 28.6


29.6

22.6

27.2

MW

PLTG LOMBOK PEAK EXT 25 MW

MW

MW

7.2

148.7

PLTU LOMBOK FTP1 50 MW 100.6 117.8 MW

85.2 U

G

AMPENAN

JERANJANG

89.2

38.5

779

20.0

145.7

9.0

MW

MW SENGKOL 20.8

146.1

5.7

SELONG

146.0

55.2

147.8

18.2

6.9 MW

48.2

40.0

MW

MW

U PLTU IPP 2X25 MW KUTA 48.3 16 1 16.1

KET : NAMA GI MW MVAR

KV

Total Pembangkit

:

Beban Sistem

:

360.90 MW 359.60 MW

Losses

:

1.30 MW

Flow dalam MW

0.36%

148.1

Neraca Daya Sistem Sumbawa Pasokan/Kebutuhan

780

Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan p Terpasang p g Kapasitas Daya Mampu Netto Pembangkit PLN PLTD Labuhan PLTD Alas PLTD Empang PLTD Taliwang PLTM Mamak Pembangkit Sewa PLTD Sewatama (Labuhan) PLTD Sewatama (Taliwang) Sewa MFO (Labuhan) Tambahan Pasokan PLN Rencana Brang Beh 1 Brang Beh 2 Sumbawa Barat IPP Sumbawa (FTP2) Bintang ta g Bano a o Rea Rhee

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

GWh MW %

178.0 30.7 66.1

197.1 34.0 66.1

211.1 36.4 66.1

224.1 38.7 66.1

236.4 40.8 66.1

MW MW

22.6 15.4

22.6 15.4

13.5 10.4

3.5 2.6

3.5 2.6

MW MW MW MW MW

12.9 1.7 2.7 4.8 05 0.5

12.9 1.7 2.7 4.8 05 0.5

12.9 0.0 0.0 0.0 05 0.5

3.0 0.0 0.0 0.0 05 0.5

3.0 0.0 0.0 0.0 05 0.5

MW MW PLTD

8.0 5.0 10.0

8.0 5.0 10.0

5.0 5.0 10.0

PLTA PLTA PLTU

2016

2017

2018

2019

2020

8.0 7.0

PLTU PLTM PLTM PLTM

4.1 7.0 10.0 8.0 8 0

10.0

5.7 4.3 Interkoneksi Sistem Sumbawa - Bima 2016

Jumlah Kapasitas Terpasang Cadangan : Pemeliharaan Operasi

MW MW MW

38 5.3 2.7 2.6

38 5.3 2.7 2.6

43 5.3 2.7 2.6

49 9.6 7.0 2.6

59 17.0 10.0 7.0


MW

5.0

1.7

3.9

3.0

7.9

780

Neraca Daya Sistem Bima y Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015


GWh MW %

207,6 34,6 68 4 68,4

229,9 38,4 68 4 68,4

246,2 41,1 68 4 68,4

261,5 43,6 68 4 68,4

275,9 46,0 68 4 68,4

MW MW

11,9 12,0

10,5 10,0

10,5 10,0

10,5 7,7

10,5 7,7

MW MW MW MW

3,0 5,6 33 3,3 0,0

3,0 5,6 19 1,9 0,0

3,0 5,6 19 1,9 0,0

3,0 5,6 19 1,9 0,0

3,0 5,6 19 1,9 0,0

MW

10,0

10,0

10,0

10,0

0,0

PLTD PLTD

10,0 30 3,0 3,0

10,0 30 3,0 3,0

10,0 30 3,0 3,0

10,0

10,0

3,0

3,0

10,0

10,0 10,0

10,0

2016

2017

2018

2019

2020

Pasokan

Kapasitas Terpasang Daya Mampu Netto PLN

PLTD Bima PLTD Ni'u PLTD Dompu PLTM Sape Sewa

PLTD Sewatama (Ni'u) Tambahan Pasokan

781

Sewa Pembangkit Sewa Baru MFO (Ni'u) S Sewa B Baru (HSD) Sewa Baru tambahan Ni'u Proyek PLN

Rencana Bima (FTP1) Bima Ekspansi

PLTU PLTU

Proyek Swasta / IPP

Hu'u (FTP2) Hu'u - 2 Jumlah Kapasitas (Mampu) Cadangan : Pemeliharaan 1 Operasi Surplus/Defisit (N-2)

PLTP PLTP MW MW MW MW MW

20

38 3,4 2,5 , 1 (0,0)

46 3,5 2,5 , 1,0 4,1

56 13 10 2,5 2,4

61 13 10 2,5 4,5

61 13 10 2,5 2,1

20 20 Interkoneksi dengan Sistem Sumbawa - Bima 2016

Neraca Daya Sistem Sumbawa ‐ Bima Neraca Daya Sistem Sumbawa Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Kebutuhan

Produksi Energi Beban Puncak Load Factor

GWh MW %

543,3 92,1 67,3

575,6 97,6 67,3

608,4 103,1 67,3

641,8 108,8 67,3

676,0 114,6 67,3

Pasokan

Kapasitas Terpasang Daya Mampu Netto

MW MW

34,5 27,3

33,1 25,9

24,0 20,9

14,0 13,1

14,0 13,1

0,5 0,3

0,5 0,3

0,5 0,3

0,5 0,3

0,5 0,3


12,9 1,7 2,7 48 4,8 0,5 3,0 5,6 3,3

12,9 1,7 2,7 48 4,8 0,5 3,0 5,6 1,9

12,9 0,0 0,0 00 0,0 0,5 3,0 5,6 1,9

3,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5 3,0 5,6 1,9

3,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5 3,0 5,6 1,9

0,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5

0,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5

0,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5

0,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5

0,0 0,0 0,0 00 0,0 0,5

20,0

20,0

Pembangkit PLN

PLTD Labuhan PLTD Alas PLTD Empang PLTD Taliwang PLTM Mamak PLTD Bima PLTD Ni'u PLTD Dompu

782

Proyek PLN

Brang Beh 1 g Beh 2 Brang Sumbawa Barat Bima (FTP1) Bima Ekspansi

PLTA PLTA PLTU PLTU PLTU

8,0 10,0

7,0 10,0

4,1 , 7,0 10,0

10,0

10,0 8,0

10,0

Proyek Swasta / IPP

Sumbawa (FTP2) Bintang Bano Rea Rh Rhee Hu'u (FTP2) Hu'u - 2

PLTU PLTM PLTM PLTM PLTP PLTP

5,7 43 4,3 20,0 Interkoneksi Sistem Sumbawa - Bima 2016

Jumlah Kapasitas Terpasang Cadangan : P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-1)

MW MW MW MW

104 17,0 10 0 10,0 7,0 2,3

124 17,0 10 0 10,0 7,0 16,8

144 17,0 10 0 10,0 7,0 31,3

164 17,0 10 0 10,0 7,0 45,6

164 17,0 10 0 10,0 7,0 39,8

Lamp piran B1 18.13 PRO OVINSI NU USA TENGG GARA TIM MUR

783

Neraca Daya Sistem Kupang – Soe Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Daya Mampu Netto

784

Pembangkit PLN PLTD Kuanino PLTD Tenau PLTD Soe S Sewa Pembangkit P b kit PLTD Sewa 1 Kuanino PLTD Sewa 2 Tenau PLTD Sewa 3 Tenau PLTD Sewa 4 Tenau PLTD Sewa MFO Kupang PLTD Sewa Soe Project PLN NTT 2 Kupang (FTP-1) Kupang Ekspansi Oelbubuk - Soe Solar Thermal Kupang (Peaking) Kupang (Peaking) Ekspansi Oelbubuk - Soe Project IPP Kupang

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % MW

226,8 61,6 42,0

257,1 61,8 47,5

291,1 62,1 53,5

329,5 62,4 60,3

364,7 62,48 66,6

403,7 62,65 73,6

447,0 62,89 81,1

495,0 63,07 89,6

538,0 63,24 97,1

592,7 63,48 106,6

MW MW MW

50,2 13,7 36,5

43,6 7,4 36,3

43,6 8,7 34,9

35,6 2,1 33,5

35,62 18,87 16,75

35,62 18,87 16,75

35,62 18,87 16,75

35,62 35,62

35,62 35,62

35,62 35,62

7,0 29,5

4,0 29,5 2,8 14 5 14,5 2,5

4,0 29,5 1,4 14 5 14,5 2,5

4,0 29,5 -

4,00 29,50

4,00 29,50

4,00 29,50

4,00 29,50

4,00 29,50

4,00 29,50

7,0 5,0 1,5

7,0 5,0 1,5

33,0

-

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

23,5 23 5 2,5 6,0 3,0 7,0 5,0

PLTU PLTU PLT-Hybrid Solar PLTMG PLTMG PLTB

16,50 1,0 5,0 20,0 20,0

20,0

10,0

1,0

PLTU

15,0 15,0 Interkoneksi Dengan Sistem Soe - Atambua - Kefamenanu - 2014 Interkoneksi Dengan Sistem Soe - 2011

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit ( N-2 )

MW MW MW MW MW

60,0 10,4 5,5 4,9 7,6

85,3 22,0 16,5 5,5 15,8

83,9 22,0 16,5 5,5 8,4

93,50 26,50 16,50 10,00 6,68

96,75 26,50 16,50 10,00 3,61

111,75 26,50 16,50 10,00 11,69

126,75 31,50 16,50 15,00 14,11

130,00 31,50 16,50 15,00 8,91

146,50 31,50 16,50 15,00 17,89

156,50 31,50 16,50 15,00 18,43

784

Neraca Daya Sistem Atambua - Kefamenanu Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Daya Mampu Netto

Unit

GWh % MW

2011

50,6 59 5 59,5 9,7

2012

58,8 59 5 59,5 11,3

2013

68,2 59 6 59,6 13,1

MW MW MW

9,5 3,2 6,4

6,3 1,9 4,4

6,3 1,9 4,4

785

Pembangkit PLN PLTD Atambua PLTD Kefamenanu Sewa Pembangkit PLTD Sewa Atambua PLTD Sewa Kefamenanu PLTD Sewa S Betun

PLTD PLTD

3,1 3,2

2,6 1,8

2,6 1,8

PLTD PLTD PLTD

2,0 2,0 1,5

4,0 2,0 2,5

4,0 2,0 2,5

Project PLN Atambua APBN Atambua Ekspansi

PLTU PLTU

6,0

18,0

2014

79,2 59,6 59 6 15,2

2015

90,0 59,5 59 5 17,3

2016

102,1 59 4 59,4 19,6

2017

2018

116,0 59 4 59,4 22,3

131,7 59 4 59,4 25,3

6,0

6,0

2019

146,8 59 3 59,3 28,3

2020

165,8 59 3 59,3 31,9

Interkoneksi Dengan Sistem Kupang - Soe - Kefamenanu - 2014 Interkoneksi Dengan Sistem Kefamenanu - 2011 Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi S l /D fi it ( N-2 Surplus/Defisit N2)

MW MW MW MW MW

11,9 2,0 1,3 0,7 02 0,2

18,9 7,3 6,0 1,3 03 0,3

36,9 7,3 6,0 1,3 16 5 16,5

24,00 7,25 6,00 1,25 1 57 1,57

24,00 7,25 6,00 1,25 -0,52 0 52

24,00 7,25 6,00 1,25 -2,87 2 87

30,00 7,25 6,00 1,25 0 47 0,47

36,00 7,25 6,00 1,25 3 43 3,43

36,00 7,25 6,00 1,25 0 49 0,49

36,00 7,25 6,00 1,25 -3,17 3 17

785

Neraca Daya Sistem Kupang – Soe – Kefamenanu – Atambua Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Sistem Kupang - Soe - Kefamenanu - Atambua Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity

786

GWh % MW

283.5 60.8 53.3

322.8 60.9 60.5

367.3 61.2 68.5

417.8 61.4 77.7

464.7 61.4 86.4

517.1 61.5 95.9

575.4 61.7 106.5

640.6 61.8 118.3

699.9 61.9 129.0

775.3 62.1 142.6

MW MW

53.4 16.9

45.3 9.1

45.3 10.4

35.6 2.1

35.6 18.9

35.6 18.9

35.6 18.9

35.6 35.6

35.6 35.6

35.6 35.6

Pembangkit PLN PLTD Kupang PLTD PLN PLTD Sewa MFO

PLTD PLTD

33.7 23.5

34.8 14.5

33.5 14.5

33.5 -

16.8 -

16.8 -

16.8 -

-

-

-

Soe PLTD PLN

PLTD

2.8

1.4

1.4

-

-

-

-

-

-

-

Kefamenanu PLTD PLN

PLTD

3.2

1.8

1.8

-

-

-

-

-

-

-

Atambua PLTD PLN

PLTD

6.4

4.4

4.4

-

-

-

-

-

-

-

Project PLN NTT 2 Kupang (FTP-1) NTT 2 Kupang Ekspansi Atambua ( APBN ) Atambua Ekspansi Oelbubuk - Soe Solar Thermal Kupang (Peaking) Kupang (Peaking) Ekspansi Project IPP Kupang Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan (1 unit terbesar) Operasi Surplus/Defisit ( N-2 )

PLTU PLTU PLTU PLTU PLT-Hybrid Solar PLTD/MG PLTD/MG

33.0 16.5 6.0

18.0 6.0

20.0

PLTU MW MW MW MW MW

6.0

1.0 5.0 20 0 20.0

65.5 10 1 10.1 5.2 4.9 2.1

99.8 21 4 21.4 16.5 4.9 17.9

116.4 31 5 31.5 16.5 15.0 16.4

116.5 26 5 26.5 16.5 10.0 12.3

119.8 26 5 26.5 16.5 10.0 6.9

10.0

15.0

15.0

134.8 26 5 26.5 16.5 10.0 12.3

155.8 31 5 31.5 16.5 15.0 17.8

155.0 31 5 31.5 16.5 15.0 5.2

10.0

171.5 31 5 31.5 16.5 15.0 11.0

181.5 31 5 31.5 16.5 15.0 7.4

786

N Neraca Daya Sistem Ende ‐ D Si E d Maumere M Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014


GWh % MW

83 4 83.4 57.3 16.6

93.2 93 2 57.6 18.5

104.2 104 2 57.9 20.5

116.4 116 4 58.2 22.8


MW MW

12.1 5.7

9.3 3.2

9.3 3.2

9.3 3.2

3.4 3.0

3.4 2.8

3.4 2.8

3.4 2.8

-

Pembangkit PLN PLTD Mautpaga PLTD Wolomarang

787

Project PLN Ropa (FTP1) Ndungga Maumere (Peaking) MFO

PLTU PLTMH PLTD

14.0 19 1.9

Project IPP Sokoria (FTP2) Sokoria - 2 Wolodaesa

PLTP PLTP PLTMH

-

2015

2016

2017

127.1 127 1 58.4 24.9

138.8 138 8 58.6 27.0

151.7 151 7 58.9 29.4

5.0

5.0

5.0

2018

165.8 165 8 59.1 32.0

2019

177.8 177 8 59.3 34.2

2020

193.3 193 3 59.6 37.0

8.0

5.0 0.8 Interkoneksi dengan Sistem S Flores - 2014 Interkoneksi dengan Sistem Maumere - 2011

Jumlah Kapasitas

MW

17.9

33.6

34.4

30.86

29.70

34.70

39.70

39.70

39.70

44.70

Cadangan Pemeliharaan Operasi

MW MW MW

1.1 1.1 -

2.1 1.1 10 1.0

2.1 1.1 10 1.0

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50

3.60 1.10 2 50 2.50


MW

0.2

13.0

11.7

4.44

1.25

4.05

6.69

4.08

1.88

4.06

Neraca Daya Sistem Ruteng – Bajawa – Labuhan Bajo Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Sistem Interkoneksi Ruteng - Bajawa - Labuan Bajo

788


GWh % MW

43.9 53.9 9.3

49.3 54.3 10.4

68.0 54.0 14.4


MW MW

11.22 11 3.9

57 5.7 1.6

57 5.7 1.6

PLTD PLTD PLTD PLTMH PLTMH PLTP

3.6 2.1 1.7 0.1 02 0.2 1.8

1.5 1.7 1.0 0.1 02 0.2 1.8

1.5 1.7 1.0 0.1 02 0.2 1.8

PLTD PLTD PLTD

1.5 1.5 1.5

1.5 1.5 1.5

1.5 1.5 1.5

PLTP PLTP PLTP PLTP PLT-Hybrid PLTMH

2.5

2.5 5.0

Pembangkit PLN PLTD Waso PLTD Faobata PLTD Gorontalo GILKES Barata Mataloko Sewa Pembangkit Sewa Ruteng Sewa Bajawa Sewa Labuan Bajo Project PLN Ulumbu APBN Ulumbu ADB Ulumbu Wai Sano Mataloko Ekspansi Nangalili - Labuan Bajo Wae Rancang - Manggarai Project IPP Ulumbu W Roa Wae R - Ngada N d Sita - Borong Wae Lega - Manggarai

0.12 00.16 16 1.80

1 1 1

PLTP PLTMH PLTMH PLTMH

77.1 54.4 16.2

85.5 54.6 17.9

94.8 54.9 19.7

105.3 55.3 21.8

117.0 55.6 24.0

127.7 55.9 26.1

141.3 56.2 28.7

0.12 00.16 16 1.80

0.12 00.16 16 1.80

0.12 0 16 0.16 1.80

0.12 0 16 0.16 1.80

0.12 0 16 0.16 1.80

0.12 0 16 0.16 1.80

0.12 0 16 0.16 1.80

5.0

5.0 0.5

5.0 16.0 5.0 04 0.4 1.0

1.0

1.8 Interkoneksi dengan Sistem Flores - 2014

Jumlah Efektif Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi

MW MW MW MW


MW

Interkoneksi dengan Sistem Bajawa - 2011 14.9 19.1 20.9 34.27 3.2 3.2 3.2 5.50 25 2.5 25 2.5 25 2.5 3 00 3.00 0.7 0.7 0.7 2.50 2.4

5.5

3.3

12.59

40.27 5.50 3 00 3.00 2.50

40.27 5.50 3 00 3.00 2.50

40.27 5.50 3 00 3.00 2.50

45.27 5.50 3 00 3.00 2.50

50.77 5.50 3 00 3.00 2.50

50.77 5.50 3 00 3.00 2.50

16.91

15.06

13.02

15.73

19.18

16.57

788

Neraca Daya Sistem Interkoneksi Flores y Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

Ende - Ropa - Maumere GWh % MW

83,4 57 3 57,3 16,6

93,2 57,6 57 6 18,5

104,2 57 9 57,9 20,5

229,4 55 8 55,8 47,0


MW MW

17,5 8,1

14,3 5,4

14,3 5,4

14,3 5,4

789

Project Swasta / IPP Larantuka Oka Larantuka Sokoria (FTP2) - Ende Sokoria - 2 Ulumbu Mataloko Wae Roa - Ngada Sita - Borong Wae Lega - Manggarai Wolodaesa

PLTU PLTP PLTP PLTM PLTP PLTM PLTD PLTGB PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH

2,5

2016

2017

2018

2019

2020

Sistem Flores ( Ende - Ropa - Maumere - R - B - L )


Tambahan Pembangkit j PLN Project NTT 1 Ropa (FTP-1) Ulumbu APBN Ulumbu ADB Ndungga Mataloko Wae Rancang - Manggarai Maumere (Peaking) MFO

2015

14,0 2,5 5,0 1,9

2,5

252,1 55 9 55,9 51,5

277,1 56 1 56,1 56,4

304,8 56 4 56,4 61,7

3,0 5,0

5,0

335,3 56 6 56,6 67,6

362,1 56 8 56,8 72,8

396,6 57 1 57,1 79,3

2,5

1,8 16,0 8,0 8,0 5,0

5,0 5,0 5,0

5,0

5,0

0,4 1,0

1,0

1,8 0,8

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi

MW MW MW MW

25,7 8,3 70 7,0 1,3

48,6 8,3 70 7,0 1,3

59,1 8,3 70 7,0 1,3

80,3 12,0 70 7,0 5,0

84,9 12,0 70 7,0 5,0

92,9 12,0 70 7,0 5,0

97,9 12,0 70 7,0 5,0

102,9 12,0 70 7,0 5,0

107,9 12,0 70 7,0 5,0

112,9 12,0 70 7,0 5,0


MW

0,8

21,8

30,3

21,4

21,4

24,5

24,2

23,3

23,1

21,6

Neraca Daya Sistem Larantuka ‐ Adonara Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Interkoneksi Larantuka - Adonara SUTM 20 kV Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak

GWh % MW

17,2 58,5 3,4

28,5 51,1 6,4

32,0 51,3 7,1

36,0 51,5 8,0

Pasokan Kapasitas Terpasang Daya Mampu Netto

MW MW

7,2 4,7

7,2 4,7

4,7 4,7

4,8 4,7

Pembangkit PLN PLTD Larantuka Yanmar 6ML HTS Yanmar M220L-SN MERCY MTU Kubota MTU SWD MAN

790

PLTD Waiwerang YANMAR YANMAR D. MWM VOLVO P. MTU MAN MAN II Sewa Pembangkit Sewa Larantuka Sewa Waiwerang Sewa Larantuka (Baru) Project PLN Larantuka (Peaking) Oka Larantuka Project IPP Larantuka

Size 0,27 0,50 0,40 0,45 0,70 0,42 0,50

Unit 1 1 3 2 1 1 2


2,8 0,2 0,2 0,5 0,4 0,5 0,2 0,8

2,7 0,2 0,2 0,5 0,4 0,5 0,2 0,8

2,7 0,2 0,2 0,5 0,4 0,5 0,2 0,8

2,8 0,2 0,2 0,5 0,4 0,5 0,2 0,8

0,25 0,31 0,50 0,28 0,40 0,25 0,50

1 1 1 1 1 1 1


2,0 0,2 0,3 0,4 0, 0,2 0,3 0,2 0,4

2,0 0,2 0,3 0,4 0, 0,2 0,3 0,2 0,4

2,0 0,2 0,3 0,4 0, 0,2 0,3 0,2 0,4

2,0 0,2 0,3 0,4 0, 0,2 0,3 0,2 0,4

PLTD PLTD PLTD

1,0 0,5 10 1,0

1,0 0,5 10 1,0

PLTD PLTP PLTGB

39,6 51,6 8,8

43,5 51,7 9,6

4,0 2,5

2,5

47,8 51,8 10,5

52,5 51,9 11,6

56,7 52,0 12,4

62,0 52,1 13,6

2,0

8,0

Jumlah Efektif Cadangan

MW MW

7,2 12 1,2

Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW

0,7 0,5 2,6

9,7 12 1,2

17,7 12 1,2

12,7 47 4,7

0,7 0,5 2,1

0,7 0,5 9,4

4,0 0,7 0,0

Interkoneksi dengan Sistem Maumere - 2014 14,5 17,0 17,0 17,0 47 4,7 47 4,7 47 4,7 47 4,7 4,0 0,7 1,0

4,0 0,7 2,7

4,0 0,7 1,8

4,0 0,7 0,7

19,0 47 4,7

19,0 47 4,7

4,0 0,7 1,9

4,0 0,7 0,7

Neraca Daya Sistem Lembata Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

791


GWh % MW

9,9 57,2 2,0

11,0 57,4 2,2

12,2 57,7 2,4

13,6 58,0 2,7

14,7 58,1 2,9

16,0 58,3 3,1

17,4 58,6 3,4

18,8 58,8 3,7

20,1 59,0 3,9

21,7 59,2 4,2

Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Daya Mampu Netto

MW MW MW

2,8 0,6 1,4

2,8 0,6 1,4

2,8 0,6 1,4

1,4 0,3 1,4

1,4 0,3 1,4

0,6 0,1 0,6

0,6 0,1 0,6

0,6 0,1 0,6

0,6 0,1 0,6

0,6 0,1 0,6


0,2 0,1 0,4 0,1 0,2 03 0,3 0,1

0,2 0,1 0,4 0,1 0,2 03 0,3 0,1

0,2 0,1 0,4 0,1 0,2 03 0,3 0,1

0,2 0,1 0,4 0,1 0,2 03 0,3 0,1

0,2 0,1 0,4 0,1 0,2 03 0,3 0,1

0,4

0,4

0,4

0,4

0,4

03 0,3

03 0,3

03 0,3

03 0,3

03 0,3

PLTD Sewa PLTD Sewa

PLTD

2,0

2,0

2,0

2,0

Project PLN Lembata PLTD Peaking PLTS Lembata

PLTD PLTS

02 0,2

02 0,2

Project IPP Atadei

-

-

PLTP

Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi

MW MW MW MW

3,6 1,0 07 0,7 0,3

3,8 1,0 07 0,7 0,3


MW

0,6

0,6

Pembangkit PLN PLTD Lewoleba Manufacture YANMAR MAN MAN DEUTZ MAN DEUTZ/MU DEUTZ

Size Jml Unit 0,31 1 0,29 1 0,68 1 0,10 1 0,63 1 0 19 0,19 3 0,26 1

2,5 -

-

3,8 1,0 07 0,7 0,3

3,8 1,0 07 0,7 0,3

0,4

0,1

1,0 -

-

-

-

4,3 1,0 07 0,7 0,3

5,0 8,5 3,2 25 2,5 0,7

8,5 3,2 25 2,5 0,7

8,5 3,2 25 2,5 0,7

9,5 3,2 25 2,5 0,7

9,5 3,2 25 2,5 0,7

0,4

2,2

2,0

1,7

2,5

2,2

Neraca Daya Sistem Kalabahi Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

792


GWh % MW


MW MW MW

3,7 1,1 2,6

3,7 1,1 2,6

PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD

0,1 0,2 0,4 0,2 0,2 0,2 0,6 0,6 0,0 0,2

0,1 0,2 0,4 0,2 0,2 0,2 0,6 0,6 0,0 0,2

PLTD

2,0

2,0

Pembangkit PLN PLTD Kadelang Manufacture Size Yanmar 6HAL-T 0,10 Deutz BA6M 0,25 MWM TBD 616 0,50 MAN 0,25 SWD DRO 216 0,34 MTU 0,28 Caterpillar 0,73 Caterpillar 0,73 Deutz 0,08 Deutz (MU) 0,24 PLTD Sewa PLTD Sewa Project PLN Kalabahi PLTD Peaking PLTU Alor Bukapiting Project IPP Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)

Unit 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1

17,5 62,2 3,2

PLTD PLTU PLTP

19,6 62,5 3,6

2013

21,9 62,8 4,0

2014

24,4 63,0 4,4

2015

26,6 63,1 4,8

2016

29,1 63,3 5,2

2017

31,7 63,6 5,7

2018

34,6 63,7 6,2

2019

37,1 63,9 6,6

2020

40,3 64,2 7,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

1,5 0,3 1,2

6,00 6 00 1,5 0,3 1,2

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,6 0,6

0,8

0,5 2,5

2,5

6,0

MW MW MW MW

4,6 1,1 0,7 0,4

10,6 3,7 3,0 0,7

7,9 3,7 3,0 0,7

8,4 3,8 3,0 0,8

10,9 3,8 3,0 0,8

13,4 3,8 3,0 0,8

13,4 3,8 3,0 0,8

13,4 3,8 3,0 0,8

13,4 3,8 3,0 0,8

13,4 3,8 3,0 0,8

MW

0,3

3,3

0,2

0,2

2,3

4,4

4,0

3,5

3,0

2,5

Neraca Daya Sistem Waingapu - Waikabubak Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

Waingapu Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak

GWh % MW

21,3 58,4 4,2

23,8 58,6 4,6


MW MW

4,2 1,0

4,2 1,0

PLTD PLTD

3,0 2,5

1,0

PLT-Hybrid PLTMH PLTMH PLTD

0,7 1,0

PLTD Sewa PLTD Sewa Waingapu PLTD Sewa Waikabubak

793

Project PLN Mauhau Kambaniru Lokomboro II Waingapu (Relokasi) Project IPP Waingapu PLTS Waingapu Waingapu Maidang Lewa Lokomboro III Wanokaka Praikalala I Praikalala II Umbuwangu I & II Waikelosawa

PLTU PLTS PLTB PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH PLTMH

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Interkoneksi dgn Sistem Waikabubak 26,5 58,9 5,1

55,4 63,1 10,0

60,6 63,3 10,9

66,3 63,6 11,9

72,6 63,9 13,0

79,4 64,1 14,1

85,4 64,4 15,1

93,0 64,7 16,4

1,0

0,5 0,4 0,4 2,0

0,9 1,0 1,0 1,0 1,0

1,0 0,5 0,5 1,6 ,

1,0

0,5 1,0 0,3

1,0

1,0

0,3

Jumlah Efektif

MW

8,8

9,5

7,3

17,2

17,2

17,2

17,2

17,2

19,2

19,2

g Cadangan Pemeliharaan Operasi

MW MW MW

1,3 , 0,7 0,6

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8

1,8 , 1,0 0,8


MW

3,3

3,0

0,3

5,35

4,44

3,46

2,40

1,23

2,24

0,97

793

Neraca Daya Sistem Rote Ndao Pasokan/Kebutuhan

Unit

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

794


GWh % MW

9,8 50,7 2,2

10,8 51,4 2,4

11,8 52,1 2,6

13,0 52,8 2,8

14,0 53,5 3,0

15,0 54,1 3,2

16,1 54,9 3,3

17,3 55,6 3,5

18,2 56,3 3,7

19,4 57,0 3,9


MW MW MW

3,0 0,8 2,3

3,0 0,8 2,3

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5


0,2 0,2 0,7 0,8 0,4

0,2 0,2 0,7 0,8 0,4

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

0,7 0,8

PLTD

1,0

1,0

9,0 3,5 3,0 0,5 , 1,9

9,0 3,5 3,0 0,5 , 1,8

9,0 3,5 3,0 0,5 , 1,6

Pembangkit PLN PLTD Rote Ndao Manufacture Deutz BF8 Deutz BF8 MTU 12V MAN MWM

Size 0,28 0,25 0,50 0,50 0,50

PLTD Sewa PLTD Sewa Project PLN Rote PLTD Peaking PLTU Rote Ndao Maubesi

Unit 1 1 2 2 1

PLTD PLTU PLT-Hybrid

0,5 6,0 0,5

0,5

Project IPP Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan p Operasi Surplus/Defisit (N-2)

MW MW MW MW MW

3,3 0,8 0,5 0,3 , 0,3

9,8 3,5 3,0 0,5 , 3,9

8,0 3,5 3,0 0,5 , 1,9

8,5 3,5 3,0 0,5 , 2,2

8,5 3,5 3,0 0,5 , 2,0

8,5 3,5 3,0 0,5 , 1,8

9,0 3,5 3,0 0,5 , 2,1

LA AMPIRAN N C1.1

PROY YEKSI KEBUTUHAN TENAG GA LISTRIK SIS STEM JAW WA BALI

79 90

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Jawa-Bali ======================= ============ =========== ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ Calendar Year

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

======================= ============ =========== ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ Total Population (10^3)

142,510.7

143,951.0

145,354.9

146,721.2

148,040.3

149,305.6

150,514.3

151,803.4

152,234.2

153,236.3

- Growth Rate (%)

1.5

1.0

1.0

0.9

0.9

0.9

0.8

0.9

0.3

0.7

Growth of Total GDP (%)

5.4

6.0

6.3

7.0

7.2

6.7

6.7

6.7

6.7

6.7

Electrification Ratio (% )

72.3

74.9

77.8

81.0

84.3

87.6

90.5

93.2

95.9

97.1

72.8

75.4

78.3

81.5

84.8

88.1

91.0

93.7

96.3

97.6

124,064

134,485

145,378

156,901

169,151

182,142

195,628

209,914

224,886

240,819

125,217.3

135,768.7

146,786.7

158,530.8

171,089.4

184,550.2

197,406.6

211,134.5

225,847.8

241,240.1

10.4

8.4

8.1

8.0

7.9

7.9

7.0

7.0

7.0

6.8

-- Residential

46,837.8

51,461.9

56,113.4

61,167.9

66,649.9

72,598.8

78,163.3

83,967.6

89,940.7

95,230.6

-- Commercial

22,056.8

24,230.5

26,701.9

29,216.3

31,979.9

34,912.4

38,001.8

41,383.2

45,107.0

49,304.3

6,681.3

7,190.5

7,730.8

8,282.0

8,868.9

9,492.4

10,125.3

10,802.4

11,532.8

12,343.7

49,641.4

52,885.8

56,240.6

59,864.5

63,590.8

67,546.6

71,116.3

74,981.3

79,267.4

84,361.4

Electrification Ratio (% )+non PLN

Energy Sales (GWh) - Growth Rate (%)

-- Public -- Industrial

Power Contracted (MVA)

79 91

49,928.0

54,437.2

56,630.9

59,733.9

63,106.4

66,643.8

70,360.4

74,283.9

80,080.3

83,037.9

-- Residential

24,240.2

25,570.2

27,008.3

28,544.6

30,164.5

31,879.5

33,680.9

35,661.3

37,634.0

39,712.5

-- Commercial

11,671.6

12,134.2

12,933.8

13,818.1

14,751.4

15,696.9

16,718.1

18,494.1

19,088.0

20,369.0

3,432.0

3,576.3

3,727.0

3,883.9

4,047.0

4,216.6

4,392.7

4,577.5

4,767.4

4,964.5

15,093.4

15,350.3

16,064.8

16,859.8

17,680.8

18,567.3

19,492.2

21,347.4

21,548.5

22,676.1


Number of Customer

29,694,744

31,120,257

32,690,290

34,356,833

36,102,253

37,893,126

39,530,972

41,160,588

42,737,196

43,746,722

-- Residential

27,619,322

28,936,335

30,391,337

31,935,877

33,551,856

35,205,495

36,697,797

38,173,002

39,585,741

40,421,312

-- Commercial

1,257,891

1,337,718

1,423,323

1,515,106

1,613,495

1,718,854

1,831,660

1,952,417

2,081,666

2,219,984

777,324

805,390

834,176

863,722

894,070

925,209

957,184

990,043

1,023,835

1,058,610

40 207 40,207

40 813 40,813

41 454 41,454

42 127 42,127

42 833 42,833

43 567 43,567

44 331 44,331

45 126 45,126

45 954 45,954

46 815 46,815

142,065.0

153,721.5

165,697.2

178,773.5

192,746.9

207,769.8

222,106.0

237,404.2

253,822.3

270,995.1

137,604.2

148,894.6

160,494.3

173,160.0

186,694.7

201,245.8

215,131.8

229,949.7

245,852.3

262,485.8

Station Use (%)

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

3.14

T Losses (%)

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

2.11

PS Transmission (%)

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

0.05

DL Losses (%)

6 84 6.84

6 65 6.65

6 37 6.37

6 28 6.28

6 19 6.19

6 12 6.12

6 06 6.06

6 01 6.01

5 96 5.96

5 92 5.92

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

0.15

78.5

78.8

79.1

79.6

79.7

79.7

79.7

79.8

79.8

79.9


Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh)

+))

PS Distribution (%) Load Factor (%)

Peak Load (MW)

1)

20,672 22,283 23,928 25,635 27,625 29,763 31,801 33,974 36,305 38,742 140,724.70 151,730.56 163,322.67 176,042.40 189,767.40 204,319.53 219,424.22 235,423.60 252,187.70 272,924.58

======================= ============ =========== ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik PLN Distribusi DKI Jaya & Tangerang ====================== ========== ============= ========== ========== =========== =========== =========== =========== =========== ========== Calendar Year

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

====================== ========== ============= ========== ========== =========== =========== =========== =========== =========== ========== Total Population (10^3)

15,817.9

16,093.7

16,350.5

16,591.0

16,812.2

17,012.0

17,188.1

17,341.4

17,469.2

17,571.9

- Growth Rate (%)

1.87

1.74

1.60

1.47

1.33

1.19

1.04

0.89

0.74

0.59


6.1

6.4

7.0

7.3

6.8

6.8

6.8

6.8

6.8

6.8


85.3

86.9

88.5

90.1

91.7

93.3

94.0

94.5

95.2

96.0

35,876.3

39,054.0

42,285.4

45,608.2

49,123.7

52,853.9

56,820.1

61,040.0

65,534.6

70,225.1

8.8

8.9

8.3

7.9

7.7

7.6

7.5

7.4

7.4

7.2

12,313.2 11,148.6 2,477.4 9,937.1

13,278.3

14,205.0

15,091.2

15,988.5

16,889.2

17,793.4

18,699.4

19,606.2

20,512.4

12 388 6 12,388.6

13 679 4 13,679.4

14 965 8 14,965.8

16 428 0 16,428.0

18 028 2 18,028.2

19 781 1 19,781.1

21 700 6 21,700.6

23 802 9 23,802.9

26 104 8 26,104.8

2,631.7

2,782.3

2,926.4

3,081.9

3,245.6

3,418.0

3,599.8

3,791.2

3,992.9

10,755.3

11,618.7

12,624.8

13,625.2

14,690.9

15,827.6

17,040.2

18,334.2

19,715.0

17,961.0 6,167.7 6,137.0 1,415.5 4,240.7

18,124.8

19,061.3

20,123.1

21,195.3

22,287.9

23,419.2

26,247.0

26,050.2

27,440.7

6,507.2

6,891.3

7,309.1

7,742.0

8,202.8

8,679.4

9,262.2

9,761.9

10,345.3

6,164.2

6,496.6

6,878.8

7,272.0

7,636.1

8,031.3

9,133.0

9,000.4

9,498.8

1,467.4

1,521.3

1,577.4

1,635.7

1,696.2

1,759.1

1,826.5

1,894.5

1,965.1

3,986.0

4,152.0

4,357.7

4,545.6

4,752.8

4,949.5

6,025.3

5,393.4

5,631.5

3,853,136 3,498,721 285,376 57 906 57,906 11,133

3,996,935

4,139,784

4,281,792

4,423,070

4,563,734

4,657,131

4,743,930

4,830,979

4,918,740

3,621,767

3,742,649

3,861,402

3,978,060

4,092,659

4,158,460

4,216,040

4,272,151

4,327,152

303,572

322,880

343,367

365,105

388,171

412,646

438,615

466,171

495,410

60 366 60,366

62 930 62,930

65 602 65,602

68 386 68,386

71 286 71,286

74 308 74,308

77 457 77,457

80 738 80,738

84 156 84,156

11,229

11,325

11,422

11,520

11,618

11,718

11,818

11,919

12,022

39,192.9

42,617.9

46,094.2

49,662.3

53,432.3

57,427.4

61,670.0

66,178.6

70,974.8

76,080.9

39,059.6

42,473.0

45,937.5

49,493.4

53,250.6

57,232.1

61,460.4

65,953.6

70,733.5

75,822.2

Energy Sales (GWh) - Growth Rate (%) -- Residential -- Commercial -- Public -- Industrial

Power Contracted (MVA) -- Residential

79 92

-- Commercial -- Public -- Industrial

Number of Customer -- Residential -- Commercial -- Public -- Industrial

Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh) Station Use (%)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

+)

7.8

7.8

7.6

7.6

7.5

7.4

7.3

7.2

7.1

6.9

PS Distribution (%)

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

0.3

D Losses (%) Load Factor (%)

Peak Load (MW)

-

73.0

73.3

74.3

75.3

76.1

76.9

77.5

78.1

78.6

79.0

6,129

6,638

7,078

7,531

8,013

8,530

9,084

9,678

10,315

10,998

====================== ========== ============= ========== ========== =========== =========== =========== =========== =========== ==========

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik PLN Distribusi Jawa Barat dan Banten =============================== ========= ========= ========== ========= ========= ========= ========= ========== ========= Calendar Year 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 =============================== ========= ========= ========== ========= ========= ========= ========= ========== ========= Total Population (10^3) - Growth Rate (%) Growth of Total GDP (%) Electrification Ratio (% ) Electrification Ratio (% )+non PL

Energy Sales (GWh) - Growth Rate (%) -- Residential -- Commercial -- Public -- Industry


79 93

-- Commercial -- Public -- Industry

Number of Customer -- Residential -- Commercial -- Public -- Industry

Total Production (GWh) 3) Energy Requirement (GWh) PSSD (%) D Losses (%)

49,025.9 1.29 5.6 70.7 71.4

49,740.6 1.27 5.9 73.8 74.5

50,456.5 1.24 6.4 77.0 77.7

51,170.5 1.21 6.7 80.3 81.0

51,878.1 1.19 6.2 83.8 84.4

52,575.2 1.16 6.2 87.2 87.8

53,260.0 1.13 6.2 90.7 91.4

53,938.9 1.10 6.2 94.4 95.0

53,967.7 1.06 6.2 98.2 98.8

54,618.3 1.02 6.2 98.6 99.3

42,710.2 10.4 13,733.9 , 3,927.4 1,177.6 23,871.3

46,112.9 8.0 15,346.4 , 4,177.7 1,265.5 25,323.3

49,562.2 7.5 16,747.6 , 4,583.9 1,362.2 26,868.5

53,263.9 7.5 18,248.1 , 5,025.3 1,461.7 28,528.8

57,245.8 7.5 19,852.3 , 5,507.3 1,563.4 30,322.9

61,516.8 7.5 21,526.7 , 6,047.2 1,667.3 32,275.6

64,958.1 5.6 22,922.1 , 6,531.4 1,743.0 33,761.5

68,790.4 5.9 24,438.2 , 7,076.0 1,822.2 35,454.1

73,248.0 6.5 26,157.9 , 7,709.4 1,910.5 37,470.1

78,021.0 6.5 27,261.8 , 8,539.9 2,031.6 40,187.7

15,881.8 7,199.6 2,115.1 , 640.3 5,926.8

17,018.9 7,752.1 2,312.8 , 687.9 6,266.2

18,254.4 8,354.2 2,526.5 , 737.5 6,636.2

19,594.5 9,007.3 2,757.9 , 788.9 7,040.4

21,045.5 9,713.2 3,008.8 , 841.7 7,481.8

22,611.3 10,471.8 3,280.9 , 896.1 7,962.5

24,297.1 11,284.6 3,576.1 , 951.8 8,484.7

26,109.0 12,153.5 3,896.4 , 1,008.7 9,050.5

28,053.2 13,080.4 4,243.6 , 1,066.9 9,662.3

30,080.7 14,011.8 4,620.1 , 1,126.4 10,322.4

9,579,486 10,136,841 9,031,510 9,550,515 291,107 315,456 245 347 245,347 259 136 259,136 11,521 11,734

10,727,100 10,099,831 342,125 273 171 273,171 11,973

11,352,571 10,681,577 371,284 287 473 287,473 12,237

12,015,505 12,689,269 13,401,216 11,297,802 11,921,806 12,580,724 403,111 437,708 475,266 302 068 302,068 316 924 316,924 332 067 332,067 12,524 12,831 13,158

14,153,921 13,276,902 515,989 347 524 347,524 13,505

14,949,868 14,012,579 560,092 363 323 363,323 13,873

15,278,433 14,276,873 607,806 379 491 379,491 14,263

45,673.3 45,615.0 0.1 6.24

49,189.1 49,130.5 0.1 6.02

52,579.7 52,520.8 0.1 5.52

56,413.8 56,354.8 0.1 5.38

60,537.4 60,478.2 0.1 5.25

65,011.9 64,952.5 0.1 5.20

68,603.8 68,545.3 0.1 5.15

72,606.6 72,548.8 0.1 5.10

77,298.8 77,241.4 0.1 5.10

82,332.5 82,274.6 0.1 5.10

84.00 6,207.0

84.00 6,684.9

84.00 7,145.9

83.99 7,667.1

83.99 8,227.8

83.99 8,836.1

83.04 9,431.0

82.83 10,006.6

83.38 10,583.2

83.75 11,222.9

PS Distribution (%) Load Factor (%)

Peak Load (MW)

==================== =========== ========= ========= ========== ========= ========= ========= ========= ========== =========

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik PLN Distribusi Jawa Tengah & DIY ======================== ============= ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============= Calendar Year

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

======================== ============= ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============= Total Population (10^3) - Growth Rate ((%)) Growth of Total GDP (%) Electrification Ratio (%) Electrification Ratio (%)+non PL



79 94

-- Commercial -- Public -- Industrial


Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh) Station Use (%) D Losses (%)

+)

36,081.3 0.69 6.0 75.1 75.3

36,320.5 0.66 6.3 77.5 77.7

36,550.5 0.63 7.0 79.9 80.1

36,771.0 0.60 7.2 82.3 82.5

36,981.6 0.57 6.7 84.7 85.0

37,182.3 0.54 6.7 87.1 87.4

37,373.0 0.51 6.7 89.5 89.8

37,690.5 0.85 6.7 91.6 91.9

37,842.1 0.40 6.7 94.1 94.3

37,986.5 0.38 6.7 96.5 96.8

18,749.1 15.7 9,681.2 2,162.9 1,358.6 5,546.4 9.0 7,982.4 4,697.4 1,188.3 608.2 1,488.4

20,391.7 8.8 10,508.7 2,401.4 1,512.2 5,969.4 7.6 8,334.2 4,881.2 1,293.2 608.8 1,551.0

22,115.4 8.5 11,408.5 2,665.8 1,681.6 6,359.4 6.5 8,699.3 5,066.4 1,407.3 609.5 1,616.1

23,934.2 8.2 12,386.8 2,960.5 1,868.5 6,718.5 5.6 9,077.7 5,252.0 1,531.5 610.1 1,684.0

25,858.5 8.0 13,450.5 3,285.1 2,074.5 7,048.4 4.9 9,472.0 5,439.6 1,666.7 610.8 1,754.8

27,903.9 7.9 14,607.2 3,644.1 2,301.8 7,350.8 4.3 9,881.0 5,627.0 1,813.9 611.5 1,828.6

30,085.8 7.8 15,864.8 4,041.1 2,552.4 7,627.4 3.8 10,307.1 5,815.2 1,974.0 612.2 1,905.5

32,421.0 7.8 17,232.3 4,480.2 2,828.8 7,879.7 3.3 10,750.6 6,003.6 2,148.4 613.0 1,985.7

34,927.4 7.7 18,719.1 4,965.6 3,133.7 8,109.0 2.9 11,212.9 6,191.9 2,338.1 613.7 2,069.3

37,624.7 7.7 20,335.8 5,502.3 3,469.9 8,316.6 2.6 11,694.3 6,378.9 2,544.6 614.4 2,156.4

7,908,857 7,409,174 260,987.5 233,338.7 5,356.0

8,221,849 7,699,088 281,230.3 235,960.5 5,570.2

8,538,513 7,991,136 302,955.7 238,629.1 5,793.0

8,857,536 8,283,894 326,272.2 241,345.4 6,024.8

9,181,509 8,579,836 351,296.3 244,110.3 6,265.8

9,507,005 8,875,411 378,153.0 246,924.5 6,516.4

9,835,856 9,172,313 406,976.7 249,789.1 6,777.0

10,166,999 9,469,335 437,911.4 252,704.9 7,048.1

10,500,493 9,766,379 471,111.6 255,672.8 7,330.1

10,834,442 10,061,382 506,743.3 258,693.7 7,623.3

20,131.2 20,131.2

21,871.4 21,871.4

23,694.7 23,694.7

25,616.0 25,616.0

27,645.9 27,645.9

29,800.8 29,800.8

32,096.8 32,096.8

34,551.1 34,551.1

37,182.6 37,182.6

40,011.5 40,011.5

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6.9

6.8

6.7

6.6

6.5

6.4

6.3

6.2

6.1

6.0

PS Distribution (%) L dF Load Factor t (%)

Peak Load (MW)

69 1 69.1

69 3 69.3

69 5 69.5

69 7 69.7

69 9 69.9

70 1 70.1

70 3 70.3

70 5 70.5

70 7 70.7

70 9 70.9

3,326.6

3,603.7

3,892.9

4,196.5

4,516.1

4,854.2

5,213.3

5,596.0

6,005.2

6,443.8

======================== ============= ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ =============

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik PLN Distribusi Jawa Timur ====================== ============ ========= ========= ========= ========= ========== ========== ========== ========== ========== Calendar Year

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

====================== ============ ========= ========= ========= ========= ========== ========== ========== ========== ========== Number of Population (10^3)

- Growth Rate (%)

37,651.4

37,818.6

37,977.4

38,126.3

38,265.0

38,393.7

38,511.9

38,613.5

38,698.5

38,766.6

0.5

0.4

0.4

0.4

0.4

0.3

0.3

0.3

0.2

0.2


6.2

6.5

7.2

7.4

6.9

6.9

6.9

6.9

6.9

6.9


66.3

69.1

73.0

77.3

81.9

86.8

90.2

93.2

95.3

96.5

24,417.7

26,393.9

28,622.3

31,099.6

33,771.3

36,687.5

39,418.9

42,188.3

44,840.6

47,343.3

8.7

8.1

8.4

8.7

8.6

8.6

7.4

7.0

6.3

5.6

-- Residential

9,610.2

10,661.0

11,959.5

13,443.1

15,108.2

16,965.3

18,581.0

20,175.5

21,590.3

22,789.4

-- Commercial C i l

3 198 0 3,198.0

3 470 0 3,470.0

3 745 4 3,745.4

4 036 1 4,036.1

4 333 7 4,333.7

4 645 8 4,645.8

4 973 7 4,973.7

5 318 2 5,318.2

5 680 4 5,680.4

6 061 3 6,061.3

-- Public

1,450.8

1,555.3

1,659.8

1,768.1

1,879.1

1,995.0

2,116.2

2,243.0

2,375.6

2,514.3

10,158.6

10,707.7

11,257.6

11,852.4

12,450.3

13,081.5

13,748.0

14,451.5

15,194.3

15,978.2

10,840.0

11,269.3

11,717.2

12,184.6

12,672.3

13,181.4

13,712.8

14,267.8

14,847.3

15,452.7

Energy Sales (GWh) - Growth Rate (%)

-- Industrial

Power Contracted (MVA)

79 95

-- Residential

5,313.9

5,493.1

5,678.3

5,869.7

6,067.7

6,272.2

6,483.7

6,702.4

6,928.3

7,161.9

-- Commercial C i l

1 485 7 1,485.7

1 587 6 1,587.6

1 696 1 1,696.1

1 811 8 1,811.8

1 934 9 1,934.9

2 066 1 2,066.1

2 205 8 2,205.8

2 354 7 2,354.7

2 513 3 2,513.3

2 682 2 2,682.2


Number of Customer

655.3

694.6

736.1

780.0

826.5

875.5

927.4

982.2

1,040.2

1,101.5

3,385.0

3,494.1

3,606.7

3,723.0

3,843.3

3,967.5

4,095.9

4,228.5

4,365.5

4,507.1

7,534,440

7,907,530

8,387,716

8,925,785

9,499,050

10,103,920

10,559,271

10,967,593

11,274,589

11,478,106

-- Residential

6,967,777

7,322,229

7,783,144

8,301,289

8,853,952

9,437,521

9,870,846

10,256,391

10,539,836

10,718,999

-- Commercial C i l

342 814 342,814

353 076 353,076

363 646 363,646

374 533 374,533

385 747 385,747

397 298 397,298

409 195 409,195

421 450 421,450

434 073 434,073

447 075 447,075

-- Public

212,327

220,635

229,265

238,233

247,550

257,230

267,287

277,736

288,593

299,873

11,522

11,591

11,661

11,731

11,801

11,872

11,943

12,015

12,087

12,160

26,176.7

28,183.6

30,449.3

33,084.7

35,926.9

39,029.3

41,935.0

44,881.1

47,702.8

50,365.2

26,176.7

28,183.6

30,449.3

33,084.7

35,926.9

39,029.3

41,935.0

44,881.1

47,702.8

50,365.2

-- Industrial

Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh) Station Use (%) T & D Losses (%) Load Factor (%)

Peak Load (MW)

+)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6.7

6.4

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

6.0

70.7

71.4

71.8

72.2

72.3

72.5

72.7

72.9

73.1

73.3

4,228

4,503

4,839

5,229

5,670

6,145

6,584

7,027

7,448

7,843

====================== ============ ========= ========= ========= ========= ========== ========== ========== ========== ==========

Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik PLN Distribusi Bali ================================= ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ Calendar Year 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 ================================= ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ ============ Total Population (10^3) - Growth Rate (%) Growth of Total GDP (%) Electrification Ratio (% )

3,934.2 1.1 6.7 67.0

3,977.6 1.1 7.0 69.1

4,020.1 1.1 7.7 71.3

4,062.4 1.1 8.0 73.6

4,103.4 1.0 7.5 75.9

4,142.4 1.0 7.5 78.4

4,181.3 0.9 7.5 81.0

4,219.0 0.9 7.5 83.7

4,256.8 0.9 7.5 86.5

4,292.8 0.8 7.5 89.4

79 96


3,464.0 12.1 1,499.2 1,619.8 217.0 128.0

3,816.2 10.2 1,667.4 1,792.8 225.8 130.2

4,201.4 10.1 1,792.7 2,027.4 244.9 136.4

4,624.8 10.1 1,998.7 2,228.6 257.4 140.1

5,090.1 10.1 2,250.4 2,425.8 270.0 143.9

5,588.0 9.8 2,610.4 2,547.1 282.7 147.8

6,123.8 9.6 3,002.0 2,674.5 295.6 151.7

6,694.8 9.3 3,422.2 2,808.2 308.6 155.7

7,297.3 9.0 3,867.1 2,948.6 321.8 159.8

7,926.1 8.6 4,331.2 3,096.0 335.0 163.9

Power Contracted (MVA) -- Residential -- Commercial -- Public -- Industrial

1,772.0 861.5 745.5 112.6 52.4

1,883.7 936.7 776.4 117.6 53.1

2,001.7 1,018.1 807.2 122.5 53.8

2,126.5 1,106.4 838.1 127.4 54.5

2,258.7 1,202.0 869.0 132.4 55.2

2,398.8 1,305.7 899.9 137.3 55.9

2,547.6 1,418.0 930.8 142.2 56.7

2,705.9 1,539.7 961.7 147.1 57.4

2,874.3 1,671.6 992.5 152.1 58.1

3,053.7 1,814.5 1,023.4 157.0 58.8


818,826 712,140 712 140 77,607 28,405 674

857,102 742,735 742 735 84,384 29,293 690

897,177 774,577 774 577 91,717 30,181 703

939,149 807,716 807 716 99,651 31,069 713

983,119 842,205 842 205 108,236 31,957 722

1,029,197 878 099 878,099 117,525 32,845 729

1,077,498 915 455 915,455 127,576 33,733 735

1,128,145 954 333 954,333 138,451 34,621 740

1,181,266 994 795 994,795 150,218 35,509 744

1,237,000 1,036,906 1 036 906 162,950 36,397 747

Total Production (GWh) Energy Requirement (GWh) Station Use (%) 2) Distribution Losses (%) 1) Load Factor (%) Peak Load (MW) Peak Load Sistem(MW) - Growth Rate (%) Peak Load Isolated(MW) - Growth Rate (%) Produksi Isolated (GWh) - Growth Rate (%) Prod PLTMH+Biomas Bali (GWh)

3,662.7 3,650.2 5.1 68.1 613.8 611.7 9.6 2.7 7.0 12 5 12.5 7.0 14.1

4,034.8 4,020.9 5.1 68.2 675.9 673.5 8.6 3.4 7.0 14 0 14.0 7.0 15.1

4,441.8 4,426.3 5.1 68.2 743.7 741.1 10.0 3.7 7.0 15 6 15.6 7.0 16.1

6,448.8 6,448.8 5.0 68.4 1,076.9 1,076.9 7.2

7,049.4 7,049.4 5.0 68.4 1,176.1 1,176.1 7.1

7,682.9 7,682.9 5.0 68.5 1,280.7 1,280.7 6.7

8,344.2 8,344.2 5.0 68.6 1,389.5 1,389.5 6.5

7.0 22.6

7.0 24.2

7.0 25.9

4,871.8 5,361.4 5,885.3 4,871.8 5,361.4 5,885.3 5.1 5.1 5.1 68.2 68.3 68.3 815.2 896.6 983.6 815.2 896.6 983.6 9.2 8.2 7.9 Beban Puncak Isolated dicover oleh Sistem Bali Produksi Isolated dicover oleh Sistem Bali 7.0 7.0 7.0 17.3 18.5 19.8

7.0 21.1

================================================================================================================================================================

L LAMPIRA AN C1.2

N NERACA D DAYA SIS STEM JAW WA BALI

79 97

Neraca Daya Sistem Jawa-Bali Grafik Neraca Daya Sistem Jawa-Bali MW

55,000

39% PLTN

50,000 45,000

39%

PLTG PLN

PLTG IPP

PLTGU PLN

PLTGU IPP

PLTU PLN Baru

PLTU PLN

PLTU IPP

PLTP PLN

PLTP IPP

Kapasitas Terpasang

PEAK DEMAND FORECAST

Reserve Margin Normal

41% 43% 39%

PLTA PLTG

PLTGU PLTU PLN

40 000 40,000

31% 35,000 79 98

41%

34%

30%

30,000

31%

PLTU IPP

PLTU FTP1

25,000 PLTP IPP

20,000

Kapasitas Terpasang

15 000 15,000 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020 798

Neraca Daya Sistem Jawa-Bali [1/3] PROYEK Kebutuhan Pertumbuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

GWh % GWh % MW

125,217 10.4 142,065 78 5 78.5 20,672

135,769 8.4 153,721 78 8 78.8 22,283

146,787 8.1 165,697 79 1 79.1 23,928

158,531 8.0 178,774 79 6 79.6 25,635

171,089 7.9 192,747 79 7 79.7 27,625

184,550 7.9 207,770 79 7 79.7 29,763

197,407 7.0 222,106 79 7 79.7 31,801

211,134 7.0 237,404 79 8 79.8 33,974

225,848 7.0 253,822 79 8 79.8 36,305

241,240 6.8 270,994 79 9 79.9 38,742

MW MW

21,407 17,482 -589 589 3,925

21,007 17,082 -400 400 3,925

20,531 16,606 -476 476 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

20,531 16,606 0 3,925

-

-

-

-

-

KAPASITAS Kapasitas Terpasang PLN Retired/Mothballed IPP PROYEK-PROYEK PLN On-going dan Committed Project Muara Karang Rep Blok 2 Muara Tawar Blok 5 Priok Extension (Blok 3) Suralaya #8 Labuan Teluk Naga/Lontar P l b h Ratu Pelabuhan R t Indramayu Rembang Pacitan Paiton Baru Tj. Awar-awar Cilacap Baru / Adipala Tanjung Jati B #3-4 Sub Total On-going & Committed

MW

PLTGU PLTGU PLTGU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU

210 234 743 625 315

630 700

350

990 630 630 660 700 660 660 3,664

660 4,023

1,050

660

-

Lampiran A.2

Hal A2.2/8

Neraca Daya Sistem Jawa-Bali [2/3] PROYEK Rencana PLTGU Tuban/Cepu Indramayu #4 (FTP2) & #5 Lontar Exp #4 PLTU Bekasi PLTG Peaker Semarang PLTG LNG Karangkates #4-5 Kesamben (Jatim) Kalikonto-2 (Jatim) Jatigede (Jabar) Upper Cisokan PS Matenggeng PS Grindulu PS S b Total Sub T l Rencana R Total PLN

2011

2012

2013

PLTGU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTG PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA

2014

2015

2016

2017

2018

2019

750 1 000 1,000

2020

750 1,000 1 000

660 600

600

150 400

400

100 37 62 110 1,040 450 3,989

3,708

1,050

150 1 0 810

870 8 0 870

1,102 1 102 1,102

1,037 1 03 1,037

1,000 1 000 1,000

1,800 1 800 1,800

450 500 3 100 3,100 3,100

Neraca Daya Sistem Jawa-Bali [3/3] PROYEK

80 01

IPP On-going dan Committed Project Cikarang Listrindo Ci b Cirebon Paiton #3 Celukan Bawang Sub Total On-going & Committed Rencana Banten Madura (2x200 MW) FTP2 Sumsel-8 MT Sumsel-9 MT (PPP) Sumsel-10 MT (PPP) PLTU Jawa Tengah (PPP) PLTU Jawa-1 PLTU Jawa-2 PLTU Jawa-3 *) PLTP FTP2 PLTP Non FTP2 Rajamandala (FTP2) Sub Total Rencana Total IPP Total Tambahan TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN

2011

PLTGU PLTU PLTU PLTU

2012

MW %

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

-

-

150 660 815 810

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTA

2013

815

-

380 380

-

-

-

-

660 400 1,200 1,200 600 1,000

1,000

660 325 -

660 160 110

595 220

440 415

165

3,845 3,845 4,947

3,130 3,130 4,167

1,415 1,415 2,415

855 855 2,655

165 165 3,265

660 600 -

-

60 -

-

810 4,474

815 4,838

60 60 1,110

380 1,190

375 10 47 2,092 2,092 2,962

27,091

31,529

32,163

33,353

36,315

41,262

45,429

47,844

50,499

53,764

31

41

34

30

31

39

43

41

39

39

Jadwal Proyek Pembangkit Panas Bumi di Sistem Jawa-Bali Pembangkit g

2011

PLN

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

60 60

-

385 375

325 325

270 160

815 595

855 440

165 -

PLTP IPP FTP2

80 02

Tangkuban Perahu 1 Ijen I Iyang Argopuro A Kamojang Wilis/Ngebel Cibuni Patuha Tangkuban Perahu 2 Cisolok - Cisukarame Ungaran Salak Darajat Wayang Windu Karaha Bodas Dieng Tampomas Baturaden Guci Rawa Dano Gn. Ciremai (Usulan Baru) Gn. Endut (Usulan Baru) NON-FTP2

PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP

Iyang Argopuro Cisolok - Cisukarame Ungaran Dieng Guci Bedugul Candi Umbul - Telomoyo Gn. Lawu Arjuno Welirang Total

PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP

110 110 30

55 60 110

55

10 60

120 30

30 50 55

110 30 55

110 110 60 45 110 55 110

-

-

-

-

10

-

110

220

110

110 55 55

110

110 55 415 55 85 55 55

165

55

10

-

-

60

-

385

325

270

815

55 55 55 855

55 55 165

Daftar Pembangkit Mothballed di Sistem Jawa-Bali No Pembangkit 1 Muara Muara Karang Karang 2 Priok

3 Sunyaragi

4 Cilacap 5 Tambaklorok

6 Gresik

80 03 7 Perak 8 Gilitimur 9 Pesanggaran

Jumlah

Jenis Unit Bahan Bakar Kapasitas (MW) PLTU 4 gas/MFO 200.0 PLTU 5 gas/MFO 200.0 PLTU 1 MFO 50.0 PLTU 2 MFO 50.0 PLTG 1 HSD 26.0 PLTG 2 HSD 26.0 PLTG 1 gas 20.1 PLTG 2 gas 20.1 PLTG 3 HSD 20.0 PLTG 4 HSD 20.0 PLTG 1 HSD 29.0 PLTG 2 HSD 26.0 PLTU 1 HSD 50.0 50 0 PLTU 2 HSD 50.0 PLTU 3 HSD 200.0 PLTU 1 gas/MFO 100.0 PLTU 2 gas/MFO 100.0 PLTG 1 gas/HSD 20.1 PLTG 2 gas/HSD 20.1 20 1 PLTG 3 gas/HSD 21.4 PLTU 3 MFO 50.0 PLTU 4 MFO 50.0 PLTG 1 HSD 20.1 PLTG 2 HSD 20.1 PLTD 1 HSD 5.1 51 PLTD 2 HSD 5.1 PLTD 3 HSD 5.1 PLTD 4 HSD 5.1 PLTD 5 HSD 4.1 PLTD 6 HSD 6.8 PLTD 7 HSD 6.8 68 PLTD 8 HSD 6.5 PLTD 9 HSD 6.5 PLTD 10 HSD 12.4 PLTD 11 HSD 12.4 1,464.9

COD 1981 1982 1972 1972 1976 1976 1976 1976 1976 1976 1996 1996 1978 1978 1983 1981 1981 1978 1984 1984 1978 1978 1999 1999 1974 1974 1974 1974 1980 1982 1982 1983 1983 1989 1989

Mothballed 2013 2013 2011 2011 2011 2011 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013

Lokasi Jakarta Jakarta Jakarta Jakarta Jakarta Jakarta Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Bali Bali Bali Bali Bali Bali Bali Bali Bali Bali Bali

Keterangan Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Relokasi ke Riau Relokasi ke Riau Relokasi ke Riau Mothballed Mothballed Relokasi ke Riau Relokasi ke Riau Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed Mothballed

Rincian Proyek Pembangkit Sistem Jawa-Bali 2011-2020 [1/5]

80 04

No

Provinsi

Pemilik

Jenis

Nama Proyek

1 2

Bali Bali

Swasta Swasta

PLTU PLTU

Bali Utara/Celukan Bawang Bali Utara/Celukan Bawang

3 4 5 6 7 8

Bali Bali Banten Banten Banten Banten

Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN

PLTM PLTP PLTU PLTU PLTU PLTU

Telagawaja Bedugul Suralaya Teluk Naga/Lontar Teluk Naga/Lontar Lontar Exp

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Banten B t Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Swasta S Swasta t Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN

PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU PLTP PLTP PLTGU PLTGU PLTGU PLTG PLTG PLTG

Leuwikopo K Karang R Ropong Cikamundung Cisono Cisungsang II Situmulya Lebak Tundun Cikidang Ciparai Suwakan Gunung Tua Cinanling Cijambe Banten Rawa Dano Endut Muara Karang Repowering Priok Extension Priok Extension Priok Priok Muara Karang

Kapasitas (MW) 130.0 250.0

COD

Status

Sumber Dana

2014 2014

On Going On Going

IPP IPP

4.0 10.0 625.0 630.0 315.0 660.0

2014 2015 2011 2011 2012 2015

Rencana Rencana On Going On Going On Going Rencana

IPP IPP FTP1 FTP1 FTP1 Unallocated

4.5 60 6.0 5.0 3.0 3.0 3.0 2.4 2.0 4.2 3.8 1.7 1.3 07 0.7 660.0 110.0 55.0 210.0 500.0 243.0 200.0 200.0 200.0

2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2016 2018 2019 2011 2012 2012 2018 2018 2020

Rencana R Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana

IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP JBIC JBIC JBIC Plan Plan Unallocated


80 05

No

Provinsi

Pemilik

Jenis

Nama Proyek

31 32 33 34 35 36 37 38

DKI Jakarta Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN

PLTG PLTU PLTGU PLTU PLTU PLTA PS PS

Muara Karang Indramayu Muara Tawar Blok 5 Pelabuhan Ratu Pelabuhan Ratu Jatigede Upper Cisokan Pump Storage Upper Cisokan Pump Storage

39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

Jawa Barat J Jawa Barat B t Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat

PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTM PLTM PLTGU PLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTP

Indramayu B k i Bekasi Bekasi Indramayu Girimukti Cijampang 2A Cikarang Listrindo Cirebon Pakenjeng Bawah Cikaso Cikaniki 2 Pakenjeng Atas Cianten 2 Citaraje Cianten 1 Cirompang Cisanggiri Cijampang 2B Cijampang 1 Cikaniki 1 Sindang Cai Patuha

Kapasitas (MW) 200.0 990.0 234.0 700.0 350.0 110.0 520.0 520.0 1,000.0 600 0 600.0 600.0 1,000.0 8.0 1.1 150.0 660.0 5.7 5.3 5.0 3.6 30 3.0 3.0 2.5 2.0 2.0 1.2 1.1 1.0 0.8 60.0

COD

Status

Sumber Dana

2020 2011 2011 2012 2013 2015 2016 2016

Rencana On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana

Unallocated FTP1 JBIC FTP1 FTP1 Unallocated IBRD IBRD

2017 2018 2019 2020 2011 2011 2011 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013

Rencana R Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

JICA U ll Unallocated t d Unallocated JICA IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP


80 06

No

Provinsi

Pemilik

Jenis

61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90

Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat J Jawa Barat B t Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Barat Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah

Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta S Swasta t Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN

PLTM PLTM PLTM PLTP PLTP PLTP PLTA PLTP PLTP PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTA

Nama Proyek Cileunca Cimandiri Cilakil/Malabar Wayang Windu Kamojang Karaha Bodas Rajamandala Patuha Tangkuban Perahu 2 PLTU JJawa-1 1 PLTU Jawa-3 PLTU Jawa-3 Kamojang Karaha Bodas Cibuni Tangkuban Perahu 2 Wayang Windu Cisolok-Cisukarame Tangkuban Perahu 1 Tampomas Cisolok-Cisukarame Gn Ceremei Gn Ceremei Cisolok-Cisukarame Rembang Tanjung Jati B Exp Tanjung Jati B Exp Cilacap Baru/Adipala Tambaklorok Karangkates

Kapasitas (MW) 1.0 0.6 0.3 110.0 30.0 30.0 47.0 120.0 30.0 660 0 660.0 660.0 660.0 60.0 110.0 10.0 30.0 110.0 50.0 110.0 45.0 55 0 55.0 55.0 55.0 55.0 630.0 660.0 660.0 660.0 150.0 100.0

COD

Status

2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2017 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2011 2011 2012 2014 2014 2015

Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana R Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana

Sumber Dana IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP FTP1 Bilateral Bilateral FTP1 JICA Unallocated

Rincian Proyek Pembangkit Sistem Jawa-Bali 2011-2020 [4/5] No

Provinsi

Pemilik

Jenis

91

Jawa Tengah

PLN

PS

92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Ja a Tengah e ga Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah Jawa Tengah

PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta S asta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PS PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTP PLTU PLTP PLTU PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTA PLTP PLTP

Nama Proyek Matenggeng PS Matenggeng PS Gelang Logawa-Baseh Logawa Baseh Logawa-Sunyalungu Kunci Putih Rakit Sigebang Merden Kincang Singgi Dieng PLTU Jawa-2 Dieng Jawa Tengah (PPP) Jawa Tengah (PPP) Ungaran Baturaden Guci Dieng Ungaran U ga a Baturaden Ungaran Guci Candi Umbul - Telomoyo Gunung Lawu Dieng Cibareno-1 Ungaran Gunung Lawu

Kapasitas (MW) 450.0 450.0 0.3 3.0 2.0 1.0 0.5 0.5 0.4 03 0.3 0.2 55.0 600.0 60.0 1,000.0 1,000.0 55.0 110.0 55.0 55.0 30.0 30 0 110.0 55.0 55.0 55.0 55.0 55 0 55.0 18.0 55.0 55.0

COD

Status

Sumber Dana

2019

Rencana

Unallocated

2020 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2018 2018 2019 0 9 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020

Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana e ca a Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

Unallocated IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP

Rincian Proyek Pembangkit Sistem Jawa-Bali 2011-2020 [5/5] No

Provinsi

Pemilik

Jenis

121 122

Jawa Timur Jawa Timur

PLN PLN

PLTU PLTU

123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133

Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta

PLTM PLTU PLTU PLTGB PLTGB PLTA PLTA PLTGU PS PLTGU PLTU

134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147

Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Jawa Timur Sumatera Selatan Sumatera Selatan Sumatera Selatan

Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTM PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTU PLTU PLTU

Nama Proyek Paiton Pacitan Ampel Gading Tj Awar Tj. Awar-awar awar Tj. Awar-awar Bawean Bawean Kalikonto Kesamben Tuban/Cepu Grindulu PS Tuban/Cepu Paiton 3 Exp Antrokan Madura (2x200 MW) Iyang Argopuro Iyang Argopuro Wilis/Ngebel Iyang Argopuro Ijen Ijen Wilis/Ngebel Arjuno Welirang Arjuno Welirang Sumsel-8 MT Sumsel-9 MT (PPP) Sumsel-10 MT (PPP)

Kapasitas (MW) 660.0 630.0

COD

Status

Sumber Dana

2012 2012

On Going On Going

FTP1 FTP1

0.0 350 0 350.0 350.0 3.0 3.0 62.0 37.0 750.0 500.0 750.0 815.0

2012 2013 2013 2014 2015 2016 2017 2019 2020 2020 2012

Rencana On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going

APLN FTP1 FTP1 PJB PJB Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated IPP

0.5 400.0 55.0 110.0 110.0 110.0 55 0 55.0 55.0 55.0 55.0 55.0 1,200.0 , 1,200.0 600.0 32,147.4

2014 2015 2016 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020 2016 2017 2018

Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana

IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP

LA AMPIRA AN C1.3

PROYEK K IPP TER RKENDAL LA SISTEM M JAWA BALI

80 09

C1.3 Proyek-P Proyek IPP Terkendala PLTP Patuha 3x60 MW PLTP Pa atuha merupaka an pembangkit IPP yang term masuk dalam IP PP yang terkkendala sesuai SK Direksi No o. 036.K/DIR/2010 dan Edara an Direksi No. N 003.E/DIR/2 2010. Dalam Edaran E Direksi tersebut, PPT TL terkendalla dibagi ke da alam 3 kategori sebagai beriku ut: • Kategori K 1, tahap operasi adalah tahap dim mana IPP suda ah m mencapai COD. • Kategori K 2, ta ahap pembang gunan/konstrukksi dimana IP PP s sudah mencapai Financial Closing (FC C) tapi belum m mencapai COD. • Kategori K 3, Ta ahap pendanaa an IPP yang sudah memiliiki P PPTL, tetapi be elum mencapai Financial Closing (FC). PLTP Patuha P masukk ke dalam kategori 3 yang saat ini i permasallahannya suda ah diselesaika an dengan pe enandatangana an Akta Perdamaian seh hingga pemban ngunan bisa dilanjutkan da an direncana akan beroperassi pada tahun 2013 2 dan 2015.. PLTU Celukan n Bawang (2x12 25) + (1x130) MW M PLTU Ce elukan Bawang g merupakan pembangkit p IPP P yang termasu uk dalam IPP yang terkend dala sesuai SK Direksi No. 1063.K/DIR/2011. Saat ini terdapat peru ubahan kompo osisi pemegang g saham dalam PLTU Ce elukan Bawang g. Dengan kep pemilikan yang g baru tersebu ut, PLTU Ce elukan Bawang g direncanakan n untuk berope erasi pada tahu un 2014.

810

L LAMPIRA AN C1.4

NERACA EN NERGI SIS STEM JAW WA BALI

81 11

Proyeksi P k i Neraca N E Energii Sistem Jawa - Bali No.

FUEL TYPE

2011

2012

812

1

HSD

13,218

4,856

2

MFO

4,615

16

3

Gas

25,085

4

LNG

5

Batubara

6 7

2013

2014 1,823

-

33,292

-

2016

2017

2018

2019

2020

216

232

114

120

139

140

-

-

-

-

-

-

-

35,092

34,028

31,582

31,742

25,143

16,684

19,470

22,188

7 422 7,422

5 418 5,418

5 926 5,926

9 746 9,746

9 904 9,904

15 655 15,655

24 117 24,117

24 522 24,522

25 163 25,163

84,107

94,724

109,365

122,695

133,097

144,080

157,303

166,606

173,466

184,786

Air

6,509

5,271

5,273

5,273

6,128

7,400

7,416

7,322

7,722

8,549

Panas Bumi

8,532

8,140

8,568

9,029

11,978

14,412

16,474

22,554

28,504

30,169

142,065

153,721

165,697

178,774

192,747

207,770

222,106

237,404

253,822

270,995

TOTA L

1,981

2015

Proyeksi P k i Kebutuhan K b t h Energi E i Primer Pi Sistem Jawa - Bali

No.

