Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013-2022 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013-2022 2013 - 2022 iii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 RUPTL iv Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) v Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 v Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 vii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 RUPTL viii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) ix Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 KATA PENGANTAR Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) tahun 2013-2022 ini disusun untuk memenuhi amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik yang menyatakan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dilaksanakan sesuai dengan Rencana Umum Ketenagalistrikan dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL). PT PLN (Persero), selanjutnya disebut PLN dalam buku ini, sebagai Pemegang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (Kepmen ESDM No. 634-12/20/600.3/2011 tanggal 30 September 2011) wajib menyusun RUPTL dengan memperhatikan ketentuan-ketentuan dalam Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 2682.K/21/MEM/2008 tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2008–2027 dan draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2012–2031 yang telah disusun oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. RUPTL ini disusun untuk menjadi pedoman pengembangan sarana ketenagalistrikan di wilayah usaha PLN pada kurun waktu 2013–2022, yang akan digunakan dalam penyusunan rencana jangka panjang perusahaan dan penyusunan rencana kerja dan anggaran perusahaan tahunan. Wilayah usaha PLN meliputi seluruh wilayah Republik Indonesia kecuali yang ditetapkan oleh Pemerintah sebagai wilayah usaha bagi BUMN lain, BUMD, badan usaha swasta atau koperasi. Sejalan dengan perkembangan dan perubahan kondisi industri kelistrikan di Indonesia, RUPTL ini akan dievaluasi secara berkala dan diubah seperlunya agar rencana pengembangan sistem kelistrikan lebih sesuai dengan kondisi terkini. Dalam RUPTL ini disajikan juga mengenai skenario terhadap risiko pendanaan dan risiko keterlambatan penyelesaian proyek-proyek dan ketersediaan energi primer. Kedua risiko tersebut merupakan risiko yang berdampak besar dan mempunyai peluang untuk terjadi. Risiko keterbatasan kemampuan finansial PLN akan disampaikan dalam Bab VII – Kebutuhan Dana Investasi dibandingkan dengan kondisi bila PLN tidak mempunyai kendala dalam penyediaan tenaga listrik. Dalam bab tersebut juga diuraikan alternatif yang bisa ditempuh untuk tetap melayani kebutuhan tenaga listrik. Sementara itu dalam risiko keterlambatan beroperasinya pembangkit dan ketersediaan energi primer akan diuraikan di dalam Bab VIII Analisis Risiko. Akibat-akibat yang ditimbulkan oleh risiko mundurnya jadwal penyelesaian pembangkit dan tidak tersedianya pasokan gas maupun panas bumi akan diuraikan. Akibat dari kondisi ini antara lain adalah kenaikan kebutuhan BBM yang signifikan. Dengan demikian dapat diketahui opsi serta mitigasi yang dapat ditempuh dalam upaya untuk terus melayani pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik ke depan. Akhirnya kami mengucapkan terima kasih dan penghargaan atas kontribusi semua pihak sehingga RUPTL ini dapat diselesaikan. Jakarta, Desember 2013 DIREKTUR UTAMA NUR PAMUDJI RUPTL x Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) DAFTAR ISI KEPUTUSAN MENTERI ESDM iii KEPUTUSAN DIREKSI PT PLN (PERSERO) vii KATA PENGANTAR ix DAFTAR ISI x DAFTAR GAMBAR xiv DAFTAR TABEL xv DAFTAR LAMPIRAN xviii SINGKATAN DAN KOSAKATA xx BAB I PENDAHULUAN 1.1. Latar Belakang 1 1.2. Landasan Hukum 2 1.3. Visi dan Misi Perusahaan 2 1.4. Tujuan dan Sasaran Penyusunan RUPTL 3 1.5. Proses Penyusunan RUPTL dan Penanggungjawabnya 3 1.6. Ruang Lingkup dan Wilayah Usaha 5 1.7. Sistematika Dokumen RUPTL 7 BAB II KEBIJAKAN UMUM PENGEMBANGAN SARANA KETENAGALISTRIKAN 2.1. Kebijakan Pelayanan Penyediaan Tenaga Listrik untuk Melayani Pertumbuhan Kebutuhan Tenaga Listrik 11 2.2. Kebijakan Pengembangan Kapasitas Pembangkit 11 2.3. Kebijakan Pengembangan Transmisi 14 2.4. Kebijakan Pengembangan Distribusi 15 2.5. Kebijakan Pengembangan Listrik Perdesaan 16 2.6. Kebijakan Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan 16 2.7. Kebijakan Mitigasi Perubahan Iklim 17 BAB III KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI 3.1 Penjualan Tenaga Listrik 21 3.1.1. Jumlah Pelanggan 22 3.1.2. Rasio Elektrifikasi 22 3.1.3. Pertumbuhan Beban Puncak 23 3.2. Kondisi Sistem Pembangkitan 23 3.2.1. Wilayah Luar Jawa-Bali 23 3.2.2. Wilayah Jawa-Bali 25 3.3. Kondisi Sistem Transmisi 26 3.3.1. Sistem Transmisi Wilayah Luar Jawa-Bali 26 3.3.2. Sistem Transmisi Jawa-Bali 27 xi Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 3.4. Kondisi Sistem Distribusi 28 3.4.1. Susut Jaringan Distribusi 28 3.4.2. Keandalan Pasokan 28 3.5. Masalah-Masalah yang Mendesak 29 3.5.1. Upaya Penanggulangan Jangka Pendek 29 3.5.2. Upaya Penanggulangan Jangka Menengah Wilayah Luar Jawa-Bali 30 3.5.3. Upaya Penanggulangan Jangka Menengah Sistem Jawa-Bali 31 BAB IV KETERSEDIAAN ENERGI BARU DAN TERBARUKAN (EBT) 4.1. Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan 35 4.2. Panas Bumi 36 4.3. Tenaga Air 36 4.4. PLTMH 38 4.5. PLTS 39 4.6. Biomassa 39 4.7. PLT Bayu 39 4.8. Energi Kelautan 39 4.9. Coal Bed Methane(CBM) 40 4.10. Nuklir 40 BAB V KETERSEDIAAN ENERGI PRIMER NON-EBT 5.1. Batubara 43 5.2. Gas Alam 44 5.2.1. LNG dan Mini-LNG 47 5.2.2. CNG (Compressed Natural Gas) 48 BAB VI RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK 2013 – 2022 6.1. Kriteria Perencanaan 51 6.1.1. Perencanaan Pembangkit 51 6.1.2. Perencanaan Transmisi 52 6.1.3. Perencanaan Distribusi 53 6.2. Asumsi Dalam Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 54 6.2.1. Pertumbuhan Ekonomi 55 6.2.2. Pertumbuhan Penduduk 55 6.3. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 2013 - 2022 56 6.4. Rencana Pengembangan Pembangkit 60 6.4.1. Kategorisasi Kandidat Pembangkit 60 6.4.2. Program Percepatan Pembangkit Berbahan Bakar Batubara (Perpres No. 71/2006 jo Perpres No.59/2009) 61 RUPTL xii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 6.4.3. Program Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 63 6.4.4. Program Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) berdasarkan PerPres No. 13/2010 65 6.4.5. Rencana Pengembangan PLTU Batubara Mulut Tambang 65 6.4.6. Rencana Penambahan Kapasitas (Gabungan Indonesia) 66 6.4.7. Penambahan Kapasitas Pembangkit Pada Wilayah Luar Jawa - Bali 67 6.4.8. Penambahan Kapasitas Pada Sistem Jawa - Bali 78 6.4.9. Partisipasi Listrik Swasta 84 6.5. Proyeksi Neraca Energi dan Kebutuhan Bahan Bakar 84 6.5.1. Sasaran Fuel MixIndonesia 84 6.5.2. Sasaran Fuel MixSumatera 86 6.5.3. Sasaran Fuel MixIndonesia Timur 87 6.5.4. Sasaran Fuel MixJawa - Bali 89 6.6. Proyeksi Emisi CO 2 90 6.7. Proyek Pendanaan Karbon 93 6.8. Pengembangan Sistem Penyaluran dan Gardu Induk 93 6.8.1. Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Sumatera 94 6.8.2. Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Indonesia Timur 96 6.8.3. Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Jawa - Bali 97 6.9. Pengembangan Sistem Distribusi 99 6.9.1 Wilayah Operasi Luar Jawa - Bali 99 6.9.2 Sistem Jawa - Bali 100 6.10. Pengembangan Listrik Perdesaan 100 6.11. Proyek PLTU Skala Kecil Tersebar 101 6.12. Pembangkit ermal Modular Pengganti Diesel (PTMPD) 104 BAB VII KEBUTUHAN DANA INVESTASI 7.1. Proyeksi Kebutuhan Investasi Indonesia 109 7.2. Proyeksi Kebutuhan Investasi Jawa - Bali 110 7.3 Proyeksi Kebutuhan Investasi Wilayah Luar Jawa - Bali 111 7.4. Kebutuhan Investasi Kelistrikan PLN dan IPP 113 7.5. Sumber Pendanaan dan Kemampuan Keuangan PLN 114 7.6. Kemampuan Finansial Korporat untuk Berinvestasi 115 7.6.1. Financial Leverage Perusahaan 115 7.6.2. Simulasi Program Investasi Sesuai Kemampuan Pendanaan PLN 117 7.6.3. Perbaikan Struktur Moadal Perusahaan 119 7.6.4. Pengembangan Model Bisnis Kerjasama PLN dan Pihak Ketiga Non - IPP 120 xiii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 BAB VIII ANALISIS RISIKO JANGKA PANJANG 8.1. Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 123 8.2. Pemetaan Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 125 8.3. Risiko Keterlambatan Proyek PLN dan IPP 126 8.4. Mitigasi Risiko 128 BAB IX KESIMPULAN 131 DAFTAR PUSTAKA 135 RUPTL xiv Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) DAFTAR GAMBAR GAMBAR BAB I Gambar 1.1 Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RUPTL 4 Gambar 1.2 Peta Wilayah Usaha PT PLN (Persero) 6 GAMBAR BAB VI Gambar 6.1 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013 dan 2022 58 Gambar 6.2 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013 - 2022 58 Gambar 6.3 Perbandingan Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik RUPTL dan RUKN 60 Gambar 6.4 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Gabungan Indonesia (GWh) 85 Gambar 6.5 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera (GWh) 87 Gambar 6.6 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh) 88 Gambar 6.7 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa - Bali (GWh) 89 Gambar 6.8 Emisi CO 2 per Jenis Bahan Bakar (Gabungan Indonesia) 91 Gambar 6.9 Emisi CO 2 per Jenis Bahan Bakar pada Sistem Jawa - Bali 92 Gambar 6.10 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Wilayah Operasi Sumatera 92 Gambar 6.11 Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur 93 GAMBAR BAB VII Gambar 7.1 Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) 109 Gambar 7.2 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Sistem Jawa – Bali 110 Gambar 7.3 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Sumatera 111 Gambar 7.4 Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur 112 Gambar 7.5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP 113 Gambar 7.6 Posisi Indikator DSCR dan CICR Periode 2002 - 2012 116 Gambar 7.7 Posisi Indikator DER Periode 2002 - 2012 117 Gambar 7.8 Perbandingan Antara Kebutuhan Investasi dan Kemampuan Investasi 118 Gambar 7.9 Proyeksi Indikator Covenant PLN untuk Skenario 1 dan Skenario 2 118 Gambar 7.10 Perbandingan Beban Puncak Skenario 1 dan 2 dengan Tambahan Pembangkit Skenario 2 119 GAMBAR BAB VIII Gambar 8.1 Pemetaan Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 126 Gambar 8.2 Perbandingan Beban Puncak Skenario 1 dan 3 dengan Tambahan Pembangkit Skenario 3 127 Gambar 8.3 Reserve MarginSumatera dan Jawa untuk Skenario 1 dan Skenario 3 128 Gambar 8.4 Kebutuhan BBM Skenario 1 dan 3 128 xv Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 DAFTAR TABEL TABEL BAB I Tabel 1.1 Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RUPTL 5 TABEL BAB III Tabel 3.1 Penjualan Tenaga Listrik PLN (TWh) 21 Tabel 3.2 Perkembangan Jumlah Pelanggan (Ribu Unit) 22 Tabel 3.3 Perkembangan Rasio Elektrifikasi (%) 22 Tabel 3.4 Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa - Bali 2008 – 2013 23 Tabel 3.5 Kapasitas Terpasang Pembangkit Wilayah Luar Jawa - Bali (MW) s.d September Tahun 2013 24 Tabel 3.6 Daftar Sewa Pembangkit Wilayah Operasi Sumatera s/d September 2013 25 Tabel 3.7 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Jawa - Bali Tahun 2013 25 Tabel 3.8 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Wilayah Luar Jawa - Bali (MVA) 26 Tabel 3.9 Perkembangan Saluran Transmisi Wilayah Luar Jawa - Bali (Kms) 27 Tabel 3.10 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Sistem Jawa - Bali 27 Tabel 3.11 Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa - Bali 27 Tabel 3.12 Kapasitas Pembangkit dan Interbus Transformer (IBT) 28 Tabel 3.13 Rugi Jaringan Distribusi (%) 28 Tabel 3.14 SAIDI dan SAIFI PLN 28 TABEL BAB IV Tabel 4.1 Potensi dan Pemanfaatan Energi Baru dan Terbarukan Skala Kecil 35 Tabel 4.2 Rencana Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil (MW) 35 Tabel 4.3 Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil (Juta US$) 35 Tabel 4.4 Potensi Proyek PLTA Berdasarkan Masterplan of Hydro Power Development36 TABEL BAB V Tabel 5.1 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Jawa - Bali 44 Tabel 5.2 Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Luar Jawa - Bali 46 TABEL BAB VI Tabel 6.1 Pertumbuhan Ekonomi Indonesia 55 Tabel 6.2 Asumsi Pertumbuhan Ekonomi Indonesia 55 Tabel 6.3 Pertumbuhan Penduduk (%) 56 Tabel 6.4 Pertumbuhan Ekonomi, Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik dan Beban Puncak Priode 2013 –2002 56 Tabel 6.5 Proyeksi Jumlah Penduduk, Pertumbuhan Pelanggan dan Rasio Elektrifikas Periode 2013 –2022 57 RUPTL xvi Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.6 Prakiraan Kebutuhan Listrik, Angka Pertumbuhan dan Rasio Elektrifikasi 57 Tabel 6.7 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013 - 2022 per Kelompok Pelanggan (GWh) 59 Tabel 6.8 Asumsi Harga Bahan Bakar 61 Tabel 6.9 Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW (Peraturan Presiden No. 71/2006 jo Perpres No. 59/2009) Status September 2013 61 Tabel 6.10 Daftar Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 63 Tabel 6.11 Proyek yang Terdapat dalam Buku KPS 2013 Bappenas 65 Tabel 6.12 Kebutuhan Tambahan Pembangkit Total Indonesia (MW) 66 Tabel 6.13 Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Sumatera (MW) 68 Tabel 6.14 Neraca Daya Sistem Sumatera Tahun 2013 - 2022 69 Tabel 6.15 Rencana Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur (MW) 72 Tabel 6.16 Neraca Daya Sistem Kalimantan Barat Tahun 2013 - 2022 73 Tabel 6.17 Neraca Daya Sistem Kalseltengtim Tahun 2013 - 2022 74 Tabel 6.18 Neraca Daya Sistem Sulbagut Tahun 2013 - 2022 75 Tabel 6.19 Neraca Daya Sistem Sulbagsel Tahun 2013 - 2022 77 Tabel 6.20 Rencana Penambahan Pembangkit Sistem Jawa-Bali (MW) 79 Tabel 6.21 Neraca Daya Sistem Jawa - Bali Tahun 2013 - 2022 80 Tabel 6.22 Regional BalanceSistem Jawa - Bali Tahun 2012 84 Tabel 6.23 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar 85 Tabel 6.24 Kebutuhan Bahan Bakar Gabungan Indonesia 86 Tabel 6.25 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera (GWh) 86 Tabel 6.26 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera 87 Tabel 6.27 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh) 87 Tabel 6.28 Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur 88 Tabel 6.29 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa - Bali (GWh) 89 Tabel 6.30 Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Jawa - Bali 90 Tabel 6.31 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia 94 Tabel 6.32 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Indonesia 94 Tabel 6.33 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Wilayah Operasi Sumatera 95 Tabel 6.34 Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Wilayah Operasi Sumatera 96 Tabel 6.35 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia Timur 96 Tabel 6.36 Kebutuhan Trafo Indonesia Timur 96 Tabel 6.37 Kebutuhan Fasilitas Transmisi Sistem Jawa - Bali 98 Tabel 6.38 Kebutuhan Trafo Sistem Jawa - Bali 98 xvii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.39 Kebutuhan Fasilitas Distribusi di Indonesia 99 Tabel 6.40 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Sumatera 99 Tabel 6.41 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur 100 Tabel 6.42 Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Jawa-Bali 100 Tabel 6.43 Rekap Program Listrik Perdesaan Indonesia 2013 - 2022 101 Tabel 6.44 Rekap Kebutuhan Investasi Program Listrik Perdesaan Indonesia 2013 - 2022 (Juta Rp) 101 Tabel 6.45 Proyek PLTU Merah Putih di Luar Jawa – Bali 102 Tabel 6.46 Proyek PLTU Skala Kecil di Luar Jawa – Bali 102 Tabel 6.47 Daftar Proyek PTMPD 104 TABEL BAB VII Tabel 7.1 Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) 109 Tabel 7.2 Kebutuhan Dana Investasi untuk Sistem Jawa – Bali 110 Tabel 7.3 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Sumatera 111 Tabel 7.4 Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur 112 Tabel 7.5 Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP 113 RUPTL xviii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN A RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI SUMATERA 137 A1. PROVINSI ACEH 141 A2. PROVINSI SUMATERA UTARA 153 A3. PROVINSI RIAU 167 A4. PROVINSI KEPULAUAN RIAU 179 A5. PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG 187 A6. PROVINSI SUMATERA BARAT 195 A7. PROVINSI JAMBI 207 A8. PROVINSI SUMATERA SELATAN 217 A9. PROVINSI BENGKULU 229 A10. PROVINSI LAMPUNG 237 LAMPIRAN B RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR 247 B1. PROVINSI KALIMANTAN BARAT 251 B2. PROVINSI KALIMANTAN SELATAN 261 B3. PROVINSI KALIMANTAN TENGAH 269 B4. PROVINSI KALIMANTAN TIMUR 277 B5. PROVINSI KALIMANTAN UTARA 285 B6. PROVINSI SULAWESI UTARA 291 B7. PROVINSI SULAWESI TENGAH 299 B8. PROVINSI GORONTALO 307 B9. PROVINSI SULAWESI SELATAN 313 B10. PROVINSI SULAWESI TENGGARA 323 B11. PROVINSI SULAWESI BARAT 331 B12. PROVINSI MALUKU 337 B13. PROVINSI MALUKU UTARA 345 B14. PROVINSI PAPUA 353 B15. PROVINSI PAPUA BARAT 361 B16. PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT 367 B17. PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR 377 xix Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 LAMPIRAN C RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA BALI 387 C1. PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA JAKARTA 391 C2. PROVINSI BANTEN 405 C3. PROVINSI JAWA BARAT 415 C4. PROVINSI JAWA TENGAH 435 C5. PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA 447 C6. PROVINSI JAWA TIMUR 453 C7. PROVINSI BALI 467 LAMPIRAN D. ANALISIS RISIKO 475 RUPTL xx Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) SINGKATAN DAN KOSAKATA ADB : Air Dried Basis, merupakan nilai kalori batubara yang memperhitungkan inherent moisturesaja ASEAN Power Grid : Sistem interkoneksi jaringan listrik antara negara-negara ASEAN Aturan Distribusi : 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 : 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 Beban : Sering disebut sebagai demand, merupakan besaran kebutuhan tenaga listrik yang dinyatakan dengan MWh, MW atau MVA tergantung kepada konteksnya Beban puncak : Atau peak load/peak demand, adalah nilai tertinggi dari langgam beban suatu sistem kelistrikan dinyatakan dengan MW Bcf : Billion cubic feet BPP : Biaya Pokok Penyediaan BTU : British ermal Unit Capacity balance : Neraca yang memperlihatkan keseimbangan kapasitas sebuah gardu induk dengan beban puncak pada area yang dilayani oleh gardu induk tersebut, dinyatakan dalam MVA Captive power : Daya listrik yang dibangkitkan sendiri oleh pelanggan, umumnya pelanggan industri dan komersial CCS : Carbon Capture and Storage CCT : Clean Coal Technology CDM : Clean Development Mechanismatau MPB (Mekanisme Pembangunan Bersih) CNG : Compressed Natural Gas COD : Commercial Operating Date Committed Project : Proyek yang telah jelas pengembang serta pendanaannya Daya mampu : Kapasitas nyata suatu pembangkit dalam menghasilkan MW Daya terpasang : Kapasitas suatu pembangkit sesuai dengan name plate DAS : Daerah Aliran Sungai DMO : Domestic Market Obligation EBITDA : Earning Before Interest, Tax, Depreciation and Amortization ERPA : Emission Reduction Purchase Agreement Excess power : Kelebihan energi listrik dari suatucaptive poweryang dapat dibeli oleh PLN FSRU : Floating Storage and Regasification Unit GAR : Gross As Received, merupakan nilai kalori batubara yang memperhitungkan total moisture GRK : Gas Rumah Kaca HSD : High Speed Diesel Oil HVDC : High Voltage Direct Current xxi Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 IBT : Interbus Transformer, yaitu trafo penghubung dua sistem transmisi yang berbeda tegangan, seperti trafo 500/150 kV dan 150/70 kV IGCC : Integrated Gasification Combined Cycle IPP : Independent Power Producer JTM : Jaringan Tegangan Menengah adalah saluran distribusi listrik bertegangan 20 kV JTR : Jaringan Tegangan Rendah adalah saluran distribusi listrik bertengangan 220 V Kmr : kilometer-route, menyatakan panjang jalur saluran transmisi kms : kilometer-sirkuit, menyatakan panjang konduktor saluran transmisi Life Extension : Program rehabilitasi suatu unit pembangkit yang umur teknisnya mendekati akhir LNG : Liquified Natural Gas LOLP : Loss of Load Probability, suatu indeks keandalan sistem pembangkitan yang biasa dipakai pada perencanaan kapasitas pembangkit Load factor : Faktor beban, merupakan rasio antara MW rata-rata dan MW puncak MFO : Marine Fuel Oil MMBTU : Million Metric BTU, satuan yang biasa digunakan untuk mengukur kalori gas Mothballed : Pembangkit yang tidak dioperasikan namun tetap dipelihara, tidak diperhitungkan dalam reserve margin MP3EI : Master Plan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia MMSCF : Million Metric Standard Cubic Foot, satuan yang biasa digunakan untuk mengukur volume gas pada tekanan dan suhu tertentu MMSCFD : Million Metric Standard Cubic Foot per Day Neraca daya : Neraca yang menggambarkan keseimbangan antara beban puncak dan kapasitas pembangkit Non Coincident Peak Load: Jumlah beban puncak sistem-sistem tidak terinterkoneksi tanpa melihat waktu terjadinya beban puncak Peaking/Peaker : Pembangkit pemikul beban puncak PLTA : Pusat Listrik Tenaga Air PLTB : Pusat Listrik Tenaga Bayu PLTD : Pusat Listrik Tenaga Diesel PLTG : Pusat Listrik Tenaga Gas PLTGU : Pusat Listrik Tenaga Gas & Uap PLTM/MH : Pusat Listrik Tenaga Mini/Mikro Hidro PLTMG : Pusat Listrik Tenaga Mesin Gas PLTN : Pusat Listrik Tenaga Nuklir PLTP : Pusat Listrik Tenaga Panas Bumi PLTS : Pusat Listrik Tenaga Surya PLTU : Pusat Listrik Tenaga Uap PTMPD : Pembangkit Termal Modular Pengganti Diesel RUPTL xxii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Power wheeling : Pada prinsipnya merupakan pemanfaatan bersama jaringan transmisi oleh pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik lainnya untuk menyalurkan daya dari pembangkit milik pihak tersebut di suatu tempat ke beban khusus pihak tersebut di tempat lain, dengan membayar sewa/biaya transmisi termasuk biaya keandalan Prakiraan beban : Demand forecast, prakiraan pemakaian energi listrik di masa depan Reserve margin : Cadangan daya pembangkit terhadap beban puncak, dinyatakan dalam % Rasio elektrifikasi : Perbandingan antara jumlah rumah tangga yang berlistrik dan jumlah keseluruhan rumah tangga SFC : Specific Fuel Consumption Tingkat cadangan : (Reserve margin) adalah besar cadangan daya yang dimiliki oleh perusahaan dalam rangka mengantisipasi beban puncak. Ultra super critical : Teknologi PLTU batubara yang beroperasi pada suhu dan tekanan diatas titik kritis air Unallocated Project : Rencana proyek baru yang belum ditetapkan calon pengembang maupun sumber pendanaannya, dapat dibangun oleh PLN maupun IPP atau dalam bentuk kerja sama khusus dimana PLN tidak menjadi off-takersepenuhnya WKP : Wilayah Kerja Pertambangan xxiii Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pendahuluan Bab 1 1 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 1.1. Latar Belakang PT PLN (Persero), selanjutnya disebut PLN, sebagai sebuah perusahaan listrik merencanakan dan melaksanakan proyek-proyek kelistrikan denganlead timepanjang, sehingga PLN secara alamiah perlu mempunyai sebuah rencana pengembangan sistem kelistrikan yang berjangka panjang 1 . Dengan demikian rencana pengembangan sistem kelistrikan yang diperlukan PLN harus berjangka cukup panjang, yaitu 10 tahun, agar dapat mengakomodasi lead timeyang 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 melaksanakan sebuah proyek kelistrikan tanpa didasarkan pada perencanaan yang baik. Hal ini penting dilakukan karena keputusan investasi di industri kelistrikan akan dituntut manfaatnya dalam jangka panjang 2 . Untuk mencapai hal tersebut PLN menyusun sebuah dokumen perencanaan sepuluh tahunan ke depan yang disebut Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, atau RUPTL. RUPTL merupakan sebuah pedoman pengembangan sistem kelistrikan di wilayah usaha PLN untuk sepuluh tahun mendatang yang optimal, disusun untuk mencapai tujuan tertentu serta berdasarkan pada kebijakan dan kriteria perencanaan tertentu. Dengan demikian pelaksanaan proyek-proyek kelistrikan di luar RUPTL yang dapat menurunkan efisiensi investasi perusahaan dapat dihindarkan. Namun demikian diperlukan analisis untuk melihat risiko-risiko yang mungkin muncul dan dapat menghambat jalannya rencana penyediaan tenaga listrik. Hal ini dituangkan dalam 3 macam skenario, yaitu Skenario 1 yang sesuai dengan kebutuhan konsumsi listrik, Skenario 2 yang membahas keterbatasan kemampuan pendanaan PLN dalam berinvestasi, dan Skenario 3 yang melihat risiko yang timbul sebagai akibat mundurnya jadwal penyelesaian pembangunan proyek dan tidak tersedianya pasokan gas maupun ketidaksiapan pembangkit panas bumi. Selain 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. Penyusunan RUPTL tahun 2013 – 2022 ini untuk memenuhi amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik dan didorong oleh timbulnya kebutuhan untuk memperbaharui RUPTL 2012 – 2021 setelah memperhatikan adanya keterlambatan beberapa proyek pembangkit tenaga listrik seperti pembangkit listrik tenaga panas bumi, beberapa pembangkit listrik tenaga air dan pembangkit listrik tenaga uap batubara, baik proyek PLN maupun proyek listrik swasta atau IPP (independent power producer), serta perkembangan lain yang mempengaruhi kondisi pasokan dan kebutuhan tenaga listrik. Selanjutnya sejalan dengan UU No.30/2009 dimana Pemerintah Provinsi (dan juga Pemerintah kabupaten/ kota) wajib membuat Rencana Umum Ketenagalistrikan Daerah atau RUKD, maka dalam RUPTL 2013 – 2022 ini juga terdapat perencanaan sistem kelistrikan per Provinsi. Namun demikian proses optimisasi perencanaan tetap dilakukan per sistem kelistrikan apabila telah ada jaringan interkoneksi untuk mengoptimalkan pemanfaatan dan alokasi sumber daya. RUPTL per Provinsi tersebut akan bermanfaat untuk memperlihatkan apa yang telah direncanakan oleh PLN pada setiap Provinsi. Dalam RUPTL ini terdapat beberapa proyek pembangkit yang telah committedakan dilaksanakan oleh PLN dan beberapa proyek yang telah committedakan dilaksanakan oleh swasta sebagai IPP. Kebutuhan tambahan kapasitas yang belum committedakan disebut sebagai tambahan kapasitas yang belum dialokasikan sebagai proyek PLN atau IPP. 1 Sebagai contoh, diperlukan waktu 8-9 tahun untuk mewujudkan sebuah PLTU batubara kelas 1.000 MW sejak dari rencana awal hingga beroperasi. 2 Sebuah PLTU batubara diharapkan beroperasi komersial selama 25 – 30 tahun. RUPTL 2 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Disamping itu, dimungkinkan juga untuk memberikan kesempatan kepada pihak ketiga non-IPP untuk membangun dan menyediakan listrik untuk pihak swasta yang lain dimana PLN tidak menjadi off-takersepenuhnya, misalnya melalui skema power wheeling, pemberian wilayah usaha, excess powerdan sebagainya. Regulasi power wheelingakan diatur di dalam peraturan perundangan yang masih disiapkan oleh Pemerintah. Proyek transmisi dan distribusi pada dasarnya akan dilaksanakan oleh PLN. Namun khusus untuk beberapa ruas transmisi yang menghubungkan suatu pembangkit IPP ke jaringan terdekat dapat dibangun oleh pengembang IPP. Sesuai dengan regulasi yang ada, RUPTL akan selalu dievaluasi secara berkala untuk disesuaikan dengan perubahan beberapa parameter kunci yang menjadi dasar penyusunan rencana pengembangan sistem kelistrikan. Dengan demikian RUPTL selalu dapat menyajikan rencana pengembangan sistem yang mutakhir dan dapat dijadikan sebagai pedoman implementasi proyek-proyek kelistrikan. 1.2. Landasan Hukum 1. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 Tentang Ketenagalistrikan 2. Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik, khususnya pasal berikut : (1) Pasal 8 yang menyatakan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dilaksanakan sesuai Rencana Umum Ketenagalistrikan dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik. (2) Pasal 14 ayat 1 yang menyatakan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik disusun dengan memperhatikan Rencana Umum Ketenagalistrikan. 3. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 2682 K/21/MEM/2008 tanggal 13 November 2008 tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional. 4. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 634-12/20/600.3/2011 tanggal 30 September 2011 tentang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero). 1.3. Visi dan Misi PerusahaanPada 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. Untuk melaksanakan penugasan Pemerintah dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik dan mengacu kepada visi tersebut, maka PLN akan: O Menjalankan bisnis kelistrikan dan bidang lain yang terkait, berorientasi pada kepuasan pelanggan, anggota perusahaan, dan pemegang saham. O Menjadikan tenaga listrik sebagai media untuk meningkatkan kualitas kehidupan masyarakat. O Mengupayakan agar tenaga listrik menjadi pendorong kegiatan ekonomi. O Menjalankan kegiatan usaha yang berwawasan lingkungan. 3 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 terencana, 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: O Tercapainya pemenuhan kebutuhan kapasitas dan energi listrik setiap tahun dengan tingkat keandalan 3 yang diinginkan secara least-cost. O Tercapainya bauran bahan bakar (fuel-mix) yang lebih baik untuk menurunkan Biaya Pokok Penyediaan yang dicerminkan oleh pengurangan penggunaan bahan bakar minyak hingga kontribusi produksi pembangkit berbahan bakar minyak menjadi kurang dari 1% terhadap total produksi energi listrik pada tahun 2022. O Tercapainya pemanfaatan energi baru dan terbarukan terutama panas bumi sesuai dengan program Pemerintah, dan juga energi terbarukan lain seperti tenaga air. O Tercapainya rasio elektrifikasi yang digariskan oleh RUKN. O Tercapainya keandalan dan kualitas listrik yang makin baik. O Tercapainya angka rugi jaringan transmisi dan distribusi yang makin baik. 1.5. Proses Penyusunan RUPTL dan Penanggungjawabnya Penyusunan RUPTL 2013-2022 di PLN dibuat dengan proses sebagai berikut: O 2008 - 2027 dan draftRUKN 2012 - 2031 digunakan sebagai pertimbangan, 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. O PLN Kantor Pusat menetapkan kebijakan dan asumsi dasar setelah memperhatikan RUKN dan kebijakan Pemerintah lainnya, misalnya pengembangan EBT yang semakin besar. O Dilakukan evaluasi terhadap asumsi dasar tersebut dan realisasinya dalam RUPTL periode 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. O Dengan memperhatikan asumsi-asumsi dasar, terutama pertumbuhan ekonomi, selanjutnya disusun prakiraan beban (demand forecast), rencana pembangkitan, rencana transmisi dan gardu induk (GI), rencana distribusi dan rencana pengembangan sistem kelistrikan yang isolated. Penyusunan ini dilakukan oleh Unit-Unit Bisnis dan PLN Kantor Pusat sesuai tanggung-jawab masing-masing. 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 dilakukan oleh PLN Kantor Pusat dengan memperhatikan masukan dari Unit-unit PLN. O Penyusunan demand forecastoleh PLN Wilayah/Distribusi dibuat dengan metoda regresi-ekonometrik menggunakan data historis penjualan energi listrik, pertumbuhan ekonomi, jumlah penduduk, daya tersambung dan jumlah pelanggan. Selanjutnya dengan memperhatikan proyeksi pertumbuhan ekonomi dan populasi, dibentuk model yang valid. O Workshopperencanaan yang melibatkan Unit-Unit Bisnis PLN dan PLN Kantor Pusat dilaksanakan minimal 1 kali dalam setahun, dimaksudkan untuk memverifikasi dan menyepakati demand forecast, 3 Tingkat keandalan dicerminkan oleh tersedianya cadangan atau reserve margin. RUPTL 4 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) capacity balancedan rencana gardu induk, rencana transmisi dan rencana pembangkit sistem isolated yang dihasilkan oleh Unit-unit Bisnis PLN. Pada workshopperencanaan juga dilakukan verifikasi jadwal COD 4 proyek-proyek pembangkit PLN dan IPP, estimasi pasokan gas alam dan LNG/CNG, serta kebutuhan dan program pembangkit sewa untuk mengatasi kekurangan tenaga listrik jangka pendek. O Konsolidasi produk perencanaan sistem dalam seluruh wilayah usaha PLN menjadi draftRUPTL dan pengusulan pengesahan RUPTL oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral 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. Pada workshop demand forecast, PLN Kantor Pusat dan PLN Distribusi/ Wilayah membahas dan menyepakati asumsi-asumsi dasar untuk pembuatan demand forecastdi setiap wilayah, dilanjutkan dengan menyusun demand forecast secara agregat, namun belum dibuat secara spasial. Berbekal hasil kerja pada workshop demand forecasttersebut, setiap unit PLN Distribusi/Wilayah kembali ke tempat masing-masing dan membuat capacity balanceatau penjabaran demand forecastsecara spasial untuk memperkirakan kenaikan pembebanan setiap gardu induk dan sinyal penambahan trafo atau gardu induk baru, yang harus diselesaikan dalam waktu dua bulan. Gambar 1.1 Proses Penyusunan RUPTL 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. 4 COD atau commercial operation date adalah tanggal beroperasinya sebuah proyek kelistrikan secara komersial. Workshop Perencanaan RUPTL RUKN Asumsi dasar dan kebijakan, proyeksi kebutuhan tenaga listrik Rencana pengembangan pembangkit (neraca daya, neraca energi dan kebutuhan bahan bakar). Rencana pengembangan transmisi dan distribusi. Konsolidasi dan check konsistensi rencana pengembangan sistem. Workshop Demand Forecast Demand forecast per Wilayah dan per Provinsi 5 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 1.1. Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RUPTL Kegiatan Pokok P3B Kitlur Wilayah Kit Distr Pusat Kebijakan umum dan asumsi U U U U U E Demand forecasting EEP Perencanaan Pembangkitan S S S S P, E*) Perencanaan Transmisi E E E P,E Perencanaan Distribusi E E P Perencanaan GI E E E E P,E Perencanaan Pembangkitan Isolated EEP,E 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 2013 - 2022 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. RUPTL ini akan menjelaskan rencana pengembangan sistem pada tiga wilayah besar yaitu Sumatera, JawaBali dan Indonesia Timur. Selain itu RUPTL ini juga menampilkan rencana pengembangan sistem per Provinsi. Berikut adalah penjelasan mengenai Wilayah Usaha PLN saat ini. Wilayah Operasi Sumatera Wilayah operasi Sumatera terdiri dari Pulau Sumatera serta Pulau-Pulau di sekitarnya seperti Bangka - Belitung, Kepulauan Riau, dan lain-lain. Wilayah ini 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 Distribusi Lampung, PLN Wilayah Bangka – Belitung serta 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 sistemsistem kecil isolatedyang 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). RUPTL 6 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Wilayah Operasi Indonesia Timur Wilayah operasi Indonesia Timur terdiri dari Kalimantan, Sulawesi, Kepulauan Maluku, 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 Barat, PLN Wilayah Kalimantan Selatan-Tengah dan PLN Wilayah Kalimantan Timur. Sulawesi Wilayah usaha PLN di Sulawesi dilayani oleh PLN Wilayah Sulawesi Utara-Tengah-Gorontalo dan PLN Wilayah Sulawesi Selatan-Tenggara-Barat. Nusa Tenggara Wilayah usaha PLN di Kepulauan Nusa Tenggara dilaksanakan oleh PLN Wilayah Nusa Tenggara Barat dan PLN Wilayah Nusa Tenggara Timur. Maluku dan Papua Wilayah usaha PLN di Kepulauan Maluku dilayani oleh PLN Wilayah Maluku & Maluku Utara, sedangkan wilayah usaha PLN di Papua dilayani oleh PLN Wilayah Papua & Papua Barat. 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 terdapat unit operasi dan pemeliharaan pembangkitan, yaitu PLN Pembangkitan Tanjung Jati B dan PLN Pembangkitan Jawa – Bali. Selain itu terdapat PLN Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa– Bali dan 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) 7 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 pengembangan sarana yang meliputi kebijakan-kebijakan pengembangan sistem. Bab III menjelaskan kondisi kelistrikan saat ini, Bab IV menjelaskan ketersediaan energi primer fosil, Bab V menjelaskan pengembangan energi baru dan terbarukan. Bab VI 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 VII menjelaskan kebutuhan investasi dan skenario pendanaan dimana diuraikan juga mengenai kemampuan PLN dalam berinvestasi. Bab VIII menjelaskan analisis risiko dan langkah mitigasinya, termasuk risiko keterlambatan proyek dan tidak tersedianya pasokan gas maupun ketidaksiapan panas bumi. Bab IX memberikan kesimpulan. Selanjutnya rencana pengembangan sistem yang rinci diberikan dalam lampiran–lampiran yang menjelaskan rencana kelistrikan setiap sistem kelistrikan dan setiap Provinsi. 9 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Bab 2 Kebijakan Umum Pengembangan Sarana Ketenagalistrikan 11 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan sarana ketenagalistrikan dalam RUPTL 2013 - 2022 ini dibuat dengan memperhatikan RUKN 2008 - 2027 dan draft RUKN 2012 - 2031 serta kebijakan perusahaan dalam merencanakan pertumbuhan penjualan, pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi. Bab II ini menjelaskan kebijakan dimaksud. 2.1. Kebijakan Pelayanan Penyediaan Tenaga Listrik untuk Melayani Pertumbuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Tugas PLN berkewajiban untuk 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 sebagai solusi sementara. Pada tahun-tahun berikutnya dimana penambahan kapasitas pembangkit dan transmisi diharapkan telah selesai 5 dan reserve margintelah mencukupi, maka penjualan akan dipacu untuk mengoptimalkan pemanfaatan pembangkit listrik. RUPTL ini disusun dengan berdasar pada proyeksi kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN 2008 - 2027 yang diperbaharui dengan draftRUKN 2012 - 2031 yang telah disusun oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. RUPTL ini juga disusun untuk mempercepat peningkatan rasio elektrifikasi secara signifikan dengan menyambung konsumen residensial baru dalam jumlah yang cukup tinggi setiap tahun, dan melayani semua daftar tunggu yang ada. Pada daerah-daerah tertentu RUPTL ini telah mempertimbangkan permintaan listrik yang tinggi karena pelaksanaan Undang-Undang No. 4 Tahun 2009 tentang Pertambangan Mineral dan Batubara. Kebijakan lain yang dianut dalam RUPTL 2013 - 2022 ini adalah belum diperhitungkannya dampak program demand side management(DSM) dan program energy effi ciencydalam 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). 2.2. 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 valuesemua biaya penyediaan listrik yang terdiri dari biaya investasi, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan, dan biaya energy not served 6 . Tingkat keandalan sistem pembangkitan diukur dengan kriteria Loss of Load Probability (LOLP) dan cadangan daya (reserve margin) 7 . Pembangkit sewa dan excess powertidak diperhitungkan dalam 5 Proyek-proyek percepatan pembangkit tahap 1 dan 2, proyek pembangkit PLN dan IPP lainnya. 6 Biaya energy not servedadalah nilai penalti ekonomi yang dikenakan pada objective functionuntuk setiap kWh yang tidak dapat dinikmati konsumen akibat padam listrik. 7 LOLP dan reserve margin akan dijelaskan pada Bab IV. RUPTL 12 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) membuat rencana pengembangan kapasitas jangka panjang, namun dalam jangka pendek diperhitungkan untuk menggambarkan upaya PLN dalam mengatasi kondisi krisis kelistrikan. 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 dalam proses perencanaan mereka diperlakukan sebagai fixed plant 8 . Namun demikian perencanaan pembangkit panas bumi dan tenaga air tetap memperhatikan keseimbangan supply–demanddan besar cadangan yang tidak berlebihan, serta status kesiapan pengembangannya. Pada beberapa daerah yang merupakan sumber utama energi primer nasional maupun yang memiliki potensi mineral yang signifikan namun telah lama kekurangan pasokan tenaga listrik, yaitu Sumatera, Sulawesi dan Kalimantan, PLN mempunyai kebijakan untuk membolehkan rencana reserve marginyang tinggi. Kebijakan ini diambil dengan pertimbangan pelaksanaan proyek-proyek pembangkit di Kalimantan, Sulawesi dan Sumatera seringkali mengalami keterlambatan, pembangkit existingtelah mengalami deratingyang cukup besar dan adanya keyakinan bahwa tersedianya tenaga listrik yang banyak di Sumatera, Sulawesi dan Kalimantan akan memicu tumbuhnya demand listrik yang jauh lebih cepat 9 . Adanya kemungkinan dalam keterlambatan penyelesaian pembangunan pembangkit, diperlukan cadangan yang melebihi dari kebutuhanreserve marginyang wajar. PLN akan memonitor progres implementasi proyek pembangkit dari tahun ke tahun. Apabila progres fisik proyek pembangkit berjalan baik atau dapat diselesaikan lebih awal, maka PLN akan mengimbanginya dengan mitigasi tertentu. Mitigasi tersebut misalnya pemasaran agresif untuk menyeimbangkan penjualan dengan pasokan maupun memastikan interkoneksi dengan sistem kelistrikan lain sehingga dapat dilakukan power exchange. Pemilihan lokasi pembangkit dilakukan dengan mempertimbangkan ketersediaan sumber energi primer setempat atau kemudahan pasokan energi primer, kedekatan dengan pusat beban, prinsip regional balance¸ topologi jaringan transmisi yang dikehendaki, kendala pada sistem transmisi 10 , dan kendala-kendala teknis, lingkungan dan sosial 11 . Lokasi pembangkit yang tercantum dalam RUPTL merupakan indikasi lokasi yang masih dapat berubah sesuai dengan perkembangan dalam penyiapan proyek di lapangan. Untuk memenuhi kebutuhan beban puncak, pembangkit berbahan bakar BBM tidak direncanakan lagi. Untuk selanjutnya PLN hanya merencanakan pembangkit beban puncak yang beroperasi dengan gas (LNG, mini LNG, CNG). Apabila ada potensi, PLN lebih mengutamakan pembangkit hidro, seperti pumped storage, PLTA peaking dengan reservoir. 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 factoryang relatif rendah, walaupun untuk fungsi tersebut PLTU batubara perlu dibantu oleh pembangkit jenis lain yang mempunyai ramping rate 12 tinggi seperti PLTG. Mengingat masih banyaknya pulau-pulau yang dipasok oleh PLTD, diperlukan teknologi pengganti agar dapat mengurangi pemakaian BBM. Teknologi yang memungkinkan untuk mengganti PLTD antara lain PLTU batubara skala kecil, pembangkit thermal modular pengganti diesel (PTMPD) serta pembangkit energi terbarukan yang di-hybrid dengan PLTD maupun alternatif penggunaan bahan bakar biofueluntuk PLTD. 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. 10 Pembebanan lebih, tegangan rendah, arus hubung singkat terlalu tinggi, stabilitas tidak baik. 11 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 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Untuk sistem kelistrikan Jawa-Bali, PLN telah merencanakan PLTU batubara kelas 1.000 MW dengan teknologi ultra super critical 13 untuk memperoleh efisiensi yang lebih baik dan emisi CO 2 yang lebih rendah. Penggunaan ukuran unit sebesar ini dimotivasi oleh manfaat economies of scaledan didorong oleh semakin sulitnya memperoleh lahan untuk membangun pusat pembangkit skala besar di Pulau Jawa. Pertimbangan lainnya adalah ukuran sistem Jawa – Bali telah cukup besar untuk mengakomodasi unit pembangkit kelas 1.000 MW. Secara umum pemilihan lokasi pembangkit diupayakan untuk 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 transfer 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 Sumatera Selatan dan menyalurkan sebagian besar energi listriknya ke Pulau Jawa melalui transmisi arus searah tegangan tinggi (high voltage direct current transmissionatau 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 melalui sistem transmisi tegangan ekstra tinggi. 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) maupun pihak ketiga non-IPP dengan model bisnis tertentu seperti power wheeling, kerjasama excess power, penetapan wilayah usaha tersendiri dan sebagainya. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik bagi smelterdan kawasan industri baru dimana PLN belum mampu memenuhi kebutuhan listriknya, pengembang smelteratau kawasan industri tersebut dapat membangun pembangkit sendiri atau memanfaatkan pembangkit yang dimiliki oleh pemegang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (IUPL) lain dan memanfaatkan jaringan transmisi atau distribusi milik PLN atau pemegang IUPL lain melalui skema power wheeling,dengan tetap memperhatikan kemampuan transmisi atau distribusi tersebut. Berikut ini kebijakan PLN dalam mengalokasikan ownershipproyek kelistrikan: - Proyek pembangkit direncanakan sebagai proyek PLN apabila telah mendapat indikasi pendanaan dari APLN maupun lender, telah mempunyai kontrak EPC/penunjukan pemenang lelang EPC, atau ditugaskan oleh Pemerintah untuk melaksanakan sebuah proyek pembangkit. - Proyek pembangkit direncanakan sebagai proyek IPP apabila PLN telah menandatangani PPA/Letter of Intent, PLN telah menyampaikan usulan kepada Pemerintah bahwa suatu proyek dikerjakan oleh IPP, atau pengembang swasta telah memperoleh IUPTL dari Pemerintah. - Rencana proyek baru yang belum ditetapkan calon pengembang maupun sumber pendanaannya, dapat dibangun oleh PLN maupun IPP atau dalam bentuk kerja sama khusus dimana PLN tidak menjadi offtaker sepenuhnya, dimasukkan dalam kelompok proyek “unallocated”. - Berdasarkan UU No. 30/2009 tentang Ketenagalistrikan menyatakan bahwa BUMN diberikan prioritas pertama melakukan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum, namun demikian terbuka peluang bagi BUMD, badan usaha swasta atau koperasi. Dalam RUPTL ini, peluang tersebut terbuka untuk proyek unallocated. Dalam hal tidak ada BUMD, badan usaha swasta atau koperasi yang dapat mengembangkan proyek unallocatedtersebut, maka Pemerintah wajib menugasi BUMN untuk melaksanakannya. 13 PLTU ultra super criticalmerupakan jenis clean coal technology(CCT) yang telah matang secara komersial. Jenis CCT lainnya, yaitu Integrated Gassifi cation Combined Cycle(IGCC) diperkirakan baru akan matang secara komersial setelah tahun 2024. 14 Persyaratan untuk melaksanakan proyek interkoneksi Sumatera – Jawa ini adalah kebutuhan listrik di seluruh wilayah Sumatera telah terpenuhi dengan cukup. RUPTL 14 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) - PLTP: Sesuai dengan peraturan dan perundangan di sektor panas bumi, pengembangan PLTP pada umumnya didorong untuk dikembangkan oleh swasta dengan proses pemenangan WKP melalui tender oleh Pemda sebagai total project 15 . Sedangkan potensi panas bumi yang WKP-nya dimiliki oleh Pertamina berdasar regulasi terdahulu, Pertamina dan PLN dapat bekerja sama mengembangkan PLTP 16 . Beberapa WKP PLTP di Indonesia Timur yang dimiliki PLN akan dikembangkan sepenuhnya sebagai proyek PLN. Disamping itu, pengembangan PLTP yang baru baik oleh PLN maupun IPP tidak boleh mengorbankan pasokan uap untuk PLTP eksisting yang sudah berjalan. 2.3. Kebijakan Pengembangan Transmisi Pengembangan saluran transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya keseimbangan antara kapasitas pembangkitan di sisi hulu dan permintaan daya di sisi hilir secara efisien dengan memenuhi kriteria keandalan tertentu. Disamping itu pengembangan saluran transmisi juga dimaksudkan sebagai usaha untuk mengatasi bottleneckpenyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi. Proyek transmisi pada dasarnya dilaksanakan oleh PLN, kecuali beberapa transmisi terkait dengan pembangkit milik IPP yang sesuai kontrak PPA dilaksanakan oleh pengembang IPP. Namun demikian, terbuka opsi proyek transmisi untuk juga dapat dilaksanakan oleh swasta dengan skema bisnis tertentu, misalnya build lease transfer(BLT) 17 , power wheeling 18 . Power wheelingbertujuan antara lain agar aset jaringan transmisi dan distribusi sebagai salah satu aset bangsa dapat dimanfaatkan secara optimal, peningkatan utilisasi jaringan transmisi atau distribusi sebagai salah satu bentuk efisiensi pada lingkup nasional, mempercepat tambahan kapasitas pembangkit nasional untuk menunjang pertumbuhan ekonomi nasional. Opsi tersebut dibuka atas dasar pertimbangan keterbatasan kemampuan pendanaan investasi PLN dan pertimbangan perusahaan swasta dapat lebih fleksibel dalam hal mengurus perizinan. 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 geografi s 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. Pembangunan interkoneksi point-to-pointjarak 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 DC 19 . Demikian juga untuk kondisi di Sulawesi, dimana letak sumber energi primer hidro terbesar terletak di sekitar perbatasan Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah dan Sulawesi Barat dengan pusat beban yang sangat jauh yaitu di Makassar. Adanya rencana beberapa proyek PLTA kapasitas besar dilokasi tersebut, akan dibangun jaringan transmisi 275 kV untuk menyalurkan daya dari beberapa PLTA ke pusat beban di Makassar dan sekitarnya. Perencanaan transmisi memerlukan persiapan yang lebih panjang mengingat kebutuhan tanah mencakup wilayah yang luas. Mengingat banyaknya kendala dalam proses pembebasan tanah serta fungsi transmisi sebagai super infrastruktur dari sistem tenaga listrik maka framework perencanaan kapasitas transmisi harus melihat waktu yang lebih panjang dari jangka waktu RUPTL, yaitu sekitar 20 - 30 tahun. 15 Total project PLTP adalah proyek dimana sisi hulu (uap) dan hilir (pembangkit listrik) dikerjakan oleh pengembang dan PLN hanya membeli listrik. 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. 18 Power wheelingpada prinsipnya merupakan pemanfaatan bersama jaringan transmisi oleh pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik lainnya untuk menyalurkan daya dari pembangkit milik pihak tersebut di suatu tempat ke beban khusus pihak tersebut di tempat lain, dengan membayar sewa/biaya transmisi termasuk biaya keandalan. 19 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). 15 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pada jaringan yang memasok ibukota negara direncanakan loopingantar sub-sistem dengan pola operasi terpisah untuk meningkatkan keandalan pasokan. Pada saluran transmisi yang tidak memenuhi kriteria keandalan N–1 akan dilaksanakan reconductoringdan uprating. Perluasan jaringan transmisi dari gridyang telah ada untuk menjangkau sistem isolatedyang 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 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 (feeder) 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. d. Trafo IBT GITET (500/150 kV dan 275/150 kV) dapat dipasang hingga 4 unit per GITET dengan pola operasi terpisah dan dengan 2 unit per sub-sistem. e. Sparetrafo IBT 1 fasa disediakan per lokasi untuk GITET jenis GIS, dan 1 fasa per tipe per Provinsi untuk GITET jenis konvensional. f. Untuk melistriki komunitas dengan kebutuhan listrik yang dalam jangka panjang diperkirakan akan tumbuh lambat, dapat dibangun gardu induk dengan desain minimalis. Untuk meningkatkan pelayanan dan mengantisipasi kebutuhan tenaga listrik yang semakin besar di kabupaten- kabupaten yang tersebar dan belum dilayani dari jaringan tegangan tinggi, dalam RUPTL ini terdapat rencana pembangunan GI-GI baru di beberapa kabupaten. Perencanaan GI-GI baru tersebut tetap mempertimbangkan kelayakan teknis dan ekonomis. 2.4. 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. Pemilihan teknologi seperti jenis tiang (beton, besi atau kayu), jenis saluran (saluran udara, kabel bawah tanah), sistem jaringan (radial, loop atauspindle), perlengkapan (menggunakan recloseratau 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. RUPTL 16 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2.5. Kebijakan Pengembangan Listrik Perdesaan Pembangunan listrik perdesaan yang merupakan program Pemerintah untuk melistriki masyarakat perdesaan yang pendanaannya diperoleh dari APBN, dan diutamakan pada Provinsi dengan rasio elektrifikasi yang masih rendah. Kebijakan yang diambil oleh Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan (DJK) dan PLN dalam pembangunan listrik desa untuk menunjang rasio elektrifi kasi 80% di tahun 2014 sesuai Rencana Pembangunan Jangka Menengah (RPJM) 2010 - 2014 adalah: O Pembangunan jalur keluar jaringan distribusi untuk mendukung evakuasi daya dari proyek GI Baru atau ExtensionTrafo GI yang pendanaannya diperoleh dari APBN. O 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 maupun APLN. O Melistriki desa baru maupun desa lama yang sebagian dari dusun tersebut belum berlistrik, daerah terpencil dan daerah perbatasan. O Dimungkinkan pemasangan load break switch untuk menunjang perbaikan keandalan jaringan tegangan menengah dan tiang 14 meter serta konduktor maksimum 240 mm2 untuk mengantisipasi kebutuhan pengembangan sistem. O Dimungkinkan pengadaan hybridPLTS dan hybridPLTB 20 yang sistemnya terhubung dengan grid PLN. O Melaksanakan program penyambungan listrik dan instalasi gratis bagi masyarakat yang tidak mampu dan daerah tertinggal. 2.6. Kebijakan Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan Sejalan dengan kebijakan Pemerintah untuk lebih optimal lagi dalam memanfaatkan energi baru dan terbarukan (EBT) sebagaimana dimaksud dalam Peraturan Presiden No. 4 Tahun 2010 mengenai penugasan Pemerintah kepada PLN untuk melakukan percepatan pembangunan pembangkit tenaga listrik dengan menggunakan energi terbarukan, batubara dan gas serta Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 02/2010 jo Peraturan Menteri ESDM No. 15/2010 jo Peraturan Menteri ESDM No. 01/2012 jo Peraturan Menteri ESDM No. 21/2013, maka PLN akan 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 demanddan adanya rencana pembangkit yang lain. Khusus untuk panas bumi, penambahan kapasitas pembangkit di PLTP yang baru tidak boleh mengorbankan pasokan uap untuk pembangkit yang eksisting. Untuk tenaga air, kebijakan ini tidak membatasi PLN untuk merencanakan sebuah proyek PLTA tanpa menganut prinsip demand driven 21 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 MW 22 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. Berdasar 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, PLTB, biomasa, 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. 20 PLTS: Pembangkit Listrik Tenaga Surya, PLTB: Pembangkit Listrik Tenaga Bayu. 21 Demand drivenadalah sebuah pendekatan perencanaan yang mensyaratkan adanya jaminan demandlistrik yang cukup untuk menjustifi kasi kelayakan sebuah proyek pembangkit. 22 Dapat dikembangkan menjadi 100 MW. 17 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Khusus mengenai PLTS, PLN mempunyai kebijakan untuk mengembangkan centralized PVuntuk melistriki banyak komunitas terpencil yang jauh dari grid pada daerah tertinggal, pulau-pulau terdepan yang berbatasan dengan negara tetangga dan pulau-pulau terluar lainnya. Hal ini didorong oleh semangat PLN untuk memberi akses ke tenaga listrik yang lebih cepat kepada masyarakat di daerah terpencil. Lokasi centralized PV/PLTS komunal dipilih setelah mempertimbangkan faktor tekno-ekonomi seperti biaya transportasi BBM ke lokasi dan mengoperasikan PV secara hybrid dengan PLTD yang telah ada sehinggga mengurangi pemakaian BBM. Selain itu PLN juga memperhatikan, alternatif sumber energi primer/EBT yang tersedia setempat dan tingkat pelayanan 23 yang akan disediakan pada lokasi tersebut. 2.7. Kebijakan Mitigasi Perubahan Iklim Sesuai misi PLN ”menjalankan kegiatan usaha yang berwawasan lingkungan”, dan sejalan dengan komitmen nasional tentang pengurangan emisi Gas Rumah Kaca (GRK), PLN akan melakukan upaya pengurangan emisi GRK dari semua kegiatan ketenagalistrikan. Kebijakan PLN untuk mitigasi perubahan iklim adalah sebagai berikut: 1. Memprioritaskan pengembangan energi terbarukan PLN memprioritaskan pemanfaatan PLTA dan PLTP untuk masuk ke sistem tenaga listrik kapan saja mereka siap 24 . Hal ini mengindikasikan bahwa nilai keekonomian PLTP dan PLTA tidak menjadi faktor utama dalam proses pemilihan kandidat pembangkit. Konsekuensi dari kebijakan ini adalah adanya peningkatan biaya investasi PLN, sehingga pemanfaatan insentif dari pendanaan karbon (carbon finance) menjadi penting bagi PLN. PLN telah berpengalaman mengembangkan proyek yang dapat menghasilkan kredit karbon, baik dalam kerangka UNFCCC maupun di luar kerangka UNFCCC. Oleh karena itu kebijakan PLN terkait mitigasi perubahan iklim adalah untuk terus memanfaatkan pendanaan karbon guna mendukung kelayakan ekonomi proyek-proyek rendah karbon, terutama PLTP dan PLTA. 2. Menggunakan teknologi rendah karbon Penyediaan tenaga listrik PLN hingga tahun 2022 masih akan didominasi oleh pembangkit berbahan bakar fosil, terutama batubara. PLN menyadari bahwa pembakaran batubara menghasilkan emisi GRK yang relatif besar, sehingga diperlukan upaya mitigasi emisi GRK yang bersumber dari PLTU. Kebijakan PLN terkait hal ini adalah PLN hanya akan menggunakan boiler ultra-supercriticaluntuk PLTU batubara yang akan dikembangkan di Pulau Jawa. 3. Pengalihan bahan bakar (fuel switching) Dengan motif untuk mengurangi pemakaian BBM, PLN berencana mengalihkan pemakaian BBM ke gas pada PLTG, PLTGU dan PLTMG (gas engine). Langkah fuel switching secara langsung juga akan mengurangi emisi GRK karena faktor emisi gas lebih rendah daripada faktor emisi BBM. 4. Efisiensi energi di pusat pembangkit Efisiensi termal pembangkit yang mengalami penurunan sejalan dengan umurnya akan mengkonsumsi bahan bakar lebih banyak untuk memproduksi satu kWh listrik. PLN selalu berupaya menjaga efisiensi pembangkitnya untuk meningkatkan efisiensi produksi dan sekaligus menurunkan emisi GRK. 23 Jam nyala per hari. 24 Kebijakan ini disertai dengan kajian bahwa ada kebutuhan beban dan tetap memperhatikan rencana pembangkit lain. 19 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Bab 3 21 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 3.1. Penjualan Tenaga Listrik Penjualan tenaga listrik pada lima tahun terakhir tumbuh rata-rata 7,5% per tahun sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 3.1. Tabel 3.1. Penjualan Tenaga Listrik PLN (TWh) Wilayah 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) Rata-rata Indonesia 127,6 133,1 145,7 156,3 172,2 137,8 Pertumbuhan (%) 6,4 4,3 9,4 7,3 10,2 8,6 7,5 Jawa - Bali 100,8 104,1 113,4 120,8 132,1 105,4 % 5,4 3,3 8,9 6,5 9,3 8,2 6,7 Sumatera 16,4 17,6 19,7 21,5 24,2 19,2 % 11,9 7,2 11,6 9,3 12,6 8,0 10,5 Kalimantan 4,2 4,7 5,1 5,7 6,4 7,2 % 8,2 9,7 10,3 10,1 12,9 7,8 10,2 Sulawesi 4,2 4,6 5,1 5,6 6,4 5,4 % 7,4 8,8 10,7 11,0 13,7 14,4 10,3 Maluku, Papua & Nusa Tenggara 2,0 2,2 2,4 2,7 3,1 2,6 % 8,3 9,7 10,7 13,0 16,1 13,9 11,6 *) Data realisasi sd Sept 2013 thd Jan-Sept 2012 Pada Tabel 3.1 dapat dilihat bahwa pertumbuhan rata-rata penjualan listrik di Jawa – Bali (6,7% per tahun) relatif lebih rendah daripada pertumbuhan rata-rata di Sumatera, Kalimantan, Sulawesi, Maluku, Papua dan Nusa Tenggara. Pertumbuhan penjualan yang rendah di Jawa – Bali pada tahun 2008 diakibatkan mulai terjadi krisis finansial global hingga akhir tahun 2009 yang menyebabkan penjualan tenaga listrik tahun 2009 hanya tumbuh 3,3%. Pertumbuhan di Jawa pulih kembali dari dampak krisis keuangan global mulai tahun 2010. Selanjutnya pada tahun 2012 tumbuh cukup tinggi akibat program penyambungan pelanggan yang cukup tinggi mencapai 3,5 juta pelanggan “go grass” dan penyelesaian daftar tunggu yang masih ada di tahun 2011 yang berdampak pada tahun 2012. Penjualan tenaga listrik di Sumatera tumbuh jauh lebih tinggi, yaitu rata-rata 9,6% per tahun. Pertumbuhan ini tidak seimbang dengan penambahan kapasitas pembangkit yang hanya tumbuh rata-rata 5,2% per tahun, sehingga 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 10,2% 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 10,3% 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. Mulai akhir 2012 Sulawesi Selatan sudah tersedia daya dalam jumlah besar setelah beberapa proyek pembangkit sudah mulai beroperasi yaitu PLTU IPP Bosowa di Jeneponto, PLTG/U IPP Sengkang dan IPP PLTA Poso. Hal yang sama terjadi di daerah Indonesia Timur lainnya, yaitu Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara. RUPTL 22 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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 akan terus ditingkatkan. 3.1.1 Jumlah Pelanggan Realisasi jumlah pelanggan selama tahun 2008 – 2012 mengalami peningkatan dari 38,6 juta menjadi 49,5 juta atau bertambah rata-rata 2,7 juta tiap tahunnya. Penambahan pelanggan terbesar masih terjadi pada sektor rumah tangga, yaitu rata-rata 2,5 juta per tahun, diikuti sektor bisnis dengan rata-rata 122 ribu pelanggan per tahun, sektor publik rata-rata 62 ribu pelanggan per tahun, dan terakhir sektor industri rata-rata 1.500 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 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) Rumah Tangga 35.835 36.897 39.109 42.348 45.991 48.608 Komersial 1.687 1.770 1.878 2.019 2.175 2.257 Publik 1.052 1.165 1.148 1.214 1.300 1.365 Industri 46 48 48 50 52 51 Total 38.621 39.880 42.182 45.631 49.519 52.280 *) Data realisasi sd Sept 2013 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 25 dari tahun ke tahun mengalami kenaikan, yaitu dari 62,3% pada tahun 2008 menjadi 75,9% pada tahun 2012. 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 2008 2009 2010 2011 2012 Indonesia 62,3 65,0 67,5 71,2 75,9 Jawa-Bali 68,0 69,8 71,4 72,3 77,9 Sumatera 60,2 60,9 67,1 69,4 77,4 Kalimantan 53,9 55,1 62,3 64,3 76,7 Sulawesi 54,1 54,4 62,7 66,6 67,5 Indonesia Bag. Timur 30,6 31,8 35,7 44,2 54,0 *) Tidak termasuk PLN Batam dan PLN Tarakan Pada Tabel tersebut terlihat bahwa terjadi pertumbuhan rasio elektrifikasi yang tidak merata pada masingmasing daerah, dengan rincian sebagai berikut: 25 Tidak termasuk PLN Batam dan PLN Tarakan. 23 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 O Sumatera: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan sekitar 4,29% per tahun. O Sulawesi: pertumbuhan rasio elektrifikasinya sekitar 3,34% per tahun. Rasio elektrifikasi naik cukup tajam pada tahun 2010 karena adanya pembangkit sewa. O Jawa – Bali: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan sekitar 2,46% per tahun. O Kalimantan: rasio elektrifikasi mengalami kenaikan cukup signifikan sekitar 5,7% per tahun mulai tahun 2010 karena teratasinya masalah pembangkitan dengan adanya beberapa pembangkit sewa. O Indonesia bagian Timur: rasio elektrifikasi mengalami pertumbuhan 5,8% per tahun. Kesulitan utama adalah 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 5,2%, dengan load factor cenderung meningkat, hal ini dicerminkan juga oleh pertumbuhan energi yang relatif tinggi, yaitu rata-rata 7,5% (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 baru 26 . Tabel 3.4. Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa – Bali 2008–2013 Deskripsi Satuan 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) Kapasitas Pembangkit MW 22.296 22.906 23.206 26.664 31.185 31.815 Daya Mampu MW 20.369 21.784 21.596 23.865 28.722 29.352 Beban Puncak Bruto MW 16.892 17.835 18.756 20.439 22.067 22.826 Beban Puncak Netto MW 16.301 17.211 18.100 19.739 21.237 21.968 Pertumbuhan % 0,3 5,6 5,2 9,1 7,6 3,4 Faktor Beban % 78,7 77,7 79,5 77,8 78,2 78,8 *) Hingga September 2013 Informasi mengenai pertumbuhan beban puncak 5 tahun terakhir untuk sistem kelistrikan di luar Jawa Bali tidak dapat disajikan seperti di atas karena sistem kelistrikan di luar Jawa Bali masih terdiri dari beberapa subsistem yang beban puncaknya non coincident. 3.2. Kondisi Sistem Pembangkitan Sampai dengan September 2013 kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP di Indonesia adalah 40.533 MW yang terdiri dari 31.815 MW di sistem Jawa-Bali dan 8.718 MW di sistem-sistem kelistrikan Wilayah Operasi Sumatera dan Indonesia Timur. Pembangkit sewa tidak termasuk dalam angka tersebut. 3. 2.1 Wilayah Luar Jawa-Bali Kapasitas terpasang pembangkit milik PLN dan IPP yang tersebar di Luar Jawa-Bali s.d. September 2013 adalah 8.718 MW dengan perincian ditunjukkan pada Tabel 3.5. Kapasitas pembangkit tersebut sudah termasuk IPP dengan kapasitas 1.496 MW. Walaupun kapasitas terpasang pembangkit adalah 8.718 MW, kemampuan netto dari pembangkit tersebut lebih rendah dari angka tersebut karena banyak PLTD yang telah berusia lebih dari 10 tahun dan mengalami derating 27 . 26 Kebijakan pembatasan beban puncak ditiadakan dengan berlakunya TDL 2010. 27 Daya mampu pembangkit diperkirakan sekitar 75% dari kapasitas terpasang. RUPTL 24 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 3.5. Kapasitas Terpasang Pembangkit Wilayah Luar Jawa-Bali (MW) s.d September Tahun 2013 28 MW UNIT PLN IPP Jumlah PLN+IPP PLTGU PLTU PLTD PLTG PLTP PLTA EBT Lain Jumlah PLTGU PLTU PLTD PLTG PLTP PLTA EBT Lain Jumlah Aceh - - 111 - - 2 - 113 - 15 - - - - - 15 128 Sumut - - 13 - - - - 13 - - - - - - - - 13 Sumbar - - 31 - - 1 - 32 - - - - - 1 - 1 33 Riau - 7 156 - - - - 163 - - 2 - - - - 2 165 S2JB - - 56 - - 2 - 58 - 35 - 65 - 12 - 112 1 70 Babel - - 88 - - - - 88 - - 12 - - - - 12 1 00 Lampung - - 4 - - - - 4 - - - - - - - - 4 Kit Sumbagut 818 90 151 40 - 254 - 2.053 - - - - - - - - 2.053 Kit Sumbagsel 40 85 244 24 110 606 - 2.009 - - - - - - - - 2.009 P3B Sumatera - - - - - - - - - 114 - 230 - 180 - 524 524 SUMATERA 858 1.182 854 664 110 865 - 4.533 - 164 14 295 - 193 - 666 5.199 Kalbar - - 185 34 - 2 - 221 - 7 - - - - - 7 228 Kalselteng - 2 60 206 21 - 30 - 517 - 47 - - - - - 47 564 Kaltim 60 - 208 48 - - - 316 - 87 - - - - - 87 403 Suluttenggo - 50 260 - 80 66 1 457 - 30 - - - 22 - 52 509 Sulselrabar - 62 168 123 - 158 2 513 135 200 60 60 - 152 - 607 1.120 Maluku - - 194 - - - 1 195 - - - - - - - - 195 Papua - - 140 - - 6 - 146 - - 10 10 - - - 20 166 NTB - 25 144 - - 1 1 171 - - - - - 6 - 6 177 NTT - - 147 - 3 1 2 53 - - - - 4 - - 4 57 INDONESIA TIMUR 60 397 1.652 226 83 264 7 2.689 135 371 70 70 4 180 - 830 3 .519 JUMLAH 918 1.579 2.506 890 193 1.129 7 7.222 135 535 84 365 4 373 - 1.496 8.718 Beban puncak sistem kelistrikan Luar Jawa-Bali mencapai 7.314 MW pada tahun 2012. Jika beban puncak dibandingkan dengan daya mampu pembangkit pada saat ini dan apabila menerapkan kriteria cadangan 40%, maka diperkirakan terjadi kekurangan sekitar 2.000 MW. Untuk menanggulangi kekurangan pembangkit tersebut, hampir seluruh unit usaha PLN di Luar Jawa-Bali telah melakukan sewa pembangkit. Kapasitas pembangkit sewa yang ada di Luar Jawa-Bali sampai dengan September 2013 mencapai 2.933 MW sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3.6. 28 Sumber: Statistik PT PLN (Persero) tahun 2011 untuk kapasitas pembangkit PLN, dan Laporan Keuangan PLN tahun 2011 untuk dataIPP. 25 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 3.6. Daftar Sewa Pembangkit Wilayah Luar Jawa-Bali (MW) s.d September 2013 No PLN Wilayah PLTU PLTD PLTG/MG Jumlah MW 1 Aceh - 63 - 63 2 Sumut - 14 - 14 3 Sumbar - 27 - 27 4 Riau 16 146 21 183 5 S2JB - 12 - 12 6 Babel - 90 - 90 7 Lampung - - - - 8 Kit Sumbagut - 296 53 349 9 Kit Sumbagsel - 120 427 547 10 Bali - - 155 155 11 Kalbar - 229 - 229 12 Kalselteng - 129 - 129 13 Kaltim 2 190 32 224 14 Suluttenggo - 179 - 179 15 Sulselrabar - 310 - 310 16 Maluku - 85 - 85 17 Papua - 107 - 107 18 NTB - 156 - 156 19 NTT - 74 - 74 Jumlah 18 2.227 688 2.933 3.2.2. Wilayah Jawa – Bali Pembangkit baru yang masuk ke sistem Jawa-Bali pada tahun 2012 adalah PLTGU Priok Blok 3 (740 MW), PLTU Lontar (2x315 MW), PLTU Tanjung Jati B Unit 4 (660 MW), PLTU Paiton Unit 3 (815 MW) dan PLTU Cirebon (660 MW). Sedangkan pembangkit yang beroperasi tahun 2013 hanya PLTU Pacitan (2x315 MW) dengan kapasitas tambahan total tahun 2012 - 2013 sebesar 4.135 MW. Penambahan pasokan daya pembangkit tersebut membantu meningkatkan kemampuan pasokan sistem Jawa – Bali menjadi total sebesar 31.815 MW. Rincian kapasitas pembangkit sistem Jawa-Bali berdasarkan jenis pembangkit dapat dilihat pada Tabel 3.7. Tabel 3.7. Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Jawa-Bali Tahun 2013 29 No Jenis Pembangkit PLN IPP Jumlah MW % 1 PLTA 2.386 150 2.536 8.0% 2 PLTU 14.080 3.865 17.945 56.4% 3 PLTG 2.086 300 2.386 7.5% 4 PLTGU 7.827 - 7.827 24.6% 5 PLTP 360 685 1.045 3.3% 6 PLTD 76 - 76 0.2% Jumlah 26.815 5.000 31.815 100.0% 29 Hingga September 2013. RUPTL 26 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 3.3. Kondisi Sistem Transmisi 3.3.1. Sistem Transmisi Wilayah Luar Jawa-Bali Sistem penyaluran di Wilayah Luar Jawa-Bali 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 11,3% per tahun dalam periode 2008–2012, dimana kapasitas terpasang gardu induk pada tahun 2008 sekitar 8.335 MVA meningkat menjadi 13.369 MVA pada tahun 2012. Pada Tabel 3.8 diperlihatkan perkembangan kapasitas trafo pada gardu induk di Luar Jawa-Bali selama 5 tahun terakhir. Tabel 3.9 menunjukkan bahwa pembangunan sarana transmisi meningkat rata-rata 5,8% per tahun dalam kurun waktu 2008 – 2012, dimana panjang saluran transmisi pada tahun 2008 sekitar 13.552 kms meningkat menjadi 16.698 kms pada tahun 2012. Tabel 3.8. Perkembangan Kapasitas Trafo GI Wilayah Luar Jawa – Bali (MVA) 30 Region 2008 2009 2010 2011 2012 Sumatera 275/150 kV 160 160 160 410 410 150/20 kV 4.804 5.170 5.920 6.215 7.862 70/20 kV 360 350 335 395 395 Kalimantan 150/20 kV 1.174 1.383 1.453 1.553 1.722 70/20 kV 157 153 187 148 187 Sulawesi 150/20 kV 1.074 1.064 1.064 1.267 2.328 70/20 kV 606 546 560 514 465 Sub-Total 275/150 kV 160 160 160 410 410 150/20 kV 7.052 7.617 8.437 9.035 11.912 70/20 kV 1.123 1.049 1.082 1.057 1.047 30 Sumber: Statistik PT PLN (Persero) tahun 2012 27 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 3.9. Perkembangan Saluran Transmisi Wilayah Luar Jawa – Bali (kms) 31 Region 2008 2009 2010 2011 2012 Sumatera 275 kV 781 1.011 1.011 1.028 1.028 150 kV 8.423 8.221 8.224 8.439 8.753 70 kV 334 334 331 332 332 Kalimantan 150 kV 1.429 1.429 1.567 1.680 2.477 70 kV 123 123 123 123 123 Sulawesi 150 kV 1.957 1.957 2.304 2.988 3.450 70 kV 505 519 528 528 534 Sub-Total 275 kV 781 1.011 1.011 1.028 1.028 150 kV 11.809 11.607 12.095 13.107 14.680 70 kV 962 976 982 983 989 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 32 Level Tegangan Unit 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) 150/20 kV MVA 26.150 27.080 28.440 33.720 37.680 39.720 70/20 kV MVA 2.750 2.740 2.750 2.727 3.027 3.087 Jumlah MVA 28.900 29.820 31.190 36.447 40.707 42.807 Beban Puncak MW 16.301 17.211 18.100 19.739 21.237 21.968 *) Hingga September 2013 Tabel 3.11. Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa Bali 33 Level Tegangan Unit 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) 500 kV kms 5.090 5.110 5.050 5.052 5.052 5.053 150 kV kms 11.850 11.970 12.370 12.906 13.100 13.656 70 kV kms 3.610 3.610 3.610 3.474 3.239 3.270 *) Hingga September 2013 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. 31 Sumber: Statistik PT PLN (Persero) tahun 2012. 32 Sumber: Laporan Evaluasi Operasi Tahunan P3B Jawa Bali tahun 2012. 33 Sumber: Laporan Evaluasi Operasi Tahunan P3B Jawa Bali tahun 2012 . RUPTL 28 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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. Tabel 3.12. Kapasitas Pembangkit dan Interbus Transformer (IBT) 34 Level Tegangan Satuan 2008 2009 2010 2011 2012 2013*) Kit. Sistem 500 kV MW 12.970 12.970 12.970 14.221 17.094 17.094 Trf. 500/150 kV MVA 17.000 17.500 18.500 21.500 24.000 24.500 Kit. Sistem 150 kV MW 9.010 10.110 10.410 11.480 13.489 13.694 Trf. 150/70 kV MVA 3.580 3.820 3.820 3.820 3.820 3.820 Kit. Sistem 70 kV MW 270 270 270 270 270 270 Trf. 150/20 kV MVA 26.150 26.330 28.440 29.660 37.680 39.720 Trf. 70/20 kV MVA 2.750 2.740 2.750 2.750 3.027 3.087 *) hingga September 2013 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 2007 cenderung menurun sejalan dengan usaha-usaha menekan susut jaringan seperti terlihat pada Tabel 3.13. Tabel 3.13. Rugi Jaringan Distribusi (%) Tahun 2008 2009 2010 2011 2012 Susut Distribusi 8,29 7,93 7,09 7,34 6,96 3.4.2. Keandalan Pasokan Realisasi keandalan pasokan listrik kepada konsumen yang diukur dengan indikator SAIDI dan SAIFI35 jaringan PLN pada lima tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 3.14. Tabel 3.14. SAIDI dan SAIFI PLN Tahun 2008 2009 2010 2011 2012 SAIDI (jam/pelanggan/tahun) 80,90 16,70 7,00 4,71 3,85 SAIFI (kali/pelanggan/tahun) 13,33 10,78 6,85 4,90 4,22 Gambaran mengenai kondisi kelistrikan saat ini yang lebih detail dapat dilihat pada Lampiran A, B dan C yang menampilkan kondisi kelistrikan per Provinsi. 34 Sumber : Laporan Evaluasi Operasi Tahunan P3B Jawa Bali tahun 2012. 35 SAIDI adalah System Average Interruption Duration Index, SAIFI adalah System Average Interruption Frequency Index 29 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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. Pada tahun 2012 sistem kelistrikan Sumatera pada dasarnya mengalami kekurangan pasokan daya. Sistem Sumbagut hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi, sering mengalami defisit dan mengoperasikan banyak pembangkit berbahan bakar BBM (lebih dari 65%). Sistem Sumbagselteng memiliki cadangan operasi yang mencukupi sejak masuknya beberapa pembangkit baru berbahan bakar murah seperti PLTU Simpang Belimbing dan PLTG Borang. Namun, hal tersebut masih terkendala oleh batas transfer daya pada sistem transmisi eksisting. Gas, batubara dan hidro sudah mengambil peran besar dalam pembangkitan di Sumbagselteng. Pada tahun 2013 sampai dengan TW III sistem kelistrikan Sumatera, khususnya Sumatera Utara mengalami kondisi defisit yang sangat besar diakibatkan oleh gangguan dan keluarnya pembangkit besar pada saat yang hampir bersamaan dan pembangkit FTP1 yang diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2013 masih mengalami keterlambatan, seperti PLTU Pangkalan Susu #1,2 dan PLTU Nagan Raya #1,2, di lain pihak realisasi permintaan tenaga listrik tinggi. Pada saat ini hampir 100% pasokan listrik di Kalimantan Barat bersumber dari pembangkit berbahan bakar minyak. Kecukupan dan keandalan pasokan masih relatif rendah dengan cadangan pembangkitan yang tidak memadai. Kebutuhan listrik untuk daerah perdesaan di perbatasan antara Kalimantan Barat dan Sarawak juga masih belum tercukupi. Dalam periode satu sampai dua tahun ke depan, beberapa sistem diindikasikan akan mengalami kekurangan pasokan daya akibat beberapa proyek pembangkit dan transmisi interkoneksi diperkirakan mundur penyelesaiannya, antara lain sistem Sulbagut, sistem Barito, sistem Sultra, sistem Lombok, sistem Kupang dan sistem Maluku. Demikian juga dengan kondisi sistem kecil yang melayani ibukota kabupaten, beberapa diantaranya mengalami kekurangan pasokan dan bahkan sebagian sudah mengalami defisit daya sehingga sering terjadi pemadaman. Realisasi operasi sistem kelistrikan Jawa – Bali sepanjang tahun 2012 dan 2013 pada umumnya berjalan normal dan aman. Pada tahun 2012 selama periode beban puncak tidak mengalami defisit daya, hanya dalam kondisi siaga 1 hari. Hidrologi waduk kaskade Citarum selama tahun 2012 termasuk kategori 90% dari perkiraan normal, sehingga mampu berproduksi sesuai rencana. Transfer listrik dari region Timur/Tengah ke region Barat masih dalam batas termal dan stabilitas. Sebagian besar GITET 500 kV mengalami tegangan di bawah standar 36 , demikian juga dengan GI 150 kV. Namun demikian masih terdapat banyak ruas transmisi 150 kV yang pembebanannya telah melampaui kriteria keandalan N-1, terutama di Jawa Tengah dan Jawa Timur. Pembebanan sebagian besar trafo IBT 500/150 kV telah sangat tinggi, yaitu mendekati 80%-100%, demikian pula halnya dengan pembebanan trafo 150/20 kV. 3.5.1. Upaya Penanggulangan Jangka Pendek Wilayah Luar Jawa-Bali Kondisi kekurangan pasokan penyediaan tenaga listrik di Luar Jawa-Bali pada dasarnya disebabkan oleh keterlambatan penyelesaian proyek pembangkit tenaga listrik, baik proyek PLN maupun IPP. 36 GITET Bekasi pernah mencapai tegangan terendah hingga 439 kV. RUPTL 30 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Kondisi jangka pendek yang perlu diatasi adalah memenuhi kekurangan pasokan dan menggantikan pembangkit BBM existingyang 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 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 centralizeddan solar home systemsecara 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 sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 3.6. 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 existingyang tidak efisien dengan PLTD yang mempunyai sfc(specific fuel consumption) lebih baik; (iii) menaikkan rasio elektrifi kasi secara cepat pada daerah yang elektrifikasinya tertinggal dan tidak tersedia sumber daya EBT lainnya. Sewa pembangkit tersebut meliputi sewa PLTD MFO/ HSD, PLTG gas dan PLTMG (gas engine). Wilayah Jawa Bali Upaya jangka pendek yang dilakukan PLN di Jawa – Bali adalah mempercepat pengadaan trafo 150/20 kV dan trafo IBT 500/150 kV, menambah kapasitas pembangkit di Bali, mempercepat pembangunan kabel laut JawaBali 150 kV sirkit 3 dan 4, memasang kapasitor di sistem Jakarta untuk perbaikan tegangan. 3.5.2. Upaya Penanggulangan Jangka Menengah Wilayah Luar Jawa-Bali Upaya-upaya mendesak yang harus segera dilaksanakan/diselesaikan pada wilayah Luar Jawa – Bali adalah sebagai berikut. Pembangkitan Mempercepat penyelesaian proyek-proyek PLTU batubara dalam program FTP1 10.000 MW. O Mempercepat pembangunan proyek pembangkit milik PLN lainnya, seperti PLTA Asahan III 174 MW, PLTA Peusangan 88 MW, PLTA Masang-2 55 MW, PLTU Pangkalan Susu #3,4 2x200 MW, PLTG Kaltim Peaking 2x50 MW, PLTG/MG Bangkanai 280 MW, PLTU Punagaya 2x100 MW 37 , PLTG/GU/MG Makassar 450 MW, PLTG/GU/MG Minahasa 150 MW dan PLTG/GU/MG Lombok 150 MW serta banyak PLTU batubara skala kecil. O Mempercepat pembangunan proyek-proyek pembangkit lainnya yang terdapat dalam neraca daya pada Lampiran A1.2, Lampiran A2.2 dan Lampiran B1.2 dan Lampiran B2.2. O Secara khusus berikut ini disebutkan proyek-proyek pembangkit peakeruntuk memenuhi kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera: i) PLTMG Arun 200 MW dan PLTGU/MGU Sumbagut-1 250 MW yang keduanya direncanakan beroperasi dengan gas yang akan dipasok dari regasifikasi LNG di Arun. ii) PLTMG Sei Gelam 104 MW yang akan dipasok dari gas CNG Sei Gelam sebesar 4,5 bbtud. iii) PLTG/MG Riau 200 MW yang direncanakan akan dipasok dari gas Jambi Merang sebesar 10 bbtud dan disimpan sebagai CNG. iv) PLTG/ MG Jambi 100 MW yang diharapkan dapat memperoleh gas dari Jambi Merang dan disimpan sebagai CNG. v) PLTG/MG Lampung 200 MW yang diharapkan akan mendapatkan gas dari beberapa alternatif sumber gas, juga perlu disimpan sebagai CNG. vi) PLTG Kaltim Peaker 2x50 MW, PLTG/MG Bangkanai 280 MW yang akan beroperasi dengan gas Bangkanai 20 bbtud dengan membangun fasilitas CNG. viii) 37 Sebelumnya bernama PLTU Takalar. 31 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 PLTG/GU/MG Makassar Peaker450 MW, PLTG/GU/MG Minahasa Peaker150 MW, PLTG/GU/MG Kalsel Peaker200 MW yang direncanakan akan dipasok dari mini LNG. ix) PLTG/MG/GU Lombok Peaker150 MW direncanakan akan dipasok dengan gas CNG marine. O Mempercepat pembangunan proyek-proyek pembangkit lainnya yang terdapat dalam neraca daya. Transmisi dan Gardu Induk O 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 tahun 2014. O Mempercepat pembangunan gardu induk dan IBT 275/150 kV pada sistem transmisi 275 kV di jalur Barat Sumatera (Lahat - Lubuk Linggau - Bangko - Muara Bungo - Kiliranjao) untuk meningkatkan kemampuan transfer daya dari Sistem Sumbagsel ke sistem Sumbagteng. O Mempercepat pembangunan transmisi 275 kV jalur Timur Sumatera dari Betung - New Aur Duri, untuk dapat mengevakuasi powerdari PLTU IPP Sumsel-5 dan Sumsel-7. O Mempercepat pembangunan transmisi 275 kV Kiliranjao - Payakumbuh - Padang Sidempuan dan Payakumbuh - Garuda Sakti untuk meningkatkan kemampuan transfer daya ke Provinsi Sumbar dan Riau. O Mempercepat penyelesaian konstruksi transmisi 275 kV Simangkok - Galang dan IBT 275/150 kV di Galang untuk evakuasi daya pembangkit besar berbahan bakar murah menuju pusat beban di Medan. O Mempercepat pembangunan T/L 150 kV Tenayan - Teluk Lembu, untuk dapat mengevakuasi powerdari PLTU Tenayan yang diperkirakan dapat beroperasi pada awal 2015. O Mempercepat pembangunan GI 150 kV Arun dan transmisi terkait, untuk dapat mengevakuasi powerdari PLTMG Arun yang diperkirakan dapat beroperasi pada awal 2015. O Mempercepat interkoneksi 150 kV Batam - Bintan melalui kabel laut untuk memenuhi kebutuhan sistem Bintan dan menurunkan biaya produksi di Pulau Bintan. O Mempercepat interkoneksi 150 kV Sumatera - Bangka melalui kabel laut. Tujuan interkoneksi adalah untuk memenuhi kebutuhan listrik di Pulau Bangka karena ketidak-pastian penyelesaian proyek PLTU di sana, menurunkan biaya produksi dan meningkatkan keandalam sistem kelistrikan di Pulau Bangka. Interkoneksi dengan kabel laut ini diharapkan dapat beroperasi pada 2016. O Mempercepat proyek transmisi 275 kV interkoneksi Kalbar - Serawak agar dapat beroperasi pada awal 2015 untuk memenuhi kebutuhan sistem Kalbar, mengurangi ketidak-pastian kecukupan daya, menurunkan biaya produksi dan meningkatkan keandalan. O Mempercepat penyelesaian konstruksi interkoneksi 150 kV Kalselteng – Kaltim, transmisi 150 kV Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung, transmisi 150 kV Kasongan – Sampit – Pangkalan Bun. O Mempercepat penyelesaian konstruksi transmisi 150 kV Poso – Palu, interkoneksi 150 kV Sulsel – Sultra dan transmisi 70 kV sistem Ambon, sistem Ende, sistem Kupang dan sistem Jayapura. O Mempercepat penyelesaian konstruksi transmisi 150 kV Ampenan – Tanjung, dan Sengkol – Selong – Pringgabaya di sistem Lombok. 3.5.3. Upaya Penanggulangan Jangka Menengah Sistem Jawa – Bali Upaya-upaya mendesak yang harus segera dilaksanakan/diselesaikan pada sistem Jawa - Bali meliputi antara lain: O Penguatan pasokan Jakarta terdiri dari beberapa program: - Mempercepat pembangunan GITET baru/IBT baru di 2 lokasi, yaitu: Durikosambi 2x500 MVA (2016) dan Muaratawar 2x500 MVA (2015). - Membangun ruas SUTET baru, yaitu SUTET Tanjung Jati-Tx Ungaran, rekonduktoring SUTET Suralaya Baru – Bojanegara – Balaraja, SUTET Balaraja – Kembangan (2016) dan Kembangan – Durikosambi (2016). - Rekonfigurasi SUTET Muara Tawar – Cibinong – Bekasi – Cawang (2014). RUPTL 32 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) O Penguatan pasokan lainnya terdiri dari beberapa program, yaitu: - Penambahan IBT 500/150 kV 1x500 MVA di lokasi, yaitu: IBT-3 Cilegon, IBT-3 & IBT-4 Balaraja, IBT-3 Cawang (GIS), IBT-2 Tasikmalaya, IBT-4 Krian, IBT-2 Ngimbang, IBT-3 & IBT-4 Pedan dan IBT-3 Kediri. - Mengoperasikan GITET baru di lokasi (2.000 MVA), yaitu Ujung Berung 1x500 MVA (2014), Rawalo/ Kesugihan 1x500 MVA (2014) serta mempercepat pembangunan/penyelesaian GITET Surabaya Selatan 2x500 MVA (2014) dan GITET Lengkong 2x500 MVA (2016). - Mempercepat penyelesaian SUTET Grati – Surabaya Selatan (2014). O Penguatan pasokan subsistem Bali terdiri dari beberapa program yaitu: - Pembangunan kabel laut 150 kV Jawa – Bali sirkit 3 & 4 (2014). - Pembangunan Jawa Bali Crossing500 kV dari PLTU Paiton ke Kapal (2017). - Mempercepat konstruksi PLTU IPP Celukan Bawang 1x130 MW + 2x125 MW (2014). 33 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Ketersediaan Energi Baru dan Terbarukan (EBT) Bab 4 35 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 4.1. Pengembangan Energi Baru dan Terbarukan Besarnya potensi dan pemanfaatan energi terbarukan selain hidro (skala besar/PLTA) dan panas bumi dapat dilihat pada Tabel 4.1 Tabel 4.1. Potensi dan Pemanfaatan Energi Baru dan Terbarukan Skala Kecil No Energi Baru dan Terbarukan 1 Sumber Daya 2 Kapasitas Terpasang 3 Rasio (%) 4 = 3/2 1 Mini/Mikrohidro 500 MWe 86,1 MWe 17,22 2 Biomass 49.810 Mwe 445,0 MWe 0,89 3 Tenaga Surya 4,80 kWh/m2/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 Roadmappengembangan energi baru dan terbarukan (EBT) skala kecil seperti terlihat pada Tabel 4.2 dengan biaya investasi diperlihatkan pada Tabel 4.3. Tabel 4.2. Rencana Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil (MW) No Pembangkit - EBT Kapasitas 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah 1 PLTMH MW 33 42 96 149 237 192 186 156 190 200 1.481 2 PLT Surya MWp 6 104 75 54 36 60 75 75 75 75 634 3 PLT Bayu MW - - 50 20 20 20 30 40 50 50 280 4 PLT Biomass MW 48 10 15 20 30 40 50 50 50 50 363 5 PLT Kelautan MW - - 1 - 1 3 3 5 5 10 28 6 PLT Bio-Fuel Ribu Kilo Liter 15 400 400 500 500 600 600 600 600 600 4.815 Jumlah MW 87 156 237 243 324 315 344 326 370 385 2.786 *) Rencana PLTS sd 2015 adalah program 1.000 Pulau, sedangkan tahun selanjutnya masih indikasi **) Asumsi pemakaian biofuel hanya untuk PLTD Tabel 4.3. Biaya Pengembangan Pembangkit EBT Skala Kecil (Juta US$) No Pembangkit - EBT Satuan 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah 1 PLTMH Juta US$ 83 105 240 373 593 480 465 390 475 500 3.703 2 PLT Surya Juta US$ 28 468 337 241 160 270 338 338 338 338 2.853 3 PLT Bayu Juta US$ - - 85 34 34 34 51 68 85 85 476 4 PLT Biomass Juta US$ 144 30 45 60 90 120 150 150 150 150 1.089 5 PLT Kelautan Juta US$ - - 4 - 4 12 12 20 20 40 112 6 PLT Bio-Fuel Juta US$ 14 364 364 455 455 545 545 545 545 545 4.377 Jumlah Juta US$ 268 967 1.075 1.162 1.335 1.461 1.561 1.511 1.613 1.658 12.610 RUPTL 36 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 4.2 Panas Bumi Terdapat beberapa laporan studi mengenai resource dan reservetenaga 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 yang menggunakan energi terbarukan, batubara dan gas sesuai Peraturan Presiden No. 4/2010 dan Peraturan Menteri ESDM No. 15/2010 jo Peraturan Menteri ESDM No. 01/2012 jo Peraturan Menteri ESDM No. 21/201338 terdapat hampir 4000 MW proyek PLTP. Pada kenyataannya proyek PLTP tersebut tidak berjalan lancar seperti yang diharapkan, dan PLN berharap masalahmasalah yang menghambat pengembangan panas bumi dapat segera diatasi. 4.3 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 Indonesiaoleh Nippon Koei pada tahun 2011, potensi tenaga air setelah menjalaniscreeninglebih lanjut 39 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 diklasifi kasikan 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 4.4. Tabel 4.4. Potensi Proyek PLTA BerdasarkanMasterplan of Hydro Power Development No Nama Tipe Provinsi Kap. (MW) COD PLN/IPP 1 Peusangan 1-2 ROR Aceh 86 2015 PLN 2 Jambo Papeun-3 ROR Aceh 25 2019 PLN 3 Kluet-1 ROR Aceh 41 2019 PLN 4 Meulaboh-5 ROR Aceh 43 2019 PLN 5 Peusangan-4 ROR Aceh 31 2019 PLN 6 Kluet-3 ROR Aceh 24 2021 PLN 7 Sibubung-1 ROR Aceh 32 2021 PLN 8 Seunangan-3 ROR Aceh 31 2021 PLN 9 Teunom-1 RES Aceh 24 2023 PLN 10 Woyla-2 RES Aceh 242 2024 PLN 11 Ramasan-1 RES Aceh 119 2024 PLN 12 Teripa-4 RES Aceh 185 2024 PLN 13 Teunom-3 RES Aceh 102 2024 PLN 14 Tampur-1 RES Aceh 330 2025 PLN 38 Dikenal sebagai program percepatan pembangunan pembangkit tahap 2, ataufast track program phase 2 (FTP2). 39 Screening yang melihat kesulitan dari aspek status kehutanan (nature forest reserve), sosial (resettlement), luas reservoir. 37 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 4.4. Potensi Proyek PLTA Berdasarkan Masterplan Of Hydro Power Development lanjutan No Nama Tipe Provinsi Kap. (MW) COD PLN/IPP 15 Teunom-2 RES Aceh 230 2026 PLN 16 Padang Guci-2 ROR Bengkulu 21 2020 PLN 17 Warsamson RES Irian Jaya 49 2019 PLN 18 Jatigede RES Jabar 175 2014 PLN 19 Upper Cisokan-PS PST Jabar 1000 2015 PLN 20 Matenggeng PST Jabar 887 2020 PLN 21 Merangin-2 ROR Jambi 350 2016 PLN 22 Merangin-5 RES Jambi 24 2024 PLN 23 Maung RES Jateng 360 2028 PLN 24 Kalikonto-2 0 Jatim 62 2016 PLN 25 Karangkates Ext. RES Jatim 100 2018 PLN 26 Grindulu-PS-3 PST Jatim 1000 2021 PLN 27 K. Konto-PS PST Jatim 1000 2027 PLN 28 Pinoh RES Kalbar 198 2020 PLN 29 Kelai-2 RES Kaltim 168 2020 PLN 30 Besai-2 ROR Lampung 44 2020 PLN 31 Semung-3 ROR Lampung 21 2020 PLN 32 Isal-2 RES Maluku 60 2019 PLN 33 Tina ROR Maluku 12 2020 PLN 34 Tala RES Maluku 54 2021 PLN 35 Wai Rantjang ROR NTT 11 2020 PLN 36 Bakaru (2nd) ROR Sulsel 126 2016 PLN 37 Poko RES Sulsel 233 2020 PLN 38 Masuni RES Sulsel 400 2023 PLN 39 Mong RES Sulsel 256 2024 PLN 40 Batu RES Sulsel 271 2027 PLN 41 Poso-2 ROR Sulteng 133 2018 PLN 42 Lariang-6 RES Sulteng 209 2024 PLN 43 Konaweha-3 RES Sulteng 24 2026 PLN 44 Lasolo-4 RES Sulteng 100 2026 PLN 45 Watunohu-1 ROR Sultra 57 2020 PLN 46 Tamboli ROR Sultra 26 2020 PLN 47 Sawangan ROR Sulut 16 2014 PLN 48 Poigar-3 ROR Sulut 14 2018 PLN 49 Masang-2 ROR Sumbar 40 2018 PLN 50 Sinamar-2 ROR Sumbar 26 2020 PLN 51 Sinamar-1 ROR Sumbar 37 2020 PLN RUPTL 38 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 4.4. Potensi Proyek PLTA BerdasarkanMasterplan of Hydro Power Development lanjutan No Nama Tipe Provinsi Kap. (MW) COD PLN/IPP 52 Anai-1 ROR Sumbar 19 2020 PLN 53 Batang Hari-4 RES Sumbar 216 2027 PLN 54 Kuantan-2 RES Sumbar 272 2028 PLN 55 Endikat-2 ROR Sumsel 22 2019 PLN 56 Asahan 3 ROR Sumut 174 2015 PLN 57 Asahan 4-5 RES Sumut 60 2017 PLN 58 Simanggo-2 ROR Sumut 59 2018 PLN 59 Kumbih-3 ROR Sumut 42 2019 PLN 60 Sibundong-4 ROR Sumut 32 2019 PLN 61 Bila-2 ROR Sumut 42 2019 PLN 62 Raisan-1 ROR Sumut 26 2020 PLN 63 Toru-2 ROR Sumut 34 2020 PLN 64 Ordi-5 ROR Sumut 27 2020 PLN 65 Ordi-3 ROR Sumut 18 2020 PLN 66 Siria ROR Sumut 17 2020 PLN 67 Lake Toba PST Sumut 400 2020 PLN 68 Toru-3 RES Sumut 228 2026 PLN 69 Lawe Mamas ROR Aceh 50 2016 IPP 70 Simpang Aur ROR Bengkulu 29 2014 IPP 71 Rajamandala ROR Jabar 58 2014 IPP 72 Cibareno-1 ROR Jabar 18 2020 IPP 73 Mala-2 ROR Maluku 30 2020 IPP 74 Malea ROR Sulsel 182 2017 IPP 75 Bonto Batu ROR Sulsel 100 2017 IPP 76 Karama-1 RES Sulsel 800 2022 IPP 77 Poso-1 ROR Sulteng 204 2011 IPP 78 Gumanti-1 ROR Sumbar 16 2020 IPP 79 Wampu ROR Sumut 84 2016 IPP COD yang dimaksud pada Tabel 4.4 adalah COD tercepat menurut master plannamun dapat diubah sesuai kebutuhan. PLN bermaksud akan mengembangkan sebagian besar dari potensi tenaga air tersebut sebagai proyek PLN. 4.4. PLTMH Pengembangan pembangkit mini dan mikro hidro sampai dengan 10 MW, termasuk yang belum tercantum dalam RUPTL, diharapkan dapat tumbuh dengan cepat mengingat regulasi mengenai pengembangan PLTMH ini sudah sangat mendukung. Hal-hal yang masih memerlukan perbaikan antara lain adanya tumpangtindih perijinan dalam satu daerah aliran sungai serta adanya pengembangan PLTMH yang menghambat pengembangan PLTA yang lebih besar. 39 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 4.5. PLTS PLN akan mengembangkan program PLTS di 1.000 lokasi/pulau terutama di wilayah yang terluar maupun yang terisolasi untuk mempercepat rasio elektrifikasi. PLTS ini akan dikembangkan berupa PLTS terpusat/komunal dengan mode hybrid. Mempertimbangkan sebaran penduduk pada geografiyang sangat luas dan sulitnya menjangkau daerah terpencil, PLN merencanakan untuk membangun PLTS sebagai berikut: O PLTS terpusat/komunal (mode operasi mandiri & hybrid) dengan kapasitas diberikan pada Tabel 4.2. O SHS (panel surya + lampu LED dengan 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. Pengembangan PLTS tersebut dimaksudkan untuk melistriki daerah terpencil secepatnya, mencegah penambahan penggunaan BBM secara proporsional akibat penambahan beban, 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 provinsi-provinsi yang rasio elektrifikasinya masih rendah, yaitu NTB, NTT dan Papua dengan terlebih dahulu dibuat kajian kelayakannya. Program SEHEN juga dapat diganti dengan PLTS terpusat/komunal (centralized PV)”. Pembangunan PLTS dan pemasangan SHS tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan proyek. Disamping itu dengan keluarnya Permen ESDM No. 17/2013 tentang Pembelian Tenaga Listrik oleh PLN dari PLTS akan mempercepat pengembangan PLTS dengan melibatkan pengembang swasta. 4.6. Biomassa Pengembangan pembangkit biomassa memerlukan kepastian dalam pasokan bahan bakar biomassa. Oleh karena itu sebelum dilakukan pembangunan pembangkit biomassa, pasokan bahan bakar biomassa harus sudah dipastikan mengenai sumbernya maupun harga jangka panjang. Dalam rangka pengembangan ini, diperlukan kerjasama dengan Pemerintah daerah untuk menyediakan lahan serta regulasi mengenai harga jangka panjang dari pasokan biomassa. 4.7. PLT Bayu Potensi energi angin di Indonesia telah teridentifikasi di beberapa lokasi terutama di wilayah Sulsel, Nusa Tenggara dan Maluku. Beberapa pengembang telah mengusulkan pembangunan PLTB di beberapa lokasi seperti: Sukabumi, Sidrap, Bantul dan Jeneponto. Salah satu hal yang perlu dicermati dalam masuknya PLTB ke sistem adalah stabilitas sistem menerima masuknya unit PLTB. 4.8. Energi Kelautan Saat ini pembangkit listrik menggunakan energi kelautan masih dalam tahap penelitian. PLN akan mempertimbangkan pengembangan energi kelautan apabila teknologinya telah matang dan tersedia secara komersial. RUPTL 40 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 4.9. Coal Bed Methane (CBM) Reserve gas CBM diperkirakan lebih besar daripadareserve gas konvensional, terutama di South Sumatera Basin (183 Tcf) dan Kutai Basin. PLN berkeinginan untuk memanfaatkan gas non-konvensional ini apabila telah tersedia dalam jumlah yang cukup. Studi yang telah dilakukan oleh PLN bersama Exxon-Mobil mengenai pengembangan CBM di Kalimantan Selatan untuk kelistrikan di Indonesia telah memberikan pemahaman mengenai keekonomian gas CBM ini. 4.10. Nuklir Dalam RUPTL ini tidak terdapat program pengembangan tenaga nuklir untuk kelistrikan. Hal ini terjadi karena dalam RUKN 2008 – 2027 dan draft RUKN 2012 – 2031, PLTN merupakan opsi terakhir setelah mempertimbangkan ketersediaan sumber energi yang ada, sains dan teknologi, sumber daya manusia, aspek keselamatan yang ketat dan daya dukung lingkungan serta aspirasi masyarakat yang berkembang. Selain itu perencanaan sistem pembangkit yang dilakukan oleh PLN menunjukkan keekonomian PLTN belum dapat bersaing dengan jenis pembangkitbaseload lainnya, yaitu PLTU batubara kelas 1.000 MW ultra super-critical 40 . Kesulitan terbesar dalam merencanakan PLTN adalah tidak jelasnya biaya kapital, biaya radioactive waste management & decommisioningserta biaya terkait nuclear liability 41 . Untuk biaya kapital misalnya, sebuah studi bersama antara PLN dan sebuah perusahaan listrik dari luar negeri pada tahun 2006 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 berbagai laporan yang lebih baru, biaya pembangunan PLTN pada beberapa negara telah mencapai angka yang jauh lebih tinggi. Dengan semakin mahalnya harga BBM yang juga diikuti oleh kenaikan harga energi fosil lainnya dan dengan semakin nyatanya ancaman perubahan iklim global sebagai akibat dari emisi karbon dioksida dari pembakaran batubara atau energi fosil lainnya, sebetulnya telah membuat PLTN menjadi sebuah opsi sumber energi yang sangat menarik untuk ikut berperan dalam memenuhi kebutuhan listrik di masa depan. Apalagi apabila biaya proyek, biaya pengelolaan waste dan biaya decommisioningtelah menjadi semakin jelas. Disadari bahwa pengambilan keputusan untuk membangun PLTN tidak semata-mata didasarkan pada pertimbangan keekonomian dan profitability, namun juga pertimbangan lain seperti aspek politik, kebijakan energi, keselamatan nuklir, penerimaan sosial, budaya, perubahan iklim dan perlindungan lingkungan. Dengan adanya berbagai aspek yang multi dimensional tersebut, program pembangunan PLTN hanya dapat diputuskan oleh Pemerintah. 40 Proses optimisasi keekonomian tidak memperhitungkan externalitydari pembangkit batubara. 41 Kecelakaan PLTN Fukushima Daichi pada bulan Maret 2011 telah menunjukkan biaya nuclear liabilitypenting untuk diperhitungkan. 41 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Ketersediaan Energi Primer Non EBT Bab 5 43 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 5.1 Batubara Menurut Handbook of Energy and Economic Statistic of Indonesia 2012yang diterbitkan oleh Pusdatin Kementerian ESDM pada tahun 2012, sumber daya batubara Indonesia adalah 120,3 miliar ton yang tersebar terutama di Kalimantan (64,6 miliar ton), Sumatera (55,4 miliar ton) dan daerah lainnya (0,38 miliar ton), namun cadangan batubara dilaporkan hanya 28 miliar ton (Kalimantan 14,8 miliar ton, Sumatera 13,2 miliar ton). Karena ketersediaannya yang sangat banyak, maka dalam RUPTL ini diasumsikan bahwa batubara selalu tersedia untuk pembangkit listrik. Sekitar 22% dari batubara Indonesia berkualitas rendah (low rank) dengan kandungan panas kurang dari 5.100 kkal/kg, sebagian besar (66%) berkualitas medium (antara 5.100 dan 6.100 kkal/kg) dan hanya sedikit (12%) yang berkualitas tinggi (6.100 – 7.100 kkal/kg). Angka ini dalam adb(ash dried basis) 42 . Walaupun cadangan batubara Indonesia tidak terlalu besar, namun tingkat produksi batubara sangat tinggi, yaitu mencapai 386 juta ton pada tahun 2012 43 . Sebagian besar dari produksi batubara tersebut diekspor ke China, India, Jepang, Korea Selatan dan Taiwan dan negara lain 44 . 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 28 miliar ton di atas akan habis dalam waktu sekitar 70 tahun apabila tidak dilakukan eksplorasi baru. Untuk menjamin pasokan kebutuhan domestik yang terus meningkat, Pemerintah telah menerapkan kebijakan Domestic Market Obligation(DMO) yang mewajibkan produsen batubara untuk menjual sebagian produksinya ke pemakai dalam negeri. PLN pada saat ini telah dapat mengelola pasokan batubara dengan lebih baik dari aspek kecukupan dan kualitas. Harga batubara di pasar internasional yang cenderung turun sepanjang tahun 2012 akibat melemahnya demandbatubara global telah membuat ketersediaan batubara untuk pasar domestik meningkat. Dalam RUPTL tahun 2013 – 2022 ini terdapat rencana pengembangan beberapa PLTU mulut tambang di Sumatera. Definisi PLTU mulut tambang di sini adalah PLTU batubara yang berlokasi di dekat tambang batubara low rankyang tidak mempunyai infrastruktur transportasi yang memungkinkan batubara diangkut ke pasar secara besar-besaran, sehingga batubara low rankdi tambang tersebut pada dasarnya menjadi tidak tradable. Dengan definisi seperti itu, harga batubara untuk PLTU mulut tambang diharapkan ditetapkan dengan formula cost plus. 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 limbah kimia yang dapat menyebabkan dampak negatif terhadap lingkungan lokal. Dengan demikian pengembangan pembangkit listrik berbahan bakar batubara memperhatikan dampak lingkungan yang ditimbulkannya. Penggunaan teknologi ultra-supercritical pada PLTU menjadi perhatian PLN dalam merencanakan PLTU skala besar di Pulau Jawa. Teknologi batubara bersih (clean coal technology) lainnya, yaitu IGCC (integrated gassifi cation combined cycle) dan CCS (carbon capture & storage) belum direncanakan dalam RUPTL ini karena teknologi ini belum matang secara teknis dan komersial. Untuk menjamin keandalan pasokan batubara, dibuat penugasan penguasaan tambang batubara kepada PT PLN Batubara dan penugasan jasa angkutan batubara ke seluruh PLTU kepada PT Pelayaran Bahtera Adhiguna sebagai Anak Perusahaan PT PLN Persero. Untuk PLTU skala kecil yang lokasinya jauh dari sumber batubara, dibuatkan pola logistik tersendiri yang bertujuan memastikan ketersampaian batubara ke lokasi PLTU tersebut. 42 Angka calorific value yang sering dipakai oleh PLN dalam rangka desain PLTU adalah menggunakan standar GAR (gross as received). Perbedaan antara adbdan GAR dapat dihitung sesuai dengan nilai TM (total moisture), namun secara rata-rata dapat dikatakan nilai GAR sekitar 1.000 s.d 1.300 lebih kecil dari adb. 43 Direktorat Jenderal Minerba, Kementerian ESDM. 44 Website Indoanalisis pada tanggal 9 Juni 2012, http://www.indoanalisis.com/2012/06/tren-ekspor-batubara-semakin-tinggi-dan-sulit-di-stop/ RUPTL 44 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 5.2. 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 selalu tercukupi. PLN menghadapi persoalan kecukupan pasokan gas di beberapa pembangkit skala kecil maupun skala besar. Pasokan gas ke pusat pembangkit PLN pada kenyataannya mengalami penurunan, ketidakpastian bahkan kelangkaan pasokan dalam beberapa tahun terakhir ini sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 5.1 dan Tabel 5.2. Tabel 5.1. Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Jawa – Bali No Pembangkit Pemasok 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 Muara Karang dan Priok PHE ONWJ (GSA) 100 110 110 110 110 PGN - Priok (GSA-IP) 30 30 30 30 30 30 - - - - FSRU PT NR (proses GSA) 192 207 176 136 136 136 229 229 197 197 Jumlah 322 347 316 276 276 166 229 229 197 197 2 Muara Tawar PERTAMINA - P Tengah (GSA) 25 25 25 PGN (GSA) 79 41 41 41 41 41 MEDCO Eks Keramasan/ Lap SCS 20 17 MEDCO Lematang/Lap Singa 35 SWAP JOB Jambi Merang 25 25 26 21 21 25 26 Tambahan dari PHE (Potensi) 30 30 30 30 30 30 30 Program Swap FSRU Jawa Barat (Potensi) 30 35 40 Swap Premier (Potensi) 5 3 Jumlah 179 182 134 92 92 96 56 30 30 30 3 Cilegon CNOOC (GSA) 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 PGN (GSA) 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 Jumlah 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 4 Tambaklorok PCML - - 48 116 116 116 116 89 70 70 SPP (GSA-IP) - 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Jumlah - 50 98 166 166 166 166 139 120 120 5 Gresik PHE WMO eks Kodeco 123 98 104 83 64 49 Hess (GSA) 89 87 78 75 72 70 70 69 69 69 Kangean Energy Indonesia 130 130 60 60 60 60 53 50 43 43 Media Karya Sentosa 11 Wali Nusa Energi 17 12 12 12 4 4 Petronas-Bukit Tua (Potensi) 12 43 51 19 9 - - - - Santos Lapongan Peluang (Proses Kontrak) - 25 25 17 10 - - - - Exxon (Potensi) 100 100 100 100 100 100 Jumlah 370 339 322 306 336 302 223 219 212 212 bbtud 45 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 5.1. Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di Jawa – Bali lanjutan No Pembangkit Pemasok 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 6 Grati Santos Oyong (GSA-IP) 40 40 40 Santos Wortel (GSA-IP) 30 30 30 20 14 1 Sampang Mandiri Perkasa (GSA-IP) 17 17 17 17 17 17 Pasuruan Migas (GSA-IP) 3 3 3 3 3 3 Jumlah 90 90 90 40 34 21 - - - - 7 Pesanggaran LNG Sengkang (Potensi) 30 30 20 20 - - - - Jumlah - - 30 30 20 20 - - - - Jumlah Rencana Pasokan Gas di Jawa-Bali 1.071 1.101 1.019 1.034 881 783 727 668 668 Disamping cadangan gas lapangan terus mengalami depletion, PLN juga menghadapi kesulitan dalam memperoleh akses ke sumber-sumber gas alam yang besar, karena sumber-sumber gas yang besar tersebut pada umumnya telah terikat dengan kontrak jangka panjang dengan pembeli luar negeri. Namun demikian PLN terus berupaya untuk memperoleh pasokan gas dari sumber-sumber tersebut dan mulai menunjukkan hasil. Sebagai contoh, PLN telah memperoleh pasokan LNG dari lapangan Bontang untuk FSRU Jakarta yang memasok Muara Karang dan Priok, dan PLN telah memperoleh kepastian alokasi pasokan LNG dari lapangan Tangguh untuk dikirim ke Fasilitas regasifikasi di Arun untuk kebutuhan gas di Sumut dan Aceh serta ke FSRU Jakarta untuk kebutuhan Muara Karang dan Priok. Berikut ini situasi pasokan gas untuk pembangkit utama PLN di sistem Jawa Bali. Muara Karang dan Priok Mengingat peran Muara Karang dan Priok sangat strategis dalam memasok kota Jakarta dan peran tersebut tidak dapat digantikan oleh pembangkit lain di luar area Jakarta, maka hingga tahun 2022 kedua pembangkit tersebut harus senantiasa dioperasikan dengan outputyang tinggi (bersifat must run). Untuk mengoperasikan kedua pusat pembangkit tersebut akan dibutuhkan gas dalam jumlah banyak yang sebagian besar dipasok dari LNG FSRU Jawa Barat. Muara Tawar Pasokan gas untuk Muara Tawar dalam RUPTL ini diperkirakan lebih tinggi dari RUPTL sebelumnya karena diharapkan akan tersedia tambahan pasokan gas dari perpanjangan kontrak yang sudah ada. Selain itu juga ada beberapa potensi pasokan yang diharapkan dapat terlaksana. Pembangkit Muara Tawar ini juga bersifat must run dengan tingkat produksi yang tinggi, sehingga diperkirakan akan terjadi defisit gas apabila potensi pasokan tidak dapat terlaksana. Tambak Lorok Pada tahun 2013 akan ada pasokan gas untuk Tambak Lorok dari lapangan Gundih sebesar 25 bbtud dan akan meningkat menjadi 50 bbtud pada 2014. Selain itu PLN sangat berharap untuk mendapatkan tambahan pasokan dari lapangan Kepodang (116 bbtud) yang telah sangat lama menunggu dibangunnya pipa transmisi dari Kepodang ke Tambak Lorok oleh sebuah perusahaan swasta. RUPTL 46 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 5.2. Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di luar Jawa – Bali bbtud No Pembangkit Pemasok 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 Aceh Timur Medco Blok A - - - - 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 2 Belawan, P. Pasir, Kambuna 5,0 - - - - - - - - - Sumbagut-1 dan FSRU LNG Tangguh - - 47,5 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 92,1 Arun PEP Benggala 2,0 2,0 2,0 2,0 - - - - - - 3 Teluk Lembu Kalila Bentu 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 4 PLTMG Rawa Minyak Bengkalis Petroselat Rawa Minyak (Potensi)* - 2,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5 PLTG sewa Jabung Petro China (Potensi) - 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 6 Sungai Gelam PEP - TAC (Own Operation) 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 - - - - - PEP - TAC Sungai Gelam 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 - - - - - 7 Simpang Tuan Perusda Jambi 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 - 8 Payo Selincah, Energasindo 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 14,0 - - - - Batanghari Jambi Merang 20,0 20,0 18,0 16,0 14,0 14,0 14,0 - - - 9 Jakabaring (CNG) PDPDE Sumsel 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 - - 10 Indralaya Medco E&P Indonesia 21,0 10,0 17,0 - - - - - - - 11 Talang Duku PGN 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 - - - 12 Borang Medco E&P Indonesia 18,0 18,0 - - - - - - - - 13 Keramasan Medco E&P Indonesia 15,0 - - - - - - - - - Pertamina EP 15,0 15,0 15,0 - - - - - - - 14 Gunung Megang Medco E & P Indonesia 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 - - - - 15 Borang Pertamina EP (Asri Gita) 31,0 31,0 31,0 31,0 31,0 - - - - - 16 PLTMG Duri, Duri Relokasi, Riau Peaker Jambi Merang 25,0 26,0 30,0 30,0 30,0 27,0 27,0 - - - 17 PLTGU Duri Jambi Merang - - 16,0 16,0 16,0 16,0 16,0 - - - 18 Rengat Jambi Merang 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 - - - 19 Lampung Peaker FSRU Lampung (Potensi) - - 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 12,5 20 Lampung Sewa PGN (Potensi) - 38,0 38,0 38,0 38,0 38,0 - - - - 21 Sei Raya LNG PLN Batam (Rencana) 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 22 Pontianak Peaker LNG PLN Batam (Rencana) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 23 Bangkanai Salamander 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 24 Kalsel Peaker Salamander (Potensi) 5,0 8,0 13,0 13,0 13,0 13,0 25 Bontang Salamander Lapangan Tutung (Potensi) 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 1,0 26 Bontang Total Bontang 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 27 Tanjung Batu TAC Semco 4,0 4,0 4,0 - - - - - - - 28 Sambera VICO (Potensi) - 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 - - - - 29 Kaltim Peaker JOB Simenggaris (Potensi) 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 30 Nunukan Pertamina EP TAC Sembakung 2,5 2,5 2,5 2,5 31 Nunukan 2 Medco South Sebuku Bengara (Potensi) 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 32 Tarakan GSA Pertamina EP 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 33 Tarakan Manhattan KI 2,5 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 34 Tanjung Selor Perusda Nusa Serambi Persada 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 35 Senipah Total Senipah 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 36 Minahasa Peaker LNG Sengkang 6,0 6,0 6,0 47 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 5.2. Perkiraan Pasokan Gas untuk Pembangkit PLN di luar Jawa – Bali lanjutan No Pembangkit Pemasok 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 37 Gorontalo Peaker Donggi (Potensi) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 38 Morowali Tiaka (Potensi) 5,0 5,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 38 Sengkang Energy Equity Epic (Sengkang) 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 35,0 40 Makassar Peaker LNG Sengkang 5,0 10,0 15,0 23,0 23,0 41 Lombok Peaker Marine CNG dari Gresik 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8 6,8 9,5 42 KTI Tersebar LNG Sengkang (Potensi) 3,0 3,0 3,0 4,0 Perusda Salawati (Potensi) 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 Sorong Petrochina (Rencana) 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 BP Berau (Potensi) 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 Jumlah 283,5 377,0 450,0 497,9 535,9 502,9 396,9 317,9 313,9 316,6 Pada Tabel 5.1 dan 5.2 diberikan perkiraan pasokan gas yang tersedia untuk pembangkit PLN di Jawa – Bali dan di luar Jawa – Bali. Pada tahun 2012 telah mulai beroperasi FSRU Jakarta untuk memasok pembangkit Muara Karang dan Priok. Rencana FSRU Belawan telah dibatalkan oleh Pemerintah dan sebagai gantinya Pemerintah akan merevitalisasi fasilitas LNG Arun sebagai storagedan regasifikasi LNG. Sumber LNG untuk FSRU Jakarta pada saat ini berasal dari lapangan Bontang dan Tangguh, dan sumber LNG untuk Arun direncanakan dari lapangan Tangguh. Pada saat ini terdapat rencana Pemerintah cq PGN untuk membangun FSRU Lampung, yang direncanakan mulai beroperasi pada akhir 2014, namun belum bisa dipastikan kemampuannya memasok ke Pulau Jawa terkait kendala kapasitas pipa transmisi gas Sumatera – Jawa SSWJ 1 dan 2. 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. 5.2.1. LNG dan Mini-LNG Mengingat harga gas dari LNG sangat tinggi, maka gas ini hanya ekonomis untuk dipakai di pembangkit peaking, bukan pembangkit beban dasar. PLN merencanakan pemanfaatan LNG untuk pembangkit beban puncak dan pembangkit yang bersifat must-rundi sistem kelistrikan Jawa - Bali dan Sumatera. Sedangkan di Indonesia Timur dan Barat, PLN merencanakan pemanfaatan mini-LNG untuk pembangkit beban puncak. Beberapa proyek pembangkit di Sumatera yang akan menggunakan LNG adalah sebagai berikut: O Arun: Sejalan dengan rencana Pemerintah untuk merevitalisasi gas Arun, maka akan tersedia fasilitas storage dan regasifikasi LNG di Arun. PLN bermaksud memanfaatkan gas dari fasilitas regasifikasi Arun untuk pembangkit peakerdi Arun sebesar 200 MW dan Sumbagut-1 (rencana lokasi di Pangkalan Brandan atau Belawan) sebesar 250 MW. Gas dari fasilitas Arun ini juga akan disalurkan ke Belawan melalui pipa sepanjang sekitar 460 km untuk mengoperasikan PLTGU Belawan yang telah ada dan beberapa PLTG di Paya Pasir. Kebutuhan gas tersebut adalah sebanyak 10 bbtud untuk Arun, 10 bbtud untuk Sumbagut-1, 75 bbtud untuk Belawan dan 10 bbtud untuk Paya Pasir, sehingga total gas yang dibutuhkan adalah 105 bbtud. Adapun rencana pemanfaatan LNG/mini-LNG di Indonesia Timur adalah sebagai berikut: O PLN akan mengambil gas dari Simenggaris yang dijadikan LNG untuk memasok pembangkit peaker di Kalimantan Timur, yaitu ke Batakan dan jika diperlukan juga akan dibawa ke Tanjung Batu dan Sambera yang sementara ini direncanakan akan dipasok dari lapangan VICO Kaltim. RUPTL 48 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) O Pembangkit peaker di Makassar 600 MW, Minahasa 150 MW, Kupang 40 MW dan Pesanggaran 250 MW, PLN akan mengirimkan gas dari lapangan Sengkang (Lapangan Wasambo) dengan teknologi mini LNG. O Proyek pembangkitpeaker di Ambon 50 MW dan Jayapura 40 MW akan memanfaatkan potensi gas sebesar 15 bbtud dari lapangan Salawati di Sorong mulai tahun 2016 menggunakan teknologi mini LNG. O Sedangkan pembangkitpeaker di Kalsel 200 MW dan di Gorontalo 100 MW belum terindikasi sumber pasokan LNG-nya. 5.2.2. CNG (Compressed Natural Gas) CNG pada mulanya dimaksudkan untuk memanfaatkan potensi sumur-sumur gas dengan kapasitas relatif kecil maupun sumur gas marginal yaitu dengan mengumpulkan terlebih dahulu gas dengan volume kecil tersebut ke dalam suatu penyimpanan, lalu digunakan hanya pada periode singkat. Namun kemudian PLN juga memutuskan untuk menggunakan CNG skala besar untuk pembangkit di Jawa untuk mengatasi ketidakmampuan pemasok gas mengikuti pola pembebanan yang lebih fluktuatif akibat perubahan peran pembangkit gas dari baseloader menjadi load followeratau peaker. PLN telah memetakan potensi pemanfaatan CNG untuk pembangkit peaking di Sumatera, Indonesia Timur dan Jawa. Saat ini telah dioperasikan CNG storageoleh pemasok gas di Sumatera Selatan yang gasnya dimanfaatkan untuk PLTG peaking Jaka Baring (50 MW), yang mulai beroperasi pada Februari 2013. Rencana pemanfaatan CNG lainnya di Sumatera adalah: (i) CNG Sungai Gelam dengan kapasitas sebesar 4,5 bbtud akan digunakan untuk pembangkit peaker 104 MW. (ii) CNG dari gas Jambi Merang sebesar 10 bbtud akan dialokasikan untuk pembangkit peaker di Duri dengan kapasitas sekitar 200 MW. (iii) CNG untuk pembangkitpeaker di Jambi dengan kapasitas sebesar 100 MW. (iv) CNG untuk pembangkit peaker di Lampung dengan kapasitas sebesar 200 MW. Rencana pemanfaatan CNG di Indonesia Timur adalah pembangkitpeaker Bangkanai di Kalimantan Tengah dan Lombok. Berbeda dengan di tempat lain yang memanfaatkan pasokan gas pipa pemasok ke Pembangkit, untuk Lombok pasokan CNG direncanakan akan diperoleh dari pemasok gas pipa di Gresik yang akan di kompresikan terlebih dahulu lalu ditransportasikan ke Lombok menggunakanCNG Vessel. Untuk Pulau Jawa, kebutuhan gas dalam bentuk CNG adalah sebagai berikut: i) Grati 30 bbtud sudah beroperasi Juni 2013 untuk mengoperasikan PLTG peaker eksisting dan rencana PLTGU peakerGrati, (ii) Tambak Lorok sebanyak 16 bbtud untuk mengoperasikan sebagian dari PLTGU sebagai pembangkit peaker, (iii) Gresik sebanyak 20 bbtud untuk mengoperasikan pembangkit peakingdan sebagian CNG untuk dikirim ke Lombok, (iv) Muara Tawar sebanyak 30 bbtud untuk memenuhi kebutuhan operasi peaking. 49 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2013-2022 Bab 6 51 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 6.1. Kriteria Perencanaan 6.1.1. Perencanaan Pembangkit 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 functionyang 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 periode 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% 45 . 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 menghasilkanreserve margin tertentu yang nilainya tergantung pada ukuran unit pembangkit (unit size), tingkat ketersediaan (availability) setiap unit pembangkit, jumlah unit, dan jenis unit 46 . Pada sistem Jawa – Bali, kriteria LOLP < 0.274% adalah setara dengan reserve margin> 25-30% dengan basis daya mampu netto 47 . Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve margin yang dibutuhkan adalah sekitar 35% 48 . Sedangkan untuk sistem-sistem di wilayah operasi Indonesia Timur dan Barat, reserve marginditetapkan sekitar 40% dengan mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih sedikit, unit sizeyang relatif besar dibandingkan beban puncak, derating yang prosentasenya lebih besar, dan pertumbuhan yang lebih tinggi dibanding Jawa – Bali. Pembangkit energi terbarukan, khususnya panas bumi 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 committed 49 , baik proyek PLN maupun IPP, dan tidak memperhitungkan semua pembangkit sewa serta excess power. Selain itu beberapa pembangkit berbahan bakar minyak yang sudah tua, tidak efisien dan dapat digantikan perannya dengan PLTU batubara, diasumsikan akan dihapuskan (retired) atau dijadikan sebagai pembangkit stand-byyang 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 tertentu). 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. 45 LOLP 0,274% adalah ekivalen dengan probabilitas 1 hari dalam setahun beban puncak tidak dapat dipenuhi oleh kapasitas sistempembangkit yang ada. 46 Unit tenaga air yang outputnya sangat dipengaruhi oleh variasi musim akan mempunyai nilai EAF (equivalent availability factor) yang berdampak besar pada LOLP dan ketercukupan energi. 47 Reserve margin (RM) didefi nisikan sebagai kapasitas pembangkit (G) dibagi beban puncak (D) sesuai persamaan RM = (G/D -1) x 100%. 48 Dengan asumsi derating pembangkit sekitar 5%. 49 Yang dimaksud dengan proyek committedadalah 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 52 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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 di sini adalah selisih antara daya mampu total pembangkit yang ada dan beban puncak. Life Extensiondan Rehabilitasi Pembangkit Eksisting Suatu pembangkit tenaga listrik didesain untuk beroperasi secara ekonomis selama umur tekno-ekonomisnya (economic life). Sebuah unit pembangkit dapat menjalani mid-life refurbishmentuntuk mempertahankan kapasitas, efisiensi, menjaga kesiapan dan keandalan mesin yang sesuai sifatnya harus dipelihara dan dilakukan penggantian partsyang aus. Kemudian, pada akhir umurnya sebuah pembangkit masih dapat diperpanjang umurnya (life extension) dengan melakukan rehabilitasi/refurbishmentpada komponen-komponen tertentu. Keputusan untuk melakukan life-extensionatau menutup/menghentikan suatu pembangkit memerlukan kajian yang mencari solusi optimal antara opsi life extensiondan membangun pembangkit baru. 6.1.2. 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 boleh 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. Pengembangan GI baru juga dimaksudkan untuk mendapatkan tegangan yang baik di ujung jaringan tegangan menengah. Pada RUPTL 2013 – 2022 ini juga direncanakan pembangunan GI minimalis, yaitu sebuah GI dengan spesifikasi yang paling minimal (single busbaratau bahkan tanpa busbar; peralatan proteksi & kontrol, supply AC/DC & batterydikemas dalam kontainer; tanpa operator) dan konfigurasi GItaping (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 isolatedsecara 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 droptegangan yang besar. 53 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 6.1.3. Perencanaan Distribusi Perencanaan sistem distribusi dibuat dengan memperhatikan kriteria sebagai berikut: O Membatasi panjang maksimum saluran distribusi (JTM dan JTR) untuk menjaga agar tegangan pelayanan sesuai standar SPLN 72:1987. O Konfigurasi JTM untuk kota-kota besar dapat berupa topologi jaringan yang lebih andal sepertispindle, sementara konfigurasi untuk kawasan luar kota minimal berupa saluran radial yang dapat dipasok dari 2 sumber. O Mengendalikan susut teknis jaringan distribusi pada tingkat yang optimal. O 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: O Membangun SCADA Distribusi untuk ibukota provinsi dan kota-kota lain yang minimal dipasok oleh 2 Gardu Induk dan 15 feeder. O Mengoptimalkan pemanfaatan recloseratau AVS yang terpasang di SUTM, dikoordinasikan dengan reclosing relaypenyulang di GI. Memonitor pengoperasian recloser atau AVS, dan menyempurnakan metode pemeliharaan-periodiknya. O 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) dan kualitas pelayanan tenaga listrik pada pelanggan (power quality). - 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). RUPTL 54 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 6.2. 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 kepentingan umum wajib menyediakan tenaga listrik secara terus-menerus, 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 meningkatkanoutput barang dan jasa. Proses tersebut memerlukan tenaga listrik sebagai salah satu input untuk menunjangnya, disamping inputinput barang dan jasa lainnya. Disamping itu hasil dari pertumbuhan ekonomi adalah peningkatan pendapatan masyarakat yang mendorong peningkatan permintaan barang-barang/peralatan listrik seperti televisi, pendingin ruangan, 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 2,8 juta per tahun, sehingga rasio elektrifikasi akan mencapai 97,7% pada tahun 2022.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 berbahan bakar minyak) menjadi pelanggan PLN.Captive powerini 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 powerini 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 dapat mempengaruhi pertumbuhan kebutuhan listrik adalah kemampuan finansial perusahaan untuk melakukan investasi dalam rangka melayani pertumbuhan 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 menggunakan metoda 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. 55 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 6.2.1. Pertumbuhan Ekonomi Pertumbuhan perekonomian Indonesia selama 12 tahun terakhir yang dinyatakan dalam produk domestik bruto (PDB) dengan harga konstan tahun 2000 mengalami kenaikan rata-rata 5,36% per tahun, atau lebih rendah dibandingkan pertumbuhan 4 tahun terakhir yang mencapai 4,5% – 6,5% seperti diperlihatkan pada Tabel 6.1. Tabel 6.1. Pertumbuhan Ekonomi Indonesia PDB 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 PDB (Triliun Rp) Harga konstan 1,57 1,66 1,75 1,85 1,96 2,08 2,17 2,22 2,46 2,62 GrowthPDB (%) 4,78 5,05 5,67 5,50 6,32 6,06 4,50 6,08 6,49 6,23 Sumber: Statistik Indonesia, BPS Pertumbuhan ekonomi tahun 2009 yang relatif rendah (4,5%) sebagaimana terlihat pada Tabel 6.1 disebabkan oleh imbas krisis finansial global yang terjadi pada tahun 2008 dan berlanjut ke 2009. Perekonomian Indonesia kembali pulih pada tahun 2010 dengan pertumbuhan 6,1% dan menguat pada tahun 2011 sebesar 6,5% yang kemudian menurun kembali di tahun 2012 dengan pertumbuhan ekonomi hanya sebesar 6,23%. Pemerintah memandang pertumbuhan ekonomi akan semakin membaik sebagaimana dituangkan dalam Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional (RPJMN, Perpres No. 5 Tahun 2010) 2010 – 2014 yaitu antara 6,3 – 7%. Namun dengan kondisi perekonomian global yang belum pulih maka pertumbuhan ekonomi 2013 & 2014 menggunakan asumsi pertumbuhan ekonomi pada APBNP 2013 antara 6,2 – 6,5% dan tahun 2014 menjadi 6% sesuai dengan pernyataan Menteri Keuangan dalam seminar investasi yang digelar Bank Mandiri 11 November 2013, (Kompas, Selasa tanggal 12 November 2013 pada rubrik ekonomi “Pertumbuhan 2014 Diredam”). Untuk periode tahun 2015 – 2022, RUPTL ini mengadopsi angka pertumbuhan ekonomi yang ada pada draft RUKN 2010-2029, yaitu rata-rata 6,9% per tahun, walaupun draftRUKN 2012 – 2031 mengasumsikan pertumbuhan ekonomi yang lebih tinggi. Adanya perbedaan asumsi pertumbuhan ekonomi ini akan membuat proyeksi demandlistrik dalam RUPTL sedikit lebih rendah dari pada proyeksi demanddalam draftRUKN 2012-2031, khususnya setelah tahun 2016. Hal ini adalah sesuatu yang wajar, karena penyediaan tenaga listrik di Indonesia selain dipenuhi oleh PLN juga akan dipenuhi oleh entitas lain 50 dalam rangka mendorong pertumbuhan ekonomi. Dengan demikian asumsi pertumbuhan ekonomi yang digunakan dalam RUPTL ini diperlihatkan pada Tabel 6.2. Tabel 6.2. Asumsi Pertumbuhan Ekonomi Indonesia Wilayah 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Indonesia 6,50 5,80 6,90 6,90 6,90 6,90 6,90 6,90 6,90 6,90 Jawa Bali 6,85 6,11 7,27 7,28 7,28 7,28 7,28 7,28 7,28 7,28 Luar Jawa Bali 6,44 5,77 6,89 6,91 6,94 6,97 7,00 7,03 7,06 7,08 6.2.2. Pertumbuhan Penduduk Jumlah penduduk Indonesia pada tahun 2010 adalah 240,6 juta orang dan jumlah rumah tangga 61,2 juta KK berdasar sensus penduduk tahun 2010. Sedangkan untuk memperkirakan jumlah penduduk hingga tahun 2022 PLN menggunakan laju pertumbuhan penduduk dari Buku Proyeksi Penduduk Bappenas-BPS-UNFPA Desember 2012. 50 Entitas lain tersebut misalnya sektor industri yang mempunyai pembangkit sendiri, atau sebuah pembangkit swasta yang memasoksuatu kawasan industri eksklusif. RUPTL 56 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pada Tabel 6.3 dapat dilihat perkiraan pertumbuhan penduduk untuk Jawa-Bali, luar Jawa-Bali dan Indonesia sepuluh tahun mendatang. Tabel 6.3. Pertumbuhan Penduduk (%) Tahun Indonesia Jawa - Bali Luar Jawa Bali 2013 1,29 1,08 1,58 2014 1,26 1,06 1,53 2015 1,19 0,97 1,49 2016 1,16 0,96 1,43 2017 1,14 0,94 1,41 2018 1,12 0,93 1,37 2019 1,08 0,90 1,31 2020 1,02 0,82 1,28 2021 0,99 0,81 1,24 2022 0,97 0,79 1,20 Sumber: Proyeksi Penduduk 2010-2035 Bappenas-BPS-UNFPA, Desember 2012 6.3. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 2013-2022 Menunjuk asumsi-asumsi pada butir 6.2, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya diberikan pada Tabel 6.4. Dari Tabel tersebut dapat dilihat bahwa kebutuhan energi listrik pada tahun 2022 akan menjadi 386 TWh, atau tumbuh rata-rata 8,4% per tahun. Sedangkan beban puncak non coincident pada tahun 2022 akan menjadi 63.930 MW atau tumbuh rata-rata 8,2% per tahun. Tabel 6.4. Pertumbuhan Ekonomi, Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik dan Beban Puncak Periode 2013 – 2022 Tahun Pertumbuhan Ekonomi % SalesTWh Jumlah Beban Puncak (non-coincident) MW 2013 5,8 189 ,0 31.892 2014 6,0 207,8 34.987 2015 6,9 226,8 38.128 2016 6,9 246 ,5 41.303 2017 6,9 266,0 44.526 2018 6,9 286,4 47.850 2019 6,9 308,0 51.337 2020 6,9 331,6 55.226 2021 6,9 357,7 59.518 2022 6,9 386 ,6 64.299 Jumlah pelanggan pada tahun 2012 sebesar 49,7 juta akan bertambah menjadi 77,2 juta pada tahun 2022 atau bertambah rata-rata 2,7 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 75,2% pada 2012 menjadi 97,8% pada tahun 2022. Proyeksi jumlah penduduk, pertumbuhan pelanggan dan rasio elektrifikasi diperlihatkan pada Tabel 6.5. 57 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6. 5. Proyeksi Jumlah Penduduk, Pertumbuhan Pelanggan dan Rasio Elektrifikasi Periode 2013 – 2022 Tahun Penduduk Juta Pelanggan Juta RE (%) RE RUKN 08-27 (%) RE Draft RUKN 10-29 (%) RE Draft RUKN 12-31 (%) 2013 248,7 53,7 79,6 77,7 2014 251,9 56,8 82,6 83,2 80,0 2015 254,9 60,1 85,9 79,2 83,2 2016 257,8 63,3 88,9 86,4 2017 260,8 66,6 91,9 89,6 2018 263,7 69,0 93,7 92,8 2019 266,5 71,4 95,3 92,2 96,0 2020 269,2 73,8 96,8 90,4 99,2 2021 271,9 75,6 97,4 99,3 2022 274,5 77,2 97,7 99,3 Dibandingkan dengan sasaran yang ingin dicapai oleh Pemerintah dalam RUKN tahun 2008 – 2027, rasio elektrifikasi dalam RUPTL ini pada tahun 2015 diproyeksikan akan lebih tinggi daripada RUKN (6,7%) sebagaimana dapat dilihat pada Tabel 6.6. Tabel 6.6. Prakiraan Kebutuhan Listrik, Angka Pertumbuhan dan Rasio Elektrifikasi URAIAN Satuan 2013* 2014 2016 2018 2020 2022 1. Energi Demand Twh - Indonesia 189,0 207,8 246,4 287,7 334,2 386,6 - Jawa Bali 144,0 157,2 183,5 211,5 241,8 274,8 - Indonesia Timur 18,5 21,2 26,9 32,3 38,7 46,0 - Indonesia Barat 26,5 29,4 35,9 43,9 53,6 65,7 2. Pertumbuhan % - Indonesia 9,7 9,9 8,7 7,7 7,7 8,2 - Jawa Bali 8,8 9,1 8,3 6,8 6,8 7,5 - Indonesia Timur 16,2 14,5 12,0 9,5 9,5 9,0 - Indonesia Barat 10,4 11,0 10,5 10,5 10,6 10,8 3. Rasio Elektrifikasi % - Indonesia 79,6 82,6 88,9 93,7 96,8 97,7 - Jawa Bali 80,6 83,8 90,3 95,2 98,6 99,3 - Indonesia Timur 72,0 75,7 82,1 87,5 91,5 93,9 - Indonesia Barat 83,5 85,6 91,1 94,9 96,8 96,5 * Estimasi realisasi Energi Jual Proyeksi prakiraan kebutuhan listrik periode 2013 – 2022 ditunjukkan pada Tabel 6.6 dan Gambar 6.1. Pada periode 2013 – 2022 kebutuhan listrik sistem Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 144 TWh pada tahun 2013 menjadi 275 TWh pada tahun 2022, atau tumbuh rata-rata 7,6% per tahun. Untuk Indonesia Timur pada periode yang sama, kebutuhan listrik akan meningkat dari 18,5 TWh menjadi 46 TWh atau tumbuh rata-rata 11,2% per tahun. Wilayah Sumatera tumbuh dari 26,5 TWh pada tahun 2013 menjadi 65,7 TWh pada tahun 2022 atau tumbuh rata-rata 10,6% per tahun. RUPTL 58 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 6.1. Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013 dan 2022 Proyeksi penjualan tenaga listrik per kelompok pelanggan dapat dilihat pada Gambar 6.2 dan Tabel 6.7. Gambar tersebut memperlihatkan bahwa pada sistem Jawa – Bali kelompok pelanggan industri mempunyai porsi yang cukup besar, yaitu rata-rata 38,5% dari total penjualan. Sedangkan di Indonesia Timur dan Sumatera rata-rata porsi pelanggan industri adalah relatif kecil, yaitu masing-masing hanya 11% dan 15,8%. Pelanggan residensial masih mendominasi penjualan hingga tahun 2022, yaitu 62% untuk Indonesia Timur dan 55% untuk Sumatera. Gambar 6.2. Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013 – 2022 -50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Industri Publik Bisnis Residensial -50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Industri Publik Bisnis Residensial Indonesia Jawa Bali -10.0 20.0 30.0 40.0 50.0 60.0 70.0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Industri Publik Bisnis Residensial -5.0 10.0 15.0 20.0 25.0 30.0 35.0 40.0 45.0 50.0 2,013 2,014 2,015 2,016 2,017 2,018 2,019 2,020 2,021 2,022 Industri Publik Bisnis Residensial Indonesia Timur Sumatera 59 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.7. Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN Tahun 2013-2022 per Kelompok Pelanggan (GWh) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jawa-Bali Rumah Tangga 52.628 57.011 61.663 66.613 71.857 77.062 82.306 87.680 93.275 99.164 Bisnis 24.510 27.560 30.728 33.700 36.658 39.592 42.541 45.862 50.098 54.744 Publik 8.259 9.004 9.933 11.058 12.514 13.748 15.360 17.392 19.869 22.947 Industri 58.613 63.589 67.871 72.212 75.778 79.833 83.881 88.294 92.830 97.994 Jumlah 144.010 157.164 170.196 183.583 196.808 10.235 224.089 239.228 256.072 274.850 Sumatera Rumah Tangga 14.813 16.339 17.984 19.791 21.787 23.979 26.380 29.006 31.879 35.028 Bisnis 4.534 5.355 6.127 6.993 7.974 9.087 10.353 11.791 13.428 15.291 Publik 2.312 2.629 2.941 3.289 3.676 4.108 4.591 5.130 5.733 6.409 Industri 4.798 5.052 5.455 5.860 6.251 6.684 7.168 7.710 8.322 9.019 Jumlah 26.458 29.375 32.507 35.933 39.688 43.859 48.491 53.637 59.363 65.746 Indonesia Timur Rumah Tangga 12.046 13.437 14.877 16.400 18.056 19.850 21.797 23.890 26.025 28.279 Bisnis 3.506 3.979 4.497 5.037 5.643 6.322 7.082 7.933 8.885 9.952 Publik 1.530 1.672 1.822 1.985 2.161 2.352 2.559 2.784 3.018 3.273 Industri 1.451 2.136 2.860 3.517 3.650 3.795 3.955 4.130 4.323 4.536 Jumlah 18.534 21.224 24.056 26.939 29.509 32.319 35.393 38.738 42.253 46.040 Indonesia Rumah Tangga 79.487 86.787 94.524 102.804 111.700 20.891 130.483 140.577 151.180 162.471 Bisnis 32.550 36.895 41.352 45.729 50.274 55.001 59.976 65.586 72.411 79.987 Publik 12.102 13.304 14.697 16.332 18.352 20.208 22.510 25.306 28.620 32.629 Industri 64.863 70.777 76.187 81.589 85.679 90.313 95.004 100.134 105.476 111.549 Jumlah 189.002 207.764 226.759 246.454 266.005 286.412 307.972 331.603 357.688 386.636 Hingga tahun 2017 proyeksi penjualan pada RUPTL 2013 – 2022 hampir sama dengan proyeksi pada draft RUKN 2012 – 2031 dan mulai tahun 2018 hingga 2022 RUPTL 2013 – 2022 lebih rendah dari Draft RUKN 2012 – 2031 namun sedikit lebih tinggi dari DraftRUKN 2010-2029, dan juga lebih rendah daripada RUKN 2008 – 2027 seperti terlihat pada Gambar 6.3. RUPTL 60 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 6.3. Perbandingan Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik RUPTL dan RUKN 6.4. Rencana Pengembangan Pembangkit 6.4.1. Kategorisasi Kandidat Pembangkit Wilayah Luar Jawa-Bali Kandidat pembangkit yang digunakan pada simulasi penambahan pembangkit di Luar Jawa-Bali cukup bervariasi tergantung kepada kapasitas sistem. Untuk sistem Sumatera misalnya, kandidat PLTU batubara adalah 100 MW, 200 MW, 300 MW dan 400 MW. PLTG/GU pemikul beban puncak 100 MW, 150 MW. Untuk sistem Kalimantan dan Sulawesi, kandidat PLTU batubara adalah 25 MW, 50 MW, 100 MW dan 150 MW serta kandidat PLTG/GU pemikul beban puncak 50 MW sampai 100 MW. Sistem lainnya menggunakan kandidat pembangkit yang lebih kecil. Wilayah Jawa-Bali Pada sistem Jawa-Bali, kandidat pembangkit yang dipertimbangkan untuk rencana pengembangan adalah PLTU batubara ultra supercriticalkelas 1.000 MW dansupercritical 600 MW, PLTGU LNG/gas alam 750 MW, PLTG/GU LNG pemikul beban puncak 200-500 MW dan PLTA Pumped Storage250 MW 51 . Selain itu terdapat beberapa PLTP kelas 55 MW dan 110 MW, serta PLTA. PLTN jenis pressurised water reactorkelas 1.000 MW juga disertakan sebagai kandidat dalam model optimisasi perencanaan pembangkitan. 51 Mengacu pada desain PLTA Pumped Storage UpperCisokan 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0 550.0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 61 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pemilihan ukuran unit PLTU batubara untuk sistem Jawa-Bali sebesar 1.000 MW per unit didasarkan pada pertimbangan efisiensi 52 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 6.8. Tabel 6.8. Asumsi Harga Bahan Bakar Jenis Energi Primer Harga Nilai Kalor Batubara – Sub Bituminous USD 80/Ton 5.100 kcal/kg Batubara – Lignite USD 60/Ton 4.200 kcal/kg Batubara – Lignite di Mulut Tambang USD 35/Ton < 4.000 kcal/kg Gas alam USD 7/MMBTU 252.000 kcal/Mscf LNG USD 16/MMBTU 252.000 kcal/Mscf HSD *) USD 0,86/Liter 9.070 kcal/l MFO *) USD 0,70/Liter 9.370 kcal/l Uap Panas Bumi (tidak mempengaruhi hasil simulasi perencanaan karena diperlakukan sebagai fixed plant) Bahan bakar nuklir USD 1400 /kg *) Harga tersebut adalah untuk harga crude oil US$100/barrel 6.4.2. Program Percepatan Pembangkit Berbahan Bakar Batubara (Perpres No. 71/2006 jo Perpres No.59/2009) Dengan Peraturan Presiden No.71 Tahun 2006 yang direvisi dengan Peraturan Presiden No. 59 Tahun 2009 dan Peraturan Presiden No. 47 Tahun 2011, Pemerintah telah menugaskan PT PLN (Persero) untuk membangun pembangkit listrik berbahan bakar batubara sebanyak kurang lebih 10.000 MW untuk memperbaiki fuel mixdan sekaligus juga memenuhi kebutuhan demandlistrik 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 6.9. Tabel 6.9. Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW (Peraturan Presiden No.71/2006 jo Perpres No.59/2009) Status September 2013 Nama Pembangkit Kapasitas (MW) COD PLTU 2 di Banten (Labuan) 2x300 2009-2010 PLTU 1 di Jabar (Indramayu) 3x330 2011 PLTU 1 di Banten (Suralaya Unit 8) 1x625 2011 PLTU 3 di Banten (Lontar) 3x315 2011-2012 PLTU 2 di Jabar (Pelabuhan Ratu) 3x350 2013-2014 PLTU 1 di Jateng (Rembang) 2x315 2011 PLTU 2 di Jateng (PLTU Adipala) 1x660 2014 PLTU 1 di Jatim (Pacitan) 2x315 2013 52Mengambil benefitdari economies of scaledan menggunakan teknologi boiler supercriticalyang mempunyai efisiensi jauh lebih tinggi daripada teknologi subcritical. RUPTL 62 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.9. Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW (Peraturan Presiden No.71/2006 jo Perpres No.59/2009) Status September 2013 lanjutan Nama Pembangkit Kapasitas (MW) COD PLTU 2 di Jatim (Paiton Unit 9) 1x660 2012 PLTU 3 di Jatim ( Tanjung Awar-awar) 2x350 2013-2014 PLTU di Aceh (Meulaboh/Nagan Raya) 2x110 2013-2014 PLTU 2 di Sumut (Pangkalan Susu) 2x220 2014-2015 PLTU 1 di Riau (Bengkalis) 2x10 Batal PLTU Tenayan di Riau 2x110 2015 PLTU di Kepri (Tanjung Balai) 2x7 2013 PLTU 4 di Babel (Belitung) 2x16,5 2014 PLTU 3 di Babel (Air Anyer) 2x30 2013-2014 PLTU 2 di Riau (Selat Panjang) 2x7 Batal PLTU 2 di Kalbar (Pantai Kura-Kura) 2x27,5 2015 PLTU di Sumbar (Teluk Sirih) 2x112 2013-2014 PLTU di Lampung (Tarahan Baru) 2x100 2013 PLTU 1 di Kalbar (Parit Baru) 2x50 2015 PLTU di Kaltim (Teluk Balikpapan) 2x110 2014 PLTU 1 di Kalteng (Pulang Pisau) 2x60 2015 PLTU di Kalsel (Asam-Asam) 2x65 2013 PLTU 2 di Sulut (Amurang) 2x25 2012 PLTU di Gorontalo (Anggrek) 2x25 2015 PLTU di Maluku Utara (Tidore) 2x7 2014 PLTU 2 di Papua (Jayapura) 2x10 2014 PLTU 1 di Papua (Timika) 2x7 Batal PLTU di Maluku (Ambon) 2x15 2014-2015 PLTU di Sultra (Kendari) 2x10 2012-2013 PLTU di Sulsel (Barru) 2x50 2012-2013 PLTU 2 di NTB (Lombok) 2x25 2014 PLTU 1 di NTT (Ende) 2x7 2013 PLTU 2 di NTT (Kupang) 2x16,5 2013 PLTU 1 di NTB (Bima) 2x10 2014-2015 PLTU 1 Sulut 2x25 2016-2017 PLTU 2 di Kalteng 2x7 Batal Sampai dengan September 2013 pembangunan Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW yang telah selesai dan beroperasi komersial adalah PLTU Labuan (2x300 MW), PLTU Suralaya Unit 8 (625 MW), PLTU Indramayu (3x330 MW), PLTU Lontar (3x315 MW), PLTU Rembang (2x315 MW), PLTU Paiton Unit 9 (660 MW) dan PLTU Pacitan (2x315 MW). Untuk Sumatera dan Indonesia Timur yang telah selesai dan beroperasi komersial adalah PLTU Asam-Asam (2x65 MW), PLTU Barru (2x50 MW), PLTU Amurang (2x25 MW), PLTU Kendari (1x10 MW) dan PLTU Tanjung Balai Karimun Unit 2 (1x7 MW). 63 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 6.4.3. Program Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 Program Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 (FTP2) yang ditetapkan dengan Peraturan Presiden No. 4 Tahun 2010 jo Peraturan Presiden No. 48 Tahun 2011 dan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) No. 15/2010 jo Peraturan Menteri ESDM No. 01/2012 jo Peraturan Menteri ESDM No. 21/2013 mempunyai kapasitas total 17.918 MW yang terdiri dari PLTU batubara 10.870 MW, PLTP 4.965 MW, PLTG 280 MW dan PLTA 1.803 MW, dengan rincian pada Tabel 6.10. Tabel 6.10. Daftar Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 Provinsi Pemilik Jenis Proyek Pembangkit MW COD Aceh Swasta PLTA Peusangan-4 83 2020 PLTP Jaboi 10 2019 PLTP Seulawah Agam 2 x 55 2021-2022 Banten Swasta PLTP Endut 1 x 55 2021 PLTP Rawa Dano 1 x 110 2019 Bengkulu PLN PLTP Hululais 2 x 55 2018-2019 Jambi PLN PLTP Sungai Penuh 2 x 55 2024 Jawa Barat PLN PLTA Upper Cisokan PS 4 x 260 2017 PLTA Jatigede 2 x 55 2017 PLTU Indramayu 1 x 1.000 2022 PLTU Jawa-6 2 x 1.000 2021 Swasta PLTP Cibuni 1 x 10 2019 PLTP Cisolok-Cisukarame 1 x 50 2019 PLTP Gn. Ciremai 2 x 55 2021 PLTP Kamojang 5 1 x 30 2015 PLTP Karaha Bodas 1 x 30 2016 PLTP Karaha Bodas 2 x 55 2019 PLTP Patuha 3 x 55 2014&2017 PLTP Tampomas 1 x 45 2019 PLTP Tangkuban Perahu 1 2 x 55 2019 PLTP Tangkuban Perahu 2 2 x 30 2019 PLTP Wayang Windu 2 x 110 2019 PLTU Jawa-1 1 x 1.000 2018 PLTU Jawa-3 2 x 660 2019-2020 PLTU Jawa-5 2 x 1.000 2019-2020 Jawa Tengah Swasta PLTP Baturaden 2 x 110 2019 PLTP Dieng 55 + 60 2017 PLTP Guci 1 x 55 2019 PLTP Umbul - Telomoyo 1 x 55 2021 PLTP Ungaran 1 x 55 2019 PLTU Jawa-4 2 x 1.000 2019-2020 RUPTL 64 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.10. Daftar Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 lanjutan Provinsi Pemilik Jenis Proyek Pembangkit MW COD Jawa Timur Swasta PLTP Ijen 2 x 55 2019 PLTP Iyang Argopuro 1 x 55 2020 PLTP Wilis/Ngebel 3 x 55 2019 - 2020 PLTU Madura 2 x 200 2022 Kalbar PLN PLTU Parit Baru 2 x 50 2016 Kalsel Swasta PLTU Kalsel 2 x 100 2017 - 2018 Kalteng PLN PLTG Bangkanai 280 2015 - 2017 Kaltim Swasta PLTU Kaltim 2 x 100 2017 - 2018 Lampung Swasta PLTA Semangka 56 2017 PLTP Danau Ranau 2 x 55 2022 PLTP Rajabasa 2 x 110 2021 - 2022 PLTP Suoh Sekincau 2 x 110 2021 - 2022 PLTP Ulubelu 3 dan 4 2 x 55 2016 - 2017 PLTP Wai Ratai 55 2022 Maluku PLN PLTP Tulehu 2 x 10 2018 Maluku Utara Swasta PLTP Jailolo 2 x 5 2019 NTB PLN PLTP Songa Wayaua 5 2019 PLTP Sembalun 2 x 10 2020 Swasta PLTU Lombok 2 x 25 2017 PLTP Huu 20 2021 NTT Swasta PLTP Atadei 5 2017 PLTP Mataloko 5 2018 PLTP Sokoria 3 x 5 2018 - 2020 PLTP Oka Ile Ange 10 2020 Sulsel PLN PLTU Punagaya 2 x 100 2016 Swasta PLTA Bonto Batu 110 2019 PLTA Malea 90 2020 Sulteng Swasta PLTP Bora Pulu 55 2022 PLTP Marana/Masaingi 20 2022 Sulut PLN PLTP Kotamobagu 1 dan 2 2 x 20 2022 PLTP Kotamobagu 3 dan 4 2 x 20 2022 Swasta PLTP Lahendong V dan VI 2 x 20 2017 - 2018 Sumbar PLN PLTA Masang-2 55 2020 Swasta PLTP Bonjol 3 x 55 2022 PLTP Muara Laboh 4 x 55 2017 - 2018 Sumsel Swasta PLTP Lumut Balai 4 x 55 2017 - 2019 PLTP Rantau Dadap 4 x 55 2019 - 2020 65 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.10. Daftar Proyek Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 lanjutan Provinsi Pemilik Jenis Proyek Pembangkit MW COD Sumut PLN PLTA Asahan III 174 2018 PLTU Pangkalan Susu 3 dan 4 2 x 200 2016 - 2017 Swasta PLTA Hasang 40 2018 PLTA Wampu 45 2015 PLTP Sarulla 1 3 x 110 2017 - 2018 PLTP Sarulla 2 110 2022 PLTP Simbolon Samosir 110 2022 PLTP Sipoholon Ria-ria 55 2022 PLTP Sorik Marapi 3 x 80 2020 - 2021 Jumlah 17.918 Proyek-proyek berikut ditambahkan di FTP2 melalui Peraturan Menteri ESDM No. 21/2013: PLTU Jawa 1, Jawa 3, Jawa 4, Jawa 5, Jawa 6, PLTA Jatigede dan PLTP Oka ile Ange. Sementara proyek berikut dikeluarkan dari FTP2: PLTP Kamojang 6, PLTA Rajamandala, PLTA Simpang Aur, PLTU Bangka Baru 1, semua PLTGB dan PLTU skala kecil. Porsi pembangkit EBT (PLTP dan PLTA) dalam FTP2 akan menjadi 38%. Pengembangan ini merupakan bagian dari rencana yang lebih besar lagi dalam RUPTL yang mencapai 13.000 MW hingga tahun 2022. Program Percepatan Pembangunan Pembangkit Tahap 2 sebesar 17.918 MW tersebut terdiri atas 5.749 MW sebagai proyek PLN dan 12.169 MW sebagai proyek IPP. 6.4.4. Program Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) berdasarkan PerPres No. 67/2005 jo PerPres No. 13/2010 Pada saat ini terdapat 4 proyek kelistrikan dalam buku KPS 2013 yang diterbitkan oleh Bappenas seperti ditunjukkan pada Tabel 6.11. Tabel 6.11. Proyek yang Terdapat dalam Buku KPS 2013 Bappenas No Nama Proyek Kapasitas Provinsi Status Keterangan 1 PLTU Jateng 2x1000 MW Jateng Sudah PPA Proses financial closing 2 PLTU Sumsel-9 2x600 MW Sumsel Prioritas Proses Pengadaan 3 PLTU Sumsel-10 1x600 MW Sumsel Prioritas Proses Pengadaan 4 PLTA Karama 450 MW Sulbar Prioritas Review FS 6.4.5. Rencana Pengembangan PLTU Batubara Mulut Tambang Dalam RUPTL ini terdapat rencana pembangunan 7.785 MW PLTU batubara yang berlokasi di dekat tambang batubara di Sumatera. Keekonomian PLTU batubara mulut tambang diharapkan dapat diperoleh dari adanya perbedaan yang signifikan antara harga batubara kalori rendah yang dipakai PLTU mulut tambang dan harga batubara yang digunakan ‘PLTU pantai’. Perbedaan harga batubara tersebut sangat diperlukan mengingat biaya proyek PLTU mulut tambang lebih tinggi daripada biaya proyek PLTU pantai 53 dan diperlukan investasi 53 PLTU mulut tambang lebih mahal karena dimensi boilerlebih besar dan sistem pendingin membutuhkan ‘cooling tower’. RUPTL 66 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) transmisi untuk menyalurkan listrik dari PLTU mulut tambang ke pusat beban. Untuk menjamin economic sustainabilitysuatu PLTU mulut tambang, diperlukan adanya kebijakan Pemerintah yang menetapkan harga batubara untuk PLTU mulut tambang tidak mengikuti harga pasar internasional. PLN telah mengusulkan kepada Pemerintah agar harga batubara untuk PLTU mulut tambang ditetapkan berdasarkan ‘cost plus’. 