FUEL TYPE

2011

2012

2013

1

HSD ( x 1000 kL )

3,055

1,377

2

MFO ( x 1000 kL )

307

4

3

GAS (bcf)

264

4

LNG (bcf)

-

5

Batubara (kTON)

36,225

2014

2015 61

2016 66

2017 32

2018 34

2019 39

2020

561

517

40

-

-

-

-

-

-

-

-

247

262

260

241

242

187

123

141

159

60

45

50

80

81

129

199

204

212

49,410

57,494

64,564

69,897

74,827

79,702

84,161

87,712

93,595

813

LAM MPIRAN C1.5 C

CA APACITY BALANCE B E GARDU U INDUK SIS STEM JAW WA BALI

814

Capacity Balance Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang [1/6] Capacity No.

PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

Total

2011 Peak Add. (MW) Transf. (MVA)

1

BALARAJA Max 4 x 60 MVA

150/20

120

2

LAUTAN STEEL/TELAGA SARI Inc Ctr Hbt - BL Raja

150/20

0

3

GITET BALARAJA (150/20) Max 4 x 60 MVA

150/20

60

15.4 10.09%

4

CITRA HABITAT Max 4 x 60 MVA

150/20

120

138.5 67.90%

5

MILLENNIUM (PT POWER STEEL) 150/20 Inc Ctr Hbt - BL Lautan Steel Max 5 x 60 MVA

6

CIKUPA

150/20

120

111.6 72.95%

60

119.7 78.22%

7

PASAR KEMIS Maksimum 4 x 60 MVA

150/20

120

113.3 74.04%

60

8

SEPATAN Mak 5 x 60 MVA

150/20

60

48.0 47.08%

9

TANGERANG BARU mak 4 x 60 MVA

150/20

120

104.8 68.53%

815

112.0 73.20%

60

2012 Peak Add. (MW) Transf. (MVA) 82.3 53.82%

10 TANGERANG BARU 2 IInc nc Tgr Baru - Sepatan III

150/20

11 TANGERANG BARU 3 Radial Tgr Baru 2

150/20

12 CENGKARENG Max = 5 x 60 MVA

150/20

240

186.8 73.27%

13 CIKOKOL/TANGERANG bisa max = 4 x 60 MVA

150/20

180

146.0 71.59%

14 CILEDUK

150/20

120

98.5 64.36% 64 36%

15 CILEDUK 2 / ALAM SUTRA Inc Ciledug - Cikupa

150/20

16 DURI KOSAMBI (Mak 5 x 60 MVA)

150/20

17 DURI KOSAMBI 2 / DAAN MOGOT MK - Duri Kosambi

150/20

18 DURI KOSAMBI 3 / RAWA BUAYA Inc Duri Kosambi-M Karang

150/20

19 GROGOL

150/20

120

102.9 67.24%

60

115.9 75.76%

20 JATAKE

150/20

180

157.6 77.26%

60

163.2 80.00%






92.9 60.69%

97.2 63.55%

102.6 67.06%

107.0 69.96%



37.4 36.70%

120

42.1 41.32%

49.5 48.57%

55.5 54.40%

62.4 61.21%

70.7 69.28%

107.9 70.51% 0.1071 88.0 57.50%

60

20.4 13.32%

29.3 19.13%

29.8 19.45%

30.1 19.66%

32.5 21.24%

48.4 31.66%

65.2 42.63%

87.7 57.29%

60

161.8 79.32%

25.9 16.93% -10.009 162.4 79.62% 86.813 120 75.7 74.20%

163.2 80.00% 114.8 75.01%

163.2 80.00% 129.63 60 127.0 62.26%

163.2 80.00% 152.03 60 142.0 69.61%

163.2 80.00% 176.15 159.4 78.15%

163.2 80.00% 201.81 176.5 69.21%

163.2 80.00% 229.43 60 194.9 76.43%

163.2 80.00% 260.34 207.0 81.17%

121.9 79.66%

122.4 80.00% 7.1718 132.4 64.91%

122.4 80.00% 18.193 60 136.5 66.90%

122.4 80.00% 34.945 145.1 71.11%

60

52.3 51.24%

76.9 75.40%

75.6 74.14%

84.0 54.92%

122.4 80.00% 54.704 163.4 80.08% -8.2655 60 85.6 55.96%

122.4 80.00% 77.139 163.2 80.00% 2.7802 107.6 70.34%

122.4 80.00% 103.83 163.2 80.00% 15.546 133.4 65.37%

122.4 80.00% 130.72 163.2 80.00% 26.762 60 156.9 76.90%

122.4 80.00% 160.76 163.2 80.00% 38.646 182.2 71.45%

60

117.0 76.45%

127.8 83.51%

149.1 73.08%

160.0 78.45%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

66.2 64.94%

102.5 67.01%

57.7 56.58%

87.3 57.09%


60

38.8 38.09%

120

109.6 71.60% 1.0073 60 109.7 71.68%

111.2 72.65% 2.232 137.6 67.44%

60

140.1 68.66%

60

60

150.3 73.70% ####### 60 122.4 80 00% 80.00% 15.7 15.36%

180

163.0 79.91%

60

163.2 80.00% 11.7 11.45%

203.1 79.66% 7.411 153.0 75.02% ####### 122.40 80 00% 80.00% 47.873 120 55.3 54.20%

204.0 80.00% -40.8 153.8 75.41% ####### 122.40 80 00% 80.00% 94.876 56.076 54.98%

204.0 80.00% -40.8 160.0 78.43% ####### 122.4 80 00% 80.00% 112.54 71.7 70.34%

204.0 80.00% -40.8 163.2 80.00% ####### 122.4 80 00% 80.00% 135.85 95.1 62.13%

204.0 80.00% -40.8 163.2 80.00% ####### 122.4 80 00% 80.00% 122.5 60 97.7 63.85%

204.0 80.00% -40.8 163.2 80.00% ####### 122.4 80 00% 80.00% 116.5 76.11%

204.0 80.00% -40.8 163.2 80.00% ####### 122.4 80 00% 80.00% 235.87 149.1 73.07%

163.2 80.00% 26.2 120 38.3 37.51%

163.2 80.00% 26.9 45.5 44.61%

163.2 80.00% 33.6 68.7 67.33%

163.2 80.00% 41.6 96.7 63.22%

163.2 80.00% 50.2 60 122.4 80.00%

163.2 80.00% 60.6 122.4 80.00%

163.2 80.00% 68.4 122.4 80.00%

38.6 75.66%

72.1 70.68%

122.4 80.00% 100.5 163.2 80.00%

122.4 80.00% 126.1 163.2 80.00%

1.5 2.86% 121.2 79.22% 12.0 163.2 80.00%

122.4 80.00% 18.6 163.2 80.00%

122.4 80.00% 35.1 163.2 80.00%

122.4 80.00% 55.1 163.2 80.00%

122.4 80.00% 73.6 163.2 80.00%

60.0

60

163.2 80.00% 20.9 41.07%

197.5 77.44%

60

60

204.0 80.00% -40.8 163.2 80.00% ####### 122.4 80 00% 80.00% 60

158.4 77.66% 163.2 80.00% 76.4 122.4 80.00%

60.0

108.7 71.02% 122.4 80.00% 154.7 163.2 80.00%

60.0


PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

Total










150/20

180

22 LEGOK Max 4 x 60 MVA

150/20

60

23 LENGKONG Max 4 x 60 MVA

150/20

24 LENGKONG 2 (INDORAMA) Inc Serpong - Lengkong

150/20

25 LENGKONG 3 Inc Serpong - Lengkong II

150/20

26 LIPPO CURUG Mak 4 x 60 MVA

150/20

60

27 LIPPO CURUG 2 Radial Curug

150/20

0

28 MAXI MANGANDO

150/20

120

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

29 SERPONG

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

30 TELUK NAGA Mak 4 x 60 MVA

150/20

120

97.2 47.63%

113.4 55.59%

133.3 65.33%

133.9 65.64%

146.7 71.90%

165.6 81.20%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

31 TELUK NAGA 2 Inc PLTU Lontar - Tgr Baru

150/20

32 TIGARAKSA Mak 4 x 60 MVA

150/20

33 TIGARAKSA 2 Radial Tigaraksa

150/20

34 BINTARO Max 3 x 60 MVA

150/20

35 BINTARO 2 (GIS) Radial Bintaro (Max 3 x 60 MVA)

150/20

36 BINTARO 3 / JOMBANG Inc Bintaro - Serpong

150/20

37 CSW

150/20

816

21 KEMBANGAN

92.6 90.83% ####### 120 152.9 74 94% 74.94% 24.772

150/20

40 DANAYASA

150/20

60

107.9 70.53% 38.775 159.5 62 56% 62.56%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00% 36.372 60 200.8 78 73% 78.73% 65.896

122.4 80.00% 50.463 204.0 80 00% 80.00% 87.591 21.2 20.79%

122.4 80.00% 60.268 204.0 80 00% 80.00% 110.09 120 60.9 59.71%

122.4 80.00% 56.778 204.0 80 00% 80.00% 132.89 113.0 73.84%

122.4 80.00% 62.066 204.0 80 00% 80.00% 164.43 60 119.2 77.94%

122.4 80.00% 65.625 204.0 80 00% 80.00% 200.7 138.7 67.97%

122.4 80.00% 62.307 204.0 80 00% 80.00% 236.5 60 158.4 77.62%

122.4 80.00% 56.031 204.0 80 00% 80.00% 251.5 163.2 80.00%

60

21.8 42.71% 33.5 32.81% 10.0

60

41.8 40.97%

56.8 55.66%

73.5 72.03%

92.9 60.74%

60

120.1 78.47%

145.0 71.06%

60

26 7 26.7 52.29% 60

60

161.4 79.13% 18.3 35.93%

57.4 56.31%

60

88.9 58.09%

60

102.9 67.28%

118.6 77.52%

120.1 78.47%

123.5 60.56%

60

60

129.3 63.36%

58 3 58.3 57.15%

161.2 79.00% 60

60

139.9 68.59%

53.7 52.61%

91 2 91.2 59.58%

180

138.0 90.19% 23.256

122.4 80.00% 9.4299 19.4 19.02%

120

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

45.0 44.15%

60.4 59.17%

79.1 51.68%

60

60

60

154.0 75.49%

93.2 60.89%

129 6 129.6 63.53%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

100.9 65.95%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

31.0 60.76%

57.7 56.56%

120

92.6 90.76%

81.6 80.00% 26.0 25.44%

120

81.6 80.00%

81.6 80.00%

33.8 33.10%

42.8 41.96%

81.6 80.00% 57.738 62.7 61.51%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

79.2 77.66%

96.4 63.01%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

15.018 25.5 49.94%

20.543 38.9 76.20%

17.359 43.7 42.83%

120.0 78.45%

121.5 79.40%

121.4 79.35%

81.6 80.00% 71.017 64.4 63.14% 11.217 14.7 28.85%

180

98.2 64.22%

101.1 66.07%

105.2 68.74%

109.7 71.71%

110.6 72.30%

113.7 74.34%

60

60

60.0

60

60

163.2 80.00%

122.4 80.00%

2.6 5.15%

60

160.9 78.85%

10.6 20.85%

38 ANTASARI / CSW 2 / KEMANG VILLAGE 150/20 g Dr Tiga g - Kemang g - CSW2 - Dr Tiga g Ring Max 3 x 60 MVA 39 CSW 3 / MRT PASAR MEDE Radial Kemang Village/Pondok Indah

122.4 80.00%


60

60

86.7 56.64%

47.924 82.8 54.10% 121.3 79.30%

60

60

60


PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

41 GANDUL 150/20 Max 4 x 60 MVA (1 x 60 MVA)Masuk 2009)

Total



180

155.9 76.42%

163.2 80.00%

0

29.4 28.82%

27.2 26.70%

2013 Peak Add. (MW) Transf. (MVA) 163.2 80.00% 19.115 41.0 40.22%

2014 Peak Add. (MW) Transf. (MVA) 163.2 80.00% 27.667 58.0 56.89%

2015 Peak Add. (MW) Transf. (MVA) 163.2 80.00% -5E-15 86.5 56.51%


163.2 80.00% -5E-15 60 119.7 78.26%




163.2 80.00% -5E-15 122.4 80.00%

163.2 80.00% -5E-15 122.4 80.00%

78.1 76.62%

120.1 78.51%


42 PONDOK INDAH Radial Gandul

150/20

43 PONDOK INDAH 2 / CIRENDE Inc Petukangan - Gandul

150/20

44 KEBON JERUK

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

46 MAMPANG BARU

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

47 PETUKANGAN

150/20

180

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

48 SENAYAN

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

49 SENAYAN BARU Radial Kembangan

150/20

120

72.7 28.51%

86.2 33.82%

91.3 35.82%

94.5 37.06%

107.4 42.11%

123.2 48.33%

143.6 56.32%

159.4 62.50%

122.4 80.00% 3E-14 172.9 67.81%

122.4 80.00% 3E-14 204.0 80.00%

45 KEMANG

34.4 33.73%

60

60

817

50 SENAYAN BARU 2 (SENAYAN) Radial R adial dari Senayan baru

150/20

51 ABADI GUNA PAPAN 1 Trafo

150/20

52 ABADI GUNA PAPAN 2 Inc Mampang - Karet

150/20

53 ANCOL

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

54 ANGKE (UPRATING TRAFO 3)

150/20

210

161.0 78.93%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

55 MUARA KARANG

150/20

120

8.8573 125.3 81.88%

8.8938 122.4 80.00%

23.203 122.4 80.00%

56 KAPUK (PIK) (2 x 60 MVA) Inc Dr Kosambi - M Karang

150/20

57 BUDI KEMULIAAN

150/20

180

100.8 65.88%

58 DUKUH ATAS

150/20

120

53.1 52.09%

150/20

60

145.2 71.17%

9.8 19.28% 19 28% 120

83.1 54.31%

60

88.2 57.64%

94.5 61.76%

101.5 66.32%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

112.4 73.46%

122.4 80.00%

17.2 33.76%

34.3 67.19%

51.1 50.09%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

-20.4 122.4 80.00%

9.3 9.09%

14.7 14.42%

37.4 36.69%

64.0 62.72%

93.1 60.83%

101.4 66.25%

130.8 64.13%

108.1 70.65%

117.0 76.50%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

58.3 57.17%

65.2 63.91%

72.8 71.42%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

15.6 15.28%

21.8 21.35%

81.6 80.00% 29.4 29.4 28.78% 0 117.5 76.80%

81.6 80.00% 35.2 55.7 54.59% 20.492 122.4 80.00%

81.6 80.00% -7.4 84.5 55.20% 91.827 122.4 80.00%

2.8 5.51%

7.2 7.07%

120

59 DUKUH ATAS 2 150/20 Radial dari Manggarai (Max 3 x 60 MVA) 60 MANGGARAI

120

9.9 9.69% 120

40.1 39.36%

43.1 42.26%

46.7 45.82%

54.9 53.87%

70.4 69.06%

120

80.6 52.65%

60

60

92.6 60.51%

60

60

60

122.4 80.00% 60

60

69.7 68.31%

162.5 79.65%

60


PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

Total 120








2018 2019 Peak Add. Peak Add. (MW) Transf. (MW) Transf. (MVA) (MVA) 158.7 60 165.9 62.24% 65.05%


61 T. RASUNA/PANCORAN Radial Duren Tiga

150/20

62 PANCORAN 2 / PENGADEGAN TMR Pengadegan Tmr ( 3 x 100 MVA) Radial

150/20

63 GAMBIR BARU

150/20

180

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

122.4 80.00% 80 00%

64 GAMBIR LAMA

70/20

120

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

65 GIS GAMBIR LAMA

150/20

180

94.3 30.80%

98.1 32.07%

102.9 33.61%

115.2 37.66%

120.0 39.23% 3.8

160.5 52.45%

196.8 64.32% 10.0

244.1 79.77% 18.1

66 GMBR LAMA 2 (Eks 70 kV)

150/20 3.8901 120.9 78 99% 78.99%

34.902 120.6 78 84% 78.84%

60.479 120.4 78 71% 78.71%

100.42 121.1 79 17% 79.17%

244.8 80.00% 30.0 61.7 60.48% 150.58 121.3 79 26% 79.26%

245.1 80.08% 18.0 120 81.9 53.56% 183.83 121.9 79 68% 79.68%

97.3 63.61%

109.7 71.68%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

40.5 39.68%

67 KEBON SIRIH

150/20

68 GEDUNG POLA

150/20

69 KARET BARU

150/20

180

70 KARET LAMA

150/20

120

100.2 65.47%

818

81.9 53.50% 53 50%

87.6 57.25% 57 25%

73.8 48.21%

80.0 52.26%

7.1014 94.5 61 76% 61.76% -3.0 86.9 56.77%

109.5 71.57%

111.5 72.89%

114.7 74.96%

118.2 77.26%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

111.0 #######

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

47.4 46.42%

58.4 57.25%

78.4 76.87%

106.9 69.85%

115.9 75.75%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

22.9

37.9 74.27%

120

79.5 51.93% 51 93% 6.0 180 68.7 44.91%

60

71 SEMANGGI BARAT Radial Karet Lama

150/20

37.4 36.71%

72 SEMANGGI BARAT 1 / TANAH ABANG Incomer Karet - Angke

150/20

73 KELAPA GADING Inc Pegangsaan - Plumpang

150/20

0

41.7 40.86%

55.0 53.88%

55.6 54.50%

74 KEMAYORAN

150/20

180

101.4 66.25%

105.9 69.23%

112.1 73.27%

O 2 75 KEMAYORAN Inc Priok-Plumpang (Taman BMW)

150/20

76 MANGGA BESAR

150/20

77 GUNUNG SAHARI Mak 3 x 60 MVA (Radial Kemayoran)

150/20

78 KETAPANG

150/20

180

111.9 73.17%

79 SETIABUDI

150/20

180

120 3 120.3 78.63%

80 TANAH TINGGI Incomer Gbr Lama - Pl Mas Mak 5 x 60

150/20

120

120

126.5 82.67%

60

122.4 80.00%

120

56.3 55.15% -2 119.0 77.76%

60.0

60.0

58.0 56.90%

60.0

96.4 63.02%

57.4 56.27%

59.0 57.86%

61.2 59.97%

63.3 62.10%

65.7 64.42%

67.5 66.13%

119.9 78.34%

122.0 79.75%

122.2 79.87%

0.5

4.3

122.4 80.00% 39.1 10.2 20.02%

122.4 80.00% 61.9 60 26.9 52.67%

122.4 80.00% 73.1 35.6 69.72%

122.4 80.00% 149.7 125.2 61.35%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

132.1 64.77%

143.4 70.32%

160.5 78.68%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

39.1 38.35%

65.8 64.49%

106.2 69.40%

122.4 80.00% 130.19 60 108.0 70.61%

120.2 78.55%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

122 4 122.4 80.00%

21.3 20.92%

29.7 29.11%

39.2 38.47%

39.6 38.83%

40.2 39.41%

41.3 40.45%

59.0 57.85%

76.8 75.33%

114.0 74.49%

17.0 16.66%

16.0 15.68%

120

120

60

60

60

60.0

60


PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

Total











81 BEKASI *)

150/20

240

120.0 58.81%

82 KANDANG SAPI Max 3 x 60 MVA

150/20

60

47.7 46.80%

83 CAKUNG TWONSHIP Inc Muara Tawar-k sapi (4 x 100 MVA)

150/20

84 KANDANG SAPI 2 Inc M Twr - Ckg

150/20

85 MARUNDA

150/20

180

105.5 68.98%

113.2 73.98%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

86 PEGANGSAAN

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

87 PLUMPANG (UPRATING TRAFO 3) Mak 4 x 60 MVA

150/20

210

159.4 78.13%

163.2 80.00% ####### 60 25.0 49.02%

163.2 80.00% 77 572 77.572 30.0 58.82%

163.2 80.00% 98 032 98.032 35.0 68.63%

163.2 80.00% 114 49 114.49 40.0 78.43% 88.5 57.86%

115.4 75.43%

163.2 80.00% 168 76 168.76 40.8 80.00% 133.84 128.0 62.73%

163.2 80.00% 170 97 170.97 40.8 80.00%

73.6 72.12%

163.2 80.00% 121 96 121.96 40.8 80.00% 93.052 104.0 68.00%

163.2 80.00% 127 73 127.73 40.8 80.00%

55.8 54.69%

163.2 80.00% 118 06 118.06 40.8 80.00% 73.957 60 95.4 62.38%

60

128.8 63.14%

139.7 68.46%

151.8 74.39%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

62.6 61.39%

80.1 78.50%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

81.6 80.00%

35.6 34.88%

70.6 69.24%

85.9 56.17%

98.1 64.14%

131.6 64.53%

131.6 64.52%

147.3 72.20%

151.2 74.12%

30.0 29.41%

120.0

60

60.0

30.1

819

88 PRIOK TIMUR

37.2 72.84%

60

89 HARAPAN INDAH lokasi : Taman Harapan Indah (Radial

150/20

40.3 39.55%

90 PULO GADUNG

150/20 70/20

300

176.9 69.37%

180.2 70.65%

185.3 72.65%

190.9 74.88%

203.0 79.60%

204.0 80.00%

204.0 80.00%

204.0 80.00%

204.0 80.00%

204.0 80.00%

91 PONDOK KELAPA

150/20

180

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

92 CIPINANG

150/20

120

89.6 58.57%

92.3 60.31% -1.0

93.9 61.34%

94.2 61.59% 2.5

96.3 62.94%

105.5 68.98%

118.1 77.19%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

93 CIPINANG 2 g ((Inc Pl Mas GI Ex Jatinegara Manggarai)

150/20

24.3 47.58%

40.2 78.90%

60

120

10.4 20.32%

60

60

130.2 63.81%


PUBLIC SUBSTATION

Voltage (kV)

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Peak Add. Peak Add. Peak Add. Peak Add. Peak Add. Peak Add. Peak Add. Total (MW) Transf. (MW) Transf. (MW) Transf. (MW) Transf. (MW) Transf. (MW) Transf. (MW) Transf. (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) (MVA) 120 49.3 56.6 65.5 68.9 94.8 60 131.9 60 157.9 48.34% 55.49% 64.25% 67.57% 61.93% 64.67% 77.40%




10.0

31.0 60.71%

53.8 52.79%

80.6 79.03%

94 PENGGILINGAN Mak 4 x 60 MVA

150/20

95 PEGILINGAN 2 Radial dari Penggilingan

150/20

96 PULO MAS

150/20

180

85.4 55.83%

92.6 60.50%

101.3 66.19%

111.0 72.58%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

97 CAWANG + NEW CAWANG

150/20

240

136.2 66.77%

147.0 72.08%

160.3 78.57%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

163.2 80.00%

98 DUREN TIGA

150/20

120

100.1 98.18%

107.8 70.46%

112.8 73.71%

118.8 77.68%

126.2 82.50%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

99 DUREN TIGA 2 / RANGUNAN Inc Cawang - Gandul (3 x 60 MVA)

150/20

2 24.4 47.81%

38 2 38.2 74.97%

50 6 50.6 49.57%

100 GANDARIA

70/20

90

101 GANDARIA (UPRATING)

150/20

0

82 20

102 GANDARIA 2 / MEKAR SARI (Pipa Gas) Radial Gandaria

150/20

103 JATIRANGON

150/20

104 JATIRANGON 2 / CIBUBUR Radial Cileungsi 2

150/20

105 JATIWARINGIN Inc Jatirangon - Pd Klp

150/20

106 MINIATUR

150/20

TOTAL KONSUMEN BESAR TOTAL GI BEBAN PUNCAK (SCENARIO) DIVERSITY

60

13 13.4 26.25%

180

78.0 #######

0.0 0.00% 83.6 54.67%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

120

73.7 72.22%

13,519

6,918 244 7,162 6,129 1 169 1.169

120.0

1,740

60

60

6 64.4 63.13%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

0.0 0.00%

88.3 57.70%

93.4 61.04%

101.9 66.59%

111.8 73.07%

120.8 78.94%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

20 2.0

13 3 13.3 26.09%

25 62 25.62 50.23%

39 01 39.01 76.50%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

104.2 68.09%

126.2 61.85%

60

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

23.0 45.10%

27.3 53.62%

29.0 56.80%

33.2 65.09%

62.6 61.38%

53.2 52.20%

64.6 63.29%

89.2 58.27%

60.0

95.1 62.17%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

122.4 80.00%

79.0 77.49%

81.3 79.69%

83.8 54.75%

60

84.4 55.14%

85.4 55.85%

86.6 56.62%

88.4 57.77%

89.0 58.16%

89.6 58.55%

8,558 244 8,802 7,531 1 169 1.169

360

9,123 244 9,366 8,013 1 169 1.169

12.2 23.97% 47.4 46.52%

180

60

60

7,515 244 7,759 6,638 1 169 1.169

60

1,800

8,027 244 8,271 7,078 1 169 1.169

60

660

9,726 244 9,970 8,530 1 169 1.169

720

10,376 244 10,620 9,084 1 169 1.169

60

600

84.6 55.30%

11,068 244 11,312 9,678 1 169 1.169

60

900

11,809 244 12,053 10,315 1 169 1.169

1,080

12,608 244 12,852 10,998 1 169 1.169

60

1,080

Capacity Balance Distribusi Jawa Barat dan Banten [1/9] No.

PUBLIC SUBSTATION

Trafo Voltage Total (kV) Unit (MVA)

2011 Peak Add. (MW) Cap.


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)

(MVA)

APJ BANDUNG 1 BANDUNG UTARA

/ 150/20

2 DAGO PAKAR/CIMENYAN (GI. Baru)

150/20

LEMBANG (GI. Baru)

150/20

3 CIGERELENG

150/20

4 DAYEUHKOLOT GIS (GI. Baru)

150/20

5 CIGERELENG II/CIBOLERANG (GI. Baru)

150/20

6 KIARACONDONG GIS

150/20

7 KIARACONDONG II/RANCANUMPANG (GI. Baru)

150/20

8 KIARACONDONG III/CINAMBO (GI. Baru)

150/20

9 UJUNGBERUNG

150/20

82 21

10 UJUNGBERUNG II/BOJONGMELATI (GI. Baru) 11 BANDUNG TIMUR

12 BANDUNG TIMUR BARU (Uprate ke 150 kV) 13 BENGKOK/PLTA

3

180

157.9 77%

P3B jproc 60 119.3 130.6 58% 64% JBN adb b-4 120 55.0 59.3 54% 58%

143.4 70%

157.1 77%

121.9 60%

131.7 65%

141.9 70%

64.1 63%

69.3 68%

75.0 73%

80.1 79%

85.5 56%

60

151.8 74%

113.1 55%

90.8 59%

96.8 63% 50.0 49%

3

180

148.2 73%

P3B jproc 60 107.8 53%

115.7 57% JBN paket-2 53.0 120 57.1 52% 56%

124.7 61%

134.3 66%

144.8 71%

102.2 50%

108.6 53%

61.8 61%

66.8 65%

72.2 71%

77.2 76%

82.3 54%

52.0 51% 3

180

131.8 86%

96.4 63%

106.4 70%

92.8 61%

50.0 49%

JBN apln p 120 53.9 53%

83.3 54%

60

180

121.3 59%

P3B jproc 60 128.6 63%

135.6 66%

143.5 70%

121.9 60%

87.5 57%

93.3 61%

55.5 54%

58.9 58%

62.9 62%

60

102.9 67%

63.8 42%

70.1 46%

76.6 50%

83.0 54%

90.2 59%

90.0 59%

97.4 64%

104.0 68%

111.0 73%

117.9 77%

125.8 62%

53.4 52%

57.0 56%

60.6 59%

64.6 63%

177.7 70%

186.1 73%

145.6 57%

50.0 49% 3

120

114.8 56%

151.9 74%

120

161.0 79%

169.2 66%

60

150/20

70/20

50.0 49% 3

90

51.2 67%

55.8 73%

60.2 79%

150/20

70/20

0.0 0% 65.2 64%

1

10

3.1 36%

14 BENGKOK BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

15 BRAGA GIS (GI. Baru)

150/20

16 ASAHIMAS

150/20

17 ASAHIMAS II/CINANGKA (GI. Baru)

150/20

18 CIKANDE

150/20

1

60

50.2 49%

19 SALIRAINDAH

150/20

2

120

52.7 52%

20 SERANG

150/20

3

150

3.4 40%

JBN paket-2 57.0 120 62.0 56% 61% 2

120

83.2 82%

3.8 44%

4.2 49%

120

70.5 69%

76.3 75%

4.6 54%

0.0 0% 55.1 54%

81.5 80%

86.9 57%

120

58.9 58%

60

60

92.3 60%

98.4 64%

62.9 62%

66.9 66%

71.4 70%

90.3 59%

96.3 63%

102.3 67%

109.2 71% 62.3 61%

66.8 66%

72.3 71%

78.1 77%

84.5 55%

60.3 60.5 59% 59% JBN apbn 25.0 60 26.9 49% 53%

60.6 59%

60.8 60%

61.1 60%

61.3 60%

61.6 60%

61.9 61%

29.1 57%

31.5 62%

34.1 67%

36.4 71%

38.8 76%

41.3 40%

52.0 51%

52.7 52%

53.4 52%

54.1 53%

54.8 54%

55.6 54%

56.4 55%

61.7 60%

63.7 62%

65.8 64%

67.9 67%

70.2 69%

183.2 72%

148.8 58%

161.6 63%

174.6 68%

139.3 55%

P3B jproc 60 50.8 50%

51.4 50%

54.3 55.8 57.6 59.6 53% 55% 57% 58% uprate 30 ke 60 ext 1x60 MVA relokasi dari peruntukan GI Pucam 2012 111.0 60 124.0 60 136.6 150.9 166.4 60 73% 61% 67% 74% 65%

60

44.0 43%

120

60

120


PUBLIC SUBSTATION


2011 Add. Peak (MW) Cap.


(MVA)

82 22

21 SERANG SELATAN/BAROS (GI. Baru)

150/20

22 SERANG UTARA/TONJONG (GI. Baru)

150/20

23 SURALAYA

150/20

1

30

24 PUNCAK ARDI MULYA

150/20

3

180

25 PUNCAK ARDI MULYA II (GI. Baru)

150/20

26 CILEGON BARU

150/20

27 CILEGON BARU II/KRAMATWATU (GI. Baru)

150/20

28 CILEGON LAMA

150/20

1

60

29 KOPO

150/20

1

60

30 MENES

150/20

2

120

70/20

2

60

31 SAKETI Uprate ke 150 kV 2011 32 SAKETI BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

33 MALINGPING (GI. Baru)

150/20

34 BAYAH (GI. Baru)

150/20

35 RANGKASBITUNG

70/20


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)

50.0 49%

120


(MVA)

53.3 52%


(MVA)

56.7 56%

(MVA)

60.5 59% 50.0 49%

2

120

5.5 22%

6.3 7.1 8.0 8.9 25% 28% 31% 35% ext 1x60 MVA relokasi dari peruntukan GI Serang 2011 60 136.6 147.4 158.2 120.6 130.1 67% 72% 78% 59% 64% JBN apbn 120 50.0 54.1 49% 53% 65.8 64%

71.5 70%

27.2 27%

36 RANGKASBITUNG BARU (GI. Baru)

150/20

37 CIBATU

150/20

1

60

38 FAJAR SURYA WISESA

150/20

2

90

39 FAJAR SURYA WISESA II/MUKTIWARI (GI. Baru)

150/20

40 GANDA MEKAR

150/20

12.1 47%

13.2 52%

14.5 57%

140.8 69%

151.2 74%

137.3 67%

147.3 72%

158.9 78%

58.5 57%

62.5 61%

91.6 60%

97.4 64%

103.9 68%

35.3 35%

38.2 37%

41.4 41%

44.8 44%

48.6 48%

54.1 53%

58.5 57%

63.2 62%

67.6 66%

72.1 71%

76.6 75%

81.7 53%

41.0 40%

45.0 44%

49.3 48%

54.0 53%

58.4 57%

63.0 62%

67.7 66%

73.0 72%

51.0 50%

54.7 54%

58.8 58%

63.3 62%

67.4 66%

71.7 70%

76.1 75%

81.1 80%

38.4 38%

42.2 41%

46.2 45%

50.5 50%

54.3 53%

58.2 57%

62.0 61%

66.3 65%

0.0 0 0 0% P3B pro percepatan 47.8 120 33.3 37.0 47% 33% 36% JBN apbn 20.0 60 21.6 39% 42%

41.2 40%

45.6 45%

50.4 49%

54.5 53%

58.8 58%

62.9 62%

67.6 66%

13.3 26%

14.4 28%

15.6 31%

16.6 33%

17.7 35%

18.8 37%

20.1 39%

21.6 42%

23.4 46%

25.0 49%

26.7 52%

28.3 56%

30.2 59%

P3B jproc 60 37.5 37% P3B jproc 44.3 60 47.7 43% 47%

33.9 33%

31.4 31%

35.0 34%

120

1.1 3%

2.4 7% JBN adb b-4 37.0 120 40.2 36% 39%

60

3.5 10%

4.9 14%

6.2 18%

7.7 23%

8.9 26%

10.2 30%

11.4 33%

12.7 37%

43.4 43%

46.9 46%

50.7 50%

54.8 54%

58.6 57%

62.5 61%

66.4 65%

70.9 69%

43.4 60 47.1 43% 46% P3B jproc JBN apbn 60 60 85.1 82.7 89.5 83% 54% 59%

51.2 50%

55.6 55%

60.4 59%

64.8 64%

69.3 68%

73.8 72%

79.0 77%

97.2 64%

105.5 69%

114.5 75%

122.7 60%

76.2 37%

81.2 40%

87.0 43%

58.4 57%

62.3 61%

109.4 72%

114.6 75%

57.7 113%

60

55.0 54% 2

120

60

32.3 32%

20.0 39% 40

11.0 43%

29.6 29%

50.0 49%

2

10.0 39%

81.6 53%

P3B jproc-->relokasi dari peruntukan gi kiarapayung 60 79.4 83.0 87.0 52% 54% 57%

91.4 60%

96.1 63%

100.4 66%

104.9 69%

120

120

60

Capacity Balance Distribusi Jawa Barat dan Banten [3/9] Trafo Voltage Total (kV) Unit (MVA)


41 JABABEKA

150/20

142.4 70%

42 JABABEKA II/PAMAHAN (GI. Baru)

150/20

43 TAMBUN

150/20

44 TAMBUN II/PASARKALONG (GI. Baru)

150/20

45 TAMBUN III/MUSTIKAJAYA (GI. Baru)

150/20

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

46 PONCOL

3

180

60

(MVA)

134.4 66%

3

150

113.7 64%

P3B jproc 60 125.0 70%

82 23

60

18.6 36%

20.5 40%

47 PONCOL BARU

150/20

2

120

111.4 73%

P3B jproc 60 123.0 80%

48 PONCOL BARU II/BOJONG MENTEN (GI. Baru)

150/20

49 PONDOK KELAPA

150/20

3

180

48.5 32%

54.3 35%

50 BEKASI

150/20

4

240

209.5 103%

131.2 64%

51 BEKASI UTARA (GI. Baru)

150/20

52 MUARATAWAR (GI. Baru)

150/20

53 BEKASI II/PINGGIRKALI (GI. Baru)

150/20

54 CIKARANG

150/20

55 SUKATANI/GOBEL (GI. Baru)

150/20

56 CIKARANG/LIPPO (GI. Baru)

150/20

57 BOGORBARU

150/20

58 BOGOR BARU II/TAJUR (GI. Baru)

150/20

60 BUNAR BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

(MVA)

139.6 68%


(MVA)

145.4 71%


(MVA)

151.8 74%

135.9 76%

148.2 73%


(MVA)

158.7 78%

uprate 30 ke 60MVA 60 126.5 62% 35.0 34%

2

70/20


22.4 44%

24.6 48% JBN uai 2011 60 134.2 146.9 66% 72%

120

26.9 53% 160.6 63%

60


(MVA)

140.2 69% 25.0 49%

70/20

59 BUNAR Uprate ke 150 kV 2014


60

(MVA)

56.2 55%

26.7 52%

28.3 56%

30.2 59%

138.1 68%

148.8 73%

140.0 69%

149.9 73%

161.2 79%

37.9 37%

40.4 40%

63.1 62%

67.1 66%

71.6 70%

29.4 58%

31.7 62%

0.0 0%

175.5 69%

189.1 74%

168.3 66%

180.3 71%

194.0 76%

73.6 72%

78.8 77%

157.7 77% %

80.3 52%

86.9 57%

93.8 61%

100.7 66%

108.5 71%

144.6 71% JBN paket-3 120 50 0 50.0 53 9 53.9 49% 53% JBN ke 50.0 120 53.9 49% 53%

110.0 54%

97.6 48%

84.4 41%

93.2 46%

78.2 38%

86.7 42%

96.7 47%

58.3 58 3 57%

88.0 88 0 58%

95.2 95 2 62%

101.7 101 7 66%

108.5 108 5 71%

115.3 115 3 75%

123.0 123 0 60%

58.3 57%

63.0 62%

93.1 61%

99.5 65%

106.2 69%

112.8 74%

120.3 79%

54.1 53%

58.5 57%

63.2 62%

92.6 60%

98.6 64%

105.2 69%

51.5 50%

52.1 51%

52.7 52%

53.3 52%

53.9 53%

54.5 53%

55.2 54%

34.9 68%

37.7 74%

40.7 80%

43.5 43%

46.5 46%

49.3 48%

52.6 52%

32.1 63%

34.7 68%

37.5 73%

40.0 79%

42.7 42%

45.4 44%

48.4 47%

114.1 56%

123.6 61% 6 %

134.0 66%

118.4 58%

126.4 62%

134.3 66%

143.3 70% 0%

120

54.1 53%

58.5 57%

87.5 57%

93.3 61%

99.1 65%

105.8 69%

120

63.7 62%

69.4 68%

74.6 73%

80.1 79%

85.6 56%

50.5 49%

51.0 50%

P3B jproc 60 140.1 69%

151.3 74% %

50.0 49% 2

60

45.0 88%

120

72.9 48%

JBN apln 60 32.2 63% JBN apln 27.5 60 29.6 54% 58% 180

(MVA)

156.1 77%

66.2 43%

29.9 59%

3

(MVA)

150.3 74%

59.9 39%

50.0 49% 120


145.2 71%

69.1 68%

2


49.4 97%

53.7 70%

30

120

60

60

60

60

60

60

0.0 0% 58.5 57%

60

91.8 60%

60


PUBLIC SUBSTATION




(MVA)

61 CIAWI Uprate ke 150 kV 2011

70/20

62 CIAWI BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

63 CIAWI BARU II/CISARUA (GI. Baru)

150/20

64 KEDUNGBADAK Uprate ke 150 kV 2012

70/20

65 KEDUNGBADAK BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

66 KRACAK

70/20

82 24

67 KRACAK BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

68 BOGOR KOTA (GIS. Baru)

150/20

69 CIANJUR

150/20

70 CIANJUR II/RAJAMANDALA (GI. Baru)

150/20

71 CIANJUR III/CIPANAS (GI. Baru)

150/20

72 TANGGEUNG (GI. Baru)

70/20

73 CIBABAT GIS

150/20

74 CIBABAT II/LEUWIGAJAH (GI Baru) (GI.

150/20

75 CIBABAT III/GUNUNGBATU (GI. Baru)

150/20

76 LAGADAR

150/20

77 LAGADAR II/BOJONG ((GI. Baru))

150/20

78 PADALARANG BARU

150/20

79 PADALARANG BARU II/NGAMPRAH (GI. Baru)

150/20

80 CIBEUREUM

150/20

3

80


(MVA)


(MVA)


(MVA)


(MVA)

(MVA)

P3B apln 120 82.0 80%

89.9 88%

99.0 65%

60

108.7 71%

69.3 45% 50.0 49%

2

50

20

46.8 110%

120

(MVA)


(MVA)

23.8 140%

52.2 52 2 51%

JBN adb b-5 120 57 5 57.5 56%

63.5 63 5 62%

(MVA)

100.3 66%

120

75.5 49%

81.9 54%

88.4 58%

95.7 63%

53.4 52%

57.0 56%

60.6 59%

64.6 63%

89.9 89 9 59%

96.5 96 5 63%

104.1 104 1 68%

8.9 52%

10.5 62%

0.0 0%

50.0 49%

JBN paket-3 120 53.9 53%

58.3 57%

P3B jproc 60 112.5 74%

124.1 81%

137.3 67%

60

25.4 50%

60

60

76.9 76 9 75%

83.3 83 3 54%

14.3 28%

16.5 32%

18.6 36%

20.7 41%

22.9 45%

63.0 62%

68.1 67%

72.8 71%

77.7 76%

82.5 54%

151.3 74%

116.5 57%

126.8 62%

137.4 67%

97.8 48%

106.3 52%

53.4 52%

57.0 56%

60.6 59%

64.6 63%

120

50.0 49% DJBB apln 30 14.4 15.7 56% 61% 180

105.6 69%

112.3 73% JBN paket-2 120 50.0 54.4 49% 53%

16.9 66%

18.3 72%

19.7 77%

21.3 42%

118.7 78%

71.1 46%

74.6 49%

58.6 57%

63.4 62% 55.0 54%

3

150

89.5 59%

P3B jproc 60 97.5 64%

105.3 69%

114.0 75%

120

30

120

112.7 63%

P3B jprocuprate 30 ke 60 MVA 120 121.2 129.2 68% 72%

138.2 68%

60

46.8 46%

JBN adb b-6 60 51.8 51%

56.6 56%

62.1 61%

120

88.0 58%

53.3 52%

24.3 48%

25.8 51%

27.6 54%

78.3 51%

81.9 54%

85.6 56%

89.3 58%

93.6 61%

68.5 67%

74.1 73%

79.2 78%

84.5 55%

89.8 59%

95.8 63%

59.5 58%

64.3 63%

68.7 67%

73.3 72%

77.9 76%

83.1 54%

133.7 66%

143.0 70%

152.7 75%

112.4 55%

120.1 59%

123.4 61%

60

uprate 30 ke 60 MVA 60 147.8 72%

108.2 53% 50.0 49%

1

60

22.8 45%

60

50.0 49% 3

(MVA)

69.9 69 9 69%

50.0 49%

3


0.0 0%

12.4 24%

2


0.0 0% 73.7 72%

2


67.9 67%

74.3 73%

120

120

53.3 52%

114.0 56%

120.0 59%

125.8 62%

132.4 65%

53.4 52%

57.0 56%

60.6 59%

64.6 63%

80.0 78%

86.0 56%

91.9 60%

98.6 64%

60

60



81 MANDIRANCAN

150/20

82 MANDIRANCAN BARU (GI. Baru)

150/20

83 SUNYARAGI

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

1

60

42.6 42%

150/20

2

120

87.3 57%

84 JATIBARANG

150/20

2

120

53.8 53%

85 HAURGEULIS

150/20

2

120

70/20

3

70

86 ARJAWINANGUN

87 ARJAWINANGUN BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

88 BABAKAN Uprate ke 150 kV 2014

70/20

89 BABAKAN BARU (Uprate ke 150 kV) 90 CANGKRING

82 25

91 CANGKRING BARU/KAPETAKAN (Uprate ke 150 kV) 92 INDRAMAYU Uprate ke 150 kV 2016 93 INDRAMAYU BARU (Uprate ke 150 kV) 94 KUNINGAN Uprate ke 150 kV 2014

(MVA)

(MVA)

80

30

90

86.9 57%

94.0 61%

101.6 66%

109.7 72%

117.0 76%

124.6 61%

41.3 45.2 49.6 54.3 59.2 40% 44% 49% 53% 58% P3B jproc relokasi ke GI ParungP3B uai 2011 relokasi dari GI Parungmulya 53.5 52.4 58.2 60 64.9 72.1 80.1 52% 51% 38% 42% 47% 52%

63.5 62% 87.6 57%

54.6 92%

60.1 101%

42.5 62%

32.0 47%

35.7 52%

27.3 107%

30.7 121%

34.0 133%

41.2 54%

38.3 50%

42.3 55%

95 KUNINGAN BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

96 CIKEDUNG (GI. Baru)

150/20

97 KANCI ((GI. Baru))

150/20

98 CIMANGGIS

150/20

99 CIMANGGIS II/TENGAH (GI. Baru)

150/20

## DEPOK / RAWADENOK

150/20

70

50.1 65%

P3B jproc 30 50.0 65%

55.2 72%

JBN paket-3 60 36.0 71% JBN apln 60 29.9 32.2 59% 63% 3

1

180

60

120.5 79%

61.6 60%

78.7 51%

82.6 54% JBN apbn 50.0 120 53.9 49% 53%

P3B jproc 60 68.7 67%

75.4 74%

(MVA)

(MVA)

109.5 72%

121.1 79%

132.0 65%

140.4 69%

68.0 67%

72.2 71%

77.1 76%

95.5 62%

103.6 68%

112.8 74%

92.7 61%

99.1 65%

106.4 70%

60

120

72.8 71%

79.9 78%

86.2 56%

60

120

44.2 43%

48.9 48%

53.2 52%

57.5 56%

61.8 61%

66.7 65%

120

41.7 41 7 41%

46.1 46 1 45%

50.0 50 0 49%

54.1 54 1 53%

58.2 58 2 57%

62.8 62 8 62%

51.4 67%

0.0 0% 61.1 60%

65.8 65%

70.5 69%

75.8 74%

74.2 73%

80.2 79%

86.5 57%

92.7 61%

99.7 65%

45.6 45%

48.7 48%

51.9 51%

55.2 54%

58.9 58%

46.5 46%

49.3 48%

52.6 52% 2 91.7 60%

0.0 0%

0.0 0%

46.7 61%

120

0.0 0% 61.1 60%

33.4 66%

99.4 65%


0.0 0%

56.5 55% 3

60


(MVA)

P3B jproc 60 80.6 53%

150/20

70/20

(MVA)

89.7 59%

37.7 37 7 37% 3

(MVA)


80.7 79%

39.8 39% 1

(MVA)


71.4 70%

150/20

70/20

(MVA)


63.1 62%

66.2 65% 3


55.5 54%

150/20

70/20


49.0 48%

48.9 82%

60


120

67.4 66%

39.0 76%

42.1 41%

34.9 68%

37.7 74%

40.8 80%

43.5 43%

86.8 57%

91.3 60%

95.9 63%

99.9 65%

103.8 68%

107.5 70%

58.3 57%

63.0 62%

68.1 67%

72.8 71%

77.7 76%

82.5 54%

60

108.0 71%

91.3 60%

100.3 66%

108.4 71%

116.9 76%

125.3 61%

60

134.9 66%

83.1 54%

60

60

60

60



101 SERPONG

150/20

54.5 36%

102 CISEENG (GI. Baru)

150/20

103 GANDUL

150/20

2

120

27.2 27%

29.4 29%

31.4 31%

33.8 33%

70/20

3

90

48.7 64%

54.9 72%

60.9 80%

0.0 0%

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

104 DEPOK BARU Uprate e 150 kV 2014 105 DEPOK BARU 150 KV/GIS (Uprate ke 150 kV) 106 GANDARIA

3

180


(MVA)

60.9 40%

(MVA)

67.1 44%

67.6 66%

70/20

3

90

107 G A R U T

150/20

2

90

108 GARUT II (GI. Baru)

150/20

70/20

110 MALANGBONG BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20


(MVA)

49.2 32% 25.0 49%

150/20

109 MALANGBONG Uprate e 150 kV 2013


60

120


(MVA)

(MVA)

83.8 55%

27.0 53%

29.2 57%

31.2 61%

33.3 65%

35.4 69%

37.8 74%

36.3 36%

39.0 38%

41.5 41%

44.1 43%

46.7 46%

49.6 49%

74.9 73%

82.7 54%

89.8 59%

97.2 64%

104.5 68%

112.8 74%

30.7 40%

33.1 43%

35.5 46%

38.2 50%

118.6 78%

128.2 63%

112.6 55%

121.7 60%

17.1 22%

19.2 21.1 23.4 25.7 28.3 25% 28% 31% 34% 37% P3B jproc ext 60 MVA relokasi k P3B uai 2011 ext 60 MVA relokasi dari Sukamandi 65.5 60 73.5 81.3 60 90.0 99.3 109.5 64% 72% 53% 59% 65% 72%

60

51.2 100%

51.4 101%

56.8 56%

82 26

19.8 19 8 78%

29.9 29 9 70%

32.6 32 6 48%

20.5 48%

22.8 54%

25.3 59%

27.9 66%

30.4 71%

32.9 77%

141.2 69%

146.3 72%

151.7 74%

157.5 77%

162.5 80%

167.6 66%

68.8 67%

74.0 73%

79.5 78%

85.5 56%

90.9 59%

113 CIBINONG

150/20

4

210

114 SENTUL

150/20

1

60

115 JATIRANGGON

150/20

1

60

16.0 31%

17.3 34%

18.5 36%

19.9 39%

21.4 42%

23.0 45%

70/20

2

60

50.1 98%

24.8 49%

27.2 53%

30.0 59%

33.1 65%

70.0 69%

JBN apln 120 75.4 74%

81.6 53%

88.2 58%

107.6 70%

112.5 74%

118.1 77%

120 TEGAL HERANG

150/20

180

17.7 17 7 70%

P3B jproc 30 18.5 44% P3B jproc 168.5 60 136.6 83% 67% P3B jproc 60 59.3 64.1 58% 63% 16.4 39%

102.5 67%

60

124.0 61%

60

83.1 54%

60

69.6 76.7 68% 75% uprate 10 ke 30 uprate 10 ke 30 MVA 30 22 1 22.1 24 6 24.6 27 3 27.3 52% 58% 64%

20

3

15.7 15 7 61%

JBN uai 2011 120 63.0 62%

1

150/20

60

60

26.7 52%

0.0 0%

70/20

119 DAWUAN II/CIPASANGGRAHAN (GI. Baru)

60

25.0 49% 3

(MVA)

77.4 51%

112 SUMADRA

150/20

(MVA)

71.8 47%

30

118 DAWUAN

(MVA)


66.1 43%

2

150/20

(MVA)


60.7 40%

70/20

117 CILEUNGSI II/JONGGOL (GI. Baru)


54.7 36%

111 PEMEUNGPEUK

116 CILEUNGSI


89.7 59% 30

96.3 63%

103.7 68%

35.3 35 3 52%

38.3 38 3 56%

35.5 52%

38.4 56%

172.6 68%

178.2 70%

96.5 63%

102.0 67%

108.2 71%

24.5 48%

26.0 51%

27.4 54%

29.1 57%

36.5 72%

40.0 78%

43.7 57%

47.7 62%

52.2 68%

95.4 62%

101.9 67%

108.8 71%

115.5 76%

123.3 60%

130.5 64%

136.4 67%

142.6 70%

148.7 73%

105.7 52%

60

60

30

30

50.0 49% 1

60

55.7 55%

P3B jproc 60 61.1 60%

66.3 65%

72.2 71%

78.6 77%

85.5 56%

60

91.7 60%

98.3 64%

104.7 68%

112.1 73%

60

120



121 KOSAMBI BARU

150/20

94.5 62%

122 KOSAMBI BARU II/CILAMAYA (GI. Baru)

150/20

123 PERURI

150/20

2

75

45.6 40%

124 MEKARSARI

150/20

2

120

43.3 42%

125 TELUKJAMBE

150/20

2

120

126 PINAYUNGAN

150/20

3

180

127 KIARAPAYUNG

150/20

2

90

128 MALIGI

150/20

1

60

129 PARUNGMULYA

150/20

1

60

70/20

3

70

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

130 RENGAS DENGKLOK Uprate e 150 kV 2014

82 27

131 RENGAS DENGKLOK BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

132 CIKASUNGKA

150/20

133 CIKASUNGKA II/NAGREG (GI. Baru)

150/20

134 BANDUNG SELATAN

150/20

135 PATUHA (GI. Baru)

150/20

136 BANDUNG SELATAN II/SOREANG (GI. Baru)

150/20

137 RANCAKUSUMBA

150/20

138 RANCAKUSUMBA II/SANGIAN (GI. Baru)

150/20

139 PANASIA

150/20

140 PANASIA II/BOJONGSARI (GI. Baru)

150/20

2

120

60


(MVA)

104.1 68%


(MVA)

113.3 74%


(MVA)

123.6 61%

60


(MVA)

134.8 66%


(MVA)

146.9 72%


(MVA)

157.9 77%


(MVA)

169.3 66%

60


(MVA)

180.7 71%

(MVA)

168.6 66% 25.0 49%

60

48.0 42%

50.2 44%

52.8 46%

55.6 48%

58.5 51%

61.2 53%

64.0 56%

66.8 58%

69.9 61%

43.7 43%

44.2 43%

44.7 44%

45.2 44%

45.8 45%

46.3 45%

46.9 46%

47.4 46%

48.1 47%

112.9 74%

120.1 79%

126.6 62%

133.4 65%

140.1 69%

147.7 72%

142.8 70%

148.9 73%

154.4 76%

160.2 79%

165.9 65%

33.6 44%

35.8 47%

37.7 49%

39.8 52%

41.9 55%

44.2 58%

51.9 55.3 51% 54% ke GI Haurgeulis 67.3 72.1 66% 71%

58.3 57%

61.4 60%

64.5 63%

68.0 67%

76.3 75%

80.8 79%

85.2 56%

94.3 62%

101.4 66%

109.5 72%

144.5 71%

103.9 51%

111.3 55%

P3B jproc 60 94.6 100.1 106.3 62% 65% 69% P3B jproc 60 122.3 127.2 131.9 137.1 60% 62% 65% 67% P3B jproc--> direlokasi ke gi gandamekar 26.2 27.9 29.6 31.5 34% 37% 39% 41% P3B jproc 40.8 60 43.5 46.0 48.9 40% 43% 45% 48% P3B jprocrelokasi dari GI HaurgeuP3B uai 2011 -- relokasi 51.6 60 55.3 58.9 63.0 51% 54% 58% 62% P3B jproc 30 47.6 53.6 59.3 0.0 70% 79% 87% 0% 88.9 58%

65.7 64% 2

120

84.2 55%

P3B jproc 60 91.7 60%

99.1 65%

120

107.4 70%

72.7 71%

80.2 79%

116.3 76%

126.1 62%

87.1 57% 60

135.1 66%

60

60

50.0 49% 3

180

P3B jproc 60 126.4 2 62% JBN jproc apln 60 16.0 17.4 31% 34%

114.8 56%

180

89.2 58%

98.0 64%

60

39.8 78%

39.8 78%

120

90.2 59%

53.3 52%

100.4 49%

110.2 54%

120.8 59%

130.7 64%

141.0 69%

126.4 62% 2

136.6 67%

18.8 37%

20.3 40%

21.9 43%

23.7 47%

25.3 50%

27.0 53%

28.7 56%

30.6 60%

54.1 53%

58.5 57%

62.5 61%

66.6 65%

95.8 63%

138.1 68%

148.5 73%

109.3 54%

117.0 57%

125.7 62%

53.1 52%

56.7 56%

40.5 79%

40.7 80%

106.6 70%

116.3 76%

120

126.8 62%

60

50.0 49% 1

60

172.3 68%

137.7 67%

50.0 49% 3

60

39.9 78%

40.0 78%

40.1 79%

40.2 79%

40.3 79%

40.4 79%

120

60

102.2 67%

60



141 KAMOJANG

150/20

1

30

21.8 85%

24.4 96%

142 MAJALAYA

70/20

3

70

50.6 85%

54.5 92%

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

143 MAJALAYA BARU (Uprate ke 150 kV) 144 SANTOSA

20

145 SUKAMANDI

150/20

1

60

146 CIRATA BARU

150/20

1

20

147 CIKUMPAY

150/20

2

120

148 CIKUMPAY II/SADANG (GI. Baru)

150/20

149 PABUARAN

150/20

1

60

70/20

2

60

82 28

152 PURWAKARTA

153 JATILUHUR BARU (GI. Baru)

150/20

154 CIBADAK BARU

150/20

155 CIBADAK BARU II/CICURUG (GI. Baru)

150/20

156 PELABUHAN RATU Uprate ke 150 kV 157 PELABUHAN RATU BARU (Uprate ke 150 kV) 158 LEMBURSITU Uprate ke 150 kV 2012

(MVA)

26.9 53%

70/20

2

120

19.6 115%

80.4 53%

2

40

37.0 109%

159 LEMBURSITU BARU (Uprate ke 150 kV)

150/20

160 SURADE (GI. Baru)

150/20

3

90

73.1 96%

(MVA)

80.8 79%

85.3 56%

60

90.6 59%

22.7 67%

24.6 72%

26.6 78%

28.6 48%

30

30.9 52%

91.1 60%

98.8 65%

106.6 70%

115.5 76%

26.1 38%

28.3 42%

30.7 45%

33.0 49%

35.7 52%

76.6 50%

80.5 53%

84.6 55%

88.5 58%

93.0 61%

54.1 53%

58.5 57%

62.5 61%

66.6 65%

70.8 69%

75.5 74%

65.8 65%

69.7 68%

73.1 72%

76.7 75%

80.2 79%

84.2 55%

67.5 67 5 66%

74.2 74 2 73%

80.3 80 3 79%

86.8 86 8 57%

93.2 93 2 61%

100.5 100 5 66%

1.3 8%

1.4 8%

1.5 9%

1.5 9%

1.6 9%

1.7 10%

1.8 10%

23.3 46%

25.2 49%

27.3 53%

29.1 57%

31.1 61%

33.0 65%

35.2 69%

104.6 68%

113.9 74%

74.0 48%

79.6 52%

85.6 56%

91.4 60%

98.1 64%

53.4 52%

57.0 56%

60.6 59%

64.6 63%

0.0 0%

120

120

83.6 55%

40.4 40%

60

120

60

44.8 58%

(MVA)

76.2 75%

55.7 73%

0.0 0% JBN apbn 41.4 120 45.6 41% 45%

30

71.7 70%

62.3 61%

96.0 63%

(MVA)


66.8 66%

120

50.0 49%

150/20

70/20

P3B jproc 60 88.4 58%

(MVA)


41.8 55%

59.0 58%

1.2 1.3 7% 8% JBN apbn 20.0 60 21.6 39% 42%

(MVA)


38.8 76%

P3B ex sumadra 20 15.2 16.8 18.6 20.6 45% 49% 55% 60% P3Bjproc relokasi dari peruntuk P3B uai 2011 direlokasikan ke Garut 60 49.3 55.4 61.4 68.2 75.6 48% 54% 60% 67% 74% P3Bjproc 60 15.8 17.7 19.5 21.5 23.7 23% 26% 29% 32% 35% P3B jproc 96.8 60 103.8 110.6 68.1 72.2 63% 68% 72% 45% 47%

P3B jproc 60 56.1 55% P3B jproc 30 45.6 50.7 60% 66%


35.9 70%

61.4 61 4 60% 20

(MVA)

13.5 40%

53.0 52%


32.7 64%

50.0 49%

1


(MVA)

60

29.7 58% P3B uai 2011 30 58.2 0.0 86% 0%

150/20

70/20


62.4 61% 1

151 SUBANG BARU (Uprate ke 150 kV)

(MVA)

150/20

70/20

150 SUBANG


48.1 63%

34.7 34%

38.5 38%

41.9 41%

45.5 45%

49.0 48%

52.9 52%

93.5 61%

101.3 66%

108.0 71%

114.8 75%

121.2 79%

128.5 63%

21.6 42%

23.1 45%

24.7 48%

26.2 51%

27.9 55%

60

0.0 0% 80.6 79%

P3B apln 120 87.5 86%

95.3 62%

60

20.0 39%

60

60


2011 Add. Peak Cap. (MW)

161 RANCAEKEK

150/20

142.4 70%

162 GITET UJUNGBERUNG/CIMANGGUNG (GI. Baru)

150/20

No.

PUBLIC SUBSTATION


(MVA)

163 SUMEDANG

70/20

164 SUMEDANG BARU Uprate ke 150 kV 165 KADIPATEN

168 PARAKAN KONDANG (GI. Tidak operasi 2018)

60

70/20

150/20

170 CIKIJING (GI. Baru)

150/20

3

50

36.0 85%

3

90

59.9 78%

1

10

82 29

150/20

1

30

20.7 81%

175 BANJAR

150/20

70/20

(MVA)

2

90

54.8 43%

2

90

51.3 51 3 40%

2

30

26.3 62%

P3B jproc 60

P3B jproc 60 P3B jproc 30


(MVA)


(MVA)

(MVA)


(MVA)

(MVA)

108.6 53%

109.9 54%

111.4 55%

112.7 55%

114.4 56%

60

42.0 41%

42.4 42%

42.9 42%

43.3 42%

43.7 43%

44.2 43%

120

54.3 54 3 53%

59.8 59 8 59%

64.7 64 7 63%

69.8 69 8 68%

74.9 74 9 73%

80.7 80 7 79%

60

91.8 60%

99.7 65%

107.9 71%

116.0 76%

125.3 61%

30

10.8 42%

11.8 46%

12.8 50%

13.8 54%

14.9 59%

31.0 61%

33.5 66%

35.8 70%

38.2 75%

117.4 66% 12.0

129.2 72% 12.9

115.0 64% 13.8

124.4 70% 14.8

24.9 33%

27.6 36%

30.4 40%

33.0 43%

62.4 49%

0.0 0%

JBN uai 2011 120 75.1 74% P3B uai 2011 7.9 20 8.8 46% 52%

83.1 54%

24.6 48%

JBN paket-3 60 26.5 52%

28.7 56%

87.1 68% 9.5

96.2 75% 10.2

106.4 60% 11.1

20.3 79%

22.5 29%

55.5 44%

61.7 48%

68.8 54%

76.4 60%

84.7 66%

92.2 72%

100.1 79%

57.6 57 6 45%

63.6 63 6 50%

70.5 70 5 55%

77.8 77 8 61%

85.8 85 8 67%

93.1 93 1 73%

100.7 100 7 56%

29.6 70%

32.8 77%

36.5 54%

40.4 59%

44.6 66%

48.5 71%

27.6 41%

P3B jproc 60

60

30

25.0 49% JBN paket-3 12.5 30 13.5 49% 53%

60

0.0 0%

150/20

150/20


0.0 0%

7.1 84%

P3B jproc 60


107.0 52%

9.7 38%

86.4 68%

150/20

178 KARANGNUNGGAL (GI. Baru)

41.6 41%

61.0 80%

6.3 74%

105

174 CIAMIS II/KAWALI (GI. Baru)

177 PANGANDARAN BARU/CIKATOMAS (GI. Baru)

30.3 59% P3B uai 2011 40.4 30 44.5 68% 75%

JBN apln 60


(MVA)

105.6 52%

67.6 66%

3

150/20

176 PANGANDARAN

(MVA)

49.3 49 3 48%

150/20

173 CIAMIS


115.2 56%

30.0 59%

Alih beban ke Karangnunggal 2012 172 NEW TASIK

(MVA)

114.0 56%

150/20

169 PARAKAN KONDANG BARU Uprate ke 150 kV

171 TASIKMALAYA

180

150/20

70/20

167 KADIPATEN BARU Uprate ke 150 kV

3


14.6 57%

15.8 62%

17.0 67%

18.2 71%

40.6 43.3 80% 42% uprate 30 ke 60 MVA 133.8 60 144.5 66% 71% 15.7 16.7 60

66.7 52% 108.0 60%

60

60

19.4 76%

71.6 56% 60

117.0 66%

108.2 108 2 61%

116.8 116 8 65%

30.1 44%

32.9 48%

26.6 52%

28.3 56%

20.6 40%

60

30

22.0 43%

Total Region I

71

3,290

#####

960

#####

1,140

#####

150

#####

1,020

#####

180

#####

420

3,383.5

240

3,613.7

210

#####

300

4,104

360

Total Region II

137

6,120

#####

2,480

#####

960

#####

590

#####

1,920

#####

510

#####

870

6,864.1

720

7,345.6

1,260

7,799

870

8,316

720

208

9,410

#####

3,440

#####

2,100

#####

740

#####

2,940

#####

690

#####

1,290

#####

960

#####

1,470

#####

1,170

12,420

1,080

Total Distribusi Jabar & Banten

Capacity Balance Distribusi Jawa Tengah dan DIY [1/5] 2011 No.

Gardu Induk

Peak

2012

Add

Peak

2013

Add

Peak

2014

Add

Peak

2015

Add

Peak

TAMBAK LOROK PLTU

2

TAMBAK LOROK BARU 2017

3

KRAPYAK

55.6 59%

61.0 65%

4

PANDEAN LAMPER 63.2 31.5 MVA rusak diganti 16 MVA eks Klate 81%

68.6 59%

5

PANDEAN LAMPER BARU 2017

6

SRONDOL

36.7 70%

39.2 38%

64.0 88%

69.9 71%

7

WELERI

22.3 57%

8

KALIWUNGU

9

PURWODADI

60.0

60.0

76.7 51%

60

83.6 56%

67.1 72%

73.4 58%

74.8 65%

81.0 70%

91.7 61%

60

88.3 53%

86.3 58%

61.8 41%

67.8 45%

29.0 57%

60

31.62 62%

66.7 65%

88.5 69%

96.1 54%

60

105.1 59%

115.0 64%

126.6 71%

95.7 57%

73.9 44%

80.04 48%

86.7 52%

94.5 57%

31.42 31%

34.0 33%

37.1 36%

120

60

73.2 72%

83 30

36.18 47%

38.7 51%

41.7 55%

65.7 55%

71.2 60%

77.78 65%

84.9 56%

83.4 65%

88.2 69%

94.02 61%

1.39 10%

1.49 11%

1.6 12%

89.5 59%

97.7 64%

60.1 47%

65.4 51%

70.7 55%

63.2 62%

69.3 68%

76.4 75%

83.8 55%

57.3 57 3 56%

62.5 62 5 61%

68.6 68 6 67%

33.9 66%

36.4 71%

38.8 38%

16.39 24%

17.57 26%

30.2 59% %

32.3 63% %

83.1 81%

89.21 58%

74.4 97%

80.13 79%

50.2 42%

54.8 46%

60.2 51%

59.6 58%

63.7 62%

68.4 67%

72.9 71%

78.2 61%

1.1 8%

1.2 9%

1.30 10%

62.1 61%

68.0 67%

74.7 73%

81.5 53%

12 SAYUNG

47.2 37%

51.1 40%

55.6 44%

13 SIMPANG LIMA

52.2 102%

57.3 56%

60.0

14 RANDU GARUT

47.6 47 6 93%

52.11 52 51%

60

15 PUDAK PAYUNG

31.7 62%

1.1 8%

15.33 23%

16

60

60.0

60

60

60

60

60

93.3 61%

100.2 66%

107.5 70%

1.68 12%

1.8 13%

1.9 14%

105.8 69%

115.54 76%

126.1 82%

138.5 91%

75.8 59%

82.00 64%

88.6 70%

96.4 54%

91.1 60%

99.85 65%

109.4 72%

120.7 79%

75.0 75 0 73%

81.2 81 2 80%

88.62 88 62 58%

96.7 96 7 63%

106.2 106 2 69%

41.6 41%

44.4 43%

46.9 46%

50.01 49%

53.3 52%

57.2 56%

18.74 28%

20.10 30%

21.44 32%

22.67 33%

24.17 36%

25.77 38%

27.64 41%

34.7 68% %

37.0 72% %

39.6 39% %

42.3 41% %

60

96.1 63%

102.9 67%

110.8 72%

118.7 78%

44.7 44% % 1104 126.0 82%

47.68 47% % ### 134.91 88%

50.8 50% % 1282 144.4 94%

54.5 53% % 1390 155.5 102%

60

86.6 57%

93.0 61%

87.3 57%

93.8 61%

99.9 65%

107.28 70%

99.1 65%

107.0 70%

14.1 28%

15.0 29%

16.14 32%

33.5 66%

36.1 71%

60

60.0

60

13.1 26%

60

60

60

Add

Trafo Load Trafo Load Trafo (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

33.8 44%

45.6 67%

20 PATI BARU 2015

Peak

31.8 42%

41.7 61%

19 PATI

2020

Add

66.1 64%

29.7 39%

18 KUDUS

Peak

61.7 60%

27.6 71%

2008

Load (MW)

2019 Add

57.84 56%

25.8 66%

17 MRANGGEN

60

79.2 53%

Peak

54.3 53%

23.9 61%

2008

2018

Add

51.3 50%

48.1 47%

16 BUKIT SMG BARU

Peak

29.0 28% 44.8 43%

KALISARI

2017

Add

100.0 67%

80.8 63%

42.1 41%

11

Peak

Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)

1

10 KEDUNGOMBO PLTA

2016

Add

60

60


Gardu Induk

Peak

2012

Add

Peak

2013

Add

Peak

Add

2014 Peak

Add

2015 Peak

2016

Add

Peak

Add

2017 Peak

2018

Add


21 REMBANG

42.2 55%

46.20 60%

22 BLORA

30.4 78%

33.43 37%

23 CEPU

21.5 70%

23.49 55%

24 JEPARA

51.9 51 9 51%

25 JEKULO

37.0 48%

60

50.7 66%

55.4 72%

60.8 48%

60

36.9 41%

40.4 45%

30

25.7 61%

55.50 55 50 54%

60

Peak Load (MW)

2019 Add

Peak

2020

Add

Peak

Add


66.4 52%

72.0 56%

78.55 62%

85.7 67%

94.2 62%

60

44.5 49%

48.8 54%

53.1 59%

58.16 65%

63.7 71%

70.3 55%

60

28.0 66%

30.7 72%

33.5 79%

36.2 85%

39.47 93%

43.0 101%

47.1 111%

59.5 59 5 58%

63.5 63 5 62%

68.11 68 67%

72.6 72 6 71%

76.8 76 8 50%

81.87 81 87 54%

87.3 87 3 57%

93.6 93 6 61%

39.27 51%

41.9 55%

44.3 58%

47.3 62%

50.1 65%

52.6 69%

55.77 44%

59.1 46%

63.0 49%

22.36 29%

24.0 31%

25.6 33%

27.4 36%

29.3 38%

30.9 38%

32.98 43%

35.2 46%

37.7 49%

70.8 76% 6%

76.8 53% %

83.99 58% %

91.8 64%

101.0 70% %

94.1 61%

101.2 66%

109.85 72%

119.2 78%

130.1 64%

60 0 60.0

60

83 31

26 TJ. JATI 2011

20.9 41%

27 UNGARAN

44.7 70% %

49.0 53% %

60

53.9 58% %

58.9 64%

64.8 70% %

28 BERINGIN

61.6 81%

67.1 66%

60

73.2 72%

79.4 78%

86.7 57%

29 BAWEN

53.2 42%

58.3 46%

64.1 50%

70.0 55%

77.0 60%

84.1 66%

91.2 72%

99.64 78%

108.9 61%

30 PALUR

136.1 89%

115.2 75%

126.0 82%

106.1 69%

116.0 76%

126.2 83%

107.2 70%

116.52 76%

126.7 83%

138.6 91%

0.0

33.2 47%

55.3 78%

90.8 129%

99.1 140%

107.5 152%

144.7 102%

157.0 111%

170.4 121%

186.0 132%

72.3 63%

77.9 67%

65.2 56%

70.0 61%

75.7 65%

81.4 70%

57.7 50%

62.01 54%

66.6 58%

72.0 62%

0.00

0.00

0.0

0.0

72.5

78.85

85.7

93.8

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

0%

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

70.2 55%

70.2 55%

76.8 60%

83.5 65%

90.1 71%

97.95 77%

106.5 70%

59.9 59%

66.1 65%

72.4 71%

79.8 52%

87.5 57%

95.1 62%

104.25 68%

114.2 75%

125.9 82%

37.0 48%

40.5 53%

44.7 58%

49.0 64%

53.3 70%

58.36 76%

64.0 84%

70.5 92%

18.3 36%

20.0 39%

22.1 43%

24.2 47%

26.3 52%

28.9 57%

31.6 62%

34.9 68%

56.6 55%

62.0 61%

55.2 54%

60.6 59%

65.8 65%

72.14 71%

79.1 78%

87.1 57%

60

49.0 48%

71.2 70%

90.1 59%

96.8 63%

103.2 67%

110.87 72%

119.1 78%

128.7 63%

60

31 PALUR BARU 2013 ( GONDANG REJO

32 JAJAR

60

60.0

33 JAJAR BARU 34 WONOGIRI PLTA

0.00 0 00 0%

0.00 0 00 0%

35 SRAGEN

58.9 77%

64.2 50%

36 WONOSARI

54.6 53%

37 WONOGIRI

45.6 60%

33.6 44%

0.0

16.6 33%

38 NGUNTORONADI 2013

39 MANGKUNEGARAN

40 GROGOL (SOLO BARU)

46.7 46% 42.1 83%

60

60

120

60

51.3 50% 45.3 44%

60

60.0

60

60

60

60

60.0

60

60

60

119.7 67%

116.5 76%


Gardu Induk

41 MASARAN

2009

Peak

2012

Add

Peak

2013

Add

Peak

2014

Add

Peak

2015

Add

Peak

2016

Add

Peak

2017

Add

Peak

2018

Add


60

64.95 64%

70.20 69%

75.45 74%

80.4 79%

2020

Add

Peak

60

103.4 68%

111.3 73%

120.4 79%

108.8 71%

116.2 76%

43 BANTUL

69.8 68%

75.7 49%

60

82.4 54%

89.2 58%

97.1 63%

78.8 52%

84.6 55%

76.31 50%

82.6 54%

89.9 59%

44 GODEAN

29.1 57%

31.6 62%

34.5 68%

37.4 73%

40.9 40%

44.4 43%

47.7 47%

51.79 51%

56.2 55%

61.3 60%

45 WATES

22.6 58%

24.6 63%

26.8 69%

29.1 38%

31.8 42%

34.5 45%

37.1 49%

40.28 53%

43.7 57%

47.7 62%

46 MEDARI

25.6 50%

27.6 54%

29.9 59%

32.2 63%

34.8 68%

37.5 73%

40.0 39%

43.05 42%

46.3 45%

50.1 49%

47 GEJAYAN

39.5 39%

42.6 42%

46.1 45%

49.6 49%

53.7 53%

57.8 57%

61.7 60%

66.36 65%

71.4 70%

77.3 51%

48 WIROBRAJAN

33.3 65%

36.1 71%

39.3 39%

42.5 42%

46.3 45%

50.2 49%

53.8 53%

58.28 57%

63.1 62%

68.7 67%

40.5 79%

43.7 57%

50.9 67%

55.1 72%

59.4 78%

63.3 62%

68.16 67%

73.3 72%

79.4 78%

0.0

20.8 41%

60

22.2 44%

23.9 47%

49.9 49%

26.3 26%

120

28.3 28%

45.9 45%

49.7 49%

54.1 53%

121.4 79%

107.88 71%

116.3 76%

109.0 71%

24.7 24%

43.9 43%

47.3 62%

60

60

83 32

50 KENTUNGAN BARU 2016/KALASAN (KENTUNGAN-PEDAN)

60

51 BANTUL BARU 2016/PIYUNGAN (BANTUL-SEMANU) 52 SANGGRAHAN

76.9 75%

83.0 65%

60

90.1 71%

97.1 76%

105.3 69%

60

113.5 74%

53 SANGGRAHAN BARU 2018/RAJEG (SANGGRAHAN-KENTUNGAN SIRKUIT II) 54 PURWOREJO

46.3 61%

60.0

60.0

22.94 22%

60

51.6 67%

26.3 29%

60

92.8 61%

100.3 66%

60

110.3 54%

119.4 59%

120

60

60

65.2 51%

72.5 57%

80.0 63%

88.89 70%

98.8 65%

110.5 72%

28.2 31%

30.5 34%

32.7 36%

34.8 39%

37.32 41%

40.0 44%

43.2 48%

28.5 37%

30.6 40%

33.0 43%

35.4 46%

37.7 49%

40.47 53%

43.4 57%

46.8 61%

55.5 54%

60.0 59%

65.2 64%

70.4 69%

75.5 74%

81.57 64%

88.1 69%

95.8 75%

56 TEMANGGUNG

24.6 32%

57 KLATEN Pindah ke Pd Lamper (16 MVA)

47.1 92%

58 MOJOSONGO

56.2 55%

60

61.3 60%

67.2 66%

73.2 72%

80.3 52%

60

87.5 57%

94.5 62%

102.99 67%

112.2 73%

114.4 75%

59 BANYUDONO

58.4 57%

60

63.8 63%

70.0 69%

76.3 75%

83.7 55%

60

91.2 60%

98.7 64%

107.57 70%

49.0 48%

60

54.5 53%

60.8 60%

67.5 66%

75.3 74%

92.0 60%

102.11 67%

93.1 61% ## 47% 113.3 74%

102.1 67% ## 69% 126.4 83%

BANYUDONO BARU 60 PEDAN

26.4 35% 51.1 50%

60

83.6 55%

60

60

60

60

54.0 53%

22.7 58% 60

60

64.2 50%

60

55 SECANG

lihat data beban 2010

24.4 27%

57.7 75%

Add


95.5 62%

60

54.69 54%

Peak

88.6 87%

49 SEMANU

50.60 50%

Load (MW)

2019 Add

86.39 56% ### 125.00 61%

942.2222044 42 KENTUNGAN

46.98 46%

Peak

-


Gardu Induk

61 KALIBAKAL

62 PURBALINGGA

Peak

2012

Add

2013

Add

Peak

2014

Add

Peak

2015

Add

Peak

2016

Add

Peak

2017

Add

Peak

2018

Add

Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 80.5 59%

2008

Peak

43.50 43%

60

88.1 65%

96.9 71%

105.8 62%

47.71 47%

52.51 51% 41.6 41 6 54%

60

60

Peak Load (MW)

116.3 68%

127.1 75%

137.7 81%

104.58 62%

57.45 56%

63.23 62%

69.20 68%

75.09 74%

97.44 64%

45.6 45 6 60%

50.11 50 66%

54.9 54 9 72%

59.5 59 5 78%

65.15 65 15 51%

2019 Add

Peak

2020

Add

Peak

114.2 67%

125.5 74%

60

### 70%

### 77%

60

71.3 71 3 56%

78.4 78 4 62%

57.4 75%

63.3 50%

70.3 69%

77.4 76% 0.0 0%

63 WONOSOBO

34.5 34 5 88%

37.8 37 8 49%

64 RAWALO

27.2 70%

29.9 76%

33.0 43%

60

36.2 47%

40.0 52%

43.8 57%

47.7 62%

52.33 68%

65 MRICA PLTA

34.1 67%

37.4 73%

41.1 54%

60

45.0 59%

49.5 65%

54.2 71%

58.8 77%

64.29 63%

66 GARUNG PLTA

0.00 0%

0.00 0%

0.00 0%

0.00 0%

0.00 0%

0.00 0%

0.0 0%

0%

0.0 0%

10.31 76%

11.30 44%

12.44 49%

13.61 53%

14.98 59%

16.39 64% 0.00

17.79 70% 0.00

19.46 76% 30.59 30%

21.29 42% 33.46 33%

91.80 67%

89.17 66%

97.70 72%

### 63%

60 116.58 69%

### 62%

60 137.21 67%

149.44 73%

### 80%

### 87%

70 PEMALANG

63.99 63%

63.45 62%

67.53 66%

71.44 70%

76.03 50%

80.47 53%

84.44 55%

89.34 58%

94.51 62%

### 66%

71 BUMIAYU

29.34 75%

26.67 35%

28.35 37%

29.97 39%

31.86 42%

33.69 44%

35.32 46%

37.33 49%

39.45 52%

41.93 55%

72 BREBES

54.09 71%

52.47 69%

51.76 68%

55.36 43%

47%

63.73 50%

67.61 53%

72.31 57%

77.34 61%

83.20 65%

0.00 60.00 25.44 0% 50%

27.48 54%

29.51 58%

31.89 63%

34.28 67%

36.54 72%

39.27 77%

42.21 60.00 45.65 41% 45%

98.88 98 88 65%

### 69%

### 73%

### 77%

### 67%

109.06 109 06 71%

### 76%

### 69%

54.65 53%

59.66 58%

65.52 63%

71.56 69%

77.49 60%

84.59 66%

92.34 72%

101.40 66%

67 DIENG

2006

83 33

68 KALIBAKAL BARU 2018 (KALIBAKAL-BUMIAYU) 69 KEBASEN

73 KEBASEN BARU 2013/BALAPULANG

74 PEKALONGAN

75 BATANG

87.24 87 24 73% 45.47 44%

92.72 92 72 61%

60

49.76 48%

30

60

60

60 59.56

60

60

Add


60

120

30

60

23.43 46% 36.82 36%

60

Capacity Balance Distribusi Jawa Tengah dan DIY [5/5]

2011 No.

Gardu Induk

Peak

2012 Add

Peak

2013

Add

Peak

2014

Add

Peak

2015

Add

Peak

2016

Add

Peak

2017 Add

Peak

2018

Add


76 PEKALONGAN BARU 2017/KAJEN

0.00

0.00

0.00

42.61 46%

46.35 50%

50.73 54%

55.20 59%

21.75 60.00 43%

Load (MW)

2019 Add

Peak

2020

Add

Peak

23.06 45%

24.44 48%

43.18 42%

60

59.56 64%

64.79 69%

70.48 75%

77.12 60%

60

35.70 84%

38.94 42%

78 GOMBONG

38.01 89%

41.62 45%

60

45.73 49%

49.94 53%

54.87 59%

59.95 64%

64.94 69%

70.93 76%

77.46 61%

79 MAJENANG

31.95 75%

34.86 37%

60

38.18 41%

41.56 44%

45.51 49%

49.55 53%

53.50 57%

58.23 62%

63.38 68%

69.40 74%

4.34 32%

4.76 35%

5.24 39%

5.73 42%

6.30 46%

6.90 51%

7.49 55%

8.19 60%

8.96 66%

9.86 72%

81 KEBUMEN Masih pakai trby mobil eks wonogiri (05)

33.63 66%

36.88 72%

40.59 40%

44.40 44%

48.86 48%

53.47 52%

58.02 57%

63.91 63%

70.39 69%

77.99 61%

82 SEMEN NUSANTARA

23.73 47%

25.88 51%

28.32 56%

30.81 60%

33.72 66%

36.69 72%

39.59 39%

60

43.07 42%

46.84 46%

51.26 50%

### 1,620 161 3586 3383 1.060

### 161 3888 3668 1.060

5,185 161 5346 5044 1.060

720

5,620 161 5,781 5,454 1.060

83 34

Total Dist. Konsumen Besar Total Beban GI Beban Puncak Sistem Devircity Factor

3,154 161 3315 3128 1.060

856

60

420

### 161 4217 3978 1.060

540

4,414 161 4575 4316 1.060

840

4,784 161 4945 4665 1.060

360

Add


77 LOMANIS

80 WADASLINTANG yg 6.3 MVA diganti 16 MVA

60

0.00

Peak

780

6,091 161 6253 5899 1.060

60

570

85.09 67%

### 161 6804 6419 1.060

60

720

Capacity Balance Distribusi Jawa Timur [1/6] Capasita NO

Gardu Induk

Teg.

TOTAL MW

1 Krembangan

150/20

85

2 Ujung Baru

150/20

51

3 Tandes

150/20

145

83 35

4 New Tandes ( Sambikerep ) 150/20

2

5 Kenjeran

150/20

85

6 Sawahan

150/20

85

7 Simpang

150/20

85

8 Kupang

150/20

51

9 Undaan / Surabaya Kota

150/20

51

10 Altaprima

150/20

51

11 Kedinding

150/20

1

12 PLTU PERAK

150/20

26

13 Ngagel (SBS)

150/20

68

14 Karangpilang (SBB)

150/20

85

15 Waru (SBS)

150/20

247

16 Simogunung

150/20

2

a o Grande G a de (S (SBS) S) 17 Darmo

150/20 50/ 0

994

18 Sukolilo (SBS)

150/20

145

19 Rungkut (SBS)

150/20

221

20 Wonokromo (SBS)

150/20

102

21 Driyorejo (SBB)

150/20

145

22 Babadan (SBB)

150/20

85

23 Krian (SBB)

150/20

102

2011 Peak P k Load MW 60.26 44% 16.79 66% 120.88 65%

57.49 68% 49.83 37% 58.58 69% 33 35 33.35 65% 32.71 64% 32.93 65%

21.27 50% 35.30 52% 44.53 52% 155.23 63%

6 62.24 67% 93.04 64% 168.97 76% 52.56 52% 101.99 71% 56.03 66% 45.29 44%

Add Trafo MVA 60

60

60

2012 Peak P k Load MW 49.32 36% 17.92 23% 109.01 75% 15.00 15% 51.35 38% 53.18 39% 62.52 74% 35 59 35.59 35% 34.91 68% 35.15 69%

22.70 53% 37.93 56% 36.00 42% 166.82 68% 20.00 20% 66.89 66 89 46% 99.99 69% 171.58 78% 56.48 55% 105.35 73% 57.87 68% 46.78 46%

Add Trafo MVA

60

120 JBN 60

60

120 60

2013 Peak P k Load MW 53.31 39% 29.37 38% 102.83 71% 31.21 31% 55.51 41% 57.48 42% 57.58 68% 38 47 38.47 38% 37.74 74% 37.99 74%

24.53 58% 41.14 60% 37.72 44% 180.91 73% 21.69 21% 72.54 5 50% 108.44 75% 186.09 84% 61.25 60% 110.39 76% 60.64 71% 49.02 48%

Add Trafo MVA

2014 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 57.19 42% 31.51 41% 110.33 76% 33.49 33% 59.55 44% 61.68 45% 61.78 73% 41 28 41.28 40% 40.49 79% 40.76 80%

26.32 62% 43.54 64% 39.39 46% 181.48 74% 22.96 23% 76.78 6 8 53% 114.77 79% 176.96 80% 64.83 64% 115.26 80% 63.31 74% 51.18 50%

2015 Peak P k Load MW 62.49 46% 24.42 32% 105.55 73% 61.59 60% 70.07 52% 67.39 50% 67.50 79% 45 10 45.10 44% 39.24 77% 34.53 68% 10.00 20% 28.76 68% 47.39 70% 41.85 49% 197.53 80% 24.99 24% 83.57 83 5 58% 109.92 76% 167.60 76% 70.56 69% 122.48 63% 67.28 79% 54.39 53%

Add Trafo MVA

60

60

2016 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 68.49 50% 26.77 35% 115.69 80% 67.51 66% 91.80 67% 73.86 54% 58.98 69% 49 43 49.43 48% 43.01 84% 37.85 74% 10.96 21% 31.52 74% 51.63 76% 44.67 53% 200.21 81% 27.22 27% 991.05 05 63% 119.76 83% 182.61 83% 76.88 75% 130.71 67% 71.80 84% 58.04 57%

2017 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 73.57 54% 28.75 38% 114.25 79% 82.51 81% 98.60 72% 79.33 58% 63.35 75% 53 09 53.09 52% 46.19 45% 40.65 80% 11.77 23% 33.86 80% 55.14 81% 46.76 55% 183.80 75% 59.07 58% 997.233 67% 127.88 65% 175.00 79% 82.09 80% 136.83 70% 75.16 55% 60.76 60%

60

60

60


60

60

60 60

60

2019 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 84.04 62% 32.85 43% 114.49 79% 110.28 72% 112.64 83% 90.62 67% 56.34 66% 60 65 60.65 59% 52.77 52% 46.44 61% 13.45 26% 38.68 57% 62.09 61% 50.91 60% 191.05 78% 66.52 65% 109.48 09 8 76% 134.00 69% 175.83 80% 92.44 60% 133.31 68% 97.49 72% 66.15 65%



Gardu Induk

Teg.

TOTAL MW 51 24 Sby. Selatan (Wonorejo) *) 150/20

83 36

25 Kalisari

150/20

1

26 Bambe

150/20

2

27 Kebonagung g g

150/20 /

77

28 Blimbing

70/20

51

29 Polehan

70/20

43

30 Pakis / Malang Timur

150/20

26

31 Sengkaling

150/20

51

32 Lawang

150/20 /

51

33 Karangkates

70/20

17

34 Turen

70/20

43

35 PLTA Sengguruh

70/20

26

36 PLTA Selorejo

70/20

5

37 Gondang Wetan

150/20

77

38 Bangil

150/20

34

39 Bulukandang

150/20

51

40 Bumi Cokro

150/20

94

41 PIER

150/20

43

42 Pandaan

70/20

68

43 Grati

150/20

51

44 Probolinggo

150/20

89

45 Kraksaan

150/20

26

46 Paiton

150/20

34

47 Sukorejo

70/20

17

2011 Peak Pe k Load MW 16.18 32%

50.85 66% 40.50 79% 35.44 83% 17.91 23% 41.28 54% 30.42 60% 12.45 73% 32.72 48% 16.05 63% 3.30 65% 45.92 60% 25.31 74% 30.45 60% 66.49 71% 23.49 55% 44.42 65% 8.42 17% 52.72 43% 16.44 64% 25 24 25.24 74% 15.93 62%

Add Trafo MVA

60 60

30

60

2012 Peak Pe k Load MW 17.38 34% 10.00 20% 10.00 10% 54.54 43% 43.44 85% 38.01 56% 19.21 25% 44.28 58% 32.63 43% 13.36 52% 35.09 52% 17.22 68% 3.54 69% 48.43 38% 26.69 39% 32.12 42% 70.13 75% 24.78 58% 46.85 69% 8.88 17% 55.60 45% 17.34 23% 26 63 26.63 78% 4.80 19%

Add Trafo MVA

60 120 60

30

60 30

60 60 60

60

2013 Peak Pe k Load MW 18.85 37% 10.48 21% 10.48 10% 59.65 47% 47.51 70% 41.57 61% 21.00 27% 48.43 63% 35.69 47% 14.61 57% 38.38 56% 18.83 74% 3.88 76% 51.83 41% 28.56 42% 34.38 45% 75.05 80% 26.51 62% 50.14 74% 9.50 19% 59.50 48% 18.56 24% 28 49 28.49 84% 4.80 19%

Add Trafo MVA

30

2014 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 39.96 78% 10.94 21% 20.94 21% 65.46 51% 52.14 77% 45.62 67% 23.05 30% 53.14 69% 39.16 51% 16.03 63% 42.12 62% 20.66 81% 4.25 83% 54.95 43% 30.29 45% 36.45 48% 79.57 55% 28.11 66% 43.16 63% 10.07 20% 63.09 51% 19.68 26% 30 21 30.21 36% 4.80 19%

60

60

2015 Peak Pe k Load MW 68.49 67% 26.63 52% 22.25 22% 72.80 57% 47.98 71% 50.73 75% 25.63 34% 59.10 77% 43.55 57% 17.83 70% 46.84 69% 22.98 45% 4.73 28% 59.48 47% 32.78 48% 39.45 52% 86.13 60% 30.43 72% 46.72 69% 10.90 21% 68.29 55% 21.30 28% 32 70 32.70 38% 4.80 19%

Add Trafo MVA 60

30 20

2016 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 74.62 73% 28.41 56% 38.75 38% 81.11 64% 53.46 79% 56.52 83% 28.56 37% 65.85 60 65% 48.53 63% 19.87 78% 52.18 77% 25.60 50% 5.27 31% 64.50 51% 35.55 52% 42.78 56% 93.40 65% 33.00 78% 50.66 75% 11.83 23% 74.05 60% 23.10 30% 35 46 35.46 42% 4.80 19%

2017 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 99.68 60 65% 29.75 58% 40.56 40% 93.64 73% 58.43 30 76% 51.77 76% 41.21 54% 71.97 71% 53.03 69% 16.71 66% 57.03 84% 27.98 55% 5.76 34% 68.61 54% 37.81 56% 45.51 59% 99.35 69% 35.10 83% 53.89 79% 12.58 25% 78.77 64% 24.57 32% 37 72 37.72 44% 4.80 19%

2018 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 125.81 82% 31.03 61% 57.31 56% 101.80 80% 63.52 83% 56.28 83% 44.80 59% 78.24 77% 57.66 75% 18.17 71% 62.00 30 66% 30.42 60% 6.26 37% 72.61 57% 40.02 59% 48.16 63% 105.14 73% 29.15 69% 57.03 84% 21.31 42% 83.36 68% 26.00 34% 39 92 39.92 47% 4.80 19%

2019 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 133.46 60 65% 42.38 83% 59.82 59% 110.67 60 72% 69.05 30 68% 61.18 30 65% 48.70 64% 85.05 83% 62.67 82% 19.75 77% 67.40 72% 33.07 65% 6.81 40% 76.85 60% 42.35 62% 50.97 67% 111.28 77% 30.85 73% 52.36 77% 22.56 44% 88.23 72% 27.52 36% 42 25 42.25 50% 4.80 19%

2020 Peak Pe k Add Load Trafo MW MVA 139.79 69% 43.71 60 43% 61.69 60% 118.84 78% 70.07 69% 65.71 70% 52.30 68% 91.33 60 60% 67.31 60 66% 21.21 83% 72.38 77% 35.51 70% 7.31 43% 80.37 63% 44.29 65% 53.30 70% 116.37 81% 32.26 76% 54.76 81% 23.59 46% 92.26 75% 28.78 38% 44 18 44.18 52% 4.80 19%


Gardu Induk

Teg.

83 37

48 New Sukorejo / Purwosari

TOTAL MW 150/20 1

49 Manisrejo

150/20

60

50 Meranggen / Maospati

70/20

17

51 Magetan M t

70/20

26

52 Ngawi

150/20

68

53 Caruban

70/20

26

54 Ponorogo

70/20

43

55 New Ponorogo

150/20

2

56 Pacitan

70/20

26

57 New Pacitan

150/20

1

58 Dolopo

70/20

17

59 Banaran

150/20

77

60 Kediri Baru (Gitet)

150/20

51

61 Pare

70/20

34

62 PLTA Tulungagung

70/20

17

63 Trenggalek

70/20

26

64 Tulungagung

70/20

56

65 Tulungagung II *)

150/20

0

66 Blitar Baru

70/20

43

67 PLTA Wlingi

150/20

34

68 New Wlingi

150/20

0

69 Jember

150/20

111

70 Tanggul

150/20

77

71 Lumajang

150/20

77

2011 Peak P k Load MW

Add Trafo MVA

36.86 62% 12.82 75% 19 97 19.97 78% 45.33 67% 16.87 66% 22.97 54%

19.73 77% 15.00 29% 10.87 64% 42.50 56% 33 12 33.12 65% 22.84 67% 11.78 69% 24.09 57% 45.71 81%

31.70 75% 22.60 66%

80.71 80 71 50% 37.32 49% 50.23 66%

60

30

2012 Peak P k Load MW 12.00 24% 40.03 43% 13.93 41% 21 69 21.69 51% 49.23 48% 18.33 43% 9.97 23% 15.00 15% 11.45 45% 26.30 52% 11.81 69% 45.23 59% 35 25 35.25 69% 24.31 57% 7.80 46% 26.19 62% 33.66 60% 35.00 69% 18.74 44% 14.05 41% 10.00 39% 88 18 88.18 55% 40.77 53% 54.88 54%

Add Trafo MVA 60 60 30 30 60 30

120

30

60

30

60

2013 Peak P k Load MW 12.84 25% 44.15 47% 15.36 45% 23 92 23.92 56% 54.30 53% 20.21 48% 9.97 23% 16.55 16% 12.63 50% 29.03 57% 13.02 77% 48.87 64% 38 08 38.08 75% 26.26 62% 8.61 51% 28.90 68% 36.37 65% 37.81 74% 20.25 48% 15.18 45% 10.80 42% 97 75 97.75 61% 45.20 59% 60.83 60%

Add Trafo MVA

2014 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 23.62 46% 48.42 52% 16.84 50% 26 24 26.24 62% 59.55 58% 22.17 52% 9.97 23% 23.16 23% 13.86 54% 31.85 62% 9.28 55% 52.17 68% 40 65 40.65 80% 28.04 66% 9.45 56% 31.71 75% 38.82 69% 40.37 79% 21.61 51% 16.21 48% 11.53 45% 107 57 107.57 67% 49.74 65% 66.95 66%

2015 Peak P k Load MW 25.56 50% 54.01 58% 18.79 55% 29 26 29.26 69% 66.42 65% 24.73 58% 9.97 23% 25.82 25% 15.45 61% 35.50 70% 10.35 61% 57.10 75% 44 50 44.50 44% 30.69 72% 10.53 62% 35.34 83% 32.49 58% 54.18 53% 23.66 56% 17.74 52% 12.62 50% 120 51 120.51 75% 55.72 73% 75.00 74%

Add Trafo MVA

60

60

2016 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 27.72 54% 60.30 64% 20.98 62% 32 67 32.67 77% 74.16 73% 27.61 65% 9.97 23% 28.81 28% 17.24 68% 39.61 78% 11.56 68% 62.74 82% 48 89 48.89 48% 33.71 79% 11.75 30 46% 39.43 30 58% 35.70 64% 59.53 58% 25.99 61% 19.49 57% 13.87 54% 135 14 135.14 84% 62.48 82% 84.10 82%

2017 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 29.49 58% 65.98 71% 22.96 68% 35 75 35.75 84% 81.15 80% 30.21 71% 9.97 23% 31.49 31% 18.85 74% 43.30 85% 12.65 74% 67.74 60 48% 62 79 62.79 62% 26.40 62% 12.84 50% 43.11 63% 38.54 69% 64.28 63% 28.06 66% 21.05 62% 14.98 59% 148 54 60 148.54 76% 68.68 60 67% 92.44 60 60%

2018 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 31.21 61% 71.77 77% 24.97 73% 28 89 28.89 68% 98.27 60 64% 32.86 77% 9.97 23% 34.21 34% 20.48 80% 47.04 60 46% 13.76 81% 72.92 52% 67 58 67.58 66% 28.42 67% 13.95 55% 46.83 69% 41.49 74% 69.19 68% 30.21 71% 22.65 67% 16.12 63% 162 31 162.31 83% 75.05 74% 101.01 66%

2019 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 41.03 80% 78.00 83% 27.14 80% 31 40 31.40 74% 116.80 76% 35.71 84% 9.97 23% 37.14 36% 17.23 68% 56.06 55% 14.95 30 35% 78.65 56% 72 90 72.90 71% 30.65 72% 15.14 59% 50.84 75% 44.75 80% 74.63 73% 32.58 30 64% 22.65 67% 17.39 68% 152 28 152.28 78% 106.97 60 70% 110.33 72%

2020 Peak P k Add Load Trafo MW MVA 42.90 84% 83.70 60 58% 29.12 30 57% 33 69 33.69 79% 125.34 82% 38.32 30 75% 9.97 23% 39.79 39% 18.46 72% 60.08 59% 16.05 38% 84.00 60% 77 86 77.86 76% 32.74 77% 16.23 64% 54.48 80% 42.80 76% 84.71 83% 34.80 68% 22.65 67% 18.57 73% 164 26 164.26 84% 115.38 75% 119.01 78%


Gardu Induk

Teg.

83 38

72 Sekarputih / Mojokerto

TOTAL MW 150/20 128

73 Mojoagung

150/20

51

74 New Jombang

150/20

1

75 Ngoro

150/20

102

76 Ploso

70/20

68

77 Tarik

70/20

43

78 Siman

70/20

26

79 Jaya kertas

150/20

51

80 Kertosono

150/20

51

81 Nganjuk

70/20

34

82 GITET Ngimbang

150/20

51

83 Bangkalan

150/20

34

84 Sampang

150/20

68

85 Pamekasan

150/20

43

86 Sumenep

150/20

77

87 Gili Timur

150/20

17

88 Situbondo

150/20

34

89 Bondowoso

150/20

43

90 Banyuwangi

150/20

60

91 Genteng

150/20

94

92 Bojonegoro

150/20

68

93 Babat/Baureno

150/20

51

94 Brondong (New) / Paciran

150/20

1

95 Lamongan

150/20

51

2011 Peak Load MW 64.85 51% 38.55 76%

56.22 55% 38.27 56% 33.91 80% 11.38 45% 22.77 45% 21.32 42% 27.73 47% 10.50 21% 28.95 68% 33 72 33.72 50% 34.00 80% 31.75 42% 7.77 46% 22.03 65% 25.61 60% 35.30 38% 63.40 68% 54.09 80% 26.19 51% 15.00 29% 23.45 23%

Add Trafo MVA

30

60

60 JBN 60

2012 Peak Load MW 79.59 62% 36.37 71% 15.00 29% 60.34 59% 41.07 60% 26.39 78% 12.21 48% 24.44 48% 22.89 45% 19.76 33% 11.27 22% 31.62 74% 36 84 36.84 54% 37.14 49% 34.68 45% 8.49 50% 24.05 35% 27.95 66% 38.28 41% 68.76 74% 57.45 56% 27.81 55% 15.93 31% 24.90 24%

Add Trafo MVA

60

60

60

60

2013 Peak Load MW 86.42 68% 39.49 77% 16.29 32% 65.51 64% 44.59 66% 28.65 48% 13.26 52% 26.54 52% 24.85 49% 21.46 36% 12.24 24% 35.05 82% 40 83 40.83 60% 41.17 54% 38.44 50% 9.41 55% 26.55 39% 30.86 40% 42.10 45% 75.62 52% 61.88 61% 29.96 59% 17.16 34% 26.82 26%

Add Trafo MVA

30

60

60

2014 Peak Add Load Trafo MW MVA 92.86 73% 42.44 83% 17.50 34% 70.40 69% 47.92 70% 30.79 52% 14.24 56% 28.52 56% 26.70 52% 23.06 39% 13.15 26% 38.57 60 50% 44 93 44.93 66% 45.30 59% 42.30 55% 10.36 61% 28.95 43% 33.64 44% 45.81 49% 82.27 57% 65.82 65% 31.87 62% 18.25 36% 28.53 28%

2015 Peak Load MW 101.77 80% 46.51 61% 19.18 38% 77.15 76% 52.51 77% 33.75 57% 15.61 61% 31.25 61% 29.26 57% 25.27 42% 14.42 28% 43.21 56% 50 33 50.33 74% 50.74 66% 47.38 62% 11.60 68% 32.15 47% 37.36 49% 50.78 54% 91.20 63% 71.49 70% 34.61 68% 19.82 39% 30.99 30%

Add Trafo MVA

60

2016 Peak Add Load Trafo MW MVA 111.88 60 61% 51.13 67% 21.08 41% 94.81 60 62% 42.73 63% 37.10 62% 17.16 67% 34.36 67% 32.17 63% 42.78 72% 15.85 31% 48.45 63% 56 43 56.43 83% 56.90 74% 53.13 69% 13.01 77% 35.69 52% 41.48 54% 56.33 60% 101.17 70% 77.76 76% 37.65 74% 31.56 62% 33.70 33%

2017 Peak Add Load Trafo MW MVA 120.50 65% 55.07 72% 22.71 45% 102.12 67% 46.02 68% 39.96 67% 18.49 72% 37.00 73% 34.65 68% 46.08 77% 17.07 33% 53.24 70% 62 02 60 62.02 61% 62.53 82% 58.39 76% 14.30 84% 38.78 57% 45.07 59% 61.21 65% 109.95 76% 82.91 81% 40.14 79% 33.65 66% 35.94 35%

2018 Peak Add Load Trafo MW MVA 129.17 70% 59.03 77% 24.34 48% 109.47 72% 49.33 73% 32.83 55% 19.81 78% 39.67 78% 37.14 73% 49.39 83% 18.30 36% 48.18 63% 67 77 67.77 66% 68.33 60 67% 63.80 83% 25.62 60 43% 41.84 62% 48.63 64% 66.11 71% 118.75 82% 87.90 60 57% 42.56 83% 35.68 70% 38.10 37%

2019 Peak Add Load Trafo MW MVA 138.39 75% 63.24 83% 26.08 51% 117.28 77% 52.85 78% 35.17 59% 21.23 83% 42.50 83% 39.79 78% 52.92 30 78% 19.60 38% 52.62 69% 74 01 74.01 73% 74.62 73% 69.68 60 68% 27.98 47% 45.07 66% 52.38 68% 71.34 76% 128.13 60 66% 93.16 61% 45.10 60 59% 37.81 74% 40.38 40%

2020 Peak Add Load Trafo MW MVA 146.33 79% 66.88 60 66% 27.58 54% 124.01 81% 55.89 82% 37.19 63% 22.45 30 44% 44.94 60 44% 42.08 83% 55.95 82% 20.73 41% 56.75 74% 79 83 79.83 78% 80.49 79% 75.16 74% 30.18 51% 47.89 70% 55.67 73% 75.99 81% 136.49 70% 97.50 64% 47.20 62% 39.57 78% 42.26 41%


Gardu Induk

Teg.

96 Tuban

TOTAL MW 150/20 77

97 Mliwang / Dwima Agung

150/20

26 68

99 Manyar

150/20 & 70/20 150/20

100 Cerme

150/20

26

101 Petrokimia

150/20

68

XIV APJ SIDOARJO 102 Buduran

150/20

283 170

103 New Buduran / Sedati

150/20

2

104 Porong

70/20

17

105 Sidoarjo

150/20

1

106 Balongbendo

150/20

51

107 Kasih Jatim

150/20

43

98 Segoro Madu

77

2011 Peak Add Load Trafo MW MVA 45.65 60% 12.20 48% 38 54 38.54 57% 72.40 60 47% 13.36 52% 45.36 60 38% 202.03 0 127.21 75%

83 39

10.68 63%

36.01 71% 28.14 66%

2012 Peak Load MW 48.49 63% 12.96 51% 42 11 42.11 35% 79.10 52% 14.60 57% 49.56 42% 231.40 99.41 58% 20.00 20% 11.71 69% 30.00 59% 39.46 39% 30.83 33%

Add Trafo MVA

60

300

120 JBN

60 JBN 60 60

2013 Peak Add Load Trafo MW MVA 52.22 68% 13.95 55% 46 65 46.65 39% 87.64 57% 16.17 63% 54.91 46% 257.39 0 90.57 53% 42.25 41% 13.02 77% 33.37 65% 43.89 43% 34.30 37%

2014 Peak Load MW 55.55 73% 14.84 58% 51 52 51.52 43% 96.78 63% 17.86 70% 60.64 51% 285.72 100.54 59% 46.90 46% 14.45 34% 37.04 73% 48.72 48% 38.07 41%

Add Trafo MVA

30

30

2015 Peak Load MW 60.34 79% 16.12 63% 57 79 57.79 49% 108.57 71% 20.03 79% 68.02 57% 322.18 113.37 67% 52.88 52% 16.30 38% 41.77 82% 54.94 54% 42.93 46%

Add Trafo MVA

0

2016 Peak Load MW 55.62 73% 17.53 69% 65 04 65.04 55% 122.18 80% 22.54 44% 76.55 64% 354.61 128.30 75% 59.85 59% 18.44 43% 47.27 46% 52.17 51% 48.58 52%

Add Trafo MVA

60

60

60

2017 Peak Load MW 59.31 78% 18.70 73% 71 72 71.72 60% 134.74 66% 24.86 49% 84.42 71% 393.45 142.35 84% 66.40 65% 20.46 48% 52.45 51% 57.89 57% 53.90 58%

Add Trafo MVA

60

0

2018 Peak Load MW 62.88 82% 19.82 78% 78 74 78.74 66% 147.91 73% 27.29 54% 92.68 78% 444.70 127.27 75% 103.36 68% 22.61 53% 67.95 67% 63.96 63% 59.56 64%

Add Trafo MVA

60

60

2019 Peak Load MW 66.64 65% 21.01 82% 86 41 86.41 73% 162.33 80% 29.95 59% 101.71 60% 491.37 140.63 83% 114.21 75% 24.98 59% 75.08 74% 70.67 69% 65.81 70%

Add Trafo MVA 60

60 0

2020 Peak Load MW 69.75 68% 21.99 43% 93 63 93.63 79% 170.88 84% 32.45 64% 110.20 65% 536.20 138.46 81% 139.63 68% 27.26 64% 81.93 80% 77.12 76% 71.81 77%

Add Trafo MVA

60

60

60

Capacity Balance Distribusi Jawa Timur [6/6]

NO

Gardu Induk

Teg.

Kapasitas Exist 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 Trafo MVA Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add TOTAL Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Trafo MVA MW MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA MW MVA

84 40

Brondong (New) / 101 Paciran

150/20

102 Lamongan g

150/20

60

51

103 Tuban

150/20

90

77

104 Mliwang

150/20

30

26

105 Segoro Madu

80

68

106 Manyar M

150/20 & 70/20 150/20

90

77

107 Cerme

150/20

60

51

108 Petrokimia

150/20

80

68

109 Buduran

150/20

240

204

110 New Buduran / Sedati

150/20

0

0

70/20

50

43

111 Sidoarjo

150/20

0

0

112 Balongbendo

150/20

120

102

113 Kasih Jatim

150/20

50

43

Porong

43,13 , 85% 43,22 56% 14,19 56% 35,25 52% 54 62 54,62 71% 23,18 45% 38,04 56% 117,49 58%

38,86 38% 32,83 77%

15,00 29% 42,19 , 83% 37,29 49% 15,53 61% 38,28 56% 59 31 59,31 78% 25,17 49% 41,30 61% 129,62 64%

42,88 42% 36,22 85%

60

17,55 34% 49,37 , 48% 43,63 57% 18,18 71% 44,40 65% 68 79 68,79 90% 29,19 57% 47,91 70% 117,64 58%

60

20,54 40% 51,36 , 50% 45,39 59% 18,91 74% 45,76 67% 70 90 70,90 70% 30,08 59% 49,37 73% 123,21 60%

60

24,03 47% 56,57 , 55% 50,00 65% 20,83 82% 49,90 73% 77 32 77,32 76% 32,81 64% 53,84 79% 136,68 67%

28,11 55% 62,21 , 61% 54,99 72% 22,90 90% 54,27 80% 84 08 84,08 82% 35,68 70% 58,56 49% 151,39 74%

60

32,90 65% 68,58 , 67% 60,61 79% 25,25 33% 59,06 87% 91 51 91,51 60% 38,83 76% 63,73 54% 168,01 82%

60

60

38,49 75% 75,33 , 74% 66,58 87% 27,73 36% 63,99 54% 99 15 99,15 65% 42,07 82% 69,05 58% 175,87 86%

20,00 120 20%

20,95 21%

21,94 22%

24,30 24%

26,96 26%

39,83 39%

30,00 59% 35,49 35% 42,65 46%

31,42 62% 37,17 36% 44,67 48%

34,85 68% 41,23 40% 49,55 53%

38,60 76% 45,67 45% 54,88 59%

42,84 84% 50,68 50% 60,91 65%

54,40 53% 56,07 55% 67,39 72%

60

60

60

60

45,03 88% 82,42 , 81% 72,84 57% 30,34 40% 69,01 58% 106 92 106,92 70% 45,37 44% 74,46 63% 175,87 86%

60

60

52,69 52% 83,97 , 82% 87,47 69% 36,44 48% 72,99 61% 113 09 113,09 74% 47,99 47% 78,76 66% 175,87 86%

62,00 61%

81,73 80%

59,99 59% 61,84 61% 74,31 79%

64,96 64% 66,96 66% 80,47 86%

60

Capacity Balance Distribusi Bali MVA No.

Gardu Induk

1

ANTOSARI

2

BATURITI

3

GIANYAR

2010

ERPASANG Peak Load TOTAL (MW)

2011

2012

2016

PADANGSAMBIAN

5

KAPAL

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

Peak Load

Add Trafo

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

(MW)

(MVA)

30

9.14 21%

24%

7.47

7.84

41%

55%

20%

90

40.53

61.60

65.97

53%

81%

65%

160

77.94

Usulan Trf

20

10.03

11.02 30 60

12.11

13.30

14.60

6

30

54%

50

93.17

91%

183%

98.58

114.42

68%

64%

28%

31%

34%

38%

41%

46%

50%

9.09

9.54

10.02

10.53

11.05

11.61

21%

22%

23%

24%

26%

27%

28%

30%

70.66

74.96

78.78

82.80

87.02

87.02

87.02

87.02

69%

73%

77%

112.70

81%

201%

221%

131.66

150.43

74%

74%

123.95 60

84.53

62%

66%

60

8

KUTA/PEMECUTAN

93.02 61%

66%

60

28.41

40.67

56%

40%

84 41

Usulan Trf

100.76

59%

69%

39%

44%

164.90

181.36

199.47

267%

294%

323%

356%

391%

152.08

163.48

175.73

188.90

65%

83.87

90.61

97.89

57%

66%

71%

64%

60

107.01

120 60

69%

75%

80%

86%

93%

51.00

52.00

53.00

74.00

105.00

50%

51%

52%

73%

69%

105.76

106.54

106.54

112.44

127.74

69%

70%

70%

73%

83%

40.27

56.48

78.49

130.03

29%

39%

55%

77%

130.03

130.03

130.03

130.03

63%

70%

77%

85%

85%

85%

85%

85%

85%

49.44

54.50

60.09

66.25

71.38

76.91

82.87

89.29

41 58 41.58

Usulan Trf

130.03

120

44.84 44%

GIS BANDARA (2012)

117.96

45.0

141.48

73.06

97.07

85% 60

149.93

29.8

180

Usulan Trf

85% 40.00

49%

Usulan Trf PESANGGARAN

85% 35.0

136.32

NEW NUSA DUA/PECATU (2015/2017) 7

85% 30.0

243%

49% 58.32

60

131.62

Usulan Trf 110

21.25

8.65

50.0

Usulan Trf

19.35

26%

102.47 60

17.62

8.24

NEW KAPAL/KERAMBITAN(2015) NUSA DUA

16.04

25.0 84.71

133%

Usulan Trf

2020

Add Trafo

27%

67.97

2019

Peak Load

5.59

90

2018

Add Trafo

NEW GIANYAR/DAWAN (2016) Incamer Gianyar - Amlapura 4

2017

Peak Load

16

Usulan Trf

2015

Add Trafo

6.91

Usulan Trf

2014

Peak Load

10

Usulan Trf

2013

Add Trafo

48% 90

46 50 46.50

53%

59%

65%

70%

51 10 51.10

56 30 56.30

57 35 57.35

58 40 58.40

60

75%

81%

88%

59 45 59.45

60 50 60.50

61 55 61.55

54%

61%

67%

74%

75%

46%

47%

47%

48%

87.89

96.63

106.23

116.79

128.39

128.39

128.39

128.39

128.39

128.39

57%

63%

69%

76%

84%

84%

84%

84%

84%

84%

120

53.26

67.29

82.71

99.66

118.30

52%

66%

54%

65%

77%

60

30.44

31.66

32.94

34.27

35.65

60

Incamer Pesanggaran - Nusa Dua 9

SANUR

150

Usulan Trf

64.85

60

42%

NEW SANUR/Jl. IB. Mantra-Biaung(2015) Incomer Sanur- Gianyar

40.5 40%

10

AMLAPURA

50

16.70 39%

59%

61%

64%

66%

38%

40%

41%

20

6.18

9.88

10.21

10.55

10.90

11.26

11.63

12.02

36%

58%

60%

30

15.20

20.03

22.04

60%

79%

60

39.76

56.54

78%

74%

Usulan Trf 11

GILIMANUK Usulan Trf

12

NEGARA Usulan Trf

13

PEMARON Usulan Trf

24.98

25.99

60

27.03

30

28.12

29.26

62%

64%

66%

24.24

26.67

29.34

58%

63%

61.10

66.03

80%

65%

60

68%

35%

37%

35.51

39.07

Usulan Trf CLK BAWANG (New)

30

BALI TIMUR (New)

30

29.06

61%

57%

30

32.05 63% 5.00

0.0

0.0

35.34

0.0

30

60

60

38%

39%

42.98

47.29

58%

63%

70%

38%

42%

46%

77.13

83.35

90.08

97.35

105.21

113.70

70%

76%

82%

88%

95%

103%

111%

60

18.54

23.81

29.67

36.16

36%

47%

58%

71%

60

52.29

57.67

63.60

70.15

53% 15.56

47% 13.25

32.28

26.8 30

45% 12.83

70%

Usulan Trf PAYANGAN

43% 12.42

71.37

Extention GI Pemaron 14

30

30

60

38.98

42.99

47.41

46%

51%

56%

46%

51%

57%

62%

69%

7.00

9.00

11.00

13.00

15.00

17.00

19.00

21.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

0.00

30

LAM MPIRAN C1.6

RENCA ANA PEN NGEMBAN NGAN PEN NYALURA AN SIS STEM JAW WA BALI

84 42

Rekap kebutuhan Transmisi dan Gardu Induk di Sistem Jawa-Bali

Satuan kms

TRANSMISI 500 kV AC

2011

2012

82

172

2013 374

2014 12

2015 459

500 kV DC 150 kV

738

2017 538

2018 20

2019 40

2020 40

300 1,509

1,950

-

110

1,591

2,232

70 kV TOTAL

2016

657

1,562

1,593

490

1,674

2 475 2,475 300

174

342

210

106

100 1,031

Total

8,593 210

2,052

1,528

712

362

250

146

11,578

Kebutuhan Trafo dan Gardu Induk Jawa-Bali 2011-2020 84 43

S t Satuan MVA

TRAFO

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

500/150 kV

8,660

1,830

5,000

2,000

4,000

5,500

3,500

2018 500

2019 1,500

2020 1,000

150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV TOTAL

Total 33,490 -

7,916

7,710

1,560

3,900

440

120

80

60

17,016

9,660

6,640

5,960

2,850

6,850

3,990

2,970

3,630

3,300

3,510

41,336

30

30

90

180

60

1,090

9,520

6,500

4,220

4,980

4,570

75,916

Rencana Pengembangan Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi (1/2)

84 44

No

Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan

Scope Proyek

001 002 003 004 005 006 007 008 009 010 011 012 013 014 015 016 017 018 019 020 021 022 023 024 025 026 027 028 029 030 031 032 033 034 035 036 037

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar

Kembangan (GIS) Cawang Kembangan (GIS) Bekasi Durikosambi (GIS) Bekasi Cawang (GIS) Durikosambi (GIS) Kembangan (GIS) Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Muarakarang (GIS) 500 kV Durikosambi (GIS) PLTU Bekasi Pulogadung (GIS) 500 kV Cawang Baru (GIS) Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Mandirancan Cibatu Bandung Selatan Depok Mandirancan Tasikmalaya Ujung Berung Bekasi Depok Ujung Berung Muaratawar Gandul Muaratawar Tambun 500 Mandirancan Upper Cisokan PS Bogor X dan Converter St Mandirancan Ci Cigereleng l II/Cik II/Cikalong l

500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV

Spare, 1 phase Spare, 1 phase Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, 1 phase Spare, 1 phase Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 4 dia 10 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB Ext, 2 dia 4 CB New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, 1 phase Spare, 1 phase Spare, 1 phase Spare 1 phase Spare, Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Spare, 1 phase Spare, 1 phase Ext, 2 dia 4 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV New, 4 dia 10 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 2 dia 6 CB New, 2 dia 4 CB New, 12 dia 36 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV, 2 Ext, 1 dia 2 CB N New, 4 di dia 10 CB CB, 2 IBT IBT, 1 TB 150kV

Jabar

Cibatu

500/150 kV

Ext, 2 dia 4 CB

Jabar Jabar

Cibatu Baru Indramayu PLTU 1000

500/150 kV 500/150 kV

New, 5 dia 13 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV New, 4 dia 10 CB

038 039 040

Kapasitas Juta USD COD 166 166 500 500 166 166 500 1000 500 1000 1000

1000 500 500 166 166 166 166 500 500 500 500 500 500 166 166 1000 1000

1000 500

1000

Status Sumber Dana

3.71 3.71 14.64 14.64 3.71 3.71 25.62 87.14 25.00 14.64 64.72 64.72 25.00 6.00 64.72 25.00 14.64 14.64 3.71 3.71 3.71 3 71 3.71 14.64 14.64 14.64 14.64 14.64 31.00 3.71 3.71 30.67 41.77 9.00 6.00 726.28 3.00 30 64 30.64

2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2019 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2013 2016 2016 2016 2016 2016 2016

On Going APLN 2010 On Going APLN 2010 On Going APLN On Going APLN On Going KE Paket 1 On Going KE Paket 1 On Going APLN On Going KE Paket 1 & 6 Propose APBN 2012 Plan Unallocated Propose JBIC II Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated On Going APLN 2010 On Going APLN 2010 On Going APLN 2010 On Going APLN 2010 On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going APLN 2009 On Going KE Paket 1 On Going KE Paket 1 On Going KE Paket 1 & 7 Propose JBIC II Propose JICA Propose IBRD Propose JICA HVDC Propose APBN Pl Plan U ll Unallocated t d

6.00

2017

Propose

JICA

45.77 18.00

2017 2017

Plan Propose

Unallocated JICA

Rencana Pengembangan Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi (2/2) N No 041 042 043 044 045 046 047 048 049 050

84 45

051 052 053 054 055 056 057 058 059 060 061 062 063 064 065 066 067 068 069 070 071 072 073 074 075 076 077

P Propinsi i i

N Nama G Gardu d Induk I d k

T Tegangan

S Scope Proyek P k

Jabar Jabar Jabar BAnten Banten Banten Banten

Matenggeng PS Cirata Cirata Balaraja Cilegon Cilegon Kediri

500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV

New, 2 dia 4 CB Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, 1 phase Spare, 1 phase Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, p , 1 phase p

BAnten

Balaraja

500/150 kV

BAnten

Balaraja

Banten Banten

K Kapasitas it J t USD COD Juta

St t Status S b Dana Sumber D

500 500 166 166 500 166

6.00 14.64 14.64 3.71 3.71 14.64 3.71

2019 2019 2019 2011 2011 2011 2012

Plan Plan Plan On Going On Going On Going On Going g

Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV

500

14.64

2013

On Going IBRD Scattered I

500/150 kV

Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV

500

14.64

2013


Lengkong 500 kV

500/150 kV

New, 4 dia 10 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV

1000

42.27

Banten PLTU

500/150 kV

New, 4 dia 8 CB

Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng DIY

Ungaran Tanjung Jati Rawalo/Kesugihan Pemalang 500 kV Jateng PLTU IPP Ungaran Pedan

500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV

E t 1 dia 2 CB Ext, CB, 1 IBT IBT, 1 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV New, 4 dia 10 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV New, 3 dia 6 CB Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, 1 phase

DIY

Pedan

500/150 kV

Ext 1 dia 2 CB Ext, CB, 1 IBT IBT, 1 TB 150kV

DIY DIY Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Bali

Bantul Pedan Krian Ngimbang Krian Grati Paiton Surabaya selatan Krian Surabaya Selatan Paiton (GIS) Kediri Bangil 500 Kediri Tandes (GIS) Ngimbang Grindulu PS New Kapal/Antosari (GIS)

500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV 500/150 kV

New, 4 dia 10 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Spare, 1 phase Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext 1 dia 2 CB Ext, CB, 1 IBT IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 4 dia 10 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 1 dia 2 CB, 1 IBT, 1 TB 150kV New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV Ext, 2 dia 4 CB New, 2 dia 4 CB New, 2 dia 6 CB, 2 IBT, 2 TB 150kV

2014

Propose

APBN

2016

Propose

IPP

On Going On Going On Going Propose Propose Plan On Going

APLN IPP APLN JICA IPP Unallocated APLN 2010

500 1000 500 1000

30.64 31.00

500 166

14.64 3.71

2011 2013 2014 2016 2016 2020 2011

500

14 64 14.64

2013


1000 500 166 500 500 500 500 500 500 500

41.77 14.64 3.71 14.64 14.64 14.64 14 64 14.64 14.64 14.64 14.64 25.00 14.64 41.77 14.64 64.72 25.00 6.00 60.77

2015 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2013 2014 2015 2015 2015 2017 2017 2019 2020 2015

Plan Unallocated Plan Unallocated On Going APLN 2010 On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going APLN On Going IBRD Scattered I Plan Unallocated Propose ADB Plan Unallocated Propose JBIC II Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Plan Unallocated Propose ADB

500 1000 500 1000

1000

33,490

14 64 14.64

Unallocated Unallocated Unallocated APLN 2010 APLN 2010 APLN KE Paket 1

2,176.5

Rencana Pengembangan Saluran Transmisi Tegangan Ekstra Tinggi

84 46

No

Propinsi

001 002 003 004 005 006 007 008 009 010 011 012 013 014 015 016 017 018 019 020 021 022 023 024 025 026 027 028 029 030 031 032 033 034 035 036 037 038

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta J k t DKI Jakarta Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng g Jateng DIY Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Bali

TOTAL

Dari Bekasi Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Muarakarang (GIS) P l Pulogadung d (GIS) PLTU Bekasi Balaraja Balaraja Lengkong 500 kV Bogor X Bogor X Banten PLTU Bogor X Tanjung Pucut Ujungberung Tambun 500 kV Upper Cisokan PLTA (Kit) Cigereleng II/Cikalong Indramayu Cibatu Baru Indramayu PLTU Matenggeng PLTA Tanjung Jati Rawalo/Kesugihan Rawalo/Kesugihan Pemalang Pemalang Jateng g PLTU Bantul Surabaya Selatan Watu Dodol Lampumerah/Segararupek Paiton Bangil 500 kV Tandes PLTGU Tuban/Cepu Grindulu PLTA Gilimanuk

Ke Tx. Mtawar-Cibinong Kembangan Gandul Durikosambi (GIS) C Cawang B Baru (GIS) 500 kV Muaratawar Suralaya Baru Kembangan Inc. (Blrja-Gndul) Inc (Clgon-Cibinong) Inc (Depok-Tsmya) Inc. (Suralaya - Balaraja) Tanjung Pucut Ketapang Inc. (Mdcan-Bdsln) Inc. (Bkasi-Cibinong) Incomer (Cibng-Sglng) Dbphi. (BogorX-Tasik) Mandirancan Inc (Cbatu-Mtwar) Cibatu Inc (Tasik-Rawalo) Inc Tx (Ungar-Pedan) Dbphi (Pedan-Tasik) PLTU Adipala Tx (Ungar-Pedan) Mandirancan Pemalang g 500 kV Dbphi (Rawalo-Pedan) Grati Lampumerah Gilimanuk Watu Dodol Inc. (Piton-Kediri) Krian Ngimbang Inc (Pedan-Kediri) New Kapal

Tegangan 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV DC 500 kV DC 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV

Konduktor

kms

Juta USD

COD

Status

2 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, t 4xZebra 4 Z b 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xDove 4 cct, 4xDove 4 cct, 4xDove 2 pole, HVDC OHL 2 pole, HVDC CABLE 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xGannet 4 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xGannet 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xGannet 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct,, 4xZebra 4 cct, 4xGannet 2 cct, 4xGannet 2 cct, ACS 380 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xGannet 2 cct, 4xZebra 2 cct cct, 4xZebra 2 cct, 4xGannet 2 cct, 4xDove

12 6 40 30 24 20 80 80 4 60 6 40 220 80 2 2 30 4 200 4 270 20 260 4 4 126 360 40 8 160 8.24 20 262 4 40 20 40 184.8

3.92 2.49 16.60 12.45 9 96 9.96 6.53 26.11 33.20 1.31 19.58 1.96 26.11 77.00 352.80 0.65 0.65 11.22 1.31 83.00 1.50 112.05 6.53 107.90 1.50 11.62 52.29 149.40 16.60 2.99 2386.80 59.67 6.53 85.51 1.50 16.60 0 00 0.00 14.96 60.32

2012 2013 2016 2016 2017 2018 2011 2013 2014 2016 2016 2016 2016 2016 2011 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2019 2013 2014 2014 2016 2016 2016 2015 2012 2013 2013 2015 2015 2017 2019 2020 2015

On Going On Going Propose Plan Pl Plan Plan On Going Committed Plan Committed Committed Committed Committed Commited On Going Propose Propose Plan Propose Plan Propose Plan On Going On Going On Going Propose Propose Commited Plan On Going On Going On Going Propose Propose Plan Plan Plan Propose

2,775

3,781.1

Sumber Dana APLN 2011 KE Paket 5 JBIC II Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated APLN 2010 APBN Unallocated JICA JICA IPP JICA JICA APLN 2009 JBIC II IBRD Unallocated JICA Unallocated JICA Unallocated APLN 2010 APLN 2009 APLN 2009 JICA JICA IPP Unallocated KE APLN APLN ADB JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated ADB

Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran (1/8)

No

84 47

001 002 003 004 005 006 007 008 009 010 011 012 013 014 015 016 017 018 019 020 021 022 023 024 025 026 027 028 029 030 031 032 033 034 035 036 037 038 039 040

Propinsi DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta J k t DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Dari

Ke

Angke Ancol Muarakarang Angke Duren Tiga Kemang Gedung Pola Manggarai Manggarai Dukuh Atas Kebon Sirih Gambir Lama Ketapang Mangga Besar New Senayan Senayan Durikosambi Petukangan Durikosambi Muarakarang Lama Jatiwaringin Inc. (Pdklp-Jtngn) Tanah Tinggi (GIS) Inc. (Gmblm-Plmas) Semanggi Barat Karet Lama Nikomas Gemilang Puncak Ardi Mulya Power Steel Indonesia New Balaraja Gandul Serpong Gandul Petukangan Petukangan Bintaro Kandang Sapi Inc. (Bekasi-Marunda) Semanggi Barat (GIS) Semanggi Timur (GIS) Cileungsi II/Jonggol Cibatu Alam Sutra Inc.(Lippo Curug-Kmbngn) Antasari/CSW II (GIS) Inc (Drtga/Kemang-Kenvil) Cakung TownShip Harapan Indah Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Inc.(Dksbi-Mkrng) Gandaria 150 (GIS) Depok III Harapan Indah (GIS) Inc.(Mtawar-Bekasi) Jatirangon II/Cibubur Inc.(Jtngn-Cibng) Kapuk (PIK) Inc (Mkrang-Dksbi) M Mangga B Besar II/G II/Gunung Sahari S h i (GISKemayoran (GISK Chandra Asri Inc. Single phi (Menes-Asahi) Karet Baru Karet Lama Cilegon Serang Depok III Depok II CSW III/Mrt Psr Mede Pondok Indah Durentiga II/Ragunan Inc. (Gndul-Cwang) MRT Jakarta Semanggi Barat Abadi Guna Papan II Cawang Lama Durikosambi III/Rawa Buaya Durikosambi II Pondok Indah II/Cirende Inc. (Ptkng-Gndul)

Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, t 2 cct, 1 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct,

Konduktor

kms

Juta USD

2xZebra 2xACCC 310 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 2xTDrake 2xTDrake 2xZebra 1xCU1000 1xTACSR410 1xOstrich 2xZebra 2xTACSR410 2xTDrake 1xTACSR520 2xHawk 1xCU1000 2xZebra 4xZebra 1xCU1000 2xZebra 2xTACSR Drake 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR Drake 1 1xCU1000 CU1000 2xTACSR 410 1x1000 2xACCC 330 2xZebra 1xCU1000 2xZebra 1xCU1000 2xCU800 1xCU800 2xDrake

10 12 6 4 4 2 6 6 52 25.8 24 4 8 4 10 40 28 18 10 6 10 2 10 10 2 24 2 2 2 16 1 1 45 40.44 10 10 10 6 10 6

0.99 1.34 28.33 18.89 18 89 18.89 9.44 28.33 28.33 7.80 3.87 2.36 9.44 0.80 0.00 0.99 6.00 4.20 1.94 0.76 14.17 0.99 0.36 23.61 0.99 0.20 2.36 0.30 0.99 0.20 37 78 37.78 0.15 2.36 12.60 8.77 23.61 0.99 23.61 0 59 0.59 23.61 0.60

COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017

Status On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going Committed Committed Committed Propose Propose Proposed Plan Plan Plan

Sumber Dana APLN 2010 KE Paket 5 KE Paket 3 KE Paket 2 KE Paket 2 KE Paket 3 KE Paket 2 KE Paket 3 JBIC JBIC KE-III KE-III KE Paket 5 KTT KTT APLN APLN KE Paket 5 APLN 2011 KE Paket 3 APLN 2010 APLN 2010 ADB (Deutch) APLN 2010 KE Paket 5 APLN APLN APBN APLN 2010 ADB APLN 2011 APLN APLN APLN JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated


No

84 48

041 042 043 044 045 046 047 048 049 050 051 052 053 054 055 056 057 058 059 060 061 062 063 064 065 066 067 068 069 070 071 072 073 074 075 076 077 078 079 080

Propinsi DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Dari

Ke

Pulogadung New Inc. (Plmas-Pgsan) Cipinang II/Jatinegara Inc. (Plmas-Mgrai) Gandaria II Gandaria Kemayoran II Inc. (Priok-Plpng) Penggilingan II Penggilingan Indofood Sukses Makmur Plumpang Semanggi Barat II/T.Abang (GIS) Inc (Karet-Angke) Gambir Lama II (GIS) Gambir Lama (GIS) Pancoran 2 / Pengadegan Tmr (GIS) Inc. (Cawang II - Abadi II) Tigaraksa II Tigaraksa Senayan Baru 2 Senayan Baru Bogor Baru Ciawi Baru Cibadak Baru II Jabar Selatan PLTU Braga (GIS) Cigereleng Cibabat II/Leuwigajah (GIS) Inc. (Cbbat - Cbrem) Patuha PLTP Lagadar U.Berung New/R.kasumba baru Ujung Berung U.Berung New/R.kasumba baru Inc. (Ubrng-Rckek) Bekasi Power (PLTG) Jababeka Bekasi Power (PLTG) Jababeka Cibinong Sentul Bogor Baru Sentul Bogor Kota (GIS) Kedung Badak Baru Kedung Badak Baru Depok III Ciawi Baru Cibadak Baru II Cimanggis II/Kotakembang Inc. (Kdbdk-Depok III) Lembursitu Baru Cianjur Lembursitu Baru Pelabuhan Ratu PLTU Pelabuhan Ratu Baru PLTU Pelabuhan Ratu B k i Ut Bekasi Utara/Tarumajaya /T j I Inc. (Bkasi-Ksbru) (Bk i K b ) Cikarang Lippo Inc. (Gdmkr-Cbatu) Cikedung Inc. (Jtbrg - Hrgls) Cikijing Mandirancan Dago Pakar Inc (Badut-Ujbrg) Dayeuhkolot (GIS) Inc (Bdsln-Cgrlng) Jatiluhur Baru Jatiluhur PLTA Kanci Inc. (PLTU Kanci-Brebes) Karang Nunggal Tasikmalaya New Kiaracondong II/Rancanumpang Inc. (Krcdg-Ubrng) Sukatani /Gobel Jababeka


Konduktor 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct,, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, t 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct,

2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 1xCU1000 1xCU1000 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xCU800 2xZebra 2xTACSR520 1xCU800 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xDove 1xHawk 1xACCC 330 1xACCC 330 1xCU1000 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2 Z b 1xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR 410 2xZebra 2xZebra 2xZebra

kms

Juta USD

8 10 30 6 12 0 4 2 10 10 16 17 140 16 12 70 10 10 10.2 10.2 24.2 20.2 10 46 52 7,2 64 64 60 2 10 40 80 10 3 20 12 32 16 20

0.60 0.99 2.96 14.17 28 33 28.33 0.00 0.60 0.20 0.99 0.99 37.78 1.67 25.20 37.78 1.18 6.90 1.35 1.35 1.53 1.13 1.45 1.21 23.61 4.53 5.12 1.97 6.30 9.60 5.91 0 20 0.20 0.68 3.94 7.88 0.99 0.30 1.97 2.36 3 15 3.15 1.58 1.97

COD 2017 2018 2018 2018 2018 2011 2018 2019 2019 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Status Plan Plan Plan Plan Plan On Going Plan Plan Plan Plan Plan On Going On Going g On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated KTT Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APLN APLN ADB (Deutch) ADB (Deutch) APLN APLN APLN APLN APLN 2011 APLN 2010 APLN 2010 ADB (Deutch) ADB - B3 APLN 2010 APBN 2011 APLN 2010 APLN Percepatan APBN 2011 ADB (D (Deutch) t h) APLN 2010 ADB (Deutch) APBN ADB - B2 APLN 2010 APBN 2011 APLN 2010 APBN APLN 2010 APLN 2010


No

84 49

081 082 083 084 085 086 087 088 089 090 091 092 093 094 095 096 097 098 099 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Banten Jabar Jabar Banten Banten Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Dari Tanggeung Sukatani /Gobel Bandung Selatan Kosambi Baru Jui Shin Indonesia Win Textile Hankook Tire Indonesia Sulfindo Adi Usaha Multistrada Arah Sarana Indorama Synthetic Interworld Steel Mills Indorama Ventures Wisma Karya Prasetya Bekasi Karaha Bodas PLTP Malangbong Baru Kadipaten II Muaratawar Plumpang Rancaekek Jatibarang Cisolok Sukarame PLTP Bekasi II Bogor Baru II/Tajur (GIS) Kracak Baru Bunar Baru Bunar Baru Tangkuban Perahu I PLTP Tangkuban Perahu II PLTP T Tampo Mas M PLTP Kamojang Cisolok Sukarame PLTP Arjawinangun Baru Babakan II Bandung Selatan II/Ketapang Bandung Timur II Cangkring Baru Cibabat III Cikumpay II/Sadang Kuningan Baru

Ke

Tegangan

Cianjur 70 kV Inc. (Bkasi-Ksbru) 150 kV Cigereleng 150 kV Bekasi 150 kV Inc double phi (Cbatu Inc.double (Cbatu-Clngsi) Clngsi) 150 kV New Jatiluhur 150 kV Inc.double phi (Cbatu-Jbeka) 150 kV Salira Indah 150 kV Inc.double phi (Ksbru-Bkasi) 150 kV Indorama 70 kV Maximangando 150 kV Lippo Curug 150 kV Kiarapayung 150 kV Inc. Tx.(Plpang-MTawar) 150 kV Garut 150 kV New Tasikmalaya 150 kV Inc. (Sragi-Rckek) 150 kV Inc. Tx.(Bkasi-Plumpang) 150 kV Inc. Tx.(Bkasi-MTawar) 150 kV Sunyaragi 150 kV Balongan 150 kV Pelabuhan ratu 150 kV Inc (Bkasi-Ksbru) 150 kV Bogor Baru 150 kV Kedung Badak 150 kV Rangkasbitung II 150 kV Kracak Baru 150 kV Bandung Utara 150 kV Inc (TPerahu I -Bandung Utara) 150 kV I (R k k Ck k ) Inc.(Rckek-Ckska) 150 kV Kamojang Bus 4 150 kV Pelabuhan Ratu 150 kV Inc.(Jtbrg-Mdcan) 150 kV Inc.(Kanci-Brbes) 150 kV Incomer (Cgrlng-Bdsln) 150 kV Ujungberung 150 kV Inc. (Jtbrg-Haurgelis) 150 kV Padalarang 150 kV Inc. (Crata-Ckpay) 150 kV Inc. (Ckjing - Mdcan) 150 kV

Konduktor 2 cct, 1xHawk 2xTACSR410 2xACCC DOVE 2 cct, 2xTACSR410 2 cct cct, 1xZebra 2 cct, 1xTACSR520 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR 410 2 cct, CU 2x240 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra 4 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 1xACCC 360 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, t 2xTACSR410 2 TACSR410 1 cct, 2xACCC 330 2 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra 4 cct, 2xTACSR 410 2 cct, 2xACCC 2 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra 2 cct cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra

kms

Juta USD

100 10 26.4 118 10 10 4 0 10 10 0 0 10 16 40 94 20 40 16 24.2 34 120 10 10 20 72 30 10 10 70 1 120 20 28 10 18 20 12 10 40

4.20 1.50 8.62 17.70 1 11 1.11 2.92 1.11 0.00 1.11 0.00 0.00 0.00 0.99 1.58 3.94 9.26 1.97 3.94 1.58 1.45 1.45 11.82 1.50 0.99 1.97 10.80 4.50 0.99 0.99 10 50 10.50 0.28 11.82 1.97 2.76 0.99 1.77 1.97 1 18 1.18 0.99 3.94

COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014

Status On Going Committed On Going Committed Proposed Proposed On Going On Going Proposed Proposed On Going Proposed Proposed Committed Committed Committed Propose On Going On Going Plan Plan Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose P Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose

Sumber Dana APLN APBN APLN APLN APLN 2012 KTT APLN 2011 KTT APLN 2012 APLN 2011 APLN 2011 KTT APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN APBN 2013 KE Paket 5 KE Paket 5 APLN APLN Percepatan Tahap 2 APBN APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APBN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APBN APLN 2012 APLN 2012


No

85 50

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar

Dari Majalaya Baru Rengasdengklok Baru Subang Baru Sumedang Baru/Tj.Sari Cibuni PLTP Cibeureum Kamojang Wayang Windu Bandung Selatan Drajat New Tasikmalaya Bandung Selatan Cibatu Malangbong Semen Sukabumi Industri Lagadar Kosambi Baru Jatiluhur Baru Tambun New Tambun 150 kV Surade Parakan II/Jt II/Jt. Gede Bogor baru Ciawi Baru II Cibadak Baru II/Cicurug Bengkok II Cianjur II/Rajamandala Indramayu baru Kiaracondong III/Cinambo g Baru II Padalarang Cigereleng II/Cikalong Bogor X Jababeka II Kosambi Baru II Fajar Surya W II Pangandaran II/Cikatomas Poncol Baru II/Bj.Menteng Rancakasumba II/Sangian Ci j III/Ci Cianjur III/Cipanas Cikasungka II/Nagreg

Ke

Tegangan

Rancakasumba 150 kV Inc (Ksbru-Bkasi) 150 kV Purwakarta 150 kV Ujungberung 150 kV ( j g g) 70 kV Inc.(Cnjur-Tngng) Inc. (Cbabat-Cbabat II)) 150 kV Drajat 150 kV Kamojang 150 kV Wayang Windu 150 kV Tasikmalaya 150 kV Tasik Lama (Tx-Ciamis) 150 kV Garut 150 kV Mandirancan 500 kV Cikijing 150 kV Lembursitu 150 kV Padalarang 150 kV Jatiluhur Baru 150 kV Padalarang 150 kV Inc. (Pdklp-Tmbun) 150 kV Inc. (Pdklp-Tmbun) 150 kV Pelabuhan Ratu Baru 150 kV Inc (Rckek-Sragi) 150 kV Kedung Badak 150 kV Inc. (Bgbru-Cnjur) 150 kV Inc (Cbdru-Ciawi) 150 kV Ujungberung 150 kV Inc. (Cnjur-Cgrlg) 150 kV Inc. (Hrgls-Skmdi) 150 kV Kiaracondong II/Rancanumpang150 kV Inc.(Padalarang-Cibabat) ( g ) 150 kV Inc (Cgrlg-Lgdar) 150 kV Inc. (Bunar-Kracak) 150 kV Inc (Jbeka-Cbatu) 150 kV Inc. (Ksbru - Bkasi) 150 kV Inc. (Ksbru-Bkasi) 150 kV Banjar 150 kV Inc. (Tmbun-Pncol) 150 kV Rancakasumba 150 kV Ci j II/R Cianjur II/Rajamandala j d l 150 kV Cikasungka 150 kV

Konduktor 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct,, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct cct, 2 cct, 4 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, t 2 cct,

2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1xHawk 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 4xZebra 2xZebra 1xHawk 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2 2xZebra Z b 2xZebra

kms

Juta USD

30 4 30 10 100 7 22 32 33 65 64 33 260 80 10 21.66 45.8 89.08 10 60 10 20 10 40 20 10 8 20 20 20 4 8 20 16 100 100 20 20 8 12

2.96 0.39 2.96 0.99 6.00 0.69 2.17 3.15 3.25 6.40 6.30 3.25 97.23 7.88 2.78 2.13 4.51 8.77 8.77 10.80 0.99 2 00 2.00 1.50 3.94 1.97 0.59 0.79 0.99 2.00 2.00 0.79 0.60 1.97 1.58 9.85 9.85 1.97 1.97 0 79 0.79 1.18

COD 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019

Status Propose Propose Propose Propose Propose p Committed Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Committed Proposed Committed Committed Committed Committed Propose Propose Propose Plan Propose Propose Propose Plan Propose Propose Propose p Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan

Sumber Dana APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN IBRD IFB-3A IBRD IFB-3A IBRD IFB-3A IBRD IFB-3A IBRD IFB-3A IBRD IFB-3A APLN APLN KTT APLN APLN APLN APLN JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated JBIC II APLN Percepatan JBIC II Unallocated JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated

Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran (5/8) No

85 51

161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 195 196 197 198 199 200 201

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Banten Banten Banten Banten Banten B t Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten B t Banten Banten

Dari PLTP Gunung Ciremai PLTP Gunung Endut Garut II Lagadar II Dawuan II/Cipasanggrahan Kosambi Baru II/Cilamaya Lembang 150 kV Ujung Berung II/Bojong Melati Cikupa Labuan PLTU Tangerang Baru PLTU Lontar Rangkasbitung II R Rangkasbitung k bit II Saketi II Saketi II Spinmill Indah Industri Lengkong Asahimas II/Cinangka Malingping Bintaro II Lautan Steel Millenium Indoferro JV KS POSCO Bintaro Cilegon Baru II Lengkong II Balaraja Pelabuhan Ratu Bayah Bayah Puncak Ardi Mulya II/GORDA Balaraja New Rawadano PLTP Ciseeng Dukuh Atas Tangerang Baru II B Bogor X Tanjung Pucut

Ke

Tegangan

Mandirancan 150 kV Rangkas Bitung 150 kV Inc. (Garut-Bdsln) 150 kV Incomer (Lgdar-Pdlrg) 150 kV Dawuan 150 kV Kosambi Baru 150 kV Bandung Utara 150 kV Ujung Berung New 150 kV Balaraja 150 kV Saketi II 150 kV Cengkareng 150 kV Tangerang Baru 150 kV Saketi II 150 kV K Kopo 150 kV Menes II 150 kV Rangkasbitung II 150 kV Inc. double phi (New Balaraja - 150 kV Serpong 150 kV Inc. (Mnes-Asahi) 150 kV Saketi II 150 kV Bintaro 150 kV Inc (Blrja Inc. (Blrja-Millenium) Millenium) 150 kV Inc. (Lautan-Citra) 150 kV Inc. double phi (Clgon-Asahi) 150 kV Cilegon Baru 150 kV Serpong 150 kV Inc. (Clbru-Srang) 150 kV Inc. Legok-Lengkong 150 kV Citra Habitat 150 kV Lembursitu 150 kV Pelabuhan Ratu 150 kV Malingping 150 kV Inc (Pucam-Kopo) 150 kV Millenium 150 kV Inc.(Menes-Asahimas) 150 kV Lengkong 150 kV Semanggi Barat 150 kV PLTU Lontar 150 kV T j Tanjung Pucut P t 500 kV DC Ketapang 500 kV DC

Konduktor

kms

Juta USD

2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra 4 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTDrake 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xACCC570 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, t 2xZebra 2 Z b 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xTACSR 410 2 cct, 1xACCC 330 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 1xCU1000 4 cct cct, 2xTACSR410 4 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR 410 2 cct, 1xTACSR520 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xTACSR410 2 cct, 2xZebra 2 cct, 2xCU800 2 cct, 2xTACSR410 2 pole, l HVDC OHL 2 pole, HVDC CABLE

40 80 40 8 10 10 20 10 22.6 46 14 10 60 34 46 60 8 11.6 4 80 14 8 8 1 6.8 18 8 10 24 82 70 70 2 30 60 20 4 26 220 80

3.94 7.88 3.94 0.79 0.99 0.99 1.97 0.99 3.39 6.90 2.18 0.99 5.91 3 35 3.35 4.53 9.00 1.11 1.30 0.99 7.88 33.06 0 79 0.79 0.79 0.28 0.00 1.94 0.99 1.80 4.50 8.08 6.90 6.90 0.20 4.50 9.00 2.00 0.60 2.60 77 00 77.00 352.80

COD 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016

Status Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan On Going On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Proposed Proposed Committed Committed Committed Committed Committed Propose Propose Propose Plan Propose Propose Propose Propose C Committed itt d Commited

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APLN APLN Percepatan APLN Percepatan APLN APLN Percepatan ADB - B2 APLN Percepatan APLN Percepatan APLN 2011 APLN APBN 2011 APBN 2011 ADB (Deutch) APLN 2010 IBRD Scattered APLN 2011 APLN 2012 KE Paket 5 APLN APBN 2012 APLN APLN APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 Unallocated APLN 2013 JBIC II JBIC/KE JBIC II JICA JICA


No

85 52

202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241

Propinsi Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng J t Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng J t Jateng Jateng

Dari Serang II/Baros Bintaro III/Jombang Teluk Naga II Lippo Curug II Serang Utara/Tonjong Lengkong III Tangerang Baru III Tanjung Jati Kebasen II/Balapulang Sayung Pracimantoro/Nguntoronadi Weleri Klaten K d Kudus Purwodadi Sunyaragi Apac inti Corpora Temanggung Wonosobo Ungaran PLTP Rawalo Pati II Baturaden PLTP Guci PLTP Bumiayu Bumiayu Pekalongan Pemalang Kebasen Kebasen Batang Pemalang New Bantul Baru/ Piyungan Kudus II Tambaklorok II Pekalongan II/Kajen Pandeanlamper II Sanggrahan II/Rajeg K lib k l II Kalibakal Banyudono Baru