6.4.6. Rencana Penambahan Kapasitas (Gabungan Indonesia) Rencana penambahan kapasitas pembangkit gabungan seluruh Indonesia ditunjukkan pada Tabel 6.11. Kapasitas tersebut hanya meliputi pembangkit-pembangkit yang direncanakan untuk sistem-sistem besar (interkoneksi), dan sudah mencakup Program Percepatan Pembangkit Tahap 1 dan 2. Tabel 6.12. Kebutuhan Tambahan Pembangkit Total Indonesia (MW) Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah PLN PLTU 2.404 2.270 1.067 1.172 318 50 - 15 2.000 1.000 10.296 PLTP - 5 - - - 75 55 20 - 80 235 PLTGU - 80 330 900 150 900 - - - - 2.360 PLTG 108 524 607 831 130 8 - - 3 - 2.211 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 6 10 7 5 3 - - - - - 30 PLTA - 20 - 10 228 201 - 55 - 164 678 PS - - - - 1.040 - - - - - 1.040 PLT Lain - - 2 1 - - - - - - 3 Jumlah 2.518 2.908 2.013 2.919 1.869 1.234 55 90 2.003 1.244 16.852 IPP PLTU 60 661 463 1.674 614 6.368 4.710 3.060 - 400 18.010 PLTP - 55 30 85 580 420 1.590 615 625 625 4.625 PLTGU 90 - - - - - - - - - 90 PLTG 142 15 20 10 - - - - - - 187 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 16 97 171 224 209 10 - - - - 727 PLTA - - 45 - 103 40 110 273 766 510 1.847 PS - - - - - - - - - - - PLT Lain 6 50 - 10 - - - - - - 66 Jumlah 314 878 729 2.003 1.506 6.838 6.410 3.948 1.391 1.535 25.552 Unallocated PLTU - - 15 45 1.082 921 2.223 2.565 932 1.880 9.663 PLTP - - - - - - 20 15 45 1.120 1.200 PLTGU - - - 300 800 1.450 - - - - 2.550 PLTG - - 15 535 143 120 165 60 120 120 1.278 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM - - 2 20 29 21 5 3 - - 79 PLTA - - - - 10 43 276 343 407 150 1.229 PS - - - - - - - 450 450 - 900 67 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2010 2021 2022 Jumlah PLT Lain - - 64 126 20 - - - - 4 214 Jumlah - - 96 1.026 2.084 2.555 2.689 3.435 1.954 3.274 17.112 Total PLTU 2.464 2.931 1.545 2.891 2.014 7.339 6.933 5.640 2.932 3.280 37.969 PLTP - 60 30 85 580 495 1.665 650 670 1.825 6.060 PLTGU 90 80 330 1.200 950 2.350 - - - - 5.000 PLTG 250 539 642 1.376 273 128 165 60 123 120 3.676 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 21 107 180 249 241 31 5 3 - - 836 PLTA - 20 45 10 341 284 386 671 1.173 824 3.753 PS - - - - 1.040 - - 450 450 - 1.940 PLT Lain 6 50 65 137 20 - - - - 4 282 Jumlah 2.831 3.786 2.838 5.948 5.459 10.627 9.154 7.473 5.348 6.053 59.515 Tabel 6.12 menunjukkan hal-hal sebagai berikut: - Tambahan kapasitas pembangkit selama 10 tahun mendatang (periode 2013 – 2022) untuk seluruh Indonesia adalah 59,5 GW atau pertambahan kapasitas rata-rata mencapai 6 GW per tahun. - PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 38 GW atau 63,8%, sementara PLTGU gas dengan kapasitas 5 GW atau 8,4% dan PLTG/MG sebesar 3,7 GW atau 6,2%. Untuk energi terbarukan, yang terbesar adalah PLTA sebesar 6,5 GW atau 11,0% dari kapasitas total, disusul oleh panas bumi sebesar 6,0 GW atau 10,2%. Sedangkan pembangkit lain sebesar 0,3 GW atau 0,5% berupa pembangkit termal modular, PLTS, PLTB dan lainnya. 6.4.7. Penambahan Kapasitas Pembangkit Pada Wilayah Luar Jawa-Bali Sistem PLN di wilayah Luar Jawa-Bali terdiri dari 6 sistem interkoneksi, yaitu: (1) Sistem Sumatera, (2) Sistem Kalimantan Barat, (3) Sistem Kalimatan Selatan-Tengah, Sistem Kalimantan Timur, (4) Sistem Sulawesi UtaraGorontalo, (5) Sistem Sulawesi Selatan, serta (6) Sistem Lombok. Di luar sistem interkoneksi tersebut pada saat ini terdapat 5 sistem isolatedyang cukup besar dengan beban puncak di atas 50 MW, yaitu Bangka, Tanjung Pinang, Palu, Kendari dan Kupang, serta terdapat beberapa sistem isolateddengan beban puncak di atas 10 MW, yaitu Takengon, Sungai Penuh, Rengat, Tanjung Balai Karimun, Belitung, Sintang, Ketapang, Sampit, Pangkalan Bun, Bontang, Sangatta, Tanjung Redep, Luwuk, Kolaka, Bau-Bau, Ambon, Ternate, Jayapura, Sorong, Sumbawa, Bima. Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Sumatera Pada Tabel 6.13 diperlihatkan jumlah kapasitas dan jenis pembangkit yang dibutuhkan dalam kurun waktu 2013-2022 untuk wilayah operasi Sumatera. Tabel 6.12. Kebutuhan Tambahan Pembangkit Total Indonesia (MW) lanjutan RUPTL 68 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.13. Kebutuhan Pembangkit Wilayah Operasi Sumatera (MW) Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah PLN PLTU 480 519 587 492 203 - - - - - 2.281 PLTP - - - - - 55 55 - - - 110 PLTGU - 80 30 - - 750 - - - - 860 PLTG - 467 300 500 - - - - - - 1.267 PLTD - PLTM - PLTA - - - - 88 174 - 55 - - 317 PLT Lain - Jumlah 480 1.066 917 992 291 979 55 55 - - 4.835 IPP - PLTU 40 455 193 314 157 1.207 400 400 - - 3.166 PLTP - - - 55 330 390 305 490 385 550 2.505 PLTGU 30 - - - - - - - - - 30 PLTG - 15 - 10 - - - - - - 25 PLTD - PLTM 2 43 65 53 - - - - - - 163 PLTA - - 45 - 56 40 - 83 350 510 1.084 PLT Lain - Jumlah 72 513 303 432 543 1.637 705 973 735 1.060 6.973 Unallocated - PLTU - - 15 15 314 350 931 1.287 400 330 3.642 PLTP - - - - - - - - 20 220 240 PLTGU - - - 300 - - - - - - 300 PLTG - - - 25 17 60 60 10 - 40 212 PLTD - PLTM - - - - - - - - - - - PLTA - - - - - - - 59 225 - 284 PLT Lain - - - 71 9 - - - - - 80 Jumlah - - 15 411 340 410 991 1.356 645 590 4.758 Total - PLTU 520 974 795 821 674 1.557 1.331 1.687 400 330 9.089 PLTP - - - 55 330 445 360 490 405 770 2.855 PLTGU 30 80 30 300 - 750 - - - - 1.190 PLTG - 482 300 535 17 60 60 10 - 40 1.504 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 2 43 65 53 - - - - - - 163 PLTA - - 45 - 144 214 - 197 575 510 1.685 PLT Lain - - - 71 9 - - - - - 80 Jumlah 552 1.579 1.235 1.835 1.174 3.026 1.751 2.384 1.380 1.650 16.565 69 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.13 menunjukkan hal-hal sebagai berikut: - Tambahan kapasitas pembangkit tahun 2013 – 2022 adalah 16,6 GW atau penambahan kapasitas ratarata 1,7 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebesar 163 MW dan PTMPD 80 MW. - PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit thermal yang akan dibangun, yaitu mencapai 9,1 GW atau 54,9%, disusul oleh PLTG/MG dengan kapasitas 1,5 GW atau 9,1% dan PLTGU 1,2 GW atau 7,2%. Sementara untuk energi terbarukan khususnya panas bumi sebesar 2,9 GW atau 17,2%, PLTA/PLTM/ pumped storagesebesar 1,8 GW atau 11,2%, dan pembangkit lainnya 0,08 GW atau 0,5%. Neraca Daya Neraca daya sistem Sumatera dapat dilihat pada Tabel 6.14 Tabel 6.14. Neraca Daya Sistem Sumatera Tahun 2013 – 2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kebutuhan Produksi GWh 28.935 31.603 34.918 38.562 42.599 47.047 51.981 57.456 70.312 Faktor Beban % 70 69 69 70 70 71 72 72 73 73 Beban Puncak Bruto MW 4.742 5.227 5.770 6.316 6.912 7.566 8.288 9.088 9.976 10.961 Pasokan Kapasitas Terpasang MW 5.722 5.607 5.492 4.832 4.542 4.384 4.384 4.384 4.384 4.384 Daya Mampu MW 4.711 4.672 4.542 4.019 3.849 3.742 3.742 3.742 3.742 3.742 PLN MW 3.126 3.093 3.093 2.960 2.795 2.773 2.773 2.773 2.773 2.773 SEWA MW 728 728 688 298 293 208 208 208 208 208 IPP MW 857 851 761 761 761 761 761 761 761 761 Retired & Mothballed (PLN) MW 90 33 - 133 166 22 - - - - Tambahan Kapasitas PLN ON-GOING & COMMITTED Tarahan (FTP1) PLTU 200 Meulaboh (Nagan Raya) #1,2 (FTP1) PLTU 110 110 Teluk Sirih #1,2 (FTP1) PLTU 112 112 Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) PLTU 220 220 Riau (Amandemen FTP1) PLTU 220 Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) PLTU 200 200 Sungai Gelam (CNG/Peaker) PLTMG 92 Duri PLTMG 112 Arun (Peaker) PLTG/MG 200 Batanghari PLTGU 30 Keramasan PLTGU 80 Hululais (FTP2) PLTP 55 55 Sungai Penuh (FTP2) PLTP Peusangan 1-2 PLTA 88 Asahan III (FTP2) PLTA 174 Masang-2 (FTP2) PLTA 55 SEWA Dumai PLTU 240 Lampung (Sribawono + Sutami) PLTG/MG 200 -200 Payo Selincah PLTG/MG 50 -50 Tanjung Jabung Timur PLTG/MG 100 -100 TAMBAHAN SEWA (PLTD/PLTG/MG) RUPTL 70 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Sumbagut MW 165 265 -175 -255 Sumbagselteng MW 50 80 -130 IPP ON-GOING & COMMITTED Banjarsari PLTU 230 Keban Agung PLTU 225 Sumsel - 5 PLTU 150 150 Sumsel - 7 PLTU 150 150 Riau Kemitraan (PLN-TNB-PTBA) PLTU 1.200 Jambi PLTU 400 400 Gunung Megang, ST Cycle PLTGU 30 Lumut Balai (FTP2) PLTP 55 55 110 Ulubelu #3,4 (FTP2) PLTP 55 55 Sarulla I (FTP2) PLTP 110 220 Muara Laboh (FTP2) PLTP 110 110 Rantau Dadap (FTP2) PLTP 110 110 Sorik Marapi (FTP2) PLTP 80 160 Seulawah Agam (FTP2) PLTP 55 55 Rajabasa (FTP2) PLTP 110 110 Suoh Sekincau (FTP2) PLTP 110 110 Sipoholon Ria-Ria (FTP2) PLTP 55 Wai Ratai (FTP2) PLTP 55 Sarulla II (FTP2) PLTP 110 Simbolon Samosir (FTP2) PLTP 110 Danau Ranau (FTP2) PLTP 110 Bonjol (FTP2) PLTP 165 PLTM Tersebar Sumut PLTM 25 25 46 Wampu (FTP2) PLTA 45 Semangka (FTP2) PLTA 56 Hasang (FTP2) PLTA 40 Merangin PLTA 350 Peusangan-4 (FTP2) PLTA 83 Batang Toru (Tapsel) PLTA 510 RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Meulaboh (Nagan Raya) #3,4 PLTU 200 200 Sumut-1 PLTU 300 Sumut-2 PLTU 300 300 Sumsel-1 MT PLTU 600 Sumsel-6 MT PLTU 300 300 Sumbagsel-1 MT PLTU 150 150 Bengkulu PLTU 200 Banyuasin PLTU 230 Aceh PLTG 25 Riau PLTGU 50 Lampung Peaker PLTG/MG 200 Jambi Peaker PLTG/MG 100 Riau Peaker PLTG/MG 200 Sumbagut-1 Peaker PLTGU/MGU 250 Tabel 6.14. Neraca Daya Sistem Sumatera Tahun 2013-2022 lanjutan 71 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2020 Sumbagut-2 Peaker (Arun) PLTGU/MGU 250 Sumbagut-3 Peaker (Medan) PLTGU/MGU 250 Sumbagut-4 Peaker (Medan) PLTGU/MGU 250 G. Talang PLTP 20 Kepahiyang PLTP 220 Simonggo-2 PLTA 90 Meureubo-2 PLTA 59 Ketahun-3 PLTA 61 Kumbih-3 PLTA 42 Sibundong-4 PLTA 32 Total Tambahan MW 667 1.801 990 1.666 819 2.699 1.275 1.887 1.330 1.840 Total Kapasitas Sistem MW 6.389 8.075 8.950 9.956 10.485 12.426 13.701 15.588 18.758 Total Daya Mampu Netto MW 5.378 7.140 8.000 9.143 9.792 11.784 13.059 14.946 18.116 Neraca Daya sistem interkoneksi Sumatera direncanakan dengan reserve marginyang tinggi, yaitu mencapai 65% pada tahun 2022, angka ini sudah lebih rendah bila dibandingkan reserve marginpada RUPTL 2012-2021 yang mencapai 70% pada tahun 2018. Potensi beban di Sumatera masih bisa lebih tinggi dari yang telah direncanakan. Dengan reserve marginyang cukup tinggi maka memungkinkan untuk mengambil potensi beban yang tinggi tersebut. Namun apabila reserve marginlebih rendah dari 40% perlu dilakukan pengendalian beban. Pada RUPTL 2013 – 2022 terdapat rencana tambahan pembangkit baru pada sistem Sumatera, yaitu sebagai berikut : O PLTU Sumut-1 (300 MW), COD tahun 2017. O PLTU Sumut-2 (2x300 MW), COD tahun 2020/2021. O PLTU Sumbagsel-1 MT ( 2x150 MW), COD tahun 2018/2019. O PLTU Bengkulu (2x100 MW), COD tahun 2019. O PLTGU/MGU Sumbagut-2 peaker(250 MW), COD tahun 2018. O PLTGU/MGU Sumbagut-3 (250 MW), COD tahun 2018. O PLTGU/MGU Sumbagut-4 (250 MW), COD tahun 2018. O PLTA Meurebo-2 (59 MW), COD tahun 2020. Proyek-proyek Strategis 1. Proyek PLTU Percepatan Tahap I ( PLTU Meulaboh, PLTU Pangkalan Susu, PLTU Sumbar Pesisir, PLTU Tarahan, PLTU Tenayan) dan PLTA Peusangan 1-2 serta 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. 2. Pembangkit-pembangkit Peakeryaitu : PLTMG Arun (200 MW), Sumbagut-1 (250 MW), Riau (200 MW), Jambi (100 MW) dan Lampung (200 MW) merupakan proyek pembangkit strategis karena untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sistem Sumatera pada saat beban puncak yang saat ini masih dioperasikan dengan BBM. 3. PLTU Mulut Tambang Riau Kemitraan (1200 MW), COD tahun 2018 merupakan proyek strategis karena terkait dengan rencana interkoneksi Sumatera – Semenanjung Malaysia melalui transmisi HVDC 250 kV, sebagai realisasi ASEAN Power Grid yang telah diratifikasi oleh Pemerintah Indonesia. 4. Pembangkit 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. Tabel 6.14. Neraca Daya Sistem Sumatera Tahun 2013-2022 lanjutan RUPTL 72 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 5. PLTA Merangin 350 MW di Provinsi Jambi akan memenuhi kebutuhan sistem Sumatera dan sekaligus menurunkan BPP. Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur Rencana pengembangan sistem untuk memenuhi kebutuhan beban periode 2013 – 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 11,45 GW untuk seluruh wilayah operasi Indonesia Timur, termasuk committed dan ongoing projectsseperti ditunjukkan pada Tabel 6.15 di bawah. Porsi terbesar penambahan pembangkit adalah PLTU Batubara yang mencapai 6,3 GW (55,2%), disusul PLTG/ GU/MG 2,6 GW (22,8%), kemudian PLTA/PLTM 2,0 GW (15,0%) dan PLTP serta pembangkit lainnya 0,1 GW (1,3%). Tabel 6.15. Rencana Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur (MW) Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah PLN PLTU 244 391 480 680 115 50 - 15 - - 1.975 PLTP - 5 - - - 20 - 20 - 80 125 PLTGU - - - 300 150 150 - - - - 600 PLTG 108 - 155 330 130 5 - - - - 728 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 5,55 10 7 5 3 - - - - - 30 PLTA - 20 - 10 30 27 - - - 164 251 PLT Lain - - 2 - - - - - - - 2 Jumlah 358 426 644 1.325 428 252 - 35 - 244 3.710 IPP - PLTU 20 76 20 121 457 811 100 - - - 1.605 PLTP - - - - 25 30 20 15 20 75 185 PLTGU 60 - - - - - - - - - 60 PLTG 142 - 20 - - - - - - - 162 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 8 33 38 45 78 10 - - - - 212 PLTA - - - - - - 110 190 416 - 716 PLT Lain 6 - - 10 - - - - - - 16 Jumlah 236 109 78 176 560 851 230 205 436 75 2.956 Unallocated - PLTU - - - 30 453 571 292 278 532 550 2.706 PLTP - - - - - - 10 15 25 45 95 PLTGU - - - - - - - - - - - PLTG - - 15 510 126 60 105 50 120 80 1.066 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM - - 2 20 29 21 5 3 - - 79 PLTA - - - - 10 43 77 284 182 150 746 PLT Lain - - 64 55 11 - - - - 4 133 Jumlah - - 81 615 628 695 489 629 859 829 4.824 73 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.15. Rencana Penambahan Pembangkit Wilayah Operasi Indonesia Timur (MW) lanjutan Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah PLTU 264 467 500 831 1.025 1.432 392 293 532 550 6.286 PLTP - 5 - - 25 50 30 50 45 200 405 PLTGU 60 - - 300 150 150 - - - - 660 PLTG 250 - 190 840 256 65 105 50 120 80 1.956 PLTD - - - - - - - - - - - PLTM 13 42 48 70 110 31 5 3 - - 321 PLTA - 20 - 10 40 70 187 474 598 314 1.712 PLT Lain 6 - 65 65 11 - - - - 4 151 Jumlah 593 534 803 2.116 1.616 1.798 719 869 1.295 1.148 11.491 Neraca Daya Sistem Kalbar: Proyeksi kebutuhan beban dan rencana penambahan pembangkit di sistem Kalbar periode 2013-2022 sebagaimana terdapat pada Tabel 6.16 berikut : Tabel 6.16. Neraca Daya Sistem Kalimantan Barat Tahun 2013 – 2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kebutuhan Produksi GWh 1.371 1.632 1.855 2.373 2.907 3.302 3.675 4.088 4.544 5.040 Faktor Beban % 67 67 66 66 66 66 66 66 67 67 Beban Puncak MW 234 280 319 413 506 575 636 703 776 856 Pasokan Kapasitas Terpasang MW 335 434 136 79 131 139 139 139 139 139 Daya Mampu MW 270 360 123 71 119 126 126 126 126 126 PLN MW 105 105 30 30 30 30 30 30 30 30 PLTG-HSD PLN (Siantan) MW 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 PLTD-MFO PLN (Sei Raya & Siantan) MW 61 61 - - - - - - - - PLTD-MFO PLN (Sei Wie & Sudirman) MW 14 14 - - - - - - - - Interkoneksi sistem-sistem isolated MW - - - 41 89 96 96 96 96 96 Sewa MW 164 254 93 - - - - - - - Retired & Mothballed (PLN) MW - - 75 - - - - - - - Tambahan Kapasitas PLN ON-GOING DAN COMMITTED Pantai Kura-Kura (FTP1) PLTU 55 Parit Baru (FTP1) PLTU 100 Parit Baru (FTP2) PLTU 100 IPP ON-GOING DAN COMMITTED RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Kalbar - 1 PLTU 100 100 Kalbar - 2 (usulan baru) PLTU 200 200 Peaker PLTG/MG 100 Nanga Pinoh*) PLTA 98 Pade Kembayung PLTA 30 Power Purchase dgn SESCo (Peaking) 275 KV 180 Power Purchase dgn SESCo (Baseload) 275 KV 50 -50 Total Tambahan MW 0 0 385 100 200 100 0 150 200 128 Total Kapasitas Sistem MW 335 434 471 514 766 874 874 1074 1274 1402 Total Daya Mampu Netto MW 270 360 508 556 804 911 911 1061 1261 1389 Interkoneksi dengan Sesco dapat diperpanjang, namun dengan masuknya PLTU Kalbar-2, import dari Sesco hanya untuk Peaking. RUPTL 74 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Neraca Daya Sistem Kalseltengtimra: Proyeksi kebutuhan beban dan rencana penambahan pembangkit di sistem Kalseltengtimra (Kalimantan Selatan, Tengah, Timur dan Utara) periode 2013 – 2022 sebagaimana terdapat pada neraca daya sesuai Tabel 6.17. Rencana penempatan pembangkit disesuaikan beban regional sistem secara seimbang dengan menganut kriteria regional balance. Beberapa hal yang menjadi perhatian pada Sistem Kalseltengtimra antara lain: - Sistem ini direncanakan akan terbentuk pada tahun 2016 setelah konstruksi transmisi interkoneksi 150 kV Kalselteng – Kaltim selesai dan beroperasi, yang membentang dari Tanjung, Kuaro, Petung hingga Karangjoang. - Di sistem Kalseltengtimra akan dibangun pembangkit dalam jumlah cukup besar untuk memberikan kepastian kepada masyarakat setempat bahwa ke depan di Kalseltengtimra akan tersedia listrik dalam jumlah yang cukup dan bahkan berlebih. - Untuk memenuhi kebutuhan beban puncak dan sekaligus sebagai antisipasi mengisi kekurangan daya sebagai akibat adanya beberapa proyek pembangkit IPP yang terindikasi akan mundur dari jadwal semula, direncanakan memperbesar kapasitas pembangkit peakerdi Kalsel dengan menggunakan bahan bakar LNG. - Penyiapan kecukupan pasokan LNG untuk memenuhi kebutuhan bahan bakar pembangkit peakertersebut termasuk pembangkit existing. - Adanya proyek-proyek tersebut, makareserve margin2016 – 2022 masih dalam batas yang diperbolehkan yaitu antara 30% sampai 53%. Tabel 6.17. Neraca Daya Sistem Kalseltengtimra Tahun 2013 – 2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Interkoneksi Kalselteng - Kaltim (2016) Interkoneksi Kalselteng-Kaltim-Kaltara (2018) Kebutuhan Produksi GWh 5.154 6.304 7.744 8.495 9.376 10.545 11.390 2.277 13.178 14.190 Faktor Beban % 69,5 69,5 69,8 69,7 70,8 71,2 71,5 71,6 71,8 71,9 Beban Puncak MW 847 1.036 1.266 1.391 1.511 1.690 1.819 1.956 2.095 2.252 Pasokan Kapasitas Terpasang MW 970 969 862 682 335 390 390 390 390 390 Daya Mampu MW 815 814 708 527 299 354 354 354 354 354 PLN 388 394 400 400 238 272 272 272 272 272 SWASTA 428 420 308 128 61 82 82 82 82 82 Retired & Mothballed 21 - - - 143 - - - - - Tambahan Kapasitas PLN On Going & Committed Pulang Pisau (FTP1) PLTU - - 120 - - - - - - - Asam Asam (FTP1) PLTU 130 - - - - - - - - - Bangkanai (FTP2) PLTG/MG/GU - - 155 70 70 - - - - - Kaltim Peaking (APBN) PLTG 100 - - - - - - - - - Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) PLTU - 220 - - - - - - - - Sampit PLTU - - - 50 - - - - - - IPP On Going & Committed Senipah PLTG 82 - - - - - - Embalut (Ekspansi) PLTU - 50 - - - - - - - - Senipah (ST) PLTGU - - - - 35 - - - - - RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS 75 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.17. Neraca Daya Sistem Kalseltengtimra Tahun 2013 – 2022 lanjutan Proyek 20132 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kalsel Peaker 1 PLTG/MG/GU - - - 200 - - - - - - Kalsel Peaker 2 PLTG/MG/GU - - - - - - - - 50 - Kaltim Peaker 2 PLTG/MG/GU - - - 100 - - - - - - Kaltim Peaker 3 PLTG/MG/GU - - - - - - - - 50 - Kelai PLTA - - - - - - - - - 55 Kusan PLTA - - - - - - - - - 65 Kalsel (FTP2) PLTU - - - - 100 100 - - - - Kalselteng 1 PLTU - - - - - 100 100 - - - Kalselteng 2 PLTU - - - - 200 - - - Kalselteng 3 PLTU - - - - 50 50 - - - - Kaltim (FTP2) PLTU - - - - 100 100 - - - - Kaltim (MT) PLTU - - - - - 55 - - - - Kaltim 3 PLTU - - - - - - - 150 150 - Kaltim 4 PLTU - - - - - 100 - - - - Total Tambahan Kapasitas MW 312 270 275 420 555 505 100 150 250 120 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 1.282 1.551 1.719 1.959 2.167 2.727 2.827 2.977 3.227 3.347 TOTAL DAYA MAMPU NETTO MW 1.127 1.396 1.565 1.804 2.131 2.691 2.791 2.941 3.191 3.311 Neraca Daya Sistem Sulbagut: Sistem Sulawesi Bagian Utara (Sulbagut) merupakan pengembangan dari sistem interkoneksi 150 kV Minahasa – Gorontalo ke arah Sulawesi Tengah bagian Utara yaitu arah Moutong, Tolitoli, hingga Buol. Proyeksi kebutuhan beban dan rencana penambahan kapasitas pembangkit di sistem Sulbagut periode 2013-2022 terdapat pada neraca daya sesuai Tabel 6.18. Tabel 6.18. Neraca Daya Sistem Sulbagut Tahun 2013 – 2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kebutuhan Interkoneksi Sulut - Gorontalo - Tolitoli (2016) Produksi Energi GWh 1.777 2.000 2.182 2.536 2.787 3.075 3.391 3.740 4.119 4.539 Load Factor % 65 65 66 65 65 66 66 66 66 67 Beban Puncak MW 311 349 379 445 487 535 587 645 708 777 Pasokan Kapasitas Terpasang MW 386 386 386 282 195 195 195 195 195 195 Daya Mampu Netto MW 336 336 336 232 168 168 168 168 168 168 PLN MW 227 227 227 227 164 164 164 164 164 164 SWASTA MW IPP MW 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 SEWA MW 104 104 104 - - - - - - - Retired & Mothballed - - - - 63 - - - - - Tambahan Kapasitas SEWA PLTU Sewa Amurang (2x25) PLTU 50 PLN ON GOING & COMMITTED Gorontalo (FTP1) PLTU 50 Sulut I (FTP1) PLTU 25 25 IPP ON GOING & COMMITTED Molotabu PLTU 20 - Gorontalo (Terkendala) PLTU 12*) RUPTL 76 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.18. Neraca Daya Sistem Sulbagut Tahun 2013 – 202 lanjutan Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Tolitoli PLTU 15 30 Sulut 3 PLTU 100 Sulbagut 1 PLTU 50 50 Sulbagut 2 PLTU - 100 100 Sulbagut 3 PLTU 60 Poigar 2 PLTA 30 Sawangan PLTA 12 Minahasa Peaker PLTG/MG/GU - 150 Gorontalo Peaker PLTG/MG/GU 100 Kotamobagu 1, 2 (FTP2) PLTP 40 Kotamobagu 3, 4 (FTP2) PLTP 40 Lahendong 5 (FTP2) PLTP - 20 Lahendong 6 (FTP2) PLTP - 20 Total Tambahan Kapasitas MW 20 0 50 240 175 180 92 50 100 180 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 406 406 456 592 680 860 952 1002 1102 1282 TOTAL DAYA MAMPU NETTO MW 356 356 406 542 653 833 925 975 1075 1255 Beberapa hal yang menjadi perhatian pada Sistem Sulbagut antara lain: Pada tahun 2014 - 2015 perlu dilakukan penambahan kapasitas pembangkit secara cepat dan bersifat sementara agar tidak terjadi defisit daya, sebelum pembangkit non-BBM selesai pembangunannya. Adanya indikasi bahwa beberapa proyek PLTU batubara diperkirakan akan mundur dari jadwal semula. Untuk mengisi kekurangan daya dan sekaligus dalam rangka memenuhi kebutuhan beban puncak, direncanakan penambahan kapasitas pada proyek peakeryaitu PLTG/GU/MG Minahasa Peaker150 MW dan Gorontalo Peaker100 MW. Adanya proyek-proyek tersebut, maka reserve margin2016 - 2022 masih dalam batas yang diperbolehkan yaitu antara 30% sampai 58%. Neraca Daya Sistem Sulbagsel: Sistem Sulbagsel merupakan penggabungan sistem Sulsel-Sulbar, Sulteng dan sistem Sultra. Sistem ini direncanakan akan terbentuk pada tahun 2016 setelah proyek transmisi 150 kV interkoneksi sistem Sulsel dengan sistem Sultra selesai dibangun termasuk IBT 275/150 kV GI Wotu. Rencana penempatan pembangkit di sistem Sulsel-Sulbar, Sultra, Sulteng diupayakan seimbang dengan menganut kriteria regional balance. Proyeksi kebutuhan beban dan rencana penambahan pembangkit di sistem Sulbagsel periode 2013-2022 sebagaimana terdapat pada neraca daya sesuai Tabel 6.19. 77 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.19. Neraca Daya Sistem Sulbagsel Tahun 2013 - 2022 PROYEK 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kebutuhan Sistem Sulsel interkoneksi dengan Palu (2014) dan Sultra (2016) Produksi GWh 5.776 6.892 8.066 9.491 10.431 11.474 12.482 13.849 15.014 16.191 Faktor Beban % 63 63 63 64 65 65 65 65 65 65 Beban Puncak Bruto MW 1.042 1.241 1.451 1.690 1.842 2.013 2.186 2.426 2.626 2.830 Pasokan Kapasitas Terpasang 1.533 1.495 1.490 1.270 1.140 909 909 935 935 935 Daya Mampu MW 1.396 1.366 1.361 1.141 1.013 835 835 861 861 861 PLN MW 370 379 379 379 380 202 202 228 228 228 IPP MW 695 695 695 695 633 633 633 633 633 633 Sewa MW 331 293 288 68 - - - - - - Retired & Mothballed 25 - - - - 178 - - - - Tambahan Kapasitas Rencana PLN On Going & Comitted Sulsel Barru #1 (FTP1) PLTU 50 - - - - - - - - - Nii Tanasa/Kendari #2 (FTP1) PLTU 10 - - - - - - - - - Nii Tanasa/Kendari (Ekspansi) PLTU - 10 - - - - - - - - PLTM Tersebar PLTM - - 4 6 - - - - - - IPP On Going & Committed Sengkang (GT 22) PLTG 60 - - - - - - - - - Sengkang (ST 28) PLTGU 60 - - - - - - - - - Mamuju PLTU - - - 50 - - - - - - Tawaeli Ekspansi PLTU - - - 30 - - - - - - RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Makassar Peaker PLTG/MG/GU - - - 300 150 150 - - - - Punagaya (FTP2) PLTU - - - 200 - - - - - - Jeneponto 2 PLTU - - - - - 225 - - - - Kendari 3 PLTU - - - - - 100 - - - - Sulsel Barru 2 PLTU - - - - 100 - - - - - Sulsel 2 PLTU - - - - - 200 200 - - - Palu 3 PLTU - - - - 100 - - - - - Sulsel 3/Takalar PLTU - - - - - - - - - 200 Wajo PLTMG - - 20 - - - - - - - Poso 2 2x66 PLTA - - - - - - - - 66 66 Poko PLTA - - - - - - - 117 117 - Konawe PLTA - - - - - - - - 50 - Watunohu PLTA - - - - - - - - 15 - Bakaru 2 PLTA - - - - - - - 126 - - Karama Baseload (Unsolicited) PLTA - - - - - - - 100 - - Karama Peaking (Unsolicited) PLTA - - - - - - - - 350 - Bonto Batu (FTP2) PLTA - - - - - - 110 - - - Malea (FTP2) PLTA - - - - - - - 90 - - Bora Pulu (FTP2) PLTP - - - - - - - - - 55 Marana/Masaingi (FTP2) PLTP - - - - - - - - - 20 Lainea PLTP - - - - - - - - - 20 RUPTL 78 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.19. Neraca Daya Sistem Sulbagsel Tahun 2013 - 2022 lanjutan 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 PLTM Tersebar PLTM - 19 21 34 38 - - - - - Total Tambahan Kapasitas MW 180 29 45 620 388 675 310 433 598 361 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 1.713 1.703 1.744 2.143 2.401 2.846 3.156 3.615 4.213 4.574 TOTAL DAYA MAMPU NETTO MW 1.576 1.575 1.615 2.015 2.274 2.771 3.081 3.540 4.138 4.499 Beberapa hal yang menjadi perhatian pada Sistem Sulbagsel antara lain: - Sampai dengan tahun 2014, pasokan daya di sistem ini diperkiran tersedia dalam jumlah yang cukup dan bahkan sedikit berlebih. - Periode 2015 – 2017 diperkirakan tidak ada proyek pembangkit non-BBMbase load yang akan masuk sistem karena mundur dari jadwal semula, namun di sisi lain banyak calon pelanggan smelteryang diperkirakan akan mulai beroperasi sehingga daya yang ada diperkirakan akan terserap habis dan bahkan mungkin tidak semuanya dapat dilayani. - Untuk mengisi kekurangan daya agar sampai dengan 2017 tidak terjadi defisit, proyek pembangkitpeaker berbahan bakar LNG yaitu PLTG/GU/MG Makassar Peaker dipercepat pembangunannya dan kapasitasnya menjadi 450 MW, sekaligus untuk memenuhi kebutuhan beban puncak. Proyek – Proyek Strategis Beberapa proyek kelistrikan strategis di Indonesia Timur 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 Sulawesi, Maluku dan Papua yang menjadi andalan pasokan listrik setempat. - PLTG/GU/MG Bangkanai 280 MW dan PLTG/GU/MG Lombok 150 MW yang dilengkapi CNG storageuntuk dapat dioperasikan sebagai pembangkit peaking, pembangunan PLTG/GU/MG peakingdi Kalimantan, Sulawesi, dan kawasan lainnya dengan bahan bakar LNG. - 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 peakingdan pembangkit kecil tersebar di wilayah operasi Indonesia Timur. - Proyek transmisi 275 kV Palopo – Enrekang – Sidrap – Daya Baru – Bantaeng, untuk evakuasi daya dari beberapa proyek PLTA ke pusat beban di Makassar dan sekitarnya hingga Bantaeng, dimana lokasi PLTA diperkirakan di sekitar perbatasan Sulsel, Sulbar dan Sulteng. - Proyek transmisi 150 kV di Kalimantan Utara untuk mendukung percepatan pembangunan pembangkit non-BBM. - Proyek-proyek transmisi terkait dengan evakuasi daya dari pembangkit non-BBM ke pusat beban. 6.4.8. Penambahan Kapasitas pada Sistem Jawa Bali Penambahan Pembangkit Sistem Jawa Bali Pada Tabel 6.20 diperlihatkan jumlah kapasitas dan jenis pembangkit yang dibutuhkan dalam kurun waktu 2013 – 2022 untuk wilayah Jawa-Bali. 79 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.20. Rencana Penambahan Pembangkit Sistem Jawa-Bali (MW) Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah PLN PLTU 1.680 1.360 2.000 1.000 6.040 PLTP - PLTGU 300 600 900 PLTG 57 152 1 3 3 216 PLTM - PLTA 110 110 PS 1.040 1.040 PLT Lain 1 1 Jumlah 1.680 1.417 452 602 1.150 3 - - 2.003 1.000 8.307 IPP - PLTU 130 250 1.239 4.350 4.210 2.660 400 13.239 PLTP 55 30 30 225 1.265 110 220 1.935 PLTGU - PLTG - PLTM 7 22 68 126 131 353 PLTA 47 47 PS - PLT Lain 50 50 Jumlah 7 257 348 1.395 403 4.350 5.475 2.770 220 400 15.624 Unallocated Unallocated - PLTU 315 1.000 1.000 1.000 3.315 PLTP 10 855 865 PLTGU 800 1.450 2.250 PLTG - PLTM - PLTA 199 199 PS 450 450 900 PLT Lain - Jumlah - - - - 1.115 1.450 1.209 1.450 450 1.855 7.529 Total - PLTU 1.680 1.490 250 1.239 315 4.350 5.210 3.660 2.000 2.400 22.594 PLTP - 55 30 30 225 - 1.275 110 220 855 2.800 PLTGU - - 300 600 800 1.450 - - - - 3.150 PLTG - 57 152 1 - 3 - - 3 - 216 PLTM 7 22 68 126 131 - - - - - 353 PLTA - - - - 157 - 199 - - - 356 PS - - - - 1.040 - - 450 450 - 1.940 PLT Lain - 50 - 1 - - - - - - 51 Jumlah 1.687 1.674 800 1.997 2.668 5.803 6.684 4.220 2.673 3.255 31.460 RUPTL 80 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.20 menunjukkan hal-hal sebagai berikut: - Tambahan kapasitas pembangkit tahun 2013 – 2022 adalah 31,5 GW atau penambahan kapasitas ratarata 31,2 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebesar 353 MW dan PLT Bayu 50 MW. - PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 22,6 GW atau 71,8%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 3,1 GW atau 10,0% dan PLTG/MG 0,2 GW atau 0,7%. Sementara untuk energi terbarukan khususnya panas bumi sebesar 2,8 GW atau 8,9%, PLTA/PLTM/ pumped storagesebesar 2,6 GW atau 8,4%, dan pembangkit lainnya 0,05 GW atau 0,2%. Neraca Daya Sistem Jawa Bali Neraca daya sistem Jawa-Bali dapat dilihat pada Tabel 6.21. Tabel 6.21. Neraca Daya Sistem Jawa-Bali Tahun 2013-2022 Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Kebutuhan GWh 144.010 157.183 170.232 183.486 197.293 211.527 226.314 241.805 257.968 274.850 Pertumbuhan % 8,8 9,1 8,3 7,8 7,5 7,2 7,0 6,8 6,7 6,5 Produksi GWh 163.501 178.009 192.714 207.605 223.336 239.235 255.816 273.475 292.238 312.111 Faktor Beban % 78,4 78,5 78,6 78,7 78,8 78,9 79,0 79,1 79,2 79,3 Beban Puncak Bruto MW 23.801 25.880 27.982 30.106 32.346 34.605 36.957 39.458 42.112 44.919 KAPASITAS Daya Mampu Netto MW 29.053 29.028 29.028 29.028 29.028 29.028 27.997 27.997 27.997 27.997 Kapasitas Terpasang MW 30.285 30.261 30.261 30.261 30.261 30.261 29.229 29.229 29.229 29.229 PLN MW 24.625 24.601 24.601 24.601 24.601 24.601 23.569 23.569 23.569 23.569 Retired/Mothballed -200 -25 0 0 0 0 -1031000 IPP MW 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 5.660 PLN On-going dan Committed Pelabuhan Ratu PLTU 700 350 Pacitan PLTU 630 Tj. Awar-awar PLTU 350 350 Adipala PLTU 660 Indramayu #4 (FTP2) PLTU 1.000 Upper Cisokan PS (FTP2) PLTA 1.040 Sub Total PLN On-going & Committed 1.680 1.360 - - 1.040 - - - - 1.000 IPP On-going dan Committed Celukan Bawang PLTU 130 250 Banten PLTU 625 Sumsel-8 MT PLTU 1.200 Sumsel-9 MT (PPP) PLTU 600 600 Sumsel-10 MT (PPP) PLTU 600 Cilacap exp PLTU 614 Madura 2x200 MW (FTP2) PLTU 400 Jawa Tengah (PPP) PLTU 950 950 Rajamandala PLTA 47 Patuha (FTP2) PLTP 55 110 Kamojang-5 (FTP2) PLTP 30 Karaha Bodas (FTP2) PLTP 30 110 Tangkuban Perahu 1 (FTP2) PLTP 110 Ijen (FTP2) PLTP 110 Iyang Argopuro (FTP2) PLTP 55 Wilis/Ngebel (FTP2) PLTP 110 55 81 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.21. Neraca Daya Sistem Jawa-Bali Tahun 2013-2022 lanjutan Proyek 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Cibuni (FTP2) PLTP 10 Tangkuban Perahu 2 (FTP2) PLTP 60 Cisolok - Cisukarame (FTP2) PLTP 50 Ungaran (FTP2) PLTP 55 Wayang Windu (FTP2) PLTP 220 Dieng (FTP2) PLTP 115 Tampomas (FTP2) PLTP 45 Baturaden (FTP2) PLTP 220 Guci (FTP2) PLTP 55 Rawa Dano (FTP2) PLTP 110 Umbul Telomoyo (FTP2) PLTP 55 Gn. Ciremai (FTP2) PLTP 110 Gn. Endut (FTP2) PLTP 55 Sub Total IPP On-going & Committed - 185 280 1.269 272 3.350 2.815 110 220 400 RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Jawa-1 (Load Follower) PLTGU 800 Jawa-2 (Load Follower) PLTGU 800 Muara Tawar Add-on Blok 2,3,4 PLTGU 650 Peaker Muara Karang PLTGU 450 Peaker Grati PLTGU 300 150 Peaker Pesanggaran PLTMG 50 150 Karangkates #4-5 (Jatim) PLTA 100 Kesamben (Jatim) PLTA 37 Kalikonto-2 (Jatim) PLTA 62 Jatigede (FTP2) PLTA 110 Matenggeng PS PLTA 450 450 Indramayu #5 PLTU 1.000 Lontar Exp #4 PLTU 315 Jawa-1 (FTP2) PLTU 1.000 Jawa-3 (FTP2) PLTU 660 660 Jawa-4 (FTP2) PLTU 1.000 1.000 Jawa-5 (FTP2) PLTU 1.000 1.000 Jawa-6 (FTP2) PLTU 2.000 Jawa-7 PLTU 1.000 1.000 Iyang Argopuro PLTP 220 Cisolok - Cisukarame PLTP 110 Ungaran PLTP 140 Dieng PLTP 110 Bedugul PLTP 10 Gn. Lawu PLTP 165 Arjuno Welirang PLTP 110 Sub Total Rencana Tambahan Kapasitas - 50 450 600 1.225 2.450 3.869 4.110 2.450 1.855 Total Tambahan Kapasitas 1.680 1.595 730 1.869 2.537 5.800 6.684 4.220 2.670 3.255 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 31.965 33.536 34.266 36.135 38.672 44.472 50.124 54.344 57.014 60.269 TOTAL DAYA MAMPU NETTO MW 30.733 32.303 33.033 34.902 37.439 43.239 48.892 53.112 55.782 59.037 RUPTL 82 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pada Tabel 6.21 dapat dilihat bahwa proyek PLTU batubara 10.000 MW (PerPres No. 71/2006) yang telah selesai dan beroperasi hingga triwulan ketiga tahun 2013 adalah sebesar 630 MW, yaitu PLTU Pacitan Unit 1-2 (2x315 MW), sedangkan yang akan beroperasi sampai akhir Desember 2013 sebesar 1.050 MW, yaitu PLTU Pelabuhan Ratu Unit 1-2 (2x350 MW) dan PLTU Tanjung Awar-Awar Unit-1 (1x350 MW). Dari neraca daya sistem Jawa Bali di atas diperolehreserve margin (RM) daya mampu netto bervariasi antara 16 – 36%, dengan cadangan paling rendah terjadi pada tahun 2015 (18%), 2016 (16%) dan 2017 (16%) karena keterlambatan beberapa pembangkit besar seperti PLTU Sumsel-8 (2x600 MW), PLTU Jawa Tengah (2x950 MW), PLTU Madura (2x200 MW), PLTU Jawa-1 (1x1.000 MW), PLTU Jawa-3 (2x660 MW) serta beberapa PLTP sebesar 400 MW. Kondisi RM yang tipis terjadi pada tahun 2015 hingga 2017, oleh karena itu diperlukan antisipasi langkah-langkah operasi untuk mengatasi RM yang tipis tersebut. Dalam neraca daya sistem Jawa Bali terdapat beberapa pembangkit yang jadwal COD nya mundur, pembangkit yang COD nya harus dimajukan untuk menaikkan reserve marginpada tahun tertentu, perubahan nama pembangkit, perubahan unit sizedan adanya tambahan pembangkit baru, yaitu: O Pembangkit yang jadwalnya mundur dalam tahun 2013-2016 adalah: - PLTU FTP-1 Pelabuhan Ratu (350 MW) dan PLTU Tanjung Awar-Awar (350 MW) mundur dari tahun 2013 ke 2014. - PLTU Exp Lontar #4 (315 MW) mundur dari tahun 2016 ke 2017. - PLTU IPP Celukan Bawang (2x125 MW) mundur dari tahun 2014 ke 2015, PLTU IPP Sumsel 8 MT (1.200 MW) mundur dari tahun 2016 ke 2018 dan PLTU IPP Madura (400 MW) mundur dari tahun 2016 ke 2022. - PLTGU Peaker Muara Karang (450 MW) mundur dari tahun 2015 ke 2016 dan PLTGU Jawa-1 (800 MW) mundur dari tahun 2015 ke 2017. - PLTA Rajamandala (47 MW) dan PLTA Jatigede (110 MW) mundur dari tahun 2016 ke 2017 dan sebagian besar PLTP FTP-2 (220 MW) mundur dari tahun 2016 ke 2019. O Pembangkit yang jadwalnya mundur dalam tahun 2017 – 2022 adalah: - PLTU IPP Jawa Tengah (2x950 MW) mundur dari 2017/2018 ke 2018/2019, PLTU Jawa-1 (1.000 MW) mundur dari 2017 ke 2018, PLTU Jawa-3 (2x660 MW) mundur dari tahun 2017 ke 2019/2020, PLTU MT Sumsel-9 (600 MW) mundur dari 2018 ke 2019, PLTU Jawa-5 (1.000 MW) mundur dari 2018 ke 2019. - PLTU Indramayu #4 (1.000 MW) mundur dari tahun 2018 ke 2022 dan PLTU Indramayu #5 (1.000 MW) mundur dari tahun 2020 ke 2022. - PLTA Karang Kates (100 MW), PLTA Kesamben (37 MW) dan PLTA Kalikonto (62 MW) mundur dari 2018 ke 2019. O Akibat keterlambatan pembangkit yang semula direncanakan beroperasi pada tahun 2015 - 2017, RM netto tahun 2015 - 2017 turun menjadi sangat rendah. PLTGU Muara Karang (450 MW), PLTGU Grati (450 MW), PLTMG Pesanggaran (200 MW) dan PLTGU Jawa 1 (800 MW) serta PLTU IPP seperti; PLTU Celukan Bawang, PLTU Banten, PLTU Cilacap Ekspansi harus bisa beroperasi dalam tahun 2014 – 2017 untuk menjaga RM tidak makin menurun. O Pembangkit yang mengalami perubahan sebagai berikut: (i) Perubahan jenis pembangkit dan unit size: PLTG Muara Karang (400 MW) menjadi PLTGU Muara Karang (450 MW) dan PLTG Grati (300 MW) menjadi PLTGU Grati (450 MW), dengan pertimbangan PLTGU lebih efisien dan mampu beroperasi daily start-stop sebagai peaker,(ii) PLTGU Jawa 1 dan Jawa 2 dari 750 MW menjadi 800 MW mengikuti perkembangan kapasitas sesuai teknologi terkini yang lebih efisien, (iii) Perubahan lokasi yaitu PLTU Jawa-6 lokasi Bojonegara menjadi lokasi Karawang, (iv) Penambahan pembangkit baru: PLTU Jawa 7 (2x1.000 MW), 83 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 (v) Pembangkit yang dikeluarkan dari RUPTL: PLTG Semarang (150 MW) karena masa berlaku Loantelah berakhir dan tidak diperpanjang, dan PLTP Kamojang Unit 6 (60 MW), karena dari hasil studi reservoir PGE tidak dimungkinkan untuk mengembangkan PLTP Kamojang 6, namun hanya bisa untuk mengembangkan PLTP Kamojang 5 (30 MW). O Terdapat beberapa proyek pembangkit strategis berskala besar yang direncanakan sebagai berikut: - PLTU Jawa Tengah (2x950 MW): Proyek ini sangat strategis, merupakan proyek kelistrikan pertama yang menggunakan skema Kerjasama Pemerintah dan Swasta (KPS) dengan PerPres No. 67/2005 jo PerPres No. 13/2010, dibutuhkan sistem pada tahun 2017 dan 2018, tapi karena pembebasan lahan belum tuntas, maka COD mundur menjadi tahun 2018/2019. - PLTU Indramayu (2x1.000 MW): Proyek ini sangat strategis, relatif dekat dengan pusat beban di Jabodetabek. Dibutuhkan sistem pada tahun 2018/2020, karena pada saat ini PLTU Indramayu menghadapi ketidakpastian mendapatkan perizinan dari Pemda, sehingga ada risiko COD mundur menjadi tahun 2022. Sebagai mitigasi risiko keterlambatan tersebut, PLN mempunyai opsi untuk membangun PLTU Jawa-7 yang berlokasi di Bojonegara pada tahun 2019 karena telah dilakukan preFS dan PLN telah memiliki lahan di Bojonegara. - PLTU Jawa-1 (1.000 MW): dikembangkan sebagai ekspansi dari IPP yang telah beroperasi dengan titik koneksi ke GITET Mandirancan. - PLTU Jawa-3 (2x660 MW): dapat dialokasikan untuk PLTU IPP Tanjung Jati A yang akan dikembangkan oleh PT TJPC, atau pembangunan PLTU baru oleh IPP, dengan titik koneksi ke switching station500 kV antara Pemalang dan Indramayu. - PLTU Jawa-4 (2x1.000 MW): dapat dikembangkan sebagai ekspansi dari IPP yang telah beroperasi, atau pembangunan PLTU baru oleh IPP, dengan titik koneksi ke GITET Tanjung Jati atau di tempat lain sesuai kebutuhan sistem. - PLTU Jawa-5 (2x1.000 MW) akan dilaksanakan oleh IPP dengan lokasi di Karawang/Bekasi atau di tempat lain sesuai kebutuhan sistem yang berfungsi untuk menjaga tegangan sistem 500 kV di Jakarta sehingga ditempatkan sedekat mungkin dengan pusat beban Jakarta dengan titik koneksi GITET Muara Tawar untuk beroperasi pada tahun 2019/2020. - PLTU Jawa-6 (2x1.000 MW) akan dilaksanakan oleh PLN: Pada RUPTL 2012 - 2021 pembangkit ini berlokasi di Bojanegara. Dalam RUPTL ini lokasi PLTU Jawa-6 dipindah ke Karawang/Bekasi atau di tempat lain sesuai kebutuhan sistem yang berfungsi untuk menjaga tegangan sistem 500 kV di Jakarta sehingga ditempatkan sedekat mungkin dengan pusat beban Jakarta dengan titik koneksi GITET Muara Tawar untuk beroperasi pada tahun 2021. - PLTU Jawa-7 (2x1.000 MW): dapat dikembangkan sebagai proyek PLN atau IPP, berlokasi di Bojonegara dengan titik koneksiIncomer - doublepi SUTET Suralaya Baru – Bojanegara – Balaraja Baru pada tahun 2019/2020. - PLTGU Jawa-1 (800 MW): berlokasi di Gresik untuk memenuhi kebutuhan pembangkit medium, direncanakan akan beroperasi mulai dari tahun 2017, diharapkan akan mendapat pasokan gas dari blok Cepu. - PLTGU Jawa-2 (800 MW): berlokasi di Grati untuk memenuhi kebutuhan pembangkit medium, pada saat ini belum ada indikasi pasokan gas untuknya. O Lokasi PLTU dan PLTGU masih dapat berubah sesuai dengan perkembangan dalam penyiapan proyek di lapangan. RUPTL 84 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Regional Balance Sistem Jawa Bali Apabila dilihat reserve marginper region yang sangat berbeda antara Jawa Bagian Barat, Jawa Tengah dan Jawa Timur & Bali pada saat ini sebagaimana ditunjukkan pada Tabel 6.22, maka dapat dimengerti apabila PLN merencanakan lokasi pembangkit baru di Jawa bagian Barat agar dapat diperoleh regional balance. Tabel 6.22. Regional BalanceSistem Jawa Bali Tahun 2012 Regional Balance Jawa Bagian Barat Jawa Tengah Jawa Timur dan Bali Kapasitas Terpasang (MW) 16.751 5.470 8.304 Beban Puncak (MW) 13.166 3.277 5.835 Reserve (%) 27 67 42 Kandidat lokasi untuk membangun pembangkit baru tersebut adalah Bekasi, Indramayu, Cirebon, Banten, Lontar, Bojonegara dan Muara Karang. 6.4.9. Partisipasi Listrik Swasta Partisipasi listrik swasta dalam bidang ketenagalistrikan masih sangat diperlukan dalam RUPTL selama 10 tahun mendatang. Permasalahan dalam pengembangan listrik swasta adalah mundurnyafinancial close, government guarantee, pembebasan lahan dan lain sebagainya. Oleh karena itu dalam proses pengembang listrik swasta dibutuhkan proses pengadaan yang dapat mendapatkan pengembang yang betul-betul mampu melaksanakan proyek dengan baik. Secara umum porsi listrik swasta terbuka cukup besar bersama-sama dengan PLN dalam pengembangan ketenagalistrikan di Indonesia. Hal ini tercermin dalam tabel-tabel neraca daya maupun uraian per Provinsi pada lampiran. 6.5. Proyeksi Neraca Energi dan Kebutuhan Bahan Bakar Dalam menyusun proyeksi neraca energi dan kebutuhan bahan bakar pada skenario ini, disebut dengan skenario 1, diasumsikan bahwa pasokan batubara selalu tersedia dan pasokan gas/LNG tersedia sesuai dengan kebutuhan. Disamping itu diasumsikan pula jadwal penyelesaian proyek-proyek pembangkit, transmisi dan gardu induk selesai tepat waktu. Pada Bab VIII Analisis Risiko RUPTL 2013-2022 akan diuraikan skenario lain dimana pasokan gas/LNG tidak diperoleh dan penyelesaian proyek-proyek sebagian besar terlambat. 6.5.1. Sasaran Fuel MixIndonesia Fuel Mix2013-2022 Komposisi produksi listrik per jenis energi primer untuk gabungan Indonesia diproyeksikan pada tahun 2022 akan menjadi 65,6% batubara, 16,6% gas alam (termasuk LNG), 11% panas bumi, 5,1% tenaga air, 1,7% minyak dan bahan bakar lainnya seperti diperlihatkan pada Tabel 6.23 dan Gambar 6.4. 85 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.23. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Gabungan Indonesia (GWh) FUEL TYPE 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 HSD 25.356 22.668 17.288 12.476 9.702 5.918 6.072 5.874 6.266 6.855 MFO 4.640 4.662 5.524 5.179 3.980 635 656 653 660 721 Gas 42.468 44.317 45.895 48.860 49.929 45.149 41.762 40.504 39.990 42.553 LNG 10.769 10.105 13.695 16.472 18.564 26.771 26.839 27.038 28.554 29.753 Batubara 113.033 134.066 153.229 173.111 189.722 211.721 226.459 250.577 273.059 288.807 Hydro 10.205 10.475 11.127 11.743 14.635 15.227 16.209 18.196 20.062 21.990 Surya/Hybrid 2 4 4 5 6 6 6 6 7 7 Biomass 37 37 37 105 148 117 109 109 109 109 Impor - - 767 767 767 657 767 767 767 767 Geothermal 9.399 10.375 10.618 11.179 14.693 18.575 29.849 31.695 36.050 48.089 T O T A L 215.909 236.709 258.184 279.899 302.145 324.775 348.727 75.420 405.524 439.650 Gambar 6.4. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Gabungan Indonesia (GWh) Kebutuhan bahan bakar gabungan Indonesia dari tahun 2013 sampai dengan tahun 2022 diberikan pada Tabel 6.24. RUPTL 86 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.24. Kebutuhan Bahan Bakar Gabungan Indonesia No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD ( x 10^3 kl ) 6.679 6.007 4.711 3.414 2.651 1.740 1.812 1.757 1.862 2.019 2 MFO ( x 10^3 kl ) 1.267 1.238 1.599 1.544 1.185 183 191 190 194 212 3 Gas (bcf) 387 396 412 447 448 400 366 357 354 375 4 LNG (bcf) 92 87 119 147 174 242 244 245 258 269 5 Batubara (10^6 ton) 59 71 83 94 106 114 120 131 143 151 6 Biomass (10^3 ton) 1 80 286 474 693 738 745 752 761 770 Catatan: Kebutuhan BBM termasuk pemakaian bahan bakar nabati (biofuel) 6.5.2. Sasaran Fuel MixSumatera Komposisi produksi listrik per jenis energi primer di Sumatera diproyeksikan pada tahun 2022 akan menjadi 49% batubara, 17% gas alam, 11% tenaga air, 1% minyak dan 22% panas bumi seperti diperlihatkan pada Tabel 6.25 dan Gambar 6.5. Tabel 6.25. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera (GWh) No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD 11.310 9.724 5.566 3.178 2.889 744 727 726 713 701 2 MFO 1.263 1.005 952 447 262 38 40 42 - - 3 Gas 6.755 7.388 7.708 8.797 8.948 8.756 7.482 7.428 7.533 7.599 4 LNG - - 1.640 3.475 3.781 4.520 5.247 5.321 5.231 5.354 5 Batubara 8.242 12.238 17.714 20.770 22.788 24.901 28.190 32.758 36.139 37.274 6 Hydro 3.411 3.539 3.932 4.355 4.907 5.516 5.890 6.122 6.960 8.160 7 Surya/Hybrid - - - - - - - - - - 8 Biomass 37 37 37 105 148 117 109 109 109 109 9 Impor - - - - - - - - - - 10 Geothermal 701 815 825 1.140 2.860 6.470 8.515 9.286 11.778 16.884 T O T A L 31.719 34.747 38.374 42.268 46.582 51.062 56.200 61.792 68.464 76.080 87 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar 6.5. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera (GWh) Kebutuhan bahan bakar di Sumatera dari tahun 2013 sampai dengan tahun 2022 diberikan pada Tabel 6.26. Tabel 6.26. Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Sumatera No Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD ( x 10^3 kl ) 2.84 2.444 1.455 844 765 186 180 179 175 170 2 MFO ( x 10^3 kl ) 393 295 328 191 106 10 10 11 - - 3 Gas (bcf) 67 748 79 93 95 94 78 79 81 82 4 LNG (bcf) 1 2 17 36 39 47 54 54 53 55 5 Batubara (10^6 ton) 5 7 10 12 13 14 16 18 20 21 6 Biomass (10^3 ton) 1 8 286 474 693 738 745 752 761 770 Catatan: Kebutuhan BBM termasuk pemakaian bahan bakar nabati (biofuel) 6.5.3. Sasaran Fuel Mix Indonesia Timur Komposisi produksi listrik per jenis energi primer di Indonesia Timur diproyeksikan pada tahun 2022 akan menjadi 60% batubara, 12% tenaga air, 16% gas alam, 4% panas bumi dan 7% minyak seperti diperlihatkan pada Tabel 6.27 dan Gambar 6.6. Tabel 6.27. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh) No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD 8.938 8.588 7.286 4.199 3.415 2.112 2.806 2.620 3.025 3.626 2 MFO 2.728 3.015 2.698 2.336 1.597 73 40 40 40 40 3 Gas 2.155 2.595 3.096 3.494 3.893 4.207 3.780 3.701 3.672 3.712 4 LNG - - 290 2.197 3.288 3.797 3.502 3.648 4.012 4.167 5 Batubara 4.974 7.385 10.516 14.838 17.320 22.266 25.371 27.618 29.830 31.852 6 Hydro 1.521 1.663 1.922 2.115 2.453 2.546 2.681 4.007 4.698 5.484 RUPTL 88 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.27. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh) lanjutan No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 7 Surya/Hybrid 2 4 4 5 6 6 6 6 7 7 8 Impor - - 767 767 767 657 767 767 767 767 9 Geothermal 569 569 569 569 753 1.021 1.122 1.350 1.595 2.162 Total 20.887 23.819 27.148 30.520 33.492 36.685 40.075 43.757 47.646 51.817 Gambar 6.6. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur (GWh) Kebutuhan bahan bakar di Indonesia Timur dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2021 diberikan pada Tabel 6.28. Tabel 6.28. Kebutuhan Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD ( x 10^3 kl ) 2.413 2.319 1.967 1.134 922 570 758 708 817 979 2 MFO ( x 10^3 kl ) 677 748 669 579 396 18 10 10 10 10 3 Gas (bcf) 21 25 30 34 38 41 37 36 36 36 4 LNG (bcf) - - 3 21 32 37 34 36 39 41 5 Batubara (10^6 ton) 3 5 7 10 12 15 17 19 20 22 6 Biomass (10^3 ton) Catatan: Kebutuhan BBM termasuk pemakaian bahan bakar nabati (biofuel) 89 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 6.5.4. SasaranFuel MixJawa-Bali Rencana penyediaan energi dan kebutuhan bahan bakar untuk periode tahun 2013 - 2022 berdasarkan jenis bahan bakarnya diberikan pada Tabel 6.29 dan Gambar 6.7. Dalam kurun waktu 2013-2022, kebutuhan batubara meningkat lebih dari 2 kali dan kebutuhan gas alam meningkat hampir 1,3 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 6.29.Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali (GWh) Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 HSD 5.108 4.356 4.436 5.099 3.398 3.062 2.539 2.528 2.528 2.528 MFO 649 642 1.874 2.396 2.122 524 576 571 620 681 Gas 33.558 34.335 35.092 36.569 37.088 32.186 30.500 29.374 28.785 31.242 LNG 10.769 10.105 11.765 10.800 11.495 18.454 18.089 18.069 19.311 20.232 Batubara 99.817 114.443 124.999 37.503 149.614 164.554 172.899 190.201 207.090 219.682 Hydro 5.273 5.273 5.273 5.273 7.275 7.165 7.637 8.067 8.404 8.346 Surya/Hybrid Geothermal 8.129 8.991 9.224 9.470 11.080 11.083 20.212 21.059 22.677 29.043 T O T A L 163.304 178.144 192.662 207.111 222.071 237.028 252.452 269.870 289.414 311.753 Gambar 6.7. Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali (GWh) RUPTL 90 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pada Tabel 6.29 terlihat bahwa batubara mendominasi energi primer lainnya, yaitu 220 TWh dari total produksi 312 TWh (70%) pada tahun 2022. Panas bumi mengalami peningkatan secara signifikan dari 8,1 TWh pada tahun 2013 menjadi 29,0 TWh pada tahun 2021, atau meningkat hingga 3,5 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 2013 menjadi hampir 1,2 kali lipat pada tahun 2022. Neraca energi pada Gambar 6.8 merefleksikan produksi energi setiap pembangkit, termasuk pembangkit Muara Karang, Priok dan Muara Tawar yang menggunakan gas. Situasi pada Gambar 6.8 tersebut adalah untuk memenuhi tuntutan kebutuhan operasi sistem tenaga listrik dimana ketiga pembangkit berbahan bakar gas tersebut harus beroperasi dengan outputyang tinggi (must run). Sebagai dampak dari produksi yang tinggi pada ketiga pembangkit tersebut, akan diperlukan pasokan gas yang cukup besar yang pada saat ini masih belum terpenuhi, sehingga diperkirakan akan terjadi defisit pasokan gas. Apabila kebutuhan gas tersebut tidak dapat dipenuhi secukupnya, maka kebutuhan ini harus disubstitusi dengan bahan bakar lain, yaitu BBM. Proyeksi kebutuhan bahan bakar untuk pembangkit milik PLN dan IPP dapat dilihat pada Tabel 6.30. Volume kebutuhan batubara terus meningkat sampai tahun 2021. Hal ini merupakan konsekuensi dari rencana pengembangan pembangkit yang mengandalkan PLTU batubara sebagai pemikul beban dasar. Tabel 6.30. Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Jawa-Bali No. Fuel Type 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 1 HSD ( x 10^3 kl ) 1.419 1.244 1.289 1.437 963 984 874 870 870 870 2 MFO ( x 10^3 kl ) 198 195 602 774 683 155 171 169 184 202 3 Gas (bcf) 299 296 302 319 315 265 252 242 237 256 4 LNG (bcf) 91 85 99 90 102 158 155 155 165 173 5 Batubara (10^6 ton) 51 60 66 72 81 85 87 93 102 108 6 Biomass (10^3 ton) Catatan: Kebutuhan BBM termasuk pemakaian bahan bakar nabati (biofuel) 6.6. Proyeksi Emisi CO 2 Proses perencanaan sistem pada RUPTL 2013 - 2022 belum memperhitungkan biaya emisi CO 2 sebagai salah satu variabel biaya. Namun demikian RUPTL ini tidak mengabaikan upaya pengurangan emisi CO 2 . Hal ini dapat dilihat dari banyaknya kandidat PLTP dan PLTA yang ditetapkan masuk dalam sistem kelistrikan walaupun mereka bukan merupakan solusi biaya terendah. Penggunaan teknologi boiler supercriticaldan ultrasupercriticaldi Pulau Jawa juga membuktikan bahwa PLN peduli dengan upaya pengurangan emisi CO 2 dari pembangkitan tenaga listrik. Banyaknya emisi dihitung dari jumlah bahan bakar yang digunakan dan dikonversi menjadi emisi CO2 (dalam ton CO 2 ) dengan menggunakan faktor pengali (emission factor) yang diterbitkan oleh IPCC 54 . Pemerintah telah menetapkan Perpres No. 4 Tahun 2010 jo Permen ESDM No. 15 Tahun 2010 jo Permen ESDM No. 1 Tahun 2012 jo Permen ESDM No. 21 Tahun 2013 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 54 IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories. 91 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 terbarukan lainnya akan menghasilkan rencana pengembangan pembangkit yang sedikit berbeda dibandingkan dengan baseline serta dapat menurunkan emisi CO 2 . Emisi CO 2 Indonesia Gambar 6.8 memperlihatkan emisi CO2 yang akan dihasilkan apabila produksi listrik Indonesia dilakukan dengan fuel mix seperti pada Gambar 6.4. Dari Gambar 6.8 dapat dilihat bahwa emisi CO 2 se-Indonesia akan meningkat 2 kali lipat dari 165 juta ton pada 2013 menjadi 339 juta ton tahun 2022. Dari 339 juta ton emisi tersebut, 294 juta ton (86%) berasal dari pembakaran batubara. Gambar 6.8. Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar (Gabungan Indonesia) Average grid emission factor 55untuk Indonesia pada tahun 2013 adalah 0,766 kgCO 2 /kWh, akan meningkat hingga 0,846 kgCO 2 /kWh pada tahun 2017 karena banyak beroperasinya PLTU batubara. Masih tingginya grid emission factorpada tahun 2017 juga disebabkan terlambatnya proyek-proyek PLTP dan PLTA. Namun selanjutnya setelah beroperasinya proyek-proyek PLTP dan PLTA tersebut maka average grid emission factor akan menurun menjadi 0,773 kgCO 2 /kWh pada tahun 2022. Emisi CO 2 Sistem Jawa-Bali Proyeksi emisi CO 2 dari sistem Jawa Bali diperlihatkan pada Gambar 6.9. Emisi akan meningkat hampir 2 kali lipat dari 127 juta ton pada 2013 menjadi 239 juta ton pada 2022. Grid emission factorakan meningkat dari 0,778 kgCO 2/kWh pada 2013 menjadi 0,847 kgCO 2 /kWh pada 2017 karena banyak beroperasinya PLTU FTP-1 dan PLTU IPP, namun selanjutnya akan membaik menjadi 0,767 kgCO 2 /kWh pada 2022. Perbaikan faktor emisi ini dicapai dari peningkatan pemakaian gas alam, panas bumi dan penggunaan teknologi supercritical. 55 Grid emission factordidefinisikan sebagai jumlah CO 2 [kg] per produksi listrik [kWh] RUPTL 92 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 6.9. Emisi CO2per Jenis Bahan Bakar pada Sistem Jawa Bali Emisi CO 2 Wilayah Operasi Sumatera Proyeksi emisi CO 2 dari pembangkitan listrik di Sumatera diperlihatkan pada gambar 6.10. Emisi diproyeksikan akan naik hampir 2 kali lipat dari 22 juta ton menjadi 50 juta ton. Grid emission factormeningkat dari 0,688 kgCO 2/kWh pada 2013 menjadi 0,797 kgCO 2 /kWh pada 2016 karena banyak beroperasinya PLTU batubara namun akan menurun menjadi 0,662 kgCO 2 /kWh pada 2022 dengan asumsi produksi listrik dari panas bumi terkendala oleh keterlambatan konstruksi. Gambar 6.10. Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar pada Wilayah Operasi Sumatera Proyeksi emisi CO 2 dari pembangkitan listrik di Indonesia Timur diperlihatkan pada Gambar 6.11. Emisi naik hampir 3 kali lipat dari 17 juta ton pada 2013 menjadi 50 juta ton pada 2022. Grid emission factormeningkat dari 0,788 kgCO 2/kWh pada 2013 menjadi 1,019 kgCO 2 /kWh pada 2019 dengan masuknya PLTU batubara, dan berangsur-angsur menurun menjadi 0,971 kgCO 2 /kWh pada 2022. Faktor emisi yang membaik ini disebabkan oleh kontribusi positif dari pemanfaatan panas bumi dan tenaga air. 93 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar 6.11. Emisi CO2 per Jenis Bahan Bakar Wilayah Operasi Indonesia Timur 6.7. Proyek Pendanaan Karbon PLN akan memanfaatkan peluang pendanaan karbon baik melalui kerangka UNFCCC maupun di luar kerangka UNFCCC. Implementasi proyek pendanaan karbon akan diterapkan untuk semua kegiatan di lingkungan PLN yang berpotensi untuk memperoleh pendanaan karbon. Sejak tahun 2002 PLN sudah menyadari akan peluang pendanaan karbon melalui Clean Development Mechanism(CDM) dan melakukan pengkajian beberapa potensi proyek CDM, dan hasilnya hingga saat ini PLN telah menandatangani bebarapa ERPA (Emission Reduction Purchase Agreements). Selain itu PLN juga mengembangkan proyek melalui mekanisme VCM (Voluntary Carbon Mechanism). Berkenaan dengan akan berakhirnya komitmen pertama Protokol Kyoto pada akhir tahun 2012, maka pemanfaatan pendanaan karbon akan disesuaikan dengan mekanisme baru pendanaan karbon, baik dalam kerangka UNFCCC maupun di luar kerangka UNFCCC. 6.8. Pengembangan Sistem Penyaluran dan Gardu Induk Pada periode 2013 – 2022 pengembangan sistem penyaluran berupa pengembangan sistem transmisi dengan tegangan 500 kV dan 150 kV di sistem Jawa-Bali serta tegangan 500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV di sistem Indonesia Timur dan Sumatera. Pembangunan sistem 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 bottleneckpenyaluran dan perbaikan tegangan pelayanan. Rencana pengembangan sistem penyaluran di Indonesia hingga tahun 2022 diproyeksikan sebesar 132.799 MVA untuk pengembangan gardu induk serta 57.132 kms pengembangan jaringan transmisi dengan perincian pada Tabel 6.31 dan Tabel 6.32. RUPTL 94 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.31. Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia Satuan kms Transmisi 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500 kV AC - 46 164 1.029 588 2.608 1.193 20 - - 5.648 500 kV DC - - - - - 1.100 - - - - 1.100 275 kV - 140 2.179 1.552 - 1.005 80 1.430 - - 6.386 250 kV DC - - - - 462 - - - - - 462 150 kV 3.113 8.068 7.092 8.646 5.966 2.990 1.333 543 956 887 39.593 70 kV 50 1.760 920 892 120 91 50 - 60 - 3.943 Total 3.163 10.014 10.355 12.119 7.136 7.793 2.656 1.993 1.016 887 57.132 Tabel 6.32. Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Indonesia Satuan MVA Trafo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500/275 kV - - - - 1.000 2.000 1.000 - - - 4.000 500/150 kV 4.169 4.337 4.001 6.167 8.500 5.500 1.500 500 - 1.000 35.674 500 kV DC - - - - - - - - - - - 275/150 kV 90 3.030 4.750 2.500 2.000 2.500 - 1.700 500 - 17.070 250 kV DC - - - - 600 - - - - - 600 150/70 kV 60 60 150 120 - 30 60 - - - 480 150/20 kV 6.855 12.550 10.246 8.470 8.040 5.670 5.730 5.170 4.920 5.230 72.881 70/20 kV 360 900 440 500 200 270 160 310 450 140 3.730 Total 11.534 20.877 19.587 17.757 20.340 15.970 8.450 7.680 5.870 6.370 134.435 6.8.1. Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Operasi Sumatera Pengembangan transmisi di Sumatera akan membentuk transmisi back-bone500 kV yang menyatukan sistem interkoneksi Sumatera pada koridor Timur. Pusat-pusat pembangkit skala besar dan pusat-pusat beban yang besar di Sumatera akan tersambung ke sistem transmisi 500 kV ini. Transmisi ini juga akan mentransfer tenaga listrik dari pembangkit listrik di daerah yang kaya sumber energi primer murah (Sumbagsel dan Riau) ke daerah yang kurang memiliki sumber energi primer murah (Sumbagut). Selain itu transmisi 500 kV juga dikembangkan di Sumatera Selatan sebagai feederpemasok listrik dari PLTU mulut tambang ke stasiun konverter transmisi HVDC yang akan menghubungkan Pulau Sumatera dan Pulau Jawa. Rencana pengembangan sistem transmisi dalam RUPTL 2013 - 2022 akan banyak mengubah topologi jaringan dengan terwujudnya sistem interkoneksi 275 kV dan 500 kV di Sumatera. Pengembangan juga banyak dilakukan untuk memenuhi pertumbuhan demanddalam bentuk penambahan kapasitas trafo. Pengembangan untuk meningkatkan keandalan dan debottleneckingyang juga terdapat di beberapa sistem, antara lain rencana pembangunan sirkit kedua dan reconductoringbeberapa ruas transmisi di sistem Sumbagut dan Sumbagsel. Rencana interkoneksi dengan tegangan 275 kV di Sumatera diprogramkan untuk terlaksana seluruhnya pada tahun 2017. Selain itu terdapat pembangunan beberapa gardu induk dan transmisi 150 kV untuk mengambil alih beban dari pembangkit diesel ke sistem interkoneksi (dedieselisasi). 95 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Rencana pengembangan sistem penyaluran Wilayah Operasi Sumatera hingga tahun 2022 diproyeksikan sebesar 41.215 MVA untuk pengembangan gardu induk (500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV) serta 21.851 kms pengembangan transmisi dengan perincian pada Tabel 6.33 dan Tabel 6.34. Beberapa proyek transmisi strategis di Sumatera antara lain: - Pembangunan transmisi baru 150 dan 275 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTA, PLTU IPP dan PLTP IPP. - Pengembangan transmisi 150 kV yang ada di lokasi tersebar di sistem Sumatera dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneckpenyaluran, perbaikan tegangan pelayanan, dedieselisasi dan fleksibilitas operasi. - Pembangunan transmisi 275 kV dan 500 kV sebagai tulang punggung transmisi interkoneksi Sumatera yang akan memudahkan pengiriman daya 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. - Interkoneksi Batam – Bintan dengan kabel laut 150 kV dimaksudkan untuk memenuhi sebagian kebutuhan tenaga listrik Pulau Bintan dengan tenaga listrik dari Batam 56 dengan mempertimbangkan rencana pengembangan pembangkit di Batam yang akan mencukupi kebutuhan Batam dan sebagian Bintan 57 . Adanya interkoneksi 150 kV tersebut tidak ada hubungannya dengan perluasan wilayah usaha PLN Batam. - Interkoneksi 150 kV Sumatera – Bangka dengan kapasitas 200 MW pada kondisi N-1 dengan perkiraan COD tahun 2016. Dengan adanya interkoneksi tersebut, maka di Bangka dapat dibangun PLTU dengan kelas yang lebih besar dibandingkan jika seandainya tidak ada interkoneksi, yaitu kelas 65 MW. Tabel 6.33.Kebutuhan Fasilitas Transmisi Wilayah Operasi Sumatera Satuan kms Transmisi 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500 kV AC - - - 420 - 2.158 270 - - - 2.848 500 kV DC - - - - - 800 - - - - 800 275 kV - 140 1.999 1.552 - 1.005 80 120 - - 4.896 250 kV DC - - - - 462 - - - - - 462 150 kV 10 3.232 4.253 2.135 1.096 1.074 220 131 556 480 13.186 70 kV 50 387 230 30 - - - - - - 697 TOTAL 60 3.759 6.482 4.137 1.558 5.037 570 251 556 480 22.889 56 Biaya produksi listrik di Batam lebih rendah dari pada biaya produksi di Bintan yang masih banyak menggunakan pembangkit BBM. 57 Kecukupan pembangkit di Batam sampai dengan tahun 2020 telah dikonfirmasi ke PLN Batam. RUPTL 96 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.34. Kebutuhan Fasilitas Trafo dan Gardu Induk Wilayah Operasi Sumatera Satuan MVA Trafo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500/275 kV - - - - 1.000 2.000 1.000 - - - 4.000 500/150 kV - - - - 500 1.000 1.000 - - - 2.500 500 kV DC - - - - - - - - - - - 275/150 kV - 2.750 4.500 2.500 2.000 2.500 - 500 500 - 15.250 250 kV DC - - - - 600 - - - - - 600 150/70 kV - - - 60 - - - - - - 60 150/20 kV 900 2.480 3.616 2.440 1.880 1.180 1.290 1.270 1.380 1.810 18.246 70/20 kV 60 185 90 90 - 60 60 30 240 60 875 Total 960 5.415 8.206 5.090 5.980 6.740 3.350 1.800 2.120 1.870 41.531 6.8.2. Pengembangan Sistem Penyaluran Wilayah Indonesia Timur Pengembangan transmisi di Kalimantan diutamakan untuk menghubungkan sistem-sistem yang belum terinterkoneksi. Cross-border interconnectionantara Kalimantan Barat dan Serawak akan meningkatkan keandalan dan efisiensi operasi sistem tenaga listrik di Kalbar. Pengembangan transmisi di Sulawesi akan menghubungkan sistem interkoneksi Sulsel, Sulbar dan Sulteng serta Sultra, membentuk sistem Sulawesi bagian Selatan (Sulbagsel). Pada Tabel 6.35 dan Tabel 6.36 diperlihatkan kebutuhan fisik fasilitas penyaluran dan gardu induk di sistem Indonesia Timur. Tabel 6.35. Kebutuhan Fasilitas Transmisi Indonesia Timur Satuan kms Transmisi 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 275 kV - - 180 - - - - 1.310 - - 1.490 150 kV 1.356 2.404 1.282 5.525 3.956 1.543 382 370 230 280 17.328 70 kV - 1.287 690 862 120 91 - - 60 - 3.110 Total 1.356 3.691 2.152 6.387 4.076 1.634 382 1.680 290 280 21.928 Tabel 6.36. Kebutuhan Trafo Indonesia Timur Satuan MVA Trafo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 275/150 kV 90 280 250 - - - - 1.200 - - 1.820 150/70 kV 60 60 150 60 - 30 60 - - - 420 150/20 kV 360 1.910 2.040 1.470 1.270 950 600 840 570 540 10.550 70/20 kV 120 375 260 350 170 120 100 130 150 50 1.825 Total 630 2.625 2.700 1.880 1.440 1.100 760 2.170 720 590 14.615 Sebagaimana diperlihatkan di dalam Tabel 6.35 dan 6.36 terdapat rencana pembangunan transmisi 275 kV di Sulawesi dan merupakan proyek yang strategis. Transmisi 275 kV antara Poso – Palopo adalah merupakan transmisi yang dibangun dan dimiliki oleh PT Poso Energi yang diperuntukkan untuk menyalurkan daya dari PLTA Poso ke pusat beban. 97 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Selain itu telah direncanakan pula pembangunan transmisi 275 kV dari PLTA Karama ke pusat beban di Makassar melalui Mamuju, Enrekang dan Sidrap untuk menyalurkan daya dari PLTA Karama. Sejalan dengan rencana pembangunan transmisi tersebut, dibangun pula GITET 275/150 kV di Mamuju, Enrekang, Sidrap dan Daya Baru (Makassar). Proyek-proyek tersebut dijadwalkan dapat beroperasi pada tahun 2018 seiring dengan pelaksanaan proyek PLTA Karama. Sebagai antisipasi bila di masa yang akan datang PLTA Poso akan dikembangkan, direncanakan pula pembangunan transmisi 275 kV Enrekang – Palopo untuk menghubungkan transmisi 275 kV eksisting milik PT Poso Energi di Palopo dengan transmisi 275 kV jalur Barat Karama – Mamuju – Enrekang – Makassar. Hubungan antara kedua transmisi 275 kV tersebut juga bermanfaat untuk meningkatkan stabilitas sistem serta menambah fleksibilitas operasi. Keberadaan GITET 275/150 kV Enrekang selain sebagai titik koneksi transmisi 275 kV jalur Barat dengan transmisi 275 kV milik PT Poso Energi, juga dimaksudkan untuk menyalurkan daya dari PLTA Bonto Batu, Poko dan PLTA lainnya ke pusat beban. Proyek transmisi strategis lain yang perlu mendapatkan perhatian khusus agar dapat diselesaikan tepat waktu adalah : - Transmisi 150 kV Tanah Grogot (Kuaro) – Petung – Karangjoang untuk menghubungkan sistem Kalselteng dengan sistem Kaltim. - Transmisi 150 kV Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung untuk menyalurkan daya dari PLTG/MG Bangkanai 280 MW. - Transmisi 150 kV Wotu – Malili – Lasusua – Kolaka – Una aha – Kendari untuk menghubungkan sistem Sulsel dengan sistem Sultra - Transmisi 150 kV Poso – Palu Baru untuk menyalurkan daya dari PLTA Poso ke sistem Palu. - Transmisi 70 kV di sistem Jayapura untuk menyalurkan daya dari pembangkit non-BBM ke pusat beban di Jayapura. - Interkoneksi 275 kV Kalbar - Serawak yang bertujuan untuk menfasilitasi pembelian tenaga listrik oleh PLN pada waktu beban puncak sampai dengan tahun 2019 untuk menghilangkan pemakaian BBM selama beban puncak. mengoptimalkan operasi kedua sistem dengan memanfaatkan perbedaan waktu terjadinya beban puncak pada kedua sistem tersebut. 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 tenaga listrik selama waktu beban puncak karena semua pembangunan pembangkit beban dasar (PLTU) akan selesai. 6.8.3. Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Jawa-Bali Pengembangan transmisi 500 kV di Jawa pada umumnya dimaksudkan untuk mengevakuasi daya dari pembangkit-pembangkit baru maupun ekspansi dan untuk menjaga kriteria securityN-1, baik statik maupun dinamik. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kV dimaksudkan untuk menjaga kriteriasecurityN-1 dan sebagai transmisi yang terkait dengan gardu induk 150 kV baru. Memperhatikan pembangunan SUTET dan SUTT yang sering terlambat karena masalah perijinan, ROW dan sosial, serta kebutuhan tambahan daya yang mendesak, maka PLN perlu melakukan usaha meningkatkan kapasitas transmisi dalam jangka menengah. Pembangunan SUTET dengan menggunakan rute baru akan memerlukan waktu yang lama sehingga upaya yang dapat dilakukan adalah rekonduktoring beberapa ruas transmisi 500 dan 150 kV. Pada Tabel 6.37 dan Tabel 6.38 diperlihatkan kebutuhan fisik fasilitas penyaluran dan gardu induk di sistem Jawa-Bali. RUPTL 98 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.37. Kebutuhan Fasilitas Transmisi Sistem Jawa – Bali Satuan kms Transmisi 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500 kV AC - 46 164 609 588 450 923 20 2.800 500 kV DC 300 300 150 kV 1.746 2.431 1.558 986 914 373 731 42 170 127 9.079 70 kV 86 50 136 TotaL 1.746 2.563 1.722 1.595 1.502 1.123 1.704 62 170 127 12.315 Tabel 6. 38. Kebutuhan Trafo Sistem Jawa – Bali Satuan MVA Trafo 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total 500/150 kV 4.169 4.337 4.001 6.167 8.000 4.500 500 500 - 1.000 33.174 150/70 kV - 150/20 kV 5.595 8.160 4.590 4.560 4.890 3.540 3.840 3.060 2.970 2.880 44.085 70/20 kV 180 340 90 60 30 90 - 150 60 30 1.030 Total 9.944 12.837 8.681 10.787 12.920 8.130 4.340 3.710 3.030 3.910 78.289 Dari Tabel 6.37 terlihat bahwa sampai dengan tahun 2022 akan dibangun transmisi 500 kV AC sepanjang 2.800 kms. Transmisi tersebut dimaksudkan untuk mengimbangi program percepatan pembangkit PLTU Suralaya Baru, PLTU Adipala, PLTU IPP Tanjung Jati Unit 3 dan 4, PLTU IPP Jawa Tengah, PLTU Indramayu Unit 4 dan 5, Jawa – Bali Crossing dari Paiton hingga ke pusat beban di Bali, PLTA pumped storageUpper Cisokan dan Matenggeng, dan beberapa PLTU baru lainnya. Ruas transmisi 500 kV yang akan di rekonduktoring adalah SUTET Suralaya Baru - Bojanegara - Balaraja (2018), SUTET Suralaya Lama – Balaraja – Gandul (2019). Rencana pembangunan transmisi 500 kV baru adalah SUTET Tanjung Jati B – Pemalang – Indramayu – Cibatu, SUTET Balaraja – Kembangan – Durikosambi dan Durikosambi - Muara Karang - Muaratawar membentuk loopingSUTET jalur Utara Jakarta, untuk perkuatan dan peningkatan keandalan serta fleksibilitas operasi sistem Jakarta. Trafo interbus 500/150 kV yang direncanakan pada Tabel 6.38 merupakan perkuatan gridyang tersebar di Jawa. Transmisi 500 kV DC pada Tabel 6.37 adalah transmisi HVDC interkoneksi Sumatera–Jawa, di sini hanya diperhitungkan bagian kabel laut dan overhead lineyang 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. Rencana pada Tabel 6.37 hanya menunjukkan proyek rekondukturing SUTT 70 kV yang memasok konsumen besar dan saluran distribusi khusus. Program pemasangan trafo-trafo 150/70 kV dan 70/20 kV pada tabel tersebut juga hanya merupakan relokasi trafo-trafo dari Jawa Barat ke Jawa Timur. 