Ke Inc. (Saketi-Rangkas) Inc.(Bntro-Srpng) Inc.(Lontar-Tgbru-2) Lippo Curug Serang Inc.(Serpong-Lengkong) Tangerang Baru II Sayung Inc. (Kbsen-Bmayu) Inc Tx (Bawen-Tbrok) Inc.(Pctan-Wngri) Ungaran Pedan P Purwodadi d di Ungaran Brebes Bawen Wonosobo Secang Inc(Ungaran-Jelok) Gombong Pati Inc.(Rawalo-Kalibakal) Inc.(Klbkl-Bmayu) Kebasen Kalibakal Batang Pekalongan Pemalang Brebes Weleri (inc Btang-Wleri) Inc.(Bantul-Wonosari) Inc.(Kudus-Jpara) Tambaklorok Inc. (Pklon-Pmlang) Pandeanlamper Inc.(Sgrahan-Medari) I (Klbkl B Inc.(Klbkl-Bmayu) ) Inc.(Mjngo-Jajar)


Konduktor 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, t 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, t 2 cct,

2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 1xACCC 330 2xZebra 2xTACSR520 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xHawk 2xZebra 2xZebra 2 Z b 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 1xTHawk 2xTACSR 240 1xTACSR240 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1xCU1000 2xTACSR410 2xZebra 2 Z b 2xZebra

kms

Juta USD

20 4 20 10 10 10 10 120 4 20 10 76 12.7 63 28 63.28 68.2 72.8 4 22 96 80 86 20 40 40 86 72 32.8 62 56 30 62 40 10 10 20 20 10 10 20 10

1.97 0.60 1.97 0.99 1.97 0.99 21.60 0.39 1.97 1.50 5.80 2.50 6 23 6.23 6.72 7.17 22.07 2.64 12.00 8.00 8.47 1 97 1.97 6.00 6.00 8.47 7.09 3.23 6.11 5.52 2.96 6.11 1.97 0.99 0.99 1.97 1.97 23.61 1.50 1 97 1.97 0.99

COD 2017 2017 2017 2018 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2019

Status Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan On Going On Going On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going Propose Proposed Committed Committed Propose Propose Plan Propose Propose Propose Propose Plan Propose Propose Propose Propose Propose Propose Propose Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APLN 2010 APLN 2010 APLN APLN 2010 ADB APLN APLN 2010 APLN 2010 APLN 2013 APLN 2012 APLN APLN APLN 2012 APLN 2012 Unallocated APLN 2012 APLN 2013 APLN 2012 APLN 2012 Unallocated APLN 2012 APLN 2012 APLN 2013 APLN 2013 JICA JBIC II JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated

Rencana Pengembangan Sistem Penyaluran (7/8) No

85 53

242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280 281

Propinsi DIY DIY DIY DIY DIY DIY DIY Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim J ti Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim

Dari Gondangrejo/Palur II Bantul Baru Purworejo Wates Bantul Godean Kentungan II/Kalasan Paciran/Brondong Pacitan 150 kV Pacitan 150 kV Ponorogo II Banaran Banyuwangi Kabel Jawa Madura Kediri New Grati Probolinggo Bambe Kalisari New Jombang Purwosari/Sukorejo II Wlingi II N New Sid Sidoarjo j Simogunung (GIS) Tulungagung II Tandes II/Sambi Kerep New Buduran/Sedati Babat Tanjung Awar-awar PLTU Surabaya Barat Surabaya Barat New Porong Gilimanuk Mount Dream Banaran Cheil Jedang Wilis/Ngebel PLTP The Master Steel Semen Dwima Agung (Holcim) Iyang Argopuro PLTP

Ke Inc.(Palur-Jajar) Inc.(Bantul-Wates) Wates Bantul Godean Kentungan g Inc.(Pedan-Kentungan) Lamongan Ponorogo II PLTU Pacitan Manisrejo Suryazigzag Ketapang (Cable head) Suramadu Kediri Baru Gondangwetan Gondangwetan Karangpilang Surabaya Selatan Jayakertas Inc. (Pier-Pakis) Tulungagung II I Inc. (Bdran-Bngil) (Bd B il) Inc.(Swhan-Waru) Kediri Inc.(Waru-Gresik) Inc.(Bngil-Waru) Tuban Inc. Babat-Tuban Driyorejo Babadan Inc (New Sidoarjo-Bangil) Celukan Bawang Balongbendo Manisrejo New Jombang Pacitan II Manyar Mliwang Probolinggo


2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct,, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, t 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct,

Konduktor

kms

Juta USD

2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 1xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR410 1xTACSR 330 1xTACSR 330 1xCU800 2xTACSR520 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1xTACSR 1 TACSR 330 2xZebra 2xZebra 1xCU1000 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 1xHTLSC 330 1xHTLSC 330 1xTACsR 330 2xHTLSC Hawk 2xZebra 1xTACSR 330 2xZebra 2xZebra

10 10 62 62 62 62 10 44 60 124 60 26 8 6 10 38 68 10 12 36 10 68 2 10 80 4 2 60 36 10.6 26 4 26.4 4 100 14 142 22 120 0 4 60

0.99 1.50 4.73 7.80 2.36 1.58 1.50 2.98 9.00 18.60 9.00 1.58 0.49 14.17 1.80 5.70 6.70 0.99 1.18 3.55 0.99 6.70 0 12 0.12 1.97 7.88 9.44 0.20 9.00 5.40 1.19 2 96 2.96 0.24 11.20 3.89 8.66 6.67 11.82 0.00 0.00 5.91

1xCU240 2xZebra

COD 2012 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2011 2012 2014

Status On Going Plan Plan Plan Plan Plan Propose On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Committed On Going C Committed itt d On Going On Going Committed On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Proposed Committed Proposed Propose Proposed Proposed Propose

Sumber Dana APLN 2010 Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated JBIC II APLN APLN Percepatan APLN Percepatan APLN Percepatan APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2010 KE-III lot 11 KE-III lot 11 APLN 2012 KE-III lot 11 APLN 2012 KE-III KE-III lot 11 APLN 2012 APLN 2010 APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2012 APLN APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012


No

Propinsi

85 54

282 Jatim 283 Jatim 284 Jatim 285 Jatim 286 Jatim 287 Jatim 288 Jatim 289 Jatim 290 Jatim 291 Bali 292 Bali 293 Bali 294 Bali 295 Bali 296 Bali 297 Bali 298 Bali 299 Bali 300 Bali 301 Bali 302 Bali 303 Bali 304 Bali 305 Bali 306 Bali TOTAL

Dari Gresik (GIS) Kedinding Kedinding Madura PLTU Ijen PLTP Grati Bangil New Bangil Tandes New Gilimanuk (Cable Head) Kapal Celukan Bawang Jawa Kapal Kapal N sa D Nusa Dua a GIS Bandara tahap-1 GIS Bandara tahap-2 Bedugul PLTP Sanur New New Kapal Antosari New Kapal Gianyar II Nusa Dua II/Pecatu

Ke Gresik (Konv) Kalisari Inc. Bngkalan-Gltmr Inc. Sampang-Bangkalan Banyuwangi Pier Inc. (Bangil-Sidoarjo) Sidoarjo Tandes Gilimanuk PLTU Celukan Bawang Inc. (Pmron-Glnuk) Bali 3,4 Padangsambian Pesanggaran Pesanggaran Inc. Cable Nsdua-Psgrn Pesanggaran Baturiti Inc.(Gnyar-Sanur) Inc. (Clk Bawang-Kapal) New Kapal Kapal Inc.(Kapal-Gianyar) Inc.(Kapal Gianyar) Incomer (Gianyar-Sanur)

Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV

Konduktor 1 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 1 cct, 1 cct, 2 cct cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 4 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct, 2 cct,

1x1000 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR520 1xTACSR 330 2xTACSR410 2xHTLSC Hawk 1xCU800 1xTACSR 240 1xTACSR 240 1 1xTACSR240 TACSR240 & CU800 1xCU800 1xCU800 2xZebra 1xTACSR 330 2xTACSR 410 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 1xZebra

kms

Juta USD

1 40 40 30 120 64 40 40 10 7 140 6 12 9.12 16.72 10 10 10 60 10 20 54 54 10 4 9422.8

2.36 3.94 3.94 2.96 11.82 9.60 3.60 5.04 1.80 0.43 21.00 0.35 28.33 0.95 1.74 6 22 6.22 23.61 23.61 5.91 0.61 3.94 5.32 8.10 1.50 0.27 2122.78

COD 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2017

Status Committed Plan Plan committed Propose Committed Propose Propose Plan On Going On Going On Going On Going On Going On Going Committed Committed Committed Propose Plan Propose Plan Plan Propose Plan

Sumber Dana APLN Unallocated Unallocated IPP APLN 2012 APLN JBIC II JBIC II Unallocated APLN APBN APLN KE APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2012 Unallocated ADB Unallocated Unallocated JBIC II Unallocated

Rencana Pengembangan Gardu Induk (1/19) No

85 55

001 002 003 004 005 006 007 008 009 010 011 012 013 014 015 016 017 018 019 020 021 022 023 024 025 026 027 028 029 030 031 032 033 034 035 036 037 038 039 040

Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan

Scope Proyek

DKI Jakarta

Nikomas Gemilang

150/20 kV New, 1 LB

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI J Jakarta k t DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Indofood Sukses Makmur Power Steel Indonesia Priok Timur Abadi guna papan GIS B l j Balaraja Beringin Ciawi baru (uprate ke 150/20) Cibadak baru Cibinong Cikande Cikokol/tangerang Cikupa Cileduk Cilegon lama Cipinang GIS Citra habitat Depok / rawadenok Duri kosambi Grogol GIS Jatake Kandang sapi GIS Kebon sirih GIS Kopo Lippo curug Mangga besar GIS New balaraja Pasar kemis Petukangan Plumpang (uprating trafo 3) Puncak ardi mulya Saketi baru (uprate ke 150/20) Senayan baru GIS Sentul Sepatan Serang Tangerang baru Teluk naga g Tigaraksa Jatiwaringin (GIS)

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New, 1 TR New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf

Kapasitas Juta USD COD 120 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 120

0.90 2011 0.90 6.86 2.10 4.05 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 4.05 2.10 2.10 2.10 4.05 2.10 4.05 4.05 2.10 2.10 4.05 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 2.10 4.05 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 23.17

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011

Status

Sumber Dana

Keterangan

On Going

APLN 2011

On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going g On Going

APLN 2011 KTT APLN 2009 APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN KE-III lot 6

Ekstension 1 Line Bay di GI Puncak Ardi Mulya 1 Trafo Bay di GI 150 kV Ekstension GI Baru KTT Ext. trafo ke-1 Ext. trafo ke-3 E t trafo Ext. t f ke-3 k 3 Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke ke-3 3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 (Uprate 30 ke 60 MVA Ext trafo ke-4 Ext. ke 4 (Uprate 30 ke 60 MVA Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 (Uprate 30 ke 60 MVA Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 GI Baru

trafo1,2) trafo4)

trafo ke3) trafo1,2)

trafo ke1)


Propinsi

041 DKI Jakarta 042 DKI Jakarta 043 044 045 046 047 048 049

Nama Gardu Induk Tanah Tinggi (GIS) Chandra Asri

Tegangan

Scope Proyek

Kapasitas Juta USD COD

DKI Jakarta

Lautan Steel Indonesia

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Legok Duren tiga GIS Kedungbadak baru (uprate ke 150/20) Legok Lembursitu baru (uprate ke 150/20) Lengkong

150/20 kV New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf 150/20 kV New, 2 LB, 1 TB, 1 BC New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf, 150/20 kV Gedung Kontrol 150/20 kV Ext, 1 TB, 1 Trf 150/20 kV Ext, 1 TB, 1 Trf 150/20 kV Upr, 1 TB, 1 Trf 150/20 kV Ext, 1 TB, 1 Trf 150/20 kV Upr, 1 TB, 1 Trf 150/20 kV Ext, 1 TB, 1 Trf

Status

Sumber Dana

120 -

17.01 2011 4.22 2012

On Going On Going

KE-III lot 5 APLN 2011

GIS Baru GI Baru KTT

60

5.35 2012

On Going

APLN 2010

GI Baru KTT

60 60 60 60 60 60

2.10 4.05 2.10 2.10 2.10 2.10

2012 2012 2012 2012 2012 2012

On Going On Going On Going On Going On Going On Going

APLN APLN ADB APLN APLN APLN

Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2) Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2) Ext. trafo ke-4

2.10 2012

On Going

APBN 2009/10

(Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2)

85 56

050 051 052 053 054 055 056 057 058 059 060 061 062 063 064 065 066 067 068 069 070 071

DKI Jakarta

Pelabuhan ratu baru (uprate ke 150/20)

150/20 kV Upr, 1 TB, 1 Trf

60

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 / kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

60 60 120 120 0 120 180 120 60 120 120 0 120 0 60 0 30 60 60 60 60

072 073 074 075 076 077 078 079 080

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Serang Tigaraksa Antasari/CSW II (GIS) C Cakung Township/Garden /G City C (G (GIS) S) Harapan Indah (GIS) Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Gandaria 150 (GIS) Harapan Indah Jatirangon II/Cibubur Kapuk (PIK) (GIS) Gunung Sahari (GIS) Kemayoran Semanggi Barat (GIS) Karet Lama Pasar kemis Cilegon Baru Bunar Bunar baru (uprate ke 150/20) Ciawi baru (uprate ke 150/20) Cileungsi ii/jonggol Depok / rawadenok Depok baru 150 kv/GIS (uprate ke 150/20) Jatiwaringin GIS Kracak baru (uprate ke 150/20) Lembursitu baru (uprate ke 150/20) Millennium (pt power steel) Miniatur GIS Tangerang baru Serang Bintaro 2 GIS

DKI Jakarta

Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 3 TB, New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 1 TB, New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext 2 LB Ext, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC, C 2 Trff 1 BC, 1 BC, 1 BC, 1 BC, 1 BC, 1 BC,

2 Trf 3 Trf 2 Trf 1 Trf 2 Trf 2 Trf

1 BC, 2 Trf

2.10 2.10 17.01 17.01 6.15 17.01 21.06 7.24 5.13 17.01 17.01 1 23 1.23 17.01 1.23 2.10 1.23 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10

2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On O Going G 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2013 Plan 2013 Committed 2013 On Going 2014 Plan 2014 Plan 2014 Plan 2014 Plan

150/20 kV Upr, 1 TB, 1 Trf

60

4.05 2014

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

60 60 60 60 60 60 60 60

4.05 2.10 2.10 2.10 4.05 2.10 2.10 4.05

Ext, Upr, Upr, Ext, Ext, Ext, Ext, Ext,

1 TB, 1 TB, 1 TB, 1 TB, 1 TB, 1 TB, 1 TB, 1 TB,

1 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf

2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015

APLN APLN ADB (Deutch) APLN APLN KE Paket 8 APLN Percepatan APLN APBN 2009/10 APLN 2010 ADB APLN KE Paket 8 KE Paket 8 Unallocated APBN 2011 APLN Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Plan

Unallocated

Plan Plan Plan Plan Plan Plan proposed Plan

Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated IBRD Scattered II Unallocated

Keterangan

Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 GIS Baru G S Baru GIS Arah Cakung Township GIS Baru GIS Baru GI Baru GI Baru GIS Baru GIS Baru Arah Gunung Sahari GIS Baru Arah Semanggi Barat Ext. trafo ke-4 Arah Cilegon Baru II/Kramatwatu Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2) (Uprate 30 ke 60 MVA trafo3) Ext. trafo ke ke-3 3 Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1,2) Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo1) (Uprate 30 ke 60 MVA trafo3) Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-5 Ext. trafo ke-3


Propinsi

85 57

081 082 083 084 085 086 087 088 089 090 091

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

092 093 094 095 096 097 098 099 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120

DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta J k t DKI Jakarta

DKI Jakarta

Nama Gardu Induk Cakung twonship GIS Gunung sahari GIS Millennium (pt power steel) Penggilingan GIS Pondok indah GIS p Sepatan CSW III/Mrt Psr Mede (GIS) MRT Jakarta Pelabuhan Ratu Baru Cawang-2(GIS) Cileduk 2/ alam sutra GIS Depok baru 150 kv/GIS (uprate ke 150/20) Duri kosambi 2 / daan mogot GIS Lengkong 2 (indorama) Manggarai GIS Penggilingan GIS Semanggi barat GIS Tigaraksa Duren Tiga II/Ragunan (GIS) Ciseeng Pondok Indah (GIS) Abadi Guna Papan II (GIS) Bogor baru II/tajur Cakung twonship GIS Gunung sahari GIS Jatirangon 2 / cibubur Kapuk (pik) (2 x 60 mva) Kedungbadak baru (uprate ke 150/20) Lippo curug y (GIS) ( ) Durikosambi III/Rawa Buaya Pondok Indah II/Cirende Antasari / csw 2 / kemang village GIS Jatirangon 2 / cibubur Lautan steel/telaga sari Lengkong 2 (indorama) Millennium (pt power steel) Puncak ardi mulya ii Sepatan T Rasuna/pancoran T. R / GIS Tangerang baru 2

Tegangan

Scope Proyek


Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext,, 1 TB,, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

Kapasitas Juta USD COD 60 60 60 60 60 60 60 60 0 120 60

150/20 kV Upr, 1 TB, 1 Trf

60

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

60 60 60 60 60 60 60 60 0 60 60 60 60 60 60 60 60 60 120 60 60 60 60 60 60 60 60 60

Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New 2 LB New, LB, 1 TB TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf

1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC BC, 1 Trf

1 BC, 1 Trf 1 BC, 2 Trf

4.05 4.05 2.10 4.05 4.05 2.10 12.97 12.97 1.23 12.97 4.05

4.05 2016 4.05 2.10 4.05 4.05 4.05 2.10 12.97 3.90 6.15 12 97 12.97 2.10 4.05 4.05 2.10 2.10 2.10 2.10 12.97 7.24 4.05 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 4 05 4.05 2.10

Status

2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 proposed 2016 proposedd 2016 proposed 2016 proposed 2016 Plan

2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated

Keterangan Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 GIS Baru GI Baru KTT Arah Surade GIS Baru Ext. trafo ke-3

proposed

IBRD Scattered II

(Uprate 30 ke 60 MVA trafo3)

proposed proposed Plan proposed proposed proposed proposed proposed proposed Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan proposed p p proposed Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan

IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated

Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 GIS Baru GI Baru GIS Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo3) Ext. trafo ke-3 GIS Baru GI Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-5 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 E t trafo Ext. t f ke-3 k 3 Ext. trafo ke-3

Rencana Pengembangan Gardu Induk (4/19)

No

85 58

121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160

Propinsi DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta J k t DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta

Nama Gardu Induk Teluk naga 2 Cipinang II/Jatinegara (GIS) Gandaria II/Mekar Sari Gandaria Kemayoran II (GIS) Penggilingan II (GIS) Penggilingan (GIS) Semanggi Barat II/T.Abang (GIS) Cileungsi Abadi guna papan 2 GIS Asahimas ii/cinangka Bintaro 3 / jombang Bogor kota GIS Bunar baru (uprate ke 150/20) Cileduk 2/ alam sutra GIS Csw 3 / mrt pasar mede GIS Depok / rawadenok Duren tiga 2 / rangunan GIS Duri kosambi 3 / rawa buaya GIS Harapan indah Kapuk (pik) (2 x 60 mva) GIS Lippo curug 2 Pegilingan 2 GIS Pondok indah 2 / cirende Semanggi barat 1 / tanah abang GIS Tangerang baru 2 Teluk naga 2 Gambir Lama II (GIS) Gambir Lama (GIS) P Pancoran 2 / Pengadegan P d T Tmr (GIS) Bintaro 3 / jombang Cilegon baru ii/kramatwatu Cileungsi ii/jonggol Csw 3 / mrt pasar mede GIS Dukuh atas 2 GIS Duri kosambi 3 / rawa buaya GIS Gmbr lama 2 GIS Jatirangon 2 / cibubur Lautan steel/telaga sari Lembursitu baru (uprate ke 150/20)

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Scope Proyek Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New 2 LB New, LB, 1 TB TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB N New, 2 LB LB, 2 TB TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC BC, 2 T Trff

Kapasitas Juta USD COD 60 60 60 0 60 60 0 60 30 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 120 0 120 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60

2.10 12.97 5.13 1.23 12 97 12.97 12.97 6.15 12.97 2.10 4.05 2.10 2.10 4.05 2.10 4.05 4.05 2.10 4.05 4.05 2.10 4.05 2.10 4.05 2.10 4.05 2.10 2.10 17.01 1.23 17 01 17.01 2.10 2.10 2.10 4.05 4.05 4.05 4.05 2 10 2.10 2.10 2.10

2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020

Status

Sumber Dana

Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan Ext. trafo ke-2 GIS Baru GI Baru Arah Gandaria II/Mekar Sari GIS Baru GIS Baru Arah Penggilingan II (GIS) GIS Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke ke-3 3 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo3) Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 GIS Baru Arah Gambir Lama II (GIS) GIS Baru B Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext trafo ke-4 Ext. Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-4


85 59

161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

Propinsi DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta DKI Jakarta B t Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten B t Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten

Nama Gardu Induk Lippo curug 2 Pancoran 2 / pengadegan tmr Pondok indah 2 / cirende Semanggi barat 1 / tanah abang GIS Sepatan Tanah tinggi GIS Teluk naga 2 Serang Tangerang Baru II Tigaraksa II Tigaraksa Senayan Baru 2 (GIS) Senayan Baru K Kopo Saketi II Sulfindo Adi Usaha Spinmill Indah Industri Tangerang Baru Rangkasbitung II Saketi II Depok III I d f Indoferro JV KS POSCO Interworld Steel Mills Indorama Ventures Millenium (Bumi Citra Permai) Asahimas II/Cinangka Asahimas Malingping Saketi II Alam Sutra (GIS) Bintaro II (GIS) Bintaro Lautan Steel Millenium Cilegon Baru II/Kramatwatu Cemindo Gemilang Bayah Malingping Bayah

Tegangan

Scope Proyek

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 2 LB E t 2 LB Ext, Ext, 2 LB New, 1 TB New, 4 LB, 1 TB, 1 BC Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 2 LB N New, 2 LB LB, 1 TB TB, 1 BC New, 2 LB, 2 TL (3,4 km) New, 1 TB New, 1 TB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 2 LB

Kapasitas Juta USD COD 60 60 60 60 60 60 60 0 0 60 0 120 0 0 0 0 120 120 0 120 60 0 60 0 120 120 0 120 120 120 120 60 0 0

2.10 2.10 2.10 4.05 2.10 4 05 4.05 2.10 1.23 1.23 3.90 1.23 17.01 6.15 1 23 1.23 1.23 0.90 5.48 1.23 7.24 7.24 1.23 3 69 3.69 5.92 0.90 0.79 7.24 3.90 1.23 3.90 1.23 17.01 17.01 1.23 7.24 7.24 7.24 7.24 5.13 1.23 1.23

2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014

Status

Sumber Dana

Keterangan

Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan O Going On G i On Going On Going On Going On Going On Going On Going committed proposedd dd proposedd On Going proposedd On Going Committed Committed Committed On Going On Going On Going On Going On Going On Going Committed committed proposed proposed proposed

Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated ADB B4 (2004) ADB B4 (2004) APLN 2011 APLN 2011 APLN ADB B4 (2004) APLN Percepatan APLN 2012 APLN 2011 APLN 2012 APLN 2011 APLN 2012 IBRD Scattered I APBN 2011 APBN 2011 APBN 2011 APLN APLN 2010 ADB (Deutch) APLN APLN 2010 IBRD Scattered I APBN 2011 APLN APBN 2012 APLN 2012 APLN 2012

Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-5 Ext trafo ke-3 Ext. ke 3 Ext. trafo ke-4 Arah Serang Utara/Tonjong Arah Tangerang Baru III GI Baru Arah Tigaraksa II GIS Baru Arah Senayan Baru 2 A hR Arah Rangkasbitung k bit II Arah Rangkasbitung II Ekstension 1 Trafo Bay di GI 150 kV GI Baru KTT Arah PLTU Lontar GI Baru GI Baru Up-rate Arah Gandaria 150 (GIS) GI Baru B KTT GI Baru KTT Ekstension 1 Trafo Bay di GI 150 kV Ekstension 1 Trafo Bay di GI 150 kV GI Baru KTT GI Baru Arah Asahimas II/Cinangka GI Baru Arah Malingping GIS Baru GIS Baru Arah Bintaro II GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru Arah Malingping Arah Bayah


86 60

201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240

Propinsi Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Banten Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Nama Gardu Induk Bogor Baru Puncak Ardi Mulya II/GORDA Lengkong II Balaraja New Rawadano PLTP Lengkong II Semanggi Barat Dukuh Atas II Tangerang Baru II Cawang Lama Serang Selatan/Baros Bintaro III/Jombang Durikosambi II Teluk Naga II Lippo Curug C II Lippo Curug Serang Utara/Tonjong Lengkong III Tangerang Baru III Pelabuhan Ratu Bekasi Power (PLTG) Ciawi Baru Cibadak Baru Lembursitu Baru Bandung utara Bandung selatan Banjar Cianjur Cibeureum Cigereleng g g Cikasungka Cikumpay Cirata baru Fajar surya wisesa Jababeka Kosambi baru Lagadar Maligi Mandirancan Pabuaran

Tegangan

Scope Proyek

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 / kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New,4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 2 LB Ext, New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, C 1 Trff Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 BC Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf


1.23 6.00 3.90 1.23 1.23 2.10 1 23 1.23 12.97 7.24 1.23 7.24 5.13 1.23 5.13 5.13 1.23 6.00 3.90 3.90 1.23 3.17 6.00 1.23 3.03 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10

Status

2014 Committed 2014 proposed 2014 Comitted 2015 Plan 2015 proposed 2015 proposed 2016 proposed 2016 proposed 2016 proposed 2016 Plan 2017 proposed 2017 proposed 2017 proposed 2017 proposed 2018 Plan 2018 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going g 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going

Sumber Dana APBN 2011 APLN 2012 APBN 2012 Unallocated IPP APLN 2012 JBIC/KE JBIC/KE JBIC II Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APBN 2009/10 APLN 2011 APLN APLN APLN Percepatan APLN APLN APLN APLN ADB APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN

Keterangan Arah Bogor Baru II/Tajur (GIS) GIS Baru (Kawasan Industi Besar) GI Baru Arah Millenium Arah Inc.(Menes-Asahimas) Ext. Trf ke-2 Arah Dukuh Atas II GI Baru GI Baru Arah Abadi Guna Papan II (GIS) GI Baru GI Baru Arah Durikosambi III/Rawa Buaya GI Baru G Baru GI Arah Lippo Curug II GI Baru GI Baru GI Baru Arah Pelabuhan Ratu Baru GI Baru KTT GI Baru Uprate Arah PLTU Jabar Selatan GI Baru Uprate Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 (Uprate 30 ke 60 MVA TRAFO1) Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke ke-2 2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2


No

86 61

241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Nama Gardu Induk Padalarang baru Haurgeulis Pinayungan Peruri Poncol baru Rancaekek Sukamandi Sunyaragi Tambun Tasikmalaya Tegal herang Ujungberung Braga (GIS) Cigereleng Cibabat II/Leuwigajah (GIS) Patuha PLTP Lagadar Ujung Berung New/Rancakasumba Kuningan Pangandaran Rengas dengklok S t Santosa Subang Sumadra Jui Shin Indonesia Win Textile Hankook Tire Indonesia Multistrada Arah Sarana Wisma Karya Prasetya B Bogor Kota K t (GIS) Kedung Badak Baru Kedung Badak Baru Depok III Cileungsi II/Jonggol Cibatu Cimanggis II/Tengah Lembursitu Baru Pelabuhan Ratu Baru Ciamis Garut


Scope Proyek Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, New, 1 LB New, 4 LB, 1 TB, 1 BC New, 4 LB, 1 TB, 1 BC New, 1 TB N New, 2 LB LB, 2 TB TB, 1 BC BC, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, Ext, 2 LB, 2 TB, 2 Trf New 2 LB New, LB, 2 TB TB, 1 BC BC, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf


2 Trf 2 Trf 1 Trf 1 Trf

1

2T Trff 2 Trf 2 Trf 2 Trf 2 Trf

120 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 120 0 120 60 0 60 30 30 30 20 30 30 120 0 120 0 120 0 120 120 120 60 60

2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 17.01 1.23 23.17 3.90 1.23 5.13 1.67 1.67 1.67 2 10 2.10 2.10 2.10 5.48 0.00 5.48 5.48 0.79 17 01 17.01 1.23 6.00 1.23 6.00 1.23 7.24 8.43 6 00 6.00 2.10 2.10

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Status

Sumber Dana

On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going O Going On G i On Going On Going proposedd proposedd On Going proposedd proposedd O Going On G i On Going On Going On Going On Going On Going Committed On Going Committed On Going On Going

JBN adb b-6, P3B APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN ADB (Deutch) APLN ADB (Deutch) APLN FTP2 APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2012 APLN 2012 APLN 2011 APLN 2012 APLN 2012 ADB (D (Deutch) t h) APLN ADB B5 ADB B5 APLN APLN APBN 2011 APLN Percepatan APBN 2011 APLN APLN

Keterangan Ext. trafo ke-4, (Uprate 30 ke 60 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke ke-3 3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 (Uprate 15 ke 60 MVA TRAFO1) Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 GIS Baru Arah Braga (GIS) GIS Baru GI Baru (Kit) Arah Patuha PLTP GI Baru (Uprate 10 ke 30 MVA TRAFO3) (Uprate 10 ke 30 MVA trafo2) (Uprate 20 ke 30 MVA TRAFO2/1) E t trafo Ext. t f ke-2 k 2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 GI Baru KTT Ekstension 1 Line Bay di GI New J tilBaru h KTT GI GI Baru KTT Ekstension 1 Trafo Bay di GI GIS Baru B Arah Bogor Kota GI Baru Uprate Arah Kedung Badak Baru GI Baru Arah Cileungsi II/Jonggol GI Baru Ext. Trafo 1 & 2. LB arah PLTU P. GI Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3


No

Propinsi

Nama Gardu Induk

86 62

281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302

Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Telukjambe Cibatu Fajar surya wisesa Kiara payung Cianjur Bekasi Utara/Tarumajaya Cikarang Lippo Cikedung Cikijing Mandirancan Dago Pakar/Cimenyan Dayeuhkolot (GIS) Jatiluhur Baru Jatiluhur PLTA Kanci Karang Nunggal Tasikmalaya New Kiaracondong II/Rancanumpang Malangbong Baru Tasikmalaya New Sukatani /Gobel Jababeka

303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320

Jabar

Indorama Synthetic

Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Sumedang Majalaya Tanggeung Karaha Bodas PLTP Garut Haurgeulis New tasik Poncol baru Kadipaten Baru Muaratawar Parakan kondang Cisolok Sukarame PLTP Kedung Badak Baru Tangkuban Perahu II PLTP Tampo Mas PLTP Kamojang Pelabuhan Ratu Baru


Scope Proyek Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext 2 LB Ext, New, 4 LB, 1 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, Ext,, 2 LB

1 BC, 1 BC, 1 BC, 1 BC,


2 Trf 1 Trf 1 Trf 1 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 1 Trf

New, 1 LB Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, 2 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 2 LB Ext, 2 LB Ext 2 LB Ext, Ext, 1 LB Ext, 2 LB

60 60 60 60 0 120 60 60 60 0 120 120 60 0 60 30 0 120 120 0 60 0 30 30 30 0 60 60 60 60 120 60 20 0 0 0 0 0 0

2.10 2.10 2.10 2.10 1.23 6.00 3.90 5.13 5.13 1.23 6.00 17.01 3.90 1 23 1.23 5.13 3.90 1.23 7.24 7.24 1.23 3.90 1.23

Status

2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 Committed 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going g

Sumber Dana APLN APLN APBN 2009/10 APLN APLN ADB (Deutch) APLN 2010 ADB (Deutch) APBN 2009/10 APLN ADB B4 ADB (Deutch) APBN 2011 APLN APLN 2010 APBN 2009/10 APLN APLN APLN APLN APLN 2010 APLN

0.00 2012 proposedd

APLN 2011

1.67 1.67 3.16 1.23 2.10 2.10 2.10 2.10 7.24 5.13 1.67 1.23 1.23 1.23 1 23 1.23 1.23 1.23

APLN APLN APLN IPP APLN APLN Unallocated Unallocated APBN 2013 KE Paket 7 Unallocated FTP PLTP APLN 2012 IPP IPP APLN 2012 APLN

2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2013 proposed 2013 On Going 2013 On Going 2013 Plan 2013 Plan 2013 Committed 2013 On Going 2013 Plan 2014 Plan 2014 Committed 2014 proposed 2014 proposed 2014 proposed 2014 proposed

Keterangan Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 Arah Lembur Situ GIS Baru GI Baru GI Baru GI Baru Arah Cikijing GIS Baru GIS Baru GI Baru Arah Jatiluhur Baru GI Baru GI Baru Arah Karang Nunggal GI Baru GI Baru Arah Malangbong Baru GI Baru Arah Sukatani /Gobel Ekstension 1 Line Bay di GI Indoramma (Uprate 10 ke 30 MVA TRAFO2/1) (Uprate 20 ke 30 MVA TRAFO2/1) GI Baru Arah Garut Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 GI Baru GI Baru (Uprate 10 ke 20 MVA TRAFO3) Arah Pelabuhan Ratu Arah Kracak Baru Arah Tangkuban Perahu I PLTP Arah inc inc.(Rckek-Ckska) (Rckek-Ckska) Arah Kamojang Bus 4 Arah PLTP Cisolok Sukarame


86 63

321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357 358 359 360

Propinsi

Nama Gardu Induk

Tegangan

Scope Proyek

Jabar

Semen Sukabumi Industri

150/20 kV New, 1 LB

Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Bekasi II/Pinggir Kali Bogor Baru II/Tajur (GIS) Bandung Utara Cianjur Rancakasumba baru/GITET Ujung Kiaracondong ii/rancanumpang Kosambi baru Padalarang baru Tambun Tasikmalaya Arjawinangun Baru Babakan Baru Bandung Selatan II/Soreang Bekasi II/Pinggir Kali Bandung Timur Baru Ujungberung Cangkring Baru/Kapetakan Cibabat III/Gunung Batu Padalarang Cikumpay II/Sadang K i Kuningan B Baru Majalaya Baru Rancakasumba Rengas Dengklok Baru Subang Baru Purwakarta Sumedang Baru/Tj.Sari Ujungberung Cibuni PLTP Pangandaran Pemeungpeuk Bekasi Utara Cikedung Dawuan Kadipaten baru Lagadar Poncol baru Rancakusumba Tegal herang

150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, New 4 LB New, LB, 2 TB TB, New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, N New, 4 LB LB, 2 TB TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

Kapasitas Juta USD COD -


1 BC, 1 BC, 1 BC BC, 1 BC, 1 BC,

2 Trf 2 Trf 2 Trf 2 Trf 2 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC BC, 2 T Trff 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf

120 120 0 60 60 60 60 60 60 60 120 120 120 120 120 0 120 120 0 120 120 120 0 120 120 0 120 0 0 30 30 60 60 60 60 60 60 60 60

Status

3.80 2014 proposedd 7.24 17.01 1.23 2.10 2 10 2.10 2.10 2.10 1.67 1.67 2.10 7.24 7.24 7 24 7.24 7.24 6.00 1.23 7.24 6.00 1.23 7.24 7 24 7.24 7.24 1.23 6.00 7.24 1.23 6.00 1.23 1.23 2.10 1.67 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10

2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015

Committed Committed Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Committed On Going Committed Committed Committed Committed proposed Committed Committed proposed proposed d On Going On Going Committed Committed Committed proposed Committed proposed Plan Plan proposed Plan proposed proposed proposed proposed proposed proposed

Sumber Dana APLN 2012 APBN 2014 APBN 2011 Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APBN 2009/10 APLN APBN 2009/10 APBN 2009/10 APLN APLN APLN 2012 APBN 2009/10 APLN APBN 2012 APLN 2012 APLN APLN APLN 2012 APLN 2012 APLN APLN 2012 APLN IPP Unallocated Unallocated IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II

Keterangan Ekstension 1 Line Bay di GI Lembur Situ GI Baru GIS Baru Arah PLTP Tangkuban Perahu I Ext. trafo ke-4 Ext trafo ke-2 Ext. ke 2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 (Uprate 30 ke 60 MVA trafo3) (Uprate 30 ke 60 MVA TRAFO3) Ext. trafo ke-4 GI Baru GI Baru Uprate GI Baru GI Baru GI Baru Uprate Arah Bandung Timur Baru GI Baru GI Baru Arah Cibabat III/Gunung Batu GI Baru GI Baru B GI Baru Up-rate Arah Majalaya Baru GI Baru GI Baru Arah Subang Baru GI Baru Arah Sumedang Baru/Tj.Sari Arah inc.(Cnjur-Tngng) Ext. trafo ke-3 (Uprate 10 ke 30 MVA TRAFO2) Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-5 Ext. trafo ke-5 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3


86 64

361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 390 391 392 393 394 395 396 397 398 399 400

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar

Nama Gardu Induk Kracak Baru Bunar Baru Rangkasbitung II Ext Kracak Baru Surade Parakan Kondang Baru Tambun II/Pasar Kalong Ciawi Baru II/Cisarua Cibadak Baru II/Cicurug Braga gis Cikasungka Muaratawar Sukamandi Bengkok II Ujungberung Ext Cianjur II/Rajamandala Indramayu Baru Kiaracondong III/Cinambo Kiaracondong II/Rancanumpang Padalarang Baru II/Ngamprah Padalarang Arjawinangun baru Ujungberung Telukjambe Tanggeung Rengas dengklok baru Fajar surya wisesa Kanci Mandirancan Malangbong baru Sukatani/gobel Cigereleng II/Cibolerang (GIS) Jababeka II/Pamahan Kosambi Baru II/Cilamaya Bandung timur baru Kamojang Kuningan baru Subang baru B j Banjar Bekasi ii/pinggirkali


Scope Proyek New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, New 4 LB New, LB, 2 TB TB, New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, Ext 2 LB Ext, New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB Ext, TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB Ext, TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 1 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf



1 BC, 1 BC, 1 BC BC, 1 BC, 1 BC,

1 Trf 1 Trf 2 Trf 2 Trf 2 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf

1 BC, 2 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf

60 120 0 0 60 30 120 120 120 60 60 60 60 120 0 120 120 120 0 120 0 60 60 60 30 60 60 60 60 60 60 120 60 60 60 30 60 60 60 60

3.90 7.24 1.23 1.23 3.90 5.13 7 24 7.24 7.24 7.24 2.10 2.10 2.10 2.10 7.24 1 23 1.23 7.24 7.24 6.00 1.23 7.24 1.23 2.10 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 23.17 5.13 3.90 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 2.10

2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018

Status

Sumber Dana

proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed Plan proposed Plan proposed proposed proposed Plan proposed Plan Plan proposed Plan Plan Plan proposed Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan

JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II APBN 2012 IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II JBIC II JBIC II IBRD Scattered II JBIC II JBIC II Unallocated JBIC II Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated

Keterangan GI Baru Up-rate GI Baru Arah Bunar Baru Arah Bunar Baru GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru GIS Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 GI Baru Up-rate Arah Bengkok II GI Baru GI Baru GIS Baru Arah Kiaracondong III/Cinambo GI Baru Arah Padalarang Baru II/Ngamprah Ext. trafo ke-3 Ext trafo ke-5 Ext. ke 5 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext trafo ke-2 Ext. ke 2 GIS Baru GI Baru GI Baru Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 E t trafo Ext. t f ke-4 k 4 Ext. trafo ke-3


86 65

401 402 403 404 405 406 407 408 409 410 411 412 413 414 415 416 417 418 419 420 421 422 423 424 425 426 427 428 429 430 431 432 433 434 435 436 437 438 439 440

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar J b Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar

Nama Gardu Induk Cibeureum Cibabat ii/leuwigajah Cikarang/lippo Dago pakar/cimenyan Dayeuhkolot GIS Garut K Kosambi bi b baru New tasik Sunyaragi Fajar Surya W II/Muktiwari Pangandaran Baru/Cikatomas Banjar Poncol Baru II/Bj.Menteng Rancakasumba II/Sangian Rancakasumba Pemeungpeuk Majalaya baru Ciamis Bandung selatan ii/soreang Karangnunggal Parungmulya Pinayungan y Tasikmalaya Cianjur III/Cipanas Cianjur II/Rajamandala Rangkas Bitung Cikasungka II/Nagreg Mandirancan Cikasungka Garut II Lagadar II/Bojong S t Santosa Sumadra Cikijing Kadipaten baru Bekasi utara Cibabat iii/gunungbatu Kiaracondong ii/rancanumpang Pabuaran Dawuan II/Cipasanggrahan


Scope Proyek Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext 2 LB Ext, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, p 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, New, 4 LB, 2 TB, E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New 2 LB New, LB, 2 TB TB,

1 BC, 2 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf

1 BC, 2 Trf

1 BC, 2 Trf


1 BC BC, 2 Trf


2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 2.10 2.10 7.24 3.90 1.23 7.24 6.00 1 23 1.23 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 6.00 1.23 1.23 6.00 1.23 1.23 5.13 7.24 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 6 00 6.00

2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2020 2020

Status

Sumber Dana

Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated t d Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 E t trafo Ext. t f ke-5 k 5 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 GI Baru GI Baru Arah Pangandaran Baru/Cikatomas GI Baru GI Baru Arah Rancakasumba II/Sangian Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-5 ((Uprate p 30 ke 60 MVA TRAFO2)) GI Baru Arah Cianjur III/Cipanas PLTP Gunung Endut GI Baru PLTP Gunung Ciremai Arah Mandirancan GI Baru GI Baru E t trafo Ext. t f ke-3 k 3 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-4 Ext. trafo ke-3 Ext Trf ke-4 Ext.


86 66

441 442 443 444 445 446 447 448 449 450 451 452 453 454 455 456 457 458 459 460 461 462 463 464 465 466 467 468 469 470 471 472 473 474 475 476 477 478 479 480

Propinsi Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jabar Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng J t Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng g Jateng Jateng

Nama Gardu Induk Dawuan Kosambi Baru II/Cilamaya Kosambi Baru Lembang 150 kV Bandung Utara Ujung Berung II/Bojong Melati Ujung Berung New Cigereleng II/Cikalong (GIS) Tanjung Jati Tanjung Jati Banyudono Bawen Bukit Semarang Baru (GIS) Kedungombo PLTA Mangkunegaran Mojosongo Pedan Purworejo Sayung Temanggung Temanggung Wonosari W l i Weleri Ungaran Apac inti Corpora Nguntoronadi Bantul Batang Blora Bumiayu Cepu Dieng Gombong Grogol/Solo Baru Kentungan Klaten Kudus Lomanis Majenang j g Masaran


Scope Proyek Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New 2 LB New, LB, 2 TB TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 4 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf E t 2 LB Ext, Ext, 2 LB New, 1 LB, 1 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

1 BC, 1 Trf 1 BC, 2 Trf 1 BC BC, 2 Trf 1 BC, 2 Trf

1 BC, 1 TL 1 BC, 2 Trf

Kapasitas Juta USD COD 0 60 0 120 0 120 0 120 60 0 60 60 60 16 60 60 60 60 0 60 60 60 0 0 60 60 60 60 60 30 30 60 60 60 60 60 60 60 60

1.23 3.90 1.23 6.00 1.23 6 00 6.00 1.23 23.17 2.10 1.23 1.67 2.10 4.05 1.67 2.10 2.10 2.10 1.67 1.23 2.10 1.67 1.67 1 23 1.23 1.23 5.48 6.00 2.10 2.10 2.10 1.67 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10

Status

2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2012 On O Going G i 2012 On Going 2012 proposedd 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 Committed 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going g 2012 On Going

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN ADB ADB APLN 2012 IBRD APLN APLN IBRD IBRD APLN APLN IBRD IBRD IBRD IBRD APLN IBRD IBRD APLN

Keterangan Arah Dawuan II/Cipasanggrahan GI Baru Arah Kosambi Baru II/Cilamaya GI Baru Arah Lembang 150 kV GI Baru Arah Ujung Berung II/Bojong Melati GIS Baru GI Baru Arah Sayung Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 6 menjadi 16 Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-2 dari 20 menjadi 60 Arah T Jati dan inc (Bawen-Tbrok) Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-2 dari 20 menjadi 60 A hU Arah Ungaran Arah Weleri Ekstension 1 line Bay di GI 150 kV GI Baru Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60 Ext Trf ke-3 Ext. Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2


86 67

481 482 483 484 485 486 487 488 489 490 491 492 493 494 95 495 496 497 498 499 500 501 502 503 504 505 506 507 508 509 510 511 512 513 514 515 516 517 518 519 520

Propinsi Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jate g Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng g Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng

Nama Gardu Induk Mranggen Pandeanlamper Pati Pekalongan Purbalingga Randu Garut Sanggrahan Secang Semanu Simpang Lima Sragen Srondol Tambak Lorok PLTU Ungaran Wonosobo o osobo Kebasen II/Balapulang Gondangrejo/Palur II Kaliwungu Kebumen Mrica PLTA Pati Rawalo Tambak Lorok PLTU Wirobrajan Ungaran PLTP Brebes Kalibakal Kalisari Kebasen Krapyak Palur Baru/Gondang Rejo Pudak Payung y g Purworejo Wates Baturaden PLTP Guci PLTP Pati II Pati New Pemalang Tambaklorok

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 50/ 0 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Scope Proyek Ext, 2 LB Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr 1 TB Upr, TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 2 TB, 2 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr,, 1 TB,, 1 Trf Up New, 4 LB, 1 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext,, 1 TB,, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, Ext, 2 LB




1.23 1.67 2.10 1.67 2.10 2.10 1 67 1.67 2.10 1.67 2.10 2.85 2.10 1.67 1.67 1.67 6 5.13 3.90 2.10 1.67 1.67 2.10 1.67 2.10 2 10 2.10 1.23 2.10 1.67 2.10 1.67 1.67 2.10 2.10 1.67 1.67 1.23 1.23 5.13 1.23 5.13 1.23

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 0 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015

Status

Sumber Dana

On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going proposed On Going On Going On Going O Go g On Going On Going On Going Committed Committed Committed Committed Committed Committed proposed Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan proposed proposed Plan Plan Plan Plan

APLN IBRD IBRD IBRD APLN APLN IBRD IBRD IBRD APLN IBRD APLN 2012 IBRD IBRD IBRD IBRD IBRD APLN APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 IBRD APLN 2012 APLN 2012 IPP Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated IPP IPP Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan Arah Pwdadi-Ungaran Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi 60 Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-2 Upr Trf ke Upr. ke-1 1 dari 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 dari 15 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 Up e dari da 16 6 menjadi e jad 60 GI Baru GI Baru Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 16 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Ext Trf ke-2 Ext. ke 2 Arah Inc(Ungaran-Jelok) Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi 60 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi 60 Upr. Trf ke-3 dari 20 menjadi 60 Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi 60 Upr. Trf ke-2 dari 16 menjadi 60 Arah Inc.(Rawalo-Kalibakal) Arah Inc.(Klbkl-Bmayu) GI Baru Arah Pati II GI Baru Arah Tambaklorok II


86 68

521 522 523 524 525 526 527 528 529 530 531 532 533 534 535 536 537 538 539 540 541 542 543 544 545 546 547 548 549 550 551 552 2 553 554 555 556 557 558 559 560

Propinsi Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng J t Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng J Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng

Nama Gardu Induk Pandeanlamper Banyudono Beringin Beringin Godean Grogol/Solo Baru M j Mojosongo Mranggen Pandeanlamper Pemalang Purwodadi Rembang Sanggrahan Weleri Wonosari Bantul Baru Bantul Baru/ Piyungan Kudus II Kebasen Pedan Simpang Lima Tambak Lorok Baru Pekalongan II/Kajen Pandeanlamper Baru Batang Jepara Krapyak Medari Palur Baru/Gondang Rejo Semanu Semen Nusantara U Ungaran Sanggrahan II/Rajeg Kalibakal II Jekulo Kentungan Klaten Masaran Mrica PLTA Purbalingga

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 1 0/20 kV 150/20 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Scope Proyek Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E 1 TB Ext, TB, 1 T Trff New, 4 LB, 2 TB, New, 4 LB, 2 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf





1.23 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 2.10 1.67 1.67 2 10 2.10 7.24 5.13 5.13 1.67 2.10 2.10 3.90 5.13 6.00 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 1.67 2.10 2 10 2.10 7.24 7.24 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10

2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 201 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018

Status

Sumber Dana

Plan proposed proposed proposed proposed proposed proposed d proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed Plan proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed proposed Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Unallocated IBRD Scattered II IBRD IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD S Scattered tt d II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated JBIC II JBIC II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated U ll Unallocated d Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan ArahPandeanlamper II Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 U 20 menjadi Upr. j di 60 Ext. Trf ke-2 Ext. Trf ke-4 Ext. Trf ke-3 Upr. 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext Trf ke Ext. ke-3 3 GI Baru GI Baru GI Baru Upr. Trf ke-2 dari 20 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 GIS Baru GI Baru GIS Baru Upr. 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-4 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi Ext. Trf ke-2 E Trf Ext. T f ke-3 k 3 GI Baru GI Baru Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-4 Ext. Trf ke-4 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext Trf ke-3 Ext. ke 3

60

60

60

60


86 69

561 562 563 564 565 566 567 568 569 570 571 572 573 574 575 576 577 578 579 580 581 582 583 584 585 586 587 588 589 590 591 592 593 594 595 596 597 598 599 600

Propinsi Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng g Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng Jateng DIY Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim

Nama Gardu Induk Purwodadi Randu Garut Wonosobo Banyudono Baru Bawen Dieng Gombong g Kaliwungu Kebasen II/Balapulang Kentungan Baru/Kalasan Purworejo Sragen Tambak Lorok Baru Batang Beringin Blora Gejayan (GIS) Grogol/Solo Baru Kebumen Lomanis Mangkunegaran Pekalongan Baru/Kajen Rawalo Rembang Sayung Kentungan Baru/Kalasan The Master Steel Paciran/Brondong Lamongan Pacitan 150 kV PLTU Perak j g Bojonegoro Bangil Bulukandang Pamekasan Lawang Lumajang Kupang Darmo Grande (SBS) Kraksaan

Tegangan

Scope Proyek


Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext,, 1 TB,, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf New, Uprating IBT 150/70 kV New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext,, 1 TB,, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

Kapasitas Juta USD COD 60 60 60 60 60 30 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 0 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60

1.67 2.10 2.10 3.90 2.10 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 2.10 1.67 2.10 1.67 2.10 2.10 4.05 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 1.67 2 10 2.10 2.10 5.13 0.00 3.90 1.23 5.13 1.67 2.10 1.67 1.67 1.67 1.67 1.67 2.10 2.10 2.10

Status

2018 Plan 2018 Plan 2018 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2019 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2020 Plan 2016 proposed 2011 proposedd 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going g 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going 2011 On Going

Sumber Dana Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated JBIC II APLN 2012 APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN

Keterangan Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2 GI Baru Ext. Trf ke-4 Ext. Trf ke-3 Upr. p Trf ke-2 dari 20 menjadi j Upr. Trf ke-2 dari 20 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext. Trafo ke-2 Upr. dari 30 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-1 dari 30 menjadi Ext. Trafo ke-4 Upr. dari 16 menjadi 60 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-4 Upr. ][dari 30 menjadi 60 Upr. Trf ke-1 dari 20 menjadi Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-2 Upr. Trf ke-2 dari 30 menjadi Upr dari 30 menjadi 60 Upr. Ext. Trf ke-4 GI Baru GI Baru KTT GI Baru GI Baru Uprate Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2

60

60 60

60

60

60


87 70

601 602 603 604 605 606 607 608 609 610 611 612 613 614 615 616 617 618 619 620 621 622 623 624 625 626 627 628 629 630 631 632 633 634 635 636 637 638 639 640

Propinsi Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim J ti Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim

Nama Gardu Induk Situbondo Ujung Segoro Madu Balongbendo Balongbendo Kasih jatim K j Kenjeran Kebonagung Gondang wetan Polehan Banyuwangi Probolinggo Sengkaling Ngawi Manisrejo Manyar Petrokimia Pakis / Malang Timur Tandes Blitar Baru Blimbing Mranggen g Karangkates Caruban Magetan Trenggalek Turen Nganjuk Semen Dwima Agung (Holcim) Mount Dream Bambe Karang pilang Kalisari Surabaya Selatan New Jombang Jaya kertas Purwosari/Sukorejo II Wlingi II Tulungagung II New Sidoarjo


Scope Proyek Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf E t 1 TB, Ext, TB 1 Trf Tf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, p 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 1 LB New, 1 LB, 1 TB, New, 2 LB, 2 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, New, 2 LB, 1 TB, Ext, 2 LB New 2 LB New, LB, 1 TB TB,

1 BC, 1 TL 1 BC, 2 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC, 1 Trf 1 BC BC, 1 Trf

Kapasitas Juta USD COD 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 30 30 30 30 30 30 30 30 30 120 0 60 0 60 0 60 30 0 60

1.67 1.67 2.10 2.10 2.10 2.10 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 1.67 1.67 1.67 2 10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 1.26 0.00 5.48 6.00 1.23 3.90 1.23 3.90 1.23 3.90 3.90 1.23 3 90 3.90

Status

Sumber Dana

2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On O Going G i APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going g APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2011 On Going APLN 2012 proposedd APLN 2012 2012 proposedd APLN 2012 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN (eks KE-III Lot 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN 2012 On Going KE-III Lot 10 2012 On Going APLN 2012 On Going APLN

Keterangan Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 E t Trafo Ext. T f ke k -3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 20 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 4 Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 20 ke 60 MVA Ext Trafo ke - 3 Ext. Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 5 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 10 ke 30 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Ekstension 1 Line Bay di GI GI Baru KTT GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru GI Baru


87 71

641 642 643 644 645 646 647 648 649 650 651 652 653 654 655 656 657 658 659 660 661 662 663 664 665 666 667 668 669 670 671 6 2 672 673 674 675 676 677 678 679 680

Propinsi Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim J ti Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim J i Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim

Nama Gardu Induk Simogunung (GIS) Tulungagung II Kediri Kalisari Tandes II/Sambi Kerep Ponorogo II M i j Manisrejo New Buduran/Sedati Krembangan Sawahan Waru New Porong Pare Cheil Jedang Bondowoso Genteng Tarik Wilis/Ngebel PLTP Bumi cokro Paiton Bangkalan Madura PLTU Ijen PLTP Iyang Argopuro PLTP Kedinding Sby. Selatan Driyorejo PLTA Sengguruh Kediri Baru (Gitet) Tulungagung II Mojoagung B Bangil il N New Undaan Babadan Sengkaling PLTA Tulungagung Trenggalek Sekarputih Ngoro Siman

Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 1 0/20 kV 150/20 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV

Scope Proyek New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, E t 2 LB Ext, New, 4 LB, 2 TB, 1 BC, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 2 TB, 1 BC, Upr, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB,1 BC Upr 1 TB, Upr, TB 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 2 LB Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 4 LB Ext, 2 LB Ext, 2 LB New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf N New, 4 LB LB, 2 TB TB, 1 BC BC, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf

Kapasitas Juta USD COD 2 Trf 1 Trf

2 Trf 2 Trf 2 Trf

1Trf

1 Trf

2T Trff

120 60 0 0 120 120 0 120 60 60 60 60 30 60 60 30 0 60 60 60 0 0 0 60 60 60 60 60 60 60 120 60 60 60 60 60 60 60 60

23.17 3.90 1.23 1.23 6.00 6.00 1 23 1.23 7.24 2.10 2.10 2.10 3.90 1.26 5.39 1 67 1.67 2.10 1.26 1.23 2.10 2.10 1.67 2.47 1.23 1.23 3.90 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 7.24 24 2.10 2.10 1.67 1.67 2.10 1.67 2.10 2 10 2.10

Status

2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On O Going G i 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 On Going 2012 Plan 2012 On Going 2013 proposedd 2013 Plan 2013 Plan 2013 Plan 2014 proposed 2014 Plan 2014 Plan 2014 Plan 2015 committed 2015 proposed 2015 proposed 2015 proposed 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2015 Plan 2016 proposed d 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan 2016 Plan

Sumber Dana APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN Unallocated APLN APLN 2012 Unallocated Unallocated Unallocated IPP Unallocated Unallocated Unallocated IPP IPP IPP APLN Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated JBIC II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan GIS Baru GI Baru

GI Baru GI Baru GI Baru Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trf ke-3 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 3 GI Baru KTT Uprate 20 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Uprate 10 ke 30 MVA Arah Pacitan II Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Uprate 20 ke 60 MVA Arah Sampang Arah Banyuwangi Arah Probolinggo GI Baru Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 2 Uprate 30 ke 60 MVA GI Baru B Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 20 ke 30 MVA Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext Trafo ke - 2 Ext.


87 72

681 682 683 684 685 686 687 688 689 690 691 692 693 694 695 696 697 698 699 700 701 702 703 704 705 706 707 708 709 710 711 712 713 714 715 716 717 718 719 720

Propinsi Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim Jatim

Nama Gardu Induk Cerme Sidoarjo Sukolilo Sby. Selatan New Pacitan Banaran Jember Tanggul Lumajang Jaya Kertas Sampang Manyar Tandes New Blimbing New Tandes ( Sambikerep ) Alta prima Ngagel (SBS) Wonokromo (SBS) Ngawi Pamekasan Gili Timur New Buduran / Sedati Turen Sby. Selatan (Wonorejo) Kebonagung Tanggul Sumenep Genteng Babat/Baureno Tuban Petrokimia Blimbing Polehan Dolopo Nganjuk Kalisari Sengkaling Lawang Mojoagung Mliwang / Dwima Agung

Tegangan

Scope Proyek


Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, 1 BC, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext 1 TB, Ext, TB 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext,, 1 TB,, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr 1 TB Upr, TB, 1 Trf


1.67 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 1.67 1.67 2.10 2.10 1.67 2.10 3.90 1.26 2 10 2.10 1.67 1.67 2.10 2.10 1.67 1.67 2.10 1.26 2.10 1.67 2.10 1.67 2.10 1.67 1.67 2.10 1.26 1.26 1.26 1.26 2.10 2.10 1.67 1.67 1 67 1.67

2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020

Status

Sumber Dana

Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Unallocated Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 20 ke 60 MVA Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 2 Uprate 20 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 4 GI Baru Uprate 20 ke 30 MVA Ext Trafo ke - 3 Ext. Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 20 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 10 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 4 Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 4 Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 30 ke 60 MVA Ext. Trafo ke - 3 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 4 Ext. Trafo ke - 2 Uprate 20 ke 30 MVA Ext. Trafo ke - 2 Ext. Trafo ke - 3 Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 30 ke 60 MVA Uprate 30 ke 60 MVA


Propinsi

87 73

721 Jatim 722 Jatim 723 Jatim 724 Bali 725 Bali 726 Bali 727 Bali 728 Bali 729 Bali 730 Bali 731 Bali 732 Bali 733 Bali 734 Bali 735 Bali 736 Bali 737 Bali 738 Bali 739 Bali 740 Bali 741 Bali 742 Bali 743 Bali 744 Bali B li 745 Bali 746 Bali 747 Bali 748 Bali 749 Bali 750 Bali 751 Bali 752 Bali 753 Bali 754 Bali 755 Bali 756 Bali 757 Bali 758 Bali 759 Bali 760 Bali TOTAL

Nama Gardu Induk New Buduran / Sedati Meranggen / Maospati Caruban Antosari Kuta/pemecutan Nusa dua Padangsambian Payangan Pemaron Pemaron Gianyar Kapal Celukan Bawang Baturiti Clk bawang (new) Gianyar Kapal Negara GIS Bandara Payangan Pemaron Bali Timur PLTU Amlapura K Kapal l Baturiti Sanur New Amlapura Negara Nusa dua New Kapal/Antosari (GIS) Gianyar II Payangan Nusa Dua II/Pecatu Gilimanuk Gis bandara Negara New sanur New gianyar/dawan Clk bawang New kapal/kerambitan


Scope Proyek Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Upr 1 TB Upr, TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 6 LB, 1 TB, Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, Upr, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf New, 2 LB Ext, 2 LB U 1 TB Upr, TB, 1 T Trff Ext, 2 LB New, 4 LB, 1 TB, Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Upr, 1 TB, 1 Trf New, 8 LB, 1 TB, New, 4 LB, 1 TB, Upr 1 TB Upr, TB, 1 Trf New, 2 LB, 1 TB, Upr, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf Ext, 1 TB, 1 Trf

1 BC, 1 Trf

1 BC, 1 Trf

1 BC, 1 Trf


Kapasitas Juta USD COD 60 30 30 20 60 60 50 30 60 60 60 30 30 30 30 60 60 30 60 60 60 0 0 60 0 60 60 30 60 60 60 60 60 30 60 60 60 60 30 60 42,426

2.10 1.26 1.26 2.10 2.10 1.67 1 67 1.67 2.10 1.67 2.10 1.67 1.67 6.07 2.10 2.10 1.67 2.10 2.10 3.90 1.67 1.67 1.23 1.23 1 67 1.67 1.23 5.13 1.67 2.10 1.67 31.43 5.13 1 67 1.67 3.90 1.67 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2.10 2547.9

2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2020

Status

Sumber Dana

Plan Plan Plan On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Committed Committed Committed Committed Plan Pl Plan proposed Plan proposed Plan Plan proposed proposed Plan proposed Plan proposed Plan Plan Plan Plan Plan

Unallocated Unallocated Unallocated Ex Gianyar, APLN APLN JBN(Real) APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2012 APLN APLN IPP Unallocated U ll Unallocated t d APLN 2013 Unallocated IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II ADB JBIC II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Keterangan Ext. Trafo ke - 4 Uprate 10 ke 30 MVA Uprate 20 ke 30 MVA Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 (Uprate 20-60 MVA) (Uprate 30-50 MVA) Ext. trafo ke-2 (Uprate 30-60 MVA) Ext. trafo ke-3 (Uprate30-60) Ext. Trafo - 3 GI Baru Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-2 (Uprate 30-60 MVA) Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3 GIS Baru (Uprate 30-60 MVA) (Uprate 30-60 MVA) Arah Amplapura Arah Bali Timur (U t 20 (Uprate 20-60 60 MVA) Arah Bedugul GI Baru (Uprate 30-60 MVA) Ext. trafo ke-4 (Uprate 30-60 MVA) GIS Baru GI Baru (Uprate 30-60 30 60 MVA) GIS Baru (Uprate 10-30 MVA) Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-5 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-2 Ext. trafo ke-3 Ext. trafo ke-3

LA AMPIRAN C1.7

PET TA PENGEMBANG GAN PENY YALURAN N SIS STEM JAW WA BALI

87 74

Peta Proyek Percepatan 10.000 MW Tahap 1 Jawa-Bali

PLTU Suralaya #8 660 MW 2010 PLTU Tanjung Awar Awar 2x350 MW 2013

PLTU Lontar 3x315 MW 2011 SURALAYA BOJANEGARA

PLTU Indramayu 3x330 MW 2010

CILEGON

CLGON BLRJA

BANTEN

MENES

RKBTG

RGDLK

BEKASI CAWANG CIBATU KSBRU

GANDUL

P

SBANG

PWKTA CNJUR

LBSTU

PDLRG

SAGULING

ARJWN

DAGO UBRNG

CGRLG

BANDUNG SELATAN

T.JATI

JTBRG

CKPAY

CIRATA

SALAK P

UBRUG

INDMY HRGLS

PBRAN

BGBRU

P

INDRAMAYU SKMDI

CIBINONG DEPOK

BUNAR

PLTU Labuan 2x300 MW 2010

PLTU Paiton #9 660 MW 2010

M.TAWAR

TNA GA

KEMBANGAN

PRATU

PLTU Rembang 2x330 MW 2010

RCKEK

CKSKA MLBNG

JPARA

.JATENG

SRAGI

MANDIRANCANBBKAN

BRBES

WLERI

KBSEN

GARUT

BLORA

SMNEP

PWRDI GRUNG CAMIS BNJAR

TASIKMALAYA

MNANG

KBSEN MRICA

BABAT

UNGARAN MJNGO

RWALO

NGBNG

NGAWI

KBMEN

87 75

CLCAP

ADIPALA

PWRJO

WNSRI

KNTUG

WATES

KRIAN

GRATI

NGORO MNRJO

BNGIL

PEDAN

GNDING STBDO

WNGIRI BNTUL

SPANG

SBLTN

BNGIL

KTSNO

PALUR

MDARI

PMKSN

MKRTO

JAJAR WALIN

GBONG

BKLAN

GLTMR

LNGAN

KDMBO SRGEN

GRESIK

BJGRO

CEPU

DIENG WSOBO

PMPEK

PLTU Pelabuhan Ratu 3x350 MW 2011

TUBAN

RBANG DWIMA

KLNGU

KNGAN

P KMJNGP DRJAT

SNTSA SMDRA

PATI

KUDUS

TBROK

KRPYK

BNRAN

SKLNG

KEDIRI

PBLGO

PAITON

PAKIS

BDWSO

KBAGN

PLTU Adipala 660 MW 2014

SMANU

KBAGN

BWNGI WLNGI

KKTES

LMJNG

JMBER

PMRON GLNUK

TNGUL

BTRTI NGARA AMPLA GTENG

PLTU Pacitan 2x316 MW 2011

Keterangan : PLTU Batubara PLTGU GAS PLTA POMPA

ANTRI

KAPAL

GNYAR

NSDUA

SLAYA2

SLAYA

SLIRA

PENI MTSUI

M.ENIM

PRYMA

PLTU TLNGA

CLGON

ASAHI

CLGMA

SRANG III

U

BJNGRA SRANG

U

TLNGA

NTGRNG

SPTAN CKNDE

PRIOK

MKRNG

DUKSMBI

BLRJA

U

U

MTWAR

U

PKMIS PCADM PCADM II KOPO

CKUPA CITRA

TGRSA TGRSA II NLKONG

SRANG II

CKRNG

JTAKE

NBLRJA

BKASI

IDMYU7

CWANG GNDUL

MENES SRPNG

RKBTG

CBTBR

KMBNG CWANG2

TGRNG PTKNG

TMBUN DPK4

CBATU

SKETI CMGIS U

PLTU LBUAN

BUNAR II

BOGOR X

CIBNG

DEPOK

BUNAR

KDBDK BGBRU KRCAK

CRATA

SALAK LAMA P

SALAK BARU

CIAWI

MPING CNJUR

SGLNG

CBDKBR

BAYAH A

PRATU U

PLTU PRATU

CGRLG

UBRUG LBSTU

TSMYA

PLTU LONTAR 3 x 300 MW

TELUK

JAKARTA

TNAGA TNAGA II

MKRNG

SPTAN III MKRNG

JMTGA

TGRNG III

PSKMS

TGBRU

DMGOT

Old

GRGOL II SMBRT II KBJRK

BDKMY

LIPP O CLDUG II LIPPO II CITRA

KMBNG

AGP II

SNYAN NSYAN

TMRSD

SMBRT

DNYSA CITRA II

JBEKA II

TMRSD II

FAJAR

PNCOL

RGNAN

TJBRT

LKONG

CSW 3

SKMDI KSBRU

JBEKA

CWANG CWANGBR MNTUR

TMBUN II

JTWRG II

MNTUR II

CKRNG TMBUN

JTWRG

TMBUN

BNTRO II

LKONG II

BKASI

PDKLP

DRTGA PSMEDE

PDNDH II

PGLNG

PGDNG

CIPNG

MPANG

CSW II PTKNG

MGRAI MGRAI II

PGSAN PLMAS

Old

CSW

LEGOK LKONG

CBTUBR KSBRU II

AGP

DNYSA II

CLDUG III

TGRSA II

PGLNG II PKRNG

CIPNG II

DKTASII

New

NSYAN II

MLNIUM

KDSPI

GPOLA

DKTAS

STBDI

KARET Old

TGRSA

KMYRN II PLNGN GMBRU

CLDK

BLRJA SLAYA

TTNGI

GBLMA KBSRH

JTAKE

LAUTS

MGBSR

KTPNG KBSRH II

KDSPI II KLPGD CKG TWSHP MRNDA PLPNG

KMYRN

DRKSB New

TGRNG

GRGOL

DRKSB III

MAXIM CKUPA

MGBSR II

GNSRI ANGKE

MKRNG III CKRNG

CKNDE

KLPGD II

ANCOL

TGRNG II

SPTAN II

MTWAR

PRIOK

SPTAN

GDMKR

KMANG

PDNDH LKONG III

BNTRO

CBATU

BNTRO III

JTNGN

PDNDH III

SRPNG

GDRIA PDNDH V

GNDUL

ITP

DPBRU

PDNDH IV

SCBNG CMGIS II

DEPOK III

CLGSI II/ JONGGOL

CMGIS

CIBNG

CLGSI

ASPEK CIBNG II

BGORX

SNTUL

CLGON SGLNG

TSMYA

KDBDK

BGBRU

U

MTWAR

MRNDA

CWANG

BKASI

CBTUBR

RKDLK IDMYU7

U

U

JABUT

TMBUN

CMGIS

CIBNG

C CBATU

DWUAN

KSBRU

IDBRT

HRGLS

CRATA CNJUR II

SBANG PWKRT

CKDNG

SBANG2

CKRNG2

A

CKRNG PDLRG II

CRBON KDPTN

DAGO

SGLNG

BNKOK

A

BDTMR

87 78

LBSTU

LGDAR

UBRNG7

KCDG2

BBKAN

SMDNG

KCDG UBRNG

U

MDCAN

PRKAN

CGRLG

UBRUG

SRAGI

PRKAN II

DAGO II

A

CSKAN

KDBDK

JTBRG

CKPAY

A

JTLHR2 CGNEA

CNJUR

PBRAN

CKPAY2

JTLHR

BGBRU

INDMY

INDMY II

SKMDI MKSRI

CKJNG

KANCI

KNGAN2 KNGAN

BDSLN

MJLYA

MLBNG

P

KMJNG

CKLNG

P

DRJAT GARUT II

GARUT SNTSA

MNANG SMDRA

TSMYA

CAMIS BNJAR

PGDRN II

PMPEK PGDRN

BRBES

Peta Jaringan Subsistem Bandung Raya CIBNG

A

BGBRU

CRATA ARJWN

CSKAN

A

CNJUR

DAGO II

PDLRG II CNJUR II

KDPTN PRKAN II

DAGO CBBAT IV

PDLRG SGLNG

BADUT BNKOK II

A CBBAT III

LBSTU

CBBAT

BNKOK

SMDNG UBRNG

BRAGA

LGDAR II

UBRNG

KCDNG3

RCKEK

CGRLG

LGDAR BOGOR X

MDCAN

PRKAN

PNSIA

DKLOT

PYDAP II

KCDNG2 RCSBA

PNSIA2

CKSKA MJLYA

BDSLN

MLBNG

87 79

P

CKLNG

CKSKA II

KMJNG

CGRLNG BARU DRJAT PTUHA

P

P GARUT II GARUT

SNTSA SMDRA WWNDU

TSMYA

P

CAMIS

KRNGAL PMPEK

GU

TJATI

PLTU JATENG

JPARA

PATI II

u

RBANG

PATI

JPARA II JATENG KANCI

BRBES KBSEN

PMLNG

KAJEN

u

PKLON

KUDUS BTANG

TBROK II TBROK KLNGU

WLERI

U

PMLNG7

MDCAN

JKULO KUDUS II

SYUNG

BLORA MRGEN

RDGRT SRDOL PDPYG

KBSEN II

PWRDI CEPU

UNGAR DIENG BMAYU

P

GRUNG KLBKL II

MRICA A

KLBKL

KDMBO

TMGNG

BRNGI WSOBO

NGAWI

SRGEN

SCANG PALUR II

SGRAH BYNDO JAJAR

RWALO NSTRA

SBRAT

A

JELOK

A

RWALO7

MNRJO

PALUR

GBONG

MKGRN WSARI

U

u

CLCAP

KBMEN

MDARI

KLSAN KLTEN

WATES WRBJN

PEDAN

BNTUL II

WNGRI

KDIRI

BNTUL

SMANU

u

PLTU PCTAN

Peta Jaringan Subsistem Semarang PLTU JATENG KAJEN

PKLGN

BTANG

U WLERI

TBROK II

TBROK

TJ JATI

KWNGU

PMLANG

KRPYK

PMLANG7 MDCAN

SYUNG

SLIMA SRDOL PDLAM

RDGRT

PDLAM II

MRGEN SRDOL

NGBNG PDPYG

KRIAN

88 81 UNGAR

BAWEN

A JELOK

PEDAN

U

BRNGN MRICA

BAWEN

UNGRN NGAWI

WSOBO

SCANG SRGEN

SGRAH PALUR II SGRAH II

MJNGO BYNDO JAJAR

PALUR

WNSRI

KNTNGAN

88 82

MDARI WRJBN J

RWALO

PEDAN

KLSAN

PWRJO

KLTEN

KEDIRI

GDEAN GJYAN WRJBN WNGRI WATES

PCTAN

BNTUL

NTRDI

BNTUL7

SMANU

KEREK TUBAN

u PLTU TJAWR

BLORA SMNEP

BKLAN MNYAR GRESIK

BABAT

CEPU

U

LNGAN

SPANG

CERME

NGORO

PMKSN

KRIAN

NGBNG JATIM NGAWI

PLOSO

MGTAN

NGJUK NGNJK II

KDIRI

TARIK

GRDLU

MGUNG

BNGIL

NGORO

PLOSO

BCKRO

88 83

SYZZG

PDAN

SKRJO

PITON PBLGO

STBDO

KRSAN

PWSRI

PARE

BNRAN MDLAN PNRGO

LWANG SKLNG

NGJUK TLGNG2

PLHAN BLTRU

TRGLK PCTAN

BDWSO

BLBNG

TRGLK2

u

GRATI

GDWTN RJOSO

BLKDG PDAAN2

CRBAN

PIER

PDAAN JMBNG

DLOPO

PS

BNGUN

JYKTS

MNRJO

MGTAN

BDRAN PRONG

SKTIH

CRBAN

SBSLT

BLNDO

TLGNG

KBAGN WLNGI

KKTES2

TUREN II TUREN

STAMI SGRUH

PLTU PCTAN PTLAG

PAKIS PLHAN II

KAPAL KDDNG

TLGUL JMBER II

BWNGI JMBER

GPNGN

GTENG

Peta Jaringan Subsistem Surabaya MLWNG

MNYAR BABAT PKMIA

LNGAN

GLTMR

U PCRAN

CERME

UJUNG

ALPMA PERAK MKBAN SMBKREP SWHAN

NGBNG

KDDING GEBNG UDAAN KJRAN

SMGNG

DARMO BAMBE

UNGRN

WKRMO KSJTM

KRIAN

KLSRI

WARU

DIRJO

WNRJO BBDAN

BLNDO

88 84

PLOSO

BDRAN SDATI

AJMTO

SKPTH

BNGUN PRONG SDRJO NGORO

PLOSO

JKTAS

BNGIL

BCKRO

MGUNG

PIER

JMBNG

GRATI

PDAAN GDWTN RJOSO

BLKDG NGNJUK II

KDIRI

SKRJO

PITON

PITON

BWNGI

PMRON

GLNUK CLKBWG U

U

BTRTI

BTMUR

NGARA

AMPRA ANSRI

UBUD

NKAPAL GNYAR II GNYAR KAPAL NSNUR SANUR PSGRN

NSDUA II

NSDUA

LAM MPIRAN C1.8

ANALIS SIS ALIRA AN DAYA A SIST TEM JAWA A BALI

88 86

AN NALISIS ALIRAN A D DAYA 500 KV TAHUN 2011 - 2020

Pada Waktu Be eban Puncak (Puku ul 19.00) Sistem Jawa – Bali

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2011 (PUKUL 19.00) Beban Pembangkit Losses Tegangan terendah T Transfer f daya d dari d i ti timur kke b baratt