99 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Beberapa proyek transmisi strategis di Jawa-Bali antara lain: Proyek transmisi SUTET 500 kV Tx Ungaran – Pemalang – Mandirancan - Indramayu tahun 201958. - Pembangunan transmisi 500 kV HVDC bipole 3,000 MW Sumatra – Jawa berikut GITET X Bogor – Incomer (Tasik - Depok dan Cilegon – Cibinong) untuk menyalurkan listrik dari PLTU mulut tambang di Sumatra Selatan ke sistem Jawa Bali tahun 2018. - Pembangunan SUTET 500 kV Paiton – New Kapal termasuk overhead line500 kV menyeberangi selat Bali (Jawa Bali Crossing) tahun 2017 sebagai solusi jangka panjang pasokan listrik ke Pulau Bali. - Pembangunan kabel laut Jawa-Bali 150 kV sirkit 3-4 tahun 2014 dimaksudkan untuk dapat menekan pemakaian BBM di Bali dalam jangka pendek. - SUTET 500 kV Balaraja – Kembangan – Durikosambi - Muara Karang (2017) dan Muara Karang – Priok –Muara Tawar tahun 2019/2020. 6.9. Pengembangan Sistem Distribusi Rencana pengembangan sistem distribusi di Indonesia dapat dilihat pada Tabel 6.39. Kebutuhan fisik sistem distribusi Indonesia hingga tahun 2022 adalah sebesar 225 ribu kms jaringan tegangan menengah, 217 ribu kms jaringan tegangan rendah, 35,6 ribu MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 28,8 juta pelanggan. Tabel 6.39. Kebutuhan Fasilitas Distribusi di Indonesia Indonesia 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah Jaringan TM kms 20.183 17.492 21.109 22.346 23.964 24.283 25.437 26.707 21.007 22.243 224.771 Jaringan TR kms 21.787 20.376 19.350 19.841 21.129 21.191 22.705 23.857 23.255 23.690 217.182 Trafo Distribusi MVA 3.694 3.245 3.018 3.168 3.273 3.335 3.614 3.623 4.180 4.450 35.600 Tambahan Pelanggan ribu plgn 4.032 3.127 3.319 3.263 3.412 2.690 2.635 2.688 1.861 1.767 28.794 6.9.1 Wilayah Operasi Luar Jawa-Bali Rencana pengembangan sistem distribusi untuk Wilayah Operasi Sumatera dapat dilihat pada Tabel 6.40. Kebutuhan fisik sistem distribusi Sumatera hingga tahun 2022 adalah sebesar 48 ribu kms jaringan tegangan menengah 43 ribu kms jaringan tegangan rendah 5,8 ribu MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 6,6 juta pelanggan. Tabel 6.40. Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Sumatera Sumatera 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah Jaringan TM kms 4.017 3.530 4.352 4.396 4.536 4.778 5.164 5.585 5.816 6.290 48.463 Jaringan TR kms 3.497 3.866 3.867 4.034 4.104 4.171 4.519 4.773 5.052 5.360 43.244 Trafo Distribusi MVA 579 644 553 547 568 550 601 620 576 601 5.837 Tambahan Pelanggan ribu plgn 971 586 740 672 764 650 633 602 478 470 6.566 Rencana pengembangan sistem distribusi untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur dapat dilihat pada Tabel 6.41. Kebutuhan fisik sistem distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur hingga tahun 2022 adalah sebesar 103 ribu kms jaringan tegangan menengah 76 ribu kms jaringan tegangan rendah 13,7 ribu MVA tambahan kebutuhan trafo distribusi. Kebutuhan fisik tersebut diperlukan untuk mempertahankan keandalan serta untuk menampung tambahan sekitar 6,5 juta pelanggan. 58 Transmisi 500 kV ini tidak connect ke GITET Mandirancan, hanya melintas di dekatnya. RUPTL 100 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.41. Kebutuhan Fasilitas Distribusi Wilayah Operasi Indonesia Timur Indonesia Timur 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah Jaringan TM kms 10.494 8.089 10.531 10.694 11.908 11.844 12.430 13.051 7.076 7.296 103.414 Jaringan TR kms 10.408 8.401 6.756 6.546 7.464 6.986 7.677 7.968 7.026 7.209 76.441 Trafo Distribusi MVA 1.690 1.483 1.303 1.285 1.349 1.388 1.438 1.488 1.063 1.202 13.688 TambahanPelanggan ribu plgn 1.072 712 673 656 688 609 601 608 444 443 6.506 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 150 kV, yaitu: O Pulau Muna - Pulau Buton (Bau-bau) dengan kabel laut 150 kV. O Pulau Laut (Kotabaru) - Batulicin dengan kabel laut 150 kV. O Bitung – Pulau Lembeh (Sulut) dengan kabel laut / SUTM 20 kV. O Kepulauan Seribu dengan sirkit ke-2 kabel laut 20 kV. O Bali – Nusa Penida dengan sirkit ke-2 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. 6.9.2 Sistem Jawa-Bali Perencanaan kebutuhan fisik untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik dapat diproyeksikan seperti pada Tabel 6.42. Tabel 6.42. Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Jawa-Bali Jawa – Bali 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Jumlah Jaringan TM kms 5.672 5.873 6.227 7.256 7.520 7.661 7.843 8.071 8.114 8.658 72.893 Jaringan TR kms 7.882 8.110 8.727 9.261 9.560 10.034 10.509 11.117 11.177 11.121 97.498 Trafo Distribusi MVA 1.425 1.118 1.163 1.336 1.357 1.397 1.575 1.515 2.541 2.647 16.075 TambahanPelanggan ribu plgn 1.989 1.828 1.907 1.936 1.960 1.431 1.401 1.478 939 853 15.722 Dalam kurun waktu 10 tahun mendatang dari tahun 2013 sampai dengan 2022 untuk sistem Jawa Bali diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah sebanyak 73 ribu kms, jaringan tegangan rendah 97 ribu kms, kapasitas trafo distribusi 16 ribu MVA dan jumlah pelanggan 15,7 juta. 6.10. Pengembangan Listrik Perdesaan Untuk saat ini pembangunan listrik desa di seluruh Indonesia dilaksanakan oleh 31 Satuan Kerja Listrik Desa/ Satker Lisdes. Sasaran kuantitatif pembangunan listrik desa adalah bertujuan meningkatkan rasio elektrifikasi dan rasio desa berlistrik. Rekap program listrik perdesaan 2013 - 2022 dan investasinya dapat dilihat pada Tabel 6.43 dan Tabel 6.43. 101 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tujuan pembangunan listrik desa seperti yang disebutkan di atas, juga bertujuan untuk: O Mendorong peningkatan ekonomi masyarakat pedesaan. O Meningkatkan kualitas bidang pendidikan dan kesehatan. O Mendorong produktivitas ekonomi, sosial dan budaya masyarakat pedesaan. O Memudahkan dan mempercepat masyarakat pedesaan memperoleh informasi dari media elektronik serta media komunikasi lainnya. O Meningkatkan keamanan dan ketertiban yang selanjutnya diharapkan juga akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat desa. Tabel 6.43. Rekap Program Listrik Perdesaan Indonesia 2013-2022 Tahun 2013* 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total JTM kms 6.345 4.409 4.731 5.092 5.505 5.951 6.413 6.908 7.450 8.066 60.870 JTR kms 4.736 4.412 4.790 5.143 5.529 5.990 6.450 6.938 7.524 8.149 59.660 Trafo MVA 218 198 218 235 253 273 294 317 343 369 2.717 Unit 3.446 3.217 3.488 3.763 4.050 4.371 4.718 5.083 5.503 5.954 43.593 Jml Pelanggan PLG 220.170 214.493 230.400 247.317 268.127 290.065 311.672 334.214 361.961 392.817 2.871.236 listrik Murah & Hemat RTS 95.227 95.100 88.889 88.889 88.889 88.889 88.889 88.889 88.889 88.889 901.438 *) DIPA Catatan: Pada tahun 2013 & 2014 ada program Penyambungan dan Pemasangan instalasi listrik gratis bagi nelayan & masyarakat tidak mampu sekitar 95 ribu RTS (rumah tangga sasaran). Tabel 6.44. Rekap Kebutuhan Investasi Program Listrik Perdesaan Indonesia 2013-2022 (Juta Rp) Tahun 2013* 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total JTM 1.514.989 1.595.633 1.717.392 1.861.233 2.012.623 2.171.400 2.343.627 2.529.509 2.720.312 2.931.183 21.397.900 JTR 769.606 759.527 835.732 897.744 966.567 1.045.166 1.127.618 1.214.498 1.315.953 1.420.766 10.353.178 Trafo 418.382 430.841 471.876 507.898 547.701 589.842 635.643 685.898 740.883 798.485 5.827.447 Lisdes Reguler 2.702.976 2.786.001 3.025.000 3.266.875 3.526.891 3.806.407 4.106.888 4.429.905 4.777.147 5.150.434 37.578.524 Penyambungan listrik gratis 200.000 213.999 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000 200.000 2.013.998 Total Biaya 2.902.986 3.000.000 3.225.000 3.466.875 3.726.891 4.006.407 4.306.888 4.629.905 4.977.147 5.350.433 39.592.532 *) DIPA 6.11. Proyek PLTU Skala Kecil Tersebar Tabel 6.45 dan 6.46 menunjukkan lokasi dan kapasitas rencana pengembangan pembangkit PLTU merah putih dan PLTU batubara skala kecil di Sumatera dan Indonesia Timur. RUPTL 102 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 6.45. Proyek PLTU Merah Putih di Luar Jawa-Bali No Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi Sumatera 1 PLTU Nias Sumut 2 x 10 2016 2 PLTU Simuelue NAD 2 x 7 2016 3 PLTU Tanjung Balai Karimun Kepri 2 x 15 2016 4 PLTU Tanjung Batu Baru Kepri 2 x 7 2016 5 PLTU Natuna Kepri 2 x 7 2016 6 PLTU Tanjung Pinang Kepri 2 x 15 2016 7 PLTU Belitung 4 Babel 2 x 15 2016 Indonesia Timur 8 PLTU Putussibau Kalbar 2 x 3 2016 9 PLTU Luwuk Sulteng 2 x 10 2016 10 PLTU Tolitoli Sulteng 3 x 15 2016 11 PLTU Ambon 2 Maluku 2 x 15 2016 12 PLTU Tidore 2 Maluku Utara 2 x 7 2016 13 PLTU Sumbawa NTB 2 x 10 2016 14 PLTU Bima 2 NTB 2 x 10 2016 15 PLTU Maumere NTT 2 x 10 2016 16 PLTU Timika Papua 4 x 7 2015 17 PLTU Holtekamp 2 Papua 2 x 15 2016 18 PLTU Manokwari Papua Barat 2 x 7 2016 19 PLTU Biak Papua 2 x 7 2016 Tabel 6.46. Proyek PLTU Skala Kecil di Luar Jawa-Bali No Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi Sumatera -PLN 1 PLTU Ipuh Bengkulu 2 x 3 2016-17 2 PLTU Tebo Jambi 2 x 7 2013 3 PLTU Tembilahan Riau 2 x 7 2015 4 PLTU Dabo Singkep 1 Kepri 2 x 4 2015 5 PLTU Kuala Tungkal Jambi 2 x 3 2013-2014 6 PLTU Belitung 5 Babel 2 x 16.5 2019-2020 -IPP 7 PLTU Baturaja Sumsel 2 x 10 2013 8 PLTU Muko Muko Bengkulu 2 x 4 2015 9 PLTU Sarolangun Jambi 2 x 6 2013 10 PLTU Selat Panjang 1 3 x 7 2020 11 PLTU Tanjung Batu 1 2 x 7 2017-18 12 PLTU Dabo Singkep 2 Kepri 2 x 7 2019 103 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 NO Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi 13 PLTU Natuna 2 Kepri 2 x 7 2017 14 PLTU Nias Sumut 3 x 7 2015-16 15 PLTU Tanjung Pinang Riau 2 x 15 2015 Indonesia Timur -PLN 16 PLTU Sanggau Kalbar 2 x 7 2013-14 17 PLTU Sintang Kalbar 3 x 7 2015 18 PLTU Kotabaru Kalsel 2 x 7 2015 19 PLTU Tanjung Redep Kaltim 2 x 7 2014 20 PLTU Malinau Kaltara 2 x 3 2015 21 PLTU Tanjung Selor Kaltara 2 x 7 2014 22 PLTU Kuala Pambuang Kalteng 2 x 3 2016 23 PLTU Kuala Pambuang 2 Kalteng 1 x 3 2017 24 PLTU Ambon 3 Maluku 1 x 15 2019 25 PLTU SofifiMaluku Utara 2 x 3 2015 26 PLTU Tidore 3 Maluku Utara 2 x 7 2020 27 PLTU Sumbawa Barat NTB 2 x 7 2014/15 28 PLTU Sumbawa 2 NTB 2 x 10 2018 29 PLTU Atambua NTT 4 x 6 2016 30 PLTU Rote Ndao NTT 2 x 3 2015 31 PLTU Alor NTT 2 x 3 2015 32 PLTU Timor 1 NTT 2 x 15 2018/19 33 PLTU Timor 2 NTT 25 2022 34 PLTU Manokwari 2 NTT 2 x 7 2020/21 35 PLTU Ampana Sulteng 2 x 3 2016 36 PLTU Raha Sultra 2 x 3 2016 37 PLTU Raha 2 Sultra 2 x 3 2018 38 PLTU Kendari (Ekspansi) Sultra 1 x 10 2014 39 PLTU Wangi-Wangi Sultra 2 x 3 2015/16 40 PLTU Bau-Bau Sultra 2 x 10 2014/15 41 PLTU Bau-Bau 2 Sultra 2 x 10 2018/19 42 PLTU Talaud Sultra 2 x 3 2015 -IPP 43 PLTU Ketapang Kalbar 2 x 10 2016 44 PLTU Ketapang Kalbar 2 x 7 2016 45 PLTU Gorontalo Energy Gorontalo * 2 x 6 2014 46 PLTU Lati (Ekspansi) Kaltim 1 x 7 2015 47 PLTU Tanah Grogot Kaltim 2 x 7 2016 Tabel 6.46. Proyek PLTU Skala Kecil di Luar Jawa-Bali lanjutan RUPTL 104 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) No Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi 48 PLTU Tobelo Maluku Utara 2 x 7 2019/20 49 PLTU Kupang NTT 2 x 15 2015/16 50 PLTU Biak Papua 2 x 7 2017 51 PLTU Nabire Papua 2 x 7 2017 52 PLTU Jayapura Papua 2 x 15 2018 53 PLTU Klalin/Sorong Papua Barat 2 x 15 2017 54 PLTU Andai/Manokwari Papua Barat 2 x 7 2017 55 PLTU Tawaeli (Ekspansi) Sulteng 2x 15 2016/17 56 PLTU Bau-Bau Sultra 2 x 7 2014 6.12. Pembangkit ermal Modular Pengganti Diesel (PTMPD) Sebagai pengganti PLTD di berbagai wilayah di Indonesia, saat ini sedang dilakukan studi kelayakan teknologi pembangkit thermal modular pengganti diesel (PTMPD), yang merupakan teknologi berbasis Organic Rankine Cycle(ORC). PTMPD ini akan diimplementasikan sesuai hasil kajian teknis dan keekonomian. Berikut daftar kandidat lokasi pemasangan PTMPD. Tabel 6.47. Daftar Proyek PTMPD No Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi Sumatera 1 PTMPD Sabang NAD 2 x 3.5 2016 2 PLTMPD Sinabang NAD 2 x 3.5 2016 3 PTMPD Bengkalis Riau 2 x 6 2016 4 PTMPD Selat panjang Riau 2 x 3.5 2016 5 PTMPD Ranai Kepri 2 x 3.5 2016 6 PTMPD Dabo Singkep Kepri 2 x 3.5 2016 7 PTMPD Batang Asai Jambi 2 x 1.2 2016 8 PTMPD Muko-muko Bengkulu 2 x 3.5 2016 9 PTMPD Ipuh Baru Bengkulu 2 x 1.2 2016 10 PTMPD Kota bani Bengkulu 2 x 3.5 2016 11 PTMPD Tua Pejat Sumbar 2 x 1.2 2016 12 PTMPD Nias Sumut 2 x 6 2016 Jawa-Bali 13 PTMPD Pulau Panjang Banten 2 x 1.2 2015 14 PTMPD Karimunjawa Jateng 2 x 1.2 2015 15 PTMPD Kemujan Jateng 2 x 1.2 2015 16 PTMPD Bawean Jatim 2 x 1.2 2015 17 PTMPD Kangean Jatim 2 x 1.2 2015 18 PTMPD Sapudi Jatim 2 x 1.2 2015 Indonesia Timur 19 PTMPD Kairatu Maluku 1 x 1.2 2015 20 PTMPD Masohi Maluku 1 x 1.2 2015 Tabel 6.46. Proyek PLTU Skala Kecil di Luar Jawa-Bali lanjutan 105 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel 6.47. Daftar Proyek PTMPD lanjutan No Nama Proyek Kapasitas (MW) COD Estimasi 21 PTMPD Namlea Maluku 1 x 3.6 2016 22 PTMPD Langgur Maluku 2 x 3.6 2015/16 23 PTMPD Bula Maluku 1 x 2.4 2015 24 PTMPD Saumlaki Maluku 1 x 2.4 2015 25 PTMPD Dobo Maluku 1 x 2.4 2015 26 PTMPD Jailolo Maluku Utara 1 x 2.4 2017 27 PTMPD SofifiMaluku Utara 1 x 2.4 2016 28 PTMPD Sanana Maluku Utara 1 x 2.4 2016 29 PTMPD Bacan Maluku Utara 1 x 2.4 2015 30 PTMPD Daruba Maluku Utara 1 x 2.4 2016 31 PTMPD Tobelo Maluku Utara 2 x 3.5 2015 32 PTMPD Larantuka NTT 1 x 2.4 2015 33 PTMPD Adonara NTT 1 x 2.4 2016 34 PTMPD Kalabahi NTT 2 x 1.2 2015 35 PTMPD Lembata NTT 2 x 1.2 2015 36 PTMPD Waingapu NTT 2 x 1.2 2015 37 PTMPD Biak Papua 2 x 3.5 2015/16 38 PTMPD Serui Papua 1 x 2.4 2015 39 PTMPD Merauke Papua 1 x 6 2015 40 PTMPD Timika Papua 2 x 3.5 2017 41 PTMPD Kaimana Papua 2 x 1.2 2015 42 PTMPD Sarmi Papua 2 x 1.2 2015 43 PTMPD Sorong Papua Barat 2 x 3.5 2015 44 PTMPD Fak-Fak Papua 2 x 1.2 2015 45 PTMPD Selayar Sulsel 1 x 3.5 2015 46 PTMPD Leok Sulteng 2 x 1.2 2015 47 PTMPD Tolitoli Sulteng 2 x 3.5 2015 48 PTMPD Salakan Sulteng 2 x 1.2 2016/17 49 PTMPD Tahuna Sulut 2 x 3.5 2016/17 50 PTMPD Talaud Sulut 2 x 1.2 2016/17 51 PTMPD Siau Sulut 2 x 1.2 2016/17 52 PTMPD Baranga Sultra 2 x 1.2 2015 53 PTMPD Kasipute Sultra 2 x 1.2 2015 54 PTMPD Raha Sultra 2 x 3.5 2015 55 PTMPD Pulau Laut Kalsel 2 x 3.5 2015 56 PTMPD Kuala Pambuang Kalteng 2 x 1.2 2015 57 PTMPD Sandai Kalbar 2 x 3.5 2015/16 58 PTMPD Nanga Pinoh Kalbar 2 x 3.5 2016 59 PTMPD Putussibau Kalbar 2 x 3.5 2016 107 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kebutuhan Dana Investasi Bab 7 109 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 7.1. Proyeksi Kebutuhan Investasi Indonesia Untuk membangun sarana pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik sebagaimana diuraikan pada Bab 6 diperlukan dana investasi sebesar US$ 71,1 miliar dengan disbursementtahunan sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 7.1 dan Gambar 7.1. Dana sebesar itu hanya mencakup proyek-proyek PLN saja dan belum mencakup dana investasi untuk proyek listrik yang diasumsikan akan dilaksanakan oleh swasta/IPP. Tabel 7.1. Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) Juta US$ Item 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Pembangkit Fc 1.446 1.928 2.831 3.139 2.805 3.088 2.374 2.447 2.399 2.532 24.988 Lc 1.565 934 1.181 1.196 1.198 1.231 1.148 1.175 1.218 1.361 12.207 Total 3.011 2.862 4.012 4.334 4.003 4.319 3.522 3.622 3.617 3.893 37.196 Penyaluran Fc 2.193 2.374 2.360 2.600 3.004 1.753 749 433 351 95 15.912 Lc 541 637 579 580 513 300 162 87 47 52 3.500 Total 2.734 3.011 2.940 3.180 3.517 2.054 912 521 398 147 19.412 Distribusi Fc - - - - - - - - - - - Lc 1.437 1.238 1.266 1.381 1.465 1.433 1.526 1.561 1.555 1.625 14.489 Total 1.437 1.238 1.266 1.381 1.465 1.433 1.526 1.561 1.555 1.625 14.489 Total Fc 3.639 4.302 5.192 5.738 5.809 4.841 3.123 2.880 2.750 2.627 40.901 Lc 3.544 2.809 3.025 3.157 3.176 2.965 2.836 2.824 2.821 3.038 30.196 Total 7.182 7.111 8.217 8.895 8.985 7.806 5.959 5.704 5.571 5.665 71.097 Melihat kebutuhan dana yang sangat besar tersebut, maka disadari adanya tantangan yang sangat besar dalam menyediakan dana tersebut. Sebelum tahun 2006, sumber pembiayaan proyek-proyek PLN banyak diperoleh dari penerusan pinjaman dari luar negeri (two step loan), namun setelah itu 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. Akhir-akhir ini PLN kembali berupaya memperoleh pinjaman dari lembaga keuangan multilateral (IBRD, ADB) dan bilateral (JICA, AFD) untuk mendanai proyek-proyek kelistrikan yang besar seperti Upper Cisokan pumped storagedan transmisi HVDC Sumatera – Jawa dengan skema two step loan. To t al In v e s t as i Pembangkit Penyaluran Distribusi -1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Miliar USD Gambar 7. 1. Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi PLN Indonesia (Tidak Termasuk IPP) RUPTL 110 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 7.2. Proyeksi Kebutuhan Investasi Jawa-Bali Pengembangan pembangkitan, transmisi dan distribusi oleh PLN sampai dengan tahun 2022 di sistem Jawa– Bali membutuhkan dana investasi sebesar US$ 37,2 miliar dengan disbursementtahunan sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 7.2 dan Gambar 7.2. Kebutuhan investasi untuk proyek pembangkitan sampai tahun 2022 adalah sebesar US$ 20,9 miliar atau sekitar US$ 2,1 miliar per tahun. Tabel 7.2. Kebutuhan Dana Investasi untuk Sistem Jawa – Bali Juta US$ Item 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Pembangkit Fc 497 665 1.056 1.181 1.567 1.876 1.736 1.738 1.622 1.597 13.535 Lc 1.142 415 514 670 749 783 796 759 777 772 7.377 Total 1.638 1.080 1.570 1.851 2.316 2.659 2.532 2.497 2.399 2.369 20.911 Penyaluran Fc 1.202 903 1.005 1.358 1.665 1.096 344 193 223 63 8.053 Lc 194 167 197 204 197 131 45 37 28 5 1.204 Total 1.396 1.070 1.202 1.562 1.862 1.226 389 230 251 68 9.257 Distribusi Fc - - - - - - - - - - - Lc 631 584 618 718 739 705 730 730 763 786 7.002 Total 631 584 618 718 739 705 730 730 763 786 7.002 Total Fc 1.698 1.569 2.061 2.539 3.233 2.972 2.080 1.931 1.845 1.660 21.588 Lc 1.967 1.166 1.329 1.591 1.684 1.619 1.571 1.526 1.567 1.563 15.582 Total 3.665 2.734 3.390 4.131 4.917 4.590 3.651 3.457 3.412 3.223 37.170 Gambar 7.2. 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 pinjaman luar negeri (Cina) dan dalam negeri yang diusahakan oleh PLN dengan jaminan Pemerintah. Proyek Upper Cisokan pumped storagesenilai US$ 800 juta telah diusulkan mendapat pendanaan dari IBRD yang merupakan lendermultilateral, sedangkan PLTU Indramayu 1x1.000 MW senilai US$ 2.000 juta diusulkan pendanaannya ke lenderbilateral. Kebutuhan dana investasi untuk penyaluran dan distribusi masing-masing sebesar US$ 9,3 miliar dan US$ 7,0 miliar. Proyek penyaluran pada tahun 2012-2013 didominasi oleh transmisi yang terkait dengan proyek percepatan pembangkit. Proyek tersebut menurut rencana akan didanai dari APLN, APBN, pinjaman luar negeri (two step loan) dan kredit ekspor. To t al In v e s t as i Pembangkit Penyaluran Distribusi -1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Miliar USD 111 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 7.3. Proyeksi Kebutuhan Investasi Wilayah Luar Jawa-Bali Proyeksi kebutuhan investasi pembangkit, sistem penyaluran dan distribusi dalam kurun waktu 2013-2022 untuk Wilayah Operasi Sumatera adalah sebesar US$ 17,9 miliar atau rata-rata US$ 1,8 miliar per tahun dan untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur adalah sebesar US$ 16,0 miliar atau rata-rata US$ 1,6 miliar, tidak termasuk proyek IPP, dengan disbursementtahunan seperti pada Tabel 7.3 dan Tabel 7.4. Tabel 7.3. Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Sumatera Juta US$ Item 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Pembangkit Fc 562 685 712 660 475 652 189 196 301 634 5.065 Lc 232 245 249 197 168 187 86 135 215 445 2.161 Total 794 930 961 858 642 839 276 331 516 1.079 7.226 Penyaluran Fc 610 1.014 881 885 1.167 508 137 117 83 20 5.421 Lc 234 335 249 287 277 94 32 22 11 14 1.555 Total 844 1.349 1.130 1.172 1.445 602 169 139 94 34 6.976 Distribusi Fc - - - - - - - - - - - Lc 319 305 318 334 357 365 394 423 433 457 3.705 Total 319 305 318 334 357 365 394 423 433 457 3.705 Total Fc 1.172 1.698 1.593 1.545 1.642 1.160 326 313 384 654 10.487 Lc 785 885 816 819 802 646 513 580 659 917 7.421 Total 1.956 2.584 2.408 2.364 2.443 1.806 839 893 1.570 17.907 Gambar 7.3. Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Sumatera To t al In v e s t as i Pembangkit Penyaluran Distribusi -0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Miliar USD RUPTL 112 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 7.4. Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur Juta US$ Item 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Pembangkit Fc 388 578 1.063 1.297 763 560 449 514 476 302 6.388 Lc 191 274 418 329 282 261 266 281 226 144 2.669 Total 579 852 1.481 1.625 1.045 820 714 794 702 445 9.058 Penyaluran Fc 381 457 474 357 172 150 268 123 44 11 2.438 Lc 113 134 133 89 39 76 86 29 9 33 741 Total 494 591 607 446 211 226 354 152 54 45 3.179 Distribusi Fc - - - - - - - - - - - Lc 488 349 331 329 370 364 402 408 359 382 3.782 Total 488 349 331 329 370 364 402 408 359 382 3.782 Total Fc 769 1.035 1.538 1.654 935 710 717 637 521 313 8.827 Lc 792 758 881 747 690 701 753 717 594 559 7.193 Total 1.561 1.792 2.419 2.401 1.625 1.410 1.470 1.354 1.115 872 16.019 Gambar 7.4. Total Kebutuhan Dana Investasi PLN untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur Kebutuhan investasi Wilayah Operasi Sumatera untuk proyek pembangkitan sampai tahun 2022 adalah sebesar US$ 7,2 miliar, sedangkan untuk Wilayah Operasi Indonesia Timur adalah sebesar US$ 9,1 miliar. Disbursement proyek pembangkitan mencapai puncaknya pada tahun 2014 - 2016 yang sebagian besar merupakan proyek percepatan pembangkit Perpres No.71/2006. Sedangkan disbursementproyek pembangkitan pada tahun berikutnya terus menurun karena proyek-proyek IPP akan semakin mendominasi sistem-sistem Indonesia Timur dan Sumatera, terutama di sistem Sumatera. Proyek transmisi di Indonesia Timur dan Sumatera didominasi oleh pengembangan transmisi 275 kV untuk interkoneksi seluruh Sumatera, di samping pengembangan transmisi 150 kV di Sumatera, Sulawesi dan Kalimantan serta beberapa wilayah lain seperti NTT dan NTB. To t al In v e s t as i Pembangkit Penyaluran Distribusi -0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Miliar USD 113 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 7.4. Kebutuhan Investasi Kelistrikan PLN dan IPP Total dana investasi yang dibutuhkan untuk mengembangkan sistem kelistrikan Indonesia secara keseluruhan, termasuk proyek-proyek kelistrikan yang diasumsikan akan dibangun oleh swasta/IPP, adalah US$ 125,2 miliar selama tahun 2013 - 2022. Partisipasi swasta untuk 10 mendatang sebesar US$ 54,1 miliar atau 43% dari seluruh kebutuhan investasi. Disbursementdana tersebut diperlihatkan pada Tabel 7.5. Tabel 7.5. Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP Juta US$ Item 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Pembangkit PLN Fc 1.446 1.928 2.831 3.139 2.805 3.088 2.374 2.447 2.399 2.532 24.988 Lc 1.565 934 1.181 1.196 1.198 1.231 1.148 1.175 1.218 1.361 12.207 Total 3.011 2.862 4.012 4.334 4.003 4.319 3.522 3.622 3.617 3.893 37.196 Pembangkit IPP Fc 920 1.521 3.050 5.174 6.463 6.313 4.637 3.837 3.015 2.453 37.382 Lc 389 782 1.543 2.366 2.646 2.637 2.080 1.809 1.454 1.031 16.739 Total 1.309 2.304 4.592 7.540 9.110 8.951 6.717 5.646 4.469 3.483 54.121 Penyaluran Fc 2.193 2.374 2.360 2.600 3.004 1.753 749 433 351 95 15.912 Lc 541 637 579 580 513 300 162 87 47 52 3.500 Total 2.734 3.011 2.940 3.180 3.517 2.054 912 521 398 147 19.412 Distribusi Fc - - - - - - - - - - - Lc 1.437 1.238 1.266 1.381 1.465 1.433 1.526 1.561 1.555 1.625 14.489 Total 1.437 1.238 1.266 1.381 1.465 1.433 1.526 1.561 1.555 1.625 14.489 Total Fc 4.558 5.823 8.241 10.912 12.273 11.154 7.760 6.717 5.765 5.080 78.283 Lc 3.933 3.591 4.568 5.523 5.822 5.602 4.917 4.633 4.275 4.069 46.934 Total 8.492 9.414 12.809 16.435 18.095 16.757 12.676 11.351 10.040 9.149 125.218 -2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total Investasi PLN Total Investasi PLN+IPP Pembangkit PLN+IPP Penyaluran Distribusi Pembangkit PLN Gambar 7.5. Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP RUPTL 114 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel 7.5 menunjukkan bahwa sektor ketenagalistrikan Indonesia setiap tahunnya membutuhkan dana investasi yang sangat besar, yaitu rata-rata hampir US$ 12,5 miliar per tahun. 7.5. Sumber Pendanaan dan Kemampuan Keuangan PLN Butir 7.5 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). Rencana Investasi dan Sumber Pendanaan Kebutuhan investasi PLN sebesar US$ 71,1 miliar 59 sampai dengan tahun 2022 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. a. 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 track1 berasal dari pinjaman komersial dan obligasi. Rasio ini akan semakin besar apabila pendapatan PLN tidak meningkat. Kebutuhan investasi PLN harus ditunjang dengan meningkatnya kemampuan Pendanaan Sendiri, dan menjaga rasio hutang terhadap aset PLN sehingga dapat secara terus menerus mendukung perkembangan penyediaan listrik . Peningkatan pendanaan sendirinya, tentunya harus dilakukan dengan peningkatan pendapatan PLN akan sangat diperlukan untuk meningkatkan kemampuan PLN dalam melakukan investasi untuk memenuhi kebutuhan pertumbuhan listrik. b. 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 lenderdan bond holder. Kapasitas PLN dalam membuat pinjaman baru dapat ditingkatkan jika revenuePLN 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. 59 Hanya mencakup base cost, tidak termasuk financing cost. 115 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Dari penjelasan di atas 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 antara lain sebagai berikut: - Peningkatan pendapatan PLN. - Peningkatan dana dari APBN. 7.6. Kemampuan Finansial Korporat untuk Berinvestasi 7.6.1Financial Leverage Perusahaan Estimasi total investasi yang dibutuhkan untuk pengembangan pembangkitan, transmisi dan distribusi sampai dengan 2022 adalah sebesar 125,2 miliar USD. PLN akan mendanai pengembangan pembangkitan, transmisi, dan distribusi sebesar 71,7 miliar USD (tidak termasuk interest during construction/IDC, development cost) sedangkan sisanya sebesar 54,1 miliar USD diharapkan dari partisipasi listrik swasta. Selain tantangan pembangunan sarana ketenagalistrikan, penyediaan tenaga listrik saat ini juga dibebani oleh biaya produksi yang tinggi. Pendapatan dari pelanggan hanya menutupi sekitar 50-60% dari biaya produksi PLN. Selisih antara biaya produksi dan pendapatan PLN merupakan beban subsidi listrik pada APBN. Pada tahun 2012 subsidi listrik mencapai Rp 103,3 triliun. Subsidi listrik yang diberikan sejak tahun 2000–2012 cukup untuk menutupi biaya operasi, tetapi kurang memadai untuk menunjang investasi pengembangan sistem kelistrikan. Penjelasan atas UU 19 Tahun 2003 tentang Badan Usaha Milik Negara Pasal 66 Ayat 1 menyatakan bahwa jika BUMN diberikan penugasan khusus oleh Pemerintah yang secara fi nansial tidak feasiblemaka Pemerintah harus memberikan kompensasi atas biaya yang telah dikeluarkan termasuk marginyang diharapkan. Pemerintah menugaskan PLN menyediakan tenaga listrik dan meningkatkan rasio elektrifikasi di Indonesia tetapi harga jual tenaga listrik ditetapkan oleh Pemerintah, dimana harga jual ini tidak sesuai dengan harga keekonomiannya. Oleh karena itu Pemerintah harus memberikan margin PSO ke PLN dengan besaran tertentu untuk memastikan keuangan PLN tetap sehat dan dapat memenuhi semua kewajiban korporasinya. Marginini diperlukan oleh PLN untuk menjamin terciptanya laba perusahaan dan meminimalisir risiko-risiko unsur biaya pembentuk BPP seperti risiko fluktuasi harga energi primer, risiko kurs, risiko beban pinjaman, dan sebagainya. Pada tahun 2009, 2010, 2011, dan 2012 Pemerintah mengalokasikan margin sebesar 5%, 8%, 8%, dan 7% untuk mendukung kemampuan meminjam PLN untuk investasi. Program percepatan pembangunan pembangkit listrik berbahan bakar batu bara 10.000 MW yang ditugaskan Pemerintah kepada PLN melalui Perpres No.71 Tahun 2006 sepenuhnya didanai oleh pinjaman. Sejak program ini digulirkan, PLN untuk pertama kalinya harus melakukan pinjaman langsung secara besar-besaran, baik melalui penerbitan obligasi internasional maupun pinjaman kepada perbankan nasional dan internasional. Kondisi dengan pinjaman besar-besaran yang dilakukan, sementara struktur pendapatannya belum dibenahi, telah berakibat pada memburuknya neraca keuangan PLN (financial leveragemenjadi tinggi) yang ditunjukkan dengan meningkatnya Debt to Equity Ratio(DER) dari 28% pada tahun 2002 menjadi 187% pada akhir tahun 2012. Sejak tahun 2005 sebagian besar dana pembangunan bersumber dari hutang. Hutang tersebut berasal dari hutang Pemerintah maupun hutang korporasi. Kedua jenis hutang tersebut memiliki kewajiban yang harus dijaga oleh PLN untuk menjamin kemampuan pengembalian hutangnya. Kewajiban tersebut adalah covenant pinjaman. RUPTL 116 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Covenantadalah komitmen untuk menjaga kondisi keuangan perusahaan yang dituangkan dalam sebuah perjanjian hutang. Dari beberapa covenant yang ada, umumnya covenantyang perlu dijaga oleh PLN terdiri dari 2 (dua) buah indikator: (i) Consolidated Interest Coverage Ratio(CICR) dan (ii) Debt Service Coverage Ratio (DSCR). CICR merupakan rasio antara Consolidated Cash Flowdengan Consolidated Interest Expense, yang merupakan persyaratan bond holderdari pendanaan Global Bonddengan angka mínimum 2 kali. DSCR adalah persyaratan pinjaman dari multilateral bank (2 lender utama PLN yaitu IBRD dan ADB) dengan angka minimum sebesar 1,5 kali. Masing-masing lendermemberi definisi berbeda untuk DSCR : “ e net revenues of PLN for the twelve months prior to the date of such incurrence shall be at least 1.5 times the estimated maximum debt service requirement of PLN for any succeeding fiscal year on all debts of PLN including the debt to be incurred.” (ADB). “... the estimated net revenues of PLN for each fiscal year during the term of the debt to be incurred shall be at least 1,5 times the estimated debt services requirements of PLN in such year” (IBRD). Dalam kurun waktu 2002–2012, PLN masih mampu memenuhi covenantpinjaman (DSCR dan CICR) dalam posisi batas aman sebagaimana gambar 7.6. Namun pada tahun-tahun mendatang PLN akan kesulitan untuk memenuhi covenantpinjamannya mengingat makin besarnya beban hutang. Dengan semakin besarnya beban hutang, maka diperlukan kepastian pendapatan yang semakin besar agar beban bunga dan cicilan tetap dapat dipenuhi melalui pendapatan. DSCR dan CICR 2002 - 2012 Gambar 7. 6. Posisi Indikator DSCR dan CICR periode 2002-2012 Semakin besarnya hutang PLN terlihat pada Gambar 7.7 yang menunjukkan bahwa kecenderungan Debt to Equity Ratio(DER) PLN makin membesar. Dalam gambar tersebut terlihat bahwa Modal (Equity)PLN relatif tidak bertambah dan berkisar pada nilai Rp 150 Triliun. Sedangkan beban hutang bertambah dari sekitar Rp 34 T menjadi Rp 284 T. 117 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar 7.7. Posisi Indikator DER periode 2002-2012 Sejak tahun 2012 pelaporan sistem akuntansi PLN harus menggunakan ISAK 8 (Interpretasi Standar Akuntasi Keuangan) sesuai peraturan dari Bapepam yang mensyaratkan agar seluruh perusahaan di Indonesia mengikuti PSAK 30 (Prinsip Standar Akuntansi Keuangan). Dengan adanya standar ini maka kewajiban dari listrik swasta/ IPP secara akuntansi menjadi kewajiban dari PLN. Penerapan PSAK 30 yang mengatur tentang “Sewa” dan ISAK 8 yang mengatur mengenai “Penentuan Apakah Suatu Perjanjian Mengandung Suatu Sewa” ini akan mempunyai implikasi terhadap laporan keuangan PLN. Perjanjian Power Purchase Agreement(PPA) dengan IPP termasuk suatu perjanjian yang mengandung suatu sewa, sehingga penerapan ini mempunyai implikasi menyebabkan diakuinya aset dan kewajiban terkait perjanjian sewa dalam laporan posisi keuangan PLN serta mengakibatkan perubahan pada saldo laba/rugi pada laporan laba/rugi komprehensif PLN tahun sebelumnya. Dampaknya, rasio-rasio keuangan perusahaan pun ikut berubah dan berpotensi mengakibatkan terjadinya pelanggaran beberapa covenantatas pinjaman yang dimiliki PLN. Kondisi melemahnya kemampuan investasi PLN juga sudah diketahui oleh pasar keuangan. Hal ini dapat terlihat dari pernyataan dari rating agencyyang menyatakan bahwa sustainabilityPLN mengkhawatirkan karena investasi yang agresif serta financial leverageyang sudah mengkhawatirkan. Dalam roadshowPLN banyak investor yang mengkhawatirkan sustainabilityPLN akibat semakin membesarnya debt to ebitda ratio PLN. Dengan adanya indikasi memburuknya financial leveragePLN, maka akan berakibat pada kemampuan meminjam PLN menjadi semakin lemah. 7.6.2 Simulasi Program Investasi Sesuai Kemampuan Pendanaan PLN Untuk mengetahui tingkat kemampuan PLN dalam melaksanakan investasi sarana ketenagalistrikan, maka dilakukan juga analisis dengan skenario keterbatasan pendanaan PLN yang digunakan sebagai acuan dalam menyusun program pengembangan sarana kelistrikan, yang disebut dengan Skenario 2. Agar PLN dapat memperbaiki struktur modal maka investasi PLN dan IPP dibatasi sesuai dengan kemampuan keuangan PLN. Salah satu indikasi membaiknya struktur modal adalah dengan mengurangi DER. Hasil simulasi ini dapat dilihat pada Gambar 7.8-7.9. Dari hasil simulasi terlihat bahwa kebutuhan investasi PLN pada Skenario 1 mencapai Rp 884 T selama 10 tahun ke depan atau rata-rata Rp 88,4 T per tahun, sedangkan kemampuan PLN sesuai Skenario 2 hanya sebesar Rp 602 T atau sekitar Rp 60,2 T per tahun (termasuk IDC, pajak dan biaya lain yang terkait). Gambar 7.8 menampilkan hasil kebutuhan investasi ini. 22 % 21 24 23 39 49 75 87 131 156 187 % 34 T Rp 284 T Rp 152 T Rp 152 T Rp -50 100 150 200 250 300 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Debt to Equity [ % ] Debt Rp T Equity Rp T RUPTL 118 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 7. 8. Perbandingan Antara Kebutuhan Investasi dan Kemampuan Investasi Gambar 7.9. Proyeksi Indikator CovenantPLN untuk Skenario 1 dan Skenario 2 Dari Gambar 7.9 di atas dapat dilihat bahwa financial leveragePLN terutama DER akan membaik pada Skenario 2, dimana DER besarnya pada tahun 2022 kurang dari 150%, sedangkan pada Skenario 1 kondisi DER makin buruk dimana pada tahun 2022 DER menjadi 251%. Kondisi perhitungan ini dengan mengasumsikan tarif naik secara bertahap menuju nilai keekonomian. Dari sisi penyediaan daya, apabila konsumsi listrik tumbuh sesuai kebutuhan maka reserve margindi Jawa akan turun menjadi kurang dari 10% sejak tahun 2017. 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Skenario 1 227 221 198 208 234 256 276 263 269 251 Skenario 2 227 221 198 197 188 202 203 175 166 148 -50 100 150 200 250 300 DER (%) Debt Equity Ratio 2013-2021 Debt Equity Ratio 2013-2022 119 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar 7.10. Perbandingan Beban Puncak Skenario 1 dan 2 dengan Tambahan Pembangkit Skenario 2 Dari Gambar 7.10 terlihat bahwa kemampuan pasokan Skenario 2 lebih kecil dibandingkan dengan Skenario 1 sehingga beban yang dapat dilayani juga kecil. Pertumbuhan dalam Skenario 2 sebesar 5,7% sementara pada Skenario 1 dapat tumbuh sebesar 8,4%. 7.6.2. Perbaikan Struktur Modal Perusahaan Dalam rangka meningkatkan kemampuan PLN dalam menyediakan fasilitas tenaga listrik diperlukan penguatan modal perusahaan. Hal ini dapat dilakukan antara lain dengan cara: 1. Peningkatan pendapatan internal PLN baik melalui kenaikan tarif dan atau subsidi, yang mampu meningkatkan kemampuan investasi. 2. Pemerintah dalam penyediaan dana investasi dalam Penyertaan Modal Negara (PMN) untuk mengurangi beban pinjaman. 3. Apabila butir 1 dan butir 2 masih belum mencukupi, maka diperlukan upaya agar pinjaman PLN yang saat ini cukup besar di-restructureantara lain dengan melakukan swap Sub-Loan Agreement(SLA) menjadi PMN, serta restrukturisasi pinjaman langsung perusahaan. Di samping penguatan modal, dapat ditempuh juga program pengendalian konsumsi listrik, yang antara lain dapat berupa : 1. Program Konservasi Energi, antara lain melalui demand side management, pola pentarifan dengan time of use, kampanye penggunaan peralatan hemat energi dan lain lain. 2. Pembatasan pertumbuhan beban antara lain dengan membatasi penyambungan tenaga listrik. Terobosan lain dari sisi pembentukan model bisnis yang baru mungkin dapat dilaksanakan dan diuraikan dalam sub-bab 7.6.3. 7.6.3. Pengembangan Model Bisnis Kerjasama PLN dan Pihak Ketiga Non-IPP Agar pelayanan kepada masyarakat tidak terganggu dengan keterbatasan kemampuan pendanaan PLN, diperlukan langkah-langkah terobosan perubahan model bisnis sektor ketenagalistrikan. Langkah-langkah ini antara lain memberikan kesempatan kepada pihak ketiga non-IPP untuk berpartisipasi dalam pembangunan pembangkit serta memasok industri agar PLN tidak menjadi satu-satunya off-takersepenuhnya, misalnya melalui skema power wheeling, penetapan wilayah usaha tersendiri dan sebagainya. Dengan model bisnis seperti ini maka investasi yang dilakukan oleh pihak ketiga non-IPP tidak akan membebani keuangan PLN secara jangka panjang. 121 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Bab 8 Analisis Risiko Jangka Panjang 123 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Sasaran strategis yang ingin dicapai dalam RUPTL 2013 - 2022 adalah tersedianya pasokan tenaga listrik yang cukup, andal dan efisien, guna mengantisipasi pertumbuhan konsumsi tenaga listrik dan mendukung terciptanya ketahanan energi. Dalam pencapaian sasaran strategis tersebut PLN telah berkomitmen menerapkan paradigma risk management melalui implementasi ERM (Enterprise Risk Management). Hal tersebut selain bertujuan untuk meningkatkan valuebagi perusahaan, sekaligus juga sebagai salah satu unsur GCG (Good Corporate Governance) dalam pengelolaan perusahaan sebagaimana diamanatkan dalam Peraturan Menteri BUMN Nomor PER-01/ MBU/2011 tentang Penerapan GCG pada BUMN. Peletakan dasar-dasar (fundamental) untuk implementasi Manajemen Risiko di lingkungan PT PLN (Persero) telah dimulai pada tahun 2010 dengan ditetapkannya kebijakan implementasi Manajemen Risiko sesuai KEPDIR No. 537.K/DIR/2010 beserta pedoman pelaksanaannya sesuai Edaran Direksi No. 028.E/DIR/2010. Bab ini menggambarkan Profil Risiko Jangka Panjang PLN yang dinilai dominan berpotensi mempengaruhi pencapaian sasaran tersebut di atas dalam kurun waktu tahun 2013 - 2022, dimana telah teridentifikasi terdapat pada aspek regulasi Pemerintah, aspek financing(pendanaan), security of supplydan aspek operasional. Hal tersebut sejalan dengan isu-isu 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. 8.1. Profil Risiko Jangka Panjang 2013-2022 Penggambaran Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 dilakukan sesuai dengan aspek-aspek yang ditinjau sebagai berikut : 1. Aspek Regulasi Pemerintah Pada aspek ini risiko yang paling dominan akan berpengaruh terhadap pencapaian sasaran RUPTL adalah risiko adanya perubahan tatanan/kebijakan pada sektor ketenagalistrikan dan risiko tarif tenaga listrik (TTL). a. Risiko perubahan tatanan/kebijakan pada sektor ketenagalistrikandiantaranya disebabkan oleh perubahan arah prioritas nasional, perubahan kebijakan pengembangan panas bumi, pengaruh regulasi daerah, dan sebagainya, yang akan berdampak langsung pada pencapaian sasaran RUPTL. b. Risiko tidak terlaksananya rasionalisasi TTL yang disebabkan karena pertimbangan politis Pemerintah, akan berdampak langsung pada besaran subsidi listrik, dan pada akhirnya mempengaruhi kemampuan pendanaan internal PLN. 2. Aspek Pendanaan (Financing) (Financing) a Risiko keterbatasan kemampuan pendanaan, baik yang dialami oleh PLN maupun swasta (IPP) adalah risiko yang dominan akan berpengaruh terhadap pencapaian sasaran RUPTL mengingat kebutuhan pendanaan investasi PLN rata-rata sekitar US$ 7,1 miliar USD per tahun, jauh di atas kapasitas pendanaan internal PLN maupun Pemerintah. Beberapa penyebab yang mungkin diantaranya adalah keterbatasan kapasitas fiskal Pemerintah dalam hal subsidi listrik, potensi penurunan reputasi PLN/Pemerintah karena terjadinya hambatan pada proyek-proyek PLN dan IPP, meningkatnya biaya pinjaman, peningkatan nilai tukar valas terhadap IDR, dan sebagainya. Adapun dampak yang ditimbulkannya adalah terhambatnya pembangunan proyek-proyek infrastruktur ketenagalistrikan, hingga defisit daya pembangkit (pemadaman bergilir) karena kapasitas kelistrikan PLN tidak dapat mengikuti kenaikan pertumbuhan pemakaian listrik, yang pada ujungnya akan berpengaruh terhadap pertumbuhan ekonomi nasional. RUPTL 124 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 3. 3. Aspek Aspek Security of Supply Security of Supply Pada aspek ini risiko yang paling dominan akan berpengaruh terhadap pencapaian sasaran RUPTL dijelaskan sebagai berikut : a. Risiko keterlambatan penyelesaian proyek PLN dan IPPmasih akan berpotensi terjadi. Potensi penyebab risiko ini diantaranya adalah adanya hambatan pada fase-fase awal (pra konstruksi) seperti pendanaan, perijinan, pembebasan lahan proyek, proses pelelangan, kesalahan desain, isu lingkungan dan sosial. Demikian pula pada fase konstruksi berupa performanceteknis maupun kemampuan finansial kontraktor. Mengingat bahwa target tambahan kapasitas per tahun cukup besar (rata-rata sekitar 6.000 MW per tahun) maka potensi dampak yang dapat ditimbulkan dari risiko ini diantaranya adalah meningkatnya BPP akibat tidak tercapainya target fuelmix, hingga pemadaman karena defi sit kapasitas pembangkit PLN. Mengingat dampak yang sedemikain signifikan, maka mitigasi yang harus dilakukan adalah memastikan proses pra-konstruksi dilakukan lebih awal, khususnya untuk mengantisipasi target penyelesaian proyek tahun 2018 dan 2019 yang sangat besar yaitu 10.627 MW dan 9.154 MW. b. Risiko ketidakselarasan penyelesaian proyek pembangkit dan jaringan. Sebagaimana diketahui bahwa pembangunan pembangkit (PLN maupun IPP) dan jaringan transmisi dilaksanakan secara terpisah, sejak dari proses pendanaan hingga konstruksinya, sehingga berpotensi terjadi ketidakselarasan yang berdampak pada keterlambatan pengoperasian, dampak finansial berupa pinalti take-or-pay(TOP) dari IPP,bottlenecking, peningkatan BPP, hingga pemadaman. Sebagai contoh adalah risiko ketidakselarasan penyelesaian proyek HVDC 500 kV Sumatera - Jawa dengan proyek PLTU IPP Sumsel 8, 9 dan 10, setidaknya akan berpotensi menimbulkan pinalti (TOP) bagi PLN sebesar Rp 280 miliar per bulan. Untuk itu COD antara HVDC dan PLTU IPP mulut tambang harus sinkron. c. Risiko hambatan pada penyediaan dan pasokan energi primer non-BBM secara jangka panjang mengemuka mengingat bahwa energi primer non-BBM, khususnya batubara dan gas adalah nonrenewable(cadangan semakin menurun) dan kebutuhan untuk pembangkit listrik PLN berpotensi akan ‘bersaing’ dengan pasar ekspor. Dampak risiko ini diantaranya adalah meningkatnya BPP karena ketetidaktersediaan energi primer non-BBM akan disubstitusi oleh BBM. d. Risiko pertumbuhan konsumsi tenaga listrik melampaui proyeksi cukup mengemuka mengingat bahwa kecepatan penyediaan infrastruktur kelistrikan menghadapi beberapa risiko yang telah dijelaskan di atas, sedangkan pertumbuhan listrik meskipun telah diproyeksikan relatif tinggi yaitu 8,4% (skenario 1) namun trendhingga 2012 menunukkan kenaikan (pertumbuhan 2012 sebesar 10,17%). Risiko ini akan berdampak pada defisit daya pebangkit yang berakibat pemadaman. 4. Aspek Operasional a. Risiko penurunan performancepembangkit eksisting. Dalam periode 10 tahun ke depan risiko ini berpotensi terjadi, yang diantaranya disebabkan sebagian pembangkit eksisting PLN telah berusia tua dan performancepembangkit baru eks-FTP1 tidak mencapai bawah target yang diinginkan. Adapun dampak yang ditimbulkan antara lain defisit daya pembangkit. b. Risiko terjadinya bottlenecking sistem transmisi. Risiko ini berpotensi terjadi akibat kecepatan pertambahan kapasitas jaringan transmisi tidak sejalan dengan pertumbuhan demandmaupun penambahan kapasitas pembangkit. Terlebih apabila bottleneckyang telah ada saat ini tidak diatasi, maka akan memperbesar peluang terjadinyabottleneck yang lebih besar. 125 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 c. Risiko kenaikan harga Energi Primer baik BBM, batubara, gas dan sebagainya akan sangat berdampak pada perusahaan, terlebih apabila kenaikan harga tersebut diikuti dengan hambatan pasokan karena pengaruh permintaan pasar. d. Risiko lingkungan, berupa kepatuhan terhadap ketentuan masalah lingkungan, tuntutan masyarakat terhadap isu lingkungan berupa kesehatan, limbah, polusi dan kebisingan, serta isu sosial. e. Risiko terjadinya bencana alam. Risiko ini mendapatkan perhatian guna memastikanpreparedness menghadapi kondisi terjadinya bencana. 8.2. Pemetaan Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 Peta risiko menunjukkan level risiko, dimana level risiko diukur berdasarkan tingkat kemungkinan terjadi (likelihood) dan skala dampak (impact) yang ditimbulkan sebagai berikut : Skala Tingkat Kemungkinan Skala Dampak A Sangat Kecil 1 Tidak Signifikan B Kecil 2 Minor C Sedang 3 Medium D Besar 4 Signifikan E Sangat Besar 5 Malapetaka Adapun kriteria umum tiap level risiko dapat dijelaskan sebagai berikut : Level risiko ekstrem adalah risiko dinilai berpotensi menggagalkan pencapaian sasaran. Apabila risiko ini diambil, wajib dilakukan penanganan (mitigasi) dan perhatian khusus serta detail, dikarenakan sudah berada di atas batas toleransi risiko perusahaan. Level risiko tinggi adalah risiko dinilai menghambat pencapaian sasaran, dan mekanisme kontrol yang ada belum cukup mengendalikan risiko tersebut. Diperlukan langkah penanganan (mitigasi) untuk menurunkan risiko ke sekurang-kurangnya level moderat. Level risiko moderat adalah risiko dinilai mempunyai pengaruh terhadap sasaran, namun mekanisme kontrol yang ada efektif dapat mengendalikannya. Level risiko rendah adalah risiko dinilai tidak terlalu berpengaruh terhadap sasaran, dan tidak diperlukan tindakan penanganan (mitigasi) tertentu, karena pengendalian sudah melekat dalam proses bisnis yang ada. Peta profil risiko jangka panjang sebagaimana tersebut di atas dapat dilihat pada Gambar 8.1. RUPTL 126 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 8.1. Pemetaan Profil Risiko Jangka Panjang 2013 - 2022 8.3. Risiko Keterlambatan Proyek PLN dan IPP Dari profil risiko di atas, terlihat bahwa salah satu risiko terbesar yang mungkin terjadi adalah keterlambatan penyelesaian proyek PLN maupun IPP. Dari analisis risiko tersebut dikembangkan sebuah skenario kemungkinan keterlambatan penyelesaian proyek serta akibatnya pada pasokan dan komposisi fuel-mix. Keterlambatan proyek dapat terjadi pada : 1. Proses persiapan pembangunan baik dari sisi perizinan, penyiapan lokasi, kesiapan pendanaan dan lain-lain. 2. Ketersediaan energi primer terutama pasokan gas dan LNG. 3. Proses pembangunan/konstruksi yang seringkali menemui kendala di lapangan. Keterlambatan proses perijinan dalam persiapan pembangunan banyak terjadi pada kasus-kasus perijinan untuk ijin prinsip, ijin lokasi, ijin lingkungan serta ijin kehutanan, dan lain-lain. Beberapa kasus pembangkit besar 127 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 mundur karena masalah ini antara lain PLTU Indramayu, PLTU Pangkalan Susu 3&4, PLTP Rajabasa, PLTP Kotamobagu dan masih banyak yang lainnya. Kepastian pasokan gas seringkali mengalami perubahan lokasi dan kapasitas pasok sehingga terjadi ketidakpastian keputusan investasi di satu lokasi untuk pembangkit berbahan bakar gas. Beberapa contoh pembangkit antara lain PLTGU Tambak Lorok, PLTGU Gresik, PLTGU Muara Tawar Add On, dan lain sebagainya. Dalam proses pembangunanpun banyak kendala untuk menyelesaikan proyek antara lain pembebasan tanah, ijin ROW, masalah kompensasi, tumpang-tindih ijin lokasi maupun peruntukan, perubahan RTRW, dan lainlainnya. Beberapa contoh tertundanya penyelesaian pembangkit akibat hal ini antara lain proyek Interkoneksi HVDC Sumatera Jawa, PLTU Jawa Tengah, dan masih banyak contoh lainnya. Dengan mempertimbangkan hal-hal tersebut di atas, dibuat skenario keterlambatan yang mungkin terjadi dan akibatnya terhadap pasokan dan fuel mix. Gambar 8.2. Perbandingan Beban Puncak Skenario 1 dan 3 dengan Tambahan Pembangkit Skenario 3 Gambar 8.2 menunjukkan berkurangnya pasokan ke sistem Jawa Bali dan Sumatera karena keterlambatan proyek dan tidak tersedianya cukup pasokan gas. Rata-rata keterlambatan sebesar 580 MW dimana Jawa-Bali sebesar 330 MW per tahun sedangkan Sumatera sebesar 250 MW per tahun. Reserve marginJawa – Bali dan Sumatera berkurang seperti ditunjukkan pada Gambar 8.3. RUPTL 128 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar 8.3. Reserve MarginSumatera dan Jawa untuk Skenario 1 dan Skenario 3 Akibat keterlambatan tersebut maka komposisi BBM dalam fuel mixakan naik signifikan karena pengganti keterlambatan proyek yang paling cepat dan dapat dilaksanakan adalah pembangkit BBM. Gambar 8.4 menunjukkan pemakaian BBM antara kondisi proyek tepat waktu dan skenario keterlambatan. Pemakaian BBM yang meningkat seperti pada Gambar 8.4 akan menambah subsidi yang harus disiapkan oleh Pemerintah tiap tahunnya. Gambar 8.4. Kebutuhan BBM Skenario 1 dan 3 8.4. Mitigasi Risiko Pada dasarnya mitigasi risiko akan dilakukan secara konsisten dan berkesinambungan guna menurunkan level risiko secara jangka panjang. Program mitigasi risiko selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran D. 129 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kesimpulan Bab 9 131 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Dengan menggunakan asumsi pertumbuhan ekonomi sepuluh tahun mendatang rata-rata 6,9% per tahun dan bergerak dari realisasi kebutuhan tenaga listrik tahun 2012, proyeksi penjualan tenaga listrik pada tahun 2022 diperkirakan akan mencapai 387 TWh, atau mengalami pertumbuhan rata-rata 8,4% selama 10 tahun mendatang. Beban puncak pada tahun 2022 diproyeksikan akan mencapai 64 ribu MW. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut, diprogramkan pembangunan pembangkit listrik baru untuk periode 2013-2022 sebesar 60 ribu MW. Sejalan dengan pengembangan pembangkit ini, diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 57.1 ribu kms, yang terdiri atas 5.650 kms SUTET 500 kV AC, 1.100 kms transmisi 500 kV HVDC, 460 kms transmisi 250 kV HVDC, 6.400 kms transmisi 275 kV AC, 39.600 kms SUTT 150 kV, 3.900 kms SUTT 70 kV. Penambahan trafo yang diperlukan adalah sebesar 134.400 MVA yang terdiri atas 73.000 MVA trafo 150/20 kV, 3.700 MVA 70/20 kV dan 35.700 MVA trafo interbus IBT 500/150 kV, 17.000 MVA IBT 275/150 kV, 480 MVA IBT 150/70 kV, 4.000 MVA IBT 500/275 kV dan 600 MVA 250 kV DC. Untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik untuk periode 2013-2022 diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah 225 ribu kms, tegangan rendah 217 ribu kms dan kapasitas trafo distribusi 35,6 ribu MVA. Kebutuhan investasi pembangkit, penyaluran dan distribusi selama periode 2013 – 2022 untuk memenuhi kebutuhan sarana kelistrikan di Indonesia secara keseluruhan adalah sebesar US$ 125,2 miliar yang terdiri dari investasi pembangkit (termasuk IPP) sebesar US$ 91,3 miliar, investasi penyaluran sebesar US$ 19,4 miliar dan investasi distribusi sebesar US$ 14,5 miliar. Kebutuhan investasi PLN akan dipenuhi dari APBN sebagai penyertaan modal Pemerintah (ekuiti), pinjaman baru, dan dana internal. Kemampuan pendanaan internal PLN terbatas sehingga seluruh investasi didanai dengan hutang. Kebutuhan investasi PLN harus ditunjang dengan meningkatnya kemampuan pendanaan sendiri/internal, dan menjaga rasio hutang terhadap aset PLN agar dapat secara terus menerus mendukung perkembangan penyediaan listrik. Peran APBN setiap tahun menjadi sangat penting karena secara politis sangat sulit menaikkan tarif ke tingkat yang lebih tinggi daripada BPP dalam waktu dekat. Skenario yang mengulas keterbatasan kemampuan pendanaan korporat telah disampaikan dan terlihat bahwa seluruh kebutuhan pembangkit sulit dipenuhi oleh PLN maupun IPP mengingat kondisi keuangan PLN. Dengan demikian diperlukan langkah untuk membuat terobosan model bisnis yang lain di sektor ketenagalistrikan yang memungkinkan partisipasi pihak ketiga non-IPP utuk melayani beban langsung ke konsumen, dengan kata lain PLN tidak lagi menjadi satu-satunya off-taker, misalnya melalui skema power wheeling,penetapan wilayah usaha tertentu, excess power dan sebagainya. Disamping itu skenario yang mempelajari dampak keterlambatan penyelesaian proyek dan tidak tersedianya pasokan gas/LNG juga telah ditampilkan. Untuk menghindari terjadinya keterlambatan proyek yang mengakibatkan meningkatnya kebutuhan BBM, diperlukan langkah-langkah kerjasama antar institusi untuk melancarkan penyelesaian proyek tepat waktu. Dalam skenario tersebut juga menyebutkan tentang naiknya subsidi yang diperlukan untuk tetap memenuhi kebutuhan tenaga listrik. Secara umum dapat disimpulkan bahwa pemenuhan kebutuhan tenaga listrik Indonesia memerlukan upaya bersama yang terarah dan terkoordinasi dengan baik dari berbagai stakeholder di sektor ketenagalistrikan. 133 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Daftar Pustaka 135 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 1. Undang-Undang No. 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan 2. Peraturan Pemerintah No. 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan 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 jo No. 48/2011 tentang Perubahan atas Penugasan kepada PT PLN (Persero) untuk Melakukan Percepatan Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik yang Menggunakan Energi Terbarukan, Batubara dan Gas 7. Peraturan Menteri ESDM No. 1/2012 tentang Perubahan atas Peraturan Menteri ESDM No. 15/2010 tentang Daftar Proyek-proyek 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. Masterplan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia (MP3EI) 2011-2025, Kemenko Bidang Perekonomian, Jakarta 2011 11. Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2008 – 2027, Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2008 12. Draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2010 – 2029, Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2011 13. Draft Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) 2012 – 2031, Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2012 14. Pidato Sambutan Presiden Republik Indonesia pada Acara Gerakan Menuju Bebas Pemadaman Listrik Bergilir, Mataram, 27 Juli 2010 15. Draft Laporan Studi Penghematan Listrik dan Load Forecasting, Konsorsium LEMTEK UI dan Tim Nano UI, November 2012 16. Proyeksi Penduduk Indonesia 2010 – 2035, Bappenas, BPS, UN Population Fund, 2012 17. Produk Domestik Regional Bruto (PDRB) Provisi-Provinsi di Indonesia 2007-2011, BPS, 2012 18. Perkembangan Beberapa Indikator Utama Sosial-Ekonomi Indonesia, BPS, Februari 2013 19. Pendapatan Nasional Indonesia 2001 – 2005, BPS, 2008 dan updatedari websiteBPS 20. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2009 – 2018, PT PLN (Persero), 2009 21. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2010 – 2019, PT PLN (Persero), 2010 RUPTL 136 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 22. Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2011– 2020, PT PLN (Persero), 2011 23 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2012 – 2021, PT PLN (Persero), 2012 24 Draft Energy Outlook2008, Pusdatin Departemen Energi Dan Sumber Daya Mineral, 2008 25. Handbook of Energy and Economic Statistic of Indonesia2012, Pusdatin Kementerian ESDM, 2012 26. Statistik 2007, PT PLN (Persero), 2008 27. Statistik 2008, PT PLN (Persero), 2009 28. Statistik 2009, PT PLN (Persero), 2010 29. Statistik 2010, PT PLN (Persero), 2011 30. Statistik 2011, PT PLN (Persero), 2012 31. Statistik 2012, PT PLN (Persero), 2013 32. Indonesia Energy Outlook & Statistics2006, Pengkajian Energi UI, 2006 33. Berita Resmi Statistik, BPS, Februari 2008 34. Statistik Indonesia, Badan Pusat Statistik, Agustus 2012. 35. Draft Rencana Jangka Panjang Perusahaan 2011 – 2015, PT PLN (Persero), 2011 36. Slide Presentasi dari Badan Geologi Kementerian ESDM Tahun 2010 mengenai Sumber Daya dan Cadangan Batubara. 37. Slide Presentasi dari Ditjen Migas berjudul Peranan Migas dalam Mendukung Ketahanan Energi, 2010 38. Master Plan Study for Geothermal Power Development in the Republic of Indonesia, WestJec, 2007 39. Draft Report of Master Plan Study for Hydro Power Development in Indonesia, Nippon Koei, 2011 40. Draft Kebijakan Energi Nasional, DEN, 2010 41. Website Kementerian ESDM, Pemerintah Daerah 42. Public Private Partnerships Infrastructure Projects Plan in Indonesia 2012, Bappenas, Jakarta 2012 43. Sistem Informasi Laporan Manajemen, PT PLN (Persero), Oktober 2013 44. Evaluasi Operasi Tahun 2012, PT PLN (Persero) P3B Jawa Bali, 2013 45. Evaluasi Operasi Tahun 2012, PT PLN (Persero) P3B Sumatera, 2013 Rencana Pengembangan Sistem Kelistrikan Per Provinsi Wilayah Operasi Sumatera Lampiran A Lampiran A RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI SUMATERA A1. PROVINSI ACEH A2. PROVINSI SUMATERA UTARA A3. PROVINSI RIAU A4. PROVINSI KEPULAUAN RIAU A5. PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG A6. PROVINSI SUMATERA BARAT A7. PROVINSI JAMBI A8. PROVINSI SUMATERA SELATAN A9. PROVINSI BENGKULU A10. PROVINSI LAMPUNG LAMPIRAN A.1 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI ACEH RUPTL 142 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A1.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Aceh terdiri dari sistem interkoneksi 150 kV Sumut - Aceh dan sub-sistemisolateddengan tegangan distribusi 20 kV. Sekitar 70% dari sistem kelistrikan Aceh dipasok oleh sistem interkoneksi 150 kV Sumbagut dan sisanya 30% dilayani oleh pembangkit PLTD isolated tersebar. Saat ini daerah yang sudah dipasok sistem interkoneksi 150 kV meliputi pantai Timur Provinsi Aceh 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 sebagian besar berada di Sumut. Peta sistem kelistrikan Provinsi Aceh ditunjukkan pada Gambar A1.1. Seluruh wilayah pantai barat dan tengah Aceh serta kepulauannya masih dipasok oleh PLTD berbahan bakar HSD dengan sistem kelistrikan 20 kV. Gambar A1.1. Peta Sistem Kelistrikan & Kapasitas Pembangkit Eksisting Provinsi Aceh 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 179 MW di 9 lokasi. U G D Krueng Raya Lampisang Bireun Sigli Idie Langsa Panton Labu Jantho Meulaboh Blangkjeren Blangpidie Tapak Tuan Kuta Cane Sabulussalam Ke GI 150 kV P.Brandan (Sumut) Ke GI 150 kV Brastagi (Sumut) Ke GI 150 kV Sidikalang (Sumut) Banda Aceh Ke GITET 275 kV Pangkalan Susu (Sumut) Tualang Cut Cot Trueng/ Arun PLTD Lueng Bata 22 MW U PLTU Meulaboh 2x110 MW COD 2013/14 PLTU Meulaboh II 2x200 MW COD-2018/19 PLTG Arun LNG 200 MW COD-2015 PLTA Peusangan I 2x22.1 MW COD-2017 G PLTG Aceh 70 MW COD-2016 ke GI Kiliranjao (Sumatera Barat) PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA PETA JARINGAN TRANSMISI PROPINSI NANGROE ACEH DARUSSALAM PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN PLTU Kit Eksisting Kit Rencana Edit Desember 2013 GI Eksisting 150 kV GI Rencana 150 kV GITET Rencana 275 kV HVDC Rencana 500 kV HVDC Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV GI Eksisting 150/70 kV U PLTG G GU PLTGU D PLTD A PLTA P PLTP GI Eksisting 70 kV GI Rencana 150/70 kV A PLTA Peusangan IV 83 MW COD-2020 ACSR 2x240mm 2 20 kmr COD 2020 ACSR 2x240mm 2 53 kmr COD 2014 Peusangan I&II A PLTA Peusangan II 2x22 MW COD-2017 ACSR 2x240mm 2 5 kmr COD 2014 ACSR 2x240mm 2 5 kmr COD 2014 ACSR 1x240mm 2 110 kmr COD 2015 ACSR 2x430mm 2 116 kmr COD 2017 ACSR 2x240mm 2 20 kmr COD 2018 ACSR 2x240mm 2 14 kmr COD 2015 ACSR 1x240mm 2 91 kmr ACSR 2x430mm 2 166.5 Kmr (Operasi 150 kV s/d 2018) ACSR 1x240mm 2 10 kmr COD 2014 ACSR 1x240mm 2 83 kmr COD 2015 ACSR 1x240mm 2 75 kmr COD 2015 ACSR 1x240mm 2 99.2 kmr ACSR 1x240mm 2 2 kmr COD 2015 Samalanga ACSR 2x430mm 2 200 kmr COD 2016 ACSR 1x240 mm 2 3 kmr COD 2015 ACSR 1x240mm 2 82 kmr 2014 -Up rate To ACCC 1x310 mm2 ACSR 2x430mm 2 210 kmr COD 2016 ACSR 1x240mm 2 90 kmr COD 2015 ACSR 1x240mm 2 55 kmr COD 2014 ACSR 1x240mm 2 30 kmr COD 2021 Ulee Kareng PLTP Seulawah Agam 2x55 MW COD-2021/2022 P ACSR 1x240mm 2 1 kmr COD 2013 2 nd Sirkit ACSR 1x240mm 2 24 kmr COD 2014 ACCC 1x310mm 2 78.3 kmr ACSR 1x240mm 2 43 kmr 2014 -Up rate To ACCC 1x310 mm2 ACSR 1x240mm 2 145 kmr COD 2014 PLTD Sewa HSD (s/d 2015) - Lueng Bata : 7+4.5 MW - B. Aceh : 30+10 MW -Sigli :10+10MW - Lhokseumawe 1 : 30+10 MW - Langsa : 10 MW -Idie :5MW - Bireun : 30 MW - Tualang Cut : 15 MW D Lhokseumawe PLTD Cot Trueng 8MW Singkil ACSR 1x240mm 2 30 kmr 2015 -Up rate To ACCC 1x310 mm2 A Calang ACSR 1x240mm 2 1 kmr COD 2013 ACSR 2x240mm 2 81 kmr COD 2016 ACSR 2x240mm 2 108 kmr COD 2018 Takengon PLTMH Takengon ACSR 2x430mm 2 5.83 kmr COD 2015 G PLTG Sumbagut-1 Peaker 250 MW COD-2016 PLTA Meurebo-2 59 MW COD-2020 A Rencana Tambahan Pembangkit Besar : 1. PLTM Tersebar : 65 MW (2014-2016) 2. PLTA Kumbih-3 : 42 MW (2021) 3. PLTA Sibundong-4 : 32 MW (2021) 143 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 sewa genset dengan kapasitas total 72 MW untuk mengatasi defisit pada sistem isolated tersebut. Kapasitas terpasang ketujuh GI di Provinsi Aceh adalah 390 MVA. Rincian kapasitas pembangkit dan GI Provinsi Aceh masing-masing seperti ditunjukkan pada Tabel A1.1 dan Tabel A1.2. Tabel A1.1. Kapasitas Pembangkit Eksisting s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) Sektor Leung Bata 1 Lueng Bata Total PLTD HSD PLN 58 42 2 Apung Banda Aceh PLTD HSD PLN 10 0 3 Sewa Lueng Bata (Arti Duta) PLTD HSD PLN 7 7 4 Sewa Lueng Bata (Sari Alam) PLTD HSD PLN 5 5 5 Cot Trueng PLTD HSD PLN 8 3 6 Pulau Pisang PLTD HSD PLN 2 2 7 Banda Aceh (Aggreko) #1 PLTD HSD Sewa 30 30 8 Banda Aceh (KPT) #2 PLTD HSD Sewa 10 15 9 Sigli #1 (BGP) PLTD HSD Sewa 10 10 10 Sigli #2 P.Pisang (BGP) PLTD HSD Sewa 10 10 11 Lhokseumawe #1 (BGP) PLTD HSD Sewa 30 30 12 Lhokseumawe #2 Cot Treung (EPJ) PLTD HSD Sewa 10 10 13 Langsa (SLU) PLTD HSD Sewa 10 10 14 Idie (KPT) PLTD HSD Sewa 5 5 15 Bireun (KPT) PLTD HSD Sewa 30 30 16 Tualang Cut (KPT) PLTD HSD Sewa 15 15 Total 250 224 RUPTL 144 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A1.2. Kapasitas Gardu Induk Eksisting s/d September 2013 No Nama Kapasitas Trafo (MVA) Peak Load Keterangan Gardu Induk #1 #2 #3 (MW) 1 Banda Aceh 85,9 KIT-PLTD // 20 KV= 57.9 MW a. Lambaro 30 30 60 2 Sigli 28,4 KIT-PLTD // 20 KV= 20 MW a. Tijue 30 10 20 3 Lhokseumawe 81,2 KIT-PLTD // 20 KV= 70 MW a. Bayu 30 30 4 Bireun a. Juli 30 30 5 Langsa 44,2 KIT-PLTD // 20 KV= 15 MW a. Alur Dua 30 b. Tualang Cut 10 10 10 c. Alur Bate, Idi 30 Jumlah 390 239,7 Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Aceh yang telah mencapai sekitar 343 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 240 MW dan sistem isolated tersebar rata-rata 92 MW. Biaya Pokok Penyediaan listrik di Provinsi Aceh masih tinggi, yaitu Rp 2.197/kWh karena masih dioperasikannya banyak PLTD, baik di sistem interkoneksi maupun sistem isolated. A1.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Provinsi Aceh 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 Aceh-Nias 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 2012 tumbuh hinggga 11,1% dan tahun 2013 akan tumbuh sekitar 10%. Selain itu beban puncak sistem kelistrikan juga naik dari 343 MW pada tahun 2012 menjadi 361 MW pada tahun 2013. Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 12% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 1.150 GWh telah meningkat menjadi 1.755 GWh pada tahun 2012. Penjualan terbesar adalah dari sektor rumah tangga sebesar 1.139 GWh (64,9%), kemudian sektor publik sebesar 290 GWh (16,5%) seperti ditunjukkan pada Tabel A1.3. 145 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A1.3. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada Tahun 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 1.139 64,9 2 Komersil 268 15,3 3 Publik 290 16,5 4 Industri 59 3,3 Jumlah 1.755 100,0 Dari realisasi pengusahaan lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diberikan pada Tabel A1.4. Tabel A1.4. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,28 1.930 2.140 361 1.140.205 2014 5,36 2.115 2.321 391 1.196.438 2015 5,36 2.314 2.534 427 1.276.674 2016 5,36 2.529 2.752 463 1.313.477 2017 5,36 2.764 2.987 503 1.345.792 2018 5,36 3.021 3.244 546 1.378.731 2019 5,36 3.304 3.526 593 1.412.113 2020 5,36 3.619 3.841 646 1.446.235 2021 5,36 3.971 4.205 707 1.480.921 2022 5,36 4.367 4.613 776 1.516.240 Growth Growth 5,35% 9,5% 9,0% 8,6% 3,3% A1.3. 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 Aceh 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 A1.2. Disamping itu di Provinsi Aceh juga terdapat cadangan gas, namun sudah dieksploitasi dan saat ini sudah jauh berkurang. RUPTL 146 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) GambarA1.2. Peta Sumber Energi di Provinsi Aceh Pengembangan Pembangkit di Provinsi Aceh Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai tahun 2022 diperlukan pembangunan pusat pembangkit dalam wilayah Provinsi Aceh dengan daya sebesar 1.583 MW dengan rincian diberikan pada Tabel A1.5. b1 b d h 147 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A1.5. Rencana Pengembangan Pembangkit No Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Meulaboh #1,2 (FTP1) PLTU PLN 220 2013 - 2014 2 PLTM Tersebar Aceh PLTM Swasta 65 2014 - 2015 - 2016 3 Arun PLTG/MG PLN 200 2015 4 Sinabang (eks Tapaktuan) PLTU PLN 14 2015 5 Aceh PLTG Unallocated 25 2016 6 Sabang (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016 7 Sinabang (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016 8 Peusangan 1-2 PLTA PLN 88 2017 9 Sumbagut-2 Peaker (Arun) PLTGU/MGU PLN 250 2018 10 Jaboi (FTP2) PLTP Swasta 10 2018 - 2019 11 Meulaboh #3,4 PLTU Unallocated 400 2018 - 2019 12 Seulawah Agam (FTP2) PLTP Swasta 110 2021 - 2022 13 Peusangan-4 (FTP2) PLTA Swasta 83 2020 14 Meurebo-2 PLTM Unallocated 59 2020 Aceh Total 1.538 Beroperasinya PLTA Peusangan 88 MW, dan PLTU Meulaboh #1,2 220 MW sangat penting untuk memperbaiki sistem kelistrikan Aceh, mengingat saat ini daya pembangkit dari Sumut yang memasok demanddi Aceh masih sangat terbatas. Untuk mengatasi defisit kelistrikan saat ini, sampai dengan beroperasinya PLTU Meulaboh #1,2 220 MW telah dilakukan tambahan sewa pembangkit diesel pada sejumlah subsistem 150 KV dan Isolated 20 KV. Pembangunan PLTP Seulawah Agam 110 MW saat ini sedang dalam proses pelelangan WKP (Wilayah Kerja Pertambangan) oleh Pemerintah Provinsi Aceh dan WKP PLTP Jaboi di Sabang 10 MW sudah dilelang oleh Pemko Sabang. Untuk penyediaan listrik jangka panjang dan sekaligus memperbaiki biaya pokok penyediaan listrik baik di sistem interkoneksi akan dibangun PLTU Meulaboh #3 dan #4 (400 MW) dan untuk sistem isolated direncanakan dibangun beberapa pembangkit antara lain PLTU skala kecil di Sinabang 2 x 7 MW (merupakan bagian dari program PLTU Merah Putih), Pembangkit ermal Modular Pengganti diesel (PTMPD) di Simeuleu 2 x 3,5 MW dan di Sabang 2 x 3,5 MW serta PLTP Jaboi 10 MW. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Pembangunan GI baru dan kapasitas penambahan trafo (extension) sampai dengan tahun 2022 berjumlah 1.690 MVA dan 2.000 MVA masing-masing untuk GI 150 kV dan 275 kV seperti yang ditunjukan pada tabel A1.6 dan A1.7. RUPTL 148 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A1.6. Pengembangan GI No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Langsa 150/20 kV Extension 30 2013 2 Tualang Cut 150/20 kV Uprate 20 2013 3 Idie 150/20 kV Extension 20 2013 4 Bireun 150/20 kV Uprate 60 2013 5 Nagan Raya 150/20 kV New 30 2013 6 Jantho 150/20 kV New 30 2013 7 Panton Labu 150/20 kV New 30 2014 8 Lhokseumawe 150/20 kV Uprate 60 2014 9 Sigli 150/20 kV Uprate 60 2014 10 Banda Aceh 150/20 kV Uprate 60 2014 11 Subulussalam 150/20 kV New 30 2014 12 Nagan Raya 150/20 kV Extension 2 LB 2014 13 Meulaboh 150/20 kV New 30 2014 14 Bireun 150/20 kV Extension 2 LB 2014 15 Takengon 150/20 kV New 60 2014 16 Kuta Cane 150/20 kV New 30 2014 17 Lhokseumawe 150/20 kV Uprate 60 2015 18 Banda Aceh 150/20 kV Extension 2 LB 2015 19 Ulee Kareng 150/20 kV New 120 2015 20 Ulee Kareng 150/20 kV Extension 2 LB 2015 21 Krueng Raya 150/20 kV New 30 2015 22 Nagan Raya 150/20 kV Extension 2 LB 2015 23 Blang Pidie 150/20 kV New 30 2015 24 Tapak Tuan 150/20 kV New 60 2015 25 Cot Trueng 150/20 kV New 60 2015 26 Takengon 150/20 kV Extension 2 LB 2015 27 Blang Kjeren 150/20 kV New 30 2015 28 Samalanga 150/20 kV New 30 2015 29 Banda Aceh 150/20 kV Uprate 60 2016 30 Tualang Cut 150/20 kV Uprate 60 2016 31 Bireun 150/20 kV Uprate 60 2016 32 Meulaboh 150/20 kV Extension 60 2016 33 Meulaboh 150/20 kV Extension 2 LB 2016 34 Calang 150/20 kV New 30 2016 35 Singkil 150/20 kV New 30 2016 36 Subulussalam 150/20 kV Extension 2 LB 2016 149 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A1.6. Pengembangan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan NEW/ EXTENSION Kapasitas (MVA/BAY) COD 37 Banda Aceh 150/20 kV Extension 2 LB 2018 38 Lampisang 150/20 kV New 60 2018 39 Calang 150/20 kV Extension 2 LB 2018 40 Langsa 150/20 kV Uprate 60 2020 41 Subulussalam 150/20 kV Extension 60 2020 42 Kuta Cane 150/20 kV Extension 60 2020 43 Blang Pidie 150/20 kV Extension 60 2020 44 Idie 150/20 kV Extension 60 2021 45 Jantho 150/20 kV Extension 60 2021 Jumlah 1.690 Tabel A1.7. Pengembangan GI 275 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA) COD 1 Sigli 275/150 kV New 500 2017 2 Arun/Lhokseumawe 275/150 kV New 500 2017 3 Ulee Kareng 275/150 kV New 500 2017 4 PLTU Meulaboh/Nagan Raya 275/150 kV New 500 2018 5 Sigli 275/150 kV Extension 2 LB 2018 Jumlah 2.000 Pengembangan Transmisi Rencana pembangunan transmisi sampai dengan tahun 2022 adalah 2.198 kms untuk sistem 150 kV dan 812 kms untuk sistem 275 kV seperti yang ditampilkan dalam Tabel A1.8 dan Tabel A1.9. Tabel A1.8. Pembangunan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Jantho Inc. 1 Pi (Sigli - B. Aceh) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 1 2013 2 Panton Labu Inc. 1 Pi (Idi - Lhokseumawe) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 2 2013 3 Langsa Tualang Cut 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 24 2014 4 Meulaboh PLTU Meulaboh/Nagan Raya 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2014 5 Bireun PLTA Peusangan-1 150 kV 2 cct, 2 Hawk 126 2014 6 Sidikalang Subulussalam 150 kV 2 cct, 1 Hawk 111 2014 7 Brastagi Kutacane 150 kV 2 cct, 1 Hawk 290 2014 8 PLTA Peusangan-1 Takengon 150 kV 2 cct, 2 Hawk 22 2014 RUPTL 150 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A1.8. Pembangunan Transmisi 150 kV lanjutan No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 9 Lhokseumawe Idie (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 82 2015 10 Idie Langsa (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 47 2015 11 Lhokseumawe Langsa (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 129 2015 12 Bireun Lhokseumwe (Uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 123 2015 13 PLTA Peusangan-1 PLTA Peusangan-2 150 kV 2 cct, 2 Hawk 14 2014 14 PLTU Meulaboh/ Nagan Raya Blang Pidie 150 kV 2 cct, 1 Hawk 190 2015 15 Blang Pidie Tapak Tuan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 130 2015 16 Ulee Kareng Banda Aceh 150 kV 2 cct, 2 Zebra 40 2015 17 Krueng Raya Ulee Kareng 150 kV 2 cct, 2 Hawk 60 2015 18 Cot Trueng Inc. 2 Pi (Bireun - Lhokseumawe) 150 kV 4 cct, 1 Hawk 6 2015 19 Samalanga Inc. 1 Pi (Bireun - Sigli) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 4 2015 20 Takengon Blang Kjeren 150 kV 2 cct, 1 Hawk 174 2015 21 Subulussalam Singkil 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2016 22 Calang Meulaboh 150 kV 2 cct, 2 Hawk 160 2016 23 PLTG Aceh Timur/ Inc. 2 Pi (Idie - Lhokseumwe) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 2 2017 24 Banda Aceh Lam Pisang 150 kV 2 cct, 2 Hawk 30 2018 25 Calang Lampisang 150 kV 2 cct, 1 Hawk 198 2018 26 PLTP Seulawah 2 Pi Inc. (Sigli - Banda Aceh) 150 kV 4 cct, 1 Hawk 32 2021 27 Takengon PLTA Peusangan-4 150 kV 2 cct, 1 Hawk 20 2020 Jumlah 2.198 Tabel A1.9. Pembangunan Transmisi 275 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Sigli Arun/Lhokseumawe 275 kV 2 cct, 2 Zebra 322 2016 2 Pangkalan Susu Arun/Lhokseumawe 275 kV 2 cct, 2 Zebra 360 2016 3 Sigli Ulee Kareng 275 kV 2 cct, 2 Zebra 130 2016 Jumlah 812 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan listrik pada butir A1.2 di atas, diperlukan tambahan pelanggan baru 434 ribu pelanggan atau rata-rata 43.402 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan jaringan tegangan menengah 6.056 kms, jaringan tegangan rendah sekitar 6.854 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 728 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A1.10. 151 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A1.10. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo kVA Pelanggan 2013 381 431 45.775 57.987 2014 369 418 44.390 56.233 2015 527 596 63.338 80.236 2016 561 635 67.449 36.804 2017 597 676 71.828 32.314 2018 636 720 76.493 32.940 2019 677 767 81.462 33.382 2020 721 816 86.754 34.122 2021 768 870 92.392 34.686 2022 818 926 98.397 35.319 Total 6.056 6.854 728.277 434.022 A1.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel A1.11. Tabel A1.11. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 1.930 2.140 361 110 190 3 194 2014 2.115 2.321 391 128 360 647 294 2015 2.314 2.534 427 254 420 986 448 2016 2.529 2.752 463 46 300 1.092 348 2017 2.764 2.987 503 88 1.500 2 260 2018 3.021 3.244 546 455 560 228 619 2019 3.304 3.526 593 205 - - 320 2020 3.619 3.841 646 142 240 20 327 2021 3.971 4.205 707 55 120 32 193 2022 4.367 4.613 776 55 - - 188 Growth Growth 9,5% 9,0% 8,6% 1.538 3.690 3.010 3.191 LAMPIRAN A.2 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA UTARA RUPTL 154 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A2.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Sumatera Utara dipasok dengan menggunakan sistem transmisi 150 kV dan transmisi 275 kV (tidak termasuk Pulau Nias/Gunung Sitoli, Teluk Dalam, Pulau Tello dan Pulau Sembilan yang masih beroperasi secara isolated). Saat ini beban puncak terlayani sekitar 1.374 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 energy dengan PT Inalum untuk ikut membantu memenuhi kebutuhan beban puncak. Disamping pusat-pusat pembangkit di atas, ada beberapa PLTMH (PLN), PLTM (IPP), PLTP (IPP) yang memasok listrik langsung ke sistem distribusi (20kV). 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 managementdengan cara mengurangi laju pertumbuhan beban, yaitu membuat kuota (pembatasan) jumlah sambungan baru. Peta kelistrikan sistem Sumatera Utara dapat dilihat pada Gambar A2.1. Gambar A2.1. Peta Kelistrikan Sumatera Utara Penjualan tenaga listrik di Provinsi Sumatera Utara mengalami pertumbuhan 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 A2.1. 155 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kota Medan merupakan pusat beban terbesar di Sumatera Utara (hampir 60% dari seluruh demand di Provinsi ini) dengan tingkat pertumbuhan beban yang tinggi. Di Sumatera Utara masih terdapat beberapa daerah pelayanan listrik yang bertegangan rendah akibat dipasok oleh jaringan yang terlalu panjang. Situasi ini telah direncanakan penanggulangannya dalam RUPTL. Tabel A2.1. Kapasitas Pembangkit Sistem Interkoneksi s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) I Sektor Belawan 1.527,3 1.297,2 1 Belawan #1 PLTU MFO PLN 65,0 50,0 2 Belawan #2 PLTU MFO PLN 65,0 45,0 3 Belawan #3 PLTU MFO PLN 65,0 52,0 4 Belawan #4 PLTU MFO PLN 65,0 50,0 5 Belawan GT 1.1 PLTG Gas PLN 117,0 78,0 6 Belawan GT 1.2 PLTG Gas PLN 128,8 110,0 7 Belawan ST 1.0 PLTG Gas PLN 149,0 105,4 8 Belawan GT 2.1 PLTG Gas PLN 130,0 127,0 9 Belawan GT 2.2 PLTG Gas PLN 130,0 130,0 10 Belawan ST 2.0 PLTG Gas PLN 162,5 129,9 11 Belawan (TTF) PLTG Gas PLN 120,0 90,0 12 Belawan PLTMG Gas PLN 40,0 40,0 13 Sewa 20 MW Glugur PLTD HSD Sewa 20,0 20,0 II Sektor Medan 1 Glugur #1 PLTG HSD PLN 19,9 - 2 Glugur #2 PLTG HSD PLN 12,9 15,0 3 Glugur (TTF) PLTG HSD PLN 11,9 11,0 4 Paya Pasir #1 PLTG HSD PLN 14,5 - 5 Paya Pasir #2 PLTG HSD PLN 14,5 - 6 Paya Pasir #3 PLTG HSD PLN 20,1 14,0 7 Paya Pasir #4 PLTG HSD PLN 20,1 14,0 8 Paya Pasir #5 PLTG HSD PLN 21,4 16,0 9 Paya Pasir #6 (TTF) PLTG HSD PLN 21,6 - 10 Paya Pasir #7 (TTF) PLTG HSD PLN 34,1 34,0 11 Titi Kuning #1 PLTD HSD PLN 4,1 2,5 12 Titi Kuning #2 PLTD HSD PLN 4,1 2,0 13 Titi Kuning #3 PLTD HSD PLN 4,1 2,5 14 Titi Kuning #4 PLTD HSD PLN 4,1 3,0 15 Titi Kuning #5 PLTD HSD PLN 4,1 2,5 16 Titi Kuning #6 PLTD HSD PLN 4,1 2,7 17 Paya Pasir (Arti Duta) PLTD HSD Sewa 30,0 13,0 18 Paya Pasir #2 (BGP PLTD HSD Sewa 40,0 40,0 19 Paya Pasir #3 (BUGARAWA) PLTD HSD Sewa 20,0 20,0 20 AKE PLTD HSD Sewa 65,0 65,0 RUPTL 156 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A2.1. Kapasitas Pembangkit Sistem Interkoneksi s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW)) III Sektor Pandan 1 Pandan PLTMH Air PLN 7,6 5,0 2 Sipansihaporas #1 PLTA Air PLN 33,0 33,0 3 Sipansihaporas #2 PLTA Air PLN 17,0 17,0 4 Lau Renun #1 PLTA Air PLN 41,0 40,0 5 Lau Renun #2 PLTA Air PLN 41,0 40,0 IV Sektor Labuhan Angin 1 LABUHAN ANGIN # 1 PLTU Batubara PLN 115,0 95,0 2 LABUHAN ANGIN # 2 PLTU Batubara PLN 115,0 95,0 V IPP 180,0 180,0 1 Asahan I.1 PLTA Air IPP 90,0 90,0 2 Asahan I.2 PLTA Air IPP 90,0 90,0 VI Sewa Wilayah, Zero Balance Inalum dan Excess Power 1 INALUM PLTA Air Swasta 45,0 45,0 2 SIBAYAK PLTP Panas Bumi Swasta 10,0 10,0 3 Parlilitan PLTMH Air Swasta 7,5 7,5 4 Sei Silau 2 PLTMH Air Swasta 8,0 7,5 5 Parluasan PLTMH Air Swasta 5,0 5,0 6 Hutaraja PLTMH Air Swasta 5,0 5,0 7 KARAI 13 PLTMH Air Swasta 5,0 5,0 8 PT GSI-1 (Excess Power) Swasta 6,0 6,0 9 PT GSI-2 (Excess Power) Swasta 9,0 9,0 10 PT Growth Asia (Excess Power) #1 PLTU Biomas Swasta 10,0 10,0 11 PT Growth Asia (Excess Power) #2 PLTU Biomas Swasta 10,0 10,0 12 PT Inalum Porsea (Excess Power 2 MW) Swasta 2,0 2,0 13 PT Nubika (Excess Power GI R. Prapat) Swasta 6,0 6,0 14 PT Victorindo (Excess Power GI Sidempuan) Swasta 5,0 5,0 15 PT Harkat Sejahtera (GI P.SIANTAR) Swasta 1,0 1,0 16 PTPN III Sei Mangkai (GI KISARAN) Swasta 3,0 3,0 17 PT Evergreen (Excess Power GI T. Morawa) PLTU Batubara Swasta 2,0 2,0 18 PT PKS RAMBUTAN Swasta 2,0 2,0 Total Interkoneksi Sumatera 2.318,9 1.930,4 157 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kapasitas pembangkit PLTDisolatedyang beroperasi di Pulau Nias yaitu PLTD Gunung Sitoli dan PLTD Teluk Dalam, ditunjukkan pada Tabel A2.2. Tabel A2.2. Pembangkit Sistem Isolated s/d September 2013 No Lokasi PLTD Daya Terpasang (kW) Mampu (kW) 1 Gunung Sitoli - PLTD PLN 8.200 2.150 - PLTD Sewa 19.600 19.190 - PLTD Sewa 9.720 4.150 Total PLTD Gunung Sitoli 37.520 25.490 2 Teluk Dalam - PLTD PLN 3.380 2.050 - PLTD Sewa 5.225 3.000 Total PLTD Teluk Dalam 8.605 5.050 3 Pulau Tello - PLTD PLN 700 400 Total PLTD Pulau Tello 700 400 Total PLTD Cabang Nias 46.825 30.940 A2.2. 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 mendatang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diberikan pada Tabel A2.3. Tabel A2.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,79 8.425 9.238 1.455 2.944.294 2014 6,79 9.120 9.950 1.607 3.064.386 2015 6,89 9.882 10.770 1.785 3.190.446 2016 6,89 10.694 11.642 1.981 3.270.309 2017 6,89 11.574 12.583 2.194 3.351.470 2018 6,89 12.528 13.602 2.431 3.433.952 2019 6,89 13.563 14.706 2.691 3.517.776 2020 6,89 14.685 15.902 2.966 3.602.965 2021 6,89 15.903 17.198 3.250 3.636.938 2022 6,89 17.224 18.602 3.504 3.671.395 Growth Growth6,87% 8,27% 8,10% 10,02% 2,33% RUPTL 158 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A2.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi proyeksi kebutuhan tenaga listrik tersebut pada butir A2.2., diperlukan pembangunan sarana pembangkit dengan memperhatikan potensi sumber energi primer setempat, transmisi, Gardu Induk, dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang cukup besar tersedia di Sumatera Utara untuk membangkitkan energi listrik adalah tenaga air dan panas bumi. Namun Provinsi ini tidak mempunyai potensi batubara sedangkan sumber gas alam telah mengalami penurunan. Potensi tenaga air Provinsi Sumatera Utara hingga tahun 2026 sebesar 1.201 MW. 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 A2.4. Tabel A2.4. Daftar Potensi Panas Bumi Lokasi Panas Bumi Keterangan Potensi (MW) Dibatasi Oleh Taman Nasional (MW) Demand (MW) Sarulla & Sibual Buali Existing / Expansion 660 630 630 Sibayak/Lau Debuk-Debuk Existing / Expansion 160 40 40 Sorik Merapi High Possibility 500 100 100 Sipaholon Low Possibility 50 50 50 G. Sinabung Tidak cukup data - - -Pusuk Bukit Tidak cukup data - - -Simbolon Tidak cukup data - - -Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik di Sumatera Utara hingga tahun 2022 diperlukan pembangunan pembangkit sebagaimana diperlihatkan padaTabel A2.5. Tabel A2.5. Pengembangan Pembangkit No Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) PLTU PLN 440 2014-2015 2 PLTM Tersebar Sumut PLTM Swasta 96 2014-2016 3 Wampu (FTP2) PLTA Swasta 45 2015 4 Nias (FTP2) PLTU Swasta 21 2015-2016 5 Nias (merahputih) PLTU PLN 20 2016 6 Nias (ORC) PTMPD Unallocated 12 2016 7 Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) PLTU PLN 400 2016-2017 8 Sumut-1 PLTU Unallocated 300 2017 9 Sarulla I (FTP2) PLTP Swasta 330 2017-2018 10 Asahan III (FTP2) PLTA PLN 174 2018 11 Hasang (FTP2) PLTA Swasta 40 2018 12 Sumbagut-1 Peaker PLTGU/MGU Unallocated 250 2016 13 Sumbagut-3 Peaker PLTGU/MGU PLN 250 2018 159 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A2.5. Pengembangan Pembangkit lanjutan No Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 14 Sumbagut-4 Peaker PLTGU/MGU PLN 250 2018 15 Sorik Marapi (FTP2) PLTP Swasta 240 2019-2020 16 Sumut-2 PLTU Unallocated 600 2020-2021 17 Simonggo-2 PLTA Unallocated 90 2021 18 Kumbih-3 PLTA Unallocated 42 2021 19 Sibundong-4 PLTA Unallocated 32 2021 20 Batang Toru (Tapsel) PLTA Swasta 510 2022 21 Sarulla II (FTP2) PLTP Swasta 110 2022 22 Simbolon Samosir (FTP2) PLTP Swasta 110 2022 23 Sipoholon Ria-Ria (FTP2) PLTP Swasta 55 2022 SUMUT Total 4.417 Pengembangan Transmisi Dalam waktu dekat sistem Sumatera akan mengoperasikan 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. Disamping itu direncanakan pula pengembangan Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sebagai tulang punggung utama sistem interkoneksi Sumatera yang akan memasok energi listrik dalam jumlah yang besar dari Sumatera bagian Selatan yang kaya akan sumber energi (khususnya batu bara) ke Sumatera bagian Utara yang merupakan pusat beban terbesar di Sumatera. Transmisi 150 kV yang merupakan jaringan regional juga dikembangkan untuk menyalurkan tenaga listrik dalam kawasan yang lebih terbatas. Sampai dengan tahun 2022 diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 4.556 kms guna mendukung program penyaluran dan target yang telah ditetapkan, yaitu untuk mengatasi bottleneckpenyaluran daya, mengevakuasi daya dari pusat pembangkit, mendapatkan tegangan pelayanan yang baik dengan membatasi panjang JTM, menurunkan lossestransmisi dan distribusi, serta meningkatkan keandalan sistem tenaga listrik. Rencana pembangunan transmisi di Provinsi Sumut diberikan pada Tabel A2.6 dan Tabel A2.7. 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 2018. RUPTL 160 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A2.6. Rencana Pembangunan Transmisi 275 kV dan 500 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Pangkalan Susu Binjai 275 kV 2 cct, 2 Zebra 160 2014 2 Simangkok Galang 275 kV 2 cct, 2 Zebra 318 2015 3 Galang Binjai 275 kV 2 cct, 2 Zebra 160 2015 4 Sarulla Simangkok 275 kV 2 cct, 2 Zebra 194 2015 5 Padang Sidempuan Sarulla 275 kV 2 cct, 2 Zebra 138 2016 6 Rantau Prapat Sarulla 275 kV 2 cct, 2 Zebra 220 2018 7 PLTA Batang Toru Inc. 2 Pi (Sarulla-Pd.Sidempuan) 275 kV 2 cct, 2 Zebra 40 2020 8 Sei Rotan Rantau Prapat 500 kV 2 cct, 4 Zebra 540 2018 9 Rantau Prapat New Garuda Sakti 500 kV 2 cct, 4 Zebra 560 2018 Jumlah 2.330 Tabel A2.7. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Lamhotma Belawan 150 kV 1 2nd cct, 2 Hawk 6 2013 2 Martabe Inc. 2 Pi (P.Sidempuan-Sibolga) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 1 2013 3 Dolok Sanggul Inc. 1 Pi (Tele-Tarutung) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 76 2014 4 Sidikalang Dairi Prima Mineral 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2014 5 Galang Namurambe 150 kV 2 cct, 2 Zebra 80 2015 6 Galang Tanjung Morawa 150 kV 2 cct, 2 Zebra 20 2015 7 Rantau prapat Labuhan Bilik 150 kV 2 cct, 1 Hawk 130 2015 8 Padang Sidempuan Penyabungan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 140 2015 9 Galang Negeri Dolok 150 kV 2 cct, 1 Hawk 66 2015 10 Tele Pangururan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 26 2015 11 PLTG P. Brandan Pangkalan Brandan 150 kV 2 cct, 2 Hawk 10 2015 12 Pangkalan Brandan Binjai (Uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 102 2015 13 Binjai Payageli (Uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 28 2015 14 Tanjung Pura Inc. 1 Pi (P.Brandan-Binjai) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 30 2015 15 GIS Mabar KIM 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2015 16 GIS Listrik GIS Glugur 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2015 17 Perdagangan Inc. 2 Pi (Kisaran-K. Tanjung) 150 kV 4 cct, 1 Hawk 40 2015 18 Parlilitan Dolok Sanggul 150 kV 2 cct, 1 Hawk 50 2015 19 Pakkat Dolok Sanggul 150 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2015 20 PLTA Wampu Brastagi 150 kV 2 cct, 1 Hawk 80 2015 21 Helvetia Inc. 2 Pi (Glugur-Paya Geli) 150 kV 2 cct, 1 ACSR 300 mm 2 1 2015 22 Sibuhuan Gunung Tua 150 kV 2 cct, 1 Hawk 180 2015 23 Sidikalang Salak 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2016 24 Pematang Siantar Tanah Jawa 150 kV 2 cct, 1 Hawk 30 2016 25 Tebing Tinggi Seirotan (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 54 2016 26 Seirotan Perbaungan (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 43 2016 27 Perbaungan Tebing Tinggi (Uprate) 150 kV 1 cct, HTLS 310 mm 2 43 2016 28 PLTU Sewa Sumbagut Sibolga 150 kV 2 cct, 2 Hawk 0 2016 29 Perbaungan Kuala Namu 150 kV 2 cct, 1 Hawk 20 2016 30 Tanjung Balai Kisaran 150 kV 2 cct, 1 Hawk 30 2016 161 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A2.7. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV lanjutan No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 31 Dairi Inc. 1 Pi (SidikalangSabullusalam) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 20 2016 32 Pangkalan Susu Pangkalan Brandan 150 kV 2 cct, 2 Zebra 22 2016 33 KIM 2 Inc. 2 Pi (KIM - Sei Rotan) 150 kV 4 cct, 2 ACSR 400 mm 2 4 2016 34 Pancing KIM 2 150 kV 2 cct, 2 ACSR 400 mm 2 20 2016 35 Selayang Inc. 2 Pi (Paya Geli - Namurambe) 150 kV 4 cct, ACSR 300 mm 2 4 2016 36 Denai Pancing 150 kV 2 cct, 2 Hawk 24 2016 37 Padang Sidempuan New Padangsidempuan 150 kV 2 cct, 2 Zebra 4 2016 38 GI/GIS Batu gingging Paya Geli 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2017 39 GI/GIS Batu gingging GIS Listrik 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2017 40 Sei kera Inc. 1 Pi (Denai-Pancing) 150 kV 2 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 12 2017 41 Titi Kuning Teladan 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2017 42 Teladan Sei Kera 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 6 2017 43 Kuala Binjai 150 kV 2 cct, 1 Hawk 18 2017 44 Natal Panyabungan 150 kV 2 cct, 2 Hawk 100 2017 45 PLTP Sarulla I Sarulla 150 kV 2 cct, 2 Hawk 20 2017 46 Simangkok PLTA Asahan III(FTP 2) 150 kV 2 cct, 2 Hawk 22 2018 47 PLTA Hasang Aek Kanopan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 50 2018 48 PLTP Sorik Marapi (FTP 2) Inc. 2 Pi (Panyabungan-Natal) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 20 2021 49 Panyabungan (Uprate) Padang Sidempuan (Up Rate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 140 2021 50 PLTP Simbolon Samosir Inc. 2 Pi (Tarutung-Sidikalang) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 50 2022 51 PLTP Sipoholon Ria-Ria Inc. 1 Pi (Tarutung-Sidikalang) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 4 2021 52 PLTMH Singkil 150 kV 2 cct, 2 Hawk 140 2021 53 Simonggo Parlilitan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 22 2021 54 Teluk Dalam PLTU Nias 70 kV 2 cct, 1 Hawk 220 2014 Jumlah 2.423 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 Gardu Induk yang terlalu jauh dari konsumen. Rencana pembangunan Gardu Induk dapat dilihat pada Tabel A2.8 berikut. Tabel A2.8. Pengembangan Gardu Induk No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Lamhotma 150/20 kV Extension 30 2013 2 Porsea 150/20 kV Extension 10 2013 3 Sidikalang 150/20 kV Extension 2 LB 2014 4 Brastagi 150/20 kV Extension 2 LB 2014 5 Sidikalang 150/20 kV Extension 2 LB 2014 6 Martabe 150/20 kV New 10 2013 7 GIS Listrik 150/20 kV Extension 60 2014 8 Paya Pasir 150/20 kV Extension 60 2014 9 Labuhan 150/20 kV Extension 60 2014 RUPTL 162 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A2.8. Pengembangan Gardu Induk lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 11 Kisaran 150/20 kV Uprate 30 2014 12 Aek Kanopan 150/20 kV Extension 30 2014 13 Rantau Prapat 150/20 kV Uprate 60 2014 14 Kota Pinang 150/20 kV Extension 30 2014 15 Dolok sanggul 150/20 kV New 30 2014 16 Kuala Namu 150/20 kV Uprate 60 2015 17 Tanjung Pura 150/20 kV New 60 2015 18 Tele 150/20 kV Extension 2 LB 2015 19 Pangururan 150/20 kV New 30 2015 20 Rantau Prapat 150/20 kV Extension 2 LB 2015 21 Labuhan Bilik 150/20 kV New 60 2015 22 Perdagangan 150/20 kV New 120 2015 23 Perdagangan 150/20 kV New 2015 24 Titi Kuning 150/20 kV Extension 60 2015 25 Gunung Para 150/20 kV Extension 30 2015 26 Dolok sanggul 150/20 kV Extension 2 LB 2015 27 Parlilitan 150/20 kV New 30 2015 28 Namurambe 150/20 kV Extension 2 LB 2015 29 Namurambe 150/20 kV Extension 2 LB 2015 30 Tanjung Morawa 150/20 kV Extension 2 LB 2015 31 Galang 150/20 kV New 30 2015 32 Galang 150/20 kV Extension 2 LB 2015 33 Negeri Dolok 150/20 kV New 30 2015 34 Dolok sanggul 150/20 kV Extension 2 LB 2015 35 Pakkat 150/20 kV New 30 2015 36 Gunung Tua 150/20 kV Extension 2 LB 2015 37 Sibuhuan 150/20 kV New 60 2015 38 Titi Kuning 150/20 kV Extension 1 LB 2015 39 Sei Kera 150/20 kV New 160 2015 40 Helvetia 150/20 kV New 160 2015 41 Padang Sidempuan 150/20 kV Extension 2 LB 2015 42 Panyabungan 150/20 kV New 60 2015 43 Brastagi 150 kV Extension 2 LB 2015 44 Pancing 150/20 kV Extension 2 LB 2016 45 Denai 150/20 kV Extension 2 LB 2016 46 Pangkalan Brandan 150/20 kV Extension 30 2016 47 Selayang 150/20 kV New 160 2016 48 KIM II 150/20 kV Extension 2 LB 2016 49 Pancing 150/20 kV New 160 2016 50 Tanjung Morawa 150/20 kV Extension 60 2016 51 Tanjung Pura 150/20 kV Extension 60 2016 52 Sidikalang 150/20 kV Extension 2 LB 2016 53 Salak 150/20 kV New 60 2016 163 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A2.8. Pengembangan Gardu Induk lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 54 KIM 2 150/20 kV New 160 2016 55 Kisaran 150/20 kV Extension 2 LB 2016 56 Tanjung Balai 150/20 kV New 120 2016 57 Dairi 150/20 kV New 30 2016 58 Pangkalan Susu 150/20 kV New 30 2016 59 Pangkalan Brandan 150 kV Extension 2 LB 2016 60 Padang Sidempuan 150 kV Extension 2 LB 2016 61 New Padang Sidempuan 150/20 kV New 30 2016 62 Payegeli 150/20 kV Extension 1 LB 2017 63 GIS Listrik 150/20 kV Extension 1 LB 2017 64 GIS Batu Gingging 150/20 kV New 160 2017 65 KIM 150/20 kV Extension 60 2017 66 Paya Geli 150/20 kV Extension 60 2017 67 GIS Batu Gingging 150/20 kV Extension 100 2017 68 Perdagangan 150/20 kV Extension 60 2017 69 Panyabungan 150/20 kV Extension 2 LB 2017 70 Natal 150/20 kV New 30 2017 71 Binjai 150/20 kV Extension 2 LB 2017 72 Kuala 150/20 kV New 60 2017 73 Teladan 150/20 kV New 60 2017 74 Sarulla 150 kV New 2017 75 Simangkok 150 kV Extension 2 LB 2018 76 Pangkalan Brandan 150/20 kV Uprate 60 2018 77 Aek Kanopan 150 kV Extension 2 LB 2019 78 Paya Pasir 150/20 kV Extension 60 2019 79 Mabar 150/20 kV Extension 60 2019 80 Rantau Prapat 150/20 kV Extension 60 2019 81 Teladan 150/20 kV Extension 80 2019 82 KIM 150/20 kV Extension 60 2020 83 Paya Geli 150/20 kV Extension 60 2020 84 Kota Pinang 150/20 kV Extension 60 2020 85 GIS Batu Gingging 150/20 kV Extension 80 2020 86 Parlilitan 150/20 kV Extension 2 LB 2020 87 Pancing 150/20 kV Extension 80 2021 88 Denai 150/20 kV Extension 60 2021 89 Perdagangan 150/20 kV Extension 60 2021 90 GIS Batu Gingging 150/20 kV Extension 100 2021 91 Helvetia 150/20 kV Extension 80 2021 92 Teladan 150/20 kV Extension 80 2021 93 GIS Listrik 150/20 kV Extension 60 2022 94 KIM 150/20 kV Extension 60 2022 95 Lamhotma 150/20 kV Extension 60 2022 96 Namurambe 150/20 kV Extension 60 2022 RUPTL 164 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A2.8. Pengembangan Gardu Induk lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 97 Sei Rotan 150/20 kV Extension 60 2022 98 Tebing Tinggi 150/20 kV Extension 60 2022 99 Kuala Namu 150/20 kV Uprate 60 2022 100 Selayang 150/20 kV Extension 80 2022 101 Martabe 150/20 kV Extension 30 2022 102 Natal 150/20 kV Extension 30 2022 Jumlah 4.510 Rencana pembangunan GI 275 kV yang berada di Provinsi Sumatera Utara diberikan pada Tabel A2.9. Tabel A2.9. Rencana Pembangunan Gardu Induk 275 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Binjai 275/150 kV New 500 2014 2 Pangkalan Susu 275/150 kV New 0 2014 3 Binjai 275/150 kV Extension 250 2014 4 Binjai 275 kV Extension 2 LB 2014 5 Galang 275/150 kV New 1.000 2015 6 Simangkok 275 kV Extension 2 LB 2016 7 Simangkok 275/150 kV Extension 250 2016 8 Sarulla 275/150 kV New 500 2015 9 New Padang Sidempuan 275/150 kV New 500 2016 10 Binjai 275/150 kV Extension 250 2016 11 Pangkalan Susu 275/150 kV Extension 500 2016 12 Pangkalan Susu 275/150 kV Extension 500 2017 13 Sarulla 275 kV Extension 2 LB 2018 14 Rantau Prapat 500/275 kV New 1.000 2018 15 Rantau Prapat 275/150 kV New 750 2018 16 Sei Rotan 500/150 kV New 1.000 2018 17 Sei Rotan 500/150 kV Extension 1.000 2019 Jumlah 8.000 Pengembangan Distribusi Tambahan pelanggan baru sampai dengan tahun 2022 adalah sekitar 868 ribu pelanggan atau rata-rata 86.836 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.704 kms, JTR sekitar 3.938 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 1.071 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A2.10. 165 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A2.10. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 449 295 71 141.268 2014 398 802 208 120.092 2015 397 324 84 126.060 2016 250 333 88 79.862 2017 250 342 92 81.161 2018 251 351 96 82.482 2019 251 359 101 83.824 2020 252 368 105 85.189 2021 102 377 110 33.974 2022 103 386 115 34.457 Total 2.704 3.938 1.071 868.369 A2.4. Sistem Isolated Nias 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 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 Area Nias, terdiri dari Rayon Gunung Sitoli dan Rayon Teluk Dalam yang juga mengelola PLTD di Pulau Tello. Pasokan listrik untuk sistem kelistrikan Nias dipasok dari PLTD Gunung Sitoli dan PLTD Teluk Dalam. Jumlah pelanggan adalah sekitar 72 ribu pelanggan, daya tersambung 58,186 MVA dengan penjualan mencapai 6,120 GWh per-bulan. Pembangkitan di Pulau Nias saat ini mempunyai daya terpasang 46.125 kW, daya mampu 30.540 kW, beban puncak 24.680 kW, dan mengingat kondisi pembangkitan sudah tua, maka telah diambil langkah-langkah melaksanakan sewa PLTD untuk jangka pendek dan merencanakan pembangunan PLTU 3x7 MW (IPP), PLTU Merah Putih 2x10 MW dan Pembangkit ermal Modular Pengganti diesel (PTMPD) sebesar 12 MW. RUPTL 166 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A2.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah untuk membangun sistem kelistrikan sampai dengan tahun 2022 adalah seperti Tabel A2.11 berikut: Tabel A2.11. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 8.425 9.238 1.455 - 50 7 39 2014 9.120 9.950 1.607 245 1.140 516 541 2015 9.882 10.770 1.785 297 2.480 1.734 873 2016 10.694 11.642 1.981 542 2.400 516 993 2017 11.574 12.583 2.194 610 1.090 171 1.057 2018 12.528 13.602 2.431 934 2.810 1.392 1.963 2019 13.563 14.706 2.691 80 1.260 - 293 2020 14.685 15.902 2.966 460 260 40 812 2021 15.903 17.198 3.250 464 460 326 765 2022 17.224 18.602 3.504 785 560 50 1.484 Growth Growth/ Jumlah 8,27 8,10 10,02 4.417 12.510 4.753 8.821 167 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 LAMPIRAN A.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI RIAU RUPTL 168 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A3.1. Kondisi Saat Ini Sistem Interkoneksi Sistem kelistrikan Provinsi Riau saat ini memiliki 9 gardu induk (GI) 150 kV, yaitu Koto Panjang, Bangkinang, Garuda Sakti, Teluk Lembu, Duri, Dumai, Bagan Batu, Taluk Kuantan dan Balai Pungut. Sebagian GI tersebut sudah mengalami overloaddan perlu segera diatasi. Sistem kelistrikan Riau sebagian besar dipasok dari grid Sumatera dengan beban puncak per akhir 2012 mencapai 406 MW. Kapasitas pembangkit yang tersambung ke grid sebesar 362 MW, dimana 32% dari kapasitas tersebut adalah PLTA Koto Panjang, dengan demikian untuk memenuhi kebutuhan Riau masih diperlukan transfer energi dari sistem interkoneksiSumatera Bagian Selatan Tengah maupun sistem interkoneksi Sumatera Bagian Utara. Sistem Sumbagselteng sendiri dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, dimana 21% (714,65 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 A3.1. Gambar A3.1. Peta Sistem Kelistrikan di Provinsi Riau Daftar kapasitas terpasang pembangkit yang memasok ke sistem interkoneksi 150 kV ditunjukkan pada Tabel A3.1. 169 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A3.1. Kapasitas Pembangkit s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) I Sektor Pekanbaru 1 Kotopanjang # 1 PLTA Air PLN 38,0 38,0 2 Kotopanjang # 2 PLTA Air PLN 38,0 38,0 3 Kotopanjang # 3 PLTA Air PLN 38,0 38,0 4 Riau Power PLTGU Gas Sewa 26,0 28,0 5 Teluk Lembu # 1 PLTG Gas PLN 21,6 13,0 6 Teluk Lembu # 2 PLTG HSD PLN 21,6 14,0 7 Teluk Lembu # 3 (Exs PLTG HSD PLN 20,0 17,0 8 Sewa Teluk Lembu # 1 PLTMG Gas Sewa 12,0 13,0 9 Sewa Teluk Lembu # 2 PLTMG Gas Sewa 50,0 50,0 10 Sewa Teluk Lembu # 3 PLTMG Gas Sewa 30,0 30,0 11 Balai Pungut # 1 (Exs PLTG Gas PLN 20,0 16,0 12 Balai Pungut # 2 (Exs PLTG Gas PLN 20,0 16,0 13 Duri (peaker) PLTMG Gas PLN 100,0 90,0 14 Teluk Lembu PLTD HSD PLN 7,6 4,5 15 Teluk Lembu BGP PLTD HSD Sewa 40,0 20,0 16 Teluk Lembu Sewa PLTD HSD Sewa 30,0 15,0 17 Dumai BGP PLTD HSD Sewa 30,0 30,0 18 Dumai P3 PLTD HSD Sewa 10,0 10,0 19 Teluk Lembu (PJBS) PLTMG Gas PLN 30,0 30,0 582,8 510,5 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 84 MW dan daya mampu 54 MW. 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 A3.2. RUPTL 170 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A3.2. Pembangkit Isolated s/d September 2013 Unit Jumlah (unit) Daya Terpasang (MW) Mampu (MW) Area Pekanbaru 1. Mesin PLN 50 11.5 6.5 2. Mesin Sewa 6 31.2 24 3. IPP - - -4. Excess 2 7.0 7.0 Jumlah 58 49.7 37.5 Area Dumai 1. Mesin PLN 78 36.6 27.5 2. Mesin Sewa 16 46.5 31.6 3. IPP - - -4. Excess - - -Jumlah 94 83.1 59.1 Area Rengat 1. Mesin PLN 67 27.7 14.7 2. Mesin Sewa 14 56.5 39.6 3. IPP - - -4. Excess - - -Jumlah 81 84.2 54.3 Kondisi kekurangan pasokan kelistrikan pada sistem isolated disebabkan oleh menurunnya daya mampu pembangkit, meningkatnya konsumsi listrik oleh pelanggan secara alami (bahkan tanpa penyambungan baru) dan kebutuhan sistem isolatedyang dipasok dari excess power telah melampaui kesepakatan perjanjian jual beli (kontrak). A3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Ekonomi Riau tumbuh sangat pesat antara 7,8% pada tahun 2012 (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. 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 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel A3.3. 171 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A3.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 4,43 3.618 4.091 706 1.150.440 2014 4,66 4.029 4.502 776 1.263.784 2015 5,36 4.491 4.970 855 1.384.636 2016 5,36 5.010 5.531 950 1.512.214 2017 5,36 5.594 6.161 1.056 1.645.999 2018 5,36 6.252 6.871 1.175 1.750.315 2019 5,36 6.993 7.670 1.309 1.841.655 2020 5,36 7.830 8.569 1.460 1.933.245 2021 5,36 8.774 9.581 1.629 2.008.942 2022 5,36 9.839 10.722 1.820 2.085.426 Growth Growth5,20% 11,7% 11,3% 11,1% 6,9% 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 TenayanPekanbaru. A3.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan pembangkit baik yang terhubung pada sistem interkoneksi maupun pada sistem isolated 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 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 batubara yang tersebar di Kabupaten Indragiri Hulu dan Kuantan Singingi dengan cadangan 1,55 juta metrik ton 2 . 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 2022 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 2.036 MW sepertiditampilkan pada Tabel A3.4. 2 Sumber : Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Riau RUPTL 172 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A3.4. Pengembangan Pembangkit No Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Duri PLTMG PLN 112 2014 2 Tembilahan PLTU PLN 14 2014 3 Riau (Amandemen FTP1) PLTU PLN 220 2015 4 Dumai PLTU Sewa 240 2016 5 Riau PLTGU Unallocated 50 2016 6 Riau Peaker PLTG/MG PLN 200 2016 7 Riau Kemitraan (PLN-TNB-PTBA) PLTU Swasta 1.200 2018 RIAU Total 2.036 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 2015. PLTG Riau peaker dengan kapasitas total 200 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 1200 MW ditawarkan kepada swasta sebagai IPP untuk beroperasi pada tahun 2018. 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. Untuk penyediaan listrik jangka panjang dan sekaligus memperbaiki biaya pokok penyediaan listrik pada sistem isolated direncanakan dibangun beberapa pembangkit antara lain PLTU skala kecil di Tembilahan 2 x 7 MW, Pembangkit ermal Modular Pengganti diesel (PTMPD)di dua lokasi yaitu di Bengkalis 2 x 6 MW dan di selat Panjang 2 x 3,5 MW, serta tambahan PLTU 3 x 7 MW di Selat Panjang. 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 2022 diperlukan pengembangan GI 150 kV baru dan ekstension dengan kapasitas total 2.230 MVA seperti diperlihatkan pada Tabel A3.5. Tabel A3.5. Pembangunan GI No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Bangkinang 150/20 kV Extension 30 2013 2 Teluk Kuantan 150/20 kV Uprate 30 2013 3 Koto Panjang 150/20 kV Extension 30 2014 4 Garuda Sakti 150/20 kV Extension 60 2014 5 Dumai 150/20 kV Extension 60 2014 6 Balai Pungut/Kandis 150/20 kV Extension 60 2014 7 Pasir Putih 150/20 kV New 60 2015 8 Garuda Sakti 150/20 kV Extension 2 LB 2015 9 New Garuda Sakti 150/20 kV New 120 2015 173 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A3.5. Pembangunan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 10 Pasir Pangarayan 150/20 kV New 30 2015 11 Bangkinang 150/20 kV Extension 2 LB 2015 12 Rengat 150/20 kV New 60 2015 13 Teluk Kuantan 150/20 kV Extension 2 LB 2015 14 Pangkalan Kerinci 150/20 kV New 30 2015 15 Pasir Putih 150/20 kV Extension 2 LB 2015 16 Rengat 150/20 kV Extension 2 LB 2015 17 Tenayan 150/20 kV New 60 2015 18 Teluk Lembu 150/20 kV Extension 2 LB 2015 19 Pasir Putih 150/20 kV Extension 2 LB 2015 20 KID 150/20 kV New 60 2015 21 Dumai 150/20 kV Extension 2 LB 2015 22 Kandis 150/20 kV New 30 2015 23 Perawang 150/20 kV New 30 2016 24 Tenayan 150/20 kV Extension 2 LB 2016 25 GIS Kota Pekanbaru/Arengka 150/20 kV New 120 2016 26 Lubuk Gaung 150/20 kV New 60 2016 27 Tembilahan 150/20 kV New 30 2016 28 Rengat 150/20 kV Extension 2 LB 2016 29 Bagan Siapi-api 150/20 kV New 30 2016 30 Dumai 150/20 kV Extension 2 LB 2016 31 Siak Sri Indrapura 150/20 kV New 30 2016 32 Tenayan 150/20 kV Extension 2 LB 2016 33 Lipat Kain 150/20 kV New 30 2016 34 Bangkinang 150/20 kV Extension 2 LB 2016 35 Bangkinang 150/20 kV Extension 60 2016 36 KID 150/20 kV Extension 2 LB 2016 37 Teluk Kuantan 150/20 kV Uprate 60 2017 38 Rengat 150/20 kV Extension 60 2017 39 Bagan Batu 150/20 kV Extension 60 2018 40 Pasir Putih 150/20 kV Extension 60 2017 41 Tembilahan 150/20 kV Extension 60 2018 42 Perawang 150/20 kV Extension 60 2019 43 KIT Tenayan 150/20 kV Extension 60 2019 44 Teluk Lembu 150/20 kV Extension 100 2019 45 GIS Kota Pekanbaru/Arengka 150/20 kV Extension 100 2020 46 Lubuk Gaung 150/20 kV Extension 60 2020 47 Duri 150/20 kV Extension 80 2021 48 New Garuda Sakti 150/20 kV Extension 60 2021 49 Bagan Siapi-api 150/20 kV Extension 60 2021 RUPTL 174 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A3.5. Pembangunan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 50 Siak Sri Indra Pura 150/20 kV Extension 60 2021 51 Garuda Sakti 150/20 kV Extension 60 2022 52 Pasir Pangarayan 150/20 kV Extension 60 2022 53 KID 150/20 kV Extension 60 2022 Jumlah 2.230 Disamping itu juga direncanakan pembangunan GI dengan tegangan ekstra tinggi 275 kV dan 500 kV, serta konverter transmisi HVDC ±250 kVDC yang merupakan bagian dari link interkoneksi Sumatera – Malaysia seperti pada Tabel A3.6. Tabel A3.6. Pembangunan GI 275kV, 500 kV dan HVDC ±250 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 New Garuda Sakti 275/150 kV New 500 2015 2 New Garuda Sakti 275/150 kV Extension 500 2018 3 New Garuda Sakti 500/275 kV New 1.000 2018 4 Rengat 500/150 kV New 500 2017 5 Rengat 500 kV Extension - 2018 6 New Garuda Sakti HVDC Sta. Converter 250 kV DC New 600 2017 7 HVDC Switching Station 250 kV DC New - 2017 Jumlah 3.100 Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi di Provinsi Riau hingga tahun 2022 adalah sepanjang 2.050 kms (150 kV) dan 1.312 kms (275 kV, 500 kV dan 250 kV DC) seperti ditampilkan dalam Tabel A3.7 dan Tabel A3.8. Tabel A3.7. Pembangunan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Garuda Sakti (up rate) Duri (up rate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 230 2014 2 Teluk Kuantan Rengat 150 kV 2 cct, 2 Hawk 194 2014 3 Bangkinang Pasir Pangarayan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 220 2015 4 Pasir Putih Garuda Sakti 150 kV 2 cct, 2 Zebra 55 2015 5 Tenayan / PLTU Riau Teluk Lembu 150 kV 2 cct, 2 Hawk 20 2015 6 Tenayan / PLTU Riau Pasir Putih 150 kV 2 cct, 2 Zebra 35 2015 7 Dumai Kawasan Industri Dumai (KID) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 56 2015 8 Pasir Putih Pangkalan Kerinci 150 kV 2 cct, 2 Hawk 134 2015 9 New Garuda Sakti Inc. 2 Pi ( G.Sakti - Duri) 150 kV 4 cct, HTLS 310 mm 2 12 2015 10 Duri (up rate) Dumai (up rate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 118 2015 11 Teluk Lembu Garuda Sakti (Uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 36 2015 12 Kandis Inc. 2 pi ( New G.Sakti - Duri) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 10 2015 13 Dumai Bagan Siapi api 150 kV 2 cct, 1 Hawk 228 2016 175 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A3.7. Pembangunan Transmisi 150 kV lanjutan No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 14 Tenayan / PLTU Riau Perawang 150 kV 2 cct, 1 Hawk 50 2016 15 PLTU Sewa Dumai Kawasan Industri Dumai (KID) 150 kV 2 cct, 2 Hawk 14 2016 16 Rengat Pangkalan Kerinci 150 kV 2 cct, 2 Hawk 220 2016 17 GIS Kota Pekan Baru Inc. 2 Pi (G.Sakti-Teluk Lembu) 150 kV 2 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 10 2016 18 Tenayan / PLTU Riau Siak Sri Indra Pura 150 kV 2 cct, 1 Hawk 100 2016 19 Rengat Tembilahan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2016 20 Bangkinang Lipat Kain 150 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2016 21 Lubuk Gaung Inc. 2 Pi (Dumai-Bagan Siapi-api) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 2 2016 22 Dumai (Uprate) Kawasan Industri Dumai (KID) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 56 2017 23 Kuala Enok Tembilahan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2022 Jumlah 2.050 Tabel A3.8. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan HVDC ± 250 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Payakumbuh New Garuda Sakti 275 kV 2 cct, 2 Zebra 300 2015 2 Rengat New Garuda Sakti 500 kV 2 cct, 4 Zebra 440 2018 3 Rengat PLTU Riau Kemitraan 500 kV 2 cct, 2 Zebra 110 2018 4 Border Pulau Rupat 250 kV DC 2 Cable MI with IRC 52 2017 5 Pulau Rupat Utara Pulau Rupat Selatan 250 kV DC 2 cct, 2xCardinal 548 mm 2 60 2017 6 P. Rupat Selatan Sumatra Landing Point 250 kV DC 2 Cable MI with IRC 10 2017 7 Sumatera Landing Point New Garuda Sakti 250 kV DC 2 cct, 2xCardinal 548 mm2 340 2017 Jumlah 1.312 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 848,5 ribu pelanggan sampai dengan 2022 atau rata-rata 84,9 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan jaringan tegangan menengah (JTM) 11.965kms, jaringan tegangan rendah (JTR) sekitar 10.965 kmsdan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 827 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A3.9. RUPTL 176 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A3.9. Pengembangan Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 643 693 80 80.647 2014 738 776 75 93.389 2015 826 848 83 104.473 2016 926 927 86 110.755 2017 1.039 1.015 89 110.438 2018 1.166 1.111 93 85.303 2019 1.309 1.216 97 73.943 2020 1.469 1.331 100 73.353 2021 1.650 1.456 61 57.192 2022 1.853 1.594 64 59.010 Total 11.617 10.965 827 848.502 A3.4. 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 GambarA3.2. Gambar A3.2. Peta Pulau Rupat 177 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 dengan kabel laut. Pulau Rupat merupakan landing point dari kabel laut interkoneksi antara Sumatera dan Malaysia. A3.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi hingga tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel A3.10. Tabel A3.10. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 3.618 4.091 706 - 60 - 43 2014 4.029 4.502 776 126 210 424 198 2015 4.491 4.970 855 220 950 996 570 2016 5.010 5.531 950 490 390 814 381 2017 5.594 6.161 1.056 - 1.280 518 314 2018 6.252 6.871 1.175 1.200 1.620 550 1.912 2019 6.993 7.670 1.309 - 220 - 78 2020 7.830 8.569 1.460 - 160 - 83 2021 8.774 9.581 1.629 - 260 - 97 2022 9.839 10.722 1.820 - 180 60 106 Growth/ Jumlah 11,7% 11,3% 11,1% 2.036 5.330 3.362 3.783 LAMPIRAN A.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN RIAU (tanpa BATAM) RUPTL 180 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A4.1. 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 projectpengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) melalui kerjasama dengan Pemerintah Singapura. Provinsi Kepulauan Riau mencakup Kota Tanjung Pinang, 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. Gambar A4.1. 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 serta PLTU Galang Batang dengan kapasitas terpasang 97 MW dengan daya mampu sebesar 55 MW sedangkan beban puncak saat ini yang telah mencapai 51 MW melalui jaringan 20 kV. Sistem-sistem isolated di Provinsi Kepulauan Riau mempunyai 146 unit pembangkit kecil tersebar dengan kapasitas total 181 MW dan daya mampu 117 MW seperti terlihat pada Tabel A4.1. 181 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A4.1. Pembangkit Isolated s/d September 2013 Pemilik Jumlah (Unit) Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) PLN 124 78,9 45,3 103.9 Sewa 19 99,7 70,6 IPP - - -Excess 3 2,7 1,2 Total 146 181 117 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 dalam jangka pendek dilakukan dengan sewa pembangkit. A4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Perekonomi Kepulauan Riau tumbuh 8,21% pada tahun 2012 (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 2013 - 2022 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 2013 – 2022 seperti pada Tabel A4.2. Tabel A4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 7,51 570 627 117 171.734 2014 7,91 610 670 125 185.674 2015 9,09 651 715 133 200.588 2016 9,09 695 763 142 215.266 2017 9,09 743 814 151 230.943 2018 9,09 794 870 161 247.736 2019 9,09 850 930 172 265.782 2020 9,09 910 995 184 283.898 2021 9,09 975 1.065 197 295.378 2022 9,09 1.045 1.141 211 308.199 Growth 8,82% 6,96% 6,88% 6,79% 6,72% RUPTL 182 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A4.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pem bangkit, 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 2022 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi 150 kV dan sistem isolated. Rencana pengembangan pembangkit ditampilkan pada Tabel A4.3. Tabel A4.3. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 TB. Karimun #1,2 (FTP1) PLTU PLN 14 2013 2 Rawa Minyak PLTG/MG Swasta 15 2014 3 Rengat new PLTG/MG PLN 12,5 2014 4 Dabo Singkep-1 PLTU Swasta 6 2015 5 Tanjung Pinang 1 (TLB) PLTU Swasta 30 2015 6 Tanjung Pinang 2 (FTP2) PLTU PLN 30 2015 7 TB. Karimun -1 (FTP2) PLTU PLN 15 2015 8 Natuna-1 PLTU PLN 14 2015-2016 9 Tanjung Batu Baru PLTU PLN 14 2015-2016 10 Kurau PLTMG Swasta 10 2016 11 TB. Karimun-1 (FTP2) PLTU PLN 15 2016 12 Bengkalis (ORC) PTMPD Unallocated 12 2016 13 Selat Panjang (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016 14 Dabo Singkep (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016 15 Ranai (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016 16 Dabo Singkep PLTG/MG Unallocated 7 2017 17 Natuna-2 PLTU Unallocated 14 2017 18 Tanjung Batu-1 PLTU Swasta 14 2017-2018 19 Dabo Singkep-2 PLTU Unallocated 14 2019 20 Tanjung Pinang 3 PLTU Unallocated 100 2019-2020 21 TB. Karimun Peaker PLTG/MG Unallocated 20 2019-2020 22 Selat Panjang -1 PLTU Unallocated 20 2020 Kepri Total 398 183 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2022 diperlukan 4 buah GI 150 kV di Pulau Bintan dan 1 lokasi di Pulau Ngenang seperti diperlihatkan pada Tabel A4.4. Tabel A4.4. Pengembangan GI 150 kV Baru No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Pulau Ngenang 150/20 kV New 10 2015 2 Sri Bintan 150/20 kV New 30 2015 3 Air Raja 150/20 kV New 60 2015 4 Kijang 150/20 kV New 60 2015 5 Tanjung Uban 150/20 kV New 60 2015 6 Sri Bintan 150/20 kV Extension 60 2015 7 Air Raja 150/20 kV Extension 60 2019 8 Sri Bintan 150/20 kV Extension 30 2022 Jumlah 370 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV sepanjang 288 kms seperti ditampilkan dalam Tabel A4.5. Tabel A4.5. Pembangunan SUTT 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Tanjung Kasam Tanjung Sauh 150 kV 2 cct, 3 x 300 mm 2 6 2014 2 Tanjung Sauh Pulau Ngenang 150 kV 2 cct, 1 Hawk 10 2014 3 Pulau Ngenang Tanjung Taloh 150 kV 2 cct, 3 x 300 mm 2 12 2014 4 Tanjung Taloh Tanjung Uban 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2014 5 Tanjung Uban Sri Bintan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2015 6 Sri Bintan Air Raja 150 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2015 7 Air Raja Kijang 150 kV 2 cct, 1 Hawk 40 2015 8 Tanjung Pinang Kijang 150 kV 2 cct, 2 Hawk 30 2015 Jumlah 288 Walaupun di sistem kelistrikan Bintan telah direncanakan pembangkit yang cukup banyak seperti pada tabel A4.3, sistem ini direncanakan akan diinterkoneksi dengan sistem Batam melalui kabel laut 150 kV. Tujuan interkoneksi tersebut adalah untuk menggantikan peran PLTD di sistem Bintan, baikpeakmaupunbaseload, 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. RUPTL 184 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 192 ribu pelanggan sampai dengan 2022 atau rata-rata 19 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1.670 kms, JTR sekitar 1.593 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 211 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A4.6 berikut. Tabel A4.6. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 120 130 17 25.485 2014 131 138 16 19.956 2015 140 144 18 16.379 2016 149 149 20 16.823 2017 159 155 21 23.347 2018 170 162 24 19.013 2019 181 168 26 17.397 2020 193 175 29 18.237 2021 206 182 19 18.505 2022 220 189 21 17.475 Total 1.670 1.593 211 192.616 A4.4. Sistem Kelistrikan Natuna Kabupaten Natuna terletak paling utara dari wilayah Republik Indonesia di kawasan Laut Cina Selatan seperti terlihat pada Gambar A4.2. Gambar A4.2. Peta Pulau Natuna Natuna berada pada jalur pelayaran internasional Hongkong, Jepang, Koreadan Taiwan. Kabupaten ini terkenal dengan penghasil migas dengan cadangan yang sangat besar sebagaimana diuraikan pada butir A4.3. 185 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Kelistrikan Pulau Natuna dipasok dari PLTD dengan Kapasitas terpasang 6.200 kW, daya mampu 5.700 kW dan beban puncak 4.890 kW. Sistem distribusi berupa SUTM sepanjang 57 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 2015/2016, Pembangkit ermal Modular Pengganti Diesel (PTMPD) 2 x 3.5 MW direncanakan beroperasi pada tahun 2016. A4.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel A4.7. Tabel A4.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 570 627 117 14 - - 8,0 2014 610 670 125 28 - 88 8,4 2015 651 715 133 95 280,00 200 8,9 2016 695 763 142 72 - - 9,5 2017 743 814 151 28 - - 10,5 2018 794 870 161 7 - - 11,1 2019 850 930 172 74 60,00 - 12,0 2020 910 995 184 80 - - 13,0 2021 975 1.065 197 - - - 13,8 2022 1.045 1.141 211 - 30,00 - 15,1 Growth/ Jumlah 7,0% 6,9% 6,8% 398 370 288 110,3 LAMPIRAN A.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG RUPTL 188 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A5.1. 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 1PLTU IPP Biomassa, yaitu: PLTD Pilang, PLTD Manggar dan PLTU Belitung Energy (IPP). Pembangkit-pembangkit tersebut terinterkoneksi melalui jaringan distribusi 20 kV. Sistem kelistrikan 20 kV di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung seperti ditunjukkan pada Gambar A5.1. Gambar A5.1. Peta Jaringan SUTM di Provinsi Kep. Babel Saat Ini Pada saat ini sebagian besar pasokan listrik di Provinsi Bangka Belitung diperoleh dari pembangkit dengan bahan bakar HSD. Total kapasitas terpasang adalah 167,45 MW dengan daya mampu sebesar 147,65 MW. Tabel A5.1 memperlihatkan komposisi sistem pembangkitan di Provinsi Bangka Belitung. 189 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A5.1. Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu Pembangkit s/d September 2013 No. Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) Mampu A Bangka ( Sistem Merawang, Koba, Mentok dan Toboali sudah terhubung oleh Jaringan 20 kV ) I Sistem Merawang - Koba (Interkoneksi) 1 Merawang PLTD HSD PLN 42,3 29,2 2 Koba PLTD HSD PLN 3,4 2,1 3 ALTRAK I, Merawang PLTD HSD Sewa 4,1 5,1 4 ALTRAK II, Merawang PLTD HSD Sewa 2,2 3,2 5 KALTIMEX, Merawang PLTD HSD Sewa 7,0 8,0 6 PRASTIWAHYU TRIMITRA E, Merawang PLTD HSD Sewa 5,0 6,0 7 PT. SINARINDO, Merawang PLTD HSD Sewa 13,0 21,2 8 TIGA BINTANG MAS ABADI, Koba PLTD HSD Sewa 5,0 5,0 9 SINARINDO, Jebus PLTD HSD Sewa 5,0 5,0 10 Listrindo Kencana PLTU Biomass IPP 5,0 2,8 91,9 87,5 II Sistem Isolated Mentok 1 Mentok PLTD HSD PLN 10,1 4,0 2 MEGAPOWER MAKMUR, Mentok PLTD HSD Sewa 3,0 3,0 13,1 7,0 III Sistem Isolated Toboali 1 PLTD Toboali PLTD HSD PLN 3,9 2,7 2 MEGAPOWER MAKMUR, Toboali PLTD HSD Sewa 3,5 4,0 3 MEGAPOWER MAKMUR II, Toboali PLTD HSD Sewa 3,5 4,0 10,9 10,7 IV Isolated Tersebar 1 PLTD Tanjung Labu PLTD HSD PLN 0,9 0,8 0,9 0,8 Total Bangka 116,8 105,9 B Belitung I Sistem Pilang - Padang (Interkoneksi) 1 PLTD Pilang PLTD HSD PLN 21,4 14,3 2 PLTD Padang PLTD HSD PLN 5,5 1,7 3 WAHANA, Pilang PLTD HSD Sewa 6,0 6,0 4 ALTRAK, Pilang PLTD HSD Sewa 5,0 6,0 5 SINARINDO, Padang PLTD HSD Sewa 5,0 7,0 6 PLTU Belitung Energy PLTU Biomass IPP 7,0 6,0 49,9 41,0 II Isolated Tersebar 1 PLTD Selat Nasik PLTD HSD PLN 0,6 0,6 2 PLTD Pulau Seliu PLTD HSD PLN 0,1 0,1 0,7 0,7 Total Belitung 50,6 41,7 RUPTL 190 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A5.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Kepulauan 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 terutama untuk menarik investasi ke Provinsi Kepulauan Bangka Belitung. 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 sudah tua, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan dan meningkatkan efisiensi penyaluran tenaga listrik. Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 16,3% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 366,19 GWh telah meningkat menjadi 532 GWh s/d September 2013. Tabel A5.2. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan s/d September 2013 No. Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 375 70,5 2 Komersil 90 17,0 3 Publik 35 6,6 4 Industri 31 5,9 Jumlah 532 100 Dari realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi dan industri, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik Bangka Belitung pada tahun 2013 - 2022 dapat dilihat pada Tabel A5.3 Tabel A5.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,23 758 854 162 299.076 2014 5,51 872 977 176 321.660 2015 6,34 969 1.085 195 340.867 2016 6,34 1.079 1.206 217 357.760 2017 6,34 1.203 1.344 241 374.292 2018 6,34 1.344 1.499 268 390.520 2019 6,34 1.503 1.675 299 407.038 2020 6,34 1.684 1.875 334 423.372 2021 6,34 1.890 2.101 373 439.849 2022 6,34 2.123 2.357 418 456.251 Growth 6,14% 12,1% 12,0% 11,1% 4,8% A5.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Pengembangan sarana untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung yaitu pengembangan sarana pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi. 191 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 Bangka Belitung harus didatangkan dari luar wilayah berupa batubara, gas dan BBM. Pengembangan Pembangkit Selama ini Sistem Kelistrikan Provinsi Kepulauan Bangka Belitung memiliki 2 sistem isolatedbesar yaitu Sistem Bangka dan Sistem Belitung. Dengan mempertimbangkan antara lain : 1. Sumber Energi di Prov. Kepulauan Bangka Belitung untuk membangkitkan energi listrik sangat terbatas. Dimana kebutuhan energy primer untuk pembangkitan tenaga listrik di Babel harus didatangkan dari luar wilayah berupa batubara, gas dan BBM. 2. Perlunya peningkatan kepastian tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung sebagaimana yang sudah direncanakan. 3. Secara Geografis, Provinsi Kepulauan Bangka Belitung dekat dengan Pulau Sumatera, yang merupakan lumbung energy primer untuk Pembangkit Listrik dengan biaya operasi murah, terutama batubara. Selain itu, Pulau Sumatera juga mempunyai surplus energi listrik. Maka berdasarkan ketiga hal mendasar di atas, pendekatan pengembangan Sistem Kelistrikan Provinsi Kepulauan Bangka Belitung tidak lagi menggunakan pendekatan sistem isolated besar terutama Pulau Bangka, di mana nantinya Sistem Bangka akan dihubungkan dengan sistem Sumatera seperti pada Gambar A5.2. Gambar A5.2. Rencana Sistem Kelistrikan Bangka Rencana pengembangan pembangkit untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Bangka Belitung sampai dengan tahun 2022 adalah seperti ditampilkan pada Tabel A5.4. berikut. RUPTL 192 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A5.4. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Air Anyer (FTP1) PLTU PLN 60 2013-2014 2 Belitung Baru (FTP1) PLTU PLN 33 2014 3 Belitung 4 PLTU Unallocated 30 2015-2016 4 Sewa Bangka PLTU Sewa 60 2015 5 Belitung Peaker-3 PLTG/MG Unallocated 20 2017-2018 6 Bangka Peaker PLTG/MG Unallocated 100 2018-2019 7 Belitung-5 PLTU Unallocated 34 2019-2020 8 Bangka-1 PLTU Unallocated 200 2021-2022 9 Belitung-6 Peaker PLTG/MG Unallocated 40 2022 BABEL Total 577 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2022 diperlukan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV seperti diperlihatkan pada Tabel A5.5. Tabel A5.5. Pembangunan GI 150 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Suge 70/20 kV New 30 2013 2 Dukong 70/20 kV New 30 2014 3 Pangkal Pinang 150/20 kV Extension 4 LB 2014 4 Manggar 70/20 kV New 30 2015 5 Kelapa 150/20 kV New 30 2015 6 Koba 150/20 kV New 30 2015 7 Sungai Liat 150/20 kV Extension 60 2015 8 Mentok 150/20 kV New 30 2015 9 Toboali 150/20 kV New 30 2015 10 Kelapa 150/20 kV Extension 2 LB 2015 11 Air Anyir 150/20 kV Extension 60 2015 12 Tj. Batu Itam 150/20 kV New 30 2015 13 Dukong 70/20 kV Extension 30 2016 14 Pangkal Pinang 150/20 kV Extension 30 2016 15 Sungai Liat 150/20 kV Uprate 60 2018 16 Kelapa 150/20 kV Extension 60 2018 17 Air Anyir 150/20 kV Uprate 60 2018 18 Koba 150/20 kV Extension 60 2019 19 Manggar 70/20 kV Extension 30 2021 20 Dukong 70/20 kV Extension 30 2021 21 Mentok 150/20 kV Extension 60 2022 22 Air Anyir 150/20 kV Extension 60 2022 23 Pangkal Pinang 2 150/20 kV New 60 2022 Jumlah 900 193 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV dan 70 kV sepanjang 850 kms seperti ditampilkan pada Tabel A5.6. Tabel A5.6. Pembangunan SUTT 150 kV & 70 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Suge Dukong 70 kV 2 cct, 1 Hawk 50 2013 2 Dukong Manggar 70 kV 2 cct, 1 Hawk 140 2014 3 Pangkal Pinang Kelapa 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2014 4 Pangkal Pinang Koba 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2014 5 Kelapa Mentok 150 kV 2 cct, 2 Hawk 140 2015 6 Koba Toboali 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2015 7 Tanjung Api-Api Mentok 150 kV 2 cct, Under Sea Cable XLPE 300 90 2015 8 Tanjung Batu Itam Manggar 70 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2015 Jumlah 850 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 197 ribu pelanggan sampai dengan 2022 atau rata-rata 19,7 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 4.266 kms, JTR sepanjang 2.504 kms, Gardu Distribusí 260 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A5.7 berikut. Tabel A5.7. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 326 203 57 40.448 2014 385 237 53 22.584 2015 314 191 50 19.206 2016 344 207 13 16.894 2017 378 224 13 16.531 2018 415 243 14 16.229 2019 455 264 15 16.517 2020 499 286 15 16.335 2021 548 311 14 16.476 2022 602 337 15 16.402 Total 4.266 2.504 260 197.623 RUPTL 194 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A5.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel A5.8. Tabel A5.8. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 758 854 162 30 30 50 78,9 2014 872 977 176 63 30 380 207,5 2015 969 1.085 195 75 300 420 227,0 2016 1.079 1.206 217 15 60 - 48,3 2017 1.203 1.344 241 10 - - 24,1 2018 1.344 1.499 268 60 180 - 67,9 2019 1.503 1.675 299 67 60 - 64,9 2020 1.684 1.875 334 17 - - 29,0 2021 1.890 2.101 373 100 60 - 167,3 2022 2.123 2.357 418 140 180 - 204,3 Growth/ Jumlah 12,1% 12,0% 11,1% 577 900 850 1.119 LAMPIRAN A.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA BARAT RUPTL 196 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A6.1. Kondisi Saat Ini Pasokan sistem kelistrikan Provinsi Sumatera Barat (diluar Kepulauan Mentawai) berasal dari sistem interkoneksi 150 kV Sumatera Bagian Tengah (Jambi - Sumbar - Riau) melalui 16 Gardu Induk dengan kapasitas total 834 MVA dan beban puncak sebesar 490 MW seperti yang terlihat pada Gambar A6.1.1 Gambar A6.1.1. Sistem Interkoneksi di Provinsi Sumatera Barat Saat ini di Provinsi Sumatera Barat terdapat pembangkit-pembangkit besar sebagaimana ditunjukan pada Tabel A6.1. Tabel A6.1 Kapasitas Pembangkit di Sistem Interkoneksi s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) I Sektor Ombilin 1 Ombilin # 1 PLTU Batubara PLN 91,2 90,0 2 Ombilin # 2 PLTU Batubara PLN 91,2 90,0 3 Pauh Limo # 1 PLTG HSD PLN 18,0 16,5 4 Pauh Limo # 2 PLTG HSD PLN 18,0 16,5 5 Pauh Limo # 3 PLTG HSD PLN 18,0 16,5 6 Sewa Pauh Limo BKT PLTD HSD Sewa 40,0 40,0 7 Sewa PIP PLTD HSD Sewa 50,0 50,0 197 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A6.1. Kapasitas Pembangkit di Sistem Interkoneksi s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) II Sektor Bukittinggi 2 Maninjau # 2 PLTA Air PLN 17,0 16,9 3 Maninjau # 3 PLTA Air PLN 17,0 16,9 4 Maninjau # 4 PLTA Air PLN 17,0 16,9 5 Batang Agam # 1 PLTA Air PLN 3,5 3,5 6 Batang Agam # 2 PLTA Air PLN 3,5 3,5 7 Batang Agam # 3 PLTA Air PLN 3,5 3,5 8 Singkarak # 1 PLTA Air PLN 43,8 43,5 9 Singkarak # 2 PLTA Air PLN 43,8 43,5 10 Singkarak # 3 PLTA Air PLN 43,8 43,5 11 Singkarak # 4 PLTA Air PLN 43,8 43,5 Total 580,0 571,6 Dengan kapasitas pembangkit 804 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. Untuk sistem kelistrikan isolated antara lain Kepulauan Mentawai, saat ini mempunyai beban puncak 1,9 MW yang dipasok dari beberapa PLTD berkapasitas kecil yang berjumlah 31 unit dan tersebar di 8 sentral PLTD dengan kapasitas terpasang seperti yang dijabarkan pada tabel A6.2 Beberapa daerah di Pesisir Selatan seperti sebagian Kambang, sebagian Balai Selasa, sebagian Lakuak dan Lunang membentuk sistem-sistem isolated sendiri dengan beban puncak total sebesar 7,3 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). Selain itu Solok Selatan juga masih sistem isolated dengan sumber daya berasal dari PLTM Pinang Awan 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. Tabel A6.2. Pembangkit di Sistem Isolated s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Kepulauan Mentawai 2,8 1 Sikabaluan PLTD HSD PLN 0,1 2 Sikakap PLTD HSD PLN 0,4 3 Sipora PLTD HSD PLN 0,1 4 Seay Baru PLTD HSD PLN 0,1 5 Saumangayak PLTD HSD PLN 0,2 6 Simalakopa PLTD HSD PLN 0,0 7 Simalepet PLTD HSD PLN 0,2 8 Tua Pejat PLTD HSD PLN 1,6 RUPTL 198 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A6.2. Pembangkit di Sistem Isolated s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Pesisir Selatan 7,3 1 Lakuak PLTD HSD PLN 1,9 2 Balai Selasa PLTD HSD PLN 0,6 3 Indra Pura PLTD HSD PLN 1,3 4 Tapan PLTD HSD PLN 0,9 5 Lunang PLTD HSD PLN 2,2 6 Salido Kecil PLTMH Air Swasta 0,3 Solok Selatan 0,4 1 Pinang Awan PLTM Air PLN 0,4 Total Isolated 10,5 A6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir di Provinsi Sumatera Barat adalah 9,37 % per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 1.889 GWh telah meningkat menjadi 2.001 GWh s/d September 2013. Tabel A6.3. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan s/d September 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 999 49,9 2 Komersial 238 11,9 3 Publik 172 8,6 4 Industri 592 29,6 Jumlah 2.001 100,0 Dari realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi dan industri, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik Sumatera Barat pada tahun 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel A6.4. Tabel A6.4. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,35 2.784 2.973 460 1.028.264 2014 5,81 3.021 3.221 498 1.097.682 2015 6,12 3.359 3.579 551 1.148.280 2016 7,03 3.702 3.940 605 1.198.938 2017 7,03 4.028 4.283 656 1.251.191 2018 7,03 4.392 4.665 713 1.304.991 2019 7,03 4.797 5.090 776 1.360.293 199 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A6.4. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik lanjutan Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (Gh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2020 7,03 5.249 5.564 846 1.417.435 2021 7,03 5.754 6.092 924 1.460.319 2022 7,03 6.318 6.682 1.010 1.511.482 Growth 6,75% 9,5% 9,4% 9,1% 4,4% A6.3. 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 A6.5. Tabel A6.5. Potensi Tenaga Air No Lokasi DAS Type Kapasitas (MW) Kabupaten/ Kecamatan 1 Pasaman Bt. Pasaman ROR 21,2 Pasaman 2 Sangir-2 Bt. Sangir ROR 2,2 Solok 3 Sangir-3 Bt. Sangir ROR 7,8 Solok 4 Sinamar-2 Bt. Sinamar ROR 13,1 Tanah Datar 5 Masang-2 Bt. Masang ROR 14,5 Agam 6 Tuik Bt. Tuik ROR 3,9 Pessel 7 Lanajan-2 Bt. Lengayang ROR 3,1 Pessel 8 Lubuk-2 Bt. Rokan ROR 4,6 Pasaman 9 Asik Bt. Asik RSV 1,7 Pasaman 10 Lubuk-4U Bt. Lubuk ROR 4,8 Pasaman 11 Sumpur-1U Bt.Sumpur RSV 2,7 Pasaman 12 Kampar KN-1 Bt. Kampar Kanan RSV 29,4 50 Kota 13 Kampar KN-2 Bt. Kampar Kanan RSV 8,6 50 Kota 14 Kapur-1 Bt. Kapur RSV 10,6 50 Kota 15 Mahat-10 Bt. Mahat RSV 12,6 50 Kota 16 Mahat-2U Bt. Mahat RSV 2,2 50 Kota 17 Sumpur-K1 Bt. Sumpur RSV 8,1 S. Sijunjung RUPTL 200 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A6.5. Potensi Tenaga Air lanjutan No Lokasi DAS Type Kapasitas (MW) Kabupaten/ Kecamatan 18 Palangki-1 Bt. Palangki RSV 11,8 S. Sijunjung 19 Palangki-2 Bt. Palangki RSV 17,9 S. Sijunjung 20 Sibakur Bt. Sibakur RSV 5,5 S. Sijunjung 21 Sibayang Bt.Sibayang RSV 15,0 Agam 22 Sukam Bt. Sukam RSV 19,4 S. Sijunjung 23 Kuantan-1 Bt. Kuantan ROR 3,4 S. Sijunjung 24 Batanghari-2 Batanghari RSV 22,2 Slk Selatan 25 Batanghari-3 Batanghari RSV 34,8 Slk Selatan 26 Batanghari-5 Batanghari ROR 6,7 Slk Selatan 27 Batanghari-6 Batanghari ROR 10,1 Slk Selatan 28 Batanghari-7 Batanghari ROR 6,9 Dhamasraya 29 Fatimah Fatimah ROR 0,8 Pasbar 30 Sikarbau Sikarbau ROR 0,7 Pasbar 31 Balangir Balangir ROR 0,4 Slk Selatan 32 Landai-1 Bt. Langir ROR 6,8 Pessel 33 Sumani Bt. Sumani ROR 0,6 Solok 34 Guntung Bt. Guntung ROR 0,6 Agam 35 Sungai Putih Bt. Lumpo ROR 1,7 Pessel 36 Kerambil Bt. Bayang Janiah ROR 1,6 Pessel 37 Muaro Sako Bt. Muaro Sako ROR 2,4 Pessel 38 Induring Bt. Jalamu ROR 2,2 Pessel 39 Palangai-3 Bt. Palangai ROR 4,1 Pessel 40 Kambang-1 Bt. Kambang ROR 5,5 Pessel 41 Kapas-1 Bt. Tumpatih ROR 8,1 Pessel 42 Landai-2 Bt. Air Haji ROR 7,1 Pessel 43 Sumpur-K2 Bt. Sumpur ROR 4,2 Tanah Datar 44 Lawas-1D Bt. Lawas RSV 11,2 S. Sijunjung 45 Gumanti-1 Bt. Gumanti ROR 5,9 Solok 46 Sikiah-1 Bt.Gumanti RSV 30,4 Solok 47 Sikiah-2 Bt Sikiah RSV 18,0 Solok Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik hingga tahun 2022 direncanakan pengembangan pembangkit di Sumatera Barat berkapasitas total 686 MW dan transfer energi dengan sistem interkoneksi Sumatera. Untuk Kepulauan Mentawai direncanakan pembangkit yaitu Pembangkit ermal Modular 2 x 1,2 MW (2016). Pengembangan pembangkit interkoneksi di Sumatera Barat ditampilkan pada Tabel A6.6. 201 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A6.6. Pengembangan Pembangkit di Sistem Interkoneksi dan Isolated No. PROYEK JENIS Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) PLTU PLN 224 2013-2014 2 Tua Pejat (ORC) PTMPD Unallocated 2,4 2016-2017 3 Muara Laboh (FTP2) PLTP Swasta 220 2017-2018 4 Masang-2 (FTP2) PLTA PLN 55 2020 5 G. Talang PLTP Unallocated 20 2021 6 Bonjol (FTP2) PLTP Swasta 165 2021-2022 SUMBAR Total 686 Selain itu PLN juga sedang menjalin kerjasama dengan Pemda dan swasta untuk mengembangkan pembangkit hidro skala kecil dan menengah seperti terlihat pada Tabel A6.7. Tabel A6.7. Pengembangan Pembangkit Hidro Skala Kecil No Lokasi Kabupaten/ Kecamatan Kapasitas (MW) COD Status 1 Mangani 50 kota 1.17 2013 Konstruksi 2 Napal Melintang Kerinci 0.58 2013 Konstruksi 3 Lubuk Gadang Solok Sltn 7.50 2013 Konstruksi 4 Guntung Agam 4.00 2015 Konstruksi 5 Lubuk Sao II Agam 2.60 2015 Konstruksi 6 Bayang Pessel 4.50 2015 Sudah PPA 7 Tarusan Pessel 3.20 2015 Sudah PPA 8 Lintau 1 Tanah Datar 9.00 2015 Sudah PPA 9 Gumanti-3 Solok 6.45 2015 Sudah PPA 10 Induring Pessel 1.20 2015 Sudah PPA 11 Batang Sumpur Pasaman 8.00 2016 Proses PL 12 Bukit Cubadak 50 kota 9.21 2016 Proses PL 13 Patimah Pasaman 2.80 2016 Proses PL 14 Sianok Duku Agam 6.60 2016 Proses PL 15 laruang Gosan 50 kota 4.00 2016 Proses PL 16 Siamang Bunyi 50 kota 1.70 2016 Proses PL 17 Pinti Kayu Solok 10.00 2016 Proses PPA 18 Batang Anai Pd Pariaman 3.20 2016 Proses PPA 19 Batang Sangir Solok Sltn 10.00 2017 Proses PPA 20 Hydro power Solok Sltn 10.00 2017 Proses PPA 21 Sangir 1 Solok Sltn 10.00 2017 Proses PPA 22 Sungai Garam Hydro Solok Sltn 10.00 2017 Proses PPA RUPTL 202 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A6.7. Pengembangan Pembangkit Hidro Skala Kecil lanjutan No Lokasi Kabupaten/ Kecamatan Kapasitas (MW) COD Status 23 Gunung Tujuh Kerinci 8.00 2017 Proses PPA 24 Tuik Pessel 6.42 2016 Proses PPA 25 Muara Sako Pessel 3.00 2016 Proses PPA 26 Kerambil Pessel 1.40 2016 Proses PPA 27 Gumanti 1 Solok 4.00 2016 Proses PPA 28 Batang Samo 50 kota 7.00 2016 Proses PPA 29 Alahan Panjang Pasaman 3.00 2016 Proses PPA 30 Kambahan Pasaman 3.00 2016 Proses PPA 31 Rabi Jonggor Pasaman Brt 9.50 2016 Proses PPA 32 Sungai Aur Pasaman Brt 2.30 2016 Proses PPA 33 Sikarbau Pasaman Brt 2.40 2016 Proses PPA Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI di Provinsi Sumatera Barat sampai dengan tahun 2022 berupa GI 275 kV dan GI 150 kV yang diperlihatkan pada Tabel A6.8 dan Tabel A6.9. Tabel A6.8. Pembangunan GI 275 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Kiliranjao 275/150 kV New 250 2014 2 Kiliranjao 275/150 kV Extension 250 2014 3 Kiliranjao 275 kV Extension - 2014 4 Kiliranjao 275 kV Extension - 2015 5 Payakumbuh 275/150 kV New 250 2015 6 Payakumbuh 275/150 kV Extension - 2015 7 Sungai Rumbai 275/150 kV New 500 2016 Jumlah 1.250 Tabel A6.9. Pengembangan GI 150 kV Baru No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Bungus 150/20 kV New 30 2013 2 Indarung 150/20 kV Extension 2 LB 2013 3 PIP 150/20 kV Uprate 30 2014 4 Sungai Penuh (TB) 150/20 kV Extension 30 2014 203 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A6.9. Pembangunan GI 275 kV lanjutan No Gardu Induk TEGANGAN New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 5 Padang Luar 150/20 kV Uprate 60 2014 6 Simpang Empat 150/20 kV Extension 20 2014 7 Payakumbuh 150/20 kV Extension 30 2014 8 Kambang 150/20 kV New 30 2014 9 Bungus 150/20 kV Extension 2 LB 2014 10 Sungai Penuh 150/20 kV New 30 2014 11 Bangko 150/20 kV Extension 2 LB 2014 12 Simpang Haru 150/20 kV Extension 60 2015 13 Pariaman 150/20 kV Uprate 30 2015 14 Simpang Empat 150/20 kV Extension 30 2015 15 Padang Panjang 150/20 kV Extension 30 2015 16 Kiliranjao 150/20 kV Extension 30 2015 17 Payakumbuh 150/20 kV Extension 10 2015 18 Batusangkar 150/20 kV Extension 20 2015 19 Bungus 150/20 kV Extension 30 2016 20 Maninjao 150/20 kV Extension 60 2016 21 Payakumbuh 150/20 kV Uprate 60 2016 22 Sungai Rumbai/Gunung Medan 150/20 kV New 60 2016 23 Bingkuang/GIS Kota Padang 150/20 kV New 120 2016 24 PIP 150/20 kV Extension 60 2017 25 Pasaman 150/20 kV New 60 2017 26 Simpang Empat 150/20 kV Extension 2 LB 2017 27 Muaralaboh/Batang Sangir 150/20 kV New 60 2017 28 Sungai Rumbai/Gunung Medan 150/20 kV Extension 2 LB 2017 29 Muaralaboh/Batang Sangir 150/20 kV Extension 2 LB 2017 30 Solok 150/20 kV Extension 2 LB 2017 31 Salak 150/20 kV Uprate 60 2019 32 Kiliranjao 150/20 kV Uprate 60 2019 33 Pauh Limo 150/20 kV Extension 100 2020 34 Kambang 150/20 kV Extension 60 2020 35 GI/GIS Kota Padang (New) 150/20 kV Extension 100 2020 36 Lubuk Alung 150/20 kV Extension 60 2021 37 Solok 150/20 kV Extension 2 LB 2021 38 Padang Luar 150/20 kV Extension 60 2022 39 Sungai Rumbai 150/20 kV Extension 60 2022 40 Payakumbuh 150/20 kV Uprate 50 2022 41 Payakumbuh 150/20 kV Extension 2 LB 2022 42 Kambang 150/20 kV Extension 2 LB 2018 Jumlah 1.590 RUPTL 204 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 275 & 150kV, diperlukan juga pengembangan transmisi 275 kV sepanjang 884 kms dan transmisi 150 kV sepanjang 702 kms seperti ditampilkan dalam Tabel A6.10 dan Tabel A6.11. Tabel A6.10. Pembangunan Transmisi 275 kV Baru No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Kiliranjao Payakumbuh 275 kV 2 cct, 2 Zebra 282 2015 2 Padang Sidempuan Payakumbuh 275 kV 2 cct, 2 Zebra 600 2016 3 Sungai Rumbai Inc. 2 pi (Muara Bungo - Kiliranjao) 275 kV 4 cct, 2 Zebra 2 2016 Jumlah 884 Tabel A6.11. Pembangunan Transmisi 150 kV Baru No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTU Sumbar Pesisir/Teluk Sirih Kambang 150 kV 2 cct, 2 Hawk 160 2014 2 Kiliranjao Teluk Kuantan 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 52 2014 3 Maninjau Padang Luar 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 42 2015 4 Padang Luar Payakumbuh 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 32 2015 5 GI Bingkuang/GIS Kota Inc. 2 Pi (Pauh Limo - L.Alung/PIP) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 8 2016 6 Singkarak Batusangkar 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 25 2017 7 Sungai Rumbai Batang Sangir 150 kV 2 cct, 2 Hawk 140 2017 8 Batang Sangir PLTP Muara Laboh 150 kV 2 cct, 2 Hawk 20 2017 9 Pasaman Simpang Empat 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2017 10 Solok Inc. 2 Pi (Ombilin - Indarung) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 2 2017 11 Solok PLTP Gunung Talang 150 kV 2 cct, 1 Hawk 20 2021 12 Masang-2 Inc. 1 Pi (Maninjau-Simpang Empat) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 1 2020 13 Payakumbuh PLTP Bonjol 150 kV 2 cct, 2 Hawk 140 2022 Jumlah 702 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diproyeksikan akan terjadi penambahan pelanggan baru sekitar 554 ribu pelanggan sampai dengan tahun 2022, atau rata-rata 55,4 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 8.757 kms, JTR sekitar 7.650 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 434 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A6.12. 205 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A6.12. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun JTM - (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 642 591 49 69.400 2014 709 636 53 74.826 2015 856 698 40 56.112 2016 864 682 41 56.282 2017 822 707 42 57.987 2018 910 762 44 59.647 2019 841 821 45 61.264 2020 932 885 45 59.712 2021 1.034 954 34 29.912 2022 1.147 914 40 29.548 Total 8.757 7.650 434 554.690 A6.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik dan pembangunan fasilitas kelistrikan di Provinsi Sumatera Barat sampai tahun 2022 diberikan padaTabel A6.13 Tabel A6.13. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 2.784 2.973 460 112 30 - 210 2014 3.021 3.221 498 112 730 212 271 2015 3.359 3.579 551 - 460 356 157 2016 3.702 3.940 605 1 830 610 245 2017 4.028 4.283 656 111 180 247 339 2018 4.392 4.665 713 110 - - 301 2019 4.797 5.090 776 - 120 - 62 2020 5.249 5.564 846 55 260 1 149 2021 5.754 6.092 924 75 60 20 255 2022 6.318 6.682 1.010 110 170 140 344 Growth/ Jumlah 9,5% 9,4% 9,1% 686 2.840 1.586 2.335 LAMPIRAN A.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAMBI RUPTL 208 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A7.1. Kondisi Saat Ini Jumlah beban puncak non-coincidentsystem kelistrikan Provinsi Jambi (interkoneksi dan isolated) saat ini sebesar 231 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 A7.1. Gambar A7.1. Peta Jaringan Distribusi di Provinsi Jambi Kapasitas pembangkit di Provinsi Jambi adalah sekitar 443 MW seperti ditunjukkan pada Tabel A7.1. Tabel A7.1. Kapasitas Pembangkit s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) I Sektor Jambi 1 Payo Selincah # 1 PLTD Gas PLN 5,2 3,6 2 Payo Selincah # 2 PLTD Gas PLN 5,2 5,1 3 Payo Selincah # 3 PLTD Gas PLN 5,2 5,1 4 Payo Selincah # 4 PLTD Gas PLN 5,2 3,6 5 Payo Selincah # 5 PLTD Gas PLN 5,2 3,6 209 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A7.1. Kapasitas Pembangkit s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) 6 Payo Selincah # 6 PLTD Gas PLN 5,2 3,6 7 Payo Selincah # 7 PLTD Gas PLN 5,2 3,6 8 Batang Hari # 1 PLTG Gas PLN 30,0 28,5 9 Batang Hari # 2 PLTG Gas PLN 30,0 28,5 10 Batang Hari # 3 (Sewa) PLTG Gas PLN 18,0 16,0 11 BOT Payo Selincah # 1 PLTG Gas PLN 50,0 46,8 12 BOT Payo Selincah # 2 PLTG Gas PLN 50,0 46,8 II IPP / Lain-Lain 1 PLTMG Sei Gelam (Sewa Wilayah S2JB) PLTMG Gas Sewa 15,0 12,0 2 PLTU Bio Masa (Jambi) PLTU Biomas PLN 10,0 10,0 Total 239,5 216,7 A7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 16,5% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 732,8 GWh menjadi 664 GWh s/d September 2013. Tabel A7.2. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada s/d September 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 611 92,0 2 Komersil 37 5,6 3 Publik 16 2,4 4 Industri 0,2 0,0 Jumlah 664 100 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 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel A7.3. RUPTL 210 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A7.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,81 1.367 1.545 261 664.221 2014 7,17 1.545 1.740 294 673.108 2015 8,24 1.739 1.952 330 707.218 2016 8,24 1.951 2.182 369 752.505 2017 8,24 2.180 2.431 411 799.193 2018 8,24 2.429 2.701 456 822.471 2019 8,24 2.701 2.994 505 846.082 2020 8,24 2.997 3.313 559 876.473 2021 8,24 3.320 3.660 617 896.854 2022 8,24 3.672 4.137 680 917.375 Growth 7,99% 11,6% 11,6% 11,2% 3,7% A7.3. 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 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 2022 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 1.564 MW seperti ditampilkan pada Tabel A7.4. 211 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A7.4. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Sarolangun PLTU Swasta 12 2013 2 Tebo PLTU PLN 14 2013 3 Payo Selincah PLTG/MG Sewa 50 2014 4 Sungai Gelam (CNG/Peaker) PLTMG PLN 92 2014 5 Tanjung Jabung Timur PLTG/MG Sewa 100 2015 6 Batanghari PLTGU PLN 30 2015 7 Kuala Tungkal PLTU PLN 14 2015 8 Jambi Peaker PLTG/MG PLN 100 2016 9 Batang Asai (ORC) PTMPD Unallocated 2,4 2016 10 Jambi PLTU Swasta 800 2019 – 2020 11 Merangin PLTA Swasta 350 2021 Jambi Total 1.564 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2022 diperlukan pengembangan GI 150 kV baru dan extension GI existing sebesar 1.100 MVA dan GITET sebesar 2.500 MVA seperti pada Tabel A7.5 dan Tabel A7.6. Tabel A7.5. Pengembangan GI 275 kV dan 500 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Bangko 275/150 kV New 250 2014 2 Bangko 275 kV Extension - 2014 3 Muaro Bungo 275/150 kV New 250 2014 4 Muaro Bungo 275 kV Extension - 2014 5 New Aur Duri 275/150 kV New 500 2015 6 New Aur Duri 500/275 kV New 1.000 2017 7 New Aur Duri 275/150 kV Extension - 2017 8 PLTU Jambi 500 kV New - 2019 9 Bangko 275/150 kV Extension 500 2021 10 Lubuk Linggau 275 kV Extension - 2014 Jumlah 2.500 RUPTL 212 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A7.6. Pengembangan GI 150 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Muara Bulian 150/20 kV Extension 60 2013 2 Sabak 150/20 kV New 30 2014 3 Aur Duri 150/20 kV Extension 60 2014 4 Bangko 150/20 kV Extension 60 2014 5 Sarolangun 150/20 kV New 30 2015 6 Muara Bulian 150/20 kV Extension 2 LB 2015 7 New Aurduri/Seibertam 150/20 kV New 120 2015 8 PLTG Peaker Jambi 150/20 kV New - 2016 9 Tebo 150/20 kV New 60 2017 10 Kasang 150/20 kV New 120 2017 11 Payoselincah (line Bay GIS) 150/20 kV Extension 2 LB 2017 12 Seigelam 150/20 kV Extension 2 LB 2017 13 Kuala Tungkal 150/20 kV New 60 2018 14 Sabak 150/20 kV Extension 2 LB 2018 15 Aur Duri 150/20 kV Uprate 30 2018 16 Tebo 150/20 kV Extension 60 2018 17 Kasang 150/20 kV Extension 60 2018 18 Sungai Penuh 150/20 kV Extension 2 LB 2018 19 Sarolangun 150/20 kV Extension 30 2019 20 Pelabuhan Dagang 150/20 kV New 20 2020 21 Kuala Tungkal 150/20 kV Extension 2 LB 2020 22 Sabak 150/20 kV Extension 30 2020 23 New Aur Duri 150/20 kV Extension 60 2020 24 Muaro Bungo 150/20 kV Uprate 60 2020 25 Aur Duri 150/20 kV Uprate 60 2021 26 Bangko 150/20 kV Extension 60 2022 27 Muaro Bungo 150/20 kV Uprate 30 2022 Jumlah 1.100 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan Sistem Sumatera, diperlukan pengembangan transmisi 150 KV, 275 KV dan 500 kV seperti ditampilkan dalam Tabel A7.7 dan Tabel A7.8. 213 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A7.7. Pembanguan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Bangko PLTA Merangin 150 kV 2 cct, 2 Zebra 136 2014 2 PLTA Merangin Sungai Penuh 150 kV 2 cct, 2 Zebra 110 2014 3 PLTG CNG Sei Gelam New Aur Duri 150 kV 2 cct, 1 Hawk 34 2014 4 New Aur Duri Aur Duri 150 kV 2 cct, 2 Zebra 30 2014 5 Muara Sabak Inc. 1 Pi ( Payo Selincah - Aur Duri ) 150 kV 2 cct, 2 x 340 mm 2 122 2014 6 Muara Bulian Sarolangun 150 kV 2 cct, 1 Hawk 130 2015 7 Sarolangun Muara Rupit 150 kV 2 cct, 1 Hawk 80 2017 8 Payo Selincah Sei Gelam 150 kV 2 cct, 2 x 340 mm 2 20 2017 9 Kasang Inc. 2 Pi (Payoselincah-Sei Gelam) 150 kV 2 cct, 2 x 340 mm 2 10 2017 10 PLTP Sungai Penuh Sungai Penuh 150 kV 2 cct, 1 Hawk 84 2018 11 Muara Sabak Kuala Tungkal 150 kV 2 cct, 1 Hawk 109 2018 12 Tebo Inc. 2 Pi (Muara Bungo-Muara Bulian) 150 kV 2 cct, 2 x 340 mm 2 1 2017 13 Pelabuhan Dagang Kuala Tungkal 150 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2020 935 Tabel A7.8. Pembanguan Transmisi 275 dan 500 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Bayung Lincir/PLTU Sumsel-5 New Aur Duri 275 kV 2 cct, 2 Zebra 120 2015 2 New Aur Duri Rengat 500 kV 2 cct, 4 Zebra 420 2016 3 Muara Enim New Aur Duri 500 kV 2 cct, 4 Zebra 240 2019 Jumlah 780 Peta sistem kelistrikan Provinsi Jambi diperlihatkan pada Gambar A7.2. Gambar A7.2. Peta Jaringan Provinsi Jambi GITET 275 kV Sumsel-V / Bayung Lincir (Sumsel) GITET 500 kV Rengat (Riau) G G A P U Muaro Bungo Bangko Muaro Bulian New Aurduri/ Seibertam Sabak Kuala Tungkal Merangin Sungai Penuh PLTP Sungai Penuh Sarolangun Muara Rupit Ke GI 150 kV/GITET 275 kV Lubuk Linggau (Sumsel) Sumsel V/ Bayung Lencir PLTG CNG Sei Gelam 92 MW–2014 PLTGU Batang Hari 30 MW-2015 G PLTG Jambi Peak CNG 100 MW-2016 PLTP Sungai Penuh 2x55 MW-2024 PLTU Jambi (KPS) 2x400 MW-2019/20 ACSR 2x430 mm 2 58 kmr-COD 2014 ACSR 2x430 mm 2 63 kmr-COD 2014 ACSR 1x240 mm 2 17 kmr-COD 2014 ACSR 2x430 mm 2 15 kmr-COD 2014 ACSR 2x240 mm 2 36 kmr-COD 2014 ACSR 1x240 mm 2 95 kmr-COD 2014 ACSR 1x240 mm 2 15 kmr-COD 2018 ACSR 1x240 mm 2 40 kmr-COD 2017 ACSR 2x430 mm 2 60 kmr-COD 2015 ACSR 4x430 mm 2 175 kmr-COD 2016 ACSR 4x430 mm 2 120 kmr-COD 2019 ACSR 1x240 mm 2 55 kmr-COD 2018 ACSR 2x430 mm 2 117 kmr (Operasi 150 kV s/d 2015) ACSR 2x430 mm 2 78.6 kmr (Operasi 150 kV s/d 2015) ACSR 2x430 mm 2 195 kmr (Operasi 150 kV s/d 2015) G Aur Duri PLTG Batang Hari 2x30 MW PLTG Sewa Batang Hari 18 MW G PLTMG Sewa WS2JB 15 MW PLTMG Sewa Kit SBS 30 MW Sei Gelam PLTG Payoselincah (Sewa) 50 MW- 2014 GITET 500 kV Muara Enim (Sumsel) ke GI Kiliranjao (Sumatera Barat) PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA PETA JARINGAN TRANSMISI PROPINSI JAMBI PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN PLTU Kit Eksisting Kit Rencana Edit Desember 2013 GI Eksisting 150 kV GI Rencana 150 kV GITET Rencana 275 kV HVDC Rencana 500 kV HVDC Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV GI Eksisting 150/70 kV U PLTG G GU PLTGU D PLTD A PLTA P PLTP GI Eksisting 70 kV GI Rencana 150/70 kV Tebo Ke GI 150 kV/GITET 275 kV Kiliranjao/Sungai Rumbai (Sumbar) ACSR 2x340 mm 2 0.5 kmr-COD 2017 Pelabuhan Dagang ACSR 1x240 mm 2 35 kmr-COD 2020 Kasang GU Payoselincah ACSR 2x240 mm 2 10 kmr-COD 2017 U ACSR 4x430 mm 2 60 kmr-COD 2019 PLTA Merangin 2x175 MW-2021 Rencana Tambahan Pembangkit SEWA : 1. PLTMG Sewa Tanjung Jabung Timur-2 : 100 MW (2014) RUPTL 214 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik akan dilakukan penambahan pelanggan baru sebanyak 309 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022 atau rata-rata 31 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1.053 kms, JTR sekitar 1.328 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 413 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A7.9. Tabel A7.9. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 170 186 49 56.669 2014 66 95 25 8.888 2015 100 121 34 34.110 2016 117 126 36 45.287 2017 104 129 39 46.688 2018 104 130 41 23.278 2019 110 135 44 23.611 2020 115 138 47 30.391 2021 93 137 49 20.381 2022 74 131 48 20.521 Total 1.053 1.328 413 309.823 A7.4. 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 serta 1 pembangkit IPP berbahan bakar gas yang beroperasi di Kabupaten Tanjung Jabung kapasitas terpasang 7,2 MW. Tabel A7.10. Pembangkit pada Sistem Isolated s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Kapasitas (MW) Pemilik 1 Pelabuhan Dagang PLTD 6,4 PLN 2 Sungai Lokan PLTD 1,2 PLN 3 Mendahara Tengah PLTD 0,4 PLN 4 Kuala Tungkal PLTD 3,5 PLN 5 Batang Asai PLTD 0,8 PLN 6 Sarolangun PLTD 3,0 PLN 7 Tanjung Jabung Power PLTMG 7,2 Swasta Total 22,5 Untuk penyediaan listrik jangka panjang dan sekaligus memperbaiki biaya pokok penyediaan listrik pada sistem isolated direncanakan interkoneksi sistem isolated dengan grid Sumatera. Serta direncanakan Pembangkit ermal Modular Pengganti diesel (PTMPD)di Batang asai dengan kapasitas 1,2 MW.RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel A7.11. 215 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A7.11. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 1.367 1.545 261 26 60 - 82,8 2014 1.545 1.740 294 242 650 432 203,0 2015 1.739 1.952 330 44 650 250 149,3 2016 1.951 2.182 369 102 - 420 275,4 2017 2.180 2.431 411 - 1.180 111 111,5 2018 2.429 2.701 456 - 210 193 53,2 2019 2.701 2.994 505 400 30 240 643,3 2020 2.997 3.313 559 400 170 70 566,5 2021 3.320 3.660 617 350 560 - 572,1 2022 3.672 4.137 680 - 90 - 32,5 Growth/ Jumlah 11,6% 11,6% 11,2% 1.564 3.600 1.715 2.690 LAMPIRAN A.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA SELATAN RUPTL 218 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A8.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan Sumatera Selatan saat ini sebesar 615 MW dipasok dari pembangkit yang terinterkoneksi melalui grid 150 kV dan 70 kV. Untuk sistem isolated yang lokasinya tersebar dipasok dari pembangkit IPP dan PLTD. Gambar A8.1. Peta Kelistrikan Provinsi Sumatera Selatan Pembangkit yang memasok Provinsi Sumsel diberikan padaTabel A8.1. Tabel A8.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) I Sektor Keramasan 1 Keramasan # 1 PLTU Gas PLN 12,5 7,5 2 Keramasan # 2 PLTU Gas PLN 12,5 7,5 3 Keramasan # 1 PLTG Gas PLN 11,8 9,8 4 Keramasan # 2 PLTG Gas PLN 11,8 9,8 5 Keramasan # 3 PLTG Gas PLN 21,4 17,6 6 Keramasan # 4 PLTG Gas PLN 18,0 16,0 7 Sewa AKE # 1 PLTG Gas Sewa 50,0 50,0 219 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A8.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Baka Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW 8 Sewa AKE # 2 PLTG Gas Sewa 50,0 50,0 9 Keramasan # 1 PLTG Gas PLN 80,0 40,0 10 Keramasan # 2 PLTG Gas PLN 80,0 40,0 11 Indralaya GT 1.1 PLTG Gas Sewa 45,0 45,0 12 Indralaya GT 1.2 PLTG Gas PLN 39,0 37,5 13 Indralaya ST 1.0 PLTG Gas PLN 40,0 38,0 14 BOT Borang (LM 6000) # 1 PLTG Gas PLN 30,0 33,6 15 BOT Borang (LM 6000) # 2 PLTG Gas PLN 30,0 33,6 16 Borang LM 2000 PLTG Gas PLN 14,0 12,2 17 Sewa Navigat Borang PLTMG Gas Sewa 30,0 30,0 18 Apung Borang PLTG Gas PLN 30,0 30,0 19 Talang Duku # 1 / FRAME 5 PLTG Gas PLN 20,0 14,7 20 Talang Duku # 2 / LM2500 BOT PLTG Gas PLN 35,1 35,1 21 Talang Duku # 3 / TM2500 BOT PLTG Gas PLN 21,5 21,5 22 Jakabaring #1 (Eks Merahmata TM #1) PLTG Gas PLN 20,0 17,5 23 Jakabaring #2 (Eks Merahmata TM #2) PLTG Gas PLN 20,0 17,5 24 Jakabaring #3 (Eks Paya Pasir) PLTG Gas PLN 18,0 17,5 25 Sungai Juaro # 1 PLTD HSD PLN 12,5 11,0 26 Sungai Juaro # 2 PLTD HSD PLN 12,5 11,0 27 Sewa Keramasan PLTMG Gas Sewa 50,0 50,0 II Sektor Bukit Asam 1 Bukit Asam # 1 PLTU Batubara PLN 65,0 58,0 2 Bukit Asam # 2 PLTU Batubara PLN 65,0 59,0 3 Bukit Asam # 3 PLTU Batubara PLN 65,0 57,0 4 Bukit Asam # 4 PLTU Batubara PLN 65,0 57,0 III IPP / Lain-Lain 1 AGP Borang PLTGU Gas IPP 150,0 150,0 2 Gunung Megang GT 1.1 PLTGU Gas IPP 40,0 40,0 3 Gunung Megang GT 1.2 PLTGU Gas IPP 40,0 40,0 4 Gunung Megang ST 1.0 PLTGU Gas IPP 30,0 30,0 5 Simpang Belimbing # 1 PLTU Batubara IPP 113,5 113,5 6 Simpang Belimbing # 2 PLTU Batubara IPP 113,5 113,5 7 Musi II (Sewa Wilayah PLTGU Gas Sewa 20,8 19,0 8 Prabumulih (Sewa Wila PLTMG Gas Sewa 11,6 11,6 9 Sako (Sewa Wilayah S2 PLTMG Gas Sewa 12,0 12,0 10 PT BA PLTU Batubara Sewa 30,0 6,0 Total 1.606,9 1.440,5 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. RUPTL 220 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A8.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sumatera Selatan Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 10.6% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 2.223 GWh telah meningkat menjadi 3.257 GWh s/d September 2013. Tabel A8.2. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada s/d September 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 1.787 54,9 2 Komersil 588 18,1 3 Publik 239 7,3 4 Industri 643 19,7 Jumlah 3.257 100,0 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 2013 – 2022 seperti pada Tabel A8.3. Tabel A8.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,49 3.637 3.984 771 1.412.202 2014 5,78 4.175 4.553 870 1.497.246 2015 6,65 4.652 5.051 953 1.586.948 2016 6,65 5.192 5.613 1.046 1.701.211 2017 6,65 5.803 6.248 1.151 1.801.160 2018 6,65 6.497 6.969 1.268 1.908.133 2019 6,65 7.287 7.788 1.401 2.023.656 2020 6,65 8.188 8.721 1.551 2.089.092 2021 6,65 9.219 9.786 1.720 2.163.972 2022 6,65 10.401 11.007 1.913 2.258.473 Growth 6,44% 12,4% 12,0% 10,6% 5,4% A8.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. 221 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 A8.4. Tabel A8.4. Potensi Sumber Energi Sumber Daya Potensi Produksi Minyak Bumi (Oil) 757,6 MMSTB 27.933,07 ribu BBL Gas Bumi 24179,5 BSCF 434.108,64 ribu MMBTU Batubara 47,1 Milyar Ton 9.276.361 ton Coal Bed Methane 183,00 TCF Belum dimanfaatkan Panas Bumi (Geothermal) 1.911 MW Belum dimanfaatkan Gambut 64.200 Ha Belum dimanfaatkan Potensi Air (Mini/Mikro Hidro) 9.385,728 kW Sebagian dimanfaatkan Energi Surya 53,85 x 10 MW Telah dimanfaatkan Biomassa 16.034,24 GWh Sebagian dimanfaatkan Biogas 235,01 kWh Belum dimanfaatkan Sumber: Dinas Pertambangan dan Pengembangan Energi Prov. Sumatera Selatan 2008 Gambar A8.2. Peta Potensi Sumber Energi di Provinsi Sumatera Selatan Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 3.465 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A8.5. 18 3 5 6 1 10 17 13 8 2 19 01-074-27 -074-15 01-074-07 01-074-02 P_59 P_56 5 P_57 PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing PLTU 2 x 135 MW Keban Agung 9 PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung 18 3 4 5 6 1 10 12 17 13 16 8 2 19 01-074-27 -074-15 01-074-07 01-074-02 P_59 P_56 5 P_57 PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing PLTU 2 x 135 MW Keban Agung 9 g g g PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung Lu 18 3 4 5 6 11 10 17 13 5 8 20 1 2 19 01-074-27 1-074-15 74-14 4-07 3 P_59 _56 5 P_57 PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing PLTU 2 x 135 MW Keban Agung 9 PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung P4 55MW 18 18 18 3 4 5 6 11 11 11 7 10 10 10 12 17 17 17 13 13 13 5 15 16 8 20 20 20 1 2 19 19 19 01-074-27 01-074-27 01-074-27 1-074-15 107415 1-074-15 74-14 1 1-074-15 -14 74 74-14 4-07 - 7 40 -4-07 01-074-02 3 74 3 P_59 P_59 P_59 _56 _56 P_56 5 P_55 P_57 P_57 P_57 PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing PLTU 2 x 135 MW Keban Agung 9 p 135M 9 PLTM2x229MW g g g PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung 40 3 PLTP 4 x 55 MW Lumut Balai RUPTL 222 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A8.5. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Baturaja PLTU Swasta 20 2013 2 Gunung Megang, ST Cycle PLTGU Swasta 30 2013 3 Banjarsari PLTU Swasta 230 2014 4 Keban Agung PLTU Swasta 225 2014 5 Keramasan PLTGU PLN 80 2014 6 Sumsel - 5 PLTU Swasta 300 2015-2016 7 Sumsel - 7 PLTU Swasta 300 2016-2017 8 Lumut Balai (FTP2) PLTP Swasta 220 2017-2019 9 Sumbagsel-1 MT PLTU Unallocated 300 2018-2019 10 Sumsel - 6 MT PLTU Unallocated 600 2019-2020 11 Rantau Dadap (FTP2) PLTP Swasta 220 2019-2020 12 Sumsel - 1 MT PLTU Unallocated 600 2020 13 Banyuasin PLTU Unallocated 230 2022 14 Danau Ranau (FTP2) PLTP Swasta 110 2022 SUMSEL Total 3.465 Pengembangan PLTU Mulut Tambang di Provinsi Sumatera selatan akan dilaksanakan oleh swasta (IPP), yaitu : 1. PLTU Sumbagsel-1 MT dengan kapasitas 2x150 MW, titik koneksi radial ke GI 150 kV Baturaja. 2. PLTU Sumsel-1 MT dengan kapasitas 2x300 MW, titik koneksi radial ke GITET 275 kV Betung. 3. PLTU Sumsel-6 MT dengan kapasitas 2x300 MW, titik koneksi radial ke GITET 275 kV Muara Enim. Sedangkan PLTU MT Sumsel-8, Sumsel-9 dan Sumsel-10 dengan kapasitas total 3.000 MW merupakan PLTU batubara mulut tambang dengan memanfaatkan tersedianya cadangan batubara low rankdi Sumatera Selatan. Listrik dari ketiga PLTU tersebut akan disalurkan ke Pulau Jawa melalui transmisi HVDC 500 kV JawaSumatera. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sumsel memerlukan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV dengan kapasitas sebesar 3.320 MVA sampai dengan tahun 2022 seperti pada Tabel A8.6. 223 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A8.6. Pengembangan GI 150 kV dan 70 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Bukit Siguntang 70/20 kV Uprate 30 2013 2 Talang kelapa 150/20 kV Uprate 60 2013 3 Baturaja 150/20 kV Extension 60 2013 4 Lubuk Linggau 150/20 kV Extension 60 2013 5 Lahat 150/20 kV Extension 2 LB 2013 6 Lahat 150/20 kV Extension 2 LB 2014 7 Lahat 150/20 kV Extension 2 LB 2014 8 Talang Ratu 70/20 kV Extension 30 2014 9 Sungai Juaro 70/20 kV Extension 30 2014 10 Bungaran 70/20 kV Extension 60 2014 11 Sungai Kedukan 70/20 kV Extension 30 2014 12 Talang Kelapa 150/20 kV Extension 60 2014 13 Mariana 150/20 kV Uprate 30 2014 14 Prabumulih 150/20 kV Uprate 60 2014 15 Baturaja 150/20 kV Uprate 60 2014 16 Lahat 150/20 kV Uprate 30 2014 17 Pagar Alam 150/20 kV Uprate 30 2014 18 Lubuk Linggau 150/20 kV Uprate 60 2014 19 Gumawang 150/20 kV Uprate 60 2014 20 Gunung Megang 150/20 kV Extension 60 2014 21 Kenten 150/20 kV New 60 2014 22 Tanjung Api-Api 150/20 kV New 60 2014 23 Sekayu 150/20 kV New 30 2014 24 Betung 150/20 kV Extension 2 LB 2014 25 Gumawang 150/20 kV Extension 2 LB 2015 26 Tebing Tinggi 150/20 kV New 30 2015 27 Lubuk Linggau 150/20 kV Extension 2 LB 2015 28 Seduduk Putih 70/20 kV Uprate 30 2015 29 Keramasan 150/20 kV Extension 60 2015 30 Prabumulih 150/20 kV Extension 60 2015 31 Betung 150/20 kV Uprate 60 2015 32 Kayu Agung 150/20 kV New 30 2015 33 Mariana 150/20 kV Extension 2 LB 2015 34 Tanjung Api-Api 150/20 kV Extension 2 LB 2015 35 Landing Point Sumatera-Bangka 150/20 kV New 2 LB 2015 36 Sungai Lilin 150/20 kV New 60 2015 37 Gandus 150/20 kV New 60 2015 38 Lumut Balai 150/20 kV New 30 2015 39 Bukit Siguntang 70/20 kV Uprate 30 2016 40 Bungaran 70/20 kV Uprate 30 2016 41 Borang 150/20 kV Extension 10 2016 42 Mariana 150/20 kV Uprate 60 2016 RUPTL 224 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A8.6. Pengembangan GI 150 kV dan 70 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 43 Betung 150/20 kV Uprate 60 2016 44 Gumawang 150/20 kV Extension 30 2016 45 Kayu Agung 150/20 kV Extension 2 LB 2015 46 Gumawang 150/20 kV Extension 2 LB 2015 47 Jakabaring 150/20 kV New 30 2016 48 Tugumulyo 150/20 kV New 30 2016 49 Simpang Tiga 150/20 kV Extension 60 2017 50 Lahat 150/20 kV Extension 60 2017 51 Pagar Alam 150/20 kV Uprate 60 2017 52 Gandus 150/20 kV Extension 60 2017 53 GIS Kota Barat 150/20 kV New 60 2017 54 GIS Kota Timur 150/20 kV New 60 2017 55 kenten 150/20 kV Extension 1 LB 2017 56 Gandus 150/20 kV Extension 1 LB 2017 57 Keramasan 150/20 kV Extension 1 LB 2017 58 Boom Baru 150/20 kV Extension 60 2017 59 Muara Dua 150/20 kV New 30 2017 60 Martapura 150/20 kV Extension 2 LB 2017 61 Muara Rupit 150/20 kV New 30 2017 62 Sarolangun 150/20 kV Extension 2 LB 2017 63 Martapura 150/20 kV New 30 2017 64 Pendopo 150/20 kV New 30 2017 65 Boom Baru 70/20 kV Extension 30 2018 66 Bungaran 70/20 kV Extension 30 2018 67 Betung 150/20 kV Extension 60 2018 68 GI Kenten 150/20 kV Extension 100 2018 69 Sekayu 150/20 kV Extension 60 2018 70 Baturaja 150/20 kV Extension 2 LB 2018 71 Bukit Siguntang 70/20 kV Extension 30 2019 72 Seduduk Putih 70/20 kV Extension 30 2019 73 Baturaja 150/20 kV Extension 60 2019 74 Tugumulyo 150/20 kV Extension 60 2019 75 Bungaran 70/20 kV Extension 30 2020 76 Lubuk Linggau 150/20 kV Uprate 60 2020 77 Seduduk Putih 70/20 kV Extension 30 2021 78 Bungaran 70/20 kV Extension 30 2021 79 Sungai Kedukan 70/20 kV Uprate 30 2021 80 Mariana 150/20 kV Extension 60 2021 81 Simpang Tiga 150/20 kV Extension 60 2021 82 Betung 150/20 kV Extension 60 2021 83 Jakabaring 150/20 kV Extension 60 2021 84 Bukit Siguntang 70/20 kV Extension 30 2022 85 Boom Baru 70/20 kV Extension 30 2022 225 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A8.6. Pengembangan GI 150 kV dan 70 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 86 Borang 150/20 kV Uprate 60 2022 87 Baturaja 150/20 kV Extension 60 2022 88 Lubuk Linggau 150/20 kV Extension 60 2022 89 Muara Dua 150/20 kV Extension 2 LB 2022 90 Tanjung Api-Api 150/20 kV Extension 2 LB 2022 Jumlah 3.320 Di Provinsi Sumatera Selatan juga banyak dikembangkan proyek-proyek GI 275 kV, GI 500 kV dan stasiun konverter transmisi HVDC 500 kV seperti pada Tabel A8.7. Tabel A8.7. Pengembangan GI 275 kV, 500 kV dan 500 kV HVDC No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA) COD 1 Lahat 275/150 kV New 1000 2014 2 Lubuk Linggau 275/150 kV New 0 2014 3 Gumawang 275/150 kV New 500 2015 4 Lahat 275/150 kV Extension 2 LB 2015 5 Lumut Balai 275/150 kV New 500 2015 6 Muara Enim 275/150 kV New 500 2018 7 Betung 275/150 kV New 500 2015 8 Betung 275/150 kV Extension 2 LB 2018 9 Betung 275/150 kV Extension 250 2018 10 Bayung Lincir/PLTU Sumsel - 5 275/150 kV New 0 2015 11 Sungai Lilin 275/150 kV New 250 2015 12 Muara Enim 500 kV DC New 0 2018 13 Muara Enim 500 kV Extension 2 LB 2018 14 Muara Enim 500/275 kV Extension 1.000 2019 15 Muara Enim 275 kV Extension 2 LB 2018 16 Muara Enim 500 kV Extension 2 LB 2018 17 Muara Enim 500 kV Extension 4 LB 2018 18 Lumut Balai 275/150 kV Extension 2 LB 2019 19 Betung 275/150 kV Extension 2 LB 2019 20 Gumawang 275/150 kV Extension 2 LB 2018 21 Gumawang 275/150 kV Extension 500 2020 Jumlah 5.000 RUPTL 226 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Transmisi Di Provinsi Sumatera Selatan diperlukan pengembangan transmisi 150 kV, 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC seperti ditampilkan dalam Tabel A8.8.dan Tabel A8.9. Tabel A8.8. Pembanguan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Tanjung Api-Api Inc. 1 Pi (T. Kelapa-Borang)/Kenten 150 kV 2 cct, 2 x 330 mm 2 40 2014 2 Kenten Inc. 2 Pi ( Talang Kelapa - Borang ) 150 kV 2 cct, 2 x 330 mm 2 1 2014 3 Betung Sekayu 150 kV 2 cct, 1 Hawk 70 2014 4 Betung Talang Kelapa 150 kV 1 2nd cct, 2 Hawk 55 2014 5 Gandus Inc. 2 Pi (Keramasan - Talang Kelapa) 150 kV 2 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 20 2014 6 Bukit Asam (uprate) Baturaja (uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 78 2014 7 Borang (uprate) Seduduk Putih (uprate) 70 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 7 2014 8 Baturaja (uprate) Bukit Kemuning (uprate) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 96 2014 9 Lahat PLTU Banjarsari 150 kV 2 cct, 2 x 330 mm 2 40 2014 10 Lahat PLTU Keban Agung 150 kV 2 cct, 2 Zebra 70 2014 11 Lahat Pagar Alam 150 kV 1 2nd cct, 1 Hawk 95 2014 12 Tanjung Api-Api Mentok/Bangka Landing Point 150 kV 2 cct, 2 Hawk 20 2015 13 Mariana Kayu Agung 150 kV 2 cct, 2 Zebra 60 2015 14 Lubuk Linggau Tebing Tinggi 150 kV 2 cct, 1 Hawk 150 2015 15 Kayu Agung Gumawang 150 kV 2 cct, 2 Zebra 90 2016 16 Tugumulyo Inc. 2 Pi (Kayu Agung - Gumawang) 150 kV 4 cct, 2 Zebra 40 2016 17 Jakabaring Inc. 2 Pi (Keramasan - Mariana) 150 kV 2 cct, 2 x 330 mm 2 1 2016 18 Pendopo Inc. 2 Pi (Lahat - Simpang Belimbing) 150 kV 2 cct, 2 x 330 mm 2 40 2016 19 Muara Dua Martapura 150 kV 2 cct, 2 Hawk 92 2017 20 Martapura Inc. 2 pi (Baturaja-B. Kemuning) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 2 2017 21 PLTP Lumut Balai GITET Lumut Balai 150 kV 2 cct, 2 Hawk 44 2017 22 Gandus GIS Kota Barat 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 6 2017 23 Keramasan GIS Kota Barat 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 6 2017 24 Kenten GIS Kota Timur 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 12 2017 25 Boom Baru GIS Kota Timur 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 1 2017 26 GIS Kota Barat GIS Kota Timur 150 kV 1 cct, 1 XLPE CU 1000 mm 2 5 2017 27 Muara Dua PLTP Danau Ranau 150 kV 2 cct, 2 Hawk 90 2022 Jumlah 1.231 227 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A8.9. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Muara Enim PLTU Sumsel-8 500 kV 2 cct, 4 Zebra 108 2018 2 Muara Enim PLTU Sumsel-9&10 500 kV 2 cct, 4 Zebra 400 2018 3 Lahat Lumut Balai 275 kV 2 cct, 2 Zebra 50 2015 4 Lumut Balai Gumawang 275 kV 2 cct, 2 Zebra 405 2015 5 Bayung Lincir/PLTU Sumsel-5 Sungai Lilin 275 kV 2 cct, 2 Zebra 100 2015 6 PLTU Sumsel-7 Sungai Lilin 275 kV 2 cct, 2 Zebra 30 2015 7 Betung Sungai Lilin 275 kV 2 cct, 2 Zebra 40 2015 8 Sumsel-6 Muara Enim 275 kV 2 cct, 4 Zebra 40 2019 9 Sumsel-1 Betung 275 kV 2 cct, 4 Zebra 80 2020 10 Muara Enim Inc. 2 Pi (Gumawang-Lumut Balai) 275 kV 2 cct, 2 Zebra 30 2018 11 Muara Enim Betung 275 kV 2 cct, 2 Zebra 350 2018 12 Muara Enim perbatasan Sumsel/Lampung 500 kV DC 2 cct 4 Falcon 200 2018 13 PLTP Rantau Dedap Lumut Balai 275 kV 2 cct, 2 Zebra 40 2019 14 PLTU Jambi Inc. 2 pi (Muara Enim - New Aur Duri) 500 kV 2 cct, 4 Zebra 30 2019 Jumlah 1.903 Selain proyek-proyek transmisi yang tercantum dalam tabel A8.7 dan tabel A8.8 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 diketahui setelah ditetapkannya pemenang lelang ketiga PLTU mulut tambang tersebut. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan sebesar 1.002 juta pelanggan atau rata-rata 100 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan JTM 2.843 kms, JTR sekitar 3.594 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 957 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A8.10. Tabel A8.10. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR ( kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 453 494 110 161.441 2014 177 258 59 80.323 2015 267 325 77 89.703 2016 312 335 83 114.263 2017 277 342 88 99.949 2018 277 348 94 106.973 2019 297 365 102 115.523 2020 314 376 110 65.435 2021 259 379 115 74.880 2022 211 372 118 94.501 Total 2.843 3.594 957 1.002.992 RUPTL 228 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A8.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 diperlihatkan padaTabel A8.11. Tabel A8.11. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 3.637 3.984 771 50 210 - 175 2014 4.175 4.553 870 535 1.750 572 943 2015 4.652 5.051 953 150 2.170 855 610 2016 5.192 5.613 1.046 300 280 171 537 2017 5.803 6.248 1.151 205 540 168 559 2018 6.497 6.969 1.268 205 1.030 1.088 1.212 2019 7.287 7.788 1.401 670 1.180 110 1.322 2020 8.188 8.721 1.551 710 590 80 1.220 2021 9.219 9.786 1.720 300 330 - 563 2022 10.401 11.007 1.913 340 240 90 744 Growth/ Jumlah 12,4% 12,0% 10,6% 3.465 8.320 3.134 7.884 LAMPIRAN A.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BENGKULU RUPTL 230 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A9.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Beban puncak pada sistem kelistrikan Provinsi Bengkulu saat ini mencapai sekitar 123 MW, terdiri dari 101 MW beban puncak interkoneksi dan 22 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 A9.1. Gambar A9.1. Peta Kelistrikan Provinsi Bengkulu Pembangkit di Provinsi Bengkulu diberikan pada Tabel A9.1. Tabel A9.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) I Sektor Bengkulu 1 Tess # 1 PLTA Air PLN 0,6 0,6 2 Tess # 2 PLTA Air PLN 0,6 0,6 3 Tess # 3 PLTA Air PLN 4,4 4,3 4 Tess # 4 PLTA Air PLN 4,4 4,3 5 Tess # 5 PLTA Air PLN 4,4 4,3 6 Tess # 6 PLTA Air PLN 4,4 4,3 7 Musi # 1 PLTA Air PLN 71,0 70,8 8 Musi # 2 PLTA Air PLN 71,0 70,8 Ke GI 150 kV Bukit Asam (Sumsel) A A P Lubuk Linggau Ke GI 150 kV/GITET 275 kV Bangko (Jambi) Argamakmur TES Hululais Musi Sukamerindu Pekalongan Muko-Muko Ke GI 150 kV Kambang (Sumbar) PLTP Kepahiyang 4x55 MW–2022 P Tebing Tinggi Manna Pagar Alam Lahat Lumut Balai Rantau Dedap 2 nd Sirkit ACSR 1x240 mm 2 47 kmr-COD 2013 ACSR 2x240 mm 2 45 kmr-COD 2014 ACSR 2x240 mm 2 85 kmr-COD 2016 ACSR 2x240 mm 2 89 kmr-COD 2018 ACSR 2x240 mm 2 165 kmr-COD 2018 ACSR 1x240 mm 2 54 kmr-COD 2017 Bintuhan ACSR 2x240 mm 2 120 kmr-COD 2020 ACSR 2x240 mm 2 20 kmr-COD 2022 ACSR 2x430 mm 2 195 kmr (Operasi 150 kV s/d 2015) ACSR 2x430 mm 2 114.6 kmr (Operasi 150 kV s/d 2015) Ke GITET 275 kV Gumawang (Sumsel) PLTA Musi 2x0.64 MW+4x4.41 MW ke GI Kiliranjao (Sumatera Barat) PT PLN (Persero) PENYALUR AN DAN PUSAT PENGATUR B EB AN SUMATERA PETA JARINGAN TRANSMISI PROPINSI BENGKULU PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN PLTU Kit Eksisting Kit Rencana Edit Desember 2013 GI Eksisting 150 kV GI Rencana 150 kV GITET Rencana 275 kV HVDC Rencana 500 kV HVDC Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV GI Eksisting 150/70 kV U PLTG G GU PLTGU D PLTD A PLTA P PLTP GI Eksisting 70 kV GI Rencana 150/70 kV PLTP Hululais 2x55 MW–2018/2019 P PLTP Lumut Balai 4x55 MW–2015 P PLTP Rantau Dedap 4x55 MW–2019/20 A ACSR 1x240 mm 2 30 kmr-COD 2021 PLTA Ketahun-III 61 MW–2021 PLTA Musi 3x71 MW ACSR 1x210 mm 2 80 kmr-COD 2015 Pulo Baai ACSR 2x240 mm 2 45 kmr-COD 2019 U PLTU BengkuluSeluma 2x100 MW–2019 ACSR 1x210 mm 2 15 kmr-COD 2015 231 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A9.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) DMN (MW) 9 Musi # 3 PLTA Air PLN 71,0 70,8 10 Lebong # 1 PLTA Air PLN 4,0 4,0 11 Lebong # 2 PLTA Air PLN 4,0 4,0 12 Lebong # 3 PLTA Air PLN 4,0 4,0 13 Tess Extention PLTA Air PLN 4,4 4,4 248,3 247,0 A9.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Bengkulu Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 12,3% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 342 GWh telah meningkat menjadi 568 GWh s/d September 2013. Tabel A9.2. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada s/d September 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 418 72 2 Komersil 80 15 3 Publik 44 8 4 Industri 26 5 Jumlah 568 100 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 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel A9.3. Tabel A9.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,05 621 689 140 380.234 2014 6,37 724 801 162 385.514 2015 7,32 805 889 178 406.545 2016 7,32 894 984 196 426.766 2017 7,32 990 1.087 214 446.354 2018 7,32 1.096 1.200 235 465.809 2019 7,32 1.212 1.324 257 485.122 2020 7,32 1.340 1.461 281 501.798 2021 7,32 1.482 1.611 308 510.300 2022 7,32 1.638 1.778 337 518.678 Growth 7,10% 11,4% 11,1% 10,3% 3,5% RUPTL 232 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A9.3. 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 itu terdapat cadangan batubara sebesar 120 juta ton. Gambar A9.2 memperlihatkan sebaran dan jumlah potensi energi tersebut. Gambar A9.2. Peta Potensi Energi Primer Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 622 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A9.4. Tabel A9.4. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Kepla Curup (Barata) PLTMH Swasta 0,5 2013 2 Kepla Curup (Toshiba) PLTMH Swasta 1 2013 3 Muko Muko PLTU Swasta 8 2013 4 Ipuh (Seblat) PLTU PLN 6 2016-2017 5 Muko Muko (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016-2017 6 Ipuh Baru (ORC) PTMPD Unallocated 2,4 2016-2017 7 Kota Bani (ORC) PTMPD Unallocated 7 2016-2017 233 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A9.4. Pengembangan Pembangkit lanjutan No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 8 Hululais (FTP2) PLTP PLN 110 2018-2019 9 Bengkulu PLTU Unallocated 200 2019 10 Ketahun-3 PLTA Unallocated 61 2021 11 Kepahiyang PLTP Unallocated 220 2022 Bengkulu Total 622,9 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Rencana pengembangan gardu induk di Provinsi Bengkulu hingga tahun 2022 yaitu penambahan GI baru pengembangan GI existing dengan total kapasitas mencapai 675 MVA dengan rincian kegiatan seperti pada Tabel A9.5. Tabel A9.5. Pengembangan GI Baru 150 kV dan 70 kV No Gardu Induk Tegangan New/Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Pekalongan 150/20 kV Extension 10 2013 2 Pulau Baai 150/20 kV New 120 2014 3 Pekalongan 150/20 kV Extension 2 LB 2014 4 Sukamerindu 150/20 kV Extension 30 2013 5 Tes 70/20 kV Extension 5 2014 6 Arga makmur 70/20 kV New 30 2015 7 Tes 70/20 kV Extension 2 LB 2015 8 Arga makmur 150/70 kV Uprate 60 2016 9 Arga makmur 150/20 kV New 60 2016 10 Pulau Baai 150/20 kV Extension 2 LB 2016 11 Bintuhan 150/20 kV New 30 2017 12 Manna 150/20 kV Extension 2 LB 2017 13 Muko Muko 150/20 kV New 30 2018 14 Pekalongan 150/20 kV Extension 2 LB 2018 15 Arga Makmur 150/20 kV Extension 2 LB 2019 16 Pulau Baai 150/20 kV Extension 60 2019 17 Pulau Baai 150/20 kV Extension 2 LB 2019 18 Pekalongan 70/20 kV Extension 60 2021 19 Pekalongan 150/20 kV Extension 60 2020 20 Sukamerindu 150/20 kV Uprate 60 2021 21 Tes 70/20 kV Uprate 30 2021 22 Muko Muko 150/20 kV Extension 30 2019 23 Arga makmur 150/20 kV Extension 2 LB 2021 Jumlah 675 RUPTL 234 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Transmisi Untuk mengikuti perkembangan gardu induk dan pembangkit, dibutuhkan juga pengembangan jaringan transmisi sepanjang 1.530 kms. Rincian kegiatan terdapat pada Tabel A9.6. Tabel A9.6. Pembangunan Transmisi No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Pekalongan Pulo Baai 150 kV 2 cct, 2 Hawk 90 2014 2 Tess Arga Makmur 70kV 70 kV 2 cct, 1 x 210 mm 2 160 2015 3 Pulo Baai Sukamerindu 70 kV 2 cct, 1 x 210 mm 2 30 2016 4 Pulau Baai Arga Makmur 150kV 150 kV 2 cct, 2 Hawk 180 2016 5 Pekalongan PLTP Hululais 150 kV 2 cct, 2 Hawk 120 2017 6 Manna Bintuhan 150 kV 2 cct, 1 Hawk 140 2017 7 Kambang Muko-Muko 150 kV 2 cct, 2 Hawk 220 2018 8 Muko-Muko Arga Makmur 150 kV 2 cct, 2 Hawk 360 2018 9 Pulo Baai PLTU Bengkulu/Seulama 150 kV 2 cct, 2 Hawk 90 2019 10 PLTA Ketahun-3 Arga Makmur 150kV 150 kV 2 cct, 1 x 210 mm 60 2021 11 PLTP Kepahiyang Inc. 2 Pi (Pekalongan-Pulau Baai) 150 kV 4 cct, 2 Hawk 80 2022 Jumlah 1.530 Pengembangan Distribusi Proyeksi penambahan pelanggan baru mendekati 190 ribu sambungan untuk kurun waktu 2013-2022 atau rata-rata 19 ribu pelanggan per tahun, dengan kebutuhan pertambahan JTM sebanyak 477 kms, JTR sepanjang 602 kms dan penambahan kapasitas gardu distribusi sebesar 182 MVA seperti pada Tabel A9.7. Tabel A9.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM ( kms) JTR ( kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 77 84 22 42.871 2014 31 45 12 4.720 2015 46 56 16 31.031 2016 54 58 17 20.221 2017 47 58 17 19.588 2018 47 59 18 19.455 2019 49 61 19 19.313 2020 51 62 20 16.676 2021 42 61 21 8.502 2022 33 59 21 8.378 Total 477 602 182 190.755 235 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 A9.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 diperlihatkan pada Tabel A9.8. Tabel A9.8. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 621 689 140 10 40 - 98 2014 724 801 162 - 125 90 88 2015 805 889 178 - 30 160 78 2016 894 984 196 11 120 210 137 2017 990 1.087 214 11 30 260 135 2018 1.096 1.200 235 55 30 580 212 2019 1.212 1.324 257 255 90 90 305 2020 1.340 1.461 281 - 60 - 76 2021 1.482 1.611 308 61 150 60 175 2022 1.638 1.778 337 220 - 80 607 Growth/ Jumlah 11,4% 11,1% 10,3% 623 675 1.530 1.912 LAMPIRAN A.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI LAMPUNG RUPTL 238 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) A10.1. Kondisi Saat Ini Sistem ketenagalistrikan di Provinsi Lampung adalah bagian dari sistem interkoneksi Sumatera seperti ditunjukkan pada Gambar A10.1. Gambar A10.1.Peta Sistem Interkoneksi & Sistem Isolated Sistem di Provinsi Lampung belum tersambung dengan sistem interkoneksi adalah PLTD di lokasi yang terpencil seperti yaitu Pulau Sebesi di Lampung Selatan. Sistem kelistrikan Lampung akan dikembangkan untuk mencakup daerah-daerah sebagai berikut : Kota Agung dan Ulubelu di Kabupaten Tanggamus, Gedong Tataan dan Teluk Ratai di Kabupaten Pesawaran, Liwa dan Suoh di Kabupaten Lampung Barat, Bengkunat di Kabupaten Pesisir Barat, Pakuan Ratu di Kabupaten Way Kanan, Penumangan di Kabupaten Tulang Bawang Barat, Simpang Pematang, Dipasena di Kabupaten Mesuji dan Bandar Surabaya di Kabupaten Lampung Tengah. Peta kelistrikan Provinsi Lampung diperlihatkan pada Gambar A10.2. 239 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar A10.2. Peta Kelistrikan Provinsi Lampung Beban puncak Lampung pada tahun 2012 adalah 615 MW dengan produksi energi 2.793 GWh. Pembangkit yang berada di Provinsi Lampung ditunjukkan pada Tabel A10.1. Tabel A10.1. Kapasitas Pembangkit s/d September 2013 No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) I Sektor Bandar Lampung 1 Besai # 1 PLTA Air PLN 45,0 44,8 2 Besai # 2 PLTA Air PLN 45,0 44,8 3 Batutegi # 1 PLTA Air PLN 14,2 14,2 4 Batutegi # 2 PLTA Air PLN 14,2 14,2 5 Tarahan PLTG HSD PLN 18,0 17,0 6 Tarahan # 2 PLTD HSD PLN 4,5 4,6 7 Tarahan # 4 PLTD HSD PLN 5,5 5,5 8 Tarahan # 5 PLTD HSD PLN 6,0 6,0 9 Tarahan # 6 PLTD HSD PLN 8,7 5,7 10 Teluk Betung # PLTD HSD PLN 0,9 0,9 11 Teluk Betung # PLTD HSD PLN 0,9 0,9 12 Teluk Betung # PLTD HSD PLN 3,3 3,3 13 Teluk Betung # PLTD HSD PLN 3,3 3,3 14 Teluk Betung # PLTD HSD PLN 3,5 4,3 15 Tegineneng # 1 PLTD HSD PLN 6,4 6,0 RUPTL 240 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A10.1. Kapasitas Pembangkit s/d September 2013 lanjutan No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu Net (MW) 16 Tegineneng # 2 PLTD HSD PLN 6,4 6,0 17 Tegineneng # 3 PLTD HSD PLN 6,4 6,0 18 Sewa Teginenen PLTD HSD Sewa 20,0 20,0 19 Sewa GI Taraha PLTD HSD Sewa 10,0 10,0 20 Sewa Talang Pa PLTD HSD Sewa 10,0 10,0 21 Sewa Wonosobo PLTD HSD Sewa 5,0 5,0 22 Sewa Krui PLTD HSD Sewa 5,0 5,0 23 Sewa New Tarah PLTD HSD Sewa 30,0 30,0 24 Sewa GI Sutami PLTD HSD Sewa 50,0 30,0 25 Ulu Belu # 1 PLTP Panas Bumi PLN 50,0 55,0 26 Ulu Belu # 2 PLTP Panas Bumi PLN 50,0 55,0 II Sektor Tarahan 1 Tarahan # 3 PLTU Batubara PLN 100,0 88,5 2 Tarahan # 4 PLTU Batubara PLN 100,0 88,5 Total 622,1 584,3 A10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Pertumbuhan penjualan tenaga listrik khususnya Provinsi Lampung dalam lima tahun terakhir sangat tinggi, yaitu mencapai 15,1% pada tahun 2012. Pertumbuhan ini masih berpotensi untuk terus meningkatkan rasio elektrifikasi, karena pada tahun 2012 baru mencapai 70,0 %. Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 11,4 % per tahun, dimana penjualan pada tahun 2008 sebesar 1.902 GWh telah meningkat menjadi 2.252 GWh s/d September 2013. Tabel A10.2. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan s/d September 2013 No Kelompok Tarif Energi Jual (GWh) Porsi (%) 1 Rumah Tangga 1.376 61,1 2 Komersial 255 11,3 3 Publik 147 6,5 4 Industri 474 21,1 Jumlah 2.252 100,0 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 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel A10.3. 241 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel A10.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,64 3.231 3.583 704 1.585.548 2014 5,93 3.677 4.036 766 1.691.089 2015 6,82 4.187 4.556 833 1.848.174 2016 6,82 4.762 5.142 908 1.975.907 2017 6,82 5.417 5.825 989 2.151.868 2018 6,82 6.150 6.599 1.078 2.212.479 2019 6,82 6.962 7.454 1.175 2.271.546 2020 6,82 7.857 8.394 1.281 2.318.587 2021 6,82 8.842 9.441 1.397 2.364.952 2022 6,82 9.929 10.598 1.525 2.410.798 Growth 6,61% 13,3% 12,8% 9,0% 4,8% A10.3. 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 A10.4 danTabel A10.5.Selain itu juga terdapat potensi biomassa dan batubara. Tabel A10.4. Potensi Panas Bumi No. Area Regency Potency (Mwe) Reserve (Mwe) Speculative Hipothetic Possible Probable Proven 1 Way Umpu Way Kanan 100 - - - -2 Danau Ranau Lampung Barat - 185 222 37 -3 Purunan Lampung Barat 25 - - - -4 Gn. Sekincau Lampung Barat - 100 130 - -5 Bacingot Lampung Barat 225 - - - -6 Suoh Antata Lampung Barat - 163 300 - -7 Pajar Bulan Lampung Barat 100 - - - -8 Natar Lampung selatan 25 - - - -9 Ulu Belu Tanggamus - 156 380 - 110 10 Lempasing Lampung selatan 225 - - - -11 Way Ratai Lampung selatan - 194 - - -12 Kalianda Lampung selatan - 40 40 - -13 Pmt. Belirang Lampung selatan 225 - - - -Total Potensi = 2.885 Mwe 925 838 1.072 37 110 RUPTL 242 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A10.5. Potensi Tenaga Air No Lokasi Kapasitas (MW) I Mesuji Tulang bawang 1 Besai / Umpu 7,50 2 Giham Pukau 16,00 3 Giham Aringik 80,00 4 Tangkas 1,60 5 Campang Limau 1,00 6 Sinar Mulia 978,00 7 Way Abung 600,00 8 Way Umpu 600,00 II Seputih / Sekampung 1 Bumiayu 39,20 III Semangka 1 Semangka Atas I 26,8 2 Semangka Atas II 23,2 3 Semangka Atas III 28,2 4 Semangka Bawah I 35,5 5 Semangka Bawah II 40,4 6 Semung I 23,8 7 Semung II 38,7 8 Semung III 11,6 9 Manula I 5,7 10 Manula II 8,.4 11 Simpang Lunik I 6,1 12 Simpang Lunik II 3,8 13 Simpang Lunik III 3,9 Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 1.261 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A10.6. Tabel A10.6. Pengembangan Pembangkit No. Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas (MW) COD 1 Tarahan (FTP1) PLTU PLN 200 2013 2 Lampung(Sribawono+Sutami) PLTG/PLTMG Sewa 200 2014 3 Lampung Peaker PLTG/MG PLN 200 2016 4 Semangka (FTP2) PLTA Swasta 56 2017 5 Wai Ratai (FTP2) PLTP Swasta 55 2021 6 Ulubelu #3,4 (FTP2) PLTP Swasta 110 2016-2017 7 Rajabasa (FTP2) PLTP Swasta 220 2020-2021 8 Suoh Sekincau (FTP2) PLTP Swasta 220 2020-2021 LAMPUNG Total 1.261 243 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan GI Di Provinsi Lampung direncanakan pembangunan GI baru dan pengembangan GI existing sampai dengan tahun 2022 seperti diperlihatkan pada Tabel A10.7. Tabel A10.7. Rencana GI Baru 150 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Kalianda 150/20 kV Extension 30 2013 2 Adijaya 150/20 kV Extension 60 2013 3 Menggala 150/20 kV Extension 20 2013 4 Bukit Kemuning 150/20 kV Extension 60 2013 5 Metro 150/20 kV Uprate 60 2013 6 New Tarahan 150/20 kV Extension 60 2013 7 Kota Agung 150/20 kV New 60 2014 8 Pagelaran 150/20 kV Extension 2 LB 2014 9 Liwa 150/20 kV New 30 2014 10 Bukit Kemuning 150/20 kV Extension 2 LB 2014 11 Natar 150/20 kV Extension 60 2014 12 Tegineneng 150/20 kV Uprate 60 2014 13 Sribawono 150/20 kV Extension 60 2014 14 Kotabumi 150/20 kV Uprate 60 2014 15 Sukarame 150/20 kV Extension 60 2014 16 Seputih banyak 150/20 kV Extension 30 2014 17 Gedong Tataan 150/20 kV New 60 2015 18 Pagelaran 150/20 kV Extension 2 LB 2015 19 Teluk Ratai 150/20 kV New 30 2015 20 Gedong Tataan 150/20 kV Extension 2 LB 2015 21 Ketapang 150/20 kV New 30 2015 22 Kalianda 150/20 kV Extension 2 LB 2015 23 Mesuji 150/20 kV New 30 2015 24 Teluk Betung 150/20 kV Extension 60 2015 25 Sutami 150/20 kV Extension 60 2015 26 Blampangan Umpu 150/20 kV Extension 16 2015 27 Dipasena 150/20 kV New 120 2015 28 Seputih banyak 150/20 kV Extension 2 LB 2015 29 Mesuji 150/20 kV Extension 2 LB 2015 30 Jati Agung 150/20 kV New 60 2016 31 Sukarame 150/20 kV Extension 2 LB 2016 RUPTL 244 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel A10.7. Rencana GI Baru 150 kV lanjutan No Gardu Induk Gardu Induk New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 32 Pakuan Ratu/Way Kanan 150/20 kV New 30 2016 33 Blambangan Umpu 150/20 kV Extension 4 LB 2016 34 Bandar Surabaya 150/20 kV New 60 2016 35 Tarahan 150/20 kV Uprate 60 2016 36 Ulu Belu 150/20 kV Extension 2 LB 2016 37 Sribawono 150/20 kV Extension 2 LB 2016 38 Langkapura 150/20 kV New 60 2017 39 Tarahan 150/20 kV Uprate 60 2017 40 Menggala 150/20 kV Extension 60 2015 41 Mesuji 150/20 kV Extension 60 2017 42 Kota Agung 150/20 kV Extension 2 LB 2017 43 Tegineneng 150/20 kV Uprate 60 2018 44 Seputih banyak 150/20 kV Extension 60 2018 45 Ulu Belu 150/20 kV Extension 60 2018 46 Teluk Ratai 150/20 kV Extension 60 2018 47 Pakuan Ratu 150/20 kV Extension 60 2018 48 Bengkunat 150/20 kV New 30 2019 49 Liwa 150/20 kV Extension 2 LB 2019 50 KIM/Tenggamus 150/20 kV New 120 2019 51 Liwa 150/20 kV Extension 60 2019 52 Langkapura 150/20 kV Extension 60 2019 53 Dipasena 150/20 kV Extension 60 2019 54 Kota Agung 150/20 kV Extension 60 2020 55 Bengkunat 150/20 kV Extension 2 LB 2019 56 Penumangan 150/20 kV New 60 2021 57 Menggala 150/20 kV Extension 2 LB 2021 58 Kalianda 150/20 kV Extension 60 2021 59 Teluk Ratai 150/20 kV Extension 2 LB 2021 60 Besai 150/20 kV Extension 2 LB 2021 61 kalianda 150/20 kV Extension 2 LB 2021 62 Sutami 150/20 kV Uprate 60 2022 63 Menggala 150/20 kV Uprate 60 2022 64 Kotabumi 150/20 kV Extension 60 2022 65 New Tarahan 150/20 kV Extension 60 2022 66 Sukarame 150/20 kV Extension 60 2022 67 Gedong Tataan 150/20 kV Extension 60 2022 68 Ketapang 150/20 kV Extension 60 2022 69 Lampung 275/150 kV New 500 2016 70 Ketapang Switching Station 500 kV DC New - 2018 Jumlah 3.296 245 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi 150 kV dan 500 kV sampai dengan 2022 sepanjang 2.661 kms diperlihatkan pada Tabel A10.8. Tabel A10.8. Pengembangan Transmisi 500 kV dan 150 kV. No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Sutami (uprate) Natar (uprate) 150 kV 2 cct, 1 HTLS 310 mm 2 60 2014 2 Menggala Kotabumi 150 kV 1 2nd cct, 2 Hawk 58 2014 3 Menggala Seputih Banyak 150 kV 2 cct, 2 Zebra 120 2014 4 Pagelaran Kota Agung 150 kV 2 cct, 1 Hawk 80 2014 5 Bukit Kemuning Liwa 150 kV 2 cct, 1 Hawk 80 2014 6 Pagelaran Gedong Tataan 150 kV 2 cct, 2 Hawk 60 2015 7 Gedon Tataan Teluk Ratai 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2015 8 Kalianda Ketapang 150 kV 2 cct, 2 Hawk 90 2015 9 Gumawang Mesuji 150 kV 2 cct, 2 Hawk 160 2015 10 Mesuji Dipasena 150 kV 2 cct, 2xDove (Ex Conductor Srlya-Blrja 4x75kms) 152 2015 11 Sukarame Inc. 2 Pi (Sutami-Natar) 150 kV 2 cct, HTLS 310 mm 2 2 2015 12 Sukarame Jatiagung 150 kV 2 cct, 1 XLPE CU 1000 mm2 16 2016 13 PLTG Lampung Peaker Sribawono 150 kV 2 cct, 2 Hawk 34 2016 14 Pakuan Ratu/Way Kanan Blambangan Umpu 150 kV 2 cct, 2 Zebra 30 2016 15 Bandar Surabaya Inc. 2 Pi (S.BanyakDIpasena) 150 kV 2 cct, 2xDove ( 2xDove (Ex Conductor SrlyaBlrja 4x75kms) 4 2016 16 Seputih Banyak Dipasena 150 kV 2 cct, 2xDove ( 2xDove (Ex Conductor SrlyaBlrja 4x75kms) 200 2016 17 Teluk Betung New Tarahan 150 kV 2 cct, 1 XLPE CU 1000 mm2 20 2016 18 Langkapura Inc. 2 Pi (Natar - Teluk Betung) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 2 2017 19 PLTP Ulubelu #3,4 Ulubelu 150 kV 2 cct, 1 Hawk 20 2017 20 PLTA Semangka Kota Agung 150 kV 2 cct, 1 Hawk 60 2017 21 Liwa Bengkunat 150 kV 2 cct, 1 Hawk 120 2019 22 KIM Tenggamus Inc. 2 Pi (Kota AgungSemangka) 150 kV 2 cct, 1 Hawk 10 2019 23 Teluk Ratai PLTP Wai Ratai 150 kV 2 cct, 1 Hawk 40 2020 24 Peneumangan Menggala 150 kV 2 cct, 1 Hawk 40 2021 25 Besai PLTP Suoh sekincau 150 kV 2 cct, 2 Hawk 38 2021 26 Kalianda PLTP Rajabasa 150 kV 2 cct, 2 Hawk 40 2021 27 Bengkunat KIM 150 kV 2 cct, 2 Hawk 60 2022 28 Gumawang Lampung 275 kV 2 cct, 2 Zebra 405 2018 29 Ketapang perbatasan Sumsel/ Lampung 500 kV DC 2 cct 4 Falcon 600 2018 Jumlah 2.661 Di Provinsi ini melintas transmisi 500 kV HVDC Sumatera-Jawa dengan switching stationdan landing point kabel laut 500 kV HVDC akan berada di Ketapang. RUPTL 246 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, penambahan pelanggan barusampai dengan 2022 adalah 1,05 juta pelanggan atau rata-rata 105 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.186 kms, JTR sekitar 3.184 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 754 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A10.9. Ta bel A10.9. Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 479 390 78 226.459 2014 221 461 98 105.541 2015 309 390 87 157.085 2016 243 412 97 127.734 2017 315 377 92 175.960 2018 196 202 50 60.611 2019 153 272 70 59.067 2020 106 237 62 47.041 2021 80 219 59 46.365 2022 82 224 62 45.846 Total 2.186 3.184 754 1.051.709 A10.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 diberikan pada Tabel A10.10. Tabel A10.10. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 3.231 3.583 704 200,0 290 - 334,5 2014 3.677 4.036 766 200,0 420 398 103,6 2015 4.187 4.556 833 - 466 524 118,3 2016 4.762 5.142 908 255,0 710 304 459,8 2017 5.417 5.825 989 111,0 180 82 278,7 2018 6.150 6.599 1.078 - 300 1.005 344,3 2019 6.962 7.454 1.175 - 330 130 64,9 2020 7.857 8.394 1.281 220,0 60 40 516,1 2021 8.842 9.441 1.397 275,0 120 118 661,4 2022 9.929 10.598 1.525 - 420 60 48,4 Growth/ Jumlah 13,3% 12,8% 9,0% 1.261 3.296 2.661 2.930 Rencana Pengembangan Sistem Kelistrikan Per Provinsi Wilayah Operasi Indonesia Timur Lampiran B Lampiran B RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR LAMPIRAN B1. PROVINSI KALIMANTAN BARAT LAMPIRAN B2. PROVINSI KALIMANTAN SELATAN LAMPIRAN B3. PROVINSI KALIMANTAN TENGAH LAMPIRAN B4. PROVINSI KALIMANTAN TIMUR LAMPIRAN B5. PROVINSI KALIMANTAN UTARA 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) LAMPIRAN B.1 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN BARAT RUPTL 252 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B1.1. Kondisi Kelistrikan 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, dan sistem tersebar. Beban puncak di Sistem kelistrikan Kalimantan Barat sampai dengan bulan September 2013 adalah 343 MW dengan produksi 1.756 GWh. Sistem interkoneksi merupakan yang terbesar dimana sekitar 67% produksi listrik di Kalimantan Barat berada di sistem ini. Tabel B1.1 memperlihatkan komposisi sistem kelistrikan di Kalimantan Barat (status sd. September 2013). Tabel B1.1. Komposisi Sistem Kelistrikan Kalimantan Barat No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Interkoneksi PLTD/G BBM PLN 259,4 223,1 223,1 2 Bengkayang PLTD/M BBM/Air PLN 4,9 4,9 4,7 3 Sambas PLTD BBM PLN 18,1 16,8 16,8 4 Ngabang PLTD BBM PLN 7,2 6,7 6,7 5 Sanggau PLTD BBM PLN 18,0 18,0 17,9 6 Sekadau PLTD BBM PLN 5,7 5,7 5,7 7 Sintang PLTD BBM PLN 21,9 19,7 19,6 8 Putussibau PLTD BBM PLN 7,8 6,4 5,7 9 Nangapinoh PLTD BBM PLN 7,8 7,2 6,8 10 Ketapang PLTD BBM PLN 28,9 28,9 27,5 11 Isolated PLTD BBM PLN 69,9 31,8 9,0 TOTAL 449,6 369,1 343,5 Pertumbuhan penjualan 5 tahun terakhir sangat tinggi, yaitu rata-rata 10,0% per tahun. Penjualan tenaga listrik diserap oleh konsumen rumah tangga dan sosial (62,9%), konsumen komersil (23,1%), konsumen industri (5,35%) dan konsumen publik (8,63%). Sampai dengan bulan September 2013 98,94 % 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. Pasokan listrik di Kalimantan Barat terdiri atas PLTD Sewa 207 MW (56,1%), PLTD/PLTG Sendiri 157 MW (42,6 %) , dan sisanya berasal dari PLTS, PLTMH, dan pembelian listrik dari Excess Power dan Malaysia. Kapasitas pembangkit adalah 449,6 MW dengan daya mampu 369,1 MW seperti diperlihatkan pada Tabel B1.1. B1.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalbar pada 5 tahun terakhir tumbuh rata-rata 10,0% per tahun, dimana permintaan listrik didominasi oleh pelanggan rumah tangga. Pertumbuhan ekonomi selama 2007 – 2012 cukup tinggi yaitu rata-rata 5,5 % per tahun. Rasio elektrifikasi saat ini adalah 67,5 %. 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 2013 – 2022 dapat dilihat pada Tabel B1.2. 253 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B1.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Kalimantan Barat Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,2 1.788 2.046 371 834.147 2014 6,5 1.997 2.289 402 874.156 2015 6,6 2.230 2.541 457 918.602 2016 6,6 2.486 2.850 512 964.400 2017 6,6 2.767 3.172 569 1.012.070 2018 6,6 3.075 3.528 632 1.061.362 2019 6,6 3.415 3.917 701 1.112.432 2020 6,6 3.788 4.344 777 1.165.896 2021 6,6 4.200 4.815 860 1.221.551 2022 6,6 4.653 5.325 951 1.279.864 Growth 6,6 11,2% 11,2% 11,0% 4,9% Beban puncak sistem interkoneksi pada tahun 2012 adalah 335 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 2022 menjadi 951 MW atau tumbuh rata-rata 15,2% per tahun. Sedangkan sistem-sistem isolated kecil lainnya masih tetap beroperasi isolated. B1.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di Provinsi Kalimantan Barat berupa tenaga air, biomassa, batubara, dan uranium. Pemanfaatan potensi tenaga air menjadi PLTA/PLTM pada umumnya perlu didahului dengan survei dan studi yang mendalam. Pada saat ini potensi yang dapat dikembangkan adalah PLTA Nanga Pinoh dengan kapasitas 98 MW. Potensi Biomassa di Provinsi Kalimantan Barat paling banyak didapat dari adanya limbah perkebunan sawit yang tersebar di Provinsi Kalimantan Barat sebagai bahan energi primer dari PLTU Biomassa. Pemanfaatan potensi ini sebenarnya sangat didukung oleh banyaknya pabrik pengolahan sawit yang ada di Kalimantan Barat. Selain itu potensi sampah kota sebesar 300 ton/hari dapat dimanfaatkan menjadi sumber energi PLTU berbasis sampah. Potensi batubara sebesar 160.598.700 ton tersebar di kabupaten Sintang, Melawi, dan Kapuas Hulu, berupa batubara dengan kandungan kalori yang tinggi (4.795 - 7.880 kcal/kg), namun pada saat ini belum dilakukan eksploitasi karena terkendala infrastruktur transportasi. Sumber batubara ini dapat digunakan sebagai bahan bakar untuk PLTU/PLTGB di Sanggau dan Sintang. Potensi uranium yang digunakan sebagai energi primer PLTN, terdapat di Kabupaten Melawi. Namun pemanfaatan uranium sebagai energi primer masih menunggu adanya kebijakan dari pemerintah yang didukung studi kelayakan pembangunan PLTN. RUPTL 254 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Pembangkit Sampai dengan bulan September 2013 biaya pokok produksi (BPP) di Kalimantan Barat mencapai Rp. 3.177,-/ kWh, untuk itu pembangunan PLTU Parit Baru (FTP 1 & FTP2) dan PLTU Pantai Kura-kura (FTP-1) yang terinterkoneksi ke Sistem Khatulistiwa sangat diperlukan untuk menurunkan BPP tersebut. Sedangkan untuk menekan BPP di subsistem lainnya dilakukan pembangunan PLTU skala kecil (Sanggau, Sintang, dan Ketapang) serta pembangunan PTMPD di Nanga Pinoh, Putussibau, dan Ketapang. Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2022 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi dan sistem-sistem isolated sebagaimana ditampilkan pada Tabel B1.3. Tabel B1.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Jenis Asumsi Pengembang Kapasitas COD 1 Sanggau PLTU PLN 2 x 7 2013/14 2 Sintang PLTU PLN 3 x 7 2015 3 Pantai Kura-kura (FTP1) PLTU PLN 2 x 50 2015 4 Parit Baru (FTP1) PLTU PLN 2 x 27,5 2015 5 Ketapang PLTU PLN 2 x 10 2016 6 Parit Baru (FTP2) PLTU PLN 2 x 55 2016 7 Peaker PLTG/MG PLN 100 2017 8 Sewa Tayan PLTGB Swasta 6 2013 9 Ketapang (IPP) PLTU Swasta 2 x 6 2016 10 Ketapang PTMPD Unallocated 2 x 3,5 2015/16 11 Nanga Pinoh PTMPD Unallocated 2 x 3,5 2016 12 Putussibau PTMPD Unallocated 2 x 3,5 2016 13 Kalbar-1 PLTU Unallocated 2 x 100 2018/19 14 Kalbar-2 PLTU Unallocated 2 x 200 2020/21 15 Nanga Pinoh PLTA Unallocated 2 x 49 2022 16 Pade Kembayung PLTA Unallocated 3 x 10 2022 Jumlah 1.177 Pembelian Tenaga Listrik dari Sarawak Sebagai bagian dari rencana penyediaan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat, PLN berencana membeli tenaga listrik dari Sarawak melalui transmisi interkoneksi 275 kV dengan daya kontrak pembelian hingga 230 MW. PLN bermaksud mengimpor tenaga listrik untuk memenuhi kebutuhan base load sebesar 50 MW dan kebutuhan peakloadhingga 230 MW dalam kurun waktu 5 tahun (2015 - 2019) dan dapat diperpanjang lagi berdasarkan kesepakatan kedua belah pihak. Rencana impor base loadsebesar 50 MW adalah untuk mengantisipasi ketidakpastian penyediaan pembangkit base load di Sistem Kalimantan Barat, sedangkan impor peakloadsebesar hingga 230 MW adalah untuk menggantikan pemakaian BBM di Sistem Kalbar. Dengan pola transfer energi seperti ini, PLN akan terhindar dari membakar BBM untuk pembangkit beban puncak dalam periode sampai dengan tahun 2019. Namun untuk mengurangi ketergantungan yang sangat besar terhadap pasokan/impor dari Sarawak, direncanakan pula pembangunan pembangkit peaker(PLTG/ PLTMG) dengan kapasitas 100 MW yang menggunakan bahan bakar LNG dan PLTU Kalbar-1 dan Kalbar-2 yang menggunakan bahan bakar batubara. 255 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Di Provinsi Kalimantan Barat akan dikembangkan GI 150 kV baru dan pengembangan trafo GI existingsebesar 990 MVA. Selain itu akan dibangun pula GI 275 kV sebagai simpul interkoneksi antara Kalimantan Barat dan Sarawak. Rencana pembangunan GI diberikan pada tabel B1.4 dan Tabel B1.5. Pengembangan transmisi dan gardu induk ini ditujukan untuk memastikan ketersediaan tenaga listrik di setiap wilayah di Kalimantan Barat dengan melakukan transfer energi dari pusat pembangkit yang ada di daerah barat Kalimantan Barat. Tabel B1.4. Pengembangan GI 150 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Kota Baru 150/20 kV New 30 2014 2 Sei Raya 150/20 kV Extension 120 2013 3 Parit Baru 150/20 kV Extension 2 LB 2014 4 PLTU Pantai Kura-kura 150/20 kV New 30 2014 5 Sambas 150/20 kV New 30 2014 6 Tayan 150/20 kV New 30 2014 7 Singkawang 150/20 kV Extension 2 LB 2014 8 Siantan 150/20 kV Extension 2 LB 2014 9 Mempawah 150/20 kV Extension 30 2014 10 Siantan 150/20 kV Extension 60 2014 11 Tayan 150/20 kV Extension 2 LB 2014 12 Sei Raya 150/20 kV Extension 2 LB 2015 13 Ngabang 150/20 kV New 30 2015 14 Bengkayang 150/20 kV New 30 2015 15 Singkawang 150/20 kV Extension 60 2015 16 Sanggau 150/20 kV New 30 2016 17 Tayan 150/20 kV Extension 4 LB 2016 18 Sekadau 150/20 kV New 30 2016 19 Sintang 150/20 kV New 60 2016 20 Kota Baru 150/20 kV Extension 30 2016 21 Sukadana 150/20 kV New 30 2017 22 Sandai 150/20 kV New 30 2017 23 Ketapang 150/20 kV New 60 2017 24 Putussibau 150/20 kV New 30 2017 25 Sintang 150/20 kV Extension 2 LB 2017 26 Nanga Pinoh 150/20 kV New 30 2018 27 Sintang 150/20 kV Extension 2 LB 2018 28 Parit Baru 150/20 kV Extension 60 2018 29 Sambas 150/20 kV Extension 30 2018 30 Siantan 150/20 kV Extension 60 2018 31 Sanggau 150/20 kV Extension 30 2019 32 Kota Baru 2 150/20 kV New 30 2019 33 Nanga Pinoh 150/20 kV Extension 2 LB 2019 Jumlah 990 RUPTL 256 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B1.5. Pembangunan GI 275 kV No Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kapasitas (MVA/BAY) COD 1 Bengkayang 275/150 kV New 250 2015 Pengembangan Transmisi Pengembangan jaringan transmisi sampai dengan tahun 2022 di Kalimantan Barat adalah seperti terlihat pada Tabel B1.6. Tabel B1.6. Pengembangan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor Kms COD 1 Parit Baru Kota Baru 150 kV 2cct, 1 Hawk 40 2013 2 Sei Raya Kota Baru 150 kV 2cct, 1 Hawk 32 2015 3 Singkawang Sambas 150 kV 2cct, 1 Hawk 126 2013 4 Siantan Tayan 150 kV 2cct, 2 Hawk 184 2014 5 Singkawang Bengkayang 150 kV 2cct, 2 Hawk 120 2014 6 Tayan Sanggau 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2016 7 Bengkayang Ngabang 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2016 8 Ngabang Tayan 150 kV 2cct, 2 Hawk 110 2016 9 Sanggau Sekadau 150 kV 2cct, 2 Hawk 100 2016 10 Sintang Sekadau 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2016 11 Sintang Nanga Pinoh 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2018 12 Sintang Putussibau 150 kV 2cct, 2 Hawk 300 2017 13 Ketapang Sukadana 150 kV 2cct, 2 Hawk 200 2017 14 Sukadana Sandai 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2017 15 Sandai Tayan 150 kV 2cct, 2 Hawk 300 2017 16 Nanga Pinoh Kota Baru 2 150 kV 2cct, 2 Hawk 180 2017 17 Bengkayang Perbatasan 275 kV 2cct, 2 Zebra 180 2015 Jumlah 2772 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 B1.1. 257 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Gambar B1.1. Pengembangan Kelistrikan Provinsi Kalimantan Barat Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan sebanyak 54,2 ribu sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan JTM 3.121 kms, JTR sekitar 2.887 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 298 MVA sampai dengan tahun 2022 seperti ditampilkan dalam Tabel B1.7. Tabel B1.7. Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 278 259 55 96.703 2014 291 271 22 40.009 2015 299 278 24 44.446 2016 304 282 25 45.799 2017 309 286 26 47.669 2018 314 290 26 49.292 2019 320 295 27 51.071 2020 326 301 28 53.464 2021 334 307 29 55.654 2022 341 314 31 58.313 2013 – 2022 3.121 2.886 298 542.420 KALIMANTAN TENGAH KALIMANTAN SELATAN KALIMANTAN TIMUR SARAWAK (MALAYSIA) KETAPANG 2017 SANDAI 2017 GI. K0TA BARU 2019 SINTANG 2016 NANGA PINOH 2018 SANGGAU 2016 NGABANG 2014 BENGKAYANG 2014 KUCHING SAMBAS 2013 SINGKAWANG MEMPAWAH SIANTAN PARIT BARU KOTA BARU 2015 SEI RAYA TAYAN 2013 SEKADAU 2016 SUKADANA 2017 PUTUSSIBAU 2020 55 km BADAU BATU KAYA BIAWAK ARUK TEBEDU JAGOI BABANG ENTIKONG SERIKIN PT PLN (Persero ) PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN BARAT T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLT GU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLT M Existing / Rencana PLT D Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 201 3 PERENCANAAN SISTEM ke Kalteng Ke GITET Matang U PLTU P. Kura-Kura (FTP1) 2 x27 ,5 MW – 2015 U PLTU P. Baru (FTP2) 2x 50 MW – 2016 U PLTU P. Baru (FTP1) 2 x50 MW – 2015 G PLTG/ MG Peaker 100 MW – 2017 U PLTU Sanggau 2x 7 MW – 2013 / 14 U PLTU Kalbar -1 2 x100 MW – 2018 / 19 PLTU Kalbar -2 2 x200 MW – 2020 / 21 KENDAWANGAN 2020 U PLTU Ketapang 2 x10 MW – 2016 PLTU IPP Ketapang 2x 6 MW – 2016 PLTU Sintang 3 x7 MW – 2015 U GB PLTGB Sewa Tayan 6 MW – 2013 A PLTA Nanga Pinoh 2 x49 MW – 2022 A PLTA Pade Kembayung 3x 10 MW – 2022 96 km RUPTL 258 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B1.4. 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 sebesar 200 kVA dan Badau sebesar 400 kVA. Berikutnya untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik yang semakin meningkat di daerah perbatasan akan dilakukan penambahan daya di Sajingan menjadi sebesar 800 kVA dan pembelian listrik baru di Entikong sebesar 1.500 kVA. Peta kelistrikan di daerah perbatasan diberikan pada Gambar B1.2. Gambar B1.2. Peta Kelistrikan di Daerah Perbatasan B1.5. Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2022 diberikan pada Tabel B1.8. 259 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B1.8. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 1.788 2.046 371 0 150 40 36 2014 1.997 2.289 402 48 90 502 160 2015 2.230 2.541 457 190 520 930 482 2016 2.486 2.850 512 100 30 0 190 2017 2.767 3.172 569 0 60 180 42 2018 3.075 3.528 632 100 180 860 260 2019 3.415 3.917 701 100 30 0 183 2020 3.788 4.344 777 -100 60 0 96 2021 4.200 4.815 860 98 60 300 208 2022 4.653 5.325 951 0 0 0 45 Growth/ Jumlah 11,2% 11,2% 11,0% 736 1.180 2.812 1.701 LAMPIRAN B.2 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN SELATAN RUPTL 262 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B2.1. 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. Sampai dengan triwulan III tahun 2013, daya terpasang total adalah 610 MW dengan daya mampu sekitar 493 MW dan beban puncak 424 MW. Jumlah pelanggan pada waktu yang sama adalah sekitar 881 ribu pelanggan, dengan rasio elektrifikasi sekitar 80%. Konfigurasi sistem kelistrikan interkoneksi di Kalimantan Selatan saat ini dan rencana dapat dilihat pada gambar B2.1. KALIMANTAN TENGAH KALIMANTAN TIMUR Seberang Barito ke GI Selat (Kalteng) Kayutangi Trisakti Ulin D PLTG Trisakti 21 MW PLTD Trisakti 90 MW D Mantuil Cempaka Pelaihari Asam Asam U PLTU Asam Asam 3,4 2x65 MW - 2013 U PLTU Asam Asam #1,2 2x65 MW A PLTA Riam Kanan 3x10 MW Rantau ke GI Buntok (Kalteng) ke GI Kuaro (Kaltim) Tanjung ACSR 2x240 mm 2 142 km - 2013 PLTU Kalsel 1 (FTP2) 2x100 MW–2017/18 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN SELATAN T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana GB D GU M 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 / / / / / / / / GB D GU M G A U P / / / / Kit Eksisting Kit Rencana Edit November 2013 PERENCANAAN SISTEM ACSR 2x240 mm 2 130 km - 2014 ACSR 2x240 mm 2 124 km - 2013 ACSR 2x240 mm 2 120 km - 2016 A PLTA Kusan 65 MW–2022 Amuntai Barikin ACSR 1x240 mm 2 37 km - 2015 Batulicin Kotabaru U U PLTU Kalselteng 2 2x100 MW - 2017 ACSR 1x240 mm 2 69 km - 2018 Satui Paringin Bandara Marabahan PLTG/GU/MG Kalsel Peaker 1 200 MW–2016 PLTG/GU/MG Kalsel Peaker 2 50 MW–2021 G Sei Tabuk U PLTU Kotabaru 2x7 MW - 2015 Gambar B2.1. Peta pengembangan sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan Sistem 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 termasuk excess power. Sistem Barito merupakan pemasok utama kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah dengan total daya terpasang 631,3 MW, daya mampu sekitar 513,0 MW dan beban puncak 388,0 MW. Sedangkan beban puncak di Kalsel yang tersambung ke Sistem Barito adalah 388 MW. Pusat beban Sistem Barito berada di Provinsi Kalimantan Selatan dengan porsi sekitar 85% dari seluruh beban Sistem Barito. Pada tahun 2013, Sistem Barito telah mendapatkan pasokan pembangkit baru sebesar 2x65 MW dengan selesainya pembangunan PLTU Asam-asam unit 3 dan unit 4. Namun karena potensi pelanggan di Sistem Barito cukup besar termasuk pelanggan bisnis dan industri yang selama ini menggunakan genset sendiri selama WBP, maka beberapa sewa PLTD masih dipertahankan sampai dengan beroperasinya PLTU Pulang Pisau dan PLTMG Bangkanai. 1 ULD adalah unit satuan pelayanan PLN yang dikelola oleh badan usaha di daerah terpencil yang mengelola pembangkit, jaringan dan pelanggan PLN . 263 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Sistem Isolated Di Kalimantan Selatan masih terdapat sistem-sistem kecil isolated tersebar, dan beberapa diantaranya relatif besar yaitu: - Sistem Pagatan/Batulicin, merupakan sistem yang terhubung dengan jaringan 20 kV, melayani kebutuhan pelanggan di Kabupaten Tanah Bumbu dan sebagian Kabupaten Kotabaru. Dalam waktu dekat, Sistem Pagatan akan tersambung dengan Sistem Barito menggunakan transmisi 150 kV yang saat ini dalam tahap pembangunan. - Sistem Kotabaru merupakan sistem isolated, terletak di Kabupaten Kotabaru. Sistem ini melayani kebutuhan listrik di Pulau Laut, yang terpisah dari daratan Pulau Kalimantan dengan pasokan listrik dari PLTD setempat, terhubung ke beban melalui jaringan 20 kV. Sistem Kotabaru direncanakan akan diinterkoneksikan dengan Sistem Barito melalui jaringan transmisi SUTT 150 kV dan kabel laut yang menghubungkan Batulicin dengan Kotabaru (Pulau Laut). - ULD merupakan sistem kelistrikan kecil yang tersebar di daerah terpencil untuk memenuhi kebutuhan masyarakat desa setempat dan bebannya masih rendah. Jumlah ULD adalah sebanyak 18 unit dengan daya terpasang 7,51 MW. Daya terpasang, daya mampu dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Selatan dapat dilihat pada Tabel B2.1. Tabel B2.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Barito - PLTU - PLTA - PLTG - PLTD - Batubara - Air - BBM - BBM PLN 556,0 453,9 388,0 2 Sistem Batulicin - PLTU - PLTD - Batubara - BBM - Excess Power - PLN 35,1 23,5 21,9 3 Sistem Kotabaru - PLTD - BBM PLN 11,4 10,9 9,6 4 ULD - ULD (18 Lokasi Tersebar) - PLTD - BBM PLN 7,5 5,4 4,8 Total 610,0 493,7 424,3 B2.2. Proye ksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Kalsel memiliki sumber daya energi yang melimpah dengan tersedianya cadangan batubara dan gas methaneyang cukup besar. Selain itu, di beberapa kawasan sudah banyak dibuka perkebunan kelapa sawit. Pengusahaan sumber daya alam batubara dan mulai berkembangnya perkebunan kelapa sawit, telah membuat ekonomi Kalsel tumbuh positif dan mempunyai prospek yang bagus. Kondisi demikian akan berpengaruh pada pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan Selatan. Berdasarkan realisasi penjualan lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diberikan pada Tabel B2.2. RUPTL 264 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B2.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,9 1.964 2.403 406 960.354 2014 6,2 2.206 2.669 447 997.400 2015 6,3 2.407 2.886 476 1.036.362 2016 6,3 2.586 3.072 499 1.071.786 2017 6,3 2.778 3.341 537 1.108.007 2018 6,3 2.983 3.624 580 1.145.043 2019 6,3 3.202 3.855 615 1.182.915 2020 6,3 3.436 4.102 654 1.221.644 2021 6,3 3.668 4.318 688 1.253.667 2022 6,3 3.917 4.582 729 1.282.084 Growth 6,30 8,7% 8,3% 8,7% 4,5% B2.3. 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 sangat besar, meliputi batubara, gas methan batubara (coal bed methane/CBM) dan tenaga air. Potensi batubaranya sangat besar dengan berbagai tingkat kalori sebagaimana dapat dilihat pada Tabel B2.3. Deposit batubara diperkirakan lebih dari 1,8 miliar ton, sementara produksinya rata-rata mencapai 12 juta ton per tahun. Energi primer yang berpotensi untuk dikembangkan khususnya bagi desa-desa tertinggal yang sulit dijangkau oleh jaringan PLN adalah tenaga air (mini hidro) dan energi surya. Sampai saat ini batubara Kalsel telah dipakai sebagai bahan bakar di berbagai PLTU di Indonesia termasuk di PLTU Asam-Asam. Tabel B2.3. Potensi Batubara Kalimantan Selatan No Kualitas Kelas Kriteria (Kal/ gr, adb) Sumberdaya (Juta Ton) Cadangan (Juta Ton) Tereka Tertunjuk Terukur Jumlah 1 Kalori Rendah <5.100 371 0 601 972 536 2 Kalori Sedang 5.100 - 6.100 4.793 301 2.526 7.621 1.287 3 Kalori Tinggi 6.100 - 7.100 336 33 110 479 44 4 Kalori Sangat Tinggi >7.100 18 0 12 30 0 Total 5.518 334 3.249 9.101 1.868 Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi KESDM, 2006 265 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Sumber Tenaga Air/Hidro Selain batubara dan gas methane, Kalimantan Selatan juga mempunyai potensi tenaga air walaupun tidak besar 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-riverkarena topografinya landai, sehingga head-nya relatif kecil. Secara rinci potensi tenaga air dapat dilihat pada Tabel B2.4. Tabel B2.4. Potensi energi air di Kalimantan Selatan No. Nama Bendungan Kabupaten Kapasitas 1 PLTA Kusan Tanah Bumbu 65 MW 2 PLTM Riam Kiwa Banjar 10 MW 3 PLTM Muara Kendihin Hulu Sungai Selatan 0,6 MW 4 PLTM Kiram Atas Banjar 0,86 MW 5 PLTM Sampanahan Kotabaru 0.6 MW 6 PLTM Gendang Timburu Kotabaru 0,6 MW Total 99,6 MW Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi, Provinsi Kalimantan Selatan Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik periode 2013-2022 direncanakan tambahan 7 proyek pembangkit listrik berkapasitas 859 MW, meliputi PLTU batubara, PLTA dan PLTG/GU/MG peaker. Tabel B2.5 menampilkan perincian pengembangan pembangkit dimaksud. Tabel B2.5. Rencana Pengembangan Pembangkit di Kalsel No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Asam-asam (FTP 1) PLN PLTU 2x65 2013 2 Kotabaru PLN PLTU 2x7 2015 3 Kalsel Peaker 1 PLN PLTG/MG/GU 200 2016 4 Kalsel (FTP 2) Swasta PLTU 2x100 2017/18 5 Kalselteng 2 Unallocated PLTU 2x100 2017 6 Kalsel Peaker 2 Unallocated PLTG/MG/GU 50 2021 7 Kusan Unallocated PLTA 65 2022 JUMLAH 859 Ket: Asam-asam (FTP 1) telah COD April 2013 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Secara umum, pengembangan transmisi di Kalimantan Selatan dimaksudkan untuk menyalurkan daya dari pusat pembangkit ke pusat beban termasuk untuk menjangkau daerah isolated yang masih menggunakan PLTD. Selain itu, juga dimaksudkan untuk mengatasi bottleneckmelalui kegiatan uprating. Pembangunan transmisi ini juga dimaksudkan untuk membangun interkoneksi ke Pulau Laut sehingga dalam jangka panjang Pulau Laut akan dipasok dari Sistem Barito di daratan yang lebih efisien. RUPTL 266 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Selama periode 2013 - 2022 direncanakan akan dibangun saluran transmisi 150 kV sepanjang 1.218 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 150 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B2.6. Tabel B2.6. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Asam-asam Batu licin 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 248 2013 2 Tanjung Perbatasan 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 284 2013 3 Bandara Incomer 2 phi ( Cempaka-Mantuil) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 2 2015 4 Satui Incomer 1 phi (Asam-asam - Batulicin) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 30 2015 5 Batu Licin Landing point Batulicin 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 6 2015 6 Landing point P. Laut Kotabaru 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 74 2015 7 Landing point Batulicin Landing point P. Laut 150 kV 2 cct, kabel laut 6 2015 8 Barikin Kayutangi 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 240 2016 9 Kayutangi Bandara 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 60 2016 10 Seberang Barito Trisakti 150 kV 2 cct, Uprating ke AC3 30 2016 11 PLTU Kalsel 1 (FTP 2) Tanjung 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 100 2017 12 PLTA Kusan Single phi (Cempaka - Rantau) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 138 2018 Jumlah 1218 Pengembangan Gardu Induk (GI) Jumlah GI yang direncanakan akan dibangun sampai dengan tahun 2022 termasuk perluasannya, akan mencapai 26 buah dengan kapasitas total 1.040 MVA. Biaya investasi yang dibutuhkan sekitar USD 64 juta dengan rincian terdapat pada Tabel B3.7, namun belum termasuk kebutuhan investasi untuk gardu induk pembangkit. Rencana pembangunan GI baru tersebut dapat dibuat dengan konfigurasi dan fasilitas minimal namun tetap memenuhi standar teknis dan keselamatan. Hal ini dimaksudkan untuk mengakomodasi beban yang masih rendah dan relatif kurang berkembang untuk dapat dibangun gardu induk minimalis, guna mempercepat perluasan pembangunan, menekan biaya investasi dan meningkatkan efisiensi serta pelayanan. 267 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B2.7. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Tanjung Ext LB (Perbatasan) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2013 2 Batulicin 150/20 kV New 30 2013 3 Tanjung 150/20 kV Extension 30 2014 4 Banjarmasin/Ulin 70/20 kV Extension 30 2014 5 Tanjung Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 6 Cempaka 150/20 kV Extension 60 2014 7 Bandara 150/20 kV New 60 2015 8 Rantau (Rekonfigurasi) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2015 9 Kayutangi 150/20 kV Ext LB 2 LB 2015 10 Satui 150/20 kV New 30 2015 11 Trisakti (IBT) 150/70 kV Extension 60 2015 12 Trisakti 150/20 kV Extension 60 2015 13 Batulicin 150/20 kV Extension 30 2015 14 Mantuil 150/20 kV Extension 60 2015 15 Pulang Pisau 150/20 kV Extension 30 2015 16 Rantau 150/20 kV Extension 30 2015 17 Kotabaru 150/20 kV New 30 2016 18 Tanjung Ext LB (PLTU IPP) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2016 19 Barikin 150/20 kV Extension 60 2016 20 Sei Tabuk 150/20 kV New 30 2016 21 Paringin 150/20 kV New 30 2016 22 Rantau Ext LB (Kusan) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2017 23 Pelaihari 150/20 kV Extension 30 2017 24 Amuntai 150/20 kV Extension 30 2017 25 Banjarmasin/Ulin (GIS) 150/20 kV Extension 60 2017 26 Trisakti 150/20 kV Extension 2 LB 2017 27 Sei Tabuk 150/20 kV Extension 30 2018 28 Marabahan 150/20 kV New 20 2019 29 Cempaka 150/20 kV Extension 60 2020 30 Kotabaru 150/20 kV Extension 30 2020 31 Tanjung 150/20 kV Extension 60 2020 32 Satui 150/20 kV Extension 30 2020 33 Kayutangi 150/20 kV Extension 30 2021 Jumlah 1.040 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 2022 termasuk untuk listrik pedesaan adalah 10.214 kms JTM, 6.464 kms JTR dan 527 MVA trafo distribusi dengan rincian ditunjukkan dalam Tabel B2.8. Proyeksi tersebut dimaksudkan untuk mendukung penambahan pelanggan ratarata 45.496 pelanggan per tahun selama 10 tahun. RUPTL 268 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B2.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 1.931 1.226 92 138.270 2014 831 546 47 46.525 2015 871 579 51 49.304 2016 910 568 49 35.419 2017 947 592 50 36.215 2018 986 615 50 37.031 2019 1.023 639 51 37.867 2020 1.057 660 52 38.723 2021 812 508 40 17.649 2022 841 526 40 17.960 2013 - 2022 10.214 6.464 526 454.962 B2.4. Sistem Kelistrikan Isolated Kalimantan Selatan dengan wilayah daratan yang sangat luas mempunyai banyak kelompok penduduk yang tersebar jauh dan terisolasi. Sistem kelistrikannya dipasok dari PLTD dan dikelola oleh ULD. Sistem ini secara bertahap diupayakan dapat tersambung ke grid (sistem) Barito melalui grid extension sehingga lebih andal dan efisien. Untuk daerah yang jauh dari grid dengan beban yang relatif kecil, direncanakan akan dibangun PLTS komunal. Selain itu PLN juga akan bekerja sama dengan investor untuk mengembangkan PLTS komunal melalui kontrak IPP. B2.5. Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 di Provinsi Kalimantan Selatan diberikan pada Tabel B2.9. Tabel B2.9. Rangkuman Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 5,9 1.964 2.403 406 130 30 532 349 2014 6,2 2.206 2.669 447 0 120 0 46 2015 6,3 2.407 2.886 476 14 360 118 113 2016 6,3 2.586 3.072 499 200 150 330 241 2017 6,3 2.778 3.341 537 300 120 100 493 2018 6,3 2.983 3.624 580 100 30 138 212 2019 6,3 3.202 3.855 615 0 20 0 66 2020 6,3 3.436 4.102 654 0 180 0 77 2021 6,3 3.668 4.318 688 50 30 0 93 2022 6,3 3.917 4.582 729 65 0 0 159 Jumlah 859 1.040 1.218 1.851 LAMPIRAN B.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TENGAH RUPTL 270 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B3.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Tengah dipasok dari Sistem interkoneksi 150 kV Barito melalui beberapa GI di Kalteng yaitu GI Selat, GI Pulang Pisau, GI Palangkaraya dan GI Kasongan. GI Selat memasok beban di Kabupaten Kuala Kapuas dan sekitarnya, GI Pulang Pisau memasok beban di Kabupaten Pulang Pisau, GI Palangkaraya memasok beban Kota Palangkaraya dan GI Kasongan memasok Kabupaten Katingan. Sistem kelistrikan lainnya merupakan sistem isolated, dengan daya mampu pembangkitan rata-rata dalam kondisi cukup namun tanpa cadangan yang memadai. Kapasitas terpasang seluruh pembangkit di Provinsi Kalteng adalah 211,4 MW, dengan daya mampu sekitar 174,4 MW dan beban puncak tertinggi non coincidentadalah 148,6 MW. Sebagian beban Kalimantan Tengah yaitu 56,0 MW dipasok dari Sistem Barito dan selebihnya 92,6 MW tersebar di berbagai tempat terisolasi dipasok dari pembangkit setempat. Sampai dengan triwulan III tahun 2013, jumlah pelanggan PLN di Provinsi Kalimantan Tengah adalah 393 ribu pelanggan dengan Rasio Elektrifikasi sebesar 65,5%. Peta sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dan rencana pengembangannya diperlihatkan pada Gambar B3.1. Sedangkan Rincian data pembangkitan, kemampuan mesin dan beban puncak tertingggi sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dapat dilihat pada Tabel B3.1. KALIMANTAN SELATAN KALIMANTAN BARAT KALIMANTAN TIMUR Buntok ACSR 2x240 mm 2 130 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 172 km - 2014 PLTU Pangkalan Bun 11 MW Pangkalan Bun ke GI Ketapang (Kalbar) PLTU Sampit 2x25 MW - 2016 Sampit Palangkaraya ACSR 2x240 mm 2 120 km - 2016 Pulang Pisau PLTU Pulang Pisau (FTP 1) 2x60 MW–2015 Selat ke GI Seberang Barito (Kalsel) Muara Teweh Kuala Kurun ACSR 2x240 mm 2 96 km - 2016 ACSR 2x240 mm 2 110 km - 2014 ke GI Tanjung (Kalsel) PLTG/MG Bangkanai (FTP 2) 280 MW–2015/16/17 2xZebra 50 km - 2015 Puruk Cahu PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TENGAH T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM PLTU Kalselteng 1 2x100 MW–2018/19 ACSR 2x240 mm 2 47 km - 2015 ACSR 2x240 mm 2 65 km - 2013 ACSR 2x240 mm 2 80 km - 2013 New Palangkaraya Kasongan U G ke GI Melak (Kaltim) U U PLTU Kalselteng 3 2x50 MW–2019 U Nanga Bulik Sukamara Parenggean U PLTU Kuala Pambuang 1 & 2 2x3 MW & 1x3 MW–2016/17 U D PLTD Sampit 16 MW D PLTD Buntok 7MW Gambar B3.1. Peta kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah 271 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B3.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah 2013 No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Barito - PLTD - BBM - PLN 75,3 59,1 56,0 2 Sistem Sampit - PLTD - BBM - PLN 33,8 33,0 27,8 3 Sistem Pangkalan Bun - PLTU - PLTD - Batubara - BBM - IPP - PLN 39,0 29,6 24,1 4 Sistem Buntok - PLTD - BBM - PLN 12,6 11,5 8,9 5 Sistem Muara Teweh - PLTD - BBM - PLN 10,1 8,8 7,1 6 Sistem Kuala Pambuang - PLTD - BBM - PLN 4,1 3,4 2,7 7 Sistem Nanga Bulik - PLTD - BBM - PLN 4,3 3,9 3,1 8 Sistem Kuala Kurun - PLTD - BBM - PLN 3,0 3,0 2,6 9 Sistem Puruk Cahu - PLTD - BBM - PLN 5,5 4,8 3,3 10 Sistem Sukamara - PLTD - BBM - PLN 3,4 2,5 2,1 11 UL D (56 Lokasi tersebar) - PLTD - BBM - PLN 20,3 14,9 11,1 Total 211,4 174,4 148,6 B3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Ekonomi Provinsi Kalimantan Tengan dalam lima tahun terakhir tumbuh cukup tinggi yaitu rata-rata sebesar 6,4% pertahun, masih diatas pertumbuhan ekonomi nasional. Sektor pertanian, perkebunan sawit, pertambangan batubara dan perdagangan menjadikan ekonomi Kalimantan Tengah tumbuh dinamis dan prospektif. Kondisi tersebut berpengaruh pada kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah yang terus meningkat. Mengingat rasio elektrifikasi di Kalimantan Tengah masih cukup rendah, maka pertumbuhan kebutuhan listrik hingga 5-7 tahun mendatang diperkirakan masih tinggi. Memperhatikan realisasi penjualan dalam 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 2013 – 2022 diberikan pada Tabel B3.2. Tabel B3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Kalimantan Tengah Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,9 882 992 177 430.458 2014 7,3 1.032 1.125 198 483.612 2015 7,4 1.179 1.380 240 539.382 2016 7,4 1.298 1.643 281 592.785 2017 7,4 1.424 1.776 299 647.995 2018 7,4 1.557 1.919 320 677.765 2019 7,4 1.701 2.073 343 706.011 2020 7,4 1.825 2.206 363 734.794 2021 7,4 1.939 2.329 381 761.541 2022 7,4 2.060 2.460 402 788.340 Growth 7,4 10,5% 11,0% 10,0% 8,2% RUPTL 272 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B3.3. 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 menyimpan potensi energi primer sangat besar utamanya batubara. Energi yang lain juga tersedia antara lain gas alam dan tenaga air. Batubara Provinsi Kalimantan Tengah mempunyai potensi batubara yang besar terutama di Kabupaten Barito Utara. Surveyyang telah dilakukan sejak tahun 1975 oleh beberapa institusi, baik pemerintah maupun perusahaan asing seperti PT BHP - Billiton 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 banyak ditemukan di daerah Muara Bakah, Bakanon, Sungai Montalat, Sungai Lahei, Sungai Maruwai dan sekitarnya. Potensi batubara di Kalimantan Tengah dapat dilihat pada Table B3.3 Tabel B3.3. Potensi Batubara Kalimantan Tengah No Kualitas Kelas Kriteria (Kal/gr, adb) Sumberdaya (Juta Ton) Cadangan (Juta Ton) Hipotetik Tertera Tertunjuk Terukur Jumlah 1 Kalori Rendah <5100 484 484 2 Kalori Sedang 5100 - 6100 297 5 44 346 4 3 Kalori Tinggi 6100 - 7100 123 263 73 458 4 Kalori Sangat Tinggi >7100 248 77 325 45 Total 123 974 5 194 1.613 49 Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, 2006 Gas Alam Potensi gas alam di Kalimantan Tengah terdapat di Bangkanai Kabupaten Barito Utara, yang dapat menghasilkan gas alam 20 mmscfd selama 20 tahun. Diperkirakan volume gas akan turun secara bertahap menjadi 16 mmscfd mulai tahun ke-16. Sumber Tenaga Air Kalimantan Tengah memiliki potensi tenaga air di DAS Barito dan Katingan di 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. Beberapa potensi tenaga air yang dapat dikembangkan untuk pembangkit tenaga listrik ditampilkan pada Tabel B3.4 berikut. Tabel B3.4. Potensi Tenaga Air di Kalimantan Tengah No Nama Bendungan Kabupaten Kapasitas 1 PLTA Riam Jerawi Katingan 72 MW 2 PLTA Muara Juloi Murung Raya 284 MW Total 356 MW 273 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2022 termasuk memenuhi daftar tunggu, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 759 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun adalah PLTU batubara di beberapa lokasi dan PLTG/MG gas alam di Bangkanai sebagai pembangkit peaker dengan menggunakan CNG (compressed natural gas) storage. Tabel B3.5 berikut menampilkan perincian pengembangan pembangkit di Kalimantan Tengah. Tabel B3.5. Rencana Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Pulang Pisau (FTP 1) PLN PLTU 2x60 2015 2 Bangkanai (FTP 2) PLN PLTG/MG 155 2015 3 Bangkanai (FTP 2) PLN PLTG/MG 140 2016/17 4 Kuala Pambuang PLN PLTU 2x3 2016 5 Sampit PLN PLTU 2x25 2016 6 Kalselteng 1 Swasta PLTU 2x100 2018/19 7 Kuala Pambuang 2 Unallocated PLTU 1x3 2017 8 Kalselteng 3 Unallocated PLTU 2x50 2017/18 Jumlah 774 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Rencana pembangunan transmisi 150 kV dimaksudkan untuk menyalurkan daya dari pembangkit ke pusat beban, menyambung sistem isolated masuk ke grid Barito dan untuk meningkatkan keandalan sistem. Lokasi PLTG/MG Bangkanai jauh dari pusat beban dan sebaran penduduknya sangat berjauhan sehingga transmisi 150 kV yang akan dibangun sangat panjang. Pembangunan transmisi ini akan dapat melistriki lebih banyak penduduk Kalimantan Tengah sekaligus untuk mengambil alih peran PLTD minyak sehingga masuk ke grid Kalselteng 150 kV. Selama tahun 2013 - 2022 transmisi 150 kV yang akan dibangun sekitar 2.588 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 319 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B3.6. Tabel B3.6. Rencana pembangunan transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Palangkaraya Sampit 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 346 2013 2 Kasongan Incomer phi (Sampit - P. Raya) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 2 2013 3 Tanjung Buntok 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 260 2014 4 Muara Teweh Buntok 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 220 2014 5 Sampit Pangkalan Bun 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 344 2014 6 PLTG/MG Bangkanai Muara Teweh 150 kV 2 cct, 2 x Zebra 100 2015 7 PLTU P.Pisau Incomer 1 phi (P. Raya -Selat) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 4 2015 8 Muara Teweh Puruk Cahu 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 94 2015 9 Palangkaraya [New] Incomer 1 phi (Selat - P. Raya) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 2 2015 10 Parenggean Incomer 1 phi (Kasongan - Sampit) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 30 2015 11 Puruk Cahu Kuala Kurun 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 196 2016 12 PLTU Sampit Sampit 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 40 2016 13 Kasongan Kuala Kurun 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 240 2016 RUPTL 274 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B3.6. Rencana pembangunan transmisi 150 kV lanjutan No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 14 GI Pangkalan Bun GI Sukamara 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 140 2016 15 GI Nangabulik Incomer 1-phi (P Bun-S mara) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 70 2016 16 Palangkaraya Selat 150 kV 2 cct, Uprating ke AC3 248 2016 17 Selat Seberang Barito 150 kV 2 cct, Uprating ke AC3 84 2016 18 GI Pangkalan Banteng Incomer 1-phi (P Bun-Sampit) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 48 2017 19 PLTU Kalselteng 1 Kasongan 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 120 2018 2.588 Pengembangan Gardu Induk Seiring dengan pembangunan transmisi 150 kV juga akan dibangun gardu induk baru dan perluasa gardu induk yang telah ada. Selama periode 2013-2022 gardu induk yang akan dibangun tersebar di 21 lokasi dengan daya 790 MVA, termasuk trafo untuk perluasan. Selain itu, untuk menjaga kestabilan sistem akibat saluran transmisi yang panjang yaitu segmen Kasong an – Sampit – Pangkalan Bun dan Tanjung – Buntok – Muara Teweh, perlu dipasang kompensator yaitu reaktor 5 MVAR di GI Sampit / GI Pangkalan Bun dan 5 MVAR di GI Muara Teweh. Dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 59.7 juta (belum termasuk biaya pembangunan reaktor dan GI pembangkit) seperti ditunjukkan pada Tabel B3.7. Tabel B3.7. Rencana pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Palangkaraya Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2013 2 Kasongan 150/20 kV New 30 2013 3 Kasongan 150/20 kV Ext LB 4 LB 2013 4 Sampit 150/20 kV New 30 2013 5 Sampit Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 6 Sampit 150/20 kV Extension 30 2014 7 Sampit Ext LB (PLTU ) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 8 Buntok 150/20 kV New 30 2015 9 Buntok Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2015 10 Muara Teweh 150/20 kV New 30 2015 11 Muara Teweh Ext LB (PLTG) 150/20 kV Ext LB 2 LB 2015 12 New Palangkaraya Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2015 13 Pangkalan Bun 150/20 kV New 60 2015 14 Parenggean 150/20 kV New 30 2015 15 New Palangkaraya 150/20 kV New 60 2015 16 Puruk Cahu 150/20 kV New 30 2015 17 Kuala Kurun 150/20 kV New 30 2016 18 Pangkalan Banteng 150/20 kV New 30 2016 19 Sukamara 150/20 kV New 20 2017 275 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B3.7. Rencana pengembangan GI lanjutan No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 20 Nangabulik 150/20 kV New 20 2017 21 Seberang Barito 150/20 kV Extension 30 2018 22 Kasongan 150/20 kV Extension 30 2018 23 Sampit 150/20 kV Extension 60 2018 24 Asam-asam 150/20 kV Extension 30 2020 25 Palangkaraya 150/20 kV Extension 60 2020 26 Pangkalan Bun 150/20 kV Extension 60 2020 27 Selat 150/20 kV Extension 30 2021 28 Batulicin 150/20 kV Extension 60 2021 Jumlah 790 Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, dilakukan juga rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2013 - 2022 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 9.539 kms JTM, 5.334 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 462 MVA, secara rinci ditampilkan pada Tabel B3.8. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi dan melayani pelanggan lebih banyak setelah pembangkit sudah cukup, khusus pada tahun 2013 akan disambung sekitar 72 ribu pelanggan baru dan tahun-tahun berikutnya akan disambung rata-rata 52 ribu pelanggan. Tabel B3.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 1.230 689 59 72.294 2014 1.015 568 49 57.982 2015 1.063 595 51 61.155 2016 1.034 579 50 59.322 2017 1.070 599 52 61.681 2018 1.109 621 54 64.160 2019 1.176 659 57 68.456 2020 791 441 39 44.617 2021 529 293 26 28.207 2022 523 290 26 28.018 2013 - 2022 9.539 5.334 463 545.890 RUPTL 276 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B3.4. Sistem-Sistem Isolated Sistem kelistrikan kecil pada daerah terpencil yang saat ini dipasok dari PLTD minyak, pada dasarnya akan beralih masuk ke grid Barito dengan grid extension, kecuali sistem isolated yang berlokasi sangat jauh dari grid Barito. Untuk daerah yang jauh dari grid dengan beban relatif besar seperti di Kuala Pambuang, direncanakan akan dibangun PLTU skala kecil 2x3 MW dan pembangkit termal modular pengganti diesel (PTMPD) kapasitas 2x1,3 MW. Sedangkan untuk daerah isolated yang bebannya masih rendah, direncanakan akan dibangun beberapa PLTS komunal hybrid dengan PLTD. B3.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2022 sebagaimana diperlihatkan pada Tabel B3.9. Tabel B3.9. Rangkuman Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 6,9 882 992 177 0 60 348 104 2014 7,3 1.032 1.125 198 0 30 824 141 2015 7,4 1.179 1.380 240 275 240 230 386 2016 7,4 1.298 1.643 281 126 60 1.018 349 2017 7,4 1.424 1.776 299 123 40 48 197 2018 7,4 1.557 1.919 320 150 120 120 299 2019 7,4 1.701 2.073 343 100 0 0 211 2020 7,4 1.825 2.206 363 0 150 0 57 2021 7,4 1.939 2.329 381 0 90 0 40 2022 7,4 2.060 2.460 402 0 0 0 38 Jumlah 774 790 2.588 1.821 LAMPIRAN B.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TIMUR RUPTL 278 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B4.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Kalimantan Timur terdiri atas sistem interkoneksi 150 kV dan sistem isolated20 kV. Secara keseluruhan, sistem kelistrikan ini masih didominasi oleh pembangkit-pembangkit berbahan bakar minyak, sehingga biaya pokok produksi masih tinggi. Peta kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur secara sederhana ditunjukkan pada Gambar B4.1. Pada tahun 2012 kapasitas terpasang keseluruhan sistem adalah 599 MW, daya mampu sekitar 435 MW dan beban puncak 391 MW. Sedangkan kondisi sampai dengan bulan September 2013, daya mampu sistem Mahakam sekitar 309,5 MW dengan beban puncak 308,6 MW (termasuk captive power) serta beberapa sistemisolated 20 kV tersebar dengan beban di atas 10 MW sesuai Tabel B4.1. Sistem kelistrikan yang paling berkembang di Kalimantan Timur adalah Sistem Mahakam, yaitu sebuah sistem interkoneksi tegangan tinggi 150 kV yang melayani kota Samarinda, Balikpapan, Tenggarong. Pertumbuhan beban di sistem ini sangat tinggi dan diperkirakan pada akhir tahun 2013 beban puncak akan mencapai 362 MW sudah termasuk captive poweryang akan dilayani oleh PLN. Sistem Mahakam dipasok dari beberapa jenis pembangkit yaitu PLTU, PLTD, PLTGU, PLTG dan PLTMG baik milik PLN maupun IPP serta mesin sewa dan excess power. Kemampuan sistem ini masih sangat terbatas karena belum tersedia cadangan yang cukup sehingga penambahan pelanggan baru terutama yang memerlukan daya cukup besar, masih dikendalikan dan disesuaikan dengan kemampuan pembangkit. Apabila terdapat pemeliharaan atau gangguan unit pembangkit, maka sistem ini bisa mengalami defisit daya. Sistem kelistrikan di beberapa kabupaten lainnya yaitu Kabupaten Kutai Barat (Melak), Kutai Timur (Sangatta dan Bontang), Penajam Paser Utara (Petung), Kabupaten Paser (Tanah Grogot) dan Kabupaten Mahakam Ulu (Long Bagun), masih dilayani melalui jaringan tegangan menengah 20 kV dan dipasok dari PLTD BBM. Khusus untuk kota Bontang dan Petung, selain PLTD BBM juga dipasok dari PLTMG berbahan bakar gas alam. Kemampuan daya di sistem kelistrikan ini juga sama, yaitu masih mengalami keterbatasan akibat dalam beberapa tahun terakhir hampir tidak ada penambahan kapasitas pembangkit baru, sedangkan beban yang ada terus tumbuh dengan cepat. Untuk beberapa daerah yang berpenduduk relatif sedikit dan terpencil, sistem kelistrikannya masih sangat kecil dan dilayani jaringan tegangan rendah 220 volt yang tersambung langsung dengan PLTD setempat. KALIMANTAN TENGAH KALIMANTAN BARAT KALIMANTAN SELATAN SARAWAK (MALAYSIA) SABAH (MALAYSIA) BRUNEI DARUSSALAM SULAWESI SELATAN SULAWESI TENGAH Kuaro Ke GI Tanjung ( Kalsel ) U PLTU Kaltim/Teluk Balikpapan (FTP1) 2x110 MW – 2014 Sangatta Bontang U PLTU Kaltim (FTP 2) 2x100 MW – 2017/18 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TIMUR T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLT GU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLT M Existing / Rencana PLT D Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM PLTG Senipah 2x41 MW – 2014 U PLTU Embalut (Ekspansi) 1x50 MW – 2014 Karangjoang Manggarsari Industri G U Petung PLTU Kaltim (MT) 2x27.5 MW – 2018 PLTU Kaltim 3 2x 150 MW – 2020/21 PLTG Senipah (ST) 35 MW – 2017 G Maloi ke PLTG/MG Bangkanai (Kalteng) Melak Kota Bangun ACSR 2x240 mm2 155 km - 2015 ACSR 2x240 mm 2 47 km - 2015 Sambera ACSR 2x240 mm 2 80 km - 2017 ACSR 2x 240 mm 2 100 km - 2015 G PLTG Kaltim Peaking (APBN) 2x50 MW – 2014 G PLTG/MG/GU Kaltim Peaker 2 100 MW – 2016 G PLTG/MG/GU Kaltim Peaker 3 50 MW – 2021 Sepaso Muara Wahau New Smd Kariangau Sepaku Komam Grogot New Balikpapan Sambutan Longikis PLTU Kaltim 4 1x100 MW – 2018 Ke GI Tj Selor (Kaltara) Tj. Redep U PLTU Tj. Redep 2x7 MW – 2014 A PLTA Kelai 55 MW – 2022 ACSR 2x240 mm 2 170 km - 2018 U PLTU LatI (Ekpansi) 5 MW – 2015 Talisayan ACSR 2x240 mm 2 50 km - 2018 PLTMG Bontang 2x7 MW PLTG Samberah 2x20 MW PLTGU Tanjung Batu 60 MW GU G G U PLTU Tanah Grogot 2x7 MW – 2016 KALIMANTAN UTARA Gambar B4.1. Peta Kelistrikan di Provinsi Kaltim 279 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B4.1. Kondisi Kelistrikan Sistem Kaltim Tahun sd. September 2013 No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Mahakam PLTU/GU/ G/D Batubara/Gas/ BBM/BBM IPP/PLN 429,0 309,5 308,6 2 Petung PLTD/MG BBM/Gas PLN 25,5 16,1 15,4 3 Tanah Grogot PLTD BBM PLN 17,2 15,3 14,2 4 Melak PLTD BBM PLN 24,7 14,5 11,1 5 Bontang PLTD/MG BBM/Gas PLN 33,4 29,1 23,8 6 Sangattta PLTD BBM PLN 19,7 17,9 14,5 7 Berau PLTU/D Batubara/BBM PLN 27,6 27,2 17,5 Total 577,1 429,6 405,1 Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur tahun 2012 mencapai 76%, sudah termasuk masyarakat yang dilistriki secara swadaya oleh perusahaan swasta dan masyarakat pengguna PLTS. B4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Kalimantan Timur Pertumbuhan ekonomi Provinsi Kaltim dalam dua tahun terakhir sangat mengesankan yaitu mencapai 10,96% per tahun (tanpa minyak dan gas) atau rata-rata 9,68% per tahun selama 2008–2012. Kondisi ini sejalan dengan kebutuhan tenaga listrik yang tumbuh tinggi, yaitu mencapai rata-rata 9,2% per tahun. Pertumbuhan tertinggi adalah pada sektor rumah tangga (13,5% per tahun), sedangkan terendah adalah pada sektor industri (1,35% per tahun). Dalam beberapa tahun terakhir, kondisi sistem kelistrikan di Kaltim tidak mampu mengimbangi pertumbuhan beban listrik yang begitu tinggi karena keterbatasan daya pembangkit. Akibatnya daftar tunggu terutama calon pelanggan bisnis dan industri menumpuk, membuat tambahan beban yang akan datang diperkirakan naik sangat tinggi setelah PLTU batubara beroperasi. Mengacu pada realisasi penjualan tenaga listrik selama lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu calon pelanggan yang cukup besar, dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai di masa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 ditunjukkan pada tabel B4.2. Daftar tunggu konsumen besar akan dapat dilayani setelah pembangkit-pembangkit baru skala besar yang saat ini dalam tahap konstruksi sudah beroperasi. Tabel B4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 3,9 2.585 2.938 467 626.073 2014 4,1 3.080 3.499 555 674.347 2015 4,2 3.429 4.009 636 724.317 2016 4,2 3.759 4.396 697 776.003 2017 4,2 4.129 4.825 765 829.243 2018 4,2 4.541 5.305 840 884.211 2019 4,2 4.999 5.840 925 940.538 2020 4,2 5.508 6.434 1.018 998.595 2021 4,2 6.074 7.094 1.122 1.058.397 2022 4,2 6.702 7.827 1.238 1.119.748 Growth 4,1 12,4% 12,7% 11,9% 7,5% RUPTL 280 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B4.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Sebagai upaya untuk memenuhi kebutuhan listrik yang tinggi di Provinsi Kalimantan Timur, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi, gardu induk dan jaringan distribusi, dengan mempertimbangkan ketersediaan potensi energi primer setempat. Potensi Energi Primer Kalimantan Timur sebagai daerah penghasil batubara dan migas dalam jumlah besar merupakan lumbung energi nasional. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Pemprov Kalimantan Timur, sumber energi yang ada meliputi (termasuk Kalimanatan Utara): - 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, termasuk perkiraan sisa cadangan Blok Mahakam sebesar 5,7 TSCF. - Cadangan minyak bumi di Kalimantan Timur sebesar 985 MMSTB dan produksinya mencapai 57 MMSTB per tahun. - Potensi gas metan batubara (CBM) sebesar 108 TSCF, - Potensi tenaga air cukup besar, antara lain 350 MW di Tabang Kutai Kartanegara, sekitar 214 km dari Tenggarong dan 630 MW Boh 2 di Kabupaten Kutai Kartanegara yang perlu dilakukan studi lebih lanjut. - Potensi tenaga air mini Hidro antara 200 kW hingga 500 kW di sebelah hulu sungai Mahakam, juga perlu dilakukan studi lebih lanjut. Pengembangan Pembangkit Sesuai dengan ketersediaan sumber energi primer di Kaltim, untuk memenuhi kebutuhan listriknya akan dibangun pembangkit yaitu PLTU batubara, PLTG/MG dan PLTA. Selama periode 2013 - 2022, direncanakan tambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 1.382 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B4.3 berikut. Diluar tabel tersebut, juga terdapat rencana pengembangan pembangkit energi terbarukan pada sistem dengan beban diatas 3 MW yaitu PLTS IPP On-Grid antara lain di Sistem Tanah Grogot 1,5 MW. Tabel B4.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Kaltim Peaking (APBN) PLN PLTG 100 2013 2 Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP 1) PLN PLTU 2x110 2014 3 Tanjung Redep PLN PLTU 2x7 2014 4 Senipah Swasta PLTG 2x41 2013 5 Embalut (Ekspansi) Swasta PLTU 50 2014 6 Lati (Ekspansi) Swasta PLTU 5 2015 7 Tanah Grogot Swasta PLTU 14 2016 8 Senipah (ST) Swasta PLTU 35 2017 9 Kaltim (FTP 2) Swasta PLTU 2x100 2017/18 10 Kaltim (MT) Swasta PLTU 2x27.5 2018 11 Kaltim Peaker 2 Unallocated PLTG/MG/GU 100 2016 12 Kaltim Peaker 3 Unallocated PLTG/MG/GU 50 2021 13 Kelai Unallocated PLTA 55 2022 14 Kaltim 4 Unallocated PLTU 1x100 2018 15 Kaltim 3 Unallocated PLTU 2x150 2020/21 Jumlah 1.380 281 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Beban sistem kelistrikan Kalimantan Timur sudah cukup besar tetapi masih banyak daerah yang belum terjangkau oleh Sistem Interkoneksi Mahakam. Sebagai upaya untuk mengembangkan kelistrikan di Kaltim dan menurunkan penggunaan BBM, di daerah-daerah terpencil yang masih menggunakan PLTD secara bertahap akan dibangun jaringan transmisi 150 kV dan diinterkoneksikan dengan Sistem Mahakam. Untuk mempercepat pengembangan kelistrikan di Kabupaten Kutai Barat (Melak) akan dibangun Transmisi 150 kV dari PLTG Bangkanai ke Melak, jalur tersebut nantinya akan menjadi backboneinterkoneksi 150 kV dari Kalimantan Tengah ke Kalimantan Timur melalui daerah Tanjung Issuy dan Muara Muntai. Untuk menginterkoneksikan sistem Isolated 20 kV dengan Sistem Mahakam dan sekaligus menghubungkan ke Sistem di Kalimantan Utara, akan dibangun jaringan transmisi 150 kV, membentang dari Bontang sampai dengan Tanjung Redeb melalui Sangatta, Muara Wahau. Selama periode 2013 - 2022, direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 2.271 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 266,5 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B4.4. Tabel B4.4. Rencana Pengembangan Transmisi di Kaltim No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Sambera Incomer Sambutan - Bontang 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 2 2013 2 PLTG Senipah New Industri 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 90 2013 3 Kuaro Perbatasan 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 93 2014 4 Bontang Sambutan 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 180 2014 5 PLTU Teluk Balikpapan Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 428 mm 2 16 2014 6 Karang Joang Kuaro 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 182 2015 7 Petung Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 46 2015 8 Tenggarong Kota Bangun 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 120 2015 9 New Samarinda Embalut 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 32 2015 10 PLTG Senipah Bukuan/Palaran 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 110 2015 11 GI New Balikpapan Incomer 2 phi (Manggarsari-Industri) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 2 2015 12 PLTG Bangkanai Melak 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 200 2015 13 New Samarinda Sambera 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 40 2016 14 Bontang Sangatta 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 90 2016 15 GI New Balikpapan GI Kariangau 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 40 2016 16 Kuaro Grogot 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 32 2016 17 Kariangau Sepaku 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 50 2016 18 Sangatta Maloi 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 160 2017 19 PLTU Kaltim 2 (FTP-2) Bontang 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 30 2017 20 Muara Wahau Tanjung Redep 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 240 2018 21 Melak GI Kotabangun 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 268 2018 22 Muara Wahau Sangatta 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 100 2018 23 PLTU Kaltim 3 Incomer 2 pi (Senipah-Palaran/Bukuan) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 8 2020 24 Tenggarong/Bukit Biru Sepaku 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 70 2021 25 Tanjung Redep Talisayan 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 70 2022 Jumlah 2.271 RUPTL 282 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Gardu Induk (GI) Rencana pengembangan GI di Kalimantan Timur sebagian besar untuk menjangkau sistem isolated menggantikan peran PLTD dan sebagian lainnya untuk peningkatan pelayanan dan keandalan serta untuk mengantisipasi GI yang sudah tidak dapat dikembangkan lagi. Jumlah GI 150 kV yang akan dibangun dalam periode 2013 - 2022 tersebar di 20 lokasi termasuk untuk perluasannya, dengan kapasitas total 1.930 MVA dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 108,6 juta namun belum termasuk kebutuhan investasi untuk gardu induk pembangkit, seperti diperlihatkan padaTabel B4.5. Tabel B4.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Bontang 150/20 kV New 30 2013 2 Sambera (4 LB ) 150/20 kV New 60 2014 3 Bukuan/Palaran 150/20 kV Extension 60 2014 4 Kuaro / Tanah Grogot 150/20 kV New (4 LB) 30 2014 5 Tengkawang 150/20 kV Extension 60 2014 6 Karang Joang/Giri Rejo Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 7 Sambutan 150/20 kV Extension 60 2014 8 Kariangau 150/20 kV New 60 2014 9 Industri/Gunung Malang 150/20 kV Uprating 60 2014 10 Sei Kleidang/Harapan Baru 150/20 kV Uprating 60 2014 11 Tenggarong/Bukit Biru 150/20 kV Extension 30 2014 12 New Industri 150/20 kV New 60 2014 13 Kotabangun 150/20 kV New 20 2014 14 Senipah 150/20 kV New 30 2014 15 Batakan/Manggarsari 150/20 kV Uprating 60 2014 16 Petung 150/20 kV New 30 2015 17 Bontang 150/20 kV Extension 60 2015 18 New Balikpapan 150/20 kV New 60 2015 19 New Samarinda 150/20 kV New 60 2015 20 Melak 150/20 kV New 30 2015 21 Sangatta 150/20 kV New 30 2015 22 Tana Paser (Grogot) 150/20 kV New 30 2015 23 Komam (Batu Sopang) 150/20 kV New 30 2015 24 Longikis 150/20 kV New 30 2015 25 Berau/Tj Redep 150/20 kV New 30 2015 26 Semoi-Sepaku 150/20 kV New 30 2015 27 Bontang Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2016 28 Petung 150/20 kV Extension 30 2016 29 Maloy 150/20 kV New 30 2017 30 Karang Joang/Giri Rejo 150/20 kV Uprating 60 2017 31 Sangatta 150/20 kV Extension 60 2017 32 Berau/Tj Redep 150/20 kV Extension 30 2017 33 Sanga-Sanga 150/20 kV New 30 2017 34 Sepaso 150/20 kV New 30 2018 35 Muara Wahau 150/20 kV New 30 2018 283 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 36 Sambutan Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2018 37 New Samarinda 150/20 kV Extension 60 2018 38 Tenggarong / Bukit Biru 150/20 kV Extension 30 2018 39 Kembang Janggut 150/20 kV New 30 2018 40 Muara Bengkal 150/20 kV New 30 2019 41 New Balikpapan 150/20 kV Extension 60 2019 42 Melak 150/20 kV Extension 30 2021 43 Tana Paser (Grogot) 150/20 kV Extension 30 2021 44 Sambutan 150/20 kV Extension 60 2021 45 Batakan/Manggarsari 150/20 kV Extension 60 2022 46 Talisayan 150/20 kV New 30 2022 47 Karang Joang/Giri Rejo 150/20 kV Extension 60 2022 Jumlah 1.880 Pengembangan Distribusi Rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan selama kurun waktu 2013 - 2022 sebagaimana ditunjukkan pada Tabel B4.6, untuk mendukung rencana penambahan pelanggan baru rata-rata 54.098 sambungan per tahun. Jaringan distrubusi yang akan dibangun meliputi JTM sepanjang 22.832 kms, JTR sekitar 27.324 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 1.965 MVA. Tabel B4.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 1.699 2.646 261 47.302 2014 2.104 3.248 251 48.274 2015 1.654 1.995 191 49.970 2016 1.537 1.797 152 51.687 2017 1.989 2.297 159 53.240 2018 1.872 2.128 170 54.969 2019 2.456 2.746 187 56.327 2020 2.852 3.134 198 58.056 2021 3.285 3.612 188 59.802 2022 3.384 3.722 208 61.351 2013 – 2022 22.832 27.324 1.965 540.977 B4.4. Sistem Kelistrikan Isolated Sistem Kelistrikan Daerah Terpencil Sistem kelistrikan skala sangat kecil di daerah terpencil yang sangat jauh dari pusat beban, saat ini direncanakan akan dilengkapi dengan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS), termasuk melalui kerja sama dengan Pemerintah Daerah. Tabel B4.5. Pengembangan GI lanjutan RUPTL 284 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Untuk daerah-daerah yang memiliki potensi tenaga mini hidro, dapat dikembangkan menjadi PLTM dan pemerintah daerah serta swasta dapat berpartisipasi dalam pembangunannya. Selain itu, untuk daerah–daerah yang mempunyai potensi excess powerpembangkit non BBM dan energi terbarukan, PLN berencana mengembangkan kerjasama untuk meyerap kelebihan daya dalam rangka mengurangi konsumsi BBM, seperti yang saat ini telah dilakukan kerjasama excess powerdi Kembang Janggut (Pembangkit Biogas), Talisayan (Pembangkit Biomassa) dan Karangan Dalam (Pembangkit Biomassa). Sistem Kelistrikan Daerah Perbatasan Kabupaten di Kalimantan Timur yang berbatasan langsung dengan Sarawak, Malaysia yaitu Kabupaten Mahakam Ulu yang merupakan wilayah pemekaran baru dari Kabupaten Kutai Barat. Kondisi di daerah perbatasan ini sebagian besar belum berlistrik. Potensi air dari hulu sungai Mahakam layak dikembangkan sebagai PLMTH skala kecil dan perlu dilakukan studi lebih lanjut. Selain itu PLN akan melakukan kerjasama dengan pemerintah daerah dan satuan kerja listrik perdesaan untuk mambangun PLTMH dan PLTS. PLN juga tengah berupaya untuk mendapatkan pasokan gas alam, termasuk gas skala kecil, untuk kebutuhan pembangkit listrik setempat guna menggantikan penggunaan BBM dan penambahan pelanggan. B.4.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah sebagaimana terdapat dalam Tabel B4.7. Tabel B4.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 2.585 2.938 467 182 30 92 228 2014 3.080 3.499 555 284 650 289 584 2015 3.429 4.009 636 5 420 692 193 2016 3.759 4.396 697 114 30 252 199 2017 4.129 4.825 765 135 210 190 465 2018 4.541 5.305 840 255 180 608 552 2019 4.999 5.840 925 0 90 0 102 2020 5.508 6.434 1.018 150 0 8 321 2021 6.074 7.094 1.122 200 120 70 382 2022 6.702 7.827 1.238 55 150 70 226 Jumlah 1.380 1.880 2.271 3.251 LAMPIRAN B.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN UTARA RUPTL 286 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B5.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sesuai dengan Undang-Undang No. 20 Tahun 2012 yang menyatakan bahwa per tanggal 16 November 2012 Provinsi Kalimantan Utara secara resmi telah terbentuk, terdiri dari 4 Kabupaten yaitu Bulungan, Malinau, Nunukan, Tana Tidung dan 1 Kota Tarakan, yang sebelumnya masuk wilayah Provinsi Kalimantan Timur. Sejalan dengan terbentuknya Provinsi Kalimantan Utara, maka kebutuhan tenaga listrik dalam beberapa tahun ke depan diperkirakan akan tumbuh tinggi, terutama di kota-kota besar yaitu Tanjung Selor sebagai ibukota Provinsi dan ibukota Kabupaten yaitu Tana Tidung, Malinau serta Nunukan. Sesuai kondisi geografis, sistem kelistrikan di Kalimantan Utara masih merupakan sistem isolated tersebar di setiap kabupaten/kota dan dipasok dari PLTD minyak melalui jaringan 20 kV, sehingga biaya pokok produksi masih tinggi. Sampai dengan bulan September 2013, kapasitas terpasang pembangkit dengan beban di atas 1 MW adalah 64,3 MW, daya mampu sekitar 42,9 MW dan beban 25,2 MW sesuai Tabel B5.1. Pada umumnya sistem kelistrikan di Kalimantan Utara dalam kondisi terbatas kecuali Nunukan karena sudah ada tambahan PLTMG berbahan bakar gas 8 MW. Untuk beberapa daerah yang berpenduduk relatif sedikit dan terpencil, sistem kelistrikannya masih sangat kecil dan dilayani jaringan tegangan rendah 220 Volt yang tersambung langsung dengan PLTD setempat. Pertumbuhan beban di Kalimantan Utara cukup tinggi dan diperkirakan pada akhir tahun 2013 beban puncak akan mencapai sekitar 25,6 MW. Gambar B5.1. Peta Kelistrikan di Provinsi Kalimantan Utara Tabel B5.1. Kondisi Kelistrikan Sistem Kalimantan Utara Tahun 2013 No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Bulungan PLTD BBM PLN 16,6 10,1 7,8 2 Nunukan PLTD/MG BBM/Gas PLN 21,5 15,7 6,5 3 Malinau PLTD BBM PLN 13,9 7,8 6,1 4 Tidung Pale PLTD BBM PLN 3,1 2,7 1,3 5 Bunyu PLTMG/D Gas/BBM PLN 4,0 3,5 1,3 6 Sebatik PLTD/S BBM/Surya PLN 5,2 3,2 2,3 Total 64,3 42,9 25,2 287 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Utara tahun 2012 mencapai 67,42% (Tanpa Tarakan), sudah termasuk masyarakat yang dilistriki secara swadaya oleh perusahaan swasta dan masyarakat pengguna PLTS. B5.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Kalimantan Utara Pertumbuhan ekonomi kelima kabupaten/kota yang berada di wilayah Provinsi Kalimantan Utara (Kaltara) dalam lima tahun terakhir cukup tinggi yaitu mencapai 7,12% per tahun (tanpa minyak dan gas) atau ratarata 8,06% per tahun selama 2008 – 2012. Kondisi ini sejalan dengan kebutuhan tenaga listrik yang tumbuh tinggi 2 , yaitu mencapai rata-rata 11,06% per tahun. Pertumbuhan tertinggi adalah pada sektor rumah tangga (12,9% per tahun), sedangkan terendah adalah pada sektor industri. Dalam beberapa tahun terakhir, kondisi sistem kelistrikan di Kaltara tidak mampu mengimbangi pertumbuhan beban listrik yang begitu tinggi karena keterbatasan daya pembangkit. Diperkirakan beban akan naik sangat tinggi setelah pembangkit non-BBM yaitu PLTU batubara dan PLTMG beroperasi. Mengacu pada realisasi penjualan tenaga listrik selama lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 ditunjukkan pada Tabel B5.2. Tabel B5.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 3,9 137,5 153,5 25,6 47.176 2014 4,1 162,1 180,9 30,2 50.814 2015 4,2 188,5 213,1 35,5 54.579 2016 4,2 210,8 235,4 39,2 58.474 2017 4,2 231,5 261,8 43,6 62.486 2018 4,2 254,6 287,9 47,9 66.628 2019 4,2 280,3 316,9 52,7 70.872 2020 4,2 308,9 349,2 58,0 75.247 2021 4,2 340,6 385,0 64,0 79.753 2022 4,2 375,8 424,8 70,5 84.376 Growth 4,1 11,86% 12,02% 11,97% 6,67% B5.4 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka untuk memenuhi kebutuhan listrik yang tinggi di Provinsi Kalimantan Utara, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi dan jaringan distribusi, dengan mempertimbangkan ketersediaan potensi energi primer setempat dan sebaran penduduk. Potensi Energi Primer Kalimantan Utara merupakan salah satu lumbung energi nasional yaitu sebagai daerah penghasil batubara 2 Tidak termasuk Tarakan RUPTL 288 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) dalam jumlah cukup besar, juga minyak dan gas bumi. Berdasarkan informasi dari Pemprov Kalimantan Utara, sumber energi primer yang ada meliputi : - Potensi batubara mencapai 1.607,3 juta ton. - Gas alam di lapangan South Sebuku blok Simenggaris sebesar 25 MSCF, juga di lapangan Bangkudulis sebesar 18 mmscfd. Rencana Pemerintah, pasokan gas alam untuk kelistrikan akan ditingkatkan dari 7,65 TSCF menjadi 7,9 TSCF. - Potensi tenaga air yang sangat besar adalah di daerah aliran sungai (DAS) Kayan mencapai sekitar 6.000 MW yang berlokasi sekitar 300 km dari rencana kawasan industri Maloi/Sangkulirang, Kalimantan Timur. Selain itu juga terdapat potensi PLTA Sembakung, PLTA Bahau dan PLTA Sesayap di Kabupaten Malinau. Potensi beberapa PLTA tersebut perlu dilakukan studi kelayakan untuk dapat dikembangkan lebih lanjut. - Potensi tenaga air skala kecil untuk PLTMH berada di Krayan sekitar 2 MW. Pengembangan Pembangkit Sesuai dengan ketersediaan sumber energi primer di Kaltara, untuk memenuhi kebutuhan listriknya akan dibangun beberapa pembangkit yaitu PLTU batubara dan PLTG/MG. Selama periode 2013 - 2022, direncanakan tambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 49 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel B5.3. Diluar tabel tersebut, juga terdapat rencana pengembangan pembangkit energi terbarukan pada sistem berbeban diatas 3 MW diantaranya PLTS IPP On-Grid (1 MW) di Sistem Tanjung Selor. Untuk mendukung percepatan pembangunan ekonomi di Kaltara, bilamana terdapat pihak swasta yang bersedia mengembangkan potensi DAS Kayan menjadi PLTA Kayan Cascadeyang diperuntukkan melayani beban kawasan industri khusus, maka PLN akan membeli kelebihan daya dari PLTA tersebut untuk melayani kebutuhan listrik di Kalimantan Utara sesuai kebutuhan. Tabel B5.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Nunukan PLN PLTMG 8 2013 2 Tanjung Selor PLN PLTU 2x7 2014 3 Malinau PLN PLTU 2x3 2015 4 Tanjung Selor Unallocated PLTMG 15 2015 5 Tana Tidung Unallocated PLTMG 6 2017 Jumlah 49 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Rencana pengembangan sistem kelistrikan interkoneksi transmisi 150 kV di Kaltara dimaksudkan untuk mendukung peningkatan pelayanan dan efisiensi serta pemenuhan kebutuhan daya yang cukup dan andal. Dengan adanya interkoneksi, maka akan dapat dibangun pembangkit dengan kapasitas yang lebih besar dan lebih efi sien. Memperhatikan beban sistem kelistrikan di Kalimantan Utara yang masih rendah, maka rencana proyek transmisi akan dibangun secara bertahap. Pada tahap pertama akan dibangun transmisi 150 kV Tanjung Selor– Tanjung Redep, kemudian dikembangkan ke arah Tidang Pale dan Malinau sekaligus untuk mengantisipasi pemanfaatan potensi gas di lapangan Sembakung dan Bangkudulis. Selama periode 2013 – 2022, direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 416 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 51 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B5.4. 289 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B5.4. Rencana Pengembangan Transmisi di Kaltara No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Tanjung Redep Tanjung Selor 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 160 2015 2 Tanjung Selor Tidang Pale 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 204 2017 3 Tidang Pale Malinau 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 52 2017 416 Pengembangan Gardu Induk (GI) Rencana pembangunan GI di Kalimantan Utara bertujuan untuk menyalurkan daya dari pembangkit non-BBM ke beban sistem yang masih dilayani dari PLTD, menjangkau sistem isolatedkecil agar bisa mendapat pasokan yang lebih andal dan lebih murah. Pengembangan GI ini merupakan bagian dari rencana pengembangan kelistrikan di Provinsi Kalimantan Utara. Jumlah GI 150 kV yang akan dibangun dalam periode 2013 – 2022 tersebar di 3 lokasi termasuk untuk perluasannya, dengan kapasitas total 80 MVA dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 7,62 juta namun belum termasuk kebutuhan investasi untuk gardu induk pembangkit, diperlihatkan pada Tabel B5.5. Tabel B5.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Bulungan/Tj Selor 150/20 kV New 30 2015 2 Tidang Pale/Tana Tidung 150/20 kV New 20 2017 3 Malinau 150/20 kV New 30 2017 80 Pengembangan Distribusi Rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan selama kurun waktu 2013 – 2022 sebagaimana ditunjukkan pada Tabel B5.6, untuk mendukung rencana penambahan pelanggan baru rata-rata 4.076 sambungan per tahun. Jaringan distribusi yang akan dibangun meliputi JTM sepanjang 1.266 kms, JTR sekitar 1.012 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 148 MVA. Tabel B5.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 88 92 20 3.564 2014 113 117 19 3.638 2015 91 74 14 3.765 2016 86 67 11 3.895 2017 112 87 12 4.012 2018 105 80 13 4.142 2019 138 104 14 4.244 2020 160 118 15 4.375 2021 184 135 14 4.506 2022 190 138 16 4.623 2013 – 2022 1.266 1.012 148 40.764 RUPTL 290 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B5.4. Sistem Kelistrikan Kalimantan Utara dan Sistem Isolated Sistem Kelistrikan Daerah Terpencil Sistem kelistrikan skala sangat kecil di daerah terpencil yang sangat jauh dari pusat beban, saat ini direncanakan akan dilengkapi dengan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS). PLTS juga direncanakan dibangun melalui kerjasama dengan pemerintah daerah. Untuk daerah-daerah yang memiliki potensi tenaga mini hidro, dapat dikembangkan menjadi PLTMH dengan melibatkan pemerintah daerah serta pihak swasta untuk pembangunannya. Sistem Kelistrikan Daerah Perbatasan Ada dua Kabupaten di Kalimantan Utara yang berbatasan langsung dengan Sabah, Malaysia yaitu Kabupaten Nunukan dan Kabupaten Tana Tidung. Sebagian besar penduduk di kedua daerah tersebut masih belum menikmati aliran listrik PLN. Untuk memperluas elektrifikasi di kedua kabupaten tersebut, PLN akan meningkatkan kapasitas PLTMG dengan memanfaatkan gas alam yang ada di Sembakung/Sebaung di daratan Kaltara. Selanjutnya listrik yang dibangkitkan akan disalurkan ke Nunukan dan Sebatik melalui jaringan kabel laut 20 kV. PLN juga tengah berupaya untuk mendapatkan pasokan gas alam termasuk gas skala kecil, untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik setempat guna menggantikan penggunaan BBM dan penambahan pelanggan. B5.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B5.7 Tabel B5.7. Rangkuman Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 3,9 138 153 26 8 0 0 10 2014 4,1 162 181 30 14 0 0 35 2015 4,2 188 213 36 21 30 160 51 2016 4,2 211 235 39 0 0 0 4 2017 4,2 232 262 44 6 50 256 45 2018 4,2 255 288 48 0 0 0 4 2019 4,2 280 317 53 0 0 0 5 2020 4,2 309 349 58 0 0 0 6 2021 4,2 341 385 64 0 0 0 7 2022 4,2 376 425 71 0 0 0 7 Jumlah 49 80 416 172 LAMPIRAN B.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI UTARA RUPTL 292 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B6.1. Kondisi Kelistrikan Sulawesi Utara Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara terdiri dari sistem interkoneksi 150 kV dan 70 kV yang disebut Sistem Minahasa dan sistem kelistrikan 20 kV isolated. Sistem Minahasa telah tersambung dengan sistem kelistrikan Provinsi Gorontalo yang disebut Sistem Sulawesi Bagian Utara (Sulbagut). Sistem Minahasa sendiri melayani Kota dan Kabupaten se Provinsi Sulawesi Utara yang berada di daratan. Sedangkan sistem kelistrikan 20 kV melayani kota/daerah yang berlokasi di Kepulauan yaitu Kabupaten Kepulauan Sitaro, Kepulauan Sangihe dan Kepulauan Talaud, termasuk sistem isolated pulau terluar Indonesia yaitu Pulau Miangas dan Marore. Beberapa pulau kecil di sekitar Kota Manado, Kota Bitung dan Kabupaten Minahasa Utara juga disuplai dari sistem isolated 20 kV meliputi pulau : Bunaken, Papusungan, Manado Tua, Bangka, Talise, Nain, Mantehage dan Gangga. Sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Utara saat ini dipasok oleh pusat-pusat pembangkit meliputi PLTP, PLTU, PLTA/M dan PLTD HSD dengan total kapasitas terpasang sebesar 374,7 MW dengan komposisi pembangkit PLTD HSD sebesar 49% diikuti PLTP 21%, PLTA/M 16% dan PLTU 13%. Kemampuan Sistem Sulbagut saat ini adalah sekitar 360 MW, meliputi daya mampu pembangkit di Sulawesi Utara sebesar 305 MW dan di Gorontalo sebesar 55 MW. Sementara beban puncak Sistem Sulbagut sudah mencapai 292 MW. Namun melihat keterbatasan uap panas bumi PLTP Lahendong dan variasi musim sehingga kemampuan PLTA menurun, daya mampu pasok ke Sistem Sulbagut hanya sekitar 320 MW. Dengan demikian, Sistem Sulbagut dalam kondisi sangat terbatas karena hanya tersedia cadangan sekitar 30 MW atau 10% (dibawah cadangan yang wajar). Tabel B6.1 berikut adalah rincian pembangkit existingdi Provinsi Sulawesi Utara. Peta sistem kelistrikan existingsub Sistem Minahasa (bagian dari Sistem Sulbagut) dan rencana pengembangannya ditampilkan pada Gambar B6.1. Tabel B6.1. Data Sistem Kelistrikan Provinsi Sulawesi Utara No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Daya Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Interkoneksi 150/70 kV 1. Sistem Minahasa-Kotamobagu PLTD BBM PLN 152,3 122,0 228,6 PLTP Panas bumi PLN 80,0 80,0 PLTA/M Air PLN/IPP 58,4 53,8 PLTU Batubara PLN 50,0 50,0 2 Sistem Grid 20 kV 1. Tahuna PLTD BBM PLN 9,4 7,0 6,5 PLTA/M Air PLN 1,0 1,0 2. Talaud PLTD BBM PLN 6,8 4,8 2,8 3. Siau/Ondong PLTD BBM PLN 6,5 3,5 2,6 4. Lirung PLTD BBM PLN 2,5 1,4 1,1 5. Tagulandang PLTD BBM PLN 2,3 1,3 1,1 6. Isolated tersebar daerah Tahuna PLTD BBM PLN 2,1 1,6 1,0 7. Isolated tersebar daerah Manado PLTD BBM PLN 3,5 2,4 2,0 Total 374,7 328,8 245,8 293 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 GORONTALO PLTA Sawangan 12 MW–2019 PLTP Lahendong V & VI (FTP 2) 2x20 MW–2017/18 A U Likupang Bitung Tonsealama Sawangan Tasik Ria Teling Ranomut Paniki ACSR 1x240 mm 2 30 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 8 km - 2014 Kema Lopana Tomohon Kawangkoan ACSR 1x240 mm 2 10 km - 2015 Otam Lolak Bintauna Buroko ke GI Isimu (Gorontalo) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI UTARA T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / GB D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM P PLTU Sulut I (FTP1) 2x25 MW–2016/17 U Molibagu ACSR 2x240 mm 2 66 km - 2016 PLTG/GU/MG Minahasa Peaker 150 MW–2015/16 G PLTU Sulut 3 2x50 MW - 2018 ke PLTU TLG (Gorontalo) ACSR 2x240 mm 2 130 km - 2020 U PLTU Sulbagut 2 2x100 MW–2021/22 ACSR 2x240 mm 2 21 km - 2016 PLTA Poigar 2 32 MW–2019 A PLTU Sewa Amurang 2x25 MW–2016 PLTU Amurang 2x25 MW PLTP Lahendong I&II 2x20 MW P PLTP Lahendong III&IV 2x20 MW P PLTD Bitung 57 MW D PLTD Lopana 10 MW D PLTD Kotamobagu 8MW D U MG D GU M G A U P Gambar B6.1. Peta Kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara B6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Pertumbuhan ekonomi Provinsi Sulawesi Utara dalam beberapa tahun terakhir cukup tinggi pada kisaran 7,5% per tahun. Berdasarkan sumbangannya sektor PHR (Perdagangan, Hotel dan Restoran) masih menjadi pendorong utama pertumbuhan ekonomi diikuti oleh sektor bangunan dan sektor pengangkutan dan komunikasi. Sulawesi Utara merupakan daerah tujuan wisata dan kegiatan MICE (Meeting, Incentive, Convention, Exhibition), sehingga akan menjadi salah satu faktor pendorong tingginya pertumbuhan sektor PHR dan sektor pengangkutan dan komunikasi. Pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir rata-rata mencapai 10,8% per tahun. Pertumbuhan permintaan tenaga listrik terbesar adalah dari sektor bisnis dengan pertumbuhan dalam 5 tahun terakhir mencapai 16,8% dan sektor rumah tangga dengan pertumbuhan 10,0%. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel B6.2. RUPTL 294 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Sulawesi Utara Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 8,2 1.247 1.483 262 520.836 2014 8,5 1.418 1.669 293 569.836 2015 8,7 1.549 1.806 316 594.440 2016 8,7 1.704 1.969 343 616.506 2017 8,7 1.873 2.147 372 637.792 2018 8,7 2.053 2.348 405 656.356 2019 8,7 2.249 2.566 440 673.058 2020 8,7 2.462 2.803 479 688.814 2021 8,7 2.688 3.054 519 700.608 2022 8,7 2.935 3.327 563 711.324 Growth 8,6 10,5% 9,7% 9,1% 4,1% B6.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan jaringan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat dan kondisi geografis serta sebaran penduduknya, 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 sudah dieksploitasi adalah sebesar 80 MW diantaranya yaitu PLTP Lahendong unit 1, 2, 3 dan 4. Sedangkan sumber energi terbarukan yang berpotensi untuk dikembangkan dapat dilihat pada Tabel B6.3. Tabel B6.3. Potensi Energi Primer di Sulawesi Utara Potensi Tenaga Air No Nama Proyek Lokasi Potensi (MW) Interkoneksi ke sistem Jarak kit ke sistem Status 1 Poigar II Wulurmahatus/Modoingding 30 Sistem Minahasa 2 Poigar III Wulurmahatus/Modoingding 20 Sistem Minahasa 3 Woran Woran/Tombasian 0,6 Sistem Minahasa 0,1 SSI 4 Morea Morea/Belang 0,6 Sistem Minahasa 1 SSI 5 Molobog Molobog/Kotabuan 0,6 Sistem Minahasa 1 SSI 6 Lobong II Bilalang IV/Passi 0,5 Sistem Minahasa 4 SSI 7 Apado Bilalang IV/Passi 0,3 Sistem Minahasa 0,55 SSI 8 Kinali Otam/Pasi 1,2 Sistem Minahasa 1 SSI 9 Bilalang Bilalang I/Pasi 0,3 Sistem Minahasa 0,4 SSI 10 Salongo Salongo/Bolaang Uki 0,9 Sistem Minahasa 5,5 SSI 11 Tangangah Tengangah/Bolaang Uki 1,2 Sistem Minahasa 1,2 SSI 12 Milangodaa I Milangodaa I/ Bolaang Uki 0,7 Sistem Minahasa 4,5 FS Tahun 2008 295 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B6.3. Potensi Energi Primer di Sulawesi Utara lanjutan No Nama Proyek Lokasi Potensi (MW) Interkoneksi ke Sistem Jarak kit ke Sistem Status 13 Milangodaa II Milangodaa II/ Bolaang Uki 0,7 Sistem Minahasa 5 FS Tahun 2008 14 Pilolahunga Mamalia/Bolaang Uki 0,8 Sistem Minahasa 2,5 SSI 15 Ulupeliang II Ulung Peliang/Tamako 0,3 Sistem Tahuna 1,5 SSI 16 Belengan Belengan/Manganitu 1,2 Sistem Tahuna 0,05 SSI Jumlah Potensi Air 59,9 Potensi Panas Bumi No Nama Proyek Lokasi Potensi (MW) Interkoneksi ke sistem Jarak kit ke sistem Status 1 Lahendong V Tompaso 20 Sistem Minahasa On Going 2 Lahendong VI Tompaso 20 Sistem Minahasa On Going 3 Gunung Ambang Kotamobagu 400 Sistem Minahasa Pra FS Jumlah Potensi Panas Bumi 440 Beberapa potensi tenaga air yang dapat dikembangkan menjadi PLTA dan terdapat di kawasan tersebut adalah Poigar II (30 MW), Poigar III (20 MW), namun masih terkendala oleh peraturan tentang kehutanan. Kendala lain yang dihadapi untuk mengembangkan potensi panas bumi dan beberapa tenaga air yang cukup besar adalah masalah status lahan dimana sebagian besar potensi tersebut berada di kawasan hutan cagar alam Gunung Ambang di Kabupaten Bolaang Mongondow. Untuk daerah Pulau-Pulau, sumber energi primer yang tersedia adalah tenaga angin dan radiasi matahari. Karakteristik tenaga angin yang tidak kontinu dan radiasi matahari yang efektifitasnnya rendah, memerlukan penerapan PLTS maupun dan pembangkit tenaga angin (PLTBayu) dengan desain khusus, yaitu menggunakan sistem hybriddengan PLTD existing. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2022 direncanakan tambahan 18 unit pembangkit baru dengan kapasitas total 733,3 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTU, PLTG/GU/MG, PLTA, PLTP dan PTMPD. Tabel B6.4 berikut menampilkan rincian rencana pengembangan pembangkit di Provinsi Sulawesi Utara. Tabel B6.4. Pengembangan Pembangkit di Sulawesi Utara No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Talaud PLN PLTU 2x3 2015/16 2 Minahasa Peaker PLN PLTG/MG/GU 150 2016 3 Sulut 1 (FTP 1) PLN PLTU 2x25 2016/17 4 Kotamobagu 1, 2 (FTP 2) PLN PLTP 2x20 2022 5 Kotamobagu 3, 4 (FTP 2) PLN PLTP 2x20 2022 6 Amurang Sewa XPLTU 2x25 2016 7 Duminanga Swasta PLTM 1x3.5 2017 8 Lahendong V (FTP 2) Swasta PLTP 20 2017 9 Lahendong VI (FTP 2) Swasta PLTP 20 2018 10 Sawangan Unallocated PLTA 12 2019 RUPTL 296 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 11 Poigar 2 Unallocated PLTA 30 2019 12 Sulbagut 2 Unallocated PLTU 2x100 2021/22 13 Tahuna Unallocated PTMPD 2x3.5 2016/17 14 Talaud Unallocated PTMPD 2x1.2 2016/17 15 Siau Unallocated PTMPD 2x1.2 2016/17 16 Sulut 3 Unallocated PLTU 2x50 2018 Jumlah 733,3 Selain rencana pengembangan pembangkit pada daftar tersebut diatas, juga direncanakan pengembangan pembangkit skala kecil yang berbasis energi terbarukan seperti PLTS jenis terkonsentrasi/komunal. 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 2022 jaringan transmisi 150 kV dan 70 kV yang akan dibangun sepanjang 626 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 69,2 juta seperti ditampilkan pada Tabel B6.5. Tabel B6.5. Pembangunan Transmisi 150 kV dan 70 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Lopana Teling (GIS) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 96 2014 2 Likupang Bitung 70 kV 1 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 32 2014 3 Teling (GIS) Ranomut Baru (Paniki) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 16 2014 4 Ranomut Baru (Paniki) Tanjung Merah (Kema) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 60 2014 5 PLTU Sulut 1 (FTP1) Incomer double phi (Lolak - Buroko) 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 10 2016 6 Otam Molibagu 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 132 2016 7 PLTG/MG Minahasa Likupang 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 1 2016 8 Likupang Paniki 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 42 2016 9 PLTP Lahendong V & VI Kawangkoan 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 10 2016 10 PLTU Sulut 3 Tanjung Merah (Kema) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 20 2017 11 PLTA Sawangan Sawangan 70 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 1 2018 12 GI Molibagu PLTU TLG 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 206 2020 13 PLTP Kotamobagu Otam 151 kV 3 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 32 2022 Jumlah 658 Pengembangan Gardu Induk (GI) Rencana pengembangan transmisi dan GI sampai dengan tahun 2022 dapat dilihat pada Tabel B6.6. GI 150 kV tersebar di 17 lokasi dan GI 70 kV tersebar di 4 lokasi. Total kapasitas penambahan travo adalah sebesar 810 MVK. Dana investasi yang dibutuhkan sekitar USD 44.0 juta sebagaimana ditunjukkan pada Tabel B6.6. Tabel B6.4. Pengembangan Pembangkit di Sulawesi Utara lanjutan 297 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B6.6. Pengembangan Gardu Induk No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Tomohon (IBT) 150/70 kV Extension 60 2013 2 Sawangan 70/20 kV Extension 30 2013 3 Bitung 70/20 kV Extension 30 2013 4 Teling (GIS) 150/20 kV New 30 2014 5 Kema/Tanjung Merah 150/20 kV New 30 2014 6 Paniki 150/20 kV New 30 2014 7 Teling (IBT) 150/70 kV Extension 60 2014 8 Kawangkoan 150/20 kV Extension 30 2014 9 Lopana 150/20 kV Extension 30 2015 10 Bintauna (Town Feeder) 150/20 kV New 10 2016 11 Paniki 150/20 kV Extension 60 2016 12 Tomohon 70/20 kV Extension 30 2016 13 Otam 150/20 kV Extension 30 2016 14 Molibagu 150/20 kV New 20 2016 15 Teling (GIS) 150/20 kV Extension 60 2016 16 Likupang (IBT) 150/70 kV New 60 2016 17 Tasik Ria 70/20 kV Extension 30 2016 18 Tonsealama 70/20 kV Uprating 30 2017 19 Kema/Tanjung Merah 150/20 kV Extension 60 2018 20 Otam 150/20 kV Extension 30 2020 21 Teling (GIS) 150/20 kV Extension 60 2021 Jumlah 810 Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dimaksudkan untuk memenuhi rencana tambahan pelanggan baru sekitar 233 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022 atau rata-rata 23.399 sambungan per 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 2013 – 2022 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.489 kms JTM, 2.114 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 739 MVA. Rincian pengembangan distribusi ditampilkan pada tabel B6.7. RUPTL 298 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B6.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 175 198 57 43.500 2014 191 284 66 49.000 2015 109 163 65 24.604 2016 113 168 66 22.066 2017 160 242 71 21.286 2018 152 231 72 18.563 2019 143 215 75 16.702 2020 155 216 78 15.757 2021 143 194 77 11.794 2022 149 203 113 10.717 2013 – 2022 1.489 2.114 739 233.988 B6.4 Sistem Kelistrikan di Kepulauan Gugusan kepulauan di Sulawesi Utara merupakan bagian dari Sabuk Wallacea dimana 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. Di Kabupaten Kepulauan 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 akan ditingkatkan dengan membangun PLTU Talaut dan pusat listrik tenaga surya (PLTS) dengan sistem hybrid(PLTS-PLTD). Saat ini PLTS sudah beroperasi di Pulau Miangas, Pulau Marore dan Pulau Marampit dengan total kapasitas 3 MWp. B6.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah seperti pada Tabel B6.8. Tabel B6.8. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 1.247 1.483 262 0 120 0 19 2014 1.418 1.669 293 0 180 204 47 2015 1.549 1.806 316 4 30 0 21 2016 1.704 1.969 343 234 300 195 232 2017 1.873 2.147 372 54 30 20 149 2018 2.053 2.348 405 120 60 1 221 2019 2.249 2.566 440 42 0 0 76 2020 2.462 2.803 479 0 30 206 40 2021 2.688 3.054 519 100 60 0 154 2022 2.935 3.327 563 180 0 0 267 Jumlah 734 810 626 1.227 LAMPIRAN B.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGAH RUPTL 300 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B7.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem ketenagalistrikan di Provinsi Sulawesi Tengah secara umum terdiri dari sistem interkoneksi 70 kV dan sistem kelistrikan 20 kV. Sistem interkoneksi 70 kV saat ini terdapat pada Sistem Palu yang menghubungkan pusat-pusat pembangkit di Sistem Palu melalui dua gardu induk yaitu GI Talise dan GI Parigi. Sistem interkoneksi 70 kV Palu melayani Kota Palu sebagai ibukota Provinsi, Kabupaten Donggala, Kabupaten Sigi dan sebagian Kabupaten Parigi Moutong. Untuk sistem kelistrikan yang dipasok melalui jaringan 20 kV meliputi sistem Poso, sistem Tentena, sistem Kolonedale, Sistem Bungku, Sistem Luwuk – Toili, Sistem Ampana – Bunta, Sistem Toli-toli, Sistem MoutongKotaraya, Sistem Leok, Sistem Bangkir, dan beberapa Sistem isolatedtersebar lainnya. Sampai dengan Triwulan III tahun 2013 sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Tengah dipasok oleh pusat-pusat pembangkit meliputi PLTU, PLTD dan PLTA/M dengan total kapasitas terpasang sebesar 266 MW dengan komposisi pembangkit masih didominasi oleh PLTD berbahan bakar HSD sebesar 215 MW atau 80% dari total kapasitas pembangkit diikuti oleh PLTU sebesar 27 MW. Sedangkan pembangkit hydro meliputi PLTM sebesar 14,8 MW dan suplai PLTA Poso sebesar 10 MW. Belum maksimalnya evakuasi daya dari PLTA Poso ke Sistem Palu disebabkan oleh belum selesainya pembangunan jaringan Transmisi 150 kV Poso-Palu dan IBT 275/150 kV di Tentena. PLTA Poso saat ini praktis hanya memasok Sistem Poso dan Sistem Tentena dengan memanfataakan trafo 11/20 kV - 12,5 MVA yang berada di PLTA Poso. Tabel B7.1 berikut adalah rincian pembangkit existingdi Provinsi Sulawesi Tengah, sedangkan Gambar B7.1 memperlihatkan peta sistem kelistrikanexisting Sulawesi Tengah dan rencana pengembangannya. Tabel B7.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Sulawesi Tengah No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Interkoneksi 150/70 kV 1.Sistem Palu-Parigi PLTD BBM PLN 102,7 73,5 85,8 PLTU Batubara IPP 27,0 27,0 2 Sistem Grid 20 kV 1. Poso PLTD BBM PLN 7,7 5,9 9,1 PLTA/M Air PLN 7,6 7,6 2. Tentena PLTD BBM PLN 4,1 0,9 4,8 PLTA/M Air Swasta 5,0 5,0 3. Luwuk-Toili PLTD BBM PLN 19,5 13,2 17,8 PLTA/M Air PLN/IPP 5,4 5,4 4. Ampana-Bunta PLTD BBM PLN 7,9 5,1 7,0 PLTA/M Air PLN 3,3 3,3 5. Toli-toli PLTD BBM PLN 12,7 7,2 8,1 PLTA/M Air PLN 1,6 1,6 6. Moutong - Kotaraya PLTD BBM PLN 12,3 6,3 6,3 PLTA/M Air PLN 2,0 1,0 7. Kolonedale PLTD BBM PLN 6,8 5,4 4,6 8. Bungku PLTD BBM PLN 7,3 4,9 2,5 9. Banggai PLTD BBM PLN 3,3 2,0 1,7 10.Leok PLTD BBM PLN 8,4 5,4 4,1 11. Bangkir PLTD BBM PLN 5,0 2,8 1,7 301 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B7.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Sulawesi Tengah lanjutan No. Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 12.Isolated Tersebar Area Palu PLTD BBM PLN 4,8 2,9 2,2 13.Isolated Tersebar Area Luwuk PLTD BBM PLN 9,5 6,7 5,5 14.Isolated Tersebar Area Toli-Toli PLTD BBM PLN 2,9 1,7 1,5 Total 266,7 194,6 162,7 GORONTALO SULAWESI UTARA SULAWESI SELATAN SULAWESI TENGGARA KALIMANTAN TIMUR Moutong ke GI Marisa (Gorontalo) Leok ACSR 2x240 mm 2 100 km–2017 ACSR 2x240 mm 2 108 km - 2016 Poso Kolonedale ACSR 1x240 mm 2 80 km - 2014 PLTA Poso 3x65 MW A Palu Baru ACSR 1x240 mm 2 119 km - 2014 Silae Talise ACSR 1x240 mm 2 15 km - 2014 PLTU Tawaeli Ekspansi 2x15 MW–2016 U PLTP Marana/Masaingi (FTP2) 20 MW - 2022 P Ampana ACSR 2x240 mm 2 124 km–2017 Tentena ACSR 2x240 mm 2 82 km - 2017 PLTG/MG Luwuk Peaker 2x10 MW–2016/18 G Toili ACSR 2x240 mm 2 90 km - 2016 ke GI Wotu (Sulsel) SULAWESI BARAT PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGAH T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM ACSR 2x240 mm 2 95 km–2017 ACSR 1x240 mm 2 25 km - 2014 ke GI Pasangkayu (Sulbar) Tolitoli Bunta Luwuk ACSR 2x240 mm 2 85 km–2022 Tambu ACSR 2x240 mm 2 110 km - 2016 ACSR 2x240 mm 2 90 km–2016 PLTU Tolitoli 3x15 MW–2016/17 U PLTU Palu 3 2x50 MW–2018 U Bungku PLTA Poso 2 2x66 MW–2021/22 A PLTP Bora Pulu (FTP 2) 55 MW–2022 P PLTU Luwuk 2x10 MW–2016 U ACSR 2x240 mm 2 90 km - 2018 Bangkir PLTD Silae 45 MW D PLTU Ampana 2x3 MW–2016 U Gambar B7.1. Sistem Kelistrikan di Sulawesi Tengah B7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tengah Dengan penerapan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Kota Palu, maka ke depan perekonomian Sulawesi Tengah dipastikan akan meningkat. Hampir seluruh sektor eknomi akan tumbuh ke arah yang positif. Agar KEK dapat berjalan baik, maka pasokan listrik perlu diperkuat guna mendukung program Pemerintah tersebut. Beberapa proyek komoditas KEK Palu diantaranya smelternikel, pengolahan kakao, pengolahan karet, pengolahan rumput laut, perakitan alat berat, dan pengolahan akhir produk elektrik. Memperhatikan data penjualan tenaga listrik 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 2013 – 2022 diberikan pada Tabel B7.2. RUPTL 302 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 9,6 787 885 177 445.194 2014 10,1 892 1.001 199 483.394 2015 10,2 1.001 1.122 221 512.794 2016 10,2 1.115 1.248 244 540.770 2017 10,2 1.239 1.384 269 568.009 2018 10,2 1.373 1.530 295 594.458 2019 10,2 1.518 1.689 323 620.063 2020 10,2 1.678 1.862 354 645.658 2021 10,2 1.847 2.046 385 668.524 2022 10,2 2.033 2.247 420 691.273 Growth 10,1 11,5% 11,3% 10,4% 5,7% 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 ini meliputi tenaga air, gas alam dan panas bumi. Untuk panas bumi, diprediksi sebesar 380 MWe dapat dikembangkan. Namun, potensi ini sebagian masih bersifat spekulatif. Potensi tenaga air yang besar adalah DAS Poso yang dapat dikembangkan menjadi PLTA skala besar hingga 575 MW. Menurut Indonesia Energy Outlook and Statistic2006 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, Tataba-Bulagi, dengan kapasitas total sekitar 64 MW. Namun demikian, terdapat tantangan dalam pengembangan PLTM karena jarak antara lokasi PLTM ke pusat beban cukup jauh. Masih menurut Energy Outlooktersebut, di Sulawesi Tengah juga terdapat potensi tenaga panas bumi yang cukup besar dan tersebar di Donggala dan Poso hingga lebih dari 500 MWe, dengan status resource masih speculative serta reserve possible, sehingga masih memerlukan studi lebih lanjut. Sedangkan potensi gas alam di Sulawesi Tengah cukup besar yaitu di Donggi dan Senoro di Kabupaten Luwuk. Namun yang dialokasikan untuk pembangkit listrik sekitar 25 mmscfd. Rencana Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2022, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 531,8 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel B7.3. Pengembangan pembangkit di Sulawesi Tengah diprioritaskan menggunakan energi terbarukan utamanya PLTA, mengingat potensinya yang sangat besar. Namun demikian, mengingat Sistem Palu akan terinterkoneksi dengan Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat, maka untuk mengisi kekurangan kapasitas akan dibangun juga PLTU Batubara. Untuk daerah yang mempunyai potensi gas dan mini hidro, akan dikembangkan juga PLTMG dan PLTM untuk memenuhi kebutuhan beban setempat. 303 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B7.3. Pengembangan Pembangkit Sulawesi Tengah No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Ampana PLN PLTU 2x3 2016 2 Buleleng (APBN) PLN PLTM 1,2 2016 3 Luwuk PLN PLTU 2x10 2016 4 Tolitoli PLN PLTU 3x15 2016/17 5 Sakita Swasta PLTM 2 2014 6 PLTM Tersebar Sulteng Swasta PLTM 35,2 2014/15/16/17 7 Wawopada Swasta PLTM 6,5 2014/15 8 Lambangan Swasta PLTM 3 2014/15 9 Tawaeli Ekspansi Swasta PLTU 2x15 2016 10 Poro Kabalo Swasta PLTM 2,5 2017 11 Tomasa Swasta PLTM 10 2017/18 12 Yaentu Swasta PLTM 10 2017/18 13 Marana/Masaingi (FTP 2) Swasta PLTP 2x10 2022 14 Bora Pulu (FTP 2) Swasta PLTP 55 2022 15 Sawidago 3 Unallocated PLTM 1,6 2016 16 Luwuk Peaker Unallocated PLTG/MG 20 2016/18 17 Morowali Unallocated PLTG/MG 20 2016/18 18 Palu 3 Unallocated PLTU 2x50 2017 19 Poso 2 Unallocated PLTA 2x66 2021/22 20 Tolitoli Unallocated PTMPD 2x3.5 2015 21 Leok Unallocated PTMPD 2x1.2 2016 22 Banggai Unallocated PTMPD 2x1.2 2016/17 Jumlah 531,8 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Di Sulteng akan dikembangkan dua sistem interkoneksi yaitu sistem Palu – Parig – Poso yang akan menyatu dengan Sistem Sulselrabar, dan Sistem Tolitoli yang akan menyatu dengan Sistem Gorontalo – Sulut. Untuk evakuasi daya dari PLTA Poso ke Palu, sedang dibangun transmisi 150 kV. Panjang saluran transmisi baru yang akan dibangun untuk kedua sistem tersebut selama periode 2013 – 2022 adalah 2.490 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 291 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B7.4. Tabel B7.4. Pembangunan Transmisi di Sulawesi Tengah No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTA Poso (Tentena) Poso 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 80 2013 2 Palu Baru Silae 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 50 2014 3 Palu Baru Talise 70 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 30 2014 4 Poso Palu Baru 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 238 2014 5 PLTU Tawaeli Ekspansi TIP 24 (Talise-Parigi) 70 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 14 2015 6 PLTU Luwuk - GI Luwuk Luwuk 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 60 2016 7 PLTMG Luwuk Luwuk 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 180 2016 8 PLTU Palu 3 Palu Baru 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 90 2016 9 Moutong Incomer Single phi (Tolitoli-Bangkir) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 220 2016 10 Toli-toli Leok 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 216 2016 RUPTL 304 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B7.4. Pembangunan Transmisi di Sulawesi Tengah lanjutan No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 11 Toli-toli Bangkir 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 180 2016 12 Tambu Bangkir 150 kV 1 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 200 2017 13 Poso Ampana 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 248 2017 14 Bunta Luwuk 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 190 2017 15 Kolonedale Incomer single phi Poso-Ampana 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 164 2017 16 Kolonedale Bungku 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 180 2018 17 Ampana Bunta 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 170 2022 18 PLTP Borapulu (FTP2) Incomer double phi (Palu Baru-Poso) 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 40 2022 Jumlah 2.490 Pengembangan Gardu Induk Penambahan dan perluasan gardu induk untuk menyalurkan daya listrik ke pusat beban selama periode 2013 – 2022 adalah 910 MVA meliputi GI 150 kV dan 70 kV, termasuk IBT 275/150 kV. Dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 72.2 juta belum termasuk kebutuhan dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, sebagaimana diperlihatkan pada tabel B7.5. Tabel B7.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/Extension Kap. (MVA) COD 1 Talise 70/20 kV Extension 30 2013 2 Palu Baru 150/20 kV New 30 2014 3 Poso 150/20 kV New 30 2014 4 Tentena IBT 275/150 kV New 180 2014 5 Tentena 150/20 kV New 10 2014 6 Silae 150/20 kV New 30 2014 7 Silae 150/20 kV Extension 30 2015 8 Palu Baru 150/20 kV Extension 30 2015 9 Parigi 70/20 kV Extension 30 2015 10 Toli-Toli 150/20 kV New 30 2016 11 Moutong 150/20 kV New 30 2016 12 Luwuk 150/20 kV New 30 2016 13 Moilong 150/20 kV New 20 2016 14 Poso 150/20 kV Extension 30 2016 15 Bangkir 150/20 kV New 20 2016 16 Leok/Buol 150/20 kV New 20 2017 17 Tambu 150/20 kV New 20 2017 18 Talise (IBT) 150/20 kV Relokasi 30 2017 19 Ampana 150/20 kV New 20 2017 20 Talise 70/20 kV Extension 30 2017 21 Kolonedale 150/20 kV New 30 2017 22 Silae 150/20 kV Extension 60 2017 23 Luwuk 150/20 kV Extension 30 2018 24 Tentena 150/20 kV Extension 30 2018 25 Bunta 150/20 kV New 20 2018 305 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B7.5. Pengembangan GI lanjutan No Nama Gardu Induk Tegangan New/Extension Kap. (MVA) COD 26 Bungku 150/20 kV New 30 2018 27 Palu Baru 150/20 kV Extension 30 2021 910 Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, juga akan dibangun jaringan distribusi untuk melayani listrik pedesaan. Sampai dengan tahun 2022, jaringan distribusi yang akan dibangun sekitar 1.227 kms JTM, 1.471 kms JTR dan 768 MVA trafo distribusi. Pengembangan sistem distribusi tersebut untuk melayani tambahan pelanggan baru sekitar 291 ribu pelanggan sampai dengan tahun 2022 atau rata-rata 29.158 pelanggan per tahun. Rincian pengembangan distribusi dapat dilihat pada Tabel B7.6. Tabel B7.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 130 210 34 45.500 2014 146 166 64 38.200 2015 86 97 66 29.400 2016 90 103 67 27.976 2017 133 148 73 27.239 2018 134 144 78 26.449 2019 133 143 81 25.605 2020 130 157 87 25.595 2021 120 148 88 22.866 2022 125 155 130 22.749 2013 – 2022 1.227 1.471 768 291.579 B7.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2022 diperlihatkan pada Tabel B7.7. Tabel B7.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 787 885 177 0 30 80 20 2014 892 1.001 199 8 280 318 88 2015 1.001 1.122 221 28 90 14 95 2016 1.115 1.248 244 109 160 886 319 2017 1.239 1.384 269 161 210 802 407 2018 1.373 1.530 295 20 110 180 75 2019 1.518 1.689 323 0 0 0 13 2020 1.678 1.862 354 0 0 0 14 2021 1.847 2.046 385 66 30 0 114 2022 2.033 2.247 420 141 0 210 329 Jumlah 532 910 2.490 1.473 RUPTL 306 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B7.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 787 885 177 0 30 80 20 2014 892 1.001 199 8 280 318 88 2015 1.001 1.122 221 28 90 14 95 2016 1.115 1.248 244 109 160 886 319 2017 1.239 1.384 269 161 210 802 407 2018 1.373 1.530 295 20 110 180 75 2019 1.518 1.689 323 0 0 0 13 2020 1.678 1.862 354 0 0 0 14 2021 1.847 2.046 385 66 30 0 114 2022 2.033 2.247 420 141 0 210 329 Jumlah 532 910 2.490 1.473 LAMPIRAN B.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI GORONTALO RUPTL 308 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Gambar B8.1. Peta Rencana Pengembangan Sistem 150 kV Gorontalo B8.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem ketenagalistrikan di Provinsi Gorontalo saat ini secara keseluruhan merupakan bagian dari sistem interkoneksi 150 kV Sulbagut yaitu sistem yang menghubungakan sistem kelistrikan 150 kV dan 70 kV Minahasa di Provinsi Sulawesi Utara dengan sistem kelistrikan 150 kV Provinsi Gorontalo. Sistem interkoneksi 150 kV Sulbagut melayani beberapa Kota dan Kabupaten di Provinsi Gorontalo yaitu Kota Gorontalo, Kabupaten Gorontalo, Kabupaten Bone Bolango, Kabupaten Gorontalo Utara, Kabupaten Pohuwatu, dan Kabupaten Boalemo melalui empat gardu induk yaitu GI Botupingge, GI Isimu, GI Marisa dan GI Buroko. Sistem kelistrikan tersebut dipasok dari beberapa pembangkit di Provinsi Gorontalo sebagai bagian dari sistem interkoneksi Sulbagut. Sistem ini meliputi PLTD, PLTM dan PLTU dengan kapasitas terpasang sebesar 62.7 MW, terdiri dari PLTD HSD 49.5 MW, diikuti PLTU 10 MW dan PLTM 3.2 MW. Daya mampu pembangkit di Gorontalo saat ini sebesar 55.2 MW sedangkan beban puncak tertinggi Gorontalo yang pernah dicapai sampai dengan Triwulan III tahun 2013 adalah sebesar 64.4 MW. Kondisi ini menyebabkan adanya aliran daya dari Sulawesi Utara ke Gorontalo melalui jaringan transmisi 150 kV untuk memenuhi kebutuhan listrik di Gorontalo. Adanya tambahan PLTU IPP Molotabu unit 2 sebesar 10 MW pada awal tahun 2014 diharapkan akan menambah daya mampu sistem pembangkitan di Gorontalo dan mengurangi konsumsi BBM dari pembangkit PLTD. Tabel B8.1 berikut adalah rincian pembangkit existingdi Provinsi Gorontalo, sedangkan gambar B8.1 adalah peta sistem kelistrikan existing Gorontalo dan rencana pengembangannya. Tabel B8.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Gorontalo No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Interkoneksi 150/70 kV 1. Gorontalo PLTD BBM PLN 49,6 42,0 64,4 PLTM Air PLN/IPP 3,2 3,2 PLTU Batubara IPP 10,0 10,0 Total 62,8 55,2 64,4 . SU U SULAWESI TENGAH ke GI Buroko (Sulut) Isimu Buroko PLTU Gorontalo (FTP1) 2x25 MW–2015 U Botupingge ACSR 1x240 mm 2 7 km - 2015 PLTU Gorontalo Energy 2x6 MW–2014 U PLTU Molotabu 2x10 MW–2013 U Marisa PLTG/MG/GU Gorontalo Peaker 100 MW–2017 G ke GI Moutong (Sulteng) ACSR 2x240 mm 2 90 km - 2016 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI GORONTALO T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM Moutong Tilamuta PLTU Sulbagut 1 2x50 MW–2019/20 U ACSR 2x240 mm 2 103 km - 2020 PLTU Sulbagut 3 2x30 MW–2018 PLTD Talaga 24 MW D 309 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 B8.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Gorontalo Pembangunan proyek infrastruktur termasuk fasilitas umum di Provinsi Gorontalo terus dipacu untuk dapat mengejar ketertinggalan dari Provinsi lain. Pemerintah daerah juga meluncurkan berbagai program unggulan berbasis potensi daerah setempat agar ekonomi dapat tumbuh lebih cepat. Pada beberapa tahun terakhir, ekonomi Gorontalo berhasil tumbuh signifikan mencapai rata-rata di atas 7% per tahun. Hal ini menyebabkan kebutuhan pasokan listrik meningkat secara signifikan. 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 2013 - 2022 diperkirakan akan tumbuh seperti ditunjukkan pada Tabel B8.2. Tabel B8.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 8,0 336 385 68 171.799 2014 8,4 380 433 76 192.299 2015 8,5 429 486 86 202.413 2016 8,5 486 546 96 211.587 2017 8,5 550 615 108 221.354 2018 8,5 624 696 121 230.115 2019 8,5 709 788 137 239.485 2020 8,5 806 894 155 247.788 2021 8,5 917 1.015 176 256.714 2022 8,5 1.044 1.154 199 264.519 Growth 8,4 13,5% 13,0% 12,8% 5,9% B8.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Gorontalo dalam jumlah yang cukup dan andal, direncanakan akan dibangun beberapa proyek pembangkit, transmisi dan jaringan distribusi, dengan memperhatikan potensi energi primer setempat. Potensi Energi Primer Di Gorontalo terdapat potensi tenaga air dan panas bumi, walaupun tidak terlalu besar namun mempunyai peluang untuk dikembangkan. Menurut Energy Outlook and Statistic2006 potensi tenaga air skala kecil terdapat di Suwawa dan Sumalata dengan potensi total sekitar 8 MW. Sedangkan potensi panas bumi terdapat di Lobong dan Limboto sekitar 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. Selain itu juga direncanakan akan dibangun PLTG/MG peaker 3 untuk memenuhi kebutuhan beban puncak. Sampai dengan tahun 2022, tambahan kapasitas pembangkit yang akan dibangun sekitar 345 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B.8.3. Mengenai rencana pengembangan tenaga air yang merupakan energi bersih terbarukan, selain dari yang sudah terdaftar dalam tabel B8.3, tetap dimungkinkan untuk dikembangkan PLTM lain selama hal itu sesuai dengan kebutuhan beban, atau dapat direncanakan sebagai pengganti pembangkit BBM sesuai peranannya dalam sistem kelistrikan. 3 Berbahan bakar gas LNG RUPTL 310 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B8.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Gorontalo (FTP 1) PLN PLTU 2x25 2015 2 Molotabu Swasta PLTU 2x10 2013 3 Gorontalo Energy* Swasta PLTU 2x6 2014 4 Taludaa I Swasta PLTM 3 2015 5 Gorontalo Peaker Unallocated PLTG/MG/GU 100 2017 6 Sulbagut 3 Unallocated PLTU 2x30 2018 7 Sulbagut 1 Unallocated PLTU 2x50 2019/20 Jumlah 345 *) Terkendala Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Seiring dengan rencana pembangunan PLTU dan rencana interkoneksi dengan Sistem Tolitoli dan sekitarnya serta untuk menyalurkan daya dari pusat pembangkit ke pusat beban, direncanakan pengembangan saluran transmisi 150 kV sepanjang 230 kms dengan biaya investasi sekitar US$ 27,2 juta sebagaimana ditampilkan pada Tabel B8.4. Peta rencana pengembangan transmisi 150 kV sistem Gorontalo sebagaimana ditunjukkan pada Gambar B8.1. Tabel B8.4. Pengembangan Transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTU TLG (Molotabu) (IPP) Incomer single phi Botupingge-Isimu 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 30 2014 2 Marisa Moutong 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 180 2016 3 New PLTG (Marisa) Marisa 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm2 20 2017 230 Pengembangan Gardu Induk Sampai dengan tahun 2022 akan dibangun gardu induk (GI) 150 kV termasuk perluasan dan penambahan trafo tersebar di 7 lokasi dengan kapasitas keseluruhan 200 MVA dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 14 juta belum termasuk kebutuhan dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, seperti pada tabel B8.5. Tabel B8.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 PLTU Gorontalo 150/20 kV New 20 2014 2 Botupingge 150/20 kV Extension 60 2015 3 Isimu 150/20 kV Extension 30 2015 4 GI Gorontalo Baru 150/20 kV New 30 2018 5 Botupingge 150/20 kV Extension 60 2020 6 Isimu 150/20 kV Extension 30 2020 7 Tilamuta 150/20 kV New 30 2020 8 Marisa 150/20 kV Extension 30 2022 290 311 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2022 direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 114 ribu sambungan. Untuk mendukung rencana tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melistriki daerah perdesaan yaitu JTM sepanjang 687 kms, JTR sekitar 1.146 kms dan tambahan trafo distribusi sekitar 197 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel B8.6. Tabel B8.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 70 117 11 22.000 2014 80 133 16 20.500 2015 47 78 16 10.114 2016 50 84 17 9.174 2017 78 130 19 9.767 2018 77 128 20 8.760 2019 75 124 22 9.371 2020 73 122 22 8.303 2021 67 112 22 8.926 2022 70 117 32 7.805 2013 - 2022 687 1.146 197 114.720 B8.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah seperti tersebut dalam Tabel B8.7. Tabel B8.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 336 385 68 20 0 0 45 2014 380 433 76 12 20 30 36 2015 429 486 86 53 90 0 104 2016 486 546 96 0 0 180 26 2017 550 615 108 100 0 20 78 2018 624 696 121 60 30 0 114 2019 709 788 137 50 0 0 81 2020 806 894 155 50 120 0 87 2021 917 1.015 176 0 0 0 5 2022 1.044 1.154 199 0 30 0 8 Jumlah 345 290 230 584 LAMPIRAN B.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI SELATAN RUPTL 314 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B9.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan saat ini terdiri dari sistem interkoneksi 70 kV, 150 kV dan 275 kV serta sistem isolated 20 kV. Sistem interkoneksi tersebut merupakan bagian dari sistem interkoneksi Sulawesi Bagian Selatan (Sulbagsel) yang dipasok dari PLTU, PLTA, PLTG/GU, PLTD dan PLTMH. Transmisi 275 kV digunakan untuk menstransfer energi dari PLTA Poso ke Sistem Sulselbar melalui GI Palopo. Sedangkan sistem kecilisolated 20 kV di Pulau-Pulau seperti Selayar, dipasok dari PLTD setempat. Daya mampu pembangkit yang ada adalah 1.223 MW, sedangkan beban puncak pada tahun 2013 adalah sebesar 802 MW 4 . Jumlah gardu induk eksisting di Sulsel adalah 33 buah dengan kapasitas total 1.583 MVA. Untuk sistem kelistrikan di Pulau Selayar, sepenuhnya dilayani PLTD BBM dengan daya mampu pembangkit sekitar 5,1 MW dan beban puncak hanya 4,2 MW. Tabel B9.1 berikut adalah rincian pembangkit existingdi Provinsi Sulawesi Selatan, sedangkan Gambar B9.1 adalah peta sistem kelistrikan existingProvinsi Sulawesi Selatan dan rencana pengembangannya. Tabel B9.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan No Sistem/Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sulsel Bakaru 1 PLTA Air PLN 63,0 63,0 63,0 Bakaru 2 PLTA Air PLN 63,0 63,0 63,0 Bili Bili PLTA Air PLN 20,0 20,0 20,0 Sawitto PLTM Air PLN 1,6 1,0 0,5 Balla PLTM Air PLN 0,0 0,7 0,6 Kalukku PLTM Air PLN 0,0 1,3 0,4 Barru #1 PLTU Batubara PLN 50,0 0,0 Barru #2 PLTU Batubara PLN 50,0 45,0 40,0 Westcan PLTG BBM PLN 14,4 8,0 Alsthom 1 PLTG BBM PLN 21,3 8,0 Alsthom 2 PLTG BBM PLN 20,1 0,0 GE 1 PLTG BBM PLN 33,4 0,0 GE 2 PLTG BBM PLN 33,4 20,0 Mitsubishi 1 PLTD BBM PLN 12,6 8,0 Mitsubishi 2 PLTD BBM PLN 12,6 8,0 SWD 1 PLTD BBM PLN 12,4 0,0 SWD 2 PLTD BBM PLN 12,4 0,0 GT 11 PLTG Gas IPP 42,5 42,5 GT 12 PLTG Gas IPP 42,5 42,5 42,0 ST 18 PLTGU IPP 50,0 50,0 48,0 GT 21 PLTG Gas IPP 60,0 60,0 58,0 GT 22 PLTG Gas IPP 60,0 60,0 60,0 ST 28 PLTGU IPP 60,0 60,0 Suppa PLTD BBM IPP 62,2 62,2 Jeneponto#1 PLTU Batubara IPP 100,0 100,0 100,0 Jeneponto#2 PLTU Batubara IPP 100,0 100,0 100,0 Tangka Manipi PLTA Air IPP 10,0 10,0 9,7 Malea PLTA Air IPP 7,0 7,2 7,2 4 Beban Sistem Interkoneksi di Sulsel, September 2013 315 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B9.1. Sistem Kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan Lanjutan No Sistem/Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) Poso 1 PLTA Air IPP 65,0 60,0 53,0 Poso 2 PLTA Air IPP 65,0 60,0 53,0 Poso 3 PLTA Air IPP 65,0 60,0 Sungguminasa PLTD BBM PLN 20,0 20,0 10,0 Cogindo PLTD BBM Swasta 50,0 50,0 40,0 Tallasa PLTD BBM Swasta 110,0 105,0 20,0 Tallo Lama PLTD BBM Swasta 20,0 20,0 8,6 Sewatama Masamba PLTD BBM Swasta 5,0 5,0 5,0 Makale PLTD BBM Swasta 0,0 0,0 Palopo PLTD BBM Swasta 0,0 0,0 Masamba PLTD BBM Swasta 6,5 3,0 Mamuju PLTD BBM PLN 0,0 Total Sistem Sulsel 1.421 1.223 802 2 Isolated Selayar PLTD BBM PLN 7,2 5,1 4,2 Malili PLTD/ PLTA BBM/Air PLN/ Swasta 9,2 6,5 5,0 Total Sistem Sulsel 16,4 11,6 9,2 Total 1.437 1.235 811 SULAWESI TENGGARA SULAWESI TENGAH SULAWESI BARAT Jeneponto Bulukumba Sinjai Bone Soppeng Sengkang Siwa ACSR 2x240 mm 2 70 km - 2014 Palopo Wotu (Sulteng) Malili ke GI Lasusua (Sultra) Makale Enrekang Sidrap Pare Pinrang ke GI Polman (Sulbar) Barru Pan nasa s osowa PLTA Malea (FTP 2) 2x45 MW–2020 A A PLTA Bonto Batu 110 MW–2019 A PLTA Bakaru 2 2x63 MW–2020 PLTU Sulsel Barru 2 1x100 MW - 2017 U PLTU Sulsel 3/Takalar 2x100 MW–2022 U PLTU Punagaya (FTP 2) 2x100 MW–2016 U PLTU Jeneponto 2 226 MW–2018 U A D A ACSR 2x240 mm 2 41 km - 2016 ACSR 2x430 mm 2 175 km - 2020 ACSR 2x240 mm 2 145 km - 2016 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI SELATAN T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing/Rencana PLTMG Existing/Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM Tel Sungguminasa Tallasa PLTGU Sengkang (ST 28) 60 MW–2013 GU ACSR 2x430 mm 2 160 km - 2020 ACSR 1x430 mm 2 15 km - 2019 an n s os A Tel asa PLTG Sengkang (GT 22) 60 MW–2013 G Bakaru Bantaeng Punagaya Sungguminasa Tallo Lama Bontoala Tello Panakukang Pangkep Daya Mandai Bosowa Maros Tonasa Kima Daya Baru Tanjung Bunga ke GI Tallasa ke PLTU Takalar PLTG/MG/GU Makassar Peaker 300 MW-2016 150 MW-2017 150 MW-2018 G ACSR 2x430 mm 2 160 km - 2018 Masamba PLTU Sulsel Barru (FTP1) 2x50 MW U PLTU Sulsel 2 2x200 MW–2018/19 U A PLTA Poko 2x117 MW–2020/21 ACSR 2x240 mm 2 55 km–2016 ACSR 2x430 mm 2 80 km - 2020 ACSR 2x240 mm 2 90 km–2014 ACSR 2x430 mm 2 70 km - 2020 PLTMG Wajo 20 MW–2015 G Bantaeng Smelter Keera PLTA Bakaru 1 2x63 MW PLTG Tello 123 MW G Gambar B9.1. Peta Sistem Kelistrikan Sulsel RUPTL 316 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B9.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulsel Makassar sebagai ibukota Provinsi Sulawesi Selatan telah tumbuh menjadi daerah industri dan sekaligus sebagai pusat perdagangan untuk kawasan Timur Indonesia (KTI). Perkembangan ekonomi Kota Makassar dan sekitarnya memberikan kontribusi paling besar terhadap pertumbuhan ekonomi Provinsi Sulawesi Selatan. Dalam lima tahun terakhir, ekonomi Provinsi Sulawesi Selatan mengalami pertumbuhan yang menggembirakan yaitu mencapai rata-rata di atas 7% pertahun, lebih tinggi daripada pertumbuhan ekonomi nasional. Pertumbuhan ekonomi yang tinggi tersebut telah mendorong peningkatan kebutuhan listrik yang juga tumbuh secara signifikan. Seiring akan berlakunya UU No. 4 Tahun 2009, telah ada beberapa investor yang mengajukan permohonan penyambungan listrik ke PLN untuk keperluan industri pengolahan bahan tambang (smelter) di beberapa daerah diantaranya Kabupaten Bantaeng dan Kabupaten Luwu. Rencana kebutuhan daya dari industri ini bisa mencapai 600 MW. Oleh karena itu perlu diimbangi dengan penyediaan kapasitas listrik yang memadai dan andal agar momentum pertumbuhan ekonomi dapat tetap terjaga dengan baik. Penjualan listrik di Provinsi ini dalam 5 tahun terakhir tumbuh cukup tinggi yaitu mencapai 8,64% per tahun. Berdasarkan kondisi terebut di atas dan adanya calon pelanggan besar smelter,memperhatikan pertumbuhan ekonomi regional serta target pencapaian rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik Provinsi Sulawesi Selatan 2013 – 2022 diberikan pada tabel B9.2. Tabel B9.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 7,7 4.031 4.517 810 1.609.954 2014 8,0 4.905 5.487 985 1.676.279 2015 8,1 5.834 6.512 1.170 1.757.866 2016 8,1 6.892 7.767 1.381 1.838.611 2017 8,1 7.464 8.492 1.493 1.921.163 2018 8,1 8.091 9.262 1.617 2.005.040 2019 8,1 8.781 10.051 1.753 2.090.468 2020 8,1 9.540 10.902 1.902 2.177.501 2021 8,1 10.323 11.782 2.056 2.221.536 2022 8,1 11.103 12.647 2.209 2.263.371 Growth 8,1 11,9% 12,1% 11,8% 4,5% 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 primer terutama berupa tenaga air yang dapat dikembangkan menjadi PLTA. Potensi tenaga air yang dapat dikembangkan menjadi PLTA adalah sekitar 1.836 MW dan yang dapat kembangkan menjadi PLTM adalah sekitar 160 MW. Selain itu, juga 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 5 . 5 Sumber: informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Sulsel. 317 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Pembangkit Demanddi Provinsi Sulawesi Selatan sebagian besar berada di bagian Selatan yaitu di Kota Makassar dan sekitarnya. Sedangkan potensi energi primer (hidro dan gas) berada di bagian Utara Provinsi ini. Kondisi ini menjadi persoalan tersendiri terkait dengan kestabilan sistem karena transmisi yang menghubungkan pusat pembangkit ke pusat beban sangat panjang. PLTA baru yang direncanakan akan dibangun adalah PLTA BakaruII, PLTA Malea dan PLTA Bonto Batu. Selain itu, untuk memenuhi kebutuhan listrik yang tumbuh cepat, direncanakan akan dibangun pembangkit non BBM dengan lokasi mendekati pusat beban. Pembangkit tersebut diantaranya yaitu PLTU batubara di Jeneponto dan Takalar dan PLTG/GU/MG Makassar Peaker di Kota Makassar. Beban di Sulsel juga akan dipenuhi oleh pembangkit yang berada di luar Provinsi Sulsel yaitu PLTA Poso dan PLTA Poko. Untuk sistem kelistrikan isolateddi Kabupaten Selayar, akan dibangun pembangkit termal modular pengganti diesel(PTMPD) 2x3,5 MW guna memenuhi kebutuhan jangka panjang. Pada tahun 2013, pembangkit baru yang beroperasi di Provinsi Sulawesi Selatan adalah PLTG/U Sengkang (IPP) 2 x 60 MVA. Tambahan pembangkit baru di Provinsi Sulsel hinga tahun 2022 mencapai sekitar 2.343 MW, dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel B9.2 berikut: Tabel B9.3. Pengembangan Pembangkit di Provinsi Sulsel No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Sulsel Barru (FTP 1) PLN PLTU 50 2013 2 Punagaya (FTP 2) PLN PLTU 2x100 2016 3 Makassar Peaker PLN PLTG/MG/GU 600 2016/17/18 4 Sengkang (GT 22) Swasta PLTG 60 2013 5 Sengkang (ST 28) Swasta PLTGU 60 2013 6 PLTM Tersebar Sulsel Swasta PLTM 94 2014/15/16/17 7 Wajo Swasta PLTMG 20 2015 8 Jeneponto 2 Swasta PLTU 2x113 2018 9 Bonto Batu (FTP 2) Swasta PLTA 110 2019 10 Malea (FTP 2) Swasta PLTA 90 2020 11 Sulsel Barru 2 Unallocated PLTU 100 2017 12 Sulsel 2 Unallocated PLTU 2x200 2018/19 13 Bakaru 2 Unallocated PLTA 2x63 2020 14 Selayar Unallocated PTMPD 7 2015/16 15 Sulsel 3/Takalar Unallocated PLTU 2x100 2022 Jumlah 2.343 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pembangkit di Sulsel pada umumnya mempunyai kapasitas cukup besar dan berlokasi jauh dari pusat beban sehingga untuk menyalurkan dayanya termasuk untuk melayani beban smelterdi Kabupaten Bantaeng direncanakan pembangunan transmisi 275 kV. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kV diarahkan untuk evakuasi daya dari pembangkit yang akan dibangun dan mengatasi bottle neck. Secara keseluruhan transmisi yang akan dibangun hingga tahun 2022 sekitar 1.817 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 282,4 juta. Ruas transmisi yang direncanakan akan dibangun dapat dilihat pada Tabel B9.3. RUPTL 318 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B9.4. Pembangunan Transmisi No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 KIMA Makassar (New) Inc. 1 phi (Pangkep-Tello) 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 2 2013 2 Sengkang Siwa 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 140 2014 3 Keera Inc. 1 phi Sengkang-Siwa 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 13 2014 4 Siwa Palopo 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 180 2014 5 Tallo Lama (loop) Bontoala (loop) 150 kV 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 9 2014 6 Daya Baru Incomer 2 phi (Maros-Sungguminasa) 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 16 2015 7 Panakukang baru/ Bolangi (New) Inc. 1 phi (Maros-Sungguminasa) 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 2 2015 8 KIMA Maros Maros 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 12 2015 9 Sungguminasa Lanna 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 20 2015 10 PLTGU Makassar Peaker Tallo Lama 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 8 2016 11 PLTGU Makassar Peaker KIMA Makassar 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 12 2016 12 Wotu Malili (New) 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 82 2016 13 GI Punagaya Tanjung Bunga 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 240 2016 14 Wotu GI Masamba 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 110 2016 15 KIMA Makassar Daya Baru 150 kV 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 28 2016 16 Tanjung Bunga Bontoala (Reroute) 150 kV 1 cct, Zebra, 430 mm 12 2017 17 Punagaya Bantaeng (Smelter) 150 kV 2 cct, 4 x Zebra 60 2018 18 PLTU Sulsel 2 GI Sungguminasa 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 60 2018 19 PLTU Barru 2 Inc. 2 phi (Sidrap-Maros) 150 kV 2 cct, 2 x Zebra, 2 x 430 mm 5 2018 20 PLTA Bonto Batu Inc. 2 phi (Makale-Sidrap) 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 6 2019 21 PLTA Malea Makale 150 kV 2 cct, Zebra, 430 mm 30 2020 22 Enrekang Sidrap 275 kV 2 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 80 2020 23 Enrekang Palopo 275 kV 2 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 160 2020 24 Sidrap Daya Baru 275 kV 2 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 350 2020 25 PLTA Bakaru II Enrekang 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 40 2020 26 Daya Baru Bantaeng 275 kV 2 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 140 2020 1.817 Pengembangan Gardu Induk (GI) Terkait dengan rencana pembangunan transmisi 275 kV juga akan dibangun gardu induk baru 275/150 kV di empat lokasi dan juga akan dibangun GI baru 150 kV serta penambahan kapasitas trafo pada GI eksisting. Untuk GI 70 kV kedepan sudah tidak dikembangkan lagi kecuali pada lokasi-lokasi dimana sistem 150 kV belum dapat menggantikan peran GI 70 kV sehingga untuk sementara akan dipertahankan. Selama kurun waktu 2013 – 2022 akan dibangun GI dan GITET baru di 22 lokasi. Penambahan gardu induk baru dan kapasitas trafo GI ini akan dapat menampung penambahan pelanggan baru serta meningkatkan keandalan penyaluran. Sedangkan penambahan kapasitas trafo GI hingga tahun 2022 adalah 3.760 MVA dengan biaya investasi sekitar US$ 240 juta belum termasuk kebutuhan dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, sebagaimana terdapat pada Tabel B9.4. 319 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B9.5. Pembangunan Gardu Induk No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Palopo IBT 275/150 kV New 180 2013 2 Tallo Lama 150/20 kV Extension 60 2014 3 Bontoala 150/20 kV Extension 60 2014 4 Tallasa 150/20 kV Extension 30 2014 5 Sengkang, Ext LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 6 Tallo Lama (loop Btoala), Ext 2 LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 7 Bontoala (loop T.Lama), Ext 2 LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 8 Jeneponto 150/20 kV Extension 30 2014 9 Makale 150/20 kV Extension 30 2014 10 Tello 150/20 kV Extension 60 2014 11 Palopo 150/20 kV Extension 30 2014 12 Siwa, Ext 4 LB 150/20 kV Ext LB 4 LB 2014 13 Pinrang 150/20 kV Extension 30 2014 14 Panakkukang 150/20 kV Extension 60 2014 15 Malili + 4 LB 150/20 kV New 30 2014 16 Sungguminasa 150/20 kV Extension 60 2014 17 Wotu (IBT) 275/150 kV New 100 2014 18 Siwa 150/20 kV New 30 2014 19 Keera 150/20 kV New 30 2014 20 Daya Baru/Pattalasang + 4 LB 150/20 kV New 60 2015 21 Enrekang 150/20 kV New 30 2015 22 Maros 150/20 kV Extension 30 2015 23 Wotu - (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV New 30 2015 24 KIMA Maros 150/20 kV New 60 2015 25 Lanna 150/20 kV New 30 2015 26 Bantaeng 150/20 kV New 30 2015 27 Panakukang Baru/Bolangi 150/20 kV New 60 2015 28 KIMA Makassar 150/20 kV Extension 60 2015 29 Soppeng 150/20 kV Extension 60 2015 30 Sidrap 150/20 kV Extension 30 2015 31 Bontoala (GIS) 150/20 kV New 60 2016 32 Punagaya 150/20 kV New 30 2016 33 Tanjung Bunga, Ext 2 LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2016 34 Panakkukang 150/20 kV Extension 60 2016 35 Tanjung Bunga 150/20 kV Extension 60 2016 36 Bontoala (GIS) 150/20 kV Extension 60 2016 37 Pinrang 150/20 kV Extension 60 2016 38 Makale, Ext 2 LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2016 39 Palopo 150/20 kV Extension 60 2016 40 Masamba 150/20 kV New 30 2016 41 Bantaeng (Smelter) 150/20 kV New 8 LB 2016 42 Sungguminasa 150/20 kV Extension 60 2017 43 Sidrap, Ext 2 LB 150/20 kV Ext LB 2 LB 2017 44 Siwa 150/20 kV Extension 60 2017 RUPTL 320 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B9.5. Pembangunan Gardu Induk lanjutan No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 45 Bone 150/20 kV Extension 30 2018 46 Tallo Lama 150/20 kV Extension 60 2018 47 Bakaru, Ext 4 LB 150/20 kV Ext LB 4 LB 2018 48 Pare-Pare 150/20 kV Extension 30 2018 49 Kajuara 150/20 kV New 60 2019 50 Malili 150/20 kV Extension 20 2019 51 Tello 150/20 kV Extension 60 2019 52 Wotu 150/20 kV Extension 30 2019 53 Bulukumba 150/20 kV Extension 60 2019 54 Sengkang 150/20 kV Extension 60 2019 55 Panakukang Baru/Bolangi 150/20 kV Extension 60 2020 56 Pangkep 150/20 kV Extension 60 2020 57 Enrekang - IBT 275/150 kV New 300 2020 58 Sidrap - IBT 275/150 kV New 200 2020 59 Daya Baru - IBT 275/150 kV New 300 2020 60 Bantaeng - IBT 275/150 kV New 200 2020 61 Makale 150/20 kV Extension 60 2020 62 Bantaeng 150/20 kV Extension 60 2020 63 Sidrap 150/20 kV Extension 60 2021 64 Palopo 150/20 kV Extension 60 2021 65 Sinjai 150/20 kV Extension 30 2022 66 Pare-Pare 150/20 kV Extension 30 2022 67 Tallasa 150/20 kV Extension 60 2022 68 Daya Baru/Pattalasang 150/20 kV Extension 60 2022 69 Pinrang 150/20 kV Extension 60 2022 3.760 Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2022 diproyeksikan akan ada tambahan pelanggan baru sebanyak 798 ribu pelanggan. Penambahan pelanggan tersebut akan menyebabkan kenaikan beban puncak menjadi 3 kali lipat dalam kurun waktu 10 tahun dari 725 MW pada tahun 2012 menjadi sekitar 2.170 MW di tahun 2023, belum termasuk beban pelanggan smelteryang berkisar 480 MW. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan jaringan distribusi tegangan menengah 13.263 kms, jaringan tegangan rendah 5.783 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 4.024 MVA, seperti dalam tabel B9.5. 321 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B9.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 1.182 844 431 145.472 2014 521 342 401 66.325 2015 1.239 495 376 81.587 2016 1.438 546 390 80.745 2017 1.779 647 413 82.551 2018 1.777 683 434 83.877 2019 2.023 728 457 85.428 2020 2.321 782 498 87.033 2021 466 349 303 44.035 2022 517 367 320 41.835 2013 – 2022 13.263 5.783 4.024 798.889 B9.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B9.6. Tabel B9.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 4.031 4.517 810 170 90 2 235 2014 4.905 5.487 985 19 640 342 154 2015 5.834 6.512 1.170 28 480 50 110 2016 6.892 7.767 1.381 538 420 480 800 2017 7.464 8.492 1.493 287 120 12 434 2018 8.091 9.262 1.617 576 120 125 793 2019 8.781 10.051 1.753 310 290 6 488 2020 9.540 10.902 1.902 216 1.240 800 559 2021 10.323 11.782 2.056 0 120 0 28 2022 11.103 12.647 2.209 200 240 0 315 Jumlah 2.343 3.760 1.817 3.917 LAMPIRAN B.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGGARA RUPTL 324 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B10.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Tenggara terbesar berada di Kendari dan sejak akhir tahun 2011 PLTU Nii Tanasa 2x10 MW Kendari sudah dapat memasok sekitar 20% dari kebutuhan sistem. Daya dari PLTU batubara tersebut disalurkan melalui transmisi 70 kV ke GI Kendari. Dengan demikian sistem Kendari mendapatkan pasokan daya dari PLTU dan PLTD. Selain itu terdapat beberapa sistem kelistrikan yang beroperasi secara isolateduntuk melayani beban setempat dengan sumber pasokan utama dari PLTD, namun ada juga yang mendapatkan pasokan dari PLTD dan PLTM. Kapasitas terpasang pembangkit berbeban di atas 1 MW yang masuk ke sistem 20 kV adalah 215 MW dengan daya mampu sekitar 153 MW. Beban puncak keseluruhan sistem kelistrikan (non coincident) di Provinsi Sulawesi Tenggara pada tahun 2012 adalah 130 MW. Sebagai upaya memperbaiki bauran energi di Provinsi Sulawesi Tenggara, pada tahun 2012 juga telah beroperasi pembangkit dengan energi terbarukan yaitu PLTS Kapota 200 kWp dan PLTS Kabaena 400 kWp. Sedang pada tahun 2013, telah beroperasi PLTM Mikuasi. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangan sistem kelistrikan Sulawesi Tenggara ditunjukkan pada Gambar B10.1. SULAWESI TENGAH SULAWESI SELATAN Lasusua ACSR 2x240 mm 2 145 km - 2016 ke GI Malili (Sulsel) Kolaka Unaaha Kendari Raha PLTU Kendari/Nii Tanasa 2x10 MW PLTP Lainea 2x10 MW - 202 2 U PLTU Raha (FTP2) 2x3 MW – 2016 U PLTA Konawe 2x25 MW – 2021 A PLTU Bau-Bau 2x7 MW – 2014 U PLTU Bau-Bau 2 2x10 MW – 2018/19 U PLTU Wangi-Wangi 2x3 MW – 2015/16 U ACSR 2x240 mm 2 116 km - 2016 ACSR 2x240 mm 2 75 km - 2016 ACSR 2x240 mm 2 55 km - 2016 ACSR 1x240 mm 2 90 km - 2017 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGGARA T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM Bau-Bau ACSR 1x240 mm 2 85 km - 2016 PLTU Nii Tanasa(Ekspansi) 1x10 MW - 2014 PLTA Wotunohu 15 MW – 2021 A PLTU Kendari 3 2x50 MW – 2018 Andolo Kasipute ACSR 1x240 mm 2 42 km - 2017 U PLTU Raha 2 2x3 MW – 2018 PLTU Bau-Bau 2x10 MW – 2014/15 U Gambar B10.1. Peta Sistem Kelistrikan Prov Sulawesi Tenggara Rincian pembangkit terpasang pada sistem 70 kV dan sistem 20 kV seperti ditunjukkan pada tabel B10.1. 325 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B10.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Kendari PLTU/PLTD Batubara/BBM PLN 109,2 74,9 62,4 2 Lambuya PLTD BBM PLN 20,6 13,6 11,9 3 Kolaka PLTD BBM PLN 24,1 17,7 14,8 4 Raha PLTD BBM PLN 13,5 11,5 10,4 5 Bau-Bau PLTD/PLTM BBM/Air PLN 24,4 17,5 16,8 6 Wangi-Wangi PLTD/PLTM BBM/Air PLN 4,6 3,6 2,6 7 Lasusua PLTD/PLTM BBM/Air PLN 8,7 7,8 6,0 8 Bombana PLTD/PLTS BBM/Surya PLN 7,2 5,4 3,6 9 Ereke PLTD BBM PLN 2,3 1,4 1,2 Total 214,6 153,3 129,7 B10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tenggara Kendari, Kolaka, Bau-Bau, Raha dan Wangi-Wangi adalah kota-kota utama di Sulawesi Tenggara yang berkembang cukup pesat. Potensi alam yang kaya akan cadangan nikel mendorong pertumbuhan ekonomi setempat, selain potensi perikanan yang juga terus meningkat secara signifikan dalam pemenuhan kebutuhan ekspor. Kota Wangi-Wangi merupakan pintu masuk ke Kepulauan 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. Berdasarkan data PDRB dari BPS, pertumbuhan ekonomi Provinsi Sulawesi Tenggara selama tahun 2007– 2011 cukup tinggi, yaitu mencapai rata-rata 7,9% per tahun. Sejalan dengan itu pertumbuhan pemakaian energi listrik dalam periode yang sama meningkat rata-rata 12 % per tahun. Rasio elektrifikasi di Provinsi Sulawesi Tenggara saat ini masih sekitar 63%, sehingga potensi pelanggan baru masih banyak. Berdasarkan pertumbuhan penjualan listrik dalam lima tahun terakhir, dan dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi yang tinggi dan 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 136 MW pada tahun 2013 menjadi 291 MW di tahun 2022. Demikian pula pemakaian listrik pada tahun 2013 sebesar 680 GWh akan meningkat menjadi 1.594 GWh pada tahun 2022, atau tumbuh 9,9 % per tahun. Tabel B10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 10,5 588 680 136 362.560 2014 11,0 644 747 148 391.779 2015 11,2 705 816 160 441.441 2016 11,2 773 902 175 494.472 2017 11,2 847 1.017 195 551.061 2018 11,2 930 1.122 213 577.902 2019 11,2 1.020 1.224 230 606.090 2020 11,2 1.121 1.335 249 632.189 2021 11,2 1.231 1.458 269 647.608 2022 11,2 1.353 1.594 291 663.312 Growth 11,1 9,9% 9,9% 8,8% 8,7% RUPTL 326 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B10.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tenggara adalah sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Di Provinsi 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. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan daya listrik di Sulawesi Tenggara, akan dibangun beberapa pembangkit yaitu PLTA, PLTP dan PLTU batubara baik kapasitas menengah maupun skala kecil sesuai dengan kebutuhan sistem setempat. Dari potensi energi terbarukan yang ada, PLN berencana akan membangun PLTA Konawe berkapasitas 50 MW. Pembangunan PLTA tersebut akan diselaraskan dengan rencana pembangunan waduk di aliran sungai Konawe melalui kerjasama dengan institusi pengelola sungai (Balai Wilayah Sungai) setempat, untuk memenuhi kebutuhan sistem interkoneksi 150 kV di Sulawesi Tenggara. Selama periode 2013 - 2022, di Provinsi Sulawesi Tenggara akan dibangun pembangkit baru dengan kapasitas total mencapai 287 MW yang akan terhubung ke sistem 150 kV dan sebagian terhubung ke jaringan 20 kV pada sistem isolated. Salah satu pembangkit yang cukup besar adalah PLTU batubara Kendari 2x50 MW dan direncanakan akan beroperasi pada tahun 2017. Kebutuhan batubara untuk PLTU ini akan dipasok dari Kalimantan. Rencana penambahan pembangkit selengkapnya dapat dilihat pada tabel B10.3. Tabel B10.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Kendari (FTP 1) PLN PLTU 10 2013 2 Rongi PLN PLTM 0,8 2014 3 Nii Tanasa (Ekspansi) PLN PLTU 10 2014 4 Bau-Bau PLN PLTU 2x10 2014/15 5 Wangi-Wangi PLN PLTU 2x3 2015/16 6 Lapai 1 (APBN) PLN PLTM 4 2015 7 Lapai 2 (APBN) PLN PLTM 4 2016 8 Raha PLN PLTU 2x3 2016 9 Bau-Bau Swasta PLTU 2x7 2014 10 Kendari 3 Swasta PLTU 2x50 2018 11 Raha 2 Unallocated PLTU 2x3 2018 12 Bau-Bau 2 Unallocated PLTU 2x10 2018/19 13 Konawe Unallocated PLTA 50 2021 14 Watunohu Unallocated PLTA 15 2021 15 Riorita Unallocated PLTM 0,5 2015 16 Toaha Unallocated PLTM 0,5 2015 17 Lainea Unallocated PLTP 20 2022 Jumlah 287 327 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pembangunan transmisi 150 kV di Provinsi Sulawesi Tenggara sebagian besar digunakan untuk membangun interkoneksi Sistem Sultra dengan Sistem Sulsel yang terbentang dari Malili (Sulsel), Lasusua, Kolaka, Unaaha sampai ke Kendari, sekaligus untuk mengganti pasokan yang selama ini menggunakan PLTD beralih ke sistem interkoneksi. Selain itu, pembangunan transmisi juga terkait dengan proyek pembangkit yaitu untuk menyalurkan daya dari pembangkit ke sistem 150 kV. Selanjutnya transmisi 150 kV tersebut akan dikembangkan untuk melayani ibukota Kabupaten yang selama ini masih berupa sistem isolated. Selain itu, pembangunan transmisi juga dimaksudkan untuk menginterkoneksikan sistem Raha di pulau Muna dengan sistem Bau-Bau di Pulau Buton. Pembangunan interkoneksi antar pulau tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan. Keseluruhan panjang transmisi yang akan dibangun selama periode 2013 - 2022 adalah 1.406 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 158 juta sebagaimana terdapat dalam Tabel B10.4. Tabel B10.4. Pembangunan Transmisi No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Malili Lasusua 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 290 2016 2 Lasusua Kolaka 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 232 2016 3 Kolaka Unahaa 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 150 2016 4 Unahaa Kendari 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 110 2016 5 Raha Bau-Bau 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 170 2016 6 GI Kendari 150 kV Gi Kendari 70 kV 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 30 2016 7 Kendari GI Andolo 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 180 2017 8 GI Andolo GI Kasipute 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 84 2017 9 PLTA Konawe Unahaa 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 80 2021 10 PLTA Watunohu 1 Lasusua 150 kV 2 cct, 2 x Hawk, 240 mm 80 2021 1.406 Pengembangan Gardu Induk Dalam rangka untuk meningkatkan mutu pelayanan, beberapa ibukota Kabupaten direncanakan akan disambung ke sistem interkoneksi sehingga di Kabupaten tersebut perlu dibangun gardu induk. Selama periode tahun 2013– 2022 akan dibangun gardu Induk baru 150/20 kV termasuk penambahan kapasitas trafo dan IBT 150/70 kV, dengan kapasitas total 660 MVA. Proyek tersebut akan memerlukan dana investasi sekitar US$ 48 juta belum termasuk kebutuhan dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, seperti diberikan dalam tabel B10.5. Tabel B10.5. Pembangunan Gardu Induk No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Kolaka - (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV New 30 2015 2 Kendari 150/20 kV New 30 2015 3 Lasusua - (GI Baru) + 4 LB 150/20 kV New 30 2015 4 Kolaka, Ext 4 LB 150/20 kV Ext LB 4 LB 2015 5 Unaaha + 4 LB 150/20 kV New 60 2015 6 Kendari - IBT 2x31,5 MVA 150/70 kV New 60 2016 7 Kendari, Ext 4 LB 150/20 kV Ext LB 4 LB 2016 RUPTL 328 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 8 Raha 150/20 kV New 30 2016 9 Bau Bau 150/20 kV New 30 2016 10 Kendari 150/20 kV Extension 60 2016 11 Unaaha 150/20 kV Extension 60 2017 12 Andolo 150/20 kV New 10 2017 13 Kasipute 150/20 kV New 20 2017 14 Nii Tanasa 150/20 kV Extension 30 2018 15 Kolaka 150/20 kV Extension 30 2018 16 Bau Bau 150/20 kV Extension 30 2018 17 Unaaha 150/20 kV Extension 60 2021 18 Raha 150/20 kV Extension 30 2022 19 Kendari 150/20 kV Extension 60 2022 660 Pengembangan Jaringan Distribusi Untuk memenuhi kebutuhan listrik Provinsi Sulawesi Tenggara hingga tahun 2022, direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 371 ribu pelanggan. Untuk menunjang penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melayani perdesaan, yaitu JTM sepanjang 546,9 kms, JTR sekitar 2.622 kms dan trafo distribusi sebesar 734 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel B10.6. Tabel B10.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 577 359 89 70.879 2014 370 249 68 29.219 2015 687 315 72 49.661 2016 634 302 76 53.031 2017 561 275 78 56.589 2018 772 282 83 26.841 2019 777 286 86 28.188 2020 762 286 79 26.098 2021 156 130 50 15.419 2022 173 137 53 15.704 2013-2022 5.469 2.622 734 371.631 B10.4. Rangkuman Rangkuman proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi Provinsi Sulawesi Tenggara tahun 2013 - 2022 adalah seperti pada Tabel B10.7. Tabel B10.4. Pembangunan Transmisi lanjutan 329 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B10.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 588 680 136 10 0 0 77 2014 644 747 148 35 0 0 107 2015 705 816 160 18 210 0 105 2016 773 902 175 13 120 982 204 2017 847 1.017 195 0 90 264 83 2018 930 1.122 213 116 90 0 245 2019 1.020 1.224 230 10 0 0 79 2020 1.121 1.335 249 0 0 0 63 2021 1.231 1.458 269 65 60 160 145 2022 1.353 1.594 291 20 90 0 87 Jumlah 287 660 1.406 1.194 LAMPIRAN B.11 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI BARAT RUPTL 332 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B11.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Kebutuhan tenaga listrik Provinsi Sulawesi Barat saat ini dipasok dari 3 gardu induk 150 kV, yaitu Polewali, Majene dan Mamuju yang terinterkoneksi dengan Sistem Sulawesi Selatan. Gardu induk tersebut mendapat pasokan dari pembangkit-pembangkit yang ada di sistem kelistrikan interkoneksi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Selain itu terdapat pembangkit skala kecil yang beroperasi pada sistem isolated untuk memenuhi kebutuhan setempat. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangannya di Provinsi Sulawesi Barat dapat dilihat pada gambar B11.1. PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI BARAT T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM Polman Majene Mamuju PLTU Mamuju (FTP2) 2x25 MW - 2016 SULAWESI SELATAN SULAWESI TENGAH U ke GI Silae (Sulteng) ACSR 2x240 mm 2 45 km - 2014 Pasangkayu ke GI Pinrang (Sulsel) ACSR 2x240 mm 2 110 km–2017 Topoyo ACSR 2x240 mm 2 50 km - 2017 Mamuju Baru A PLTA Karama (Unsolicited) 450 MW–2020/21 ACSR 2x240 mm 2 40 km - 2017 ACSR 2x430 mm 2 80 km - 2020 ACSR 2x430 mm 2 80 km - 2020 ke GITET Enrekang (Sulsel) A PLTA Poko 2x117 MW–2020/21 Gambar B11.1. Peta Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat Kapasitas ketiga gardu induk tersebut saat ini adalah 90 MVA. Sistemisolated yang belum tersambung ke sistem masih dipasok dari PLTD. Beban puncak seluruh Provinsi Sulbar adalah 47 MW yang meliputi beban puncak sistem dan sistem isolated tersebar. Adapun pembangkit yang beroperasi secara isolated pada saat ini diberikan pada Tabel B11.1. Tabel B11.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Mamuju PLTD BBM PLN 1,5 1,4 1,4 2 Isolated 1. Mambi PLTD BBM PLN 0,2 0,2 0,2 2. Babana PLTD BBM PLN 0,0 0,0 0,0 3. Topoyo PLTD BBM PLN 0,2 - - 4. Karossa PLTD BBM PLN 0,5 0,4 0,4 5. Baras PLTD BBM PLN 0,8 0,4 0,4 6. Pasang Kayu PLTD BBM PLN 3,1 2,3 2,3 7. Sarjo PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,1 Total 6,5 4,9 4,9 333 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 B11.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulbar Provinsi Sulawesi Barat dengan Mamuju sebagai ibukotanya merupakan daerah yang sedang berkembang. Kondisi ekonomi Sulawesi Barat dalam tiga tahun terakhir tumbuh mengesankan mencapai rata-rata 10,4%. Sedangkan rasio elektrifikasi pada tahun 2012 masih sekitar 67% termasuk listrik non PLN sehingga banyak calon pelanggan rumah tangga yang membutuhkan pasokan listrik. Dengan pertumbuhan konsumsi listrik dalam lima tahun terakhir yang mencapai rata-rata 14,5 % per tahun dan memperhatikan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk serta peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik tahun 2013 – 2022 diberikan pada tabel B11.2. Tabel B11.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Provinsi Sulawesi Barat Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 10,4 204 231 47 134.024 2014 10,9 231 261 53 146.093 2015 11,1 260 292 60 159.256 2016 11,1 291 331 68 173.438 2017 11,1 324 373 76 188.895 2018 11,1 360 416 85 205.725 2019 11,1 399 460 94 224.079 2020 11,1 440 507 104 244.065 2021 11,1 485 558 114 265.652 2022 11,1 533 611 125 289.164 Growth 11,0 11,6% 11,4% 11,4% 8,9% B11.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Energi Primer Provinsi Sulawesi Barat dengan kondisi alamnya yang bergunung-gunung dengan hutan masih asli, menyimpan potensi tenaga air yang sangat besar untuk dapat dikembangkan menjadi PLTA, dan di beberapa lokasi dapat dikembangkan menjadi PLTM. Diperkirakan potensi PLTA di Sulawesi Barat bisa mencapai 1000 MW. Pengembangan Pembangkit Memperhatikan besarnya potensi tenaga air tersebut, prioritas pertama dalam mengembangkan pembangkit adalah membangun PLTA. Rencana pembangunan PLTA tersebut harus diawali dengan studi kelayakan yang baik dan lengkap termasuk adanya data curah hujan yang memadahi. Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2022, di Provinsi Sulawesi Barat direncanakan akan dibangun pembangkit kapasitas total hingga 734 MW yang akan tersambung ke sistem 150 kV sistem Sulselbar. Pembangkit tersebut adalah PLTU batubara 2x25 MW (proyek FTP2) yang akan dibangun oleh swasta dan PLTA Poko 117 MW serta PLTA Karama, sebagaimana diberikan pada tabel B11.3. Apabila tambahan pembangkit baru tersebut selesai beroperasi, maka kelebihan dayanya akan dikirim ke daerah lain melalui sistem interkoneksi. Proyek PLTA Karama ini merupakan sebuah proyek Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS) “unsolicited”. Saat ini sedang dilakukan studi ulang terkait dengan adanya masalah sosial. Hasil studi tersebut akan dijadikan dasar untuk penyusunan neraca daya sistem Sulselbar dan proses pengadaan selanjutnya. RUPTL 334 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B11.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Mamuju Swasta PLTU 2x25 2016 2 Karama Baseload (Unsolicited) Swasta PLTA 100 2020 3 Karama Peaking (Unsolicited) Swasta PLTA 350 2021 4 Poko Unallocated PLTA 2x117 2020/21 Jumlah 734 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Untuk menyalurkan daya dari pembangkit ke pusat beban dan dalam rangka menyambung beban yang selama ini dilayani oleh PLTD terhubung ke sistem, akan dibangun transmisi 150 kV. Di Provinsi Sulawesi Barat direncanakan pembangunan transmisi 150 kV dari Silae (Sulteng) sampai ke Mamuju melalui Pasang Kayu dan Topoyo, dan transmisi dari PLTA Poko ke Bakaru. Selain itu, juga rencana akan dibangun transmisi 275 kV untuk menyalurkan daya dari PLTA Karama ke Mamuju dan dari Mamuju ke arah Enrekang, namun untuk pembangunannya akan melihat perkembangan hasil studi ulang PLTA Karama. Panjang total saluran transmisi yang akan dibangun mencapai 1.182 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 243,6 juta sebagaimana diberikan pada Tabel B11.4. Tabel B11.4. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Pasangkayu Silae 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 90 2014 2 PLTU Mamuju FTP2 Mamuju 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 68 2016 3 Mamuju Baru Inc. 2 phi (Topoyo-Mamuju) 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 4 2017 4 Pasangkayu Mamuju Baru 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 400 2017 5 PLTA Karama Mamuju Baru 275 kV 4 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 160 2020 6 Mamuju Baru Enrekang 275 kV 3 cct, 2 x 429 ACSR (Zebra) 420 2020 7 PLTA Poko Bakaru 150 kV 2 cct, Hawk, 2 x 240 mm 40 2020 1.182 Pengembangan Gardu Induk Beberapa gardu induk akan dibangun di Sulawesi Barat seiring dengan pembangunan transmisi terkait. Di Pasangkayu akan dibangun gardu induk baru 150/20 kV 30 MVA dan dijadwalkan akan beroperasi tahun 2014, terhubung ke sistem Palu – Poso melalui GI Silae di Kota Palu, Provinsi Sulawesi Tengah. Selain itu direncanakan penambahan trafo di GI eksisting kapasitas 30 MVA. Sedangkan yang terkait dengan proyek PLTA Karama, akan dibangun GITET 275/150 kV dan GI Mamuju Baru 150/20 kV tetapi pelaksanaan pembangunannya akan menunggu hasil studi ulang PLTA Karama. Total daya GI yang akan dibangun termasuk IBT adalah 440 MVA, dengan dana investasi yang diperlukan sekitar US$ 36 juta, belum termasuk kebutuhan dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, seperti pada Tabel B11.5. 335 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B11.5. Pembangunan Gardu Induk No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) Kap. (MVA) 1 Pasangkayu 150/20 kV New 30 2014 2 Mamuju 150/20 kV Extension 30 2015 3 Mamuju 150/20 kV Extension 60 2017 4 Topoyo 150/20 kV New 30 2017 5 Mamuju Baru 150/20 kV New 30 2017 6 Mamuju Baru - IBT 275/150 kV New 200 2020 7 Polmas 150/20 kV Extension 60 2021 440 Pengembangan Distribusi Hingga tahun 2022 akan dilakukan penambahan sambungan baru sekitar 165 ribu pelanggan. Beban puncak pada 2022 akan naik menjadi sekitar 3 kali lipat dibanding beban puncak tahun 2012, yaitu naik dari 42 MW menjadi 125 MW pada tahun 2022. Jaringan distribusi yang akan dibangun, termasuk untuk melistriki perdesaan, terdiri dari JTM sepanjang 2.471 kms, JTR sekitar 1.732 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 591 MVA seperti diberikan pada Tabel B11.6. Tabel B11.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 509 385 81 10.500 2014 185 163 70 12.070 2015 334 201 65 13.162 2016 300 188 63 14.182 2017 250 161 62 15.456 2018 263 162 62 16.830 2019 263 163 62 18.355 2020 256 160 56 19.985 2021 53 73 33 21.587 2022 58 77 35 23.512 2013 – 2022 2.471 1.732 591 165.640 B11.4 Ringkasan Ringkasan prakiraan kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas sistem kelistrikan dan kebutuhan investasi di Provinsi Sulawesi Barat sampai dengan tahun 2022 sebagaimana terdapat dalam tabel B11.7. RUPTL 336 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B11.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 204 231 47 0 0 0 57 2014 231 261 53 0 30 90 50 2015 260 292 60 0 30 0 50 2016 291 331 68 50 0 68 143 2017 324 373 76 0 120 404 109 2018 360 416 85 0 0 0 56 2019 399 460 94 0 0 0 59 2020 440 507 104 217 200 620 586 2021 485 558 114 467 60 0 728 2022 533 611 125 0 0 0 27 Jumlah 734 440 1.182 1.866 LAMPIRAN B.12 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU RUPTL 338 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B12.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku saat ini terdiri dari 8 sistem kelistrikan dengan beban diatas 2 MW adalah Sistem Ambon, Masohi – Waipia – Liang, Kairatu – Piru, Namlea – Mako, Saparua, Tual, Dobo, dan Saumlaki. Selain itu terdapat 39 pusat pembangkit kecil tersebar. Beban puncak total non coincidentseluruh Provinsi Maluku sekitar 96 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit PLTD dan PLTS tersebar yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV dan sebagian tersambung langsung ke jaringan 220 Volt pada masing-masing sistem kelistrikan seperti ditunjukkan pada gambar B12.1 Masohi, Liang, Waipia 6,0 MW Piru 1,2 MW Namlea - Mako 5,4 MW Dobo 2,7 MW Ambon 49 MW Saparua 1,5 MW Kairatu 4,4 MW Saumlaki 2,5 MW Langgur 7,2 MW Gambar 12.1. Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku Sistem kelistrikan terbesar di Provinsi Maluku adalah Sistem Ambon, dimana sistem ini memiliki jumlah pasokan pembangkit 79,6 MW termasuk PLTD sewa, dengan daya mampu sekitar 50,8 MW dan beban puncak 49 MW. Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku dengan beban puncak di atas 2 MW posisi bulan September 2013 sebagaimana dapat dilihat pada tabel B12.1. 339 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B12.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Ambon 1. Hative Kecil PLTD BBM PLN 44,7 27,0 27,0 2. Poka PLTD BBM PLN 34,9 23,8 22,0 TOTAL 79,6 50,8 49,0 2 Sistem Masohi 1. Masohi PLTD BBM PLN 8,1 4,7 4,5 2. Waipia PLTD BBM PLN 0,4 0,2 0,3 3. Liang PLTD BBM PLN 1,2 1,2 1,2 TOTAL 9,7 6,1 6,0 3 Sistem Kairatu - Piru 1. Kairatu PLTD BBM PLN 2,9 2,0 4,4 2. Sewa Mesin PLTD BBM PLN 3,9 2,2 3. Piru PLTD BBM PLN 2,8 1,4 1,2 TOTAL 9,6 5,6 5,6 4 Sistem Namlea - Mako 1. Namlea PLTD BBM PLN 6,4 4,2 4,4 2. Mako PLTD BBM PLN 4,3 1,4 1,2 TOTAL 10,7 5,6 5,6 5 Sistem Saparua Saparua PLTD BBM PLN 4,0 2,0 1,5 6 Sistem Tual 1. Langgur PLTD BBM PLN 7,6 3,6 2. Sewa Mesin PLTD BBM PLN 4,4 4,0 TOTAL 12,0 7,6 7,2 7 Sistem Saumlaki 1. Saumlaki PLTD BBM PLN 5,3 2,7 2,5 TOTAL 5,3 2,7 2,5 8 Sistem Dobo 1. Dobo PLTD BBM PLN 4,0 3,1 2,7 TOTAL 4,0 3,1 2,7 Total 135,0 83,5 80,1 B12.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kota Ambon mempunyai populasi terbesar di Provinsi Maluku dan jumlah pelanggan PLN paling banyak berada di Ambon dibanding kota lainnya. Kondisi ekonomi Maluku dalam lima tahun terakhir tumbuh lebih baik dibanding sebelumnya yaitu rata-rata diatas 6% per tahun. Sektor pertanian, perdagangan, hotel dan restoran serta sektor jasa-jasa lainnya mempunyai kontribusi dominan mencapai hampir 76%, mampu tumbuh diatas 9% kecuali pertanian. Kondisi ekonomi yang membaik ini dan ditopang oleh kondisi keamanan yang kondusif, akan berdampak pada tingginya konsumsi listrik di Maluku. Sampai dengan tahun 2012, jumlah pelanggan PLN masih didominasi oleh kelompok rumah tangga dengan konsumsi mencapai 92,9%, disusul kelompok komersial 4 %, publik 3 % dan industri 0,03%. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan RUPTL 340 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) kecenderungan pertumbuhan ekonomi yang semakin membaik, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2013 – 2022 diperlihatkan pada tabel B12.2. Tabel B12.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 8,1 461 512 97 252.277 2014 8,5 511 567 107 263.336 2015 8,6 562 647 122 274.133 2016 8,6 617 708 133 285.008 2017 8,6 677 784 148 296.145 2018 8,6 743 868 163 307.549 2019 8,6 816 947 178 319.227 2020 8,6 895 1.034 194 331.185 2021 8,6 982 1.128 212 343.330 2022 8,6 1.078 1.232 231 355.767 Growth 8,6 10,5% 10,6% 10,5% 4,5% 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 sumber-sumber hydroyang 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 tepatnya di desa Suli sedang dilaksanakan untuk rencana pembangunan PLTP Tulehu 2x10 MW. Sedangkan PLTP Haruku masih berupa potensi dan perlu dilakukan survey. Selain itu, di Pulau Seram terdapat potensi hidro yang cukup besar bisa mencapai 100 MW lebih, namun sebagian diantaranya berada di kawasan hutan konservasi sehingga ada kemungkinan akan mengalami hambatan jika seluruhnya dikembangkan menjadi PLTA/M. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2022 akan dapat dipenuhi dengan mengembangkan pembangkit di Maluku berkapasitas total sekitar 280 MW, termasuk rencana PLTMG Ambon Peaker 50 MW dan PLTA Wai Tala 54 MW seperti ditampilkan pada tabel B12.3. Selain itu juga akan dikembangkan PLTS on-grid oleh swasta dengan kapasitas 10,5 MW. 341 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B12.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Ambon (FTP 1) PLN PLTU 2x15 2014/15 2 Ambon 2 PLN PLTU 2x15 2016 3 Tulehu (FTP 2) PLN PLTP 2x10 2018 4 Wai Tina Swasta PLTM 8 2016/17 5 Sapalewa Swasta PLTM 8 2016/17 6 Ambon Peaker Unallocated PLTMG 50 2016 7 Seram Peaker Unallocated PLTMG 10 2016 8 Nua (Masohi) Unallocated PLTM 8 2017 9 Isal Unallocated PLTM 8 2018/19 10 Wai Tala Unallocated PLTA 54 2019/20 11 Ambon 3 Unallocated PLTU 15 2020 12 Ambon Peaker 2 Unallocated PLTMG 10 2021 13 Langgur Unallocated PTMPD 2x3.5 2015 14 Bula Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 15 Saumlaki Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 16 Dobo Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 17 Kairatu Unallocated PTMPD 1x1.2 2015 18 Masohi Unallocated PTMPD 1x1.2 2015 19 Namlea Unallocated PTMPD 1x3.5 2016 20 Tene Unallocated PLTM 4 2016 21 Wae Mala Unallocated PLTM 1,5 2017 22 Makariki Unallocated PLTM 4 2017 Jumlah 280,6 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit PLTA/M dan PLTP yang jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, akan dibangun jaringan transmisi 70 kV sepanjang 673 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Untuk transmisi 70 kV di Pulau Buru akan dibangun apabila hasil studi menunjukkan bahwa energi yang diproduksi sebagian besar akan dikirim ke Sistem Namlea – Mako. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 39,5 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B12.4. RUPTL 342 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B12.4. Pembangunan SUTT 70 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTU Waai GI Passo 70 kV 1 cct, 1 x 240 HAWK 18 2014 2 PLTU Waai GI Sirimau 70 kV 1 cct, 1 x 240 HAWK 30 2014 3 GI Passo GI Sirimau 70 kV 1 cct, 1 x 240 HAWK 12 2014 4 GI Passo GI Wayame 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 26 2015 5 PLTP Tulehu Incomer single phi Sirimau-Waai 70 kV 1 cct, 1 x 240 HAWK 6 2016 6 GI Piru GI Kairatu 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 110 2016 7 GI Masohi GI Kairatu 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 210 2016 8 GI Piru GI Taniwel 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 60 2016 9 GI Namrole GI Namlea 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 171 2016 10 PLTA Tala Incomer 2 phi (Kairatu-Masohi) 70 kV 2 cct, 1 x 240 HAWK 30 2017 673 P U A A A A A A Bula PLTM Isal 8 MW (2018/19) Masohi Haruku Waai Tulehu Piru PLTM Makariki 4 MW (2017) PLTM Tene 4 MW (2016) PLTM Nua 8 MW (2017) PLTM Wae Mala 1.5 MW (2017) A PLTM Ruwapa 1,2 MW (2018) ACSR 1x240 mm 2 105 km (2016) ACSR 1x240 mm 2 55 km (2016) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM AMBON PROPINSI MALUKU T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM PLTU Ambon (FTP1) 2x15 MW (2014/15) PLTU Tulehu (FTP2) 2x10 MW (2018) U PLTU Ambon 2 2x15 MW (2016) Kairatu PLTA Wai Tala 54 MW (2019/20) ACSR 1x240 mm 2 15 km (2017) Sirimau Passo Wayame PLTMG Ambon Peaker 50 MW–2016 10 MW–2021 G U PLTU Ambon 3 2x15 MW (2019/23) PLTMG Seram Peaker 10 MW–2016 MG Taniwel A PLTM Sapalewa 8 MW (2016/17) ACSR 1x240 mm 2 30 km (2016) D PLTD Hative Kecil 44.7 MW PLTD Poka 34.9 MW D PLTD Masohi 8.1 MW Gambar B12.2. Peta Rencana Pengembangan Sistem 70 kV Pulau Ambon dan Pulau Seram 343 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 P.BURU Namlea Wamsisi Namrole Mako M PLTM Wai Tina 2x4 MW (2016/17) ACSR 1x240 mm 2 75 km (2016) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM PULAU BURU PROPINSI MALUKU T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM D PLTD Namlea 6,4 MW D PLTD Mako 4,3 MW Gambar B12.3. Peta Rencana Pengembangan Sistem 70 kV Pulau Buru Pengembangan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan rencana pengembangan transmisi terkait proyek PLTA, PLTU dan PLTP serta untuk mendistribusi listrik ke pelanggan, direncanakan pembangunan gardu induk baru. Sampai dengan tahun 2022 diperlukan pembangunan GI 70 kV baru dan pengembangannya di 9 lokasi dengan kapasitas total 270 MVA dan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 24 juta, belum termasuk kebutuhan investasi untuk pembangunan GI pembangkit seperti diperlihatkan pada tabel B12.5. Tabel B12.5. Pengembangan GI di Maluku No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Sirimau 70/20 kV New 40 2014 2 Passo 70/20 kV New 20 2015 3 Passo 70/20 kV Ext LB 2 LB 2015 4 Poka/Wayame 70/20 kV New 30 2016 5 Piru 70/20 kV New 20 2016 6 Taniwel 70/20 kV New 10 2016 7 Sirimau 70/20 kV Extension 20 2016 8 Masohi 70/20 kV New 20 2017 9 Kairatu 70/20 kV New 20 2017 10 Passo 70/20 kV Extension 20 2018 11 Poka/Wayame 70/20 kV Extension 30 2020 12 Masohi 70/20 kV Extension 20 2020 13 Namrole 70/20 kV New 10 2017 14 Namlea 70/20 kV New 10 2017 270 RUPTL 344 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 126 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022, termasuk untuk melayani listrik perdesaan. Selain itu direncanakan pula jaringan 20 kV untuk menghubungkan antar sistem isolated yang memiliki potensi sumber energi terbarukan dan murah dengan sistem di dekatnya yang masih menggunakan PLTD minyak. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2013–2022 sudah termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.657 kms JTM, sekitar 928 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 77 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B12.6. Tabel B12.6. Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Tahun JTM kms JTR kms Trafo MVA Pelanggan 2013 304 180 14 23.221 2014 145 79 7 11.059 2015 141 80 7 10.796 2016 142 80 7 10.876 2017 146 82 7 11.137 2018 149 83 7 11.404 2019 153 84 7 11.678 2020 156 86 7 11.958 2021 159 86 7 12.145 2022 163 88 8 12.437 2013 - 2022 1.657 928 77 126.711 B12.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 diberikan pada tabel B12.7. Tabel B12.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 461 512 97 0 0 0 4 2014 511 567 107 15 40 60 41 2015 562 647 122 32 20 26 105 2016 617 708 133 106 80 556 174 2017 677 784 148 22 60 30 66 2018 743 868 163 26 20 0 49 2019 816 947 178 16 0 0 31 2020 895 1.034 194 56 50 0 98 2021 982 1.128 212 10 0 0 13 2022 1.078 1.232 231 0007 Jumlah 281 270 673 588 LAMPIRAN B.13 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU UTARA RUPTL 346 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B13.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara terdiri dari 6 sistem kelistrikan dengan beban di atas 1 MW yaitu Sistem Ternate – Soa –Siu (Tidore), Tobelo – Malifut, Jailolo – Sofifi– Payahe, Bacan, Sanana dan Daruba. Selain itu juga terdapat 19 unit pusat pembangkit skala yang lebih kecil di lokasi tersebar. Beban puncak gabungan (non coincident)sistem-sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara saat ini sekitar 57 MW, dipasok oleh PLTD tersebar dan PLTS yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV seperti dapat dilihat pada gambar B13.1. Ternate 19,5 MW Tidore/SoaSiu 3,9 MW Daruba 1,5 MW Tobelo-Malifut 7,5 MW Jailolo-Sidangoli 2 MW Sofifi-Payahe 4,1 MW Bacan 2,9 MW Sanana 2,4 MW Gambar B13.1. Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku Utara Sebagian sistem yang lebih kecil terhubung langsung ke jaringan tegangan rendah 220 Vol. Sistem terbesar di Maluku Utara adalah Sistem Ternate – Tidore dimana sistem ini memiliki pasokan pembangkit sekitar 45,9 MW dengan daya mampu 26,3 MW dan beban puncak 23 MW. Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara dengan beban puncak diatas 1 MW posisi bulan September 2013 sebagaimana dapat dilihat pada tabel B13.1. 347 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B13.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang di Maluku Utara No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Ternate - Tidore 1. Kayu Merah PLTD BBM PLN 41,0 23,3 19,5 2. Soa Siu PLTD BBM PLN 4,9 3,1 3,9 Total 45,9 26,4 23,4 2 Sistem Tobelo 1. Tobelo PLTD BBM PLN 9,4 6,3 6,3 2. Malifut PLTD BBM PLN 2,5 1,2 1,2 Total 11,9 7,5 7,5 3 Sistem Jailolo - Sidangoli - Sofifi 1. Jailolo-Sidangoli PLTD BBM PLN 4,4 2,9 1,9 2. SofifiPLTD BBM PLN 6,7 5,5 4,1 Total 11,1 8,4 6,0 4 Sistem Bacan 1. Bacan PLTD BBM PLN 5,8 3,3 Total 5,8 3,3 2,9 5 Sistem Sanana 1. Sanana PLTD BBM PLN 7,5 2,4 Total 7,5 2,4 2,4 6 Sistem Daruba Daruba PLTD BBM PLN 4,1 2,9 1,4 Total 86,3 50,9 43,7 B13.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Ternate merupakan kota terbesar di Provinsi Maluku Utara dan mempunyai populasi penduduk terbesar di Provinsi ini. Pertumbuhan ekonomi Provinsi ini cukup tinggi dan dalam lima tahun terakhir mencapai rata-rata di atas 7% per-tahun. Kekayaan alamnya juga melimpah berupa tambang nikel dan emas yang banyak tersedia di Pulau Halmahera. Sesuai rencana MP3EI, kawasan ini akan menjadi salah satu pusat pertumbuhan ekonomi di Indonesia Timur dengan program utama adalah pengembangan industri pengolahan tambang yaitu ferro nikel dan industri hilirnya untuk mendapatkan nilai tambah yang lebih tinggi. Selain itu, di Morotai juga akan dikembangkan kawasan industri pengolahan. Kondisi ini akan dapat mendorong ekonomi di Provinsi ini tumbuh lebih cepat dan pada akhirnya kebutuhan listrik juga akan meningkatkan lebih tinggi. Dari realisasi penjualan tenaga listrik dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2013 – 2022 sebagaimana diberikan pada tabel B13.2. RUPTL 348 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B13.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,4 270 301 57 155.573 2014 6,7 301 348 66 171.155 2015 6,8 336 391 73 188.118 2016 6,8 374 443 82 206.003 2017 6,8 417 495 91 224.499 2018 6,8 464 549 100 243.648 2019 6,8 516 605 110 264.136 2020 6,8 573 668 120 285.495 2021 6,8 637 737 131 307.970 2022 6,8 708 813 144 328.801 Growth 6,7 11,6% 11,8% 10,9% 8,8% B13.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Maluku Utara