: 19.448 MW : 19.910 MW : 462 MW (2,32%) : 481,4 KV (GITET Bekasi) : 1.519 1 519 MW TX TX 492.0 TX 492.0 TX 492.1

828.6 MW

GITET 500 KV

496.3 MW CLGON7

489.7

CRATA7

GNDUL7

BLRJA7

-170.9 MW

404.9 MW

347.8 MW

556.2 MW

252.5 MW

489.2

492.0

UBRNG7

487.7 654.9 MW

CIBNG7

650.1 MW

452.7 MW 487.0 85.1 MW

359.4 MW 487.8

362.3 MW

405.2 MW

489.8

489.6

105.4 MW SGLNG7

493.2

731.0 MW

PITON97 NGMBG7

343.2 MW

494.8 1815.4 MW

1128.9 MW

494.9

-212.7 MW 518.4 MW

386.8 MW

700.0 MW 500.4

492.0 1547.8 MW 258.2 MW

1278.2 MW

460.8 MW

422.9 MW

491.6

500.4

495.9

343.0 MW

527.5 MW GRATI7

PEDAN7 574 5 MW 574.5

189.8 MW 507.9

463 6 MW 463.6 501.1

KDIRI7

787 8 MW 787.8

1368 8 MW 1368.8 562.7 MW 501.6

500.4 PITON7

KRIAN7

BDSLN7

TASIK7 379 5 MW 379.5

719.6 MW 3052.0 MW

UNGRN7

672.1 MW

DEPOK7

500.0 MW

1663.5 MW

647.5 MW

256.8 MW

595.4 MW W

486.0

495 3 495.3

487.8

997.0 MW

CWANG7

217.8 MW

765.8 MW

2438.3 MW

GRSIK7

5 11.4 MW

482.4

501.2

MDRCN7

790.8 MW --26.5 MW

594.9 MW

2331.6 MW

CBATU7 643.4 MW

371.1 MW 1000.0 MW

386.8 MW W

KMBNG7

481.4

975.0 MW

-437.2 MW

495.3

647.3 MW

382 2.5 MW

-181.1 MW

500.0 MW

479.4 MW

GENERATOR TJATI7

BKASI7 0 0 MW 0.0

62.7 MW

64.6 MW

1260.0 MW 489.1

SLAYA7-2

SLAYA7

MTWAR7

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2012 (PUKUL 19.00) Beban Pembangkit Losses Tegangan g g terendah Transfer daya dari timur ke barat

: 20.965 MW : 21.357 MW : 392 MW (1,83%) : 483,6 KV ((GITET Bekasi)) : 1.447 MW TX TX 491.8 492.0 491.8 TX 492.0 TX 173.5 MW

SLAYA7-2

862.0 MW

CRATA7

GNDUL7

436.8 MW

218.3 MW

488.2

491.9

UBRNG7

800.0 MW

486.4 CIBNG7 142.2 MW

392.9 MW

232.7 MW 486.0 299.6 MW

300.0 MW 486.6

472.0 MW

362.2 MW

489.0

488.6

143.2 MW SGLNG7

808.2 MW 631.5 MW

UNGRN7

500.0

502.3

374.0 MW 500.2

318.1 MW 535.0 MW

GRATI7

185.2 MW 508.2

561.8 MW 501.9

450.0 MW

KDIRI7

595.3 MW

1243.8 MW 633.4 MW 502.7

764.5 MW 2850.0 MW 501.8 PITON7

KRIAN7

PEDAN7 426.4 MW

501.9

1541.7 MW

78.8 MW TASIK7

700.0 MW

401.1 MW

BDSLN7

DEPOK7 238.4 MW

PITON97

503.1 297.9 MW

397.5 MW

493.0

102.0 MW

617.1 MW 506..2 MW

505.0 MW

1724.8 MW

496.7 NGMBG7

315.4 4 MW

BLRJA7

500.9

495.1

490.1

48.7 MW

671.3 MW

761.9 MW

673.0 MW

CWANG7

174.8 MW

486.3

SBYSL

-224.7 MW

750.5 MW

485.7

MDRCN7

886.2 MW

911.7 MW

875.5 MW

GRSIK7

726.2 MW

KMBNG7 860.8 MW

501.2

1328.6 MW

CBATU7

533.7 MW CLGON7

208.9 MW

483.6

483.6

493.6 441.8 MW

GITET 500 KV

471.4 MW 1800.0 MW

678.5 MW

1146.0 MW

2391 9 MW 2391.9

389.1 MW

536 6.2 MW

736.0 MW

493.6

68.1 MW

GENERATOR

TJATI7

BKASI7

438.8 MW

1122.0 MW

63.9 MW 450.0 MW

SLAYA7

1260.0 MW MTWAR7 529.2 Mv ar

488 5 488.5

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2013 (PUKUL 19.00) Beban Pembangkit Losses Tegangan terendah Transfer daya dari timur ke barat

: 22.512 MW : 23.021 MW : 409 MW (2,21%) : 487,1 KV (GITET Cawang) : 2.384 2 384 MW 490.1 TX 490.1 498.4 498.9 TX TX4 TX3 490.1 MTWAR7

685.2 MW 589.1 MW GENERATOR

1750.0 MW SLAYA7-2 SLAYA7 2

506.6 MW

CRATA7

739.5 MW

488.1

976.9 MW

357.8 MW

514.1 MW GNDUL7

CLGON7

CIBNG7

489.1

89.7 MW

272.5 MW

380.2 MW

228.9 MW

493.6

498.4

407.1 MW 493.9

443.8 MW

542.8 MW

GRATI7

RWALO7

290.1 MW

76.1 MW

501.9

499.5

497.6 PITON7

KRIAN7

BDSLN7

TASIK7

852.6 MW

428.7 MW

197.4 MW DEPOK7

600.0 MW

1971.5 MW

333.1 MW 489.3

497.7

3634.0 MW UNGRN7

489.8

-222.3 MW SGLNG7

1044.2 MW

384.0 MW

490.9

800.0 MW

506.1 MW

626.0 MW

490.1

372.8 MW

489.2

1211.5 MW 359.6 MW

PITON97

490.4

496.8

UBRNG7 490.6

662.9 MW NGMBG7

94.4 MW

218.2 MW

411.2 MW

-78.6 MW

1220.7 MW -119.1 MW

-132.0 MW

605.8 MW

LKONG7 490.1 489.7

493.7

531.8 MW

597.7 MW

KMBNG7

128.6 MW

1504.3 MW

494.2

740.8 MW

490.4

489.9

CWANG CWANG7 BLRJA7

1119.8 MW 108.1 MW

494.6

664.5 MW

955.5 MW

SBYSL

613.2 MW

774.0 MW

487.1

533.7 MW

843.8 MW

488.0

MDRCN7

98 2.5 MW

740.7 MW

-240.6 MW

533.7 MW

CBATU7

GRSIK7

501.2

1645.3 MW

72.1 MW 2776 8 MW 2776.8

487.8

380.4 MW

SLAYA7

DUKSB7

1473.6 MW 1

939.2 MW

494.2

414.4 MW 2400.0 MW

161..7 MW

600.0 MW

715.2 MW -30.9 MW

161.1 MW

BKASI7

65.5 MW

261.2 MW

GITET 500 KV

TJATI7

491 2 491.2

PEDAN7

819.2 MW

KDIRI7

898.9 MW 387.8 MW 493.7

1609.9 MW 685.2 MW 493.1

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2014 (PUKUL 19.00) : 24.119 MW : 24.508 MW : 389 MW (1,59%) : 481,6 KV ((GITET Cawang) g) : 1.997 MW TX TX 487.1 TX 487.1 TX 487.1 487.1

783.0 MW 671.7 MW

2593.8 MW

936.4 MW

487.8

486.9

483.0

483.4

530.7 MW

467.4 MW

200.6 MW

CRATA7 CIBNG7

484.5 -5.8 MW W

LKONG7

377.7 MW

193 1 MW 193.1

487.1

BDSLN7

488.2

357.8 MW

PITON97

700.0 MW 495.6

500.0 MW 980.0 MW

1561.0 MW

220.9 MW

125.3 MW

418.1 MW

1071.6 MW

279.0 MW

494.2

497.3

492.9

492.0

462.7 MW 3200.0 MW

PMLNG7

495.6

224.9 MW

UNGRN7

237.7 MW

440.7 MW

484.5 364.1 MW

484.4

484.5

496 4 496.4

227.8 MW

800.0 MW

GNDUL7

484.2

CLGON7

668.6 MW NGMBG7

1446.1 MW

488.3

SBY SL

493.7

-7.4 MW

201.4 MW

353.4 MW

TMBUN7

32.0 MW

771.6 MW

UBRNG7

486.7

PITON7

KRIAN7 379.0 MW

GRATI7

-205.7 MW SGLNG7 107.2 MW

46.1 MW

RWALO7

DEPOK7

496.9

TASIK7 637.0 MW

412.4 MW

500.0 MW

1174.8 MW

1195.6 MW

296.1 MW

110.5 MW

485.7

233.5 M MW

0 0 MW 0.0

317.3 M MW

815.9 MW

-129.3 MW

1491.0 MW

31.2 MW

125.1 MW

BLRJA7

-346.5 MW 489.5

MDRCN7

958.8 MW

CWANG7 490.3

74.4 MW 616.0 MW

CBATU7 0.0 MW

481.6

499.0

1876.3 MW

930.2 MW

GITET 500 KV

GRSIK7

2000 0 MW 2000.0

541. 6 MW

481.7

KMBNG7

GENERATOR

268.9 MW

309.8 MW

77.4 MW

-487.4 MW

SLAY A7

1426.1 MW

994.2 MW

482.9

TJATI7

675.3 MW

490.2

626.7 MW

MTWAR7

487.6

746.0 MW

150.8 MW

487 4 MW 487.4

500.0 MW

588.9 MW

6.8 MW 1306

68.0 MW

BKASI7

-293.5 MW

DUKSB7

295.7 MW

SLAY A7-2

1750.0 MW 715.6 Mvar

670.6 6 MW

Beban Pembangkit Losses Tegangan g g terendah Transfer daya dari timur ke barat

220.4 MW 498.7 CLCAP7

500.0 MW 497.4

PEDAN7 245.4 MW

488.5

BNGIL7

KDIRI7

648.1 MW 475.3 MW

1342.7 MW 693.3 MW

520.9 MW

487.1

487.7


: 25.989 MW : 26.474 MW : 485 MW (1,83%) : 481,1 KV (GITET Bekasi) : 2.899 2 899 MW TX TX 485.6 485.6 TX 485.6 TX 485.6

191.6 MW

MTWAR7

0.0 MW

709.7 MW 500.0 MW

LKONG7

483 4 483.4

757.6 MW 483.0

388.6 MW

483.6

CIBNG7

248.2 MW

131.4 MW

1727.5 MW

492.5

1371.2 MW

PMLNG7

1126.9 MW

354.9 MW

379.6 MW

UNGRN7

PITON7

KRIAN7 337.4 MW

DEPOK7 TASIK7

285.9 MW

BDSLN7

GRATI7

-186.4 MW

85.0 MW CSKAN7

RWALO7 494.9 704.9 MW

496.3

CLCAP7

630.0 MW 496.1

3600.0 MW 499.6

368.0 MW

SGLNG7

486.8

-346.9 MW

413.9 MW

485.1

486.6

424.7 MW

492.0

383.2 MW 484.3

600.0 MW

2118.8 MW

343.4 MW

488.9

344.7 MW

229.9 MW

499.6

348.8 MW

414.0 MW 493.7

493.1

800.0 MW

722.5 M MW

496.7 MW

2613..1 MW -69.9 MW

485.6 CRATA7

-27.9 MW

375.7 MW

367.9 MW 486.0

PITON97

486.5

NGMBG7

832.4 MW

262.1 MW

372.0 MW

CWANG7-2

GNDUL7

483.4

UBRNG7

481.9

421.1 MW W

TMBUN7

SBY SL

489.9

720.4 MW

15.8 MW

CLGON7

486.7

158.4 MW

1037.2 MW 442.2 MW

484.6

1259.9 M MW

1074.4 MW

59.7 MW

15 55.9 MW

489.5

751.4 MW

284.5 MW

484.9

68.1 MW 548.4 MW MDRCN7

250.7 MW

482.1 -311.9 MW

-54.0 MW

-68.0 68 0 MW

567.9 MW

1482.5 MW

334.7 MW

1588.6 MW

J BLRJA7

497.2

2112.1 MW

74 41.6 MW

490.3

CWANG7

KMBNG7

GITET 500 KV

GRSIK7

2520.0 MW

CBATU7

-908.2 MW

481.5

114.8 MW

3030.6 MW

810.5 MW

-403.1 MW W

82.3 MW

482.0 -828.1 MW

1024.9 MW

SLAY A7

1555.0 MW

828.1 MW

481.1

-597.7 MW

490.2

151.8 MW

600.0 MW

GENERATOR 295.8 MW

853.2 MW

-122.2 MW

DUKSB7

993.2 MW

0 0 MW 0.0

69.9 MW

TJATI7

483.9

196.3 MW

1169.7 MW

480.3 M MW

BKASI7

BNTUL7 468.0 MW

260.2 MW 489.9

1656.0 MW

MKRNG7 481.6

SLAY A7-2

200.5 MW

KAPAL7 199.5 MW

PEDAN7

-206.7 MW

BNGIL7

KDIRI7

460.8 MW

1226.0 MW

413 1 MW 413.1

761 3 MW 761.3

408 2 MW 408.2

486.3

484.4

486.4

506.9

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2016 (PUKUL 19.00)

771.0 MW

2200.0 MW MTWAR7

601.0 MW

286.3 MW

485.6 488.0

862.8 MW

336.7 M MW

GNDUL7

576.6 MW

-114.0 MW

CIBNG7

490.4

491.6

1150.8 MW

676.2 MW

1275.0 MW

274.5 MW

495.6

487.9

490.4

RWALO7 499.9 MW

145.9 MW

493.7

495.0

524.4 -70.4 MW

CIGRE7

280.9 MW 494.7 -216.3 MW

PITON7

KRIAN7

BDSLN7

494.4

GRATI7

BNTUL7 569.9 MW

550.0 MW 495.7

550.0 MW 495.6

286.8 MW 489.1

TASIK7 CLCAP7-2

3250.0 MW 497.2

332.7 MW

28.6 MW

491.4

-5.1 MW

388.1 MW

-19.5 MW

UNGRN7

486.4

296.7 MW

BOGORX7-HVDC

PMLNG7

550.0 MW

1484.1 MW

437.1 MW

-245.1 MW

431.3 MW 1230.2 MW

812.8 MW

750.0 MW 497.2

15.1 MW

SGLNG7

CSKAN7

1230.2 MW

497.7

PITON97

603.6 MW 486.5 748.8 MW

TPCUT7-HVDC

492 1 492.1

328 8 MW 328.8

343 1 MW 343.1

242.5 MW DEPOK7

23.7 MW

490.6 CRATA7

43.3 MW

-28.5 MW

800.0 MW 491.1

484.1

NGMBG7

165.8 MW

320.6 MW

545.8 MW

486.2

LKONG7 -34.2 MW

CWANG7-2

780.4 MW

486.4

492.3

484.0

286.2 MW

743.6 MW

UBRNG7

486.0

12.8 MW

1243.3 MW

111.0 MW

BLRJA7

497.6 MW

76.8 MW

CLGON7

1114.9 MW

941.5 MW

492.6

-1007.4 MW W TMBUN7

286.2 MW

2194.5 MW

491.7

460.8 MW

88.6 MW

489.8

SBY SL

489.0

716.3 MW

-21.1 MW

384.6 MW

150.6 MW

800 0.0 MW

KMBNG7

1316.0 MW

1518.8 MW

2086.8 MW

1652.8 MW

678.9 MW

SLAY A7

CWANG7

80.3 MW

MDRCN7

1004.0 MW

482.0

740.9 MW

GITET 500 KV

GRSIK7

541.1 MW

404.6 M MW

485.5

489.8

GENERATOR

499.4

498.2

CBATU7

0.0 MW

492.5

799.0 MW

800.0 MW

493.7 490.7 490.6 491.9 493.8

TJATI7

372.9 MW

MW 498.4 M

550.0 MW

500.0 MW

JTENG7

488.0

244.3 MW

465.8 MW

0.0 MW

BNTEN7

482.0

618.6 MW

653.2 MW

DUKSB7

1106.1 MW 72.8 MW

31.3 MW W

SLAY A7-2

BKASI7

326.6 MW

1236.8 MW

274.9 MW

1200.0 MW 526.0 Mvar

TX TX 493.8 490.7 493.7 TX TX TX 493.8 TX TX

718..5 MW

817.8 MW

485.6

83.6 MW

MKRNG7

1099 9.9 MW

274.9 MW

: 28.001 MW : 28.440 MW : 439 MW (1,54%) : 482,0 KV (GITET Cawang) : 2.265 2 265 MW

CLCAP7

1861.7 MW

Beban Pembangkit Losses Tegangan terendah Transfer daya dari timur ke barat

266.0 MW

KAPAL7 264.7 MW

PEDAN7

-281.6 MW

BNGIL7

KDIRI7

423.3 MW

1260.2 MW

724.7 MW

543.1 MW

588.6 MW

485.6

484.5

485.8

503.4


: 29.917 29 917 MW : 30.587 MW : 670 MW (2,18%) : 476,8 KV (GITET Cawang) : 1.359 MW 500.0 MW

813.7 MW

481.0

479.3

-708.6 MW

GENERATOR

503.8 MW

16.6 6 6 MW

830.4 MW

GNDUL7

919.3 MW

LKONG7

1040.5 MW

482.1 DEPOK7

-557.0 MW

683.0 MW

-17.4 MW

385.7 MW CIBNG7 483.0

422.5 MW

-166.8 MW

BOGORX7-HVDC

76.9 MW

1800.0 0 MW

2221.7 MW W

1693.5 MW W 488.0

RWALO7

307 0 MW 307.0

393.5 MW

496.5

550.0 MW

-84.8 MW CIGRE7

619.4 MW

488.4

TASIK7 CLCAP7-2 550.0 MW 495.3

550.0 MW 495.2

312.2 MW

CLCAP7

421.2 MW 3062.0 MW 499.7 PITON7

KRIAN7

489.3 MW

GRATI7

521.0 MW

BNTUL7

550.0 MW

1569.8 MW

494.1

BDSLN7

493.9

499.7

-14.2 MW

UNGRN7

85.5 MW

700.0 MW

247.4 MW

490.5

496.1 PMLNG7

651.9 M MW

1103.2 MW

602.8 MW

499.5

SGLNG7

487.6

497.6

518.9

955.8 MW

996.4 MW 665.6 MW

161 7 MW 161.7

498.5

131.0 MW

PITON97

47.8 MW

331.6 MW

487.3

CSKAN7

2631.3 MW

494.0

336.0 MW

767.3 MW

TPCUT7-HVDC

78.1 MW

-30.5 MW

490.5 CRATA7

489.3

NGMBG7

-270.8 MW

322.6 MW

485.3

650.2 MW

706.7 M MW

1067.4 MW

525.8 MW

279.5 MW

2631.3 MW

UBRNG7

481.6

482 4 482.4

192.7 MW

CWANG7-2

494.6

353.5 MW

481.3

SBYSL 491.9

521.3 MW

BLRJA7

-225.9 MW 552.8 MW

396.3 MW

KAPAL7

489.0

-452.0 MW

-175.6 MW

1509.7 MW

1356.0 MW

1002.7 MW

480.1

-32.4 MW

484.5

490.9

500.1 500.0

MDRCN7

482.3

385.5 MW

GRSIK7

1800.0 MW

813.4 MW

TMBUN7

TJATI7

534.1 MW

-44.8 MW

1107.2 MW W

307.1 MW

481.2

2459.6 MW

CLGON7

0. 0 MW

336 2 MW 336.2

631.7 MW

93.8 MW

490.9

476.8

984.0 MW KMBNG7

CBATU7

131 13.2 MW

1963.8 MW

1547.5 MW

14 419.2 MW

11 122.2 MW

SLAYA7

849.9 MW

668 8.3 MW

481.1

CWANG7

500.0 MW

481.7

889.8 MW

490.8

356.9 MW

477.9

1122.3 MW

74.6 MW

882 9 MW 882.9

GITET 500 KV

JTENG7

493 7 493.7

1170.5 MW

DUKSB7

584.6 MW

456.6 MW

814.1 MW

399 3 MW 399.3

900.0 MW

CBATU7-2

829.9 MW

480.6

836.0 MW

BKASI7

172.5 MW

SLAYA7-2

2200.0 MW

1332.6 MW 1

486.9

641.4 MW

IDMYU7

1374.7 MW

399.2 MW

394.8 MW

585.3 MW

550.0 MW

TX TX 498.6 490.7 498.4 490.4 490.7 498.4 TX TX 494.9 TX 483.1 494.9 TX TX TX 483.1 TX 4TX 96.6 498.6 493.9 TX

MTWAR7

PLGDG7

1099.9 M MW

MKRNG7

BNTEN7

394.1 MW TNDES7 PEDAN7

-305.6 MW

BNGIL7

KDIRI7

32.3 MW

937.5 MW

789 8 MW 789.8

580 9 MW 580.9

421 7 MW 421.7

485.2

480.1

483.2

504.5


: 31.963 31 963 MW : 32.595 MW : 631 MW (1,94%) : 480,4 KV (GITET Pulogadung) : 1.557 MW 450.0 MW

BKASI-3

1700.0 MW

MT WAR7

488.3 PLGDG7

417.4 MW

TT XX 493.6 500.8 501.0 493.3 493.6 500.8 T T XX X 497.9 487.6 T497.9 TT X TX X 487.6 X 501.0 TX TT496.2 498.0 X

450.0 MW 794.7 MW

740.3 MW

690.6 MW

IDMYU7

1800.0 MW 487.9

482.1

LKONG7

310.8 MW

997.1 MW

272.4 MW 482.7

936.3 MW

-83.5 MW

CWANG7-2

GNDUL7

576.6 MW

170.3 MW

439.6 MW

501.0

513.4 BOGORX7-HVDC

328.7 MW

502.0 MW

484.7

495.8 PMLNG7

491.0

BNT UL7

141.9 MW

327.5 MW

499.2

497.6 498.8 MGENG7

186.3 MW

PIT ON7

527.4 MW 420.2 MW

BDSLN7

493.3

141.5 MW

T ASIK7

704.3 MW

487.0

450.0 MW 450.0 MW

450.0 MW CLCAP7

CLCAP7-2 494.8

494.7

443.5 MW

2750.0 MW 498.8

KRIAN7

GRATI7

567.6 MW

52.9 MW

CSKAN7

450.0 MW

435.7 MW

493.7

-23.3 MW

UNGRN7

RWALO7

498.8

1265.7 MW

SGLNG7

800.0 MW

700.0 MW

281.8 MW

490.4

293.1 MW

-1221.7 MW

CIGRE7

1232.7 MW

466.7 MW

490.6

761.6 MW 649.1 MW

590.6 MW

CIBNG7

900.0 M MW

412.4 MW

758.3 MW

1600.0 MW

1429.7 MW

CRATA7

PITON97

-369.1 MW

653.2 MW

500.8

651.0 MW 2853.4 MW

-448.3 MW

219.7 MW

493.4

936.5 MW -136.5 MW

490.4

2853.4 MW

496.2

70.9 MW

800.0 MW

489.3

DEPOK7 TPCUT 7-HVDC

76.0 MW

448.6 MW

485.1

488.3

NGMBG7

-593.3 MW

461.7 MW

483.8 MW 1022.6 MW 542.6 MW 482 3 482.3

489.9 CLGON7

BLRJA7

UBRNG7

481.0

1938.3 MW W

1027.9 MW

-184.3 MW 125.2 MW

KMBNG7

633.6 MW

646.8 M MW

384.3 MW

480.7 484.0

490.1

497.4

747.1 MW

2122.3 MW

SBYSL 491.8

567.9 MW

T MBUN7

244.7 MW

379.5 MW

486.8

739.5 MW

670.7 MW

100.2 MW

MDRCN7

837.5 MW

-243.2 MW 596.0 MW

1429.0 MW W

1315 8 MW 1315.8

CBAT U7

500.4

501.0

1213.9 MW W

482.1

1034.3 MW

0. 0 MW

1384.3 MW

DUKSB7

486.9

1600.0 MW

761.4 MW

1026.0 MW 480.5

1640.9 MW 1

822.1 MW

486.3

303.4 MW

450.0 MW

489.9

T JATI7

539 7 MW 539.7

GRSIK7

482.7 CWANG7

497.8

409.1 MW

1244.6 MW 1

450.0 MW

SLAYA7

616.7 MW

BNTEN7

105.9 MW CBAT U7-2

W 969.6 MW

1194.9 MW 77.2 MW

509.0 MW BKASI7

288.9 MW

690.8 MW

992 2 MW 992.2

GITET 500 KV

JTENG7

1600.0 MW

417.5 MW SLAYA7-2

GENERATOR

480.4

775.3 MW

480.4

489.0 T NDES7

1328.4 MW

MKRNG7

KAPAL7

417.9 MW 502.2

PEDAN7

-258.7 MW

BNGIL7

KDIRI7

-78.9 MW

880.6 MW

772 9 MW 772.9

957 4 MW 957.4

432 8 MW 432.8

483.1

476.1

479.2


: 34.156 MW : 34.930 MW : 774 MW (2,22%) : 473,4 KV (GITET Cawang) : 2.411 MW 900.0 MW 500.0 MW

BKASI-3

MTWAR7

480.5

438.4 MW

600.0 MW

583.0 MW

819.7 MW

475.4

1598.6 MW

476.3 LKONG7

1153.9 MW

802.0 MW

-94.8 MW

446.7 MW 357.0 MW

CIBNG7 477.6

707.2 MW -746.9 MW 483.0

447.1 MW

CSKAN7

828.0 MW

MGENG7

-226.4 MW

1065.1 MW

702.6 M MW

744.1 MW

1600.0 MW

74 44.1 MW

PITON7

519 9 MW 519.9 504.0 MW GRATI7

618.3 MW

430.9 MW

213.4 MW

496.3

494.8

-179.4 MW

CIGRE7

493.5

-393.0 MW

496.4

490.3

484.7

BNTUL7

896.9 MW

499.4 MW

482.9

-394.2 MW 880.0 MW 476.5 GRDLU7 478.2 PEDAN7

TASIK7

600.0 MW 600.0 MW 600.0 MW CLCAP7-2 492.2

492.1

CLCAP7

3344.0 MW 495.8

KRIAN7

BDSLN7

128.2 MW

496.8 MW

489.5

SGLNG7

655.5 MW

BOGORX7-HVDC

UNGRN7

RWALO7

600.0 MW

134.0 MW

990.5 MW

806.4 MW

556.3

482.9

495 8 495.8

1494.7 MW

334.5 MW

486.5

427.2 MW

482.7

TPCUT7-HVDC

519.4

1320.9 MW

-476.5 MW

DEPOK7

-1250.0 1250 0 -1250.0 658.5 658.5

762.2 MW

491.8

700.0 MW

-570.5 MW

703.1 MW

PMLNG7

PITON97

291.3 MW 476.0

2632.6 MW

17.4 MW

496.1

1199.9 MW

272.0 MW

CRATA7

NGMBG7

494.0

128.0 MW

485.8

173.0 MW 1

486.5

GNDUL7

483.7

328.9 MW

342.7 MW

480.8

1250 0.7 MW

1083.4 MW

404.5 MW

553.1 MW

940.4 MW

726.7 MW

CWANG7-2

1309.7 MW

BLRJA7

SBYSL

700.6 MW

116.7 MW

482.4 MW

477.1

143.9 MW

1496.8 MW

-237.1 MW 33.9 MW

UBRNG7

474.0 KMBNG7

-233.3 MW

618.7 M MW

418.8 MW

474.7 478.7

W 2547.3 MW

488.0 MW

2482.8 MW 486.8

-338.4 MW

564.2 MW

721.8 MW

104.8 MW

MDRCN7

490.8

TMBUN7

GRSIK7 G S

497.2

488.1

386.7 MW

478.7

TUBAN7

495.7 1020.0 MW

1915.0 MW W

1495.5 MW

CBATU7

879.8 MW

GITET 500 KV

587.3 MW

TJATI7

497.2

1423.0 MW

473.4

1070.7 MW

590.8 MW 1600.0 MW

403.5 MW 478.5

1046.9 MW 1

DUKSB7

0.0 MW 0

2090.3 MW

1640.1 MW

1496.6 MW

111 18.4 MW

474.5

492.3

CBATU7-2

1826.4 MW

931.3 MW

486.6

1316.3 1316 3 1316.3 556.3

GENERATOR

JTENG7

1600.0 MW

W 864.3 MW

600.0 MW

CWANG7

742.6 MW

632.1 MW

474.1

1031.2 MW

78.3 MW

350.8 MW

SLAYA7-2

360.2 MW BKASI7

820.1 MW

438.5 MW

2632.6 MW

2400.0 MW

473.3

474.4

1037.0 MW

CLGON7

IDMYU7

794.7 MW 479.1

481.6

SLAYA7

TX TX 486.0 496.1 496.3 485.7 486.0 496.1 TX TX 491.4 TX 479.5 TX 491.4 TX TX TX 479.5 TX 496.3 490.6 493.7 TX

900.0 MW

PLGDG7

MKRNG7

1548.5 MW

BNTEN7

TNDES7

KAPAL7

501.0 MW 497.5

BNGIL7

4.9 MW

1067.7 MW 1054.7 MW 468.3 KDIRI7

459.8 MW 471.9


: 36.463 MW : 37.291 MW : 837 MW (2,25%) : 469,1 KV (GITET Muara Karang) : 1.606 1 606 MW 950.0 MW

2000.0 MW 899.1 Mvar

BKASI-3

MT WAR7

TT XX 489.0 485.6 485.8 488.7 489.0 485.6 T T XX X 494.1 TX X 482.5 T494.1 TT X 482.5 X TT483.2 485.8 485.5 X TX

485.6 MKRNG7

PLGDG7

467.4 MW

522.5 MW

950.0 MW 948.9 MW

IDMYU7

789.9 MW

2000.0 MW

GENERATOR

GITET 500 KV

484.5

397.1 MW

1123.0 MW DEPOK7

-593.3 MW

467.1 MW 477.1

486.2

-1873.0 MW

CIGRE7

MGENG7

800.0 MW

487.1

-38.7 MW

720.2 MW

487.1

-245.7 MW

712.3 MW W

1500.0 MW

731.4 MW UNGRN7

PITON7

351.4 MW 510.8 MW

BDSLN7

487.4 BNT UL7

492.7

TASIK7

872.6 MW

481.8

GRAT I7

500.0 MW

CLCAP7-2

T NDES7

318.2 MW -239.8 MW

488.1

650.3 MW 999.3 MW

1128.7 MW

584.6 MW

479.0

467.5

471.1

KDIRI7

800.0 MW 480.1

KAPAL7

507.6 MW 496.8

BNGIL7

-345.1 MW

GRDLU7 CLCAP7

488.0

480.6

PEDAN7

500.0 MW 500.0 MW

524.9 MW

3000.0 MW 494.5

KRIAN7

665.0 MW

226.2 MW

CSKAN7

521.4 MW

485.3

8.6 MW

RWALO7

500.0 MW

1368.6 MW

SGLNG7

451.0 MW

206.9 MW

509.7 BOGORX7-HVDC

PMLNG7

494.5

465.9 MW

482.4

491.9

366.6 MW 800.0 MW

699.6 MW

485.7

1425.4 MW

855.3 MW

497.3

531.8 MW

485.5

485.1

521.0 MW

533.3 MW

650.0 MW

-738.2 MW

600.0 MW

CIBNG7

T PCUT 7-HVDC

2865.1 MW

453.6 MW

CRAT A7

697.6 MW 2865.1 MW

374.1 MW

488.8

1063.2 MW -263.2 MW

267.2 MW 473.8

-244.3 MW 214.7 MW

800.0 MW

484.3

PIT ON97

1249.3 MW

LKONG7

483.7

GNDUL7

768.0 MW

NGMBG7

491.6

W 665.5 MW

472.9

473.2

964.6 MW 9

368.4 MW 1190.5 MW 585.7 MW

CWANG7-2

479.1

181 1 MW 181.1

538.4 MW

479.2

710.2 MW

-336.6 MW

929.9 MW

KMBNG7

UBRNG7

472.2

2719.2 MW

955.5 MW

-296.8 MW 98.8 MW

436.5 MW

469.4

SBYSL

830.3 3 MW

T MBUN7

441.0 MW BLRJA7 475.0

483.8

493.4

1497.6 MW

111.9 MW

MDRCN7

597.2 MW

481.6

-259.2 MW 484.3

1596.8 MW

1699.5 MW

757.4 MW

2354.1 MW

CLGON7

164 44.0 MW

1124.2 MW

CBAT U7

929.3 MW

GRSIK7

497.6 493.8MW 1140.0

900 0.6 MW

1573.7 MW

DUKSB7

476.6

0.0 M MW

185 53.6 MW

965..2 MW

SLAYA7

469.3

478.2

T UBAN7

498.2

1444.5 MW

1149.7 MW

483.6

482.0

999.9 MW

475.0 MW

1796.4 MW

656.5 MW

500.0 MW

CWANG7

-100 0.2 MW

BNT EN7

703.0 MW

81.0 MW

1500.0 MW

656 6 MW 656.6

T JAT I7

548.4 MW

495.4

440.8 MW

734.2 MW

1359.1 MW

SLAYA7-2

477.0

CBAT U7-2

-62.9 MW

467.6 MW

706.2 MW BKASI7

206.1 MW

522.7 MW

1106.3 MW

JT ENG7

2000.0 MW

504.5 MW W

472.0

610.8 MW

469.1

AN NALISIS ALIRAN A D DAYA 500 KV TAHUN 2011 - 2020

Pada Wak ktu Luar Beban B Pun ncak ( (Pukul 13..00) Sisttem Jawa a – Bali


: 17.892 MW : 18.261 MW : 369 MW (2,02%) : 480,8 KV (GITET Bekasi) : 2.102 2 102 MW TX TX 494.6 TX 494.6 TX 494.7

942.2 MW

GITET 500 KV

CLGON7

489.3

CRATA7

GNDUL7

BLRJA7

-127.9 MW

205.7 MW

347.8 MW

328.5 MW

337.9 MW 490.5

494.6

UBRNG7

487.3 409.7 MW

CIBNG7

589.0 MW

614.9 MW 486.8 318.9 MW

390.6 MW 487.5

362.3 MW

310.9 MW

491.1

491.6

458.4 MW SGLNG7

500.2

752.2 MW W

PITON97 NGMBG7

216.6 MW

494.5 1613.4 MW

1063.5 MW

497.8

-233.9 MW 518.4 MW

319.2 MW

500.0 MW 503.7

501.1 1384.1 MW 360.0 MW

1017.5 MW

301.3 MW

307.5 MW

535.6 MW

501.7

503.7

2730.0 MW UNGRN7

499.2

506.2

428.8 MW

PITON7

KRIAN7 527.5 MW GRATI7

BDSLN7

620.7 MW

DEPOK7

PEDAN7

TASIK7 607.6 MW

770.3 MW 153.9 MW 510.2

450.0 MW

1380.6 MW

682.0 MW

274.1 MW

868.2 MW

523.6 MW

489.0

1259.3 MW

CWANG7

485.0

495.0

247.6 MW

990.8 MW

2299.5 MW

GRSIK7

771 .2 MW

481.9

504.9

MDRCN7

715.9 MW -11 1.9 MW

867.0 MW

2154.1 MW

CBATU7 678.4 MW

286.5 MW 900.0 MW

510.8 MW

KMBNG7

480.8

1020.1 MW

-383.8 MW

495.0

706.5 MW

501.3 3 MW

-258.6 MW

0.0 MW

450.0 MW

461.3 MW

GENERATOR TJATI7

BKASI7

66.2 MW

68.1 MW

1260.0 MW 489.5

SLAYA7-2

SLAYA7

MTWAR7

314.9 MW 507.9

KDIRI7

818.0 MW

1313.8 MW 478.9 MW 509.1


: 19.287 MW : 19.624 MW : 337 MW (1,72%) : 482,7 KV (GITET Bekasi) : 2.174 2 174 MW TX TX 493.2 493.4 493.2 TX 493.4 TX 372.2 MW

SLAYA7-2

976.3 MW

CRATA7

GNDUL7

359.1 MW

177.4 MW

489.1

493.3

UBRNG7

800.0 MW

485.5 CIBNG7 -468.7 MW

283.2 MW

262.4 MW 485.3 831.1 MW

316.1 MW 485.7

472.0 MW

230.1 MW

489.7

489.8

698.8 MW SGLNG7

753.9 MW 503.0 MW

UNGRN7

505.1

506.8

266.9 MW 505.3

392.4 MW 535.0 MW

GRATI7

152.7 MW 509.7

303.2 MW 507.9

400.0 MW

KDIRI7

652.2 MW

1177.2 MW 511.5 MW 509.8

573.4 MW 2500.0 MW 504.9 PITON7

KRIAN7

PEDAN7 743.2 MW

504.9

1249.4 MW

-208.0 MW TASIK7

500.0 MW

453.2 MW

BDSLN7

DEPOK7 582.6 MW

PITON97

508.2 378.6 MW

399.3 MW

492.2

73.2 MW

317.9 MW 931..7 MW

561.3 MW

1301.6 MW

503.1 NGMBG7

338.8 8 MW

BLRJA7

505.6

496.9

489.3

99.4 MW

544.6 MW

761.9 MW

545.6 MW

CWANG7

201.4 MW

487.2

SBYSL

-244.0 MW

769.8 MW

485.7

MDRCN7

740.5 MW

1336.7 MW

923.3 MW

GRSIK7

1112.9 MW

KMBNG7 974.7 MW

503.9

1303.6 MW

CBATU7

563.0 MW CLGON7

-37.7 MW

482.7

482.3

492.9 382.8 MW

GITET 500 KV

296.4 MW 1600.0 MW

779.5 MW

945.4 MW

1993 3 MW 1993.3

486.9 MW

639 9.9 MW

593.4 MW

492.9

71.8 MW

GENERATOR

TJATI7

BKASI7

462.8 MW

925.9 MW

67.4 MW 400.0 MW

SLAYA7

1260.0 MW MTWAR7 519.4 Mv ar

488 7 488.7


: 20.711 MW : 21.125 MW : 414 MW (1,96%) : 487,4 KV (GITET Cawang) : 2.856 2 856 MW 492.4 492.3 TX 492.4 503.2 506.1 TX TX4 TX3 492.3 MTWAR7

738.0 MW 421.2 MW GENERATOR

1200.0 MW SLAYA7-2 SLAYA7 2

547.5 MW

CRATA7

933.7 MW

488.7

642.6 MW

357.8 MW

501.2 MW GNDUL7

CLGON7

CIBNG7

-400.5 MW

489.7

275.2 MW

309.6 MW

496.2 MW

500.1

503.1

291.4 MW 500.6

TASIK7

659.5 MW

265.6 MW

542.8 MW

GRATI7

505.9

-45.3 MW 506.9

502.3 PITON7

KRIAN7

BDSLN7

RWALO7

640.5 MW

464.7 MW

-91.9 MW DEPOK7

500.0 MW

1517.7 MW

344.6 MW 490.0

502.3

2900.0 MW UNGRN7

492.0

-66.8 MW SGLNG7

831.4 MW

271.2 MW

492.6

650.0 MW

506.6 MW

385.6 MW

492.3

372.8 MW

489.9

1016.3 MW 359.6 MW

PITON97

498.3

503.0

UBRNG7 492.4

527.6 MW NGMBG7

49.2 MW

151.0 MW

298.8 MW

-190.3 3 MW

1029.2 MW -75.5 MW

-131.4 MW

675.8 MW

LKONG7 490.5 490.2

493.8

367.9 MW

630.6 MW

KMBNG7

302.9 MW

1257.3 MW

494.4

654.3 MW

492.4

491.6

CWANG CWANG7 BLRJA7

1414.7 MW 22.5 MW

500.5

528.6 MW

773.8 MW

SBYSL

613.2 MW

791.2 MW

487.4

447.6 MW

903.4 MW

488.6

MDRCN7

89 4.7 MW

654.2 MW

-257.8 MW

447.6 MW

CBATU7

GRSIK7

504.9

1838.7 MW

76.1 MW 2333 2 MW 2333.2

488.2

356.0 MW

SLAYA7

DUKSB7

1231.1 MW 1

800.2 MW

494.3

229.5 MW 2000.0 MW

204..5 MW

500.0 MW

579.0 MW -506.6 MW

168.4 MW

BKASI7

69.1 MW

199.7 MW

GITET 500 KV

TJATI7

491 5 491.5

PEDAN7

892.4 MW

KDIRI7

826.4 MW 227.2 MW 503.1

1391.7 MW 546.5 MW 504.3

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2014 (PUKUL 13.00) : 22.188 MW : 22.540 MW : 352 MW (1,56%) : 480,4 KV (GITET Cawang) : 2.813 2 813 MW TX TX 487.8 TX 487.8 TX 487.8 487.8

904.2 MW 418.5 MW

1466.9 MW 72.1 MW 488.2

482.4

483.9

CRATA7 CIBNG7

-828.1 M MW

189.6 MW

287 4 MW 287.4

440 7 MW 440.7

483.9 833.6 MW

600.0 MW 499.1

1321.1 MW

912.5 MW 289.1 MW

189.0 MW

871.2 MW

217.8 MW

500.6

498.9

497.7

283.5 MW 2650.0 MW

495.8 PMLNG7

499.1

304.9 MW

UNGRN7

130 1 MW 130.1

488.5

391.6 MW 483.8

BDSLN7

PITON97

450.0 MW

-1.9 MW

487.8

487.4

PITON7

KRIAN7 379.0 MW

GRATI7

16.2 MW SGLNG7 -32.5 MW

-510.7 MW

RWALO7

DEPOK7

500.2

TASIK7 917.9 MW

716.5 MW

450.0 0 MW

LKONG7

800.0 MW 488.6

GNDUL7

483.5

CLGON7

501 8 501.8

311.2 MW

146.4 MW

216.5 MW

491.7

NGMBG7 -22.8 MW

135.7 MW

261.9 MW

TMBUN7

-376.7 MW

492.8 MW

UBRNG7

561.0 MW

1865.6 MW

110.7 MW

362.0 MW

670.1 MW

875.4 MW 236.5 MW

482.6

282.3 MW

549.7 MW 485.1

MW 161.1 M

0.0 MW

SBY SL

499.3

1645.4 MW

487.2

906.1 MW

1073.4 MW W

159.9 MW

MDRCN7

BLRJA7

-29.8 MW 489.0

59.6 MW 616.0 MW

789.8 MW

CWANG7 489.8

501.8

CBATU7 0.0 MW

480.4

GITET 500 KV

GRSIK7

1800 0 MW 1800.0

556 6.4 MW

980.9 MW

KMBNG7

GENERATOR

111.1 MW

480.8

1967.1 MW

TJATI7

238.4 4 MW

81.7 MW

-329.5 MW

SLAY A7

1030.5 MW

652.2 MW

482.3

1200.0 MW 538.8 Mvar

689.7 MW

489.7

432.2 MW

MTWAR7

486.4

760.8 MW

81.1 MW

329.5 MW

450.0 MW

711.3 MW

44.4 MW 184

71.7 MW

BKASI7

W -834.0 MW

DUKSB7

110.6 MW

SLAY A7-2

562.3 MW

Beban Pembangkit Losses Tegangan terendah T Transfer f daya d dari d i ti timur kke b baratt

192.9 MW 499.5 CLCAP7

450.0 MW 500.5

PEDAN7 437.0 MW

494.1

BNGIL7

KDIRI7

667.4 MW 302.8 MW

1226.7 MW 558.1 MW

409.3 MW

493.9

494.3


: 23.909 MW : 24.263 MW : 354 MW (1,46%) : 486,3 KV (GITET Cawang) : 2.873 2 873 MW TX TX 491.5 491.4 TX 491.5 TX 491.4

469.7 MW

MTWAR7

0.0 MW

696.9 MW 1200.0 MW

487.4

-330.3 MW

487.4

259.7 MW

488.9

CIBNG7

345.3 MW

34.3 MW

340 0 MW 340.0

1548.0 MW

501 1 501.1

1046.9 MW

499.4 PMLNG7

935.1 MW

381.8 MW

379.6 MW

DEPOK7 TASIK7

PITON7

KRIAN7 337.4 MW

231.2 MW

BDSLN7

GRATI7

-90.4 MW

RWALO7 501.7 694.9 MW

502.5

CLCAP7

500.0 MW 502.0

2600.0 MW 504.7

310.0 MW

UNGRN7

-31.5 MW CSKAN7

320.5 MW

500.4

SGLNG7

491.6

-596.3 MW

458.8 MW

490.5

450.0 MW

1582.7 MW

383.2 MW 491.5

504.7

278.4 MW

497.7

259 0 MW 259.0

489.0

650.0 MW

290.4 MW

196.3 MW 501.3

PITON97

584. 5 MW

350.6 MW

2500.3 MW -111.6 MW

491.4 CRATA7

-27.8 MW

317.5 MW

367.9 MW 491.1

496.6

NGMBG7

854.9 MW

210.4 MW

317.1 MW

CWANG7-2

GNDUL7

487.9

UBRNG7

379.6 MW

TMBUN7

SBY SL

498.3

583.2 MW

79.5 MW

LKONG7

492.7

168.8 MW

CLGON7

490.2

486.6

564.0 MW 691.7 MW

67.2 MW

1000.0 MW

826.1 MW

475.3 MW

654.1 MW

240.2 MW

488.4

491.8

MDRCN7

264.7 MW

486.3 -64.5 MW

-3.9 MW

123.3 MW

589.8 MW

1040.8 MW

255.8 MW

1247.9 MW

BLRJA7

55.3 MW 548.4 MW

57.9 MW

492.6

CWANG7

KMBNG7

502.1

2035.4 MW -1153.8 MW

486.3

GITET 500 KV

GRSIK7

2000 0 MW 2000.0

CBATU7

341.2 MW

2434.5 MW

868.3 MW

-669.9 M MW

86.8 MW

486.1 -637.0 MW

844.0 MW

SLAY A7

1220.2 MW

637.0 MW

486.3

108.7 M MW

58.8 MW

492.5

849.4 MW

DUKSB7

450.0 MW

GENERATOR 101.4 MW

-32.1 MW

73.7 MW

1151.7 MW

606.2 MW

0.0 MW

TJATI7

489.9

363.7 MW

493..1 MW

BKASI7

BNTUL7 335.3 MW

172.9 MW 498.5

1281.3 MW

MKRNG7 481.6

SLAY A7-2

65.5 MW

KAPAL7 64.8 MW

PEDAN7

-161.9 MW

BNGIL7

KDIRI7

338.7 MW

938.4 MW

257.0 MW

597.5 MW

330.5 MW

496.2

497.5

498.6

512.6


818.7 MW

1900.0 MW MTWAR7

629.6 MW

211.2 MW

483.1

529.0 MW

823.0 MW

528.9 MW 484.3

124.1 MW

CLGON7

67.5 MW

GNDUL7

660.0 MW

1196.3 MW -447.5 MW

CIBNG7

490.8

491.5

1267.3 MW

450.1 MW

1043.0 MW

218.4 MW

500.3

495.3

497.5

RWALO7 714.5 MW

125.6 MW

492.7

495.6

523.4 -353.0 MW

CIGRE7

229.6 MW 496.0 -479.3 MW

PITON7

KRIAN7

BDSLN7

498.6

GRATI7

BNTUL7 317.9 MW

475.0 MW 499.3

475.0 MW 499.3

197.0 MW 495.0

TASIK7 CLCAP7-2

2775.0 MW 501.4

332.7 MW

-83.5 MW

491.0

-537.3 MW

297.2 MW

93.4 MW

UNGRN7

484.4

374.0 MW

BOGORX7-HVDC

PMLNG7

475.0 MW

1280.9 MW

222.5 MW

-47.9 MW

451.6 MW 1230.2 MW

783.5 MW

600.0 MW 501.4

121.4 MW

SGLNG7

CSKAN7

1230.2 MW

499.5

PITON97

603.6 MW 484.8 748.8 MW

TPCUT7-HVDC

499 0 499.0

241 6 MW 241.6

405 0 MW 405.0

271.4 MW DEPOK7

-75.5 MW

491.2 CRATA7

34.1 MW

87.1 MW

800.0 MW 491.1

484.1

LKONG7

490.9

CWANG7-2

492.8

NGMBG7

516.3 MW

256.4 MW

463.0 MW

698.3 MW

BLRJA7

482.3

922.6 M MW

56.7 MW

1059.5 MW

1241.5 MW

UBRNG7

483.9

348.9 MW

485.9

279.0 MW

491.2

-1543.2 MW W TMBUN7

279.0 MW

2245.8 MW

492.2

477.2 MW

93.4 MW

489.6

SBY SL

496.0

602.3 MW

110.6 MW

586.9 MW

122.5 MW

750 0.0 MW

KMBNG7

1330.9 MW

2007.7 MW

2600.5 MW

1609.5 MW

764.8 MW

SLAY A7

CWANG7

63.9 MW

MDRCN7

897.9 MW

479.8

1000.5 MW

GITET 500 KV

GRSIK7

541.1 MW

450.7 M MW

483.0

487.9

GENERATOR

501.8

499.8

CBATU7

0.0 MW

491.1

890.8 MW

750.0 MW

492.6 491.3 491.2 490.6 492.6

TJATI7

182.6 MW

MW 445.0 M

475.0 MW

450.0 MW

JTENG7

485.7

108.0 MW

598.1 MW

0.0 MW

BNTEN7

480.1

643.1 MW

485.9 MW

DUKSB7

1138.0 MW 76.8 MW

75.8 MW W

SLAY A7-2

BKASI7

243.0 MW

1049.7 MW

402.2 MW

500.0 MW 237.5 Mvar

TX TX 492.8 491.3 492.6 TX TX TX 492.8 TX TX

603..7 MW

581.4 MW

483.0

193.8 MW

MKRNG7

950..0 MW

402.1 MW

: 25.762 MW : 26.136 MW : 374 MW (1,43%) : 479,8 KV (GITET Cawang) : 3.036 3 036 MW

CLCAP7

1674.1 MW


122.7 MW

KAPAL7 122.0 MW

PEDAN7

-120.3 MW

BNGIL7

KDIRI7

507.6 MW

1192.6 MW

515.5 MW

440.0 MW

471.6 MW

492.7

492.9

493.7

508.5


: 27.524 MW : 28.095 MW : 571 MW (2,03%) : 477,6 KV (GITET Cawang) : 3.068 3 068 MW 500.0 MW

752.6 MW

480.7

479.3

-805.6 MW

GENERATOR

667.0 MW 537.9 MW

41.2 MW

481.7

482 3 482.3 LKONG7

344.8 MW

1122.1 MW

GNDUL7

917.4 MW -251.8 MW 437.8 MW

CIBNG7

DEPOK7

483.5

2631.2 MW

488.0 MW

-715.6 MW

BOGORX7-HVDC

-239.6 MW

-770.7 MW 490.3

RWALO7

262 6 MW 262.6

PMLNG7

499.3

BNTUL7

299.3 MW

496.3

450.0 MW TASIK7 500.1

450.0 MW 500.1

209.7 MW

CLCAP7

450.0 MW

1375.5 MW

324.0 MW 2600.0 MW 503.8

155.2 MW

UNGRN7

-55.7 MW

503.8

500.7

PITON7

KRIAN7

489.3 MW

GRATI7

408.5 MW

655.4 MW

CLCAP7-2 450.0 MW

550.3 M MW

1500.0 0 MW

502.2

600.0 MW

177.8 MW

498.0

BDSLN7

499.5

-388.0 MW CIGRE7

719.6 M MW 898.1 MW

SGLNG7

488.8

499.8

520.7

935.4 MW

353.5 MW

502.8

PITON97

188.9 MW

1286.4 MW 665.6 MW

148 2 MW 148.2

499.1

501.2

238.1 MW

488.9

CSKAN7

2631.2 MW

41.1 MW

336.0 MW

784.7 MW

TPCUT7-HVDC

18.3 MW

493.2 CRATA7

497.2

NGMBG7

147.4 MW

322.6 MW

486.9

299.0 MW 482.2

1074.1 MW

437.8 MW

549.2 MW

208.6 MW

302.2 MW

900.0 M MW

CLGON7

875.8 MW

CWANG7-2

UBRNG7

SBYSL 498.9

408.7 MW

BLRJA7

329.6 MW 482.4

1528.9 MW

-302.3 MW

1207.0 MW

1306.7 MW

497.4

483.8

480.1

261.8 MW

484.3

490.7

MDRCN7

241.9 MW

KAPAL7

496.9

-259.0 MW

2190.0 MW

490.7

303.0 MW

480.9

-238.8 MW 552.8 MW

2672.9 MW W

659.5 MW

98.9 MW

503.5 502.7

691.2 MW

TMBUN7

GRSIK7

1500.0 MW

1841.2 MW W

519 2 MW 519.2

TJATI7

288.5 MW

37.2 MW

1249.3 MW W

KMBNG7

CBATU7

477.6

1045.9 MW

0. 0 MW

1765.3 MW

1419.6 MW

13 320.0 MW

10 073.4 MW

SLAYA7

938.8 MW

988 8.0 MW

480.7

CWANG7

425.0 MW

483.1

538.7 MW

490.6

266.3 MW

478.9

1057.0 MW

78.7 MW

907 4 MW 907.4

GITET 500 KV

JTENG7

495 3 495.3

1195.6 MW

DUKSB7

620.1 MW

490.8 MW

753.0 MW

425 6 MW 425.6

750.0 MW

CBATU7-2

988.9 MW

481.7

522.6 MW

BKASI7

206.3 MW

SLAYA7-2

1800.0 MW

1530.4 MW 1

486.7

649.5 MW

IDMYU7

1258.7 MW

425.5 MW

449.8 MW

597.8 MW

450.0 MW

TX TX 499.2 493.4 498.9 493.1 493.4 498.9 TX TX 497.6 TX 484.5 497.6 TX TX TX 484.5 TX 4TX 96.9 499.2 494.4 TX

MTWAR7

PLGDG7

136 67.4 MW

MKRNG7

BNTEN7

240.8 MW TNDES7 PEDAN7

-89.2 MW

BNGIL7

KDIRI7

194.4 MW

929.9 MW

542 2 MW 542.2

465 5 MW 465.5

316 5 MW 316.5

494.5

493.1

494.8

509.8


: 29.406 MW : 29.984 MW : 578 MW (1,93%) : 477,8 KV (GITET Muarakarang) : 2.659 2 659 MW 375.0 MW

500.0 MW

BKASI-3

MT WAR7

483.6 PLGDG7

445.0 MW

TT XX 493.9 499.0 499.2 493.6 493.9 499.0 T T XX X 498.5 485.0 T498.5 TT X TX X 485.0 X TT494.1 499.2 496.1 X TX

375.0 MW 549.5 MW

603.8 MW

487.2 MW

IDMYU7

1600.0 MW 483.0

479.5

LKONG7

469.2 MW

1136.9 MW

292.9 MW 480.1

760. 0 MW

GNDUL7

475.1 MW

13.7 MW 1

CWANG7-2

471.5 MW

-341.3 MW

499.2

514.2 BOGORX7-HVDC

-127.5 MW

482.2

490.6

498.6 BNT UL7

134.0 MW

283.4 MW

499.6

501.9 499.0 MGENG7

-261.7 MW

PIT ON7

527.4 MW 254.3 MW GRATI7

449.0 MW

-93.6 MW

546.8 MW

T ASIK7

344.3 MW

494.7

400.0 MW 400.0 MW

400.0 MW CLCAP7

CLCAP7-2 499.3

499.3

292.3 MW

2400.0 MW 502.9

KRIAN7

BDSLN7

898.4 MW

CSKAN7

400.0 MW

332.4 MW

500.0

191 0 MW 191.0

UNGRN7

RWALO7

502.9

1085.5 MW

SGLNG7

800.0 MW

500.0 MW

208.0 MW

497.3

323.6 MW

489.3

775.1 M W 1004.8 MW

590.6 MW

CIBNG7

-1431.2 MW

CIGRE7

871.9 MW 8

647.9 MW

501.2 PMLNG7

PITON97

-224.5 MW

384.3 MW

502.8

738.7 MW 482.7 MW

447.1 MW 4

13 300.0 MW

1641.3 MW

CRATA7

800.0 MW

2854.7 MW

58.9 MW

493.7

1191.1 MW -391.1 MW

488.9

2854.7 MW

197.3 MW 305.9 MW

800.0 MW

487.7

DEPOK7 TPCUT 7-HVDC

501.7

-3 356.5 MW

674.7 MW

261.6 MW 1090.2 MW 576.5 MW 479.8

488.1 CLGON7

BLRJA7

496.1

-13.8 MW

371.1 MW

482.3

2264.9 MW

839.1 MW

-314.0 MW 152.7 MW

KMBNG7

UBRNG7

478.6

633.6 MW NGMBG7

543.6 MW

331.5 MW

478.1 481.7

488.3

SBYSL 498.2

449.2 MW

272.1 MW

1960.7 MW

498.1

1096.3 MW W

105.6 MW

T MBUN7

878.3 MW

703.1 MW

344.7 MW

484.2

-256.7 MW 596.0 MW

MDRCN7

702.6 MW

503.1

502.7

2305.3 MW

1306.6 MW

281.0 MW 1300.0 MW

1603.6 MW

1098.9 MW

0.0 MW W

1319.4 MW

DUKSB7

477.9

901.0 MW

477.9

1539.5 5 MW

849.7 M W

484.1

CBAT U7

1419.3 MW

1049.3 MW

400.0 MW

488.1

483.8

3 MW 1437.3

375.0 MW

SLAYA7

653.6 MW

BNTEN7

275.7 MW

478.9 CWANG7

496.9

T JATI7 GRSIK7

CBAT U7-2

1117.6 MW

1143.2 MW 81.4 MW

BKASI7

448.2 MW

487.4 MW

1011.0 MW

-623.9 MW

345.5 MW

GITET 500 KV

JTENG7

1300.0 MW

445.2 MW SLAYA7-2

GENERATOR

478.1

1225.9 9 MW

477.8

496.3 T NDES7

1227.8 MW

MKRNG7

KAPAL7

253.2 MW 507.7

PEDAN7

-51.4 MW

KDIRI7

120.1 MW

BNGIL7

898.4 MW

527.8 MW

776.3 MW

317.5 MW

492.3

489.5

491.2


: 31.423 MW : 32.078 MW : 655 MW (2,04%) : 472,7 KV (GITET Pulogadung) : 3.110 3 110 MW 900.0 MW 500.0 MW

BKASI-3

MTWAR7

481.1 MKRNG7

450.0 MW

466.9 MW

642.4 MW

759.3 MW

GENERATOR

LKONG7

485.9

421.4 MW

1237.2 MW

28.7 MW

GNDUL7

DEPOK7

491.6 MW 477.7

-1342.0 MW

1104.2 MW

UNGRN7

MGENG7

368.8 MW 655.5 MW

496.5

495.8

517.7

-673.0 MW

PITON7

519.9 MW 324.1 MW GRAT I7

498.2 MW

499.7

496.7

BNTUL7

526.8 MW 336.3 MW 492.3

-189.4 MW 609.1 MW 491.0 GRDLU7 489.5 PEDAN7

TASIK7

450.0 MW 450.0 MW 450.0 MW

CLCAP7-2

497.7

497.7

CLCAP7

2694.0 MW 501.2

KRIAN7

BDSLN7

-21.8 MW

450.0 MW

376.5 MW

497.3

289.5 MW

RWALO7 CSKAN7

501.2

252.7 MW

494.3

319.1 MW 485.2

758.1 MW

384.7 MW

1400.0 MW PMLNG7

500.0 MW

1148.9 MW

SGLNG7

1048.6 MW

CIGRE7

1086.4 MW

498.4

1284.3 MW 707.2 MW

190.6 MW

-481.2 MW

-462.3 MW

CRATA7

484.2

821.3 MW

BOGORX7-HVDC

627.7 MW

428.3 MW

499.6

PITON97

-491.0 MW

357.0 MW

CIBNG7

TPCUT7-HVDC

496.4

30.6 MW

488.5

1054.7 MW -347.5 MW

484.2

501.3 MW

454.5 MW 505.3 MW

342.7 MW

482.4

302.3 MW 475.5

2632.6 MW

596.6 MW

NGMBG7

499.6

-286.3 MW

474.9

1241.1 MW

596.5 MW 1142.8 MW 590.2 MW

CWANG7-2

493.2

20 6 MW 20.6

416.2 MW

477.9

394. 0 MW

475.0 MW

BLRJA7

475.7

473.4

2264.5 MW

1188.9 MW

-358.6 MW 60.8 MW

KMBNG7

576.0 MW

577.3 MW W

359.6 MW

473.8 478.0

1290.4 MW

2400.3 MW

UBRNG7

SBYSL

498.5 MW W

480.0 MW

2919.9 MW

TMBUN7

810.2 MW

754.3 MW

486.2

493.6

900.0 MW

1477.2 MW

-247.3 MW 495.4

394.7 MW

479.9

GRSIK7

500.9 500.2MW 1020.0

MDRCN7

744.2 MW

TUBAN7

500.0

2037.1 MW

473.8

1137.3 MW

CBATU7

8.6 MW 1388

DUKSB7

0.0 M MW

189 91.7 MW

154 43.0 MW

144 47.7 MW

6 MW 1200.6

473.6

479.7

1400.0 MW

587.3 MW

TJATI7

311.2 MW

1610 0.2 MW

1031.5 MW

486.1

293.5 MW

1034.0 MW

CWANG7

493.6

CBATU7-2

GITET 500 KV

JTENG7

1400.0 MW

740.9 MW

670.1 MW

425.0 MW

474.8

1055.8 MW

82.5 MW

395.3 MW BKASI7

391.9 MW

759.7 MW

SLAYA7-2

2632.6 MW

1800.0 MW

1862.3 MW

472.7

467.1 MW

110.5 MW

-446.6 M MW

473.4

1055.2 MW

CLGON7

IDMYU7

808.3 MW 479.9

481.0

SLAYA7

TX TX 496.4 488.7 496.1 488.3 488.7 496.1 TX TX 494.0 480.7 494.0 TX TTX XTX TX 480.7 T 490.7 496.4 4 X93.5 TX

900.0 MW

PLGDG7

493.0 TNDES7

1344.4 MW

BNTEN7

KAPAL7

322.7 MW 504.4

BNGIL7

66.9 MW

988.5 MW 852.2 MW

341.5 MW

486.0

487.9

KDIRI7


: 33.546 MW : 34.316 MW : 769 MW (2,24%) : 457,5 KV (GITET Muarakarang) : 3.193 3 193 MW 900.0 MW

1000.0 MW 635.4 Mvar

BKASI-3

MT WAR7


479.2 MKRNG7

PLGDG7

580.3 MW

429.4 MW

900.0 MW 850.0 MW

IDMYU7

686.8 MW

1700.0 MW

GENERATOR

GITET 500 KV

477.8

576.7 MW

1282.1 MW DEPOK7

-721.7 MW

538.7 MW 469.5

-2387.1 MW

483.6

800.0 MW

CIGRE7

MGENG7

800.0 MW

483.4

-574.0 MW

1045.7 MW

485.1

-764.5 MW

MW 847.2 M

349.8 MW UNGRN7

PITON7

351.4 MW 318.2 MW

BDSLN7

494.6 BNT UL7

494.5

TASIK7

423.0 MW

492.0

GRAT I7

425.0 MW

CLCAP7-2

T NDES7

573.8 MW -112.8 MW

-58.6 MW

706.1 MW 732.6 MW

930.5 MW

454.5 MW

490.8

487.7

489.6

495.0

KDIRI7

800.0 MW 494.6

KAPAL7

316.8 MW 504.7

BNGIL7

GRDLU7 CLCAP7

495.0

490.6

PEDAN7

425.0 MW 425.0 MW

363.9 MW

2500.0 MW 500.8

KRIAN7

524.3 MW

64.8 MW

CSKAN7

401.6 MW

494.9

262.4 MW

RWALO7

400.0 MW

1208.7 MW

SGLNG7

387.1 MW

188.7 MW

508.5 BOGORX7-HVDC

498.3 PMLNG7

500.8

381.7 MW

491.9

1162.9 MW

1160.6 MW

478.0

1159.4 MW

535.7 MW

499.2

380.0 MW

481.3

480.4

636.1 MW

-98.4 MW

CRAT A7

779.2 MW 2871.6 MW

574.6 MW

600.0 MW

-527.0 MW

600.0 MW

CIBNG7

T PCUT 7-HVDC

2871.6 MW

234.8 MW

487.4

144 1447.7 MW -647.7 64 MW

311.8 MW 464.9

447.3 MW 481.7 MW

800.0 MW

479.8

PIT ON97

1171.5 MW

LKONG7

GNDUL7

677.0 MW

NGMBG7

498.1

454.7 MW

472.9 CWANG7-2

127.5 MW

524.6 MW

463.7

UBRNG7

463.2

904 4.5 MW

97.3 MW 1256.3 MW 622.5 MW 463.9

476.3 CLGON7

1277.2 MW

720.7 MW

437.3 MW -4 135.9 MW

372.2 MW

458.2

KMBNG7

3344.4 MW

BLRJA7

490.6

597.5 MW

1696.4 MW

465.8

476.4

493 1 493.1

T MBUN7

474.3 MW

2260.2 MW

476.1

SBYSL

596.2 MW

-102.1 MW

794.1 MW

118.0 MW

1400.0 MW

0.0 MW W

1782.4 MW

517.3 MW

2650.6 MW

469.4

1352.5 MW

-276.1 MW 493.0

1549. 3 MW

1545.2 MW

DUKSB7

GRSIK7

500.7 499.0MW 1140.0

MDRCN7

808.3 MW

2023.8 8 MW

457.9

1767.8 8 MW

1034.3 MW

SLAYA7

469.6

CBAT U7

T UBAN7

499.7

2014.6 MW

1212.0 MW

476.0

476.3

850.0 MW

400.0 MW

2198.4 MW

771.7 MW

425.0 MW

CWANG7

361.3 MW

BNT EN7

470.2

1400.0 MW

656.6 MW

T JAT I7

304.5 MW

493.3

357.4 MW

1112.2 M W

85.4 MW

BKASI7

JT ENG7

2000.0 MW CBAT U7-2

1233.2 MW

1348.7 MW

SLAYA7-2

572.2 MW

567.4 MW

580.5 MW

366.9 MW

429.5 MW

1124.7 MW

-209.5 MW

463 2 463.2

924.3 MW

457 5 457.5

ANA ALISIS AL LIRAN DA AYA 500 KV K TAHUN 20 T 016 – 2018 - 2020

Pada waktu w Pumping Up pper Ciso okan PS Pukul 03.0 00) (P


520.0 MW

1800.0 MW MTWAR7

462.5 MW

179.6 MW

495.4

889.9 MW

CLGON7

496.6

LKONG7 -72.5 MW

CWANG7-2

593.8 MW

496.4

499.6

493.9

GNDUL7

567.4 MW

10.4 MW

-810.4 MW

1412.7 MW

301.6 MW

855.2 MW

197.0 MW

504.6

500.3

501.9

RWALO7 754.8 MW

150.8 MW

505.8

506.1

518.8 -379.3 MW

CIGRE7

217.6 MW 505.4 -530.8 MW

PITON7

KRIAN7

BDSLN7

503.1

GRATI7

BNTUL7 224.4 MW

450.0 MW 503.3

450.0 MW 503.3

173.7 MW 500.0

TASIK7 CLCAP7-2

2450.0 MW 504.1

332.7 MW

-80.2 MW

499.8

592.5 MW

227.9 MW

208.5 MW

UNGRN7

496.8

212.3 MW

BOGORX7-HVDC

PMLNG7

450.0 MW

1162.8 MW

145.4 MW

433.4 MW

472.0 MW 813.4 MW

781.1 MW

500.0 MW 504.1

205.5 MW

SGLNG7

CSKAN7

813.4 MW

498.1

499.0

-800.0 MW

TPCUT7-HVDC

504.0

PITON97

153.6 MW 496.7

161.2 MW DEPOK7

503 8 503.8

62 2 MW 62.2

212 1 MW 212.1 CIBNG7

-107.8 MW

498.2 CRATA7

-6.1 MW

211.1 MW

200.0 MW 498.0

498.2

NGMBG7

797.5 MW

177.3 MW

330.9 MW

860.1 MW

BLRJA7

UBRNG7

496.5

236.1 MW

-15.9 MW

1265.7 MW

1068.8 MW

373.7 MW -88.7 MW

-129.8 MW

497.1

-188.8 M MW

499.5

W -1141.7 MW TMBUN7

236.0 MW

2090.3 MW

498.9

490.6 MW

67.5 MW

497.0

SBY SL

500.7

509.8 MW

225.5 MW

256.3 MW

85.5 MW

700 0.0 MW

KMBNG7

1271.6 MW

2220.1 MW

3005.6 MW

1533.7 MW

767.2 MW

SLAY A7

CWANG7

50.5 MW

MDRCN7

714.1 MW

491.3

680.6 MW

GITET 500 KV

GRSIK7

541.1 MW

674.6 M MW

495.3

498.1

GENERATOR

504.8

503.9

CBATU7

0.0 MW

499.5

564.1 MW

700.0 MW

505.7 498.3 498.2 503.3 504.4

TJATI7

85.7 MW

-355.4 MW

450.0 MW

375.0 MW

JTENG7

494.6

-224.3 MW

413.9 MW

0.0 MW

BNTEN7

491.4

409.3 MW

678.8 MW

DUKSB7

1086.7 MW 55.5 MW

45.6 MW W

SLAY A7-2

BKASI7

339.4 MW

1040.3 MW

266.7 MW

500.0 MW 136.2 Mvar

TX TX 505.9 498.3 505.7 TX TX TX 505.9 TX TX

510..8 MW

712.5 MW

495.4

496.2 MW

MKRNG7

900..0 MW

266.6 MW

: 21.239 MW (termasuk PS Uppercisokan 800 MW) : 21.552 MW : 313 MW (1,45%) : 491,3 KV (GITET Cawang) : 3.527 3 527 MW

CLCAP7

1625.4 MW


-66.0 MW

KAPAL7 -66.8 MW

PEDAN7

-50.3 MW

BNGIL7

KDIRI7

612.2 MW

1205.1 MW

434.5 MW

382.7 MW

411.3 MW

497.8

497.8

498.4

513.2


: 24.132 MW (termasuk PS Uppercisokan 800 MW) : 24.551 MW : 419 MW (1,71%) : 492,2 KV (GITET Cawang) : 3.391 3 391 MW 325.0 MW

500.0 MW

BKASI-3

MT WAR7

494.8 PLGDG7

296.8 MW

TT XX 500.4 520.9 521.2 500.2 500.4 520.9 T T XX X 503.8 496.1 T503.8 TT X TX X 496.1 X TT513.9 521.2 515.0 X TX

325.0 MW 638.7 MW

402.2 MW

680.5 MW

IDMYU7

1500.0 MW 494.6

495.3

LKONG7

196.7 MW

890.9 MW

180.8 MW 496.0

GNDUL7

210.0 MW

881. 3 MW

CWANG7-2

357.4 MW

-484.6 MW

521.2

510.0 BOGORX7-HVDC

-393.9 MW

284.6 MW

1062.6 MW 1

832.1 MW

496.9

498.3

UNGRN7

-112.9 MW

CSKAN7

504.4 BNT UL7

124.1 MW

235.8 MW

516.1

511.9 513.4 MGENG7

CIGRE7

-519.0 MW

758.4 MW

T ASIK7

100.2 MW

500.7

375.0 MW 375.0 MW

375.0 MW CLCAP7

CLCAP7-2 504.4

504.4

245.3 MW

2225.0 MW 505.3 PIT ON7

KRIAN7

527.4 MW 37.9 MW GRATI7

357.6 MW RWALO7

261.4 MW

503.5

BDSLN7

1582.4 MW -400.7 MW

375.0 MW

1125.0 MW

SGLNG7

-800.0 MW

505.3

384 9 MW 384.9

147.9 MW

498.6

500.0 MW

177.8 MW

501.3

140.6 MW

CIBNG7

784.9 M W 775.0 MW

504.9 PMLNG7

PITON97

-17.9 MW

308.2 MW

506.2

635.7 MW 270.5 MW

252.4 MW 2

12 200.0 MW

1684.6 MW

CRATA7

750.0 MW

1653.8 MW

-4.8 MW

500.2

265.5 MW -1065.5 MW

499.5

1653.8 MW

567.4 MW 496.9 MW

200.0 MW

497.1

DEPOK7 TPCUT 7-HVDC

505.0

-2 247.8 MW

105.7 MW

691.3 MW 806.3 MW 407.5 MW 495.2

499.9 CLGON7

BLRJA7

500.4

2.1 MW

284.0 MW

495.2

1103.1 MW

1100.4 MW

-266.1 MW -71.4 MW

KMBNG7

UBRNG7

494.2

633.6 MW NGMBG7

485.9 MW

260.1 MW

493.7 495.9

499.4

SBYSL 502.0

357.8 MW

199.8 MW

1906.2 MW

503.4

651.9 MW W

76.3 MW

T MBUN7

461.4 MW

516.0 MW

286.9 MW

495.6

-266.5 MW 596.0 MW

MDRCN7

584.4 MW

505.6

505.5

2826.8 MW

1109.6 MW

185.0 MW 1200.0 MW

2031.7 MW

751.6 MW

0.0 MW W

1264.6 MW

DUKSB7

492.2

691.1 MW

493.6

1469.5 5 MW

831.4 M W

497.2

CBAT U7

493.8 MW

711.2 MW

375.0 MW

499.3

495.2

887.1 MW

325.0 MW

SLAYA7

454.7 MW

BNTEN7

247.5 MW

492.9 CWANG7

502.7

T JATI7 GRSIK7

CBAT U7-2

836.2 MW

1097.6 MW 58.8 MW

BKASI7

310.0 MW

680.8 MW

751.2 MW

-442.8 MW

226.8 MW

GITET 500 KV

JTENG7

1200.0 MW

296.8 MW SLAYA7-2

GENERATOR

493.6

1737.8 8 MW

493.5

500.5 T NDES7

1300.7 MW

MKRNG7

KAPAL7

37.3 MW 512.8

PEDAN7

145.5 MW

KDIRI7

350.0 MW

BNGIL7

1037.2 MW

451.0 MW

684.7 MW

250.6 MW

498.3

496.0

496.8

ALIRAN DAYA 500 KV TAHUN 2020 (PUKUL 03.00) Beban MW)) Pembangkit Losses T Tegangan terendah t d h Transfer daya dari timur ke barat

: 28.538 MW (PS Uppercisokan 800 MW, Matenggeng 720 MW, Grindulu 400 : 29.085 MW : 547 MW (1,88%) : 488,7 488 7 KV (GITET Muarakarang) M k ) : 4.019 MW 900.0 MW

500.0 MW 186.7 Mvar

BKASI-3

MT WAR7


493.0 MKRNG7

PLGDG7

395.5 MW

645.3 MW

900.0 MW 555.0 MW

IDMYU7

732.8 MW

1900.0 MW

GENERATOR

GITET 500 KV

492.4

173.8 MW

911.1 MW DEPOK7

-301.4 MW

314.5 MW 493.2

-1001.9 MW

495.9

-800.0 MW

CIGRE7

MGENG7

-720.0 MW

510.3

-40.6 MW

1153.6 MW

510.1

-137.4 MW

MW 857.0 M

474.5 MW UNGRN7

PITON7

351.4 MW 71.7 MW

BDSLN7

505.5 BNT UL7

514.6

TASIK7

-55.8 MW

501.9

GRAT I7

475.0 MW

CLCAP7-2

T NDES7

144.5 MW 273.3 MW

295.2 MW

1348.0 MW 511.2 MW

796.9 MW

274.8 MW

499.6

495.1

495.5

505.0

KDIRI7

-400.0 MW 502.7

KAPAL7

71.2 MW 509.5

BNGIL7

GRDLU7 CLCAP7

504.9

495.5

PEDAN7

475.0 MW 475.0 MW

238.8 MW

2575.0 MW 503.1

KRIAN7

438.0 MW

-89.2 MW

CSKAN7

331.3 MW

498.9

437.5 MW

RWALO7

475.0 MW

1178.6 MW

SGLNG7

228.7 MW

96.7 MW

505.4 BOGORX7-HVDC

503.3 PMLNG7

503.1

406.4 MW

496.5

1669.3 MW

366.9 MW

509.8

983.1 MW

511.0 MW

504.6

280.3 MW

495.8

496.6

352.8 MW

-41.1 MW

CRAT A7

603.0 MW 2084.0 MW

592.6 MW

650.0 MW

-411.5 MW

150.0 MW

CIBNG7

T PCUT 7-HVDC

2084.0 MW

218.9 MW

498.0

418 0 MW -1218.0 418.0 1218 0 MW

182.8 MW 491.8

391.5 MW 673.6 MW

200.0 MW

494.4

PIT ON97

1643.5 MW

LKONG7

GNDUL7

500.5 MW

NGMBG7

501.5

368.5 MW

492.1 CWANG7-2

51.9 MW

438.2 MW

491.1

UBRNG7

490.1

1004 4.0 MW

688.3 MW 904.7 MW 438.9 MW 490.9

496.9 CLGON7

501.4 MW

1129.0 MW

258.8 MW -2 -85.9 MW

293.0 MW

489.0

KMBNG7

1723.4 MW

BLRJA7

495.7

525.1 MW

1096.6 MW

491.8

496.3

501 5 501.5

T MBUN7

357.6 MW

2250.2 MW

492.7

SBYSL

524.1 MW

-662.1 MW

583.0 MW

85.2 MW

1500.0 MW

0.0 MW W

1534.0 MW

413.6 MW

2817.8 MW

488.9

934.2 MW

-285.9 MW 497.3

2341.0 MW

1495.3 MW

DUKSB7

GRSIK7

504.3 501.8MW 1140.0

MDRCN7

663.8 MW

1345.2 2 MW

488.9

1762.4 4 MW

928.5 MW

SLAYA7

493.4

CBAT U7

T UBAN7

504.2

1959. 1 MW

826.7 MW

496.2

492.4

950.0 MW

425.0 MW

2291.1 MW

538.5 MW

475.0 MW

CWANG7

1093.9 MW

BNT EN7

489.6

1500.0 MW

656.6 MW

T JAT I7

271.9 MW

501.0

295.0 MW

594.9 MW W

61.7 MW

BKASI7

JT ENG7

2000.0 MW CBAT U7-2

293.8 MW

1291.7 MW

SLAYA7-2

363.3 MW

546.9 MW

395.6 MW

273.4 MW

645.6 MW

836.8 MW

-251.6 MW

489 6 489.6

749.0 MW

488 7 488.7

LA AMPIRAN C1.9

KEBUTUHA AN FISIK PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SIST TEM JAWA A BALI

913

Kebutuhan Fisik Distribusi 2011

2012

2013

2,960.0 1 214 4 1,214.4 608.7 132.5

1,470.0 1,074.4 1 074 4 539.3 143.8

280.0 1,036.0 1 036 0 517.9 142.8

2,098.9 2,931.9 173.3 546.9

2,200.6 3,010.0 415.4 557.4

1,183.8 1,863.5 183.2 317.9

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

210.0 898.4 898 4 450.7 142.0

490.0 1,089.6 1 089 6 546.9 141.3

1,120.0 1,348.8 1 348 8 678.4 140.7

1,190.0 1,416.0 1 416 0 710.9 93.4

1,120.0 1,525.6 1 525 6 766.7 86.8

1,120.0 1,637.6 1 637 6 824.4 87.0

980.0 1,741.6 1 741 6 875.2 87.8

10,940.0 12 982 4 12,982.4 6,519.1 1,198.1

2,301.9 3,079.6 279.6 590.3

2,407.4 3,150.1 324.6 625.5

2,522.4 3,232.3 282.8 662.9

2,636.9 3,305.0 361.0 673.8

2,755.9 3,378.4 309.6 711.9

2,879.6 3,452.5 379.0 752.7

3,009.5 3,529.2 376.2 795.9

3,145.3 3,607.6 355.1 433.7

25,958.5 32,676.5 3,256.7 6,351.0

2,092.4 3,515.1 345.5 320.2

1,414.4 2,430.5 238.9 323.8

1,570.1 2,729.9 268.4 325.9

1,603.9 2,970.3 292.0 330.6

1,905.8 3,232.3 317.7 331.8

1,916.5 3,338.9 328.2 335.4

1,947.5 3,620.3 355.9 337.7

1,952.8 3,925.4 385.9 340.7

2,011.8 4,256.7 418.4 357.1

17,598.9 31,883.0 3,134.2 3,321.0

1,152.6 897.8 77.2 74.7

1,202.2 935.6 80.5 373.1

1,254.2 976.1 84.0 480.2

1,308.6 1,017.9 87.6 538.1

1,365.6 1,062.5 91.4 573.3

1,425.4 1,109.7 95.5 604.9

1,488.1 1,158.3 99.6 455.4

1,553.8 1,209.6 104.0 408.3

1,622.8 1,263.6 108.7 307.0

1,695.1 1,319.0 113.4 203.5

14,068.3 10,949.9 941.8 4,018.4

339 7 339.7 314.0 77.2 35.0

225.3 225 3 227.7 65.2 38.3

225.5 225 5 230.5 68.3 40.1

225.7 225 7 233.6 71.6 42.0

218.3 218 3 226.8 73.2 44.0

215.3 215 3 226.2 76.2 46.1

214.4 214 4 228.6 79.8 48.3

211.2 211 2 228.4 83.2 50.6

203.4 203 4 222.0 85.4 53.1

199.0 199 0 220.8 88.8 55.7

2 277 7 2,277.7 2,358.5 768.9 453.2

7,735.0 7,221.5 1,119.6 1,107.0

7,190.4 8,762.7 1,445.8 1,432.7

5,475.9 7,752.6 1,188.6 1,577.2

5,721.8 8,029.8 1,202.9 1,673.4

6,200.2 8,581.4 1,286.4 1,752.0

7,303.5 9,222.0 1,528.7 1,797.2

7,564.9 9,520.2 1,528.2 1,644.4

7,712.1 10,036.4 1,688.8 1,636.1

7,908.4 10,577.8 1,780.5 1,583.8

8,031.2 11,145.7 1,851.0 1,137.8

70,843.4 90,850.3 14,620.7 15,341.6

Jakarta dan Tangerang Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn Jawa Barat dan Banten Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn Jawa Tengah dan DIY

914

Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn Jawa Timur Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn Bali Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn Total Jawa-Bali Jaringan TM kms Jaringan TR kms Trafo Distribusi MVA Tambahan Pelanggan ribu plgn

LA AMPIRAN N C1.10

PR ROGRAM LISTRIK PERDESA AAN SIST TEM JAWA A BALI

915

Program Listrik Perdesaan Jawa Bali

Perkiraan kebutuhan Fisik Listrik Perdesaan Regional Jawa Bali JTM JTR Listrik murah Trafo Jml Tahun kms kms MVA Unit Pelanggan dan dan Hemat (RTS) Hemat (RTS) 2011 951.0 1,547.0 70.1 1,089 100,024 ‐ 2012 527.2 870.6 50.8 779 50,468 10,998 2013 843.9 1,416.2 82.9 1,287 84,979 ‐ 2014 823.6 1,382.1 80.9 1,257 82,934 ‐ Total 3,145.6 5,215.9 284.7 4,412.0 318,404 10,998

916

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Regional Jawa Bali (juta Rp) Tahun

JTM

2011 2012 2013 2014 Total

185,551.7 113,461.1 113 461 1 185,171.6 180,715.9 664,900.3

JTR

Trafo

Pembangkit

179,064.0 65,591.7 ‐ 103,982.0 103 982 0 69,012.3 69 012 3 ‐ 171,678.2 114,515.4 ‐ 167,547.1 111,759.9 ‐ 622,271.4 360,879.3 ‐

Total 430,207.4 286,455.4 286 455 4 471,365.3 460,023.0 1,648,051.1

Listrik murah dan Hemat (RTS) ‐ 38,493.0 38 493 0 ‐ ‐ 38,493.0

Program Listrik Perdesaan Provinsi Banten

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Banten Trafo Jml JTM JTR Listrik murah Tahun kms 380 MVA Unit Pelanggan dan Hemat (RTS) 2011 159.0 276.0 9.7 169 23,450 2012 55.0 150.0 12.6 194 8,167 1,615 2013 104.6 285.3 23.9 369 15,532 2014 102.1 278.4 23.3 360 15,158 Total 420.7 989.7 69.4 1,092 62,306 1,615

917

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Banten (juta Rp) Tahun 2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

33,858.0 27,953.9 10,658.4 16,588.8 16 588 8 20,307.8 20 307 8 23,017.5 23 017 5 31,547.7 38,620.3 43,773.6 30,788.6 37,691.0 42,720.3 112,783.1 124,572.9 120,169.9 ‐

Total


72,470.3 59,914.1 59 914 1 5,652.5 5 652 5 113,941.6 111,199.9 357,525.8 5,652.5

Program Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Barat

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Barat JTM JTR Listrik murah Trafo Jml Tahun kms kms MVA Unit Pelanggan dan dan Hemat (RTS) Hemat (RTS) 2011 242.0 480.0 14.0 240 29,000 2012 85.0 170.4 4.5 75 10,527 1,935 2013 153.8 308.3 8.1 136 19,047 2014 150.1 300.9 7.9 132 18,589 Total 630.9 1,259.6 34.6 583 77,163 1,935

918

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Barat (juta Rp) ki i i ik d i i (j ) Tahun 2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

58,040.3 59,210.4 18,900.8 25,062.9 23,068.3 8,634.1 45,347.5 41,738.5 15,622.0 44,256.3 40,734.1 15,246.1 172,707.0 164,751.2 58,403.0 ‐

Total


136,151.5 56,765.2 56,765.2 6,772.5 102,707.9 100,236.5 395,861.2 6,772.5

Program Listrik Perdesaan Jawa Tengah

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Tengah JTM JTR Listrik murah Trafo Jml Tahun kms kms MVA Unit Pelanggan dan Hemat (RTS) dan Hemat (RTS) 2011 291.0 367.0 20.0 400 26,909 2012 158.0 176.0 13.4 268 24,737 4,583 2013 257.6 286.9 21.8 437 40,330 2014 251.4 280.0 21.3 426 39,360 Total 958.0 1,110.0 76.6 1,531 131,337 4,583

919

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Tengah (juta Rp) Tahun 2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

38,193.9 35,736.9 12,054.9 24,419.3 24 419 3 20,389.7 20 389 7 8,362.7 8 362 7 39,812.5 33,242.8 13,634.3 38,854.5 32,442.9 13,306.2 141,280.1 121,812.5 47,358.2 ‐

Total


85,985.8 53,171.7 53 171 7 16,040.5 16 040 5 86,689.6 84,603.6 310,450.7 16,040.5

Program Listrik Perdesaan Jawa Timur

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Timur JTM JTR Trafo Jml Tahun kms kms MVA Unit Pelanggan 2011 175.0 256.0 10.7 125 18,084 2012 172.2 274.2 14.7 188 5,246 2013 244.2 388.9 20.9 267 7,441 2014 238.3 379.6 20.3 260 7,262 Total 829.7 1,298.7 66.5 840 38,032

Listrik murah dan Hemat (RTS) dan Hemat (RTS) 2,645

2,645

92 20

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Timur (juta Rp) Tahun 2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit

33,423.1 28,951.3 11,628.6 22,125.4 19,251.8 21,807.1 31,382.8 27,306.9 30,931.4 30,627.7 26,649.8 30,187.1 117,559.0 102,159.9 94,554.1 ‐

Total


74,002.9 63,184.3 9,257.5 89,621.1 87,464.6 314,273.0 9,257.5

Program Listrik Perdesaan Bali

Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Bali JTM JTR Trafo Jml Listrik murah Tahun kms kms MVA Unit Pelanggan dan Hemat (RTS) 2011 84.0 168.0 15.8 155 2,581 2012 57.0 100.0 5.6 54 1,791 220 2013 83.7 146.8 8.2 79 2,629 2014 81.6 143.2 8.0 77 2,565 Total 306.3 558.0 37.6 365.6 9,566 220

92 21

Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Bali (juta Rp) Tahun 2011 2012 2013 2014 Total

JTM

JTR

Trafo

Pembangkit / Genset

22,036.4 27,211.5 12,349.0 25,264.7 25 264 7 20,964.5 20 964 5 7,190.9 7 190 9 ‐ 37,081.2 30,769.7 10,554.1 36,188.9 30,029.3 10,300.2 120,571.2 108,974.9 40,394.2 ‐

Total


61,596.9 53,420.2 53 420 2 770.0 770 0 78,405.0 76,518.4 269,940.4 770.0

LAMPIR RAN C1.1 11

PROGRA AM ENER RGI BARU DAN TER RBARUKA AN SIST TEM JAW WA BALI

(Program EBT Nassional telah diurraikan pada narasi batang tubuh Bab 5.11, hala aman 112. Rinccian program EBT E Jawa Bali sedang dikembangka an lebih lanjut pada p saat penu ulisan RUPTL ini, se ehingga belum dapat d disajikan n dalam Lampirran C1.11 ini)

92 22

LA AMPIRAN N C1.12

PR ROYEKSI KEBUTU UHAN INVESTASI SIS STEM JAW WA BALI

92 23

Proyeksi Kebutuhan Investasi (M USD) – PLN+IPP Fixed Assets

Fc Lc Total Fc Lc Total Fc Lc T t l Total Fc Lc Total

2011 2,226.1 969.2 3,195.3 935.7 156.9 1,092.5 738.5 738 5 738.5 3,161.8 1,864.5 5,026.3

2012 2,114.3 896.1 3,010.4 2,836.6 634.7 3,471.3 683.3 683 3 683.3 4,950.9 2,214.2 7,165.0

2013 747.7 301.6 1,049.3 523.6 93.0 616.6 532.1 532 1 532.1 1,271.3 926.7 2,198.0

2014 1,148.2 489.6 1,637.8 414.2 87.6 501.7 549.7 549 7 549.7 1,562.3 1,126.9 2,689.2

2015 3,440.7 1,547.1 4,987.8 564.1 137.6 701.7 600.9 600 9 600.9 4,004.9 2,285.6 6,290.5

2016 4,416.5 2,070.7 6,487.1 1,913.8 193.0 2,106.8 710.5 710 5 710.5 6,330.2 2,974.2 9,304.4

2017 4,219.9 1,819.1 6,039.0 601.6 95.4 697.0 739.9 739 9 739.9 4,821.4 2,654.4 7,475.9

2018 2,809.4 1,204.0 4,013.5 264.4 43.7 308.1 768.8 768 8 768.8 3,073.9 2,016.5 5,090.4

2019 2,656.8 1,207.9 3,864.7 251.9 41.1 293.0 796.6 796 6 796.6 2,908.7 2,045.6 4,954.3

2020 2,237.4 1,110.3 3,347.7 253.4 43.2 296.5 812.2 812 2 812.2 2,490.8 1,965.7 4,456.5

Juta US$ Total 26,017.1 11,615.6 37,632.7 8,559.2 1,526.2 10,085.3 6,932.5 6 932 5 6,932.5 34,576.3 20,074.3 54,650.6


2011 1,792 814 2,605 1,994 370 2,364 738 738 3,786 1 922 1,922 5,708

2012 1,885 949 2,834 964 145 1,109 683 683 2,849 1 777 1,777 4,626

2013 2,784 1,335 4,119 466 108 574 532 532 3,250 1 975 1,975 5,225

2014 3,906 1,706 5,613 804 155 959 550 550 4,710 2 411 2,411 7,121

2015 3,732 1,569 5,302 1,381 148 1,530 601 601 5,114 2 319 2,319 7,433

2016 2,997 1,259 4,256 797 84 881 711 711 3,794 2 054 2,054 5,848

2017 2,785 1,293 4,079 329 48 377 740 740 3,115 2 081 2,081 5,196

2018 2,429 1,157 3,585 255 42 297 769 769 2,683 1 968 1,968 4,651

2019 1,872 868 2,740 202 26 228 797 797 2,075 1 690 1,690 3,765

2020 1,834 812 2,647 51 4 55 812 812 1,885 1 629 1,629 3,514

Juta US$ Total 26,016 11,763 37,779 7,243 1,131 8,374 6,932 6,932 33,260 19 826 19,826 53,086

Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total

92 24

Disbursements Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total

Proyeksi Kebutuhan Investasi (M USD) - PLN Fixed Assets Item P b Pembangkit kit

Penyaluran

Distribusi

Total

Fc L Lc Total Fc Lc Total Fc Lc Total Fc Lc Total

92 25

2011 1,536.3 673 5 673.5 2,209.8 935.7 156.9 1,092.5

2012 1,372.7 578 3 578.3 1,950.9 2,836.6 634.7 3,471.3

2013 646.9 258 4 258.4 905.3 523.6 93.0 616.6

2014 802.4 341 4 341.4 1,143.8 414.2 87.6 501.7

2015 1,210.1 577 7 577.7 1,787.8 564.1 137.6 701.7

2016 667.3 463 9 463.9 1,131.1 1,913.8 193.0 2,106.8

2017 1,146.9 502 1 502.1 1,649.0 601.6 95.4 697.0

2018 894.2 383 2 383.2 1,277.5 264.4 43.7 308.1

2019 1,220.4 592 3 592.3 1,812.7 251.9 41.1 293.0

2020 1,938.6 977 1 977.1 2,915.7 253.4 43.2 296.5

738.5 738.5 2,471.9 1,568.9 4,040.8

683.3 683.3 4,209.2 1,896.3 6,105.5

532.1 532.1 1,170.5 883.5 2,054.0

549.7 549.7 1,216.5 978.7 2,195.2

600.9 600.9 1,774.3 1,316.2 3,090.5

710.5 710.5 2,581.0 1,367.4 3,948.4

739.9 739.9 1,748.4 1,337.4 3,085.9

768.8 768.8 1,158.7 1,195.7 2,354.4

796.6 796.6 1,472.3 1,430.0 2,902.3

812.2 812.2 2,192.0 1,832.5 4,024.5

2011 1,252.6 574.0 1,826.5 1 993 8 1,993.8 370.3 2,364.1

2012 1,093.5 511.7 1,605.2 964 3 964.3 145.0 1,109.3

2013 1,128.1 551.2 1,679.3 466 0 466.0 108.1 574.2

2014 1,360.1 645.0 2,005.1 804 1 804.1 154.8 958.8

2015 1,115.1 556.0 1,671.1 1 381 4 1,381.4 148.4 1,529.8

2016 912.2 452.1 1,364.3 796 6 796.6 84.5 881.1

2017 1,138.7 600.7 1,739.4 329 3 329.3 47.8 377.2

2018 1,274.0 635.9 1,909.9 254 7 254.7 42.2 296.9

2019 1,319.5 622.8 1,942.4 202 4 202.4 25.7 228.1

2020 1,744.7 772.3 2,517.0 50 7 50.7 4.3 55.0

738.5 738.5 3,246.4 1,682.7 4,929.1

683.3 683.3 2,057.8 1,340.1 3,397.9

532.1 532.1 1,594.1 1,191.4 2,785.5

549.7 549.7 2,164.2 1,349.4 3,513.6

600.9 600.9 2,496.5 1,305.4 3,801.8

710.5 710.5 1,708.8 1,247.1 2,955.9

739.9 739.9 1,468.0 1,388.5 2,856.5

768.8 768.8 1,528.8 1,446.8 2,975.6

796.6 796.6 1,521.9 1,445.1 2,967.0

812.2 812.2 1,795.4 1,588.8 3,384.2

Juta US$ Total 11,435.8 5 347 9 5,347.9 16,783.7 8,559.2 1,526.2 10,085.3 6,932.5 6,932.5 19,995.0 13,806.6 33,801.6

Disbursements Item Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total


Juta US$ Total 12,338.5 5,921.7 18,260.1 7 243 3 7,243.3 1,131.1 8,374.4 6,932.5 6,932.5 19,581.8 13,985.3 33,567.0

Proyeksi Kebutuhan Investasi Pembangkit (M USD) – PLN+IPP Disbursement Pembangkit PLTG PLTU PLTD PLTGU PLTA PLTP PS PLTGB Jumlah

FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC

Seluruh

92 26

Fixed Asset Pembangkit PLTG PLTU PLTD PLTGU PLTA PLTP PS PLTGB Jumlah Seluruh


2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2.4 1.0 1,540.7 698.7 ‐ ‐ 138.5 47.9 6.6 8.8 63.5 24.0 40.0 33.2 ‐ ‐ 1,791.8 813.7 2,605.4

2.4 1.0 1,497.4 737.4 ‐ ‐ 191.2 81.9 61.7 45.5 71.1 33.3 60.1 49.8 0.8 0.1 1,884.6 949.1 2,833.7

50.2 26.9 2,038.7 945.3 ‐ ‐ 223.0 95.6 114.0 71.6 254.7 95.4 100.1 99.5 3.1 0.5 2,783.8 1,334.9 4,118.8

37.8 10.8 2,920.2 1,232.2 ‐ ‐ 267.8 114.8 123.7 78.1 436.1 189.4 117.4 80.7 3.1 0.5 3,906.1 1,706.5 5,612.5

‐ ‐ 2,767.5 1,077.3 ‐ ‐ 178.8 76.6 84.1 56.1 558.6 241.0 142.6 118.2 0.8 0.1 3,732.4 1,569.3 5,301.8

8.3 3.6 2,070.5 819.9 ‐ ‐ ‐ ‐ 28.2 18.8 772.0 311.6 118.2 105.1 ‐ ‐ 2,997.1 1,258.9 4,256.1

75.5 46.8 1,347.9 562.1 ‐ ‐ 89.3 76.5 8.9 5.9 1,129.0 482.4 134.8 119.6 ‐ ‐ 2,785.3 1,293.3 4,078.6

109.1 32.4 709.8 312.0 ‐ ‐ 376.6 218.8 4.3 2.9 1,087.0 490.7 142.0 99.9 ‐ ‐ 2,428.7 1,156.6 3,585.3

73.5 45.9 718.9 347.1 ‐ ‐ 396.4 131.6 10.8 7.2 551.0 242.1 121.5 94.3 ‐ ‐ 1,872.1 868.2 2,740.3

100.8 28.8 1,001.0 429.0 ‐ ‐ 441.0 208.1 6.5 4.3 203.3 79.2 81.8 62.8 ‐ ‐ 1,834.4 812.3 2,646.6

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2.4 1.0 2,031.3 885.7 ‐ ‐ 183.2 78.5 ‐ ‐ 9.2 4.0 ‐ ‐ ‐ ‐ 2,226.1 969.2 3,195.3

2.4 1.0 1,920.7 813.2 ‐ ‐ 191.2 81.9 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 2,114.3 896.1 3,010.4

25.0 10.7 398.9 152.1 ‐ ‐ 223.0 95.6 ‐ ‐ 100.8 43.2 ‐ ‐ ‐ ‐ 747.7 301.6 1,049.3

63.0 27.0 813.6 347.2 ‐ ‐ 267.8 114.8 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 3.8 0.7 1,148.2 489.6 1,637.8

‐ ‐ 2,286.1 979.8 ‐ ‐ 178.8 76.6 308.4 205.6 663.6 284.4 ‐ ‐ 3.8 0.7 3,440.7 1,547.1 4,987.8

8.3 3.6 3,378.1 1,447.8 ‐ ‐ ‐ ‐ 74.4 49.6 555.2 238.0 400.4 331.8 ‐ ‐ 4,416.5 2,070.7 6,487.1

8.3 3.6 3,687.5 1,580.4 ‐ ‐ ‐ ‐ 44.4 29.6 479.6 205.6 ‐ ‐ ‐ ‐ 4,219.9 1,819.1 6,039.0

176.3 75.6 1,092.0 468.0 ‐ ‐ 153.4 65.8 ‐ ‐ 1,387.7 594.7 ‐ ‐ ‐ ‐ 2,809.4 1,204.0 4,013.5

6.3 2.7 546.0 234.0 ‐ ‐ 485.6 208.1 ‐ ‐ 1,445.6 619.6 173.3 143.6 ‐ ‐ 2,656.8 1,207.9 3,864.7

168.0 72.0 910.0 390.0 ‐ ‐ 485.6 208.1 21.6 14.4 286.4 122.8 365.8 303.1 ‐ ‐ 2,237.4 1,110.3 3,347.7

Juta US$ Total 0.0 460.1 197.2 16,612.6 7,160.9 ‐ ‐ 2,302.4 1,051.8 448.8 299.2 5,126.2 2,189.2 1,058.6 863.1 7.7 1.4 26,016.3 11,762.7 37,779.1

Juta US$ Total ‐ 460.1 197.2 17,064.3 7,298.0 ‐ ‐ 2,168.6 929.4 448.8 299.2 4,928.3 2,112.1 939.4 778.4 7.7 1.4 26,017.1 11,615.6 37,632.7

Proyeksi Kebutuhan Investasi Pembangkit (M USD) – PLN Disbursement

PLTG PLTU PLTD PLTGU PLTA PLTP PS PLTGB Jumlah


92 27

Seluruh

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2.4 1.0 1,100.4 486.7 ‐ ‐ 93.9 40.3 6.6 8.8 9.2 4.0 40.0 33.2 ‐ ‐ 1,252.6 574.0 1,826.5

2.4 1.0 788.7 340.9 ‐ ‐ 191.2 81.9 50.4 38.0 ‐ ‐ 60.1 49.8 0.8 0.1 1,093.5 511.7 1,605.2

50.2 26.9 654.6 268.3 ‐ ‐ 223.0 95.6 97.1 60.3 ‐ ‐ 100.1 99.5 3.1 0.5 1,128.1 551.2 1,679.3

37.8 10.8 827.2 371.4 ‐ ‐ 267.8 114.8 106.8 66.8 ‐ ‐ 117.4 80.7 3.1 0.5 1,360.1 645.0 2,005.1

‐ ‐ 720.0 312.5 ‐ ‐ 178.8 76.6 72.8 48.6 ‐ ‐ 142.6 118.2 0.8 0.1 1,115.1 556.0 1,671.1

8.3 3.6 748.2 320.7 ‐ ‐ ‐ ‐ 28.2 18.8 9.2 4.0 118.2 105.1 ‐ ‐ 912.2 452.1 1,364.3

75.5 46.8 821.0 348.0 ‐ ‐ 89.3 76.5 8.9 5.9 9.2 4.0 134.8 119.6 ‐ ‐ 1,138.7 600.7 1,739.4

109.1 32.4 627.9 276.9 ‐ ‐ 376.6 218.8 ‐ ‐ 18.5 7.9 142.0 99.9 ‐ ‐ 1,274.0 635.9 1,909.9

73.5 45.9 718.9 347.1 ‐ ‐ 396.4 131.6 ‐ ‐ 9.2 4.0 121.5 94.3 ‐ ‐ 1,319.5 622.8 1,942.4

100.8 28.8 1,001.0 429.0 ‐ ‐ 441.0 208.1 ‐ ‐ 120.1 43.6 81.8 62.8 ‐ ‐ 1,744.7 772.3 2,517.0

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2.4 1.0 1,430.7 628.3 628 3 ‐ ‐ 93.9 40.3 ‐ ‐ 9.2 4.0 ‐ ‐ 1,536.3 673.5 2,209.8

2.4 1.0 1,179.1 495.3 495 3 ‐ ‐ 191.2 81.9 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 1,372.7 578.3 1,950.9

25.0 10.7 398.9 152.1 152 1 ‐ ‐ 223.0 95.6 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 646.9 258.4 905.3

63.0 27.0 467.8 199.0 199 0 ‐ ‐ 267.8 114.8 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 802.4 341.4 1,143.8

‐ ‐ 775.5 332.4 332 4 ‐ ‐ 178.8 76.6 252.0 168.0 ‐ ‐ ‐ ‐ 1,210.1 577.7 1,787.8

8.3 3.6 174.9 75.0 75 0 ‐ ‐ ‐ ‐ 74.4 49.6 9.2 4.0 400.4 331.8 667.3 463.9 1,131.1

8.3 3.6 1,084.9 465.0 465 0 ‐ ‐ ‐ ‐ 44.4 29.6 9.2 4.0 ‐ ‐ 1,146.9 502.1 1,649.0

176.3 75.6 546.0 234.0 234 0 ‐ ‐ 153.4 65.8 ‐ ‐ 18.5 7.9 ‐ ‐ 894.2 383.2 1,277.5

6.3 2.7 546.0 234.0 234 0 ‐ ‐ 485.6 208.1 ‐ ‐ 9.2 4.0 173.3 143.6 1,220.4 592.3 1,812.7

168.0 72.0 910.0 390.0 390 0 ‐ ‐ 485.6 208.1 ‐ ‐ 9.2 4.0 365.8 303.1 1,938.6 977.1 2,915.7

Fixed Asset

PLTG PLTU PLTD PLTGU PLTA PLTP PS Jumlah Seluruh

FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC FC LC

Juta US$ Total 460.1 197.2 8,008.0 3,501.4 ‐ ‐ 2,257.8 1,044.1 370.8 247.2 175.6 67.3 1,058.6 863.1 7.7 1.4 12,338.5 5,921.7 18,260.1

Juta US$ Total 460.1 197.2 7,513.8 3,205.0 3 205 0 ‐ ‐ 2,079.3 891.1 370.8 247.2 64.7 27.7 939.4 778.4 11,435.8 5,347.9 16,783.7

Kebutuhan Investasi Pengembangan Transmisi (M USD) Fixed Asset Addition Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

500 kV Fc 17.81 1,912.05 174 13 174.13 11.16 100.04 250.71 189.36 4.34 11.40 9.94 2,680.95

Lc 8.95 478.67 35 66 35.66 3.26 50.27 57.46 33.74 2.18 3.43 5.02 678.64

500 kV DC Fc Lc

417.19

12.61

417.19

12.61

150 kV

70 kV

Fc

Lc

331.82 342.83 101 46 101.46 134.08 140.56 68.51 53.52 62.49 16.19 40.22 1,291.68

58.84 70.57 20 31 20.31 33.60 33.48 29.42 9.60 12.65 4.50 7.55 280.52

Fc

Total Lc

4.08

0.12

4.08

1.46

8.15

1.58

417.43 2,808.31 331 56 331.56 187.65 324.36 835.91 286.22 81.66 35.51 62.72 5,371.33

92 28

Disbursement Schedule Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

500 kV AC Fc Lc 1,185.62 489.12 61 53 61.53 112.40 208.31 164.63 42.76 9.70 8 24 8.24 1.99 2,284.29

254.49 67.00 25 31 25.31 48.45 47.25 23.49 5.84 3.94 2 85 2.85 0.50 479.12

500 kV DC Fc Lc 83.44 250.31 83.44 417.19

5.04 6.31 1.26 12.61

70 kV

150 kV Fc 292.35 156.26 128 85 128.85 124.86 79.92 58.31 51.44 30.25 27 37 27.37 8.04 957.66

Lc 49.29 30.66 32 23 32.23 31.87 21.90 12.80 9.08 6.53 4 22 4.22 0.75 199.34

Fc 2.45 1.63 2 45 2.45 0.82 7.34

Lc 0.06 0.60 0 73 0.73 0.15 1.54

Total 1,784.26 745.26 251 09 251.09 407.02 614.00 343.93 109.11 50.42 42 69 42.69 11.29 4,359.08

Kebutuhan Investasi Pengembangan Gardu Induk (M USD) Fixed Asset Addition Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

500/150 kV Fc Lc 223.97 42.32 176 47 176.47 69.80 167.15 942.48 214.42 12.72 64.87 29.65 1,943.85

34.44 5.51 24 89 24.89 17.75 31.45 59.66 30.44 1.91 10.04 5.62 221.70

150/70 kV Fc Lc

-

150/20 kV Fc Lc

-

342.64 529.12 67 22 67.22 190.76 156.39 233.07 143.17 180.17 151.53 171.39 2,165.47

51.39 78.28 11 44 11.44 30.78 22.39 33.55 21.47 26.17 21.82 24.62 321.91

70/20 kV Fc Lc 19.43 6.17 4 31 4.31 4.28

3.24 1.58 0 72 0.72 0.73

1.80 1.08 4.68 7.94 2.17 51.87

0.30 0.18 0.79 1.32 0.36 9.22

Total 675.10 662.99 285 06 285.06 314.09 377.37 1,270.85 410.77 226.45 257.52 233.81 4,714.01

92 29

Disbursement Schedule Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total

500/150 kV Fc Lc 105.48 128.31 110.60 302.74 641.80 319.69 63.49 47.40 30.76 5.93 1,756.21

16.15 20.09 23.94 41.36 45.15 21.95 8.01 7.46 3.82 0.56 188.51

150/70 kV Fc Lc -

-

150/20 kV Fc Lc 399.44 184.31 159.18 178.60 199.75 168.55 167.05 161.23 133.14 34.28 1,785.53

48.86 25.86 25.49 27.69 27.60 24.56 23.96 23.38 14.49 2.46 244.35

70/20 kV Fc Lc 8.45 4.68 3.43 1.22 1.30 1.95 4.61 6.13 2.89 0.43 35.09

1.40 0.81 0.43 0.19 0.22 0.43 0.94 0.88 0.31 0.04 5.67

Total 579.79 364.06 323.07 551.80 915.82 537.14 268.07 246.48 185.41 43.70 4,015.35

Kebutuhan Investasi Pengembangan Distribusi (M USD) Juta US$ 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Jumlah

Jakarta dan Tangerang Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total

266.4 13.4 63.3 10.0 353.1

132.3 11.8 56.1 9.8 210.0

25.2 11.4 53.9 9.6 100.1

18.9 9.9 46.9 9.5 85.1

44.1 12.0 56.9 9.3 122.3

100.8 14.8 70.6 9.1 195.3

107.1 15.6 73.9 9.0 205.6

100.8 16.8 79.7 8.8 206.1

100.8 18.0 85.7 8.7 213.2

88.2 19.2 91.0 8.5 206.9

984.6 142.8 678.0 92.4 1,897.8

94.5 38.1 18.0 38.7 189.3

99.0 39.1 43.2 40.6 221.9

103.6 40.0 29.1 42.4 215.1

108.3 41.0 33.8 44.4 227.4

113.5 42.0 29.4 46.5 231.4

118.7 43.0 37.5 48.6 247.8

124.0 43.9 32.2 50.8 250.9

129.6 44.9 39.4 53.1 267.0

135.4 45.9 39.1 55.5 275.9

141.5 46.9 36.9 58.0 283.4

1,168.1 424.8 338.7 478.6 2,410.2

36.7 20.5 10.4 16.1 83.8

64.9 38.7 19.7 17.6 140.9

43.8 26.7 13.6 18.4 102.6

48.7 30.0 15.3 19.2 113.2

49.7 32.7 16.6 20.0 119.1

59.1 35.6 18.1 20.9 133.7

59.4 36.7 18.7 20.9 135.7

60.4 39.8 20.3 21.8 142.3

60.5 43.2 22.0 22.8 148.5

62.4 46.8 23.9 23.8 156.8

545.6 350.7 178.6 201.4 1,276.4

47.3 11.7 8.0 18.0 84.9

49.3 12.2 8.4 20.4 90.3

51.4 12.7 8.7 20.7 93.6

53.7 13.2 9.1 26.7 102.7

56.0 13.8 9.5 27.8 107.1

58.4 14.4 9.9 29.6 112.4

61.0 15.1 10.4 39.4 125.8

63.7 15.7 10.8 41.0 131.3

66.5 16.4 11.3 42.7 136.9

69.5 17.1 11.8 44.4 142.8

576.8 142.3 98.0 310.8 1,127.9

12.2 4.1 8.0 3.1 27.4

8.1 3.0 6.8 2.4 20.3

8.1 3.0 7.1 2.5 20.7

8.1 3.0 7.4 2.6 21.2

7.9 2.9 7.6 2.6 21.0

7.8 2.9 7.9 2.7 21.3

7.7 3.0 8.3 2.8 21.8

7.6 3.0 8.7 2.9 22.1

7.3 2.9 8.9 2.9 22.0

7.2 2.9 9.2 3.0 22.3

82.0 30.7 80.0 27.7 220.3

457.0 87.7 107.8 85.9 738.5

353.6 104.7 134.1 90.9 683.3

232.2 93.9 112.4 93.7 532.1

237.7 97.1 112.5 102.4 549.7

271.2 103.4 120.1 106.3 600.9

344.7 110.7 144.1 111.0 710.5

359.3 114.3 143.5 122.9 739.9

362.1 120.2 158.9 127.6 768.8

370.6 126.4 167.0 132.5 796.6

368.8 132.9 172.8 137.7 812.2

3,357.1 1,091.3 1,373.2 1,110.8 6,932.5

Jawa Barat dan Banten Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total Jawa Tengah dan DIY

93 30

Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total Jawa Timur Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total Bali Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total T t l Jawa-Bali Total J B li Jaringan TM Jaringan TR Trafo Distribusi Tambahan Pelanggan Total

PENJELASAN LAMPIRAN C SISTEM JAWA BALI

938

LAMPIRAN C1.1 PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK SISTEM JAWA BALI Proyeksi Kebutuhan Listrik Sistem Jawa – Bali •

Asumsi pertumbuhan ekonomi rata-rata 6,6% per tahun.

•

Energi jual 125,2 TWh pada tahun 2011, akan naik menjadi 241,2 TWh pada tahun 2020, atau naik 7,8% per tahun.

•

Beban puncak sistem 20.672 MW pada tahun 2011, akan naik menjadi 38.472 MW pada tahun 2020, atau naik 7,6% per tahun.

•

Losses 8,95% pada tahun 2011, akan turun menjadi 8.02% pada tahun 2020.

•

Pemakaian sendiri pembangkit 3,14%, transmisi 0,05% dan distribusi 0,15% hingga tahun 2020.

Proyeksi Kebutuhan Listrik Distribusi Jakarta Raya dan Tangerang •


•


•


•

Losses 7,8% pada tahun 2011, akan turun menjadi 6,9% pada tahun 2020.

•

Pemakaian sendiri pembangkit 0,3% tahun 2010, tidak berubah sampai dengan 2020.

Proyeksi Kebutuhan Listrik Distribusi Jawa Barat dan Banten •

Asumsi pertumbuhan ekonomi rata-rata 6,2% pertahun.

•

Energi jual 42,7 TWh pada tahun 2011, akan naik menjadi 78,0 TWh pada tahun 2020, atau naik 7,3% pertahun.

•

Beban puncak sistem 6.207 MW pada tahun 2011, akan naik menjadi 11.223 MW pada tahun 2020, atau naik 7,9% pertahun.

•


939

•

PSSD 0,1% tahun 2011, tidak berubah sampai dengan 2020.

Proyeksi Kebutuhan Listrik Distribusi Jawa Tengah Dan DIY •


•


•


•


Proyeksi Kebutuhan Listrik Distribusi Jawa Timur •


•


•


•


Proyeksi Kebutuhan Listrik Distribusi Bali •

Asumsi pertumbuhan ekonomi rata-rata 7,4% pertahun.

•

Energi jual 3,4 TWh pada tahun 2011, akan naik menjadi 7,9 TWh pada tahun 2020, atau naik 9,9% pertahun.

•

Beban puncak sistem 614 MW pada tahun 2011, akan naik menjadi 1.389 MW pada tahun 2020, atau naik 9,7% pertahun.

•


940

PENJELASAN LAMPIRAN C1.2 NERACA DAYA SISTEM JAWA BALI

Neraca Daya Neraca daya sistem Jawa Bali pada Lampiran C1.2 merencanakan reserve margin (cadangan) sekitar 35% sebagaimana dijelaskan pada butir 5.1.1. Cadangan yang lebih tinggi pada tahun 2012 (41%) terjadi karena beberapa pembangkit baru dari program percepatan pembangkit 10.000 MW tahap I dan PLTU IPP Cirebon, PLTU IPP Paiton, PLTGU Priok dan PLTU Tanjung Jati B mulai beroperasi. Proyek pembangkit PerPres 71 yang telah selesai dan beroperasi pada tahun 2010 adalah hanya PLTU Labuan Unit 1 dan unit 2 (2x300 MW), sedangkan pembangkit lain yang semula dijadwalkan selesai dalam tahun 2010 ternyata mundur ke tahun 2011, yaitu Suralaya Unit 8, Indramayu Unit 1-2-3, dan Rembang Unit 1-2. Pada tahun 2011/2012 dijadwalkan proyek-proyek sebanyak 5.180 MW berikut akan beroperasi: Suralaya (625 MW), Lontar Unit 1-2-3 (3x315 MW), Indramayu 1-2-3 (3x330 MW), Pelabuhan Ratu 1-2 (2x350 MW), Rembang unit 1-2 (2x315 MW), Pacitan 1-2 (2x315MW) dan Paiton baru (660 MW), sedangkan PLTU Tanjung Awar-awar (2x350 MW) beroperasi 2013 dan PLTU Adipala/Cilacap (660 MW) direncanakan beroperasi tahun 2014. Proyek pembangkit PLN lainnya yang sedang dalam tahap konstruksi dengan progres cukup baik adalah PLTU Tanjung Jati B unit-3-4 (1.320 MW), diperkirakan akan beroperasi pada tahun 2012. Proyek pembangkit IPP yang direncanakan beroperasi tahun 2011 adalah PLTGU Cikarang (150 MW) dan PLTU Cirebon (660 MW), sedangkan PLTU IPP Paiton #3 815 MW diperkirakan akan beroperasi pada tahun 2012. PLTU IPP Bali Utara/Celukan Bawang (380 MW) yang direncanakan beroperasi tahun 2012 diperkirakan mundur menjadi tahun 2014, sedangkan PLTU IPP Bali Timur (2x100MW) dibatalkan karena tidak ada pengembang yg berminat. Mengingat pasokan gas ke Muara Tawar yang semakin menurun dan ketidakpastian pasokan LNG, maka telah dikaji kembali kelayakan dari proyek PLTGU Muara Tawar Addon Blok 2-3-4. Berdasarkan hasil kajian peran pembangkit Muaratawar di sistem Jawa Bali tahun 2012 - 2020, proyek PLTGU Muara Tawar Add-on 2-3-4 sudah tidak diperlukan lagi. Hasil kajian menunjukkan bahwa dengan pembangkit Muaratawar eksisting (total 1.700 MW) dan PLTGU Blok-5 (234 MW) cukup untuk tetap menjaga tegangan di subsistem Jakarta.

941

Untuk pengembangan kedepannya direncanakan PLTU Bekasi 2x600 MW (2018/2019) yang lokasinya berada dekat pusat beban Jakarta dan akan terhubung ke pembangkit Muaratawar. PLTU IPP di pulau Madura dengan kapasitas 2x200 MW direncanakan beroperasi pada tahun 2015 untuk memenuhi pertumbuhan demand di Madura, sekaligus melepaskan grid 150 kV Surabaya Kota dari dibebani oleh Madura yang pada tahun-tahun mendatang diperkirakan akan berbeban sangat tinggi. Dengan selesainya jembatan Suramadu diperkirakan pertumbuhan kebutuhan listrik di pulau Madura akan meningkat secara signifikan, sehingga pasokan daya dari Jawa ke pulau Madura melalui kabel laut 150 kV dan melalui jembatan Suramadu diperkirakan tidak memadai lagi. Pembangkit di pulau Madura akan berperan mengisi kemungkinan keterbatasan pasokan daya ini. Sebetulnya opsi yang lebih baik untuk pulau Madura adalah membangun saluran udara tegangan ekstra tinggi 500 kV dari Jawa menyeberang ke Madura, namun opsi ini masih perlu studi lebih mendalam. PLTP direncanakan untuk dikembangkan sebagai proyek IPP, sehingga PLN hanya membeli produksi listriknya. Agar rencana ini dapat berjalan dengan baik diperlukan regulasi yang lebih memadai dengan prinsip win-win solution baik bagi pengembang maupun PLN. Tambahan PLTU baru di sistem Jawa Bali selanjutnya direncanakan dengan ukuran unit 1.000 MW dengan teknologi supercritical, yaitu PLTU IPP Jawa Tengah (Infrastruktur) untuk beroperasi pada tahun 2016/2017, dan PLTU Indramayu Baru unit-1 beroperasi pada tahun 2017 dan unit-2 tahun 2020. Pemilihan ukuran unit 1.000 MW dengan teknologi supercritical didasarkan pada pertimbangan: −

Beban puncak pada tahun 2016 diproyeksikan akan mencapai lebih dari 29,7 GW sehingga prosentase ukuran unit 1.000 MW hanya sebesar 3% dari beban puncak (unit size yang ideal adalah ≤ 10% beban puncak).

−

Semakin sulitnya mendapatkan lahan untuk lokasi PLTU batubara skala besar di Jawa.

−

Teknologi supercritical merupakan teknologi boiler dengan efisiensi yang tinggi, sehingga dapat mengurangi emisi CO2 sebagai hasil pembakaran batubara.

942

Tambahan Kapasitas Pembangkit Daya mampu neto sistem Jawa-Bali tahun 2010 adalah 21.596 MW atau 95% dari kapasitas terpasang untuk memikul beban puncak 18.100 MW 1 . Angka tersebut menunjukkan bahwa cadangan neto hanya 19% sehingga keandalan sistem Jawa-Bali kurang memadai. Sebagaimana telah dibahas pada butir 4.1.1 mengenai perencanaan pembangkitan, reserve margin yang dikehendaki adalah sekitar 35% untuk memperoleh tingkat keandalan LOLP < 1 hari per tahun dengan mempertimbangkan pula project slippage dan derating. Tambahan kapasitas sistem Jawa Bali sampai dengan tahun 2020 diproyeksikan sebesar 32.171 MW dengan rincian sebagai berikut (Tabel-C1.2.1). Tabel C1.2.1 Tambahan Kapasitas Pembangkit sampai 2020 Status

PLN

On Going Rencana Jumlah

Swasta

Jumlah

9.397

2.005

11.402

9.065

11.680

20.745

18.462

13.685

32.147

Ongoing project PLN sebesar 9.397 MW terdiri atas proyek percepatan sebesar 8.210 MW dan proyek repowering Muara Karang, Tanjung Priok dan Muara Tawar sebesar 1.187 MW. Tabel C1.2.1 menunjukkan bahwa pembangkit yang masih tahap rencana adalah cukup besar, yaitu sekitar 20.745 MW atau 64% dari kebutuhan. Dengan adanya tambahan tersebut kapasitas terpasang sistem Jawa Bali pada tahun 2020 akan menjadi 53.764 MW 2 yang terdiri atas pemikul beban dasar 36.704 MW, pembangkit medium 8.680 MW dan pemikul beban puncak 8.380 MW untuk memasok beban puncak sistem pada tahun yang sama sebesar 38.742 MW. Proyek-proyek strategis PLN yang perlu direalisasikan tepat dapat dilihat pada butir 4.4.4.3.

1

Evaluasi Operasi Sistem Tenaga Listrik Jawa Bali 2010 oleh PT PLN (Persero) Penyalur dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

2

Setelah memperhitungkan pembangkit mothballed sebesar 1.465 MW

943

Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 Sebagaimana dijelaskan dalam butir 4.4.3 bahwa setelah selesainya proyek percepatan pembangkit PerPres 71/2006 selanjutnya diperlukan tambahan kapasitas pembangkit lagi yang dikenal sebagai Program Percepatan Pembangkit Tahap 2 sesuai Perpres no. 04 tahun 2010. Tabel C1.2.2 Pemilik PLN

Jenis

Daftar Usulan Proyek Percepatan Tahap 2

Proyek Pembangkit

PLTA

Upper Cisokan PS

PLTG PLTU

Bali Timur

Indramayu

Swasta

COD

1,040

Muara Tawar Add‐On Blok 2

2016

0

Dibatalkan karena ketidakcukupan pasokan gas

0

dibatalkan karena gagal tender/kurang peminat

1,000

2017

Baturaden

220

2018‐2019

Cibuni

10

2016

Cisolok‐Cisukarame

50

2017

Darajat

PLTP

MW

‐ dibatalkan karena reservoir tidak mencukupi

Dieng

115

2015‐2016

Guci

55

2018

Ijen

110

2019

Iyang Argopuro

55

2016

Kamojang

90

2015‐2016

Karaha Bodas

140

2015‐2016

Patuha

180

2013‐2015

Rawa Dano

110

2018

Salak

‐ dibatalkan karena reservoir tidak mencukupi

Tampomas

45

2018

Tangkuban Perahu 1

110

2018

Tangkuban Perahu 2

60

2015‐2016

Ungaran

55

2018

Wayang Windu

240

2015‐2017

Wilis/Ngebel

165

2018‐2019

Gunung Endut (Usulan Baru)

Gunung Ciremai (usulan Baru)

PLTA

Rajamandala (Usulan Baru)

PLTU

Madura

55

2019

110

2019

47

2015

400

2015

Sesuai Permen ESDM No. 15 tahun 2010, Proyek Percepatan Tahap 2 di sistem Jawa Bali diprogramkan sebesar 5.070 MW terdiri atas PLTU batubara 1.600 MW, PLTP 1.970 MW, PLTA 1.000 MW dan PLTGU 500 MW. Semua PLTP yang masuk dalam Proyek Percepatan Pembangkit Tahap 2 ini merupakan proyek IPP. Namun dalam perjalanannya proyek-proyek tersebut mengalami keterlambatan dan beberapa telah dibatalkan karena masalah-masalah seperti kekurangan pasokan gas dan ketidaksiapan pengembangan 944

panas bumi. Berdasarkan hal tersebut, PLN telah mengusulkan perubahan kepada Kementerian ESDM mengenai revisi Peraturan Menteri ESDM Nomor 15 Tahun 2010 diatas, dengan prediksi daftar proyek pembangkit di Jawa-Bali yang masuk dalam Program Percepatan Tahap 2 akan direvisi menjadi seperti pada Tabel C.1.2.2 dengan komposisi PLTU batubara 1.400 MW, PLTP 1.975 MW, dan PLTA 1.087 MW dengan kapasitas total 4.462 MW untuk jangka waktu sampai dengan tahun 2019. Penentuan kandidat PLTP didasarkan pada hasil kesepakatan dalam rapat pada tanggal 19 Juni 2008 di Kantor Direktorat Panas Bumi antara PLN dan pengembang dengan memperhatikan kebutuhan demand listrik yang ada dan kesiapan lokasi PLTP.

945

PENJELASAN LAMPIRAN C1.3 PROYEK-PROYEK IPP TERKENDALA SISTEM JAWA BALI PLTP Patuha 3x60 MW PLTP Patuha merupakan pembangkit IPP yang termasuk dalam IPP yang terkendala sesuai SK Direksi No. 036.K/DIR/2010 dan Edaran Direksi No. 003.E/DIR/2010. Dalam Edaran Direksi tersebut, PPTL terkendala dibagi ke dalam 3 kategori sebagai berikut: •

Kategori 1, tahap operasi adalah tahap dimana IPP sudah mencapai COD.

•

Kategori 2, tahap pembangunan/konstruksi dimana IPP sudah mencapai Financial Closing (FC) tapi belum mencapai COD.

•

Kategori 3, tahap pendanaan IPP yang sudah memiliki PPTL, tetapi belum mencapai Financial Closing (FC).

PLTP Patuha masuk ke dalam kategori 3 yang saat ini permasalahannya sudah diselesaikan dengan penandatanganan Akta Perdamaian sehingga pembangunan bisa dilanjutkan dan direncanakan beroperasi pada tahun 2013 dan 2015.

PLTU Celukan Bawang (2x125) + (1x130) MW PLTU Celukan Bawang merupakan pembangkit IPP yang termasuk dalam IPP yang terkendala sesuai SK Direksi No. 1063.K/DIR/2011. Saat ini terdapat perubahan komposisi pemegang saham dalam PLTU Celukan Bawang. Dengan kepemilikan yang baru tersebut, PLTU Celukan Bawang direncanakan untuk beroperasi pada tahun 2014.

946

PENJELASAN LAMPIRAN C1.4 NERACA ENERGI SISTEM JAWA BALI Produksi Energi

Pada Lampiran C1.4 terlihat bahwa batubara mendominasi jenis energi primer lainnya, yaitu 68% dari seluruh produksi pada tahun 2020, disusul oleh gas alam (termasuk LNG) sebesar 18% dan panas bumi 11% seperti terlihat pada Gambar. 2020

2011

Air 3% Panas Bumi 11%

Air 5% Panas Bumi 6%

Batubara 59%

Batubara 68%

HSD (Oil) 9% Gas 18% LNG 0%

Gas 8% LNG 10%

MFO (Oil) 3%

MFO (Oil) 0%

Gambar C1.4.1 Proyeksi Energi 2010-2019 Produksi energi pada Lampiran C1.4 dialokasikan per unit pembangkit berdasarkan merit order dengan simulasi produksi menggunakan ProSym dengan asumsi harga dan ketersediaan bahan bakar sebagai berikut: −

HSD (Oil) 0%

Harga bahan bakar crude oil = USD 95/barrel, HSD = USD 124/barrel, MFO = USD 99/barrel, gas alam = USD 6 /mmbtu, LNG = USD 10/mmbtu dan batubara = USD 80/ton.

−

Pasokan gas alam untuk pembangkit PLTGU diasumsikan hanya sesuai rencana pasokan (kontrak), kecuali untuk lokasi yang diperkirakan akan ada potensi gas seperti Cepu. Sedangkan kekurangannya akan dipenuhi dengan menggunakan LNG.

−

Ketersediaan batubara tidak terbatas.

Tabel C1.4.1 menunjukkan peranan masing-masing energi primer dan berikut ini

adalah penjelasannya. a. Peranan BBM tahun 2011 sekitar 12% pada 2011, namun secara bertahap akan terus menurun dan pada tahun 2020 menjadi hanya 1%. Penurunan ini dapat diwujudkan

947

apabila bahan bakar tersedia dalam jumlah seperti yang direncanakan dan hal ini harus diusahakan secara maksimal dalam rangka menekan biaya pokok produksi. b. Kontribusi gas alam akan menurun dari 18% pada 2011 menjadi 8% pada 2020. Sedangkan peran LNG akan meningkat hingga 9% pada 2020 untuk mengantisipasi terbatasnya ketersediaan gas alam. c. Batubara memegang peranan makin besar, yaitu meningkat dari 59% pada tahun 2011, menjadi 68% pada tahun 2020. d. Kontribusi panas bumi pada tahun 2020 menjadi 11% karena hingga sepuluh tahun mendatang direncanakan penambahan kapasitas panas bumi oleh IPP hingga 2.895 MW. Agar tambahan kapasitas sebesar itu dapat terwujud, beberapa hal harus dilakukan, seperti penerbitan regulasi yang mendukung iklim investasi, tender WKP panas bumi yang baik oleh Pemda, peraturan yang menyangkut hubungan antara tender panasbumi dan PPA dengan PLN dipertegas, dan lain-lain. Jika proyek panas bumi oleh IPP ini terlambat, maka produksi energi dari batubara akan meningkat. Kebutuhan Bahan Bakar

Kebutuhan energi primer di sistem Jawa-Bali dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 yang telah ditampilkan pada Tabel 4.22 di butir 4.5.1 diperlihatkan kembali pada Tabel C1.4.1 berikut ini. Tabel C1.4.1 Proyeksi Kebutuhan Energi Primer No.

FUEL TYPE

2011

2012

2013

1

HSD ( x 1000 kL )

3,055

1,377

2

MFO ( x 1000 kL )

307

4

3

GAS (bcf)

264

4

LNG (bcf)

-

5

Batubara (kTON)

36,225

2014

2015 61

2016 66

2017 32

2018 34

2019 39

2020

561

517

40

-

-

-

-

-

-

-

-

247

262

260

241

242

187

123

141

159

60

45

50

80

81

129

199

204

212

49,410

57,494

64,564

69,897

74,827

79,702

84,161

87,712

93,595

Bahan Bakar Gas Tantangan terbesar yang dihadapi PLN dalam penyediaan energi primer saat ini adalah mengamankan pasokan gas alam. Tantangan tersebut terkait dengan depletion sumbersumber gas yang ada, harga gas, ketepatan waktu, dan infrastruktur penyaluran gas. Di sistem kelistrikan Jawa-Bali terdapat sekitar 9.000 MW pembangkit yang dirancang untuk beroperasi dengan gas, namun pembangkit tersebut belum dapat sepenuhnya beroperasi dengan gas karena pasokan gas sangat terbatas dan dengan demikian terpaksa dioperasikan dengan BBM.

948

Pada tahun-tahun mendatang direncanakan akan ada tambahan kapasitas PLTGU dari proyek sebagai berikut: a.

Ongoing project repowering Muara Karang 720 MW, Muara Tawar Blok 5 sebesar 234 MW, dan Priok extension 743 MW.

b.

PLTGU Tuban/Cepu 2x750 MW pada tahun 2019-2020 berkaitan dengan pengembangan potensi gas Cepu.

Pasokan gas berdasarkan kontrak saat ini adalah sebagai berikut: a.

Tambak Lorok : Petronas 106 mmscfd tahun 2015 dan menjadi 116 mmscfd mulai 2016, SPP 50 mmscfd tahun 2013;

b.

Muara Karang dan Tanjung Priok : PGN 30 mmscfd hingga tahun 2012, PHE ONWJ 100 mmscfd hingga 2016, PHE ONWJ (excess capacity) 20 mmscfd hingga 2014, FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) PT Nusantara Regas 260 mmscfd sejak tahun 2012 dan semakin menurun hingga 140 mmscfd tahun 2020.

c.

Muara Tawar : Pertamina 25 mmscfd hingga tahun 2012 dan PGN 59 mmscfd hingga tahun 2013; Jambi Merang 35 mmscfd tahun 2011 da menurun menjadi 15 mmscfd pada tahun 2013-2018; Medco 20 mmscfd hingga tahun 2013; Conoco Phillip 20 mmscfd hingga tahun 2013 dan tambahan dari Petrochina 30 mmscfd hanya pada 2012.

d.

Cilegon : CNOOC 80 mmscfd kontrak jangka panjang; PGN 30 mmscfd.

e.

Gresik : Kodeco 123 mmscfd hingga 2013; Hess 50 mmscfd; KEI 130 mmscfd tahun 2012-2014 (selanjutnya menurun menjadi 60 mmscfd); MKS 11 mmscfd hingga tahun 2013; WNE 20 mmscfd sejak tahun 2011 dan menurun menjadi 12 mmscfd mulai 2016; Petronas Bukit Tua (Potensi) 25 mmscfd mulai tahun 2014 dan meningkat menjadi 47 mmscfd hingga 2017.

f.

Grati : Santos Oyong 60 mmscfd dan menurun menjadi 40 mmscfd hingga 2015; Santos Wortel 30 mmscfd dan turun menjadi 20 mmscfd mulai 2018; Parna Raya (potensi) 40 mmscfd mulai tahun 2014.

Untuk memenuhi kekurangan pasokan gas kepada pembangkit PLN, Pertamina dan PGN telah merencanakan pembangunan terminal LNG terapung (FSRU) di Teluk Jakarta yang diharapkan akan beroperasi pada tahun 2012. Dari hasil simulasi diperoleh kebutuhan gas seperti ditunjukkan pada Tabel C1.4.2.

949

Dari Tabel C1.4.2 terlihat bahwa apabila volume LNG dari FSRU Jakarta adalah 175 bbtud, maka pada tahun 2012-2014 terdapat kelebihan pasokan gas di Muara Karang dan Priok. Banyaknya pasokan gas di Jawa Timur diperkirakan akan menyebabkan kelebihan pasokan gas di Gresik (2012-2013) dan Grati (2014-2015). Rincian kebutuhan dan pasokan gas kepada pembangkit PLN di Jawa diberikan pada Tabel C1.4.2. Rincian tersebut diperoleh dari simulasi produksi dengan prinsip merit order dengan menggunakan asumsi sebagai berikut: –

Pasokan gas alam untuk pembangkit PLTGU diasumsikan hanya sesuai rencana pasokan (kontrak), kecuali untuk lokasi yang diperkirakan akan ada potensi gas seperti Cepu. Sedangkan kekurangannya akan dipenuhi dengan menggunakan LNG.

–

PLTG selaku peaker disimulasi dengan menggunakan LNG.

–

Peran must-run pada pembangkit tertentu, antara lain PLTGU Muara Karang, Muara Tawar dan Priok.

950

Tabel C1.4.2 Rincian Pasokan dan Kebutuhan Gas dan LNG No. 1

2

3

4

5

6

7

8

10

Nama Pembangkit Muara Karang PLTGU Blok-1 PLTGU Repowering PLTU Tanjung Priok PLTGU Blok 1 PLTGU Blok 2 PLTGU Blok 3 ext Sub-Jumlah Supply Gas Supply LNG Surplus-Defisit Muara Tawar PLTGU Blok 1 PLTGU Blok 2 PLTGU Blok 3 PLTGU Blok 4 PLTGU Blok 5 Sub-Jumlah Supply Gas Supply LNG Surplus-Defisit Gresik PLTGU Blok 1-3 PLTU Sub-Jumlah Supply Surplus-Defisit Tambak Lorok PLTGU Blok 1-2 PLTG PLTU Sub-Jumlah Supply Surplus-Defisit Grati PLTGU PLTG Sub-Jumlah Supply Surplus-Defisit PLTGU Cilegon Supply Surplus-Defisit PLTGU Tuban/Cepu Supply Surplus-Defisit Jumlah Demand Supply Surplus/defisit

MW 507 720 400 590 590 743 3,550

640 280 429 429 234 2,012

1,579 400 1,979

2011

2012

740

2014

2015

2016

2017

2018

2019

bbtud 2020

80 60 70

42 51

43 52

42 51

42 53

41 51

41 51

42 51

42 51

48 48 59 247 120 175 48

48 48 63 254 120 175 41

47 47 63 250 100 175 25

47 47 64 253 100 140 -13

48 48 62 250

48 48 63 250

48 48 62 251

48 48 62 251

0

35 35 60 340 150 260 70

140 -110

140 -110

140 -111

140 -111

74 29 24 24 9 159 159

79 31 23 23 29 185 185

79 31 39 39 29 217 139

79 31 34 34 29 207 99

68

68

68

68

88

31 99 99

31 99 15

31 99 15

31 99 15

31 119

31 167

0

0

-78

-108

0

-84

-84

-84

-119

-167

172 20 192 192

120 80 200 352 152

120 80 200 334 134

173 52 225 225 0

181

184

169

172

172

172

181 181

184 184

169 169

172 122 -50

172 122 -50

172 122 -50

50

50

156

166

166

166

166

166

50 50

50 50

156 156

166 166

166 166

166 166

166 166

166 166

60 11 72 60 -12 110 110 0 54

60 13 74 60 -14 110 110 0 107

-54

-107

944 598 -346

1,046 598 -448

76

37 37 150 150

1,034 150 200 1,384

462 302 764

2013

65

80

70

70

70

70

70

60

65 65 0 110 110 0

80 80 0 110 110 0

70 70 0 110 110 0

70 110 40 110 110 0

70 110 40 110 110 0

70 70 0 110 110 0

70 70 0 110 110 0

60 60 0 110 110 0

1,500

676 676 0

915 1,137 222

894 998 104

916 889 -27

88 47

867 931 64

882 785 -97

864 670 -194

858 613 -245

Batubara Kebutuhan batubara cukup pesat peningkatannya selaras dengan peningkatan kapasitas PLTU batubara baik proyek PLN maupun IPP. Kebutuhan 2011 sebesar 36 juta ton meningkat menjadi 94 juta ton tahun 2020 atau menjadi 2,5 kali lipat. Kebutuhan tersebut masih akan lebih besar lagi apabila proyek PLTP sekitar 3,000 MW (setara dengan 21 TWh) mengalami keterlambatan dan ini akan menambah kebutuhan batubara sekitar 10 juta ton. Apabila keterlambatan PLTP ini terjadi, kebutuhan batubara pada tahun 2020 akan menjadi 84 juta ton.

951

PENJELASAN LAMPIRAN C1.5 CAPACITY BALANCE GARDU INDUK SISTEM JAWA BALI

Capacity balance gardu induk menunjukkan keseimbangan antara kapasitas trafo distribusi (150/20 kV, 70/20 kV) dan beban konsumen yang dilayani dari gardu induk tersebut.

Capacity balance gardu induk diperoleh berdasarkan kriteria pembebanan trafo GI existing sebesar 80%, artinya jika trafo telah dibebani ≥ 80% dari kapasitasnya, maka beban dialihkan ke trafo GI terdekat, namun jika hal itu tidak dimungkinkan maka diperlukan penambahan trafo atau membangun GI baru.

Kebutuhan trafo baru dan GI baru selain untuk memenuhi pertumbuhan biasa juga untuk memenuhi kebutuhan konsumen besar, yang telah mempunyai kesepakatan penyambungan dengan PLN Distribusi (sebagai contoh Milenium, Alam Sutra, Pantai Indah Kapuk, Cakung Town Ship, Harapan Indah, Lautan Steel, dll) dan GI baru di lokasi pembangkit baru.

Dari perhitungan capacity balance, kebutuhan trafo GI tahun 2011-2020 adalah 42.366 MVA atau rata-rata sekitar 4.200 MVA per tahun.

952

PENJELASAN LAMPIRAN C1.6 RENCANA PENGEMBANGAN PENYALURAN SISTEM JAWA BALI Rencana pengembangan sistem penyaluran di sistem Jawa Bali meliputi: 1. Pengembangan sistem penyaluran 500 kV •

Program penambahan trafo IBT 500 MVA 500/150 kV di 14 lokasi yang masih dapat dikembangkan yaitu: Cawang-3, Gandul-3, Depok-2, Cilegon-3, Balaraja-34, Bekasi-4, Cibatu-4, Mandirancan-3, Pedan-3-4, Ungaran-3-4, Kediri-3-4, Krian3, Grati-2 dan Paiton-3.

•

Pembangunan GITET baru berikut transmisi terkait di sistem Jawa Bali di 18 lokasi, yaitu : Durikosambi, Muaratawar, Cawang Baru, Muarakarang, Pulogadung, Lengkong, Tambun, Cibatu Baru, Ujung Berung, Cigereleng Baru, Rawalo, Pemalang, Bantul, Surabaya Selatan, XBogor, Tandes, Bangil dan Kapal.

•

Pembangunan transmisi 500 kV baru terkait dengan proyek pembangkit ada 12 ruas, yaitu: PLTU Suralaya Baru – Balaraja - Kembangan, PLTU Tanjung Jati B Tx Ungaran – Pemalang – Mandirancan - Indramayu Baru, PLTU Indramayu Baru Cibatu, PLTU Jateng infrastruktur - Pemalang, PLTU Adipala - Rawalo – Incomer (Pedan – Tasik), PLTA Pompa Upper Cisokan - incomer (Saguling-Cibinong), PLTU IPP Banten – Incomer double phi (Suralaya Baru – Balaraja), PLTA Pompa Matenggeng – Incomer double phi (Tasik – Rawalo), PLTGU Tuban/Cepu Ngimbang, PLTA Pompa Grindulu-incomer double phi (Pedan – Kediri), PLTGU Tuban/Cepu - Ngimbang dan PLTU Bekasi – Muaratawar.

•

Pembangunan SUTET 500 kV Paiton – New Kapal termasuk overhead line 500 kV / submarine cable 500 kV menyeberangi selat Bali (Jawa Bali Crossing) sebagai solusi jangka panjang pasokan listrik ke pulau Bali.

•

Pembangunan transmisi 500 kV HVDC bipole 3,000 MW Sumatra - Jawa berikut GITET Xbogor - Incomer (Tasik - Depok dan Cilegon – Cibinong) untuk menyalurkan listrik dari PLTU mulut tambang di Sumatra Selatan ke sistem Jawa Bali.

2. Pengembangan sistem penyaluran 150 kV •

Pembangunan GI baru dan program penambahan trafo distribusi 150/20 kV dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik sebagaimana terdapat pada Lampiran C1.3 mengenai capacity balance gardu induk. Sedangkan penambahan trafo distribusi 70/20 kV merupakan program relokasi trafo dari Jawa Barat ke Jawa Timur.

953

•

Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit Percepatan tahap-1, Percepatan tahap-2 dan PLTU IPP.

•

Perkuatan transmisi 150 kV eksisting di lokasi tersebar di sistem Jawa Bali dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1).

954

PENJELASAN LAMPIRAN C1.7 PETA PENGEMBANGAN PENYALURAN SISTEM JAWA BALI

•

Cukup jelas terlihat pada Lampiran C1.7

955

PENJELASAN LAMPIRAN C1.8 ANALISIS ALIRAN DAYA SISTEM JAWA BALI Analisa aliran daya pada sistem Jawa Bali dilakukan dengan memperhitungkan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya, meliputi sistem 500 kV, 150 kV dan 70 kV. Karena jaringan tersebut sudah sangat rumit, pada RUPTL 2011-2020 ini hanya ditunjukkan hasil analisa aliran daya pada sistem transmisi 500 kV saja. Prakiraan aliran daya sistem 500 kV di sistem Jawa Bali dari tahun 2011 sampai dengan 2020 dapat dijelaskan sebagai berikut : 1. Arah aliran daya tahun 2011 masih dari timur (Jatim dan Jateng) ke barat (Jabar, Jakarta dan Banten) dengan transfer sebesar 1.519 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Bekasi (481,4kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV (2.179 MW) terdiri dari : PLTGU Muara Tawar Blok 5 (234 MW), PLTU Suralaya #8 (625 MW), PLTU Tanjung Jati B unit-3 (660 MW) dan PLTU Paiton #9 (660 MW). Tambahan GITET baru dan IBT ektension (7.000 MVA) terdiri dari : GITET Ujung Berung (500 MVA), IBT-3 Cilegon (500 MVA), IBT-3 Mandirancan (500 MVA), IBT-2 Ngimbang (500 MVA), IBT-2 Tasikmalaya (500 MVA), IBT-2 Depok (500 MVA), IBT-2 Ujung Berung (500 MVA), IBT-2 Kembangan (500 MVA), IBT-3 Ungaran (500 MVA), IBT-3 Krian (500 MVA), IBT-2 Grati (500 MVA), IBT-3 Paiton dan IBT-3,4 Bekasi (1000 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET Suralaya Baru-Balaraja 2 sirkit dan SUTET Ujung Berung-Incomer (Bandung Selatan-Mandirancan) single phi.

2. Aliran daya tahun 2012 arahnya masih dari timur ke barat, dengan transfer daya sebesar 1.447 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Bekasi (483,6 kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV (1.485 MW) terdiri dari : PLTU Tanjung Jati B unit-4 (660 MW) dan PLTU Paiton unit-3 (815 MW). Tambahan GITET Baru dan IBT ektension (1,000 MVA) terdiri dari : GITET Surabaya Selatan (500 MVA) dan IBT-3 Cawang (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah Grati – Surabaya Selatan.

956

3. Aliran daya tahun 2013 arahnya masih dari timur ke barat, dengan transfer daya sebesar 2.384 MW. Tegangan sistem masih sesuai Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Cawang (485,1 kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV (150 MW), yaitu: PLTG Muara Tawar Blok-2 (150 MW) Tambahan GITET baru dan IBT ekstension (5.000 MVA) adalah GITET Duri Kosambi (1,000 MVA), IBT-1&2 Muara Tawar (1000 MVA), IBT-3 Pedan (500 MVA), IBT-3,4 Balaraja (1.000 MVA), IBT-1&2 Tanjung Jati (1,000 MVA) dan IBT-3 Krian (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET Tanjung Jati B ke Tx. Ungaran/Pedan 2 sirkit (SUTET Tanjung Jati B ke Tx. Ungaran/Pedan merupakan topologi sementara sebelum kemudian dibangun SUTET Tanjung Jati B – Pemalang - Mandirancan pada tahun 2016), SUTET Watudodol – Lampu Merah – Gilimanuk (operasi 150 kV sampai tahun 2015), SUTET Balaraja-Kembangan 2 sirkit dan SUTET DurikosambiKembangan 2 sirkit.

4. Aliran daya tahun 2014 arahnya masih dari timur ke barat dengan transfer daya sebesar 1.997 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Cawang (481,6 kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV adalah PLTU Adipala (660 MW). Tambahan GITET baru dan IBT ekstension ( 2,000 MVA), terdiri dari GITET Lengkong (1,000 MVA), GITET Rawalo/Kesugihan dan IBT-2 Surabaya Selatan (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET PLTU Adipala - Kesugihan 2 sirkit, SUTET Kesugihan – Incomer double phi (Pedan – Tasikmalaya) dan SUTET Lengkong incomer double phi (Balaraja-Gandul). 5. Aliran daya tahun 2015 arahnya masih dari timur ke barat, dengan transfer daya sebesar 2.899 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Bekasi (481,1 kV). Tambahan pembangkit baru (1.260 MW), terdiri dari: PLTU Ekspansi Cirebon (660 MW) dan PLTU Ekspansi Cilacap (600 MW). Tambahan GITET baru (4.000 MVA) terdiri dari: GITET Bantul (1,000 MVA), GITET Bangil (1,000 MVA), GITET New Kapal (1,000 MVA), IBT-3 Kediri (500 MVA) dan IBT3 Durikosambi (500 MVA).

957

Tambahan SUTET baru adalah SUTET Bantul – Incomer doble phi (Rawalo – Pedan), SUTET Bangil – Incomer (Paiton – Kediri), SUTET Paiton – Watudodol dan SUTET Gilimanuk – New Kapal.

6. Aliran daya tahun 2016 arahnya masih dari timur ke barat dengan transfer daya sebesar 2.265 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Cawang (482,0 kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV (3.900 MW) terdiri dari : PLTU Jateng Infrastruktur unit-1 (1.000 MW), Upper Cisokan PS unit-1-2-3-4 (1040 MW), PLTU Sumsel-8 MT (1.200 MW) dan PLTU Banten (660 MW). Tambahan GITET baru dan IBT ekstension (5.000 MVA) terdiri dari : GITET XBogor (1.000 MVA), GITET Cawang Baru (1.000 MVA), GITET Tambun (1.000 MVA), GITET Pemalang (1.000 MVA), GITET Muarakarang (1.000 MW) dan GITET Cigereleng (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET PLTU Jateng - Pemalang 2 sirkit, SUTET Tx Ungaran – Pemalang - Mandirancan 2 sirkit, SUTET Upper Cisokan incomer double phi (Saguling-Cibinong), SUTET Tambun incomer double phi (Cibinong-Bekasi), SUTET Gandul - Cawang Baru 2 sirkit (merupakan uprating dari SUTT 150 kV GandulCawang, transmisi ini dibangun untuk memperkuat pasokan ke GITET Cawang), SUTET HVDC Muara Enim (Sumatera) - XBogor, Xbogor – Incomer single phi (Cilegon-Cibinong), SUTET XBogor – Incomer double phi (Depok-Tasikmalaya), SUTET Cigereleng - incomer double phi (XBogor-Tasikmalaya), SUTET Durikosambi Muarakarang 2 sirkit dan SUTET PLTU Banten – Incomer doble phi (Suralaya – Balaraja). PLTA Pompa Matenggeng #1 (443 MW) berlokasi dekat Majenang.

7. Aliran daya tahun 2017 arahnya masih dari timur ke barat dengan transfer daya sebesar 2.296 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Cawang (476,8kV). Tambahan pembangkit baru yang terhubung di tegangan 500 kV (3.200 MW), terdiri dari : PLTU Indramayu unit-1 (1.000 MW), PLTU IPP Sumsel-9 MT (1.200 MW) dan PLTU Jateng Infrastruktur unit-2 (1.000 MW) Tambahan GITET baru dan IBT ekstension (3.500 MVA) terdiri dari: GITET Pulogadung (1.000 MW), GITET Cibatu Baru (1.000 MW), GITET Tandes (1.000 MW) dan IBT-4 Kediri (500 MVA)

958

Tambahan SUTET baru adalah SUTET Pulogadung – Cawang Baru 2 sirkit, SUTET Cibatu Baru – Incomer double phi (Cibatu – Muaratawar), SUTET Tandes – Krian 2 sirkit, SUTET Mandirancan – PLTU Indramayu dan SUTET PLTU Indramayu – Cibatu.

8. Aliran daya tahun 2018 arahnya masih dari timur ke barat, dengan transfer daya sebesar 1.557 MW. Tegangan sistem masih sesuai dengan Grid Code dengan tegangan terendah di GITET Cawang (482,1 kV). Tambahan pembangkit baru (1.200 MW) terdiri dari : PLTU Bekasi unit-1 (600 MW) dan PLTU Sumsel-10 MT (600 MW). Tambahan IBT baru adalah IBT-4 Durikosambi (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET PLTU Bekasi – Muaratawar 2 sirkit.

9. Aliran daya tahun 2019 arahnya masih dari timur ke barat dengan transfer daya sebesar 2.411 MW. Tegangan sistem cukup baik dengan tegangan terendah di GITET Cawang (473,4 kV). Tambahan pembangkit baru (1.800 MW) terdiri dari : PLTU Bekasi (600 MW) PLTGU Tuban/Cepu Blok-1 (750 MW), PLTA Pompa Matenggeng unit-1-2 (450 MW). Tambahan IBT ekstension (1.000 MVA) adalah MVA) dan IBT-3-4 Cirata (500 MVA).

IBT-2 Cawang Baru (500

Tambahan SUTET baru adalah SUTET PLTA Matenggeng – Incomer double phi (Tasikmalaya – Rawalo) dan SUTET PLTGU Tuban/Cepu – Ngimbang 2 sirkit.

10. Aliran daya tahun 2020 arahnya masih dari timur ke barat dengan transfer daya sebesar 1.606 MW. Tegangan sistem cukup baik dengan tegangan terendah di GITET Cawang (476,6 kV). Tambahan IBT ekstension (1.000 MVA) adalah IBT-4 Pedan (500 MVA) dan IBT-4 Ungaran (500 MVA). Tambahan SUTET baru adalah SUTET PLTA Grindulu – Incomer double phi (Pedan – Kediri).

959

Analisis aliran daya 500 kV tahun 2011-2020 dilakukan juga untuk waktu di luar beban puncak sistem Jawa-Bali (pukul 13.00). Analisis aliran daya 500 kV dengan skenario Upper Cisokan PS melakukan pumping selama 9 jam (23.00-08.00) dengan beban 800 MW. Hasil analisis menunjukkan bahwa pada saat pumping, sebagian besar daya dipasok dari PLTU Jawa Tengah, kemudian dari PLTA Saguling dan PLTA Cirata. Berdasarkan studi PLN dan BPPT, calon lokasi pembangkit thermal di pulau Jawa adalah: Pelang di Kabupaten Pacitan, Tanggul Angin di Kabupaten Kebumen, Muara Gembong di Kabupaten Bekasi, Tanjung Pakis, Tanjung Sedari di Kabupaten Karawang, Tanjung Kuntianak di Kabupaten Pandeglang, Cihara di Kabupaten Malimping Lebak dan Tampora di Kabupaten Situbondo. Lima lokasi tersebut merupakan kandidat yang mempunyai prioritas tertinggi dan dapat dikembangkan setelah tahun 2018. Dalam hal setelah tahun 2020 akan dikembangkan transmisi HVDC Sumatra-Jawa bipole ke dua, maka diperkirakan terdapat beberapa calon lokasi stasiun konverter di pulau Jawa, yaitu Balaraja, Muarakarang dan Muara Tawar. Pertimbangan pemilihan lokasi tersebut adalah: (i) kedekatan dengan pusat beban, (ii) jaringan SUTET di Parung lokasi stasiun konverter bipole pertama sudah sulit dikembangkan.

960

PENJELASAN LAMPIRAN C1.9 KEBUTUHAN FISIK PENGEMBANGAN DISTRIBUSI SISTEM JAWA BALI

Sudah cukup jelas terlihat pada Lampiran C1.9

961

PENJELASAN LAMPIRAN C1.10 PROYEKSI KEBUTUHAN KEBUTUHAN LISTRIK PERDESAAN REGIONAL JAWA BALI Proyeksi Kebutuhan Listrik Perdesaan Jawa Bali Program listrik pedesaan pemerintah yang tertuang dalam RPJM 2010-2014 adalah meningkatkan ratio elektrifikasi Indonesia pada tahun 2014 menjadi 80%.

Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 69,8% di tahun 2009, menjadi 83,6% di tahun 2014 untuk regional Jawa Bali. Perkiraan biaya total untuk menunjang kegiatan listrik perdesaan untuk regional Jawa-Bali sebesar Rp 1,648 triliun. Untuk menunjang program tersebut di pulau Jawa Bali JTM 3.146 kms, JTR 5.216 kms, kapasitas gardu distribusi 285 MVA dan jumlah pelanggan 318 ribu.

962

PENJELASAN LAMPIRAN C1.12 PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI SISTEM JAWA BALI Untuk melaksanakan pembangunan pembangkit, transmisi dan distribusi baik oleh IPP maupun oleh PLN sampai dengan tahun 2020 di sistem Jawa Bali dibutuhkan dana investasi sebesar US$ 53,1 miliar atau rata-rata sekitar US$ 5,3 miliar per tahun. Disbursement schedule tahunan sebagaimana diperlihatkan pada Tabel C1.12.1 dan Gambar C1.12.1. Kebutuhan tersebut terdiri atas USD 33,8 miliar porsi PLN dan sisanya oleh IPP sebesar USD 19,5 miliar. Kebutuhan investasi ini telah memperhitungkan disbursement schedule proyek-proyek yang beroperasi setelah tahun 2020, serta telah memperhitungkan kebutuhan pendanaan untuk rehabilitasi/life extension pembangkit. Tabel C1.12.1 Kebutuhan Investasi Sistem Jawa-Bali Proyek PLN dan IPP

Pembangkit

Penyaluran

Distribusi

Total


2011 1,792 814 2,605 1,994 370 2,364 738 738 3,786 1,922 5,708

2012 1,885 949 2,834 964 145 1,109 683 683 2,849 1,777 4,626

2013 2,784 1,335 4,119 466 108 574 532 532 3,250 1,975 5,225

2014 3,906 1,706 5,613 804 155 959 550 550 4,710 2,411 7,121

2015 3,732 1,569 5,302 1,381 148 1,530 601 601 5,114 2,319 7,433

2016 2,997 1,259 4,256 797 84 881 711 711 3,794 2,054 5,848

2017 2,785 1,293 4,079 329 48 377 740 740 3,115 2,081 5,196

2018 2,429 1,157 3,585 255 42 297 769 769 2,683 1,968 4,651

2019 1,872 868 2,740 202 26 228 797 797 2,075 1,690 3,765

8000 7000

Pembangkit

6000

Juta USD

Item

5000 4000 3000

Penyaluran 2000

Distribusi

1000 0 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Tahun

Gambar C1.12.1 Kebutuhan Dana Investasi

963

2019

2020

2020 1,834 812 2,647 51 4 55 812 812 1,885 1,629 3,514

Juta US$ Total 26,016 11,763 37,779 7,243 1,131 8,374 6,932 6,932 33,260 19,826 53,086

Porsi PLN Dana yang dibutuhkan PLN hingga tahun 2020 sangat besar, yaitu mencapai US$ 33,5 miliar atau rata-rata US$ 3,3 miliar per tahun. Kebutuhan tersebut terdiri atas US$ 18,2 miliar untuk pendanaan proyek pembangkit, US$ 8,4 miliar untuk pendanaan proyek transmisi dan gardu induk serta US$ 6,9 miliar pendanaan proyek distribusi. Sumber Pendanaan Sebagaimana dijelaskan pada butir 5.5 sumber pendanaan untuk proyek PLN selama ini terdiri atas dana internal PLN, pinjaman bilateral/multilateral berupa pinjaman lunak dan kredit ekspor, pinjaman dari bank domestik, obligasi, APBN dan hibah luar negeri. Proses untuk memperoleh pinjaman bilateral/multilateral berupa pinjaman lunak membutuhkan waktu yang cukup lama, harus tercantum dalam Blue Book Bappenas, sehingga sumber dana ini sesuai untuk mendanai proyek-proyek dengan karakteristik sebagai berikut: −

Pelaksanaannya multiyears

−

Tidak mendesak, jadwal operasi 6 atau 7 tahun lagi

−

Renewable energy yang risikonya tinggi sehingga kurang menarik bagi investor swasta, antara lain proyek PLTA dan PLTP.

Sumber pendanaan kredit ekspor, pinjaman dari bank domestik atau obligasi dan APBN diperuntukkan untuk proyek-proyek sangat mendesak. Sumber pendanaan APLN diperuntukkan untuk mendanai proyek distribusi dan sebagian proyek transmisi dan gardu induk, dan dana pendamping proyek pembangkit dan transmisi. Sumber pendanaan hibah luar negeri diperuntukkan untuk mendanai technical assistance menyusun pre-feasibility study, feasibility study dan basic design. Pada Februari 2011, Bappenas telah menerbitkan Daftar Rencana Pinjaman/Hibah Luar Negeri Jangka Menengah (DRPHLN-JM) 2011-2014 atau yang disebut juga sebagai Blue Book 2011-2014. Proyek-proyek PLN di sistem Jawa – Bali yang diusulkan untuk didanai dari Pinjaman dan Hibah Luar Negeri - PHLN (sumber dana bilateral/multilateral, hibah dan kredit eksport) adalah seperti ditampilkan pada Tabel C1.12.2 berikut.

964

Tabel C1.12.2 Daftar Proyek PHLN 2011-2014 di Sistem Jawa – Bali No.

1

BB ID

Kapasitas

Total Project Cost

Pinjaman

Dana Pendamping

Grant

Potential

MW

Juta USD

Juta USD

Juta USD

Juta USD

Lender

NAMA PROYEK

BBP3-02005-04-071939-1060412

500 KV Java-Bali Crossing

2

BBP3-02005-04-071939-1060416

Improvement of Java-Bali Electricity Distribution Performance

350.0

300.0

50.0

3

BBP3-02005-04-071939-1060417

Java-Bali Submarine Cable 150 kV Circuit 3&4

4

BBP3-02005-04-071940-1060421

Muara Tawar Add-on Block 2 CCPP (500 MW)

5

BBP3-02005-04-071939-1060425

6

BBP3-02005-04-071939-1060426

7

BBP3-02005-04-071940-1060431

Upper Cisokan Pumped Storage HEPP (1000 MW)*

8

BBP3-02005-04-071940-1060432

Indramayu Steam Coal PP 2x1000 MW Phase 1 : E/S

9

BBT3-02005-04-071939-1060435

-

115.0

100.0

15.0

-

62.0

56.0

6.0

-

500

460.0

400.0

60.0

-

KE

Scattered Transmission and Substation in Indonesia

-

555.0

525.0

30.0

-

IBRD dan KE

Scattered Transmission and Substation in Indonesia Phase II

-

412.5

375.0

37.5

-

Indikatif : IBRD, China, ADB & JICA

1,040

800.0

640.0

160.0

-

IBRD

-

21.0

21.0

-

-

JICA

F/S of Nuclear PP of Indonesia

-

Total

2.0

2,777.5

-

2,417.0

-

ADB - IDB

0.0

ADB - AFD

-

2.0

358.5

2.0

KE

Tabel C1.12.2 menunjukkan bahwa usulan PHLN 2011 – 2014 di Jawa-Bali membutuhkan dana pinjaman sebesar US$ 2,4 miliar, dana pendamping sebesar US$ 359 juta dan grant US$ 2 juta. Selain proyek-proyek di atas, PLN juga akan menyampaikan usulan baru untuk dapat dimasukkan pada revisi Blue Book 2011-2014 seperti pada Tabel C.1.12.3 Tabel C1.12.3 Usulan Baru Proyek PHLN 2011-2014 di Sistem Jawa – Bali No.

1 2

Kapasitas

Total Project Cost

Pinjaman

Dana Pendamping

Potential

MW

Juta USD

Juta USD

Juta USD

Lender

NAMA PROYEK

Construction of Java-Sumatra Interconnection 500 kV Line (HVDC) - Phase II Construction of Java-Sumatra Interconnection 500 kV Line (HVDC) - Phase III

3

Jatigede Hydro Electric PP

4

Indramayu Steam Coal PP (1x1000 MW) and 500 kV Indramayu - Cibatu Transmission Line)

5

Rehabilitation of Suralaya Steam Coal PP Unit 3 and 4

6

Rehabilitation of Kamojang Geothermal PP Unit 1, 2 and 3

7

PLTU Lontar Expansion (660 MW)

8

Central and West Java 500kV Transmission Line Project (Tx Ungaran - Pemalang - Mandirancan - Indramayu)

9

Indramayu Steam Coal PP (1x1000 MW) unit 2

922.0

869.0

53.0

JICA

986.0

938.0

48.0

JICA

110

213.0

185.0

28.0

1,000

2,190.0

1,588.0

602.0

JICA

161.3

137.1

24.2

KE

65.1

55.3

9.8

KE

792.0

673.0

119.0

357.6

301.5

56.1

1,460.0

1,388.0

72.0

7,147.0

6,134.9

1,012.1

660

1,000

965

JICA

RENCANA PENGEMBANGAN KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA BALI

966

RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA BALI

LAMPIRAN C2. PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA JAKARTA LAMPIRAN C3. PROVINSI BANTEN LAMPIRAN C4. PROVINSI JAWA BARAT LAMPIRAN C5. PROVINSI JAWA TENGAH LAMPIRAN C6. PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA LAMPIRAN C7. PROVINSI JAWA TIMUR LAMPIRAN C8. PROVINSI BALI

967

LAMPIRAN C.2 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA (DKI) JAKARTA

C2.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi DKI Jakarta (tidak termasuk Kepulauan Seribu) saat ini sekitar 4.000 MW. Pasokan pembangkit yang terhubung di grid 150 kV adalah sekitar 3.000 MW yang berada di 2 lokasi yaitu PLTGU/PLTU Muara Karang dan PLTGU/PLTG Tanjung Priok. Pasokan dari grid 500 kV melalui 6 GITET, yaitu Gandul, Kembangan, Cawang, Bekasi, Cibinong dan Depok dengan kapasitas total 7.000 MVA. Peta sistem kelistrikan DKI Jakarta ditunjukkan pada Gambar C2.1.

PLTU LONTAR 3 x 300 MW

TELUK

JAKARTA

TNAGA TNAGA II

MKRNG

SPTAN III MKRNG

JMTGA SPTAN II TGRNG III

GNSRI DMGOT

CKRNG

GRGOL II SMBRT II KBJRK

BDKMY

AGP II

KMBNG

CLDUG II

SNYAN

LIPPO II

NSYAN

TMRSD

SMBRT

DNYSA CITRA II

PTKNG

PSMEDE

PDNDH II

LKONG II

JBEKA II

SKMDI KSBRU FAJAR

PDKLP

JBEKA PNCOL

DRTGA

CWANG

RGNAN

CWANGBR

TJBRT CSW 3

BKASI

PGDNG

TMRSD II

MNTUR

TMBUN II

JTWRG II

CKRNG TMBUN

MNTUR II

JTWRG

TMBUN

BNTRO II

LKONG

PGLNG

PLMAS CIPNG

Old

CSW II

TGRSA II

MGRAI MGRAI II

MPANG

CSW

LEGOK LKONG

CBTUBR KSBRU II

PGSAN

AGP

DNYSA II

CLDUG III

TGRSA

BJGRA

PGLNG II

CIPNG II

DKTASII

New

NSYAN II

CITRA

KDSPI PKRNG

GPOLA

DKTAS

STBDI

KARET Old

LIPPO

PLNGN

TTNGI

GMBRU

CLDK

TGRNG

MLNIUM

PLPNG KMYRN II

GBLMA KBSRH

BLRJA SLAYA

KBSRH II

KDSPI II KLPGD CKG TWSHP MRNDA

KMYRN MGBSR

KTPNG

DRKSB III

Old

JTAKE

LAUTS

GRGOL

DRKSB New

CKUPA

MGBSR II

ANGKE

MKRNG III TGBRU

MAXIM

CKNDE

KLPGD II

ANCOL

TGRNG II

PSKMS

MTWAR

PRIOK

SPTAN

GDMKR

KMANG

PDNDH LKONG III

BNTRO

CBATU

BNTRO III

JTNGN

PDNDH III

SRPNG

GDRIA PDNDH V

GNDUL

ITP

DPBRU

PDNDH IV

SCBNG CMGIS II

DEPOK III

CLGSI II/ JONGGOL

CMGIS

CIBNG

CLGSI

ASPEK CIBNG II

BGORX

SNTUL

CLGON SGLNG

TSMYA

BGBRU

KDBDK

Gambar C2.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi DKI Jakarta

968

Secara kelistrikan di provinsi DKI Jakarta terdapat 6 sub-sistem yaitu: 1. GITET Gandul dan PLTGU Muara Karang memasok Jakarta Selatan, Jakarta Pusat dan sebagian Tangerang Selatan. 2. GITET Bekasi dan PLTGU Priok memasok Jakarta Utara, Jakarta Pusat dan sebagian Bekasi. 3. GITET Cawang dan GITET Depok memasok Jakarta Timur, Jakarta Pusat dan Jakarta Selatan. 4. GITET Cibinong memasok Jakarta Timur, Depok dan sebagian Bogor. 5. GITET Kembangan memasok Jakarta Barat dan sebagian Tangerang. 6. GITET Depok memasok Depok, sebagian Jakarta Selatan dan sebagian Jakarta Pusat. Pembangkit di Muara Karang dan Priok mempunyai kapasitas 2.951 MW seperti ditunjukkan pada Tabel C2.1.

Tabel C2.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang di Muara Karang dan Priok No.

Nama Pembangkit

1 Muara Karang 4-5 2 Priok 1-2 3 Priok Blok 1 4 Priok Blok 2 5 Muara Karang Blok 1 6 Muara Karang Repowering 7 Priok Jumlah

Jenis Pembangkit PLTU PLTU PLTGU PLTGU PLTGU PLTGU PLTG

Jenis B. Bakar

Pemilik

Gas Alam/MFO MFO Gas Alam/HSD Gas Alam/HSD Gas Alam/HSD Gas Alam HSD

PJB Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power PJB PJB Indonesia Power

Kapasitas Terpasang MW 400,0 100,0 590,0 590,0 509,0 710,0 52,0 2.951,0

C2.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C2.2.

969

Tabel C2.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

25.928

28.406

4.105

2.544.609

2012

28.224

30.878

4.451

2.639.574

2013

30.560

33.404

4.803

2.733.911

2014

32.961

35.982

5.160

2.827.693

2015

35.502

38.703

5.536

2.920.993

2016

38.197

41.600

5.936

3.013.888

2017

41.064

44.673

6.359

3.060.803

2018

44.114

47.939

6.807

3.101.396

2019

47.362

51.413

7.282

3.142.309

2020

50.852

55.164

7.794

3.183.949

7,9%

7,4%

7,3%

2,6%

Growth (%)

C2.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi DKI Jakarta tidak mempunyai potensi sumber energi primer, sehingga pembangkit listrik di Jakarta yaitu Muara Karang dan Priok membutuhkan pasokan gas dari provinsi lain. Pembangkit di Jakarta merupakan pembangkit must run yang harus selalu dioperasikan karena lokasinya yang sangat strategis di pusat beban. Namun demikian, pasokan gas saat ini dari PHE ONWJ dan PGN cenderung menurun dan akan habis pada tahun 2016, sehingga pembangkit tersebut sebagian menggunakan BBM. Untuk menutupi kekurangan pasokan gas tersebut, PT Nusantara Regas mengembangkan FSRU LNG yang akan memasok pembangkit di Jakarta dengan kapasitas 200 bbtud dan akan mulai beroperasi pada April 2012.

Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan pengembangan kapasitas pembangkit di sistem Jakarta sendiri dan pengembangan jaringan 500 kV yang memasok sistem Jakarta. Khusus untuk pengembangan pembangkit di Jakarta akan dibangun proyek dengan total kapasitas 1.753 MW seperti ditampilkan pada Tabel C2.3 berikut.

970

Tabel C2.3 Pengembangan Pembangkit di Jakarta No

Pemilik

Jenis

1 2 4

PLN PLN PLN Jumlah

PLTGU PLTGU PLTG

Kapasitas (MW)

Nama Proyek Muara Karang Rep Blok 2 Priok Extension Blok 3 Muara Karang/Priok

210 743 800 1.753

COD

Status

2011 2012 2018/2020

On Going On Going Plan

Sumber Dana JBIC JBIC Plan

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan penambahan IBT 500/150 kV di 6 lokasi GITET dan pembangunan GITET baru 500 kV di 4 lokasi seperti diperlihatkan pada Tabel C2.4.

Tabel C2.4 Pengembangan GITET di Jakarta

No

Lokasi

Sumber Dana

COD

Kapasitas (MVA)

Kebutuhan Dana USD Juta

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Kembangan (GIS) Cawang Kembangan (GIS) Bekasi Durikosambi (GIS) Bekasi Cawang (GIS) Durikosambi (GIS) Kembangan (GIS) Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Muarakarang (GIS)

APLN 2010 APLN 2010 APLN APLN KE Paket 1 KE Paket 1 APLN KE Paket 1 & 6 APBN 2012 Unallocated JBIC II Unallocated

2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2015 2016 2016

166 166 500 500 166 166 500 1.000 0 500 1.000 1.000

3,71 3,71 14,64 14,64 3,71 3,71 25,62 87,14 25,00 14,64 64,72 64,72

13

Durikosambi (GIS)

Unallocated

2016

14 15

PLTU Bekasi Pulogadung (GIS)

Unallocated Unallocated

2017 2017

16 17 18

Cawang Baru (GIS) Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS)

Unallocated Unallocated Unallocated

2017 2018 2019

0 0 1.000 0 500 500 7.664

25,00 6,00 64,72 25,00 14,64 14,64 475,96

Keterangan Spare (Ex. Rekondisi) Spare (Ex. Rekondisi) Penghematan BBM (IBT-2) IBT-3 spare IBT spare IBT IBT-3 GIS Baru (IBT-1-2) Diameter Ext, arah Balaraja IBT-3 GITET Baru/GIS (IBT-1-2) GITET Baru/GIS Diameter Ext, arah Muara Karang Diameter Ext, arah Muaratawar GITET Baru/GIS Diameter Ext, arah Pulogadung IBT-4 IBT-3

Untuk meningkatkan keandalan pasokan kota Jakarta dicadangkan 4 buah trafo IBT satu fasa yang ditempatkan di GITET Kembangan, Cawang, Bekasi dan Duri Kosambi masing-masing berkapasitas 166 MVA.

971

Selanjutnya untuk melayani konsumen direncanakan pengembangan trafo 150/20 kV di 126 GI/GIS eksisting sebesar 7.560 MVA dengan kebutuhan dana sebesar USD 389,0 juta dan pembangunan GI/GIS 150 kV baru tersebar di 31 lokasi dengan kapasitas 2.820 MVA dengan kebutuhan dana pengembangan sekitar USD 389,0 juta seperti ditampilkan pada Tabel C2.5. Tabel C2.5 Pengembangan GI/GIS di Jakarta No

Nama Gardu Induk

1 2 3 5 6

21

Power Steel Indonesia Jatiwaringin (GIS) Tanah Tinggi (GIS) Lautan Steel Indonesia Antasari/CSW II (GIS) Cakung Township/Garden City (GIS) Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Gandaria 150 (GIS) Harapan Indah Jatirangon II/Cibubur Kapuk (PIK) (GIS) Gunung Sahari (GIS) Semanggi Barat (GIS) CSW III/Mrt Psr Mede (GIS) MRT Jakarta Cawang-2(GIS) Duren Tiga II/Ragunan (GIS) Ciseeng Abadi Guna Papan II (GIS) Durikosambi III/Rawa Buaya (GIS)

22 23 24

Pondok Indah II/Cirende Cipinang II/Jatinegara (GIS) Gandaria II/Mekar Sari

25 26

Kemayoran II (GIS) Penggilingan II (GIS) Semanggi Barat II/T.Abang (GIS) Gambir Lama II (GIS) Pancoran 2 / Pengadegan Tmr (GIS) Tigaraksa II Senayan Baru 2 (GIS) Jumlah

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

27 28 29 30 31

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

Sumber Dana

2011

120 120 120 60

23,2 17,0 5,35

2012

KTT KE-III lot 6 KE-III lot 5 APLN 2010 ADB (Deutch)

Kebutuhan Dana USD Juta 6,86

120

17,0

150/20

2012

APLN

120

17,0

150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2015 2016

120 180 120 60 120 120 120 60 60

17,0 21,1 7,2 5,1 17,0 17,0 17,0 13,0 12,97

2016 2016 2016 2016

KE Paket 8 APLN Percepatan APLN APBN 2009/10 APLN 2010 ADB KE Paket 8 JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated

120 60 60 60

13,0 13,0 3,9 13,0

150/20

2017

IBRD Scattered II

60

13,0

150/20 150/20 150/20

2017 2018 2018

IBRD Scattered II Unallocated Unallocated

120 60 60

7,2 13,0 5,1

150/20 150/20

2018 2018


60 60

13,0 13,0

150/20 150/20

2018 2019


60 120

13,0 17,0

150/20 150/20 150/20

2019 2020 2020

Unallocated Unallocated Unallocated

120 60 120 2.820

2011 2011 2012

Kapasitas MVA

17,0 3,9 17,0 388,78

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 130 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 52,0 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C2.6. 972

Tabel C2.6 Pembangunan SUTET 500 kV No.

Dari

Ke

1 2 3 4 5 6

Bekasi Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Muarakarang (GIS) Pulogadung (GIS) PLTU Bekasi

Jenis Konduktor 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xDove

Tx. Mtawar-Cibinong Kembangan Gandul Durikosambi (GIS) Cawang Baru (GIS) Muaratawar Jumlah

Panjang kms 12 6 40 30 24 20

COD 2012 2013 2016 2016 2017 2018

Biaya USD juta 3,92 2,49 16,60 12,45 9,96 6,53

132

51,94

Selaras dengan pembangunan GI/GIS baru 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 607 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 440,0 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C2.7. Tabel C2.7 Pembangunan Transmisi

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27

Dari

Ke

Jenis Konduktor

Panj. Kms

COD

Biaya USD Juta 0,99 1,34 28,33 18,89 18,89 9,44 28,33 28,33 7,80 3,87 2,36 9,44 0,80 0,00

Angke Muarakarang Duren Tiga Gedung Pola Manggarai Kebon Sirih Ketapang New Senayan Durikosambi Durikosambi Jatiwaringin Tanah Tinggi (GIS) Semanggi Barat Nikomas Gemilang Indofood Sukses Makmur

Ancol Angke Kemang Manggarai Dukuh Atas Gambir Lama Mangga Besar Senayan Petukangan Muarakarang Lama Inc. (Pdklp-Jtngn) Inc. (Gmblm-Plmas) Karet Lama Puncak Ardi Mulya Plumpang

2xZebra 2xACCC 310 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 1xCU1000 2xTDrake 2xTDrake 2xZebra 1xCU1000 1xTACSR410 1xOstrich -

10 12 6 4 4 2 6 6 52 26 24 4 8 4 0

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011

Power Steel Indonesia

New Balaraja

2xZebra

10

2011

0,99

Gandul Gandul Petukangan Kandang Sapi Semanggi Barat (GIS) Cileungsi II/Jonggol Alam Sutra Antasari/CSW II (GIS) Cakung TownShip Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Gandaria 150 (GIS)

Serpong Petukangan Bintaro Inc. (Bekasi-Marunda) Semanggi Timur (GIS) Cibatu Inc.(Lippo Curug-Kmbngn) Inc (Drtga/Kemang-Kenvil) Harapan Indah

2xTACSR410 2xTDrake 1xTACSR520 2xHawk 1xCU1000 2xZebra 4xZebra 1xCU1000 2xZebra 2xTACSR Drake 2xZebra

40 28 18 10 6 10 2 10 10

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

6,00 4,20 1,94 0,76 14,17 0,99 0,36 23,61 0,99

2 24

2012 2012

0,20 2,36

Inc.(Dksbi-Mkrng) Depok III

973

No.

Dari

Ke

Jenis Konduktor

Panj. Kms

COD

2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR Drake

2 2

2012 2012

Biaya USD Juta 0,30 0,99

2

2012

0,20

28 29

Harapan Indah (GIS) Jatirangon II/Cibubur

Inc.(Mtawar-Bekasi) Inc.(Jtngn-Cibng)

30

Kapuk (PIK) Mangga Besar II/Gunung Sahari (GIS) Chandra Asri

Inc (Mkrang-Dksbi) Kemayoran Inc. Single phi (MenesAsahi)

1xCU1000 2xTACSR 410

16 1

2012 2012

37,78 0,150

Karet Baru Cilegon Depok III CSW III/Mrt Psr Mede Durentiga II/Ragunan MRT Jakarta

Karet Lama Serang Depok II Pondok Indah Inc. (Gndul-Cwang) Semanggi Barat

1 cct, 1x1000 2xACCC 330 2xZebra 1xCU1000 2xZebra 1xCU1000

1 45 40 10 10 10

2013 2015 2015 2016 2016 2016

2,36 12,60 8,77

Abadi Guna Papan II Durikosambi III/Rawa Buaya Pondok Indah II/Cirende Pulogadung New Cipinang II/Jatinegara Gandaria II Kemayoran II Penggilingan II Semanggi Barat II/T.Abang (GIS) Gambir Lama II (GIS) Pancoran 2 / Pengadegan Tmr (GIS) Tigaraksa II Senayan Baru 2

Cawang Lama

2xCU800

6

2017

0,59

Durikosambi II Inc. (Ptkng-Gndul) Inc. (Plmas-Pgsan) Inc. (Plmas-Mgrai) Gandaria Inc. (Priok-Plpng) Penggilingan

1xCU800 2xDrake 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 1xCU1000 1xCU1000

10 6 8

2017 2017 2017

23,61 0,60 0,60

10 30 6 12

2018 2018 2018 2018

0,99 2,96 14,17 28,33

Inc (Karet-Angke) Gambir Lama (GIS)

2xTACSR410 2xZebra

4 2

2018 2019

0,60 0,20

Inc. (Cawang II - Abadi II) Tigaraksa Senayan Baru Jumlah

2xZebra 2xZebra 2xCU800

10 10 16 607

2019 2020 2020

0,99 0,99 37,78 439,15

31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51

23,61 0,99 23,61

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 816 ribu pelanggan sampai dengan 2020 atau rata-rata 81,6 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 7.860 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 9.327 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sebesar 4.884 MVA dengan kebutuhan investasi sekitar USD 1.384 juta, seperti ditampilkan dalam Tabel C2.8 berikut.

974

Tabel C2.8 Pengembangan Sistem Distribusi di Jakarta Tahun

JTM

JTR

kms

kms

Trafo

Pelanggan

Total Investasi

MVA

USD Juta

2011

2.127

873

456

88.290

255,6

2012

1.056

772

404

86.736

152,6

2013

201

744

388

85.209

73,6

2014

151

645

338

83.706

62,6

2015

352

783

410

82.228

89,6

2016

805

969

508

80.775

142,5

2017

855

1.017

533

79.346

150,0

2018

805

1.096

574

77.940

150,5

2019

805

1.177

618

76.557

155,8

2020

704

1.251

656

75.198

151,4

7.860

9.327

4.884

815.985

1.384,2

2011-2020

C2.4. SISTEM DISTRIBUSI KE KEPULAUAN SERIBU Kepulauan Seribu merupakan gugusan kepulauan yang terletak di sebelah utara , tepat berhadapan dengan teluk Jakarta. Jumlah pulau sekitar 342 buah pulau, termasuk pulau-pulau pasir dan terumbu karang yang bervegetasi maupun yang tidak. Pulau pasir dan terumbu karang itu sendiri berjumlah 158 buah. Kabupaten Administrasi Kepulauan Seribu adalah sebuah kabupaten administrasi di Provinsi DKI Jakarta dengan luas wilayah 11,8 km2 yang meliputi gugusan kepulauan di Teluk Jakarta. Sebelumnya wilayah Kepulauan Seribu merupakan salah satu kecamatan di Kotamadia Jakarta Utara. Pusat pemerintahan kabupaten ini terletak di pulau Pramuka yang mulai difungsikan sebagai pusat pemerintahan kabupaten sejak tahun 2003. Terdapat dua kecamatan di Kabupaten Administrasi Kepulauan Seribu, yaitu Kecamatan Kepulauan Seribu Selatan dan Kecamatan Kepulauan Seribu Utara.

Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu Rencana induk pengembangan sistem pasokan Kepulauan Seribu terdiri dari 2 tahapan yaitu Tahap I (Jalur Selatan) dan Tahap II (Jalur Utara) seperti ditampilkan pada gambar C2.2.

975

Gambar C2.2. Peta Jaringan Kabel Laut Kepulauan Seribu

a.

Tahap 1 Jalur Selatan (2008-2009): Pada tahap 1 ini pembangunan infrastruktur kelistrikan telah dilaksanakan di wilayah kecamatan Kepulauan Seribu Selatan dan dari proyek ini tercapai rasio desa berlistrik 8,33% dan rasio elektrifikasi sebesar 5,90% pada tahun 2009. Infrastruktur JTM dipasok dari GI Teluk Naga Trafo 1 melalui penyulang Seribu sampai ke GH Tanjung Pasir, Tangerang, dan selanjutnya dipasok radial dengan Kabel laut 20 kV ke beberapa pulau.

976

Tabel C2.9 Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu Jalur Selatan No.

1 2

Section

GH Tg PasirGH P. U.jawa GH P U.jawaGH P.L Kecil GH P.L KecilGH P.L Besar

SKLTM (ms)

SKTM ke GD (ms)

Trafo GD (kVA)

JTR (ms)

Jmlh Plgn

5.690

400

630

1.726 (P.U.Jawa)

365

13.390

800

-

-

-

460

1000

-

-

-

3

GH P.L Besar–GH Pulau Pari

9.460

400

630

968 (P.L.Besar)

362 (P.L.Besar)

4

GH Pulau Pari-GH P. Payung Besar

8.850

795

630 (P.Pari)

1.711 (P.Pari)

189 (P.Pari)

6

GH.P.Payung BesarGH P.Tidung Kecil

3.560

600

630 (P.Payung Besar)

429 (P.Payung Besar)

38 (P.Payung Besar)

7

GH P.Payung KecilGH P.Tidung Besar

761 (P.Tidung Besar) 1.715

TOTAL

830

2.000

3 x 630

3.480 (P.Tidung Besar)

42.240

5.995

4.410

8.314

b.

Tahap-2 Jalur Utara (2010-2011): Pada tahap-2 ini pembangunan infrastruktur kelistrikan sedang dilaksanakan oleh pemprov DKI untuk wilayah Kecamatan Kepulauan Seribu Utara. Dari pembangunan kelistrikan tahap-2 ini maka pada tahun 2010 tercapai rasio desa berlistrik 41,67% dan rasio elektrifikasi sebesar 32,90%. Penyambungan SKLTM dilanjutkan secara radial dari pulau Tidung Besar ke pulau-pulau sebagai berikut:

977

Tabel C2.10 Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu Jalur Utara

No

S KL TM S KTM (ms ) ke G D (ms )

S ec tion

16.509

340

200

1.660

P . P anggang‐P . P ramuka

1.765

960

P . K arya‐P . K elapa

16.953

1

P . T idung K ecil‐P . K arya

2

P . K arya‐P . P anggang

3 4 5 6 7 Catatan :

P . K elapa‐P . K elapa dua/Harapan P . K elapa D ua/Harapan‐ P . P anjang B esar P . P anjang B esar‐P . S abira T O T AL

622 935 1.200 38.184

T rafo G D (kVA) 1x630 kVA (P . K arya) 2x630 kVA (P . P anggang) 1x630 kVA

(P . P ramuka) 4x630 kVA 2.240 (P . K elapa) 1x630 kVA 1.450 (P . K elapa Dua) 1x630 kVA 840 (P . P anjang B esar) 1x630 kVA ‐ (P . S abira) 7.490 11x630 kVA

J TR (ms ) *)

P lg n **)

3.200

D inas T eknis

6.400 523 3.200 299 12.800 885 3.200 338 3.200

L ap. Udara

3.200 78 35.200 2.123

*) Estimasi jumlah Jurusan untuk Trafo 630 kVA adalah 8 (delapan) jurusan dan panjang per-jurusan 400 meter.

**) Berdasarkan Data pelanggan Genset eksisting.

C2.5. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi DKI Jakarta sampai dengan tahun 2020 adalah USD 4,4 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C2.11. Tabel C2.11 Rangkuman Tahun

Proyeksi Kebutuhan Sales Produksi Beban Energy Energi Puncak GWh GWh MW

Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit GI T/L MW MVA kms

Investasi USD Juta

2011

25.928

28.406

4.105

210

3.852

178

2012

28.224

30.878

4.451

743

2.512

195

2013

30.560

33.404

4.803

-

1.090

7

2014

32.961

35.982

5.160

-

660

-

2015

35.502

38.703

5.536

-

1.040

85

2016

38.197

41.600

5.936

-

2.840

100

2017

41.064

44.673

6.359

-

1.600

54

2018

44.114

47.939

6.807

400

1.430

82

2019

47.362

51.413

7.282

-

1.820

12

2020

50.852

55.164

7.794

400

1.200

26

1.753

18.044

739

Jumlah

978

777 1.091 196 92 165 466 320 550 262 508 4.427

LAMPIRAN C.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BANTEN

C3.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi Banten saat ini sekitar 2.400 MW, dipasok dari pembangkit yang berada di grid 150 kV sebesar 600 MW dan yang berada di grid 500 kV sebesar 4.140 MW. Pasokan dari pembangkit listrik yang berada di grid 500 kV dan grid 150 kV di Banten ada di 3 lokasi yaitu PLTU Suralaya, PLTGU Cilegon dan PLTU Labuan dengan daya terpasang 4.740 MW. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 3 GITET, yaitu Suralaya, Cilegon dan Balaraja, dengan kapasitas 2.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Banten ditunjukkan pada Gambar C3.1. SLAYA2

SLAYA

SLIRA

PENI MTSUI

M.ENIM

PRYMA

PLTU TLNGA

CLGON

ASAHI

CLGMA

SRANG III

U

SRANG

U

TLNGA

BJNGRA CKNDE

NTGRNG

SPTAN

BLRJA

PRIOK

MKRNG

DUKSMBI

U

U

MTWAR

U

PKMIS PCADM PCADM II KOPO SRANG II

NBLRJA

CKRNG

JTAKE CKUPA

CITRA TGRSA TGRSA II NLKONG

BKASI

SRPNG

TMBUN DPK4

SKETI

U

IDMYU7

CWANG GNDUL

MENES RKBTG

CBTBR

KMBNG CWANG2

TGRNG PTKNG

CBATU

CMGIS

PLTU LBUAN

BUNAR II

BOGOR X

CIBNG

DEPOK

BUNAR

KDBDK BGBRU KRCAK

CRATA

SALAK LAMA P

SALAK BARU

CIAWI

MPING CNJUR

CGRLG SGLNG

CBDKBR

BAYAH A

PRATU U

UBRUG LBSTU

PLTU PRATU

TSMYA

Gambar C3.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Banten

Kelistrikan Provinsi Banten terdiri atas 3 sub-sistem yaitu: 1. GITET Suralaya memasok daerah industri Merak dan Salira. 2. GITET Cilegon, PLTGU Cilegon, PLTU Labuan memasok Kab. Serang, Kota Cilegon, Kab. Pandeglang dan Kab. Lebak. 3. GITET Balaraja memasok Kab/Kota Tangerang dan Tangerang Selatan. 979

Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C3.1. Tabel C3.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No.

1 2 3

Nama Pembangkit

Jenis Pembangkit

Jenis B. Bakar

Pemilik

Suralaya Cilegon Labuan

PLTU PLTGU PLTU

Batubara Gas Alam Batubara

Indo.Power PLN PLN

Jumlah

Kapasitas Terpasang MW 3.400,0 740,0 600,0 4.740,0

C3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C3.2. Tabel C3.2 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

18.416

19.968

2.549

2.295.649

2012

19.785

21.447

2.735

2.449.927

2013

21.154

22.894

2.916

2.615.674

2014

22.692

24.545

3.123

2.794.449

2015

24.370

26.351

3.349

2.986.429

2016

26.302

28.404

3.605

3.165.195

2017

27.243

29.388

3.726

3.356.052

2018

28.402

30.606

3.876

3.561.572

2019

30.002

32.295

4.086

3.751.053

2020

31.692

34.041

4.302

3.883.623

6,9%

6,4%

6,3%

6,4%

Growth (%)

C3.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di provinsi Banten diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi. Potensi Sumber Energi Provinsi Banten memiliki potensi panas bumi yang dapat dikembangkan untuk tenaga listrik yang diperkirakan mencapai 790 MW yang tersebar di 5 lokasi, sedangkan potensi batubara diperkirakan mencapai 13 juta ton dan potensi 980

tenaga air sebesar 352 MW1. Kebutuhan batubara untuk pembangkit di Banten sebagian besar dipasok dari Sumatera Selatan dan sisanya dari Kalimantan, sedangkan kebutuhan gas dipasok dari CNOOC dan PGN.

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020 diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 3.096 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel C3.3 berikut. Tabel C3.3 Pengembangan Pembangkit No

Pemilik

Jenis

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Jumlah

PLTU PLTU PLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU PLTP PLTP

Nama Proyek Suralaya Teluk Naga/Lontar Lontar Exp Leuwikopo Cikamundung Cikidang Cisono Cisungsang II Karang Ropong Lebak Tundun Situmulya Cijambe Cinanling Ciparai Gunung Tua Suwakan Banten Rawa Dano Gunung Endut

Kapasitas (MW) 625 945 660 4.46 5.00 2.00 3.00 3.00 6.00 2.40 3.00 0.72 1.26 4.20 1.70 3.80 660 110 55 3.096

COD

Status

2011 2011-2012 2015 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2016 2018 2019

On Going On Going Plan On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Sumber Dana Perpres Perpres Plan IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Pengembangan gardu induk dibagi atas 2 bagian yaitu Gardu Induk Tegangan Extra Tinggi (GITET) 500 kV dan Gardu Induk Tegangan Tinggi (GI) 150 kV. Diperlukan pembangunan GITET 500 kV baru dengan kapasitas sebesar 1.000 MVA, pengembangan IBT 500/150 kV sebesar 1.500 MVA dan spare trafo IBT I phase 2 unit dengan kebutuhan dana USD 93,6 juta seperti pada Tabel C3.4.

1

Sumber: Draft RUKN 2010-2029

981

Tabel C3.4 Rencana Pengembangan GITET

No

Lokasi

Sumber Dana

COD

Kapasitas (MVA)


Keterangan

1 2 3 4

Balaraja Cilegon Cilegon Balaraja

APLN 2010 APLN 2010 APLN IBRD Scattered I

2011 2011 2011 2013

166 166 500 500

3,71 3,71 14,64 14,64

Spare (Ex. Rekondisi) Spare (Ex. Rekondisi) Program N-1 (IBT-3) IBT-3

5 6

Balaraja Lengkong

IBRD Scattered I APBN

2013 2014

500 1.000

14,64 42,27

7

Banten PLTU

IPP

2016

IBT-4 (Ex. Depok) GITET Baru Memotong double phi Suralaya - Balaraja

2.832

93,61

Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GI/GIS baru 150 kV tersebar di 21 lokasi dengan kapasitas 1.920 MVA dengan biaya USD 150,85 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.5. Tabel C3.5 Rencana Pengembangan GI 150/20 kV

No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Nama Gardu Induk Rangkasbitung II Millenium (Bumi Citra Permai) Asahimas II/Cinangka Malingping Alam Sutra (GIS) Bintaro II (GIS) Lautan Steel Millenium Cilegon Baru II/Kramatwatu Cemindo gemilang Bayah Lengkong II Dukuh Atas II Tangerang Baru II Serang Selatan/Baros Bintaro III/Jombang Teluk Naga II Lippo Curug II Serang Utara/Tonjong Lengkong III Tangerang Baru III Jumlah

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2020 2020 2020

Sumber Dana ADB B4 (2004) IBRD Scattered I APBN 2011 APBN 2011 APLN 2010 ADB (Deutch) APLN 2010 IBRD Scattered I APBN 2011 APLN APBN 2012 APBN 2012 JBIC/KE JBIC II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Kapasitas MVA 120


120

7,24

60 60 120 120 120 120 120 120 60 60 60 120 120 60 60 60 120 60 60 1.920

3,9 3,9 17,0 17,0 7,2 7,2 7,2 7,2 5,1 3,9 13,0 7,2 7,2 5,1 5,1 5,1 6,0 3,9 3,9 150,85

Selain itu juga diperlukan pengembangan/ uprating GI eksisting dengan kapasitas 300 MVA dan kebutuhan dana sekitar USD 40,14 juta.

982

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengebangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 570 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 538 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.6. Tabel C3.6 Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No.

Dari

Ke

1 2 3 4 5 6 7 8

Balaraja Balaraja Lengkong Bogor X Bogor X Banten PLTU Bogor X Tanjung Pucut

Suralaya Baru Kembangan Inc. (Blrja-Gndul) Inc (Clgon-Cibinong) Inc (Depok-Tsmya) Inc. (Suralaya - Balaraja) Tanjung Pucut Ketapang Jumlah

Jenis Konduktor 4xDove 4xZebra 4xDove 4xDove 4xDove 4xDove HVDC OHL HVDC CABLE

Panjang kms 80 80 4 60 6 40

COD 2011 2013 2014 2016 2016 2016

220 80 570

2016 2016

Biaya USD juta 26,11 33,20 1,31 19,58 1,96 26,11 77,00 352,8 538,07

Pada tabel C.3.6 dapat dilihat bahwa terdapat rencana pembangunan transmisi HVDC dari Bogor X ke Tanjung Pucut dan terus menyeberangi selat Sunda. Transmisi ini merupakan bagian dari suatu sistem transmisi dengan teknologi high voltage direct curent (HVDC) yang berfungsi untuk membawa listrik dari PLTU batubara mulut tambang di Sumatra Selatan ke pulau Jawa. Selaras dengan pembangunan GI 150 kV baru, diperlukan pembangunan transmisi 150 kV terkaitnya sepanjang 1.242 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 570,72 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.7. Tabel C3.7 Rencana Pembangunan Transmisi

No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Dari Cikupa Labuan PLTU Tangerang Baru PLTU Lontar Rangkasbitung II Rangkasbitung II Saketi II Saketi II Spinmill Indah Industri Sulfindo Adi Usaha Lengkong Asahimas II/Cinangka

Jenis Konduktor

Balaraja Saketi II Cengkareng Tangerang Baru Saketi II Kopo Menes II Rangkasbitung II Inc. (New Balaraja - Citra Habitat Salira Indah Serpong

2xTDrake 2xTACSR410 2xACCC570 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410

23 46 14 10 60 34 46 60

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011

Biaya USD Juta 3,39 6,90 2,18 0,99 5,91 3,35 4,53 9,00

2xTACSR 410 1xACCC 330

8 0 12

2011 2011 2012

1,11 0,00 1,30

Inc. (Mnes-Asahi)

2xZebra

4

2012

0,99

Ke

983

Panj. Kms

COD

Jenis Konduktor

COD

Biaya USD Juta 7,88 33,06 0,79 0,79 0,28 0 0 0

Dari

13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Malingping Bintaro II Lautan Steel Millenium Indoferro JV KS POSCO Interworld Steel Mills Indorama Ventures

Saketi II Bintaro Inc. (Blrja-Millenium) Inc. (Lautan-Citra) Inc. (Clgon-Asahi) Cilegon Baru Maximangando Lippo Curug

2xZebra 1xCU1000 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR 410 -

80 14 8 8 1 7 0 0

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Serpong Inc. (Clbru-Srang) Inc. Legok-Lengkong Citra Habitat Lembursitu Pelabuhan Ratu Malingping

1xTACSR520 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra

18 8 10 24 82 70 70

2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014

1,94 0,99 1,80 4,50

27 28 29 30 31 32

Bintaro Cilegon Baru II Lengkong II Balaraja Pelabuhan Ratu Bayah Bayah Puncak Ardi Mulya II/GORDA Balaraja New Rawadano PLTP Ciseeng Dukuh Atas Tangerang Baru II

Inc (Pucam-Kopo) Millenium Inc.(Menes-Asahimas) Lengkong Semanggi Barat PLTU Lontar

2 30 60 20 4 26

2014 2015 2015 2016 2016 2016

0,20 4,50 9,00 2,00 0,60

33

Bogor X

Tanjung Pucut

220

2016

77,00

34 35 36

Tanjung Pucut Serang II/Baros Bintaro III/Jombang

Ketapang Inc. (Saketi-Rangkas) Inc.(Bntro-Srpng)

80 20 4

2016 2017 2017

352,80 1,97 0,60

37 38

Inc.(Lontar-Tgbru-2) Lippo Curug

20 10

2017 2018

1,97 0,99

39

Teluk Naga II Lippo Curug II Serang Utara/Tonjong

2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xCU800 2xTACSR410 2 pole, HVDC OHL 2 pole, HVDC CABLE 4 cct, 2xZebra 2xTACSR410 4 cct, 2xTACSR410 2xZebra 4 cct, 2xZebra

10

2020

1,97

40

Lengkong III

Serang Inc.(Serpong-Lengkong II)

1xACCC 330

10

2020

41

Tangerang Baru III

Tangerang Baru II Jumlah

2xZebra

10 1.242

2020

25 26

Ke

Panj. Kms

No.

8,08 6,90 6,90

2,60

0,99 570,72

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 936 ribu pelanggan atau rata-rata 94.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 7.575 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 9.314 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 2.157 MVA dengan kebutuhan investasi sekitar USD 954 juta, seperti ditampilkan dalam Tabel C3.8 berikut. 984

Tabel C3.8 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Total Investasi

Pelanggan

USD Juta

2011

1.197

850

180

84.450

141,9

2012

795

824

202

86.244

92,9

2013

477

825

175

88.042

71,5

2014

476

798

165

89.946

67,5

2015

575

867

182

92.088

76,9

2016

772

952

228

94.226

98,0

2017

812

984

228

96.480

101,1

2018

814

1.027

253

98.853

101,8

2019

837

1.072

267

101.384

103,1

821

1.115

276

104.064

100,1

7.575

9.314

935.777

954,8

2020 2011-2020

2.157

C3.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi untuk provinnsi Banten sampai dengan tahun 2020 adalah sebesar USD 6,1 milyar seperti tersebut dalam Tabel C3.9. Tabel C3.9 Rangkuman Tahun

Proyeksi Kebutuhan


Sales

Produksi

Beban

Pembangkit

GI

T/L

Energy

Energi

Puncak

MW

MVA

kms

GWh

GWh

MW

Investasi USD Juta

1507 2011

18.416

19.968

2.549

1.255

1.072

381

2012

19.785

21.447

2.735

319

720

133

2013

21.154

22.894

2.916

24

1.120

140

2014

22.692

24.545

3.123

12

1.300

156

2015

24.370

26.351

3.349

660

60

90

2016

26.302

28.404

3.605

660

180

756

2017

27.243

29.388

3.726

-

240

44

2018

28.402

30.606

3.876

110

60

10

2019

30.002

32.295

4.086

55

-

-

2020

31.692

34.041

4.302

-

240

30

3.095

4.992

1.740

Jumlah

985

542 214 170 951 1889 124 373 235 117 6.122

LAMPIRAN C.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA BARAT C4.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi Jawa Barat saat ini sekitar 5.000 MW. Beban dipasok oleh pembangkit yang berada di grid 500 kV dan 150 kV sebesar 4.950 MW. Pembangkit di Jawa Barat yang berada di grid 500 kV adalah PLTG/PLTGU Muara Tawar dan pembangkit yang berada di grid 150 kV adalah PLTP (Kamojang, Darajat, Wayang Windu, Salak), PLTA (Ubrug, Kracak, Cikalong, Jatiluhur, Plengan, Bengkok) dan PLTG Sunyaragi. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 5 GITET, yaitu Bandung Selatan, Cibatu, Cirata, Tasik dan Mandirancan dengan kapasitas 5.000 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Barat ditunjukkan pada Gambar C4.1.

Gambar C4.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Barat Saat Ini

Kelistrikan Provinsi Jawa Barat terdiri atas 6 sub-sistem yaitu: •

GITET Bandung Selatan memasok Kab/Kota Bandung dan Kota Cimahi.

•

GITET Cirata dan PLTA Jatiluhur memasok Kab. Purwakarta, Kab. Subang dan Kab. Bandung Barat. 986

•

GITET Tasikmalaya dan PLTP Kamojang, Darajat dan Wayang Windu memasok Kab. Tasikmalaya, Kab. Garut, Kab. Sumedang, Kab. Banjar dan Kab. Ciamis.

•

GITET Mandirancan dan PLTG Sunyaragi memasok Kab. Cirebon, Kab. Kuningan dan Kab. Indramayu

•

GITET Cibatu memasok Tambun Cikarang dan Kab. Karawang, Kab. Bekasi.

•

PLTP Salak memasok Kab. Bogor , Kab. Cianjur dan Kab Sukabumi.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

Nama Pembangkit Ubrug Kracak M. Tawar B-1 M. Tawar B-2 M. Tawar C. Listrindo Salak Salak IPP Plengan Lamajan Cikalong Bengkok Dago Parakan Saguling Cirata Jatiluhur Kamojang Drajat Drajat IPP Wayang Windu Sunyaragi 1-2 Sunyaragi 3-4 Drajat 3 Kamojang 4

Jenis

PLTA PLTA PLTGU PLTG PLTG PLTG PLTP PLTP PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTP PLTP PLTP PLTP PLTG PLTG PLTP PLTP

Jenis B. Bakar PLTA PLTA HSD HSD HSD Gas PLTP PLTP PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTP PLTP PLTP PLTP Gas HSD PLTP PLTP

Jumlah

Pemilik

Indonesia Power Indonesia Power PJB PJB PLN Swasta Indonesia Power Swasta Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power PJB Swasta Indonesia Power Indonesia Power Swasta Swasta Indonesia Power Indonesia Power Swasta Swasta

Kapasitas Terpasang MW 18,4 18,9 640,0 280,0 858,0 150,0 165,0 165,0 6,9 19,6 19,2 3,2 0,7 9,9 700,7 1.008,0 150,0 140,0 55,0 70,0 220,0 40,2 40,1 110,0 60,0 4.948,6

C4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C4.2. 987

Tabel C4.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

2011

34.242

37.004

5.300

8.592.196

2012

37.158

39.801

5.701

9.044.105

2013

40.134

42.737

6.123

9.517.125

2014

43.219

45.941

6.583

10.012.046

2015

46.498

49.345

7.071

10.530.976

2016

49.871

52.889

7.580

11.073.744

2017

53.472

56.676

8.124

11.641.316

2018

57.315

60.721

8.705

12.234.709

2019

61.419

65.040

9.325

12.858.210

2020

65.803

69.675

9.991

13.508.438

7,6%

7,6%

7,6%

5,1%

Growth (%)

Beban Puncak MW

Pelanggan

C4.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi Jawa Barat memiliki bermacam sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik yang terdiri dari tenaga air 909 MW yang sebagian besar sudah dikembangkan, minyak bumi sebesar 570 MMSTB, dan gas alam sebesar 3,7 TSCF, serta potensi panas bumi yang dapat dikembangkan diperkirakan sebesar 6.066 MWe yang tersebar di 40 lokasi1. Sebagian besar pasokan gas untuk Muara Tawar berasal dari Pertamina dan PGN, namun ada juga sumber lain seperti Medco, Conoco Phillips dan Petrochina yang memasok dalam jumlah kecil dan dalam jangka waktu yang pendek. Pasokan gas tersebut akan terus menurun dan diperlukan LNG untuk menutupi kekurangannya. Namun dengan harga LNG yang tinggi dan peran Muara Tawar sebagai pemikul beban puncak, maka kebutuhan LNG di Muara Tawar relatif tidak terlalu besar. Pengembangan Pembangkit Pengembangan pembangkit sampai dengan tahun 2020 sebesar 10.234 MW dengan perincian ditampilkan pada Tabel C4.3 berikut. 1


988

Selain itu juga terdapat potensi energi baru dan terbarukan berupa PLTSampah Bantargebang 26 MW yang memanfaatkan energi dari sampah di Kota Bekasi dan PLT Angin Viron Energy 10 MW di Sukabumi yang direncanakan beroperasi pada tahun 2012-2013. Tabel C4.3 Rencana Pengembangan Pembangkit Sumber Dana

Kapasitas (MW)

COD

Indramayu

990.0

2011

On Going

FTP1

Muara Tawar Blok 5

234.0

2011

On Going

JBIC

PLTU

Pelabuhan Ratu

700.0

2012

On Going

FTP1

PLTU

Pelabuhan Ratu

350.0

2013

On Going

FTP1

PLN

PLTA

Jatigede

110.0

2015

Rencana

Unallocated

6

PLN

PS

Upper Cisokan Pump Storage

520.0

2016

Rencana

IBRD

7

PLN

PS

Upper Cisokan Pump Storage

520.0

2016

Rencana

IBRD

8

PLN

PLTU

1,000.0

2017

Rencana

JICA

No

Pemilik

Jenis

1

PLN

PLTU

2

PLN

PLTGU

3

PLN

4

PLN

5

Nama Proyek

Indramayu

Status

9

PLN

PLTU

Bekasi

600.0

2018

Rencana

Unallocated

10

PLN

PLTU

Bekasi

600.0

2019

Rencana

Unallocated

11

PLN

PLTU

Indramayu

1,000.0

2020

Rencana

JICA

12

Swasta

PLTM

Girimukti

8.0

2011

Rencana

IPP

13

Swasta

PLTM

Cijampang 2A

1.1

2011

Rencana

IPP

14

Swasta

PLTGU

Cikarang Listrindo

150.0

2011

On Going

IPP

15

Swasta

PLTU

Cirebon

660.0

2011

On Going

IPP

16

Swasta

PLTM

Pakenjeng Bawah

5.7

2013

Rencana

IPP

17

Swasta

PLTM

Cikaso

5.3

2013

Rencana

IPP

18

Swasta

PLTM

Cikaniki 2

5.0

2013

Rencana

IPP

19

Swasta

PLTM

Pakenjeng Atas

3.6

2013

Rencana

IPP

20

Swasta

PLTM

Cianten 2

3.0

2013

Rencana

IPP

21

Swasta

PLTM

Citaraje

3.0

2013

Rencana

IPP

22

Swasta

PLTM

Cianten 1

2.5

2013

Rencana

IPP

23

Swasta

PLTM

Cirompang

2.0

2013

Rencana

IPP

24

Swasta

PLTM

Cisanggiri

2.0

2013

Rencana

IPP

25

Swasta

PLTM

Cijampang 2B

1.2

2013

Rencana

IPP

26

Swasta

PLTM

Cijampang 1

1.1

2013

Rencana

IPP

27

Swasta

PLTM

Cikaniki 1

1.0

2013

Rencana

IPP

28

Swasta

PLTM

Sindang Cai

29

Swasta

PLTP

Patuha

30

Swasta

PLTM

Cileunca

0.8

2013

Rencana

IPP

60.0

2013

Rencana

IPP

1.0

2014

Rencana

IPP

31

Swasta

PLTM

Cimandiri

0.6

2014

Rencana

IPP

32

Swasta

PLTM

Cilakil/Malabar

0.3

2014

Rencana

IPP

33

Swasta

PLTP

Wayang Windu

110.0

2015

Rencana

IPP

34

Swasta

PLTP

Kamojang

30.0

2015

Rencana

IPP

35

Swasta

PLTP

Karaha Bodas

30.0

2015

Rencana

IPP

989

No

Pemilik

Jenis

Nama Proyek

36

Swasta

PLTA

Rajamandala

37

Swasta

PLTP

Patuha

38

Swasta

PLTP

Tangkuban Perahu 2

39

Swasta

PLTU

40

Swasta

PLTU

41

Swasta

42

Swasta

43

Swasta

Kapasitas (MW)

COD

Sumber Dana

Status

47.0

2015

Rencana

IPP

120.0

2015

Rencana

IPP

30.0

2015

Rencana

IPP

PLTU Jawa-1

660.0

2015

Rencana

IPP

PLTU Jawa-3

660.0

2016

Rencana

IPP

PLTU

PLTU Jawa-3

660.0

2017

Rencana

IPP

PLTP

Kamojang

60.0

2016

Rencana

IPP

PLTP

Karaha Bodas

110.0

2016

Rencana

IPP

44

Swasta

PLTP

Cibuni

10.0

2016

Rencana

IPP

45

Swasta

PLTP

Tangkuban Perahu 2

30.0

2016

Rencana

IPP

46

Swasta

PLTP

Wayang Windu

110.0

2017

Rencana

IPP

47

Swasta

PLTP

Cisolok-Cisukarame

50.0

2017

Rencana

IPP

48

Swasta

PLTP

Tangkuban Perahu 1

110.0

2018

Rencana

IPP

49

Swasta

PLTP

Tampomas

45.0

2018

Rencana

IPP

50

Swasta

PLTP

Cisolok-Cisukarame

55.0

2018

Rencana

IPP

51

Swasta

PLTP

Gn Ciremai

55.0

2019

Rencana

IPP

52

Swasta

PLTP

Gn Ciremai

55.0

2019

Rencana

IPP

Swasta

PLTP

Cisolok-Cisukarame

55.0

2019

Rencana

IPP

53

Jumlah

10,633.2

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan GITET 500 kV tersebar di 25 lokasi dengan kapasitas sekitar 9.500 MVA seperti pada Tabel C4.4. Tabel C4.4 Rencana Pengembangan GITET 500 kV

No

Lokasi

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Mandirancan Cibatu Bandung Selatan Depok Mandirancan Tasikmalaya Ujung Berung Bekasi

13

Muaratawar

Depok Ujung Berung Muaratawar Gandul

Sumber Dana APLN 2010 APLN 2010 APLN 2010 APLN 2010 APLN APLN APLN APLN APLN APLN 2009 KE Paket 1 KE Paket 1 KE Paket 1 &7

COD

Kapasitas (MVA)

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011

166 166 166 166 500 500 500 500

2011 2011 2012 2012 2013

990


Keterangan

500 500 166 166

3,7 3,7 3,7 3,7 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6 31,0 3,7 3,7

Spare Spare Spare Spare (Ex. Rekondisi) Program N-1 (IBT-3) Program N-1 (IBT-2) Program N-1 (IBT-2) Penghematan BBM (IBT-4) Penghematan BBM (IBT-2) GITET Baru spare IBT spare IBT

1.000

30,7

Ext. IBT Baru

No

Lokasi

Sumber Dana

COD

14 15 16 17 18 19

Tambun 500 Mandirancan Upper Cisokan PS Bogor X dan Converter St Mandirancan Cigereleng II/Cikalong

JBIC II JICA IBRD JICA HVDC APBN Unallocated

2016 2016 2016 2016 2016 2016

20 21 22 23 24 25

Cibatu Cibatu Baru Indramayu PLTU 1000 Matenggeng PS Cirata Cirata

JICA Unallocated JICA Unallocated Unallocated Unallocated

2017 2017 2017 2019 2019 2019

Jumlah

Kapasitas (MVA) 1.000

1000 500

Kebutuhan Dana USD Juta 41,8 9,0 6,0 726,3 3,0 30,6

500 500

6,0 45,8 18,0 6,0 14,6 14,6

9.496

1.078,8

1.000

Keterangan GITET Baru Diameter Ext, arah Pemalang GITET Baru/KIT GITET Baru Diameter Ext, arah Pemalang GITET Baru Diameter Ext, arah Indramayu PLTU 1000 GITET Baru (IBT-1-2) GITET Baru/KIT GITET Baru/KIT IBT-3 IBT-4

Selain itu untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GI baru 150 kV yang tersebar di 60 lokasi dengan kapasitas 6.030 MVA dengan biaya USD 450,8 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C4.5. Tabel C4.5 Rencana Pengembangan GI 150/20 kV

No

Nama Gardu Induk

1 2 3

Bekasi Power (PLTG) Braga (GIS) Cibabat II/Leuwigajah (GIS) Ujung Berung New/Rancakasumba baru Bogor Kota (GIS) Cileungsi II/Jonggol Cimanggis II/Tengah Pelabuhan Ratu Baru Bekasi Utara/Tarumajaya Cikarang Lippo Cikedung Cikijing Dago Pakar/Cimenyan Dayeuhkolot (GIS) Jatiluhur Baru Kanci Karang Nunggal Kiaracondong II/Rancanumpang Malangbong Baru Sukatani /Gobel Tanggeung Kadipaten Baru Muaratawar Bekasi II/Pinggir Kali Bogor Baru II/Tajur (GIS) Bunar Baru

4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20

COD

150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

991

60 120

2011

APLN 2011 ADB (Deutch) ADB (Deutch)

Kebutuhan Dana USD Juta 3,17 17,01

120

23,2

2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2016

APLN ADB (Deutch) APLN APBN 2011 APBN 2011 ADB (Deutch) APLN 2010 ADB (Deutch) APBN 2009/10 ADB B4 ADB (Deutch) APBN 2011 APLN 2010 APBN 2009/10 APLN APLN APLN 2010 APLN APBN 2013 KE Paket 7 APBN 2014 APBN 2011 JBIC II

60 120 120 120 120 120 60 60 60 120 120 60 60 30 120 120 60 30 120 60 120 120 120

5,1 17,0 6,0 7,2 6,0 6,0 3,9 5,1 5,1 6,0 17,0 3,9 5,1 3,9 7,2 7,2 3,9 3,2 7,2 5,1 7,2 17,0 7,2

2011 2011

Sumber Dana

Kapasitas MVA

No

Nama Gardu Induk

27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46

Arjawinangun Baru Bandung Selatan II/Soreang Bekasi II/Pinggir Kali Cangkring Baru/Kapetakan Cibabat III/Gunung Batu Cikumpay II/Sadang Kuningan Baru Rengas Dengklok Baru Subang Baru Sumedang Baru/Tj.Sari Surade Parakan Kondang Baru Tambun II/Pasar Kalong Ciawi Baru II/Cisarua Cibadak Baru II/Cicurug Cianjur II/Rajamandala Indramayu Baru Kiaracondong III/Cinambo Padalarang Baru II/Ngamprah Cigereleng II/Cibolerang (GIS)

47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60

Jababeka II/Pamahan Kosambi Baru II/Cilamaya Fajar Surya W II/Muktiwari Pangandaran Baru/Cikatomas Poncol Baru II/Bj.Menteng Rancakasumba II/Sangian Cianjur III/Cipanas Cikasungka II/Nagreg Garut II Lagadar II/Bojong Kosambi Baru II/Cilamaya Lembang 150 kV Ujung Berung II/Bojong Melati Cigereleng II/Cikalong (GIS) Jumlah

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

Sumber Dana

2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017

150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020

APBN 2009/10 APBN 2009/10 APBN 2009/10 APLN 2012 APBN 2009/10 APBN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 APLN 2012 JBIC II JBIC II JBIC II JBIC II APBN 2012 Scattered II JBIC II JBIC II JBIC II Unallocated IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated Unallocated

Kapasitas MVA 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 60 30 120 120 120 120 120 120 120 120

Kebutuhan Dana USD Juta 7,2 7,2 7,2 7,2 6,0 7,2 7,2 6,0 7,2 6,0 3,9 5,1 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 6,0 7,2 23,2

60 60 120 60 120 120 120 120 60 120 60 120 120 120 6.030

5,1 3,9 7,2 3,9 7,2 6,0 6,0 6,0 5,1 7,2 3,9 6,0 6,0 23,2 450,88

Selain itu diperlukan juga extension dan uprating terhadap GI eksisting dengan tambahan trafo 7.270 MVA dan kebutuhan dana sekitar USD 366,02 juta.

Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 622 kms dengan kebutuhan dana sekitar 250,7 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C4.6.

992

Tabel C4.6 Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No.

Dari

1 2 3

Ujungberung Tambun Tambun 500 kV Upper Cisokan PLTA (Kit) Cigereleng II/Cikalong Jawa-3 PLTU Indramayu Cibatu Baru Indramayu PLTU Matenggeng PLTA

4 5 6 7 8 9 10

Ke

Jenis Konduktor 4xDove 4xDove 4xDove

Inc. (Mdcan-Bdsln) Cibatu Inc. (Bkasi-Cibinong) Incomer (Cibng-Sglng) Dbphi. (BogorX-Tasik) Mandirancan Mandirancan Inc (Cbatu-Mtwar) Cibatu Inc (Tasik-Rawalo) Jumlah

Panjang kms 2 40 2

2011 2014 2016

Biaya USD juta 0,7 13,1 0,7

30

2016

11,2

4 50 200 4

2016 2016 2017 2017

1,3 20,75 83,0 1,5

270 20 622

2017 2019

112,1 6,5 250,7

4xGannet 4xDove 4xZebra 4xZebra 4xGannet 4xZebra 4xDove

COD

Selaras dengan pembangunan GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 3.755 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 552 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C4.7. Tabel C4.7 Rencana Pembangunan Transmisi

No.

Dari

Ke

Jenis Konduktor

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28

Bogor Baru Cibadak Baru II Braga (GIS) Cibabat II/Leuwigajah (GIS) Patuha PLTP U.Berung New/R.kasumba baru U.Berung New/R.kasumba baru Bekasi Power (PLTG) Bekasi Power (PLTG) Cibinong Bogor Baru Bogor Kota (GIS) Kedung Badak Baru Ciawi Baru Cimanggis II/Kotakembang Lembursitu Baru Lembursitu Baru Pelabuhan Ratu Baru Bekasi Utara/Tarumajaya Cikarang Lippo Cikedung Cikijing Dago Pakar Dayeuhkolot (GIS) Jatiluhur Baru Kanci Karang Nunggal Kiaracondong II/Rancanumpang

Ciawi Baru Jabar Selatan PLTU Cigereleng Inc. (Cbbat - Cbrem) Lagadar Ujung Berung Inc. (Ubrng-Rckek) Jababeka Jababeka Sentul Sentul Kedung Badak Baru Depok III Cibadak Baru II Inc. (Kdbdk-Depok III) Cianjur Pelabuhan Ratu PLTU PLTU Pelabuhan Ratu Inc. (Bkasi-Ksbru) Inc. (Gdmkr-Cbatu) Inc. (Jtbrg - Hrgls) Mandirancan Inc (Badut-Ujbrg) Inc (Bdsln-Cgrlng) Jatiluhur PLTA Inc. (PLTU Kanci-Brebes) Tasikmalaya New Inc. (Krcdg-Ubrng)

2xZebra 2xTACSR520 1xCU800 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xDove 1xHawk 1xACCC 330 1xACCC 330 1xCU1000 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 1xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR 410 2xZebra 2xZebra

993

Panj. Kms 17 140 16 12 70 10 10 10,2 10,2 24 20 10 46 52 7,2 64 64 60 2 10 40 80 10 3 20 12 32 16

COD

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Biaya USD Juta 1,7 25,2 37,8 1,2 6,9 1,3 1,3 1,5 1,1 1,5 1,2 23,6 4,5 5,1 2,0 6,3 9,6 5,9 0,2 0,7 3,9 7,9 1,0 0,3 2,0 2,4 3,2 1,6

No.

Dari

Ke

29 30 31

Sukatani /Gobel Tanggeung Sukatani /Gobel

Jababeka Cianjur Inc. (Bkasi-Ksbru)

32 33

Bandung Selatan Kosambi Baru

34 35

Jui Shin Indonesia Win Textile

36

Hankook Tire Indonesia

37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54

Multistrada Arah Sarana Indorama Synthetic Wisma Karya Prasetya Bekasi Karaha Bodas PLTP Malangbong Baru Kadipaten II Muaratawar Plumpang Rancaekek Jatibarang Cisolok Sukarame PLTP Bekasi II Bogor Baru II/Tajur (GIS) Kracak Baru Bunar Baru Bunar Baru Tangkuban Perahu I PLTP

55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76

Tangkuban Perahu II PLTP Tampo Mas PLTP Kamojang Cisolok Sukarame PLTP Arjawinangun Baru Babakan II Bandung Selatan II/Ketapang Bandung Timur II Cangkring Baru Cibabat III Cikumpay II/Sadang Kuningan Baru Majalaya Baru Rengasdengklok Baru Subang Baru Sumedang Baru/Tj.Sari Cibuni PLTP Cibeureum Kamojang Wayang Windu Bandung Selatan Drajat

Cigereleng Bekasi Inc.double phi (CbatuClngsi) New Jatiluhur Inc.double phi (CbatuJbeka) Inc,double phi (KsbruBkasi) Indorama Kiarapayung Inc, Tx,(Plpang-MTawar) Garut New Tasikmalaya Inc. (Sragi-Rckek) Inc. Tx.(Bkasi-Plumpang) Inc. Tx.(Bkasi-MTawar) Sunyaragi Balongan Pelabuhan ratu Inc (Bkasi-Ksbru) Bogor Baru Kedung Badak Rangkasbitung II Kracak Baru Bandung Utara Inc (TPerahu I -Bandung Utara) Inc.(Rckek-Ckska) Kamojang Bus 4 Pelabuhan Ratu Inc.(Jtbrg-Mdcan) Inc.(Kanci-Brbes) Incomer (Cgrlng-Bdsln) Ujungberung Inc. (Jtbrg-Haurgelis) Padalarang Inc. (Crata-Ckpay) Inc. (Ckjing - Mdcan) Rancakasumba Inc (Ksbru-Bkasi) Purwakarta Ujungberung Inc.(Cnjur-Tngng) Inc. (Cbabat-Cbabat II)) Drajat Kamojang Wayang Windu Tasikmalaya

994

Jenis Konduktor

20 100

2012 2012

Biaya USD Juta 2,0 4,2

10

2012

1,5

26,4 118

2012 2012

8,6 17,7

10 10

2012 2012

1,1 2,9

4

2012

1,1

2xTACSR 410 CU 2x240 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 1xACCC 360 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra

10 10 10 16 40 94 20 40 16 24,2 34 120 10 10 20 72 30 10

2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014

1,1 0,0 1,0 1,6 3,9 9,3 2,0 3,9 1,6 1,5 1,5 11,8 1,5 1,0 2,0 10,8 4,5 1,0

2xZebra 2xTACSR410 2xACCC 330 2xZebra 2xZebra 2xTACSR 410 2xACCC 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1xHawk 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra

10 70 1 120 20 28 10 18 20 12 10 40 30 4 30 10 100 7 22 32 33 65

2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014

1,0 10,5 0,3 11,8 2,0 2,8 1,0 1,8 2,0 1,2 1,0 3,9 3,0 0,4 3,0 1,0 6,0 0,7 2,2 3,2 3,3 6,4

2xZebra 1xHawk 2xTACSR410 2xACCC DOVE 2xTACSR410 1xZebra 1xTACSR520 2xZebra

Panj. Kms

COD

No.

Dari

77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94

New Tasikmalaya Bandung Selatan Cibatu Malangbong Semen Sukabumi Industri Lagadar Kosambi Baru Jatiluhur Baru Tambun New Tambun 150 kV Surade Parakan II/Jt. Gede Bogor baru Ciawi Baru II Cibadak Baru II/Cicurug Bengkok II Cianjur II/Rajamandala Indramayu baru

95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114

Kiaracondong III/Cinambo Padalarang Baru II Cigereleng II/Cikalong Bogor X Jababeka II Kosambi Baru II Fajar Surya W II Pangandaran II/Cikatomas Poncol Baru II/Bj.Menteng Rancakasumba II/Sangian Cianjur III/Cipanas Cikasungka II/Nagreg Garut II Lagadar II PLTP Gunung Ciremai PLTP Gunung Endut Dawuan II/Cipasanggrahan Kosambi Baru II/Cilamaya Lembang 150 kV Ujung Berung II/Bojong Melati

Ke Tasik Lama (Tx-Ciamis) Garut Mandirancan Cikijing Lembursitu Padalarang Jatiluhur Baru Padalarang Inc. (Pdklp-Tmbun) Inc. (Pdklp-Tmbun) Pelabuhan Ratu Baru Inc (Rckek-Sragi) Kedung Badak Inc. (Bgbru-Cnjur) Inc (Cbdru-Ciawi) Ujungberung Inc. (Cnjur-Cgrlg) Inc. (Hrgls-Skmdi) Kiaracondong II/Rancanumpang Inc.(Padalarang-Cibabat) Inc (Cgrlg-Lgdar) Inc. (Bunar-Kracak) Inc (Jbeka-Cbatu) Inc. (Ksbru - Bkasi) Inc. (Ksbru-Bkasi) Banjar Inc. (Tmbun-Pncol) Rancakasumba Cianjur II/Rajamandala Cikasungka Inc. (Garut-Bdsln) Incomer (Lgdar-Pdlrg) Mandirancan Rangkasbitung Dawuan Kosambi Baru Bandung Utara Ujung Berung New Jumlah

Jenis Konduktor

Panj. Kms

COD

2xZebra 2xZebra 4xZebra 2xZebra 1xHawk 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra

64 33 260 80 10 21,66 45,8 89,08 10 60 10 20 10 40 20 10 8 20

2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016

2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra

20 20 4 8 20 16 100 100 20 20 8 12 40 8 20 40 10 10 20 10 3.755

2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 5,3 juta pelanggan atau rata-rata 530.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 21.436 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 27.018 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 2.735 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C4.8. 995

Biaya USD Juta 6,3 3,3 97,2 7,9 2,8 2,1 4,5 8,8 8,8 10,8 1,0 2,0 1,5 3,9 2,0 0,6 0,8 1,0 2,0 2,0 0,8 0,6 2,0 1,6 19,7 9,9 2,0 2,0 0,8 1,2 3,9 0,8 3,9 7,9 1,0 1,0 2,0 1,0 551,97

Tabel C4.8 Rincian Pengembangan Distribusi

Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Pelanggan

Total Investasi USD Juta

2011

1.735

2.424

146

426.798

144,8

2012

1.819

2.489

349

447.462

186,5

2013

1.903

2.546

235

468.068

170,2

2014

1.990

2.605

273

489.504

182,5

2015

2.086

2.673

237

512.891

187,2

2016

2.180

2.733

303

536.169

202,6

2017

2.279

2.793

260

560.361

205,5

2018

2.381

2.855

318

585.494

220,7

2019

2.488

2.918

316

611.912

230,2

2020

2.601

2011-2020

21.463

2.983

298

27.018

639.522

2.735

238,7

5.278.179

1.968,9

C4.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi Jawa Barat sampai dengan tahun 2020 adalah USD 24,3 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C4.9. Tabel C4.9 Rangkuman Tahun



Investasi USD Juta

2011

34.242

37.004

5.300

2043

6.114

297

2.363

2012

37.158

39.801

5.701

700

2.522

901

980

2013

40.134

42.737

6.123

446

1.440

284

910

2014

43.219

45.941

6.583

2

2.280

1.451

568

2015

46.498

49.345

7.071

1137

480

167

2.666

2016

49.871

52.889

7.580

1910

4.180

336

5.588

2017

53.472

56.676

8.124

1820

1.600

510

3.832

2018

57.315

60.721

8.705

810

1.320

240

2.477

2019

61.419

65.040

9.325

765

1.930

148

2.174

2020

65.803

69.675

9.991

Jumlah

996

1000

900

50

2.706

10.633

22.766

4.384

24.264

LAMPIRAN C.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA TENGAH

C5.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi Jawa Tengah saat ini sekitar 2.900 MW. Beban dipasok oleh pembangkit yang berada di grid 500 kV dan grid 150 kV dengan kapasitas hingga 3.675 MW. Pembangkit listrik di Jawa Tengah yang berada di grid 500 kV adalah PLTU Tanjung Jati B dan di grid 150 kV adalah PLTGU/PLTU Tambak Lorok, PLTU Cilacap, PLTP Dieng, PLTA Mrica dan PLTA tersebar dengan total kapasitas terpasang 3.675 MW. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 2 GITET, yaitu Ungaran dan Pedan, dengan kapasitas 2.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Tengah ditunjukkan pada Gambar C5.1.

Gambar C5.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Tengah Saat Ini

997

Kelistrikan Provinsi Jawa Tengah terdiri atas 3 sub-sistem yaitu: 1. GITET Ungaran dan PLTGU/PLTU Tambak Lorok memasok Kota Semarang, Kab. Salatiga, Kab. Demak, Kab. Jepara, Kab. Rembang, Kota Salatiga, Kab. Blora, Kab. Pati, Kab. Batang, Kab. Pemalang, Kab. Pekalongan, Kab. Brebes, Kab. Kendal dan Kota Tegal. 2. GITET Pedan memasok Kota Surakarta, Kab. Wonosobo, Kab. Wonogiri, Kab. Tumenggung, Kab. Magelang, Kab. Klaten, Kab. Wonosobo, Kab. Sragen dan DIY. 3. PLTU Cilacap memasok Kab. Cilacap, Kab. Banyumas, Kab. Purworejo, Kab. Purbalingga dan Kab. Kebumen. Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C5.1. Tabel C5.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No.

Nama Pembangkit

Jenis

Jenis B. Bakar

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Jelok Timo Ketenger Gerung Wonogiri Sempor Mrica Wadas Lintang Kedung Ombo Lambu Pengkol Selorejo Tambak Lorok 1-2 Tambak Lorok 3 Cilacap 1-2 Tanjung Jati B 1-2 Cilacap Tambak Lorok Blok 1 Tambak Lorok Blok 2 Dieng

PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTGU PLTGU PLTP

PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA MFO MFO Batubara Batubara HSD HSD HSD PLTP

Jumlah

Pemilik

Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Swasta IPP Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Swasta

Kapasitas Terpasang MW 20,5 12,0 8,0 26,4 12,4 1,0 180,9 18,0 22,5 1,2 1,4 1,4 100,0 200,0 600,0 1.320,0 55,0 517,0 517,0 60,0 3.674,6

C5.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011–2020 diperlihatkan pada tabel C5.2. 998

Tabel C5.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

16.642

17.897

2.906

7.016.205

2012

17.959

19.309

3.136

7.287.907

2013

19.342

20.791

3.376

7.561.748

2014

20.850

22.400

3.638

7.836.557

2015

22.476

24.134

3.919

8.114.601

2016

24.253

26.027

4.227

8.392.834

2017

26.203

28.105

4.564

8.672.847

2018

28.340

30.381

4.934

8.953.686

2019

30.684

32.876

5.339

9.235.389

2020

33.482

35.854

5.823

9.555.188

8,8%

8,1%

8,1%

3,5%

Growth (%)

C5.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi Jawa Tengah memiliki potensi tenaga air yang dapat dikembangkan mencapai 385 MW dan panas bumi yang diperkirakan mencapai 1.626 MWe yang tersebar di 14 lokasi serta batubara sebesar 0,82 juta ton1. Saat ini PLTGU Tambak Lorok masih beroperasi dengan menggunakan BBM. Pasokan gas untuk Tambak Lorok diperkirakan baru akan ada mulai tahun 2013 (dari SPP) dan 2015 (dari Petronas). Selain itu Pertagas berencana untuk membangun FSRU LNG di Tambaklorok untuk memasok gas ke pembangkit PLN di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Pasokan gas tersebut akan dialirkan melalui pipa yang rencananya akan dibangun dengan menghubungkan Grati, Gresik, Tambak Lorok hingga Cirebon (telah ada pipa gas dari Cirebon hingga ke Jakarta). Pembangunan pipa Trans-Jawa itu sangat bermanfaat untuk mengintegrasikan pasokan gas ke pembangkit dan mempermudah manuver pasokan gas. Namun demikian, kebutuhan LNG untuk pembangkit-pembangkit yang dapat dipasok dari pipa Trans-Jawa masih perlu dikaji lebih dahulu dengan mempertimbangkan pasokan gas eksisting dan tingginya harga LNG.

1


999

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 7.301 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel C5.3 berikut.

Tabel C5.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No

Pemilik

Jenis

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTA PS PS PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTP PLTU PLTP PLTU PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTP PLTA PLTP PLTP Jumlah

Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta

Nama Proyek Rembang Tanjung Jati B Exp Tanjung Jati B Exp Tambaklorok Cilacap Baru/Adipala Karangkates Matenggeng PS Matenggeng PS Gelang Singgi Kincang Merden Rakit Sigebang Kunci Putih Logawa-Sunyalungu Logawa-Baseh Dieng PLTU Jawa-2 Dieng Jawa Tengah (PPP) Jawa Tengah (PPP) Dieng Guci Ungaran Baturaden Candi Umbul - Telomoyo Dieng Guci Gunung Lawu Ungaran Baturaden Cibareno-1 Gunung Lawu Ungaran

1000

Kapasitas (MW) 630 660 660 150 660 100 450 450 0,3 0,2 0,3 0,4 0,5 0,5 1,0 2,0 3,0 55 600 60 1.000 1.000 55 55 55 110 55 55 55 55 85 110 18 55 55 7.301

COD 2011 2011 2012 2014 2014 2015 2019 2020 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020

Status On Going On Going On Going Plan On Going Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan

Sumber Dana Perpres JBIC JBIC JICA Perpres Plan Plan Plan IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP IPP

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan GITET 500 kV tersebar di 5 lokasi dengan kapasitas sekitar 3.500 MVA seperti pada Tabel C5.4.

Tabel C5.4. Rencana Pengembangan GITET

No

1 2 3 4 5 6

Lokasi

Ungaran Tanjung Jati Rawalo/Kesugihan Pemalang 500 kV Jateng PLTU IPP Ungaran

Sumber Dana

COD

APLN IPP APLN JICA IPP Unallocated

2011 2013 2014 2016 2016 2020

Jumlah

Kapasitas (MVA)


500

14,6

1.000 500 1.000

30,6 31,0

500 3.500

14,6 90,91

Keterangan Penghematan BBM (IBT-3) IBT-1, IBT-2 GITET Baru GITET Baru GITET Baru/KIT IBT-4

Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GIS/GI 150 kV baru tersebar di 16 lokasi dengan kapasitas 1.260 MVA dengan kebutuhan dana USD 78,3 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C5.5. Tabel C5.5 Rencana Pengembangan GI 150/20 kV

No 1 2 3 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

Nama Gardu Induk Tanjung Jati Nguntoronadi Kebasen II/Balapulang Gondangrejo/Palur II Pati II New Pemalang Bantul Baru Bantul Baru/ Piyungan Kudus II Tambak Lorok Baru Pekalongan II/Kajen Pandeanlamper Baru Sanggrahan II/Rajeg Kalibakal II Banyudono Baru Jumlah

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

Sumber Dana

2011

APLN IBRD IBRD IBRD Unallocated Unallocated Unallocated JBIC II JBIC II IBRD Scattered II IBRD Scattered II IBRD Scattered II Unallocated Unallocated Unallocated

2012 2013 2013 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2019

1001

Kapasitas MVA 60


60 60 60 60

6,00 5,13 3,90 5,13

60 120 120 120 60 60 120 120 120 60 1.260

5,13 7,24 5,13 5,13 3,90 5,13 6,00 7,24 7,24 3,90 78,30

Selain itu diperlukan extension dan uprating terhadap GI eksisting dengan menambah unit trafo 6.526 MVA dengan kebutuhan dana sekitar USD 240 juta. Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 834 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 352 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C5.6. Tabel C5.6. Rencana Pengembangan SUTET 500 kV No.

Dari

Ke

1 2 3 4 5 6 7

Tanjung Jati Rawalo/Kesugihan Rawalo/Kesugihan Tambun Pemalang Pemalang Jateng PLTU

Inc Tx (Ungar-Pedan) Dbphi (Pedan-Tasik) PLTU Adipala Cibatu Tx (Ungar-Pedan) Mandirancan Pemalang 500 kV Jumlah

Jenis Konduktor 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xGannet 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xDove 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra 2 cct, 4xZebra

Panjang kms 260 4 4

COD 2013 2014 2014

Biaya USD juta 107,90 1,50 11,62

40 126 360 40

2014 2016 2016 2016

13,06 52,29 149,40 16,60

834

352,36

Selaras dengan pembangunan GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 1.386 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 185 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C5.7. Tabel C5.7 Rencana Pengembangan Transmisi

No.

Dari

Ke

Jenis

Panj.

Konduktor

Kms

COD

Biaya USD Juta

1

Tanjung Jati

Sayung

2xTACSR520

120

2011

2

Kebasen II/Balapulang

3

Sayung

Inc. (Kbsen-Bmayu) Inc Tx (BawenTbrok)

21,60

2xZebra

4

2011

0,39

4

Pracimantoro/Nguntoronadi

Inc.(Pctan-Wngri)

2xZebra

20

2011

1,97

2xTACSR410

10

2012

1,50

5

Weleri

6

Klaten

Ungaran

2xHawk

76

2012

5,80

Pedan

2xZebra

13

2012

7

2,50

Kudus

Purwodadi

2xZebra

63

2012

6,23

8

Purwodadi

Ungaran

2xZebra

68

2012

9

Sunyaragi

Brebes

2xTACSR410

73

2012

6,72 7,17

10

Apac inti Corpora

Bawen

2xZebra

4

2012

11,11

11

Temanggung

Wonosobo

1xTHawk

22

2013

2,64

12

Wonosobo

Secang

2xTACSR 240

96

2013

12,00

13

Ungaran PLTP

Inc(Ungaran-Jelok)

1xTACSR240

80

2014

8,00

14

Rawalo

Gombong

2xZebra

86

2014

8,47

15

Pati II

2xZebra

20

2015

1,97

16

Baturaden PLTP

Pati Inc.(RawaloKalibakal)

2xTACSR410

40

2015

6,00

17

Guci PLTP

Inc.(Klbkl-Bmayu)

2xTACSR410

40

2015

6,00

18

Bumiayu

Kebasen

2xZebra

86

2015

8,47

19

Bumiayu

Kalibakal

2xZebra

72

2015

7,09

1002

20

Pekalongan

Batang

2xZebra

33

2015

3,23

21

Pemalang

Pekalongan

2xZebra

62

2015

6,11

22

Kebasen

Pemalang

2xZebra

56

2015

23

Kebasen

Brebes

2xTACSR410

30

2015

5,52 2,96

24

Batang

Weleri

2xTACSR410

62

2015

6,11

25

Pemalang New

2xTACSR410

40

2016

1,97

26

Bantul Baru/ Piyungan

(inc Btang-Wleri) Inc.(BantulWonosari)

2xZebra

10

2016

27

Kudus II

Inc.(Kudus-Jpara)

2xZebra

10

2016

0,99

28

Tambaklorok II

Tambaklorok

2xZebra

29

Pekalongan II/Kajen

Inc. (Pklon-Pmlang)

2xZebra

20 20

2017 2017

1,97 1,97

30

Pandeanlamper II

Pandeanlamper

1xCU1000

10

2017

23,61

31

Sanggrahan II/Rajeg

Inc.(Sgrahan-Medari)

2xTACSR410

10

2018

1,50

32

Kalibakal II

Inc.(Klbkl-Bmayu)

2xZebra

20

2018

1,97

33

Banyudono Baru

2xZebra

10

2019

0,99

Inc.(Mjngo-Jajar) Jumlah

1.386

0,99

185,51

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 3 (tiga) juta pelanggan atau rata-rata 300.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 15.722 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 28.483 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 2.828 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C5.8 berikut. Tabel C5.8 Pengembangan Distribusi Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Pelanggan


2011

1.058

1.665

165

241.002

75,0

2012

1.869

3.140

312

263.053

126,0

2013

1.264

2.171

216

274.331

91,8

2014

1.403

2.439

242

286.216

101,3

2015

1.433

2.654

263

298.759

106,6

2016

1.703

2.888

287

312.016

119,6

2017

1.712

2.983

296

311.261

121,4

2018

1.740

3.234

321

325.015

127,3

2019

1.745

3.507

348

339.632

132,9

2020 2011-2020

1.797 15.722

3.803

378

28.483

2.828

355.198 3.006.483

140,4 1.142,3

C5.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi Jawa Tengah sampai dengan tahun 2020 adalah USD 11,9 milyar. Ringkasan proyeksi

1003

kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C5.9. Tabel C5.9 Rangkuman Tahun



Investasi USD Juta

2011

16.642

17.897

2.906

1.290

1.176

144

1.630

2012

17.959

19.309

3.136

660

1.740

307

1.096

2013

19.342

20.791

3.376

8

1.540

378

252

2014

20.850

22.400

3.638

810

1.040

214

1.075

2015

22.476

24.134

3.919

755

1.080

501

1.274

2016

24.253

26.027

4.227

1.060

1.420

586

1.933

2017

26.203

28.105

4.564

1.000

720

50

1.580

2018

28.340

30.381

4.934

275

780

30

824

2019

30.684

32.876

5.339

865

570

10

1.479

2020

33.482

35.854

5.823

Jumlah

1004

578

1.220

-

787

7.301

11.286

2.220

11.929

LAMPIRAN C.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA (DIY)

C6.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi DIY saat ini sekitar 320 MW, seluruhnya dipasok dari subsistem Pedan di provinsi Jawa Tengah. Peta sistem kelistrikan DIY Jakarta ditunjukkan pada Gambar C6.1. BRNGN MRICA

BAWEN

UNGRN NGAWI

WSOBO

SCANG SRGEN

SGRAH PALUR II SGRAH II

MJNGO BYNDO JAJAR

PALUR

WNSRI

KNTNGAN

882

MDARI WRJBN

RWALO

PEDAN

KLSAN

PWRJO

KLTEN

KEDIRI

GDEAN GJYAN WRJBN WNGRI WATES

PCTAN

BNTUL

NTRDI

BNTUL7

SMANU

Gambar C6.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi DIY Saat Ini

C6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C6.1.

1005

Tabel C6.1. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

1.996

2.146

348

869.222

2012

2.159

2.322

377

917.681

2013

2.329

2.504

407

967.627

2014

2.508

2.695

438

1.018.731

2015

2.701

2.900

471

1.071.288

2016

2.910

3.123

507

1.124.851

2017

3.137

3.364

546

1.180.252

2018

3.383

3.627

589

1.237.089

2019

3.650

3.911

635

1.296.057

2020

3.941

4.220

685

1.333.337

Growth (%)

7,7%

8,0%

8,0%

5,0%

C6.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi D.I.Yogyakarta tidak memiliki sumber energi yang cukup besar, potensi tenaga air yang dapat dikembangkan hanya 0,1 MW dan panas bumi hanya 10 MW di 1 lokasi1. Pengembangan Pembangkit Hingga tahun 2020 belum direncanakan adanya pembangunan pembangkit listrik di Provinsi DIY. Hal ini karena kebutuhan listrik di Provinsi DIY yang relatif kecil dan masih bisa dipasok dari sistem Jawa-Bali tanpa adanya kendala transmisi. Selain itu juga sulit menemukan lokasi yang cocok untuk pembangkit di Provinsi DIY dan juga sulitnya transportasi batubara melalui pantai selatan Jawa. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Untuk memperkuat pasokan dari grid 500 kV akan dibangun GITET Bantul pada tahun 2015, tambahan 2 unit IBT 500/150 kV dan tambahan I phase trafo spare dengan total 2.166 MVA seperti dalam Tabel C6.2.

1


1006

Tabel C6.2 Pengembangan GITET 500/150 kV

No

Lokasi

Pedan Pedan Bantul Pedan

1 2 3 4

Sumber Dana

COD

APLN 2010 IBRD Scattered I Unallocated Unallocated Jumlah

2011 2013 2015 2020


Kapasitas (MVA) 166 500 1.000 500 2.166

3,7 14,6 41,8 14,6 74,76

Keterangan Spare IBT-3 GITET Baru IBT-4

Untuk melayani pertumbuhan beban akan dibangun GI baru Kentungan dengan kapasitas 60 MVA dan kebutuhan dana sebesar USD 5,1 juta. Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 8 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 3 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C6.3. Tabel C6.2 Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No. 1

Dari Bantul

Ke Dbphi (Rawalo-Pedan) Jumlah

Jenis Konduktor 4xGannet

Panjang kms 8 8

COD 2015

Biaya USD juta 3,0 3,0

Selaras dengan pembangunan GI 150 kV diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 278 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 20,45 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C6.4. Tabel C6.4 Rencana Pengembangan Transmisi

No. 1 2 3 4 5 6 7

Dari Gondangrejo/Palur II Bantul Baru Purworejo Wates Bantul Godean Kentungan

Jenis Konduktor

Ke Inc.(Palur-Jajar) Inc.(Bantul-Wates) Wates (recond) Bantul (recond) Godean (recond) Kentungan (recond) Inc.(Pedan-Kalasan) Jumlah

2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410

Panj. Kms

COD

10 10 62 62 62 62 10 278

2012 2015 2015 2015 2015 2015 2016

Biaya USD Juta 0,99 1,50 4,73 7,80 2,36 1,58 1,50 20,45

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 351 ribu pelanggan atau rata-rata 35.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 1.876 kms, Jaringan 1007

Tegangan Rendah (JTR) sekitar 3.399 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 306 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C6.4 berikut. Tabel C6.4 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Pelanggan


2011

126

199

18

28.133

8,8

2012

223

375

34

30.707

14,8

2013

151

259

23

32.023

10,8

2014

167

291

26

33.411

11,9

2015

171

317

28

34.875

12,5

2016

203

345

31

36.422

14,0

2017

204

356

32

36.334

14,3

2018

208

386

35

37.940

14,9

2019

208

419

38

39.646

15,6

2020

215

2011-2020

454

1.876

41

3.399

306

41.463

16,5

350.952

134,1

C6.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi DIY sampai dengan tahun 2020 adalah USD 250 juta. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C6.5. Tabel C6.5 Rangkuman Tahun



Investasi USD juta

2011

1.996

2.146

348

-

166

-

14

2012

2.159

2.322

377

-

-

10

15

2013

2.329

2.504

407

-

500

-

25

2014

2.508

2.695

438

-

-

-

25

2015

2.701

2.900

471

-

1.000

266

75

2016

2.910

3.123

507

-

60

10

21

2017

3.137

3.364

546

-

-

-

14

2018

3.383

3.627

589

-

-

-

15

2019

3.650

3.911

635

-

-

-

16

2020

3.941

4.220

685

-

Jumlah

1008

500

-

31

2.226

326

250

LAMPIRAN C.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA TIMUR C7.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi Jawa Timur saat ini sekitar 4.100 MW. Beban dipasok dari pembangkit yang berada di grid 500 kV dan 150 kV dengan kapasitas 6.670 MW. Pembangkit listrik di Jawa Timur yang berada di grid 500 kV adalah PLTU Paiton, PLTGU Gresik dan PLTGU Grati, sedang yang terhubung ke grid 150 kV adalah PLTGU/PLTU Gresik, PLTU Perak, PLTG Grati, dan PLTA tersebar (Sutami, Tulung Agung, dll). Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 5 GITET, yaitu Krian, Gresik, Grati, Kediri dan Paiton, dengan kapasitas 4.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Timur ditunjukkan pada Gambar C7.1.

KEREK TUBAN

u PLTU TJAWR

BLORA SMNEP

BKLAN MNYAR GRESIK

BABAT

CEPU

U

LNGAN

SPANG

CERME

NGORO

PMKSN

KRIAN

NGBNG JATIM NGAWI

PLOSO

MGTAN

NGJUK NGNJK II

KDIRI MGTAN

GRDLU

TARIK

DLOPO

PRONG

MGUNG

BNGIL

NGORO

PLOSO

BCKRO

883

SYZZG

PDAN

GRATI

GDWTN RJOSO

SKRJO

PITON PBLGO

STBDO

KRSAN

PWSRI

PARE

BNRAN MDLAN PNRGO

PLHAN BLTRU

TRGLK TLGNG

KBAGN WLNGI

KKTES2

STAMI PLTU PCTAN PTLAG

BDWSO

BLBNG TLGNG2

PCTAN

LWANG

SKLNG

NGJUK TRGLK2

u

PIER

PDAAN BLKDG

JMBNG

PDAAN2

CRBAN

PS

BDRAN

BNGUN

JYKTS

MNRJO

SBSLT

BLNDO SKTIH

CRBAN

PAKIS PLHAN II

TUREN II TUREN

KDDNG

KAPAL

TLGUL JMBER II

SGRUH

BWNGI JMBER

GPNGN

GTENG

Gambar C7.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Timur Saat Ini

1009

Kelistrikan Provinsi Jawa Timur terdiri atas 5 sub-sistem yaitu : •

GITET Krian memasok Kota Surabaya dan Kab. Sidoarjo

•

GITET Gresik dan PLTGU/PLTU Gresik memasok Kab. Gresik, Kab. Tuban, Kab. Magetan, Kab. Lamongan, Kab. Pemekasan, Kab. Sumenep, Kab. Sampang dan Kab. Bangkalan.

•

GITET Grati dan PLTG Grati memasok Kab. Pasuruan, Kab. Probolinggo, Kota Malang dan Kab. Batu.

•

GITET Kediri dan PLTA tersebar memasok kota Kediri, kota Madiun, kota Mojokerto, Kab. Ponorogo, Kab. Mojokerto dan Kab. Pacitan.

•

GITET Paiton memasok Kab. Banyuwangi, Kab. Jember, Kab. Jombang, Kab. Situbondo dan Kab. Bondowoso.


1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Nama Pembangkit

Jenis

Jenis B. Bakar

Pemilik

Karang Kates Wlingi Ledoyo Selorejo Sengguruh Tulung Agung Mendalan Siman Madiun Paiton Paiton PEC Paiton JP Gresik 1-2 Gresik 3-4 Perak Gresik Gilitimur Grati Blok 1 Grati Blok 2 Gresik B-1 Gresik B-2 Gresik B-3

PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTG PLTGU PLTG PLTGU PLTGU PLTGU

PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA Batubara Batubara Batubara Gas Alam Gas Alam MFO Gas Alam HSD HSD HSD Gas Alam Gas Alam Gas Alam

PJB PJB PJB PJB PJB PJB PJB PJB PJB PJB Swasta Swasta PJB PJB Indo, Power PJB PJB Indo. Power Indo. Power PJB PJB PJB

Jumlah

Kapasitas Terpasang MW 105,0 54,0 4,5 4,5 29,0 36,0 23,0 10,8 8,1 800,0 1.230,0 1.220,0 200,0 400,0 100,0 61,6 40,2 461,8 302,3 526,3 526,3 526,3 6.669,5

1010

C7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C7.2. Tabel C7.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

24.418

26.177

4.228

7.699.174

2012

26.394

28.184

4.503

8.072.265

2013

28.622

30.449

4.839

8.552.450

2014

31.100

33.085

5.229

9.090.520

2015

33.771

35.927

5.670

9.663.784

2016

36.688

39.029

6.145

10.268.654

2017

39.419

41.935

6.584

10.724.006

2018

42.188

44.881

7.027

11.132.327

2019

44.841

47.703

7.448

11.439.324

2020

47.343

50.365

7.843

11.642.841

7,7%

7,5%

7,1%

4,6%

Growth (%)

C7.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi Jawa Timur memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari potensi gas bumi yang dapat dikembangkan sebesar 5,3 TSCF, minyak bumi 987 MMSTB, sedikit batubara dan tenaga air 55 MW serta panas bumi yang diperkirakan mencapai 1.204 MWe yang tersebar di 11 lokasi dengan potensi terduga mencapai 774 MWe1. Pasokan gas untuk pembangkit PLN di Jawa Timur (Gresik dan Grati) cukup besar, antara lain dari Kodeco, Hess, KEI, WNE dan Santos. Namun demikian volumenya akan semakin menurun dan diperkirakan baru akan terjadi kekurangan pasokan gas untuk pembangkit di Jawa Timur pada tahun 2018. Selain itu juga diperkirakan ada potensi gas dari Lapangan Cepu, sehingga PLN merencanakan pembangunan PLTGU sebesar 2x750 MW.

1


1011

Pertagas berencana untuk membangun FSRU LNG di Tambaklorok untuk memasok gas ke pembangkit PLN di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Pasokan gas tersebut merupakan satu kesatuan dengan rencana pembangunan pipa Trans-Jawa, yaitu gas akan dialirkan melalui pipa yang rencananya akan dibangun dengan menghubungkan Grati, Gresik, Tambak Lorok hingga Cirebon.

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 5.971 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel C7.3 berikut. Tabel C7.3 Rencana Pengembangan Pembangkit Jenis

Kapasitas (MW)

Nama Proyek

COD

Status

Sumber Dana

No

Pemilik

1

PLN

PLTM

Ampel Gading

0,01

2012

On Going

APLN

2

PLN

PLTU

Pacitan

630

2012

On Going

Perpres

3

PLN

PLTU

Paiton

660

2012

On Going

Perpres

4

PLN

PLTU

Tj. Awar-awar

700

2013

On Going

Perpres

5

PLN

PLTGB

Bawean

3

2014

Plan

Plan

6

PLN

PLTGB

Bawean

3

2015

Plan

Plan

7

PLN

PLTA

Kalikonto

62

2016

Plan

Plan

9

PLN

PLTA

Kesamben

37

2017

Plan

Plan

10

PLN

PLTGU

Tuban/Cepu

750

2019

Plan

Plan

11

PLN

PLTGU

Tuban/Cepu

750

2020

Plan

Plan

12

PLN

PS

Grindulu PS

500

2020

Plan

Plan

13

Swasta

PLTU

Paiton 3 Exp

815

2012

Plan

IPP

14

Swasta

PLTM

Antrokan

0,51

2014

Plan

IPP

15

Swasta

PLTU

Madura (2x200 MW)

400

2015

Plan

IPP

16

Swasta

PLTP

Iyang Argopuro

55

2016

Plan

IPP

17

Swasta

PLTP

Iyang Argopuro

110

2017

Plan

IPP

18

Swasta

PLTP

Iyang Argopuro

110

2018

Plan

IPP

19

Swasta

PLTP

Wilis/Ngebel

110

2018

Plan

IPP

20

Swasta

PLTP

Arjuno Welirang

55

2019

Plan

IPP

21

Swasta

PLTP

Ijen

110

2019

Plan

IPP

22

Swasta

PLTP

Wilis/Ngebel

55

2019

Plan

IPP

23

Swasta Jumlah

PLTP

Arjuno Welirang

55 5.971

2020

Plan

IPP

Untuk memenuhi kebutuhan listrik di Pulau Bawean, direncanakan PLTGB dengan total kapasitas 6 MW pada tahun 2014-2015. 1012

Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan dan pengembangan GITET 500 kV tersebar di 8 lokasi dengan kapasitas sekitar 6.666 MVA dengan biaya USD 297,94 juta seperti pada Tabel C7.4. Tabel C7.4 Rencana Pengembangan GITET

Sumber Dana

No

Lokasi

1 2 3 4 5 6

Krian Ngimbang Krian Grati Paiton Surabaya selatan

7 8

Krian

COD

Kapasitas (MVA)

2011 2011 2011 2011 2011 2012

166 500 500 500 500 500

2013

500

Surabaya Selatan

APLN 2010 APLN APLN APLN APLN APLN IBRD Scattered I Unallocated

2014

2 3 4 5 6

Paiton (GIS) Kediri Bangil 500 Kediri Tandes (GIS)

ADB Unallocated JBIC II Unallocated Unallocated

2015 2015 2015 2017 2017

7 8

Ngimbang

Unallocated Unallocated Jumlah

2019

Grindulu PS


Keterangan

3,7 14,6 14,6 14,6 14,6 14,6

Spare Program N-1 (IBT-2) Penghematan BBM (IBT-3) Penghematan BBM (IBT-2) Penghematan BBM (IBT-3) Program N-1 (IBT-1)

500

14,6 14,6

500 1000 500 1000

25,0 14,6 41,8 14,6 64,7

6.666

25,0 6,0 297,94

IBT-4 IBT-2 Diameter Ext, arah Antosari/Kapal Baru IBT-3 GITET Baru IBT-4 GITET Baru Diameter ke arah PLTGU Tuban/Cepu GITET Baru/KIT

2020

Untuk meningkatkan keandalan direncanakan untuk menyediakan 1 buah trafo satu fasa 166 MVA yang ditempatkan di GITET Krian. Selanjutnya untuk melayani konsumen diperlukan pengembangan GIS/GI 150 kV baru tersebar di 16 lokasi dengan kapasitas 1.290 MVA dengan biaya USD 94,65 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C7.5. Tabel C7.5 Rencana Pengembangan GI

No 1 2 3 4 5 6

Nama Gardu Induk Paciran/Brondong Bambe Kalisari New Jombang Purwosari/Sukorejo II Wlingi II

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

Sumber Dana

2011 2012

APLN APLN APLN APLN APLN KE-III Lot 10

2012 2012 2012 2012

1013

Kapasitas MVA 60 120

Kebutuhan Dana USD Juta 3,90 6,00

60 60 60 30

3,90 3,90 3,90 3,90

No

Nama Gardu Induk

7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

New Sidoarjo Simogunung (GIS) Tulungagung II Tandes II/Sambi Kerep Ponorogo II New Buduran/Sedati New Porong Kedinding Bangil New Tandes New Jumlah

Rasio Tegangan kV 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20 150/20

COD

Sumber Dana

Kapasitas MVA

2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2015 2016 2017

APLN APLN APLN APLN APLN APLN APBN 2012 APLN JBIC II Unallocated

60 120 60 120 120 120 60 60 120 60 1.290

Kebutuhan Dana USD Juta 3,90 23,17 3,90 6,00 6,00 7,24 3,9 3,90 7,24 3,90 94,65

Selain itu, diperlukan juga extension dan uprating terhadap GI eksisting dengan menambah unit trafo 5.730 MVA dengan kebutuhan dana sekitar USD 215 juta. Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 574 kms dengan kebutuhan dana sekitar 240 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C7.6. Tabel C7.6 Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No.

Dari

Ke

1 2 3 4

Surabaya Selatan Watu Dodol Tambun Paiton

5 6 7

Bangil 500 kV Tandes PLTGU Tuban/Cepu

8

Grindulu PLTA

Jenis Konduktor 4xGannet ACS 380 4xDove 4xDove

Grati Lampumerah Cibatu Watu Dodol Inc. (PitonKediri) Krian Ngimbang Inc (PedanKediri) Jumlah

4xGannet 4xZebra 4xZebra 4xGannet

Panjang kms 160 8,24

COD 2012 2013

Biaya USD juta 52,2 59,7

40 262

2014 2015

13,1 85,5

4

2015

1,5

40 20

2017 2019

16,6 0,0

40 574,24

2020

15,0 243,54

Selaras dengan pembangunan GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 1.662 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 215 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C7.7. Tabel C7.7 Rencana Pembangunan Transmisi

No. 1 2 3 4 5

Dari Paciran/Brondong Pacitan 150 kV Pacitan 150 kV Ponorogo II Banaran

Ke Lamongan Ponorogo II PLTU Pacitan Manisrejo Suryazigzag

1014

Jenis Konduktor

Panj. Kms

COD

1xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR410 1xTACSR 330

44 60 124 60 26

2011 2011 2011 2011 2011

Biaya USD Juta 2,98 9,00 18,60 9,00 1,58

No. 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 35 36 37 38 39 40 41 42 43

Dari

Ke

Jenis Konduktor

Panj. Kms

COD

Biaya USD Juta 0,49 14,17 1,80 5,70 6,70 0,00 0,99 1,18 3,55 0,99 6,70 0,12 1,97 7,88 9,44 0,20 9,00

Banyuwangi Kabel Jawa Madura Kediri New Grati Probolinggo The Master Steel Bambe Kalisari New Jombang Purwosari/Sukorejo II Wlingi II New Sidoarjo Simogunung (GIS) Tulungagung II Tandes II/Sambi Kerep New Buduran/Sedati Babat Tanjung Awar-awar PLTU Surabaya Barat Surabaya Barat Gilimanuk Semen Dwima Agung (Holcim) Mount Dream New Porong Banaran Cheil Jedang Wilis/Ngebel PLTP Iyang Argopuro PLTP Gresik (GIS)

Ketapang (Cable head) Suramadu Kediri Baru Gondangwetan Gondangwetan Manyar Karangpilang Surabaya Selatan Jayakertas Inc. (Pier-Pakis) Tulungagung II Inc. (Bdran-Bngil) Inc.(Swhan-Waru) Kediri Inc.(Waru-Gresik) Inc.(Bngil-Waru) Tuban

1xTACSR 330 1xCU800 2xTACSR520 2xTACSR410 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1xTACSR 330 2xZebra 2xZebra 1xCU1000 2xZebra 2xTACSR410

8 6 10 38 68 0 10 12 36 10 68 2 10 80 4 2 60

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012

Inc. Babat-Tuban Driyorejo Babadan Celukan Bawang

2xTACSR410 1xHTLSC 330 1xHTLSC 330 2xHTLSC Hawk

36 11

2012 2012

26 100

2012 2012

2,96 11,20

Mliwang Balongbendo Inc (New sidoarjo-Bangil) Manisrejo New Jombang Pacitan II Probolinggo Gresik (Konv)

1xCU240 2xZebra 1xTACSR330 1xTACSR 330 2xZebra 2xZebra 2xZebra 1x1000

4 14 4 142 22 120 60 1

2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014

0,00 3,89 0,24 8,66 6,67 11,82 5,91 2,36

Kedinding Kedinding Madura PLTU Ijen PLTP Grati Bangil New Bangil Tandes New

Kalisari Inc. Bngkalan-Gltmr Inc. Sampang-Bangkalan Banyuwangi Pier Inc. (Bangil-Sidoarjo) Sidoarjo Tandes Jumlah

2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xZebra 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR410 2xTACSR520

40 40 30 120 64 40 40 10

2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017

3,94 3,94 2,96 11,82 9,60 3,60 5,04 1,80

1.662

5,40 1,19

215,01

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 4.4 juta pelanggan atau rata-rata 44.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 14.068 kms, Jaringan

1015

Tegangan Rendah (JTR) sekitar 10.949 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 941 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C7.8 berikut. Tabel C7.8 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Total Investasi

Pelanggan

USD Juta

2011

1.153

898

77

256.484

84,9

2012

1.202

936

80

292.034

90,3

2013

1.254

976

84

295.864

93,6

2014

1.309

1.018

88

381.955

102,7

2015

1.366

1.062

91

397.345

107,1

2016

1.425

1.110

95

423.402

112,4

2017

1.488

1.158

100

563.028

125,8

2018

1.554

1,210

104

585.773

131,3

2019

1.623

1,264

109

609.437

136,9

2020 2011-2020

1.695

1,319

14.068,3

10.949,9

113 941.8

634.057

142,8

4.439.378

1.127,9

C7.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi Jawa Timur sampai dengan tahun 2020 adalah USD 9,1 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C7.9. Tabel C7.9 Rangkuman Tahun



Investasi USD Juta

2011

24.418

26.177

4.228

-

4.296

444

289

2012

26.394

28.184

4.503

2.105

1.640

649

2.669

2013

28.622

30.449

4.839

700

650

172

894

2014

31.100

33.085

5.229

4

740

221

161

2015

33.771

35.927

5.670

403

1.920

560

849

2016

36.688

39.029

6.145

117

720

80

373

2017

39.419

41.935

6.584

147

2.190

50

568

2018

42.188

44.881

7.027

220

510

-

676

2019

44.841

47.703

7.448

970

600

20

1.348

2020

47.343

50.365

7.843

Jumlah

1016

1.305

420

40

1.297

5.971

13.686

2.236

9.124

LAMPIRAN C.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BALI

C8.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem Bali sekitar 560 MW. Daya dipasok dari pembangkit 150 kV sebesar 559 MW yang semuanya menggunakan BBM, dan pasokan dari kabel laut Jawa-Bali 200 MW. Kapasitas pembangkit tersebut sudah termasuk PLTD sewa sebesar 126 MW sejak tahun 2010. Peta sistem kelistrikan Bali ditunjukkan pada Gambar C8.1.

Gambar C8.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Bali Saat Ini

Semua pembangkit di Bali menggunakan BBM, sehingga biaya produksi listrik sangat mahal. Rincian pembangkit terpasang ditunjukkan pada Tabel C8.1. Tabel C8.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No.

Nama Pembangkit

Jenis

1 2 3 4 2 3 4

Pesanggaran Gilimanuk Pemaron Pesanggaran Pesanggaran BOO Pesanggaran BOT Pemaron

PLTG PLTG PLTG PLTD PLTD PLTD PLTD

Jenis B. Bakar HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD

Jumlah

Pemilik Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power Indonesia Power

Kapasitas MW 125,5 133,8 97,6 75,8 30,0 51,0 45,0 559,0

1017

C8.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel C8.2. Tabel C8.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik

Tahun

Energy Sales Gwh

Produksi Energy GWh

Beban Puncak MW

Pelanggan

2011

3.464

3.663

612

818.825

2012

3.816

4.035

674

857.101

2013

4.201

4.442

741

897.176

2014

4.625

4.872

815

939.148

2015

5.090

5.361

897

983.119

2016

5.588

5.885

984

1.029.197

2017

6.124

6.449

1.077

1.077.498

2018

6.695

7.049

1.176

1.128.144

2019

7.297

7.683

1.281

1.181.265

2020

7.926

8.344

1.390

1.236.999

Growth (%)

9,9%

9,8%

9,7%

4,7%

C8.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik Bali diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi. Potensi Sumber Energi Provinsi Bali memiliki potensi energi yang dapat dikembangkan untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari tenaga air sebesar kurang lebih 20 MW dan panas bumi sebesar 296 MWe yang tersebar di 5 lokasi1. Kebutuhan bahanbakar untuk pembangkit di Bali harus dikirim dari provinsi lain, meliputi BBM seperti saat ini, batubara terkait dengan PLTU Celukan Bawang dan kemungkinan mini LNG ke Pesanggaran sesuai dengan kelayakan keekonomiannya.

1


1018

Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi sebagian dari kebutuhan listrik Bali hingga tahun 2020, direncanakan tambahan pembangkit sebesar 394 MW yang terdiri dari pembangkit batubara dan panas bumi seperti diberikan pada Tabel C8.31. Tabel C8.3 Rencana Pengembangan Pembangkit No

Pemilik

Jenis

1 2 3

Swasta Swasta Swasta Jumlah

PLTU PLTM PLTP

Kapasitas (MW)

Nama Proyek Bali Utara/Celukan Bawang Telagawaja Bedugul

380 4 10 394

COD

Status

2014 2014 2015

On Going Plan Plan

Sumber Dana IPP IPP IPP

Proyek PLTU Bali Timur yang sebelumnya direncanakan dalam RUPTL 20102019 dibatalkan karena pembangunan transmisi Jawa Bali Crossing 500 kV telah diputuskan untuk dilaksanakan, sehingga sistem kelistrikan Bali akan dapat dipenuhi oleh kabel laut Jawa-Bali sirkuit 3-4 (2x100 MW), PLTU Celukan Bawang (380 MW) dan transmisi 500 kV Jawa-Bali Crossing. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Pembangunan gardu induk (GI) baru untuk melayani konsumen di sistem Bali akan menambah kapasitas hingga 1.330 MVA dengan biaya USD 116 juta seperti diperlihatkan pada Tabel C8.4. Tabel C8.4 Pengembangan GI/GIS

No 1 2 3 4 5 6 7

COD

Sumber Dana

Celukan Bawang GIS Bandara Sanur New New Kapal/Antosari (GIS)

2012

GITET New Kapal/Antosari (GIS)

2015

Gianyar II Nusa Dua II/Pecatu Jumlah

2016

APLN APLN 2012 Unallocated ADB ADB JBIC II IBRD Scattered II

Nama Gardu Induk

2013 2015 2015

2017

Kapasitas MVA 30


60 60 60 1.000 60

3,90 5,13 31,43

60 1.330

3,90 116,32

60,8 5,13

Selain itu, diperlukan juga extension dan uprating terhadap GI 150 kV eksisting dengan menambah unit trafo 1.390 MVA dengan kebutuhan dana sekitar USD 57,4 juta. 1

Pembangkit di Bali hanya memenuhi sebagian dari kebutuhan, selebihnya akan dipasok dari pulau Jawa melalui saluran transmisi.

1019

Pengembangan Transmisi Sejalan dengan visi pemerintah provinsi Bali yaitu clean and green maka pembangunan PLTU batubara skala besar di Bali diperkirakan akan lebih sulit untuk dilakukan. Sementara itu pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik meningkat pesat sehingga dibutuhkan tambahan pasokan daya yang sangat besar. Salah satu upaya PLN untuk memenuhi kebutuhan listrik jangka panjang di Bali tersebut adalah membangun transmisi berkapasitas sangat besar dari Jawa ke pulau Bali. Teknologi yang sesuai untuk tujuan ini adalah transmisi bertegangan 500 kV. Transmisi ini berkapasitas 1.500 MW dengan panjang sekitar 205 kms dan akan menyeberangi selat Bali dengan kawat udara dengan jarak span 2,7 km. Transmisi ini dikenal dengan nama proyek Jawa-Bali Crossing. Pembangunan transmisi ini juga bermanfaat untuk menurunkan biaya produksi listrik di Bali yang selama ini dilayani dengan pembangkit BBM, karena listrik murah dari PLTU batubara di Jawa dapat disalurkan melalui transmisi tersebut. Menurut survei awal yang telah dilakukan, rute transmisi 500 kV ini masuk ke kawasan Taman Nasional Baluran di Jawa Timur dan Taman Nasional Bali Barat, sehingga diperlukan izin dari Kementerian Kehutanan dan Kementerian Lingkungan Hidup. Tahap pertama dari proyek ini direncanakan beroperasi dengan tegangan 150 kV pada tahun 2013, dan kemudian tahap kedua beroperasi dengan tegangan 500 kV pada tahun 2015. Selain Jawa Bali Crossing juga akan dikembangkan banyak transmisi lainnya di Bali seperti dapat dilihat pada tabel C8.5. Tabel C8.5 Pembangunan Transmisi

No.

Dari

Jenis Konduktor

Ke

1 2 3 4 5 6

Gilimanuk (Cable Head) Kapal Celukan Bawang Jawa Kapal Kapal

Gilimanuk PLTU Celukan Bawang Inc. (Pmron-Glnuk) Bali 3,4 (kabel laut) Padangsambian Pesanggaran

7 8 9 10 11 12 13 14

Nusa Dua GIS Bandara tahap-1 GIS Bandara tahap-2 Segara Rupek Bedugul PLTP Sanur New New Kapal Antosari

Pesanggaran Inc. Cable Nsdua-Psgrn Pesanggaran Gilimanuk Baturiti Inc.(Gnyar-Sanur) Inc. (Clk Bawang-Kapal) New Kapal

1020

1xTACSR 330 2xTACSR410 2xHTLSC Hawk 1xCU800 1xTACSR 240 1xTACSR 240 1xTACSR240 & CU800 1xCU800 1xCU800 4 x Dove 2xZebra 1xTACSR 330 2xTACSR 410 2xZebra

Panj. Kms

COD

Biaya USD Juta

7,0 140,0 6,0 12,0 9,1 17,7

2011 2011 2012 2012 2012 2012

0,43 21,00 0,35 28,33 0,95 1,74

10,0 10,0 10,0 20,0 60,0 10,0 20,0 54,0

2013 2013 2013 2013 2015 2015 2015 2015

6,22 23,61 23,61 6,53 5,91 0,61 3,94 5,32

No. 15 16 17 18

Dari

Jenis Konduktor

Ke

New Kapal Gilimanuk Gianyar II Nusa Dua II/Pecatu

Kapal New Kapal Inc.(Kapal-Gianyar) Incomer (Gianyar-Sanur) Jumlah

2xTACSR410 4 x Dove 2xTACSR410 1xZebra

Panj. Kms

COD

54,0 184,8 10,0 4,0 638,6

2015 2015 2016 2017

Biaya USD Juta 8,10 60,32 1,50 0,27 198,74

Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 341.000 pelanggan atau rata-rata 34.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 2.278 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 2.358 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 769 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C8.6 berikut. Tabel C8.6 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun

JTM

JTR

Trafo

kms

kms

MVA

Pelanggan


2011

340

314

77

28.139

27,4

2012

225

228

65

29.631

20,3

2013

225

230

68

30.831

20,7

2014

226

234

72

32.126

21,2

2015

218

227

73

32.337

21,0

2016

215

226

76

33.313

21,3

2017

214

229

80

34.705

21,8

2018

211

228

83

35.859

22,1

2019

203

222

85

36.307

22,0

2020

199

221

89

37.457

22,3

330.705

220,3

2011-2020

2.278

2.358

769

C8.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi Bali sampai dengan tahun 2020 adalah USD 1,05 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi diperlihatkan pada Tabel C8.7.

1021

Tabel C8.7 Rangkuman Tahun

Proyeksi Kebutuhan Sales Produksi Beban Energy Energi Puncak GWh GWh MW 612

340

Investasi USD Juta

2011

3.464

2012

3.816

4.035

674

330

45

245

2013

4.201

4.442

741

180

50

207,5

2014

4.625

4.872

815

384

60

-

209

2015

5.090

5.361

897

10

1.270

383

129,3

2016

5.588

5.885

984

120

10

28

2017

6.124

6.449

1.077

150

4

26

2018

6.695

7.049

1.176

120

-

25

2019

7.297

7.683

1.281

60

-

34

2020

7.926

8.344

1.390

90

-

23

2.720

639

1.122,8

Jumlah

3.663


394

1022

147

196

LAMPIRAN D ANALISIS RISIKO IDENTIFIKASI RISIKO

1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN Pembangunan instalasi ketenagalistrikan, baik berupa pembangkit, jaringan transmisi maupun jaringan distribusi, dapat terhambat atau mengalami penundaan sehingga realisasinya menyimpang dari target, baik dari sisi kapasitas maupun waktu. Risiko ini terdiri dari beberapa risiko, yaitu: –

Risiko pendanaan untuk proyek PLN akibat: (i) kurangnya dana yang dapat diupayakan oleh PLN, baik yang berasal dari dana internal maupun pinjaman/obligasi, kendala pencairan dana yang semestinya disediakan oleh bank domestik dan bank luar negeri untuk membiayai kontrak EPC, (ii) kurangnya dana yang dapat disediakan oleh pemerintah, baik dalam bentuk penyertaan modal (equity) maupun pinjaman berupa SLA.

–

Risiko perijinan dan persetujuan. Hal ini terkait dengan proses perijinan dan persetujuan yang melibatkan berbagai pihak, dan dapat berlarutlarut karena adanya berbagai kepentingan yang dapat mempengaruhi proses pengambilan keputusan.

–

Risiko penyelesaian pembangunan proyek. Risiko ini terkait dengan masalah operasional, terutama aspek ketersediaan teknologi, sarana pembangunan, dan bencana alam.

–

Risiko cost over-run. Risiko ini menyebabkan biaya melebihi anggaran sehingga dapat mempengaruhi proses pembangunan dan kemampulabaan Perusahaan.

–

Risiko kesalahan desain.

–

Risiko keselamatan ketenagalistrikan. Risiko ini terkait dengan keselamatan karyawan PLN maupun masyarakat di lingkungan pembangunan.

–

Risiko performance instalasi. Ada kemungkinan instalasi kelistrikan, baik pembangkit, transmisi, maupun distribusi, tidak dapat beroperasi 1023

dengan performance sesuai spesifikasinya, sehingga tenaga listrik yang tersedia dan dikonsumsi tidak sesuai target. –

Risiko dampak lingkungan. Keberadaan instalasi Perusahaan dapat menimbulkan kerusakan lingkungan, yang kemudian dapat berdampak pada aspek-aspek lain, seperti masalah hukum.

–

Risiko sosial, berupa penolakan masyarakat terhadap keberadaan instalasi PLN karena dipersepsikan mengganggu dan berbahaya.

2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP Sama seperti pada risiko keterlambatan proyek-proyek PLN, yaitu: – Risiko pendanaan untuk proyek IPP akibat rendahnya kepercayaan investor asing untuk berinvestasi di sektor ketenagalistrikan Indonesia, juga rendahnya kepercayaan bank asing untuk memberi pinjaman kepada proyek di Indonesia. – Risiko pengembang proyek IPP tidak memperoleh financial closure pada waktunya. – Risiko perijinan dan persetujuan. Hal ini terkait dengan proses perijinan dan persetujuan yang melibatkan berbagai pihak, dan dapat berlarutlarut karena adanya berbagai kepentingan yang dapat mempengaruhi proses pengambilan keputusan. – Risiko penyelesaian pembangunan proyek. Risiko ini terkait dengan masalah operasional, terutama aspek ketersediaan teknologi, sarana pembangunan, dan bencana alam. – Risiko cost over-run. Risiko ini menyebabkan biaya melebihi anggaran sehingga dapat mempengaruhi proses pembangunan dan kemampulabaan Perusahaan. – Risiko kesalahan desain. – Risiko keselamatan ketenagalistrikan. Risiko ini terkait dengan keselamatan karyawan maupun masyarakat di lingkungan pembangunan. – Risiko performance instalasi. Ada kemungkinan instalasi kelistrikan, baik pembangkit, transmisi, maupun distribusi, tidak dapat beroperasi dengan performance sesuai spesifikasinya, sehingga tenaga listrik yang tersedia dan dikonsumsi tidak sesuai target. 1024

– Risiko dampak lingkungan. Keberadaan instalasi Perusahaan dapat menimbulkan kerusakan lingkungan, yang kemudian dapat berdampak pada aspek-aspek lain, seperti masalah hukum. – Risiko sosial, berupa penolakan masyarakat terhadap keberadaan instalasi pembangkit karena dipersepsikan mengganggu dan berbahaya.

3. Risiko Prakiraan Permintaan Listrik Resiko yang dihadapi jika prakiraan permintaan listrik lebih tinggi daripada realisasi: – Kapasitas pembangkit, transmisi dan distribusi yang dibangun lebih banyak dari pada yang dibutuhkan. Pembangkit dioperasikan pada CF rendah, atau bahkan sebagian tidak dioperasikan. Dalam hal pembangkit IPP, PLN dapat terkena penalti pengambilan energi minimum. Transmisi dan distribusi juga berbeban rendah. – Pendapatan dari penjualan listrik lebih rendah daripada yang direncanakan, sehingga tidak cukup untuk membayar pinjaman (pokok berikut bunganya) yang dilakukan untuk mendanai proyek pembangkit, transmisi dan distribusi. – Menimbulkan kecurigaan pada stakeholders, yaitu PLN dianggap membuat prakiraan permintaan listrik yang tinggi untuk menjustifikasi kelayakan proyek kelistrikan tertentu. – PLN terkena penalti dari kontrak energi primer (batubara, gas) jangka panjang. Prakiraan beban lebih rendah dari realisasi permintaan, maka resiko yang akan dihadapi : – Kapasitas pembangkit, transmisi dan distribusi yang dibangun lebih sedikit dari yang dibutuhkan. Banyak pembangkit dioperasikan maksimal secara terus menerus bahkan menunda pemeliharaan yang jatuh tempo, sehingga dapat menurunkan kinerja mesin, – Banyak calon pelanggan baru dan penambahan daya tidak dapat dilayani, kualitas pelayanan menurun bahkan terjadi pemadaman. – Pertumbuhan ekonomi terhambat akibat tidak tersedia infrastruktur listrik yang memadai,

1025

– Citra PLN terpuruk karena gagal melaksanakan misi yang diberikan oleh Pemerintah untuk menyediakan listrik dalam jumlah yang cukup dan handal. – Konsumen industri dan bisnis memproduksi listrik sendiri dengan pembangkit skala kecil, secara keekonomian nasional hal ini sangat tidak efisien, – Sektor swasta membangkitkan listrik dengan gas atau batubara dan menjual produknya langsung ke konsumen dalam kawasan tertentu, PLN kehilangan market share. – Susut teknis meningkat karena penambahan jaringan yang terbatas. Susut non-teknis juga meningkat karena pelanggan/calon pelanggan sulit memperoleh tambah daya/akses listrik yang legal.

4. Risiko harga dan ketersediaan energi primer Beberapa risiko dominan yang terkait secara khusus dengan RUPTL adalah: –

Risiko harga energi primer. Perubahan harga energi primer khususnya batubara dan gas akan sangat mempengaruhi program pengembangan ketenagalistrikan yang optimal. Dalam RUPTL, harga batubara diasumsikan USD 90 per ton, harga gas alam USD 6 per mmbtu dan harga crude oil USD 140 per barel. Hasil simulasi menunjukkan bahwa perubahan harga batubara naik atau turun 10% akan mengakibatkan perubahan nilai risiko cukup besar yaitu USD 1 s/d 2.5 miliar selama perioda studi 10 tahun.

–

Risiko ketersediaan energi primer. RUPTL ini disusun dengan asumsi gatubara dan gas tersedia dengan cukup, andal dan tepat waktu. Namun pengalaman menunjukkan bahwa pasokan gas alam sering terlambat datang ke pembangkit yang membutuhkan, atau tersedia dalam volume yang semakin berkurang akibat depletion. Pasokan batubara ke pembangkit juga sering terkendala, baik karena alasan komersial maupun operasional.

5. Risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi, terdiri dari :

1026

– Risiko over capacity yang terjadi apabila semua proyek yang direncanakan berjalan baik dan selesai tepat waktu. Jika over capacity benar-benar terjadi maka PLN akan mempunyai kewajiban membayar komponen A kepada pihak IPP tanpa manfaat apapun. Jika proyek yang direnvanakan adalah proyek PLN, maka aset tidak menghasilkan revenue yang diperlukan untuk membayar capital debt ke lender.

6. Risiko Likuiditas Risiko likuiditas terdiri dari: –

Risiko likuiditas kas, yaitu adanya kemungkinan perusahaan tidak dapat menyediakan dana untuk pembayaran kewajiban jatuh tempo. Risiko ini dapat terjadi bila kesehatan keuangan Perusahaan tidak mengalami perbaikan yang signifikan sehingga tidak dapat menghasilkan kas operasional, dan bila terjadi keterlambatan pembayaran subsidi oleh Pemerintah.

–

Risiko pencairan dana pinjaman untuk investasi.

–

Risiko likuiditas aset

7. Risiko Produksi/Operasi Risiko produksi/operasi terkait dengan beberapa masalah potensial berikut ini: –

Kekurangan atau kelangkaan energi primer sebagai bahan bakar pembangkit listrik; salah satu penyebab kekurangan atau kelangkaan tersebut adalah karena pemegang hak pengelolaan enerji primer membuat kontrak penjualan dengan pihak lain.

–

Kerusakan peralatan/fasilitas operasi, terutama karena hal-hal berikut: peralatan yang sudah tua, pembangunan yang dipercepat dalam rangka memenuhi Fast Track Program, penggunaan teknologi baru, dan penggunaan pemasok baru.

–

Risiko kehilangan peralatan/fasilitas operasi, terutama akibat pencurian yang dilakukan terhadap instalasi/aset perusahaan.

–

Kesalahan manusia dalam mengoperasikan peralatan/fasilitas.

1027

8. Risiko Bencana Risiko bencana dapat menimbulkan kerugian pada perusahaan karena dapat menyebabkan tidak beroperasinya peralatan/fasilitas. Risiko ini dapat terjadi karena bencana alam, dan bencana karena ulah manusia.

9. Risiko Lingkungan Risiko lingkungan terkait dengan dua aspek utama: –

Tuntutan masyarakat terhadap keberadaan instalasi karena persepsi mengenai pengaruh listrik terhadap kesehatan.

–

Adanya limbah, polusi, dan kebisingan yang secara potensial menimbulkan risiko lain, seperti tuntutan hukum oleh masyarakat.

10. Risiko Regulasi Risiko regulasi terutama berkaitan dengan: –

Risiko tarif listrik, yang dapat menghambat atau memperlambat proses penyesuaian tarif listrik sesuai target karena penyesuaian tarif perlu persetujuan parlemen, dan keputusan persetujuan penyesuaian tarif dapat dipengaruhi oleh berbagai kepentingan.

–

Risiko kepastian subsidi, yang terkait dengan kemampuan keuangan Pemerintah dan dorongan berbagai pihak untuk menurunkan atau bahkan mencabut subsidi.

–

Risiko perubahan tatanan sektor ketenagalistrikan, khususnya bila ditetapkannya perundangan yang mengubah status PLN sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) atau diberlakukannya open access jaringan transmisi dan adanya pasar kompetisi tenaga listrik. Risiko perubahan perundangan yang mengubah struktur industri dari monopoli bidang transmisi dan distribusi menjadi struktur industri dengan persaingan bebas bukan saja di bagian pembangkit tetapi di bagian lain dalam ketenagalistrikan.

PROGRAM MITIGASI RISIKO 1028

Pada dasarnya mitigasi risiko akan dilakukan secara dinamis oleh karena metoda dan sarana mitigasi terus berkembang. Namun demikian, pokok-pokok program mitigasi sebagai acuan penyiapan kebijakan mitigasi risiko adalah sebagai berikut. 1.

Mitigasi risiko keterlambatan proyek-proyek PLN –

Pemanfaatan pasar modal, lembaga keuangan bilateral/multilateral dan APBN dalam pendanaan proyek-proyek PLN

–

Peningkatan kemampuan PLN dalam menghasilkan dana internal (mengupayakan terus harga jual listrik memberikan margin yang memadai)

–

Dukungan/garansi Pemerintah dalam upaya memperoleh pendanaan untuk proyek PLN dan dalam bermitra dengan IPP

–

Pengembangan model project finance dimana EPC Contractors juga membawa pendanaan proyek

–

Peningkatan koordinasi penyiapan prasarana untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan penyelesaian pembangunan proyek

–

Peningkatan kerjasama dengan pihak-pihak terkait dalam pengurusan perijinan dan persetujuan untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan perijinan dan persetujuan

–

Pelaksanaan proses tender yang kompetitif dan transparan supaya dapat memperoleh kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Pemilihan kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Penerapan proyek manajemen yang baik untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Pemilihan engineering designer yang berkualitas untuk meminimalisasi kesalaha desain.

–

Peningkatan kualitas survey, antara lain penyelidikan tanah untuk mengurangi kesalahan desain dan cost overun. 1029

2.

–

Penyusunan dan penerapan SOP untuk keselamatan ketenagalistrikan untuk mengurangi dan mengendalikan risiko keselamatan ketenagalistrikan.

–

Penerapan peraturan mengenai lingkungan secara konsisten supaya Perusahaan terhindar dari risiko dampak lingkungan dan masalah sosial

–

Peningkatan hubungan masyarakat untuk mengurangi masalah sosial.

–

Peningkatan kompetensi staf dan unit kerja hubungan masyarakat untuk meningkatkan hubungan dengan masyarakat.

Mitigasi risiko keterlambatan proyek-proyek IPP –

Pengembang kemampuan.

–

Peningkatan koordinasi penyiapan prasarana untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan penyelesaian pembangunan proyek

–

Peningkatan kerjasama dengan pihak-pihak terkait dalam pengurusan perijinan dan persetujuan untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan perijinan dan persetujuan

–

Pelaksanaan proses tender yang kompetitif dan transparan supaya dapat memperoleh kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Pemilihan kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Penerapan proyek manajemen yang baik untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi.

–

Pemilihan engineering designer yang berkualitas untuk meminimalisasi kesalaha desain.

–

Peningkatan kualitas survey, antara lain penyelidikan tanah untuk mengurangi kesalahan desain dan cost overun.

IPP

hanya

dipilih

1030

yang

benar-benar

memiliki

3.

–

Penyusunan dan penerapan SOP untuk keselamatan ketenagalistrikan untuk mengurangi dan mengendalikan risiko keselamatan ketenagalistrikan.

–

Penerapan peraturan mengenai lingkungan secara konsisten supaya Perusahaan terhindar dari risiko dampak lingkungan dan masalah sosial

–

Peningkatan hubungan masyarakat untuk mengurangi masalah sosial.

–

Peningkatan kompetensi staf dan unit kerja hubungan masyarakat untuk meningkatkan hubungan dengan masyarakat.

Mitigasi risiko prakiraan permintaan listrik Realisasi penjualan lebih rendah daripada demand forecast –

Mengupayakan peningkatan pemasaran secara agresif dan proaktif apabila terdapat indikasi pertumbuhan penjualan lebih rendah dari yang diprediksi,

–

Mendorong Pemerintah Pusat/Daerah untuk mempercepat arus masuk investasi agar industri dan perdagangan tumbuh lebih cepat sehingga dapat menyerap listrik lebih banyak.

–

Mempercepat elektrifikasi daerah-daerah yang belum terjangkau listrik

–

Secara periodik (tahunan) mereview dan memperbaharui perhitungan prakiraan kebutuhan listrik dengan menggunakan parameter terbaru yang lebih akurat,

Realisasi penjualan lebih tinggi daripada demand forecast –

Mengendalikan atau membatasi penyambungan pelanggan baru maupun tambah daya,

–

Mengefektifkan demand side management penghematan listrik oleh konsumen,

–

Mengusulkan kepada Pemerintah kenaikan tarif atau pemberlakuan insentif/ disinsentif yang lebih tinggi agar masyarakat lebih berhemat dalam memakai listrik,

–

Meminta kesediaan pelanggan industri dan bisnis untuk mengoperasikan pembangkit sendiri terutama pada waktu beban puncak, 1031

(DSM),

termasuk

4.

5.

6.

–

Mempercepat penyelesaian proyek-proyek pembangunan pembangkit dan transmisi/distribusi,

–

Mendorong percepatan investasi untuk pembangunan pembangkit baru,

–

Secara periodik (tahunan) mereview dan memperbaharui perhitungan prakiraan kebutuhan listrik dengan menggunakan parameter terbaru yang lebih akurat,

–

Mendorong pembelian listrik dari excess power, pembangkit skala kecil.

Mitigasi risiko harga dan ketersediaan energi primer –

Pembuatan kontrak jangka panjang dengan penyedia enerji primer untuk memastikan ketersediaannya pada saat instalasi siap beroperasi.

–

Integrasi hulu untuk menjamin ketersediaan sumber energi primer.

–

Sertifikasi sumber gas yang memasok pembangkit.

Mitigasi risiko perencanaan reserve margin terlalu tinggi –

Memacu pertumbuhan penjualan jika proyek-proyek berjalan tepat waktu termasuk mendorong tumbuhnya industri di Kalimantan.

–

Memantau kemajuan pekerjaan proyek-proyek pembangkit dengan cermat, dan apabila penyelesaian proyek dipastikan tepat waktu dan berjalan baik maka PLN menunda proyek-proyek kedepan yang telah direncanakan.

–

Untuk sistem Sumatera yang rencana reserve marginnya mencapai 50% pada tahun 2014, untuk menyerap kapasitas yang ada dapat dilakukan pengiriman energi listrik ke pulau Jawa melalui sistem interkoneksi HVDC Jawa Sumatra maupun energy exchange dengan sistem peninsular Malaysia menggunakan HVDC link.

Mitigasi risiko likuiditas –

Pengusulan mekanisme pencairan subsidi yang lebih efektif untuk mengurangi periode pencairan subsidi. 1032

–

7.

8.

9.

Investasi peralatan secara lebih efektif untuk mengurangi jumlah dan nilai aset tidak produktif yang harus dilikuidasi.

Mitigasi risiko produksi/operasi –

Pembuatan kontrak jangka panjang dengan penyedia enerji primer untuk memastikan ketersediaannya pada saat instalasi siap beroperasi.

–

Peningkatan operasi dan pemeliharaan untuk mengurangi kemungkinan terjadi kerusakan peralatan/fasilitas operasi.

–

Penerapan SOP dan pelatihan untuk mengurangi kemungkinan terjadinya kesalahan manusia dalam menggunakan peralatan/fasilitas.

Mitigasi risiko bencana –

Penggunaan asuransi untuk risiko tertentu, baik risiko bencana alam maupun risiko bencana akibat lah manusia.

–

Peningkatan pengawasan dan pengamanan untuk kemungkinan terjadi bencana karena ulah manusia.

–

Peningkatan pengawasan dan pengamanan untuk mengurangi kerugian bila bencana alam terjadi. Peningkatan komunikasi dan citra perusahaan untuk mengurangi kemungkinan kerusakan akibat ulah manusia, seperti sabotase.

mengurangi

Mitigasi risiko lingkungan –

Sosialisasi masalah ketenagalistrikan dan kaitannya dengan masyarakat untuk mengurangi tuntutan masyarakat terhadap instalasi, termasuk keberadaan transmisi, karena persepsi atau pemahaman mereka mengenai pegnaruh instalasi terhadap kesehatan manusia.

–

Penerapan sistem manajemen lingkungan yang lebih baik dan memenuhi persyaratan yang berlaku supaya perusahaan terhindar dari masalah limbah, polusi, dan kebisingan.

10. Mitigasi risiko regulasi

1033

–

Peningkatan komunikasi dengan pihak penyesuaian tarif sejalan dengan rencana.

–

Pengembangan tarif supaya sejalan dengan perkembangan kondisi keuangan Pemerintah sehingga dapat memperkecil ketidakpastian subsidi.

1034

terkait

supaya

pross

RUPTL 2011-2020

Recommend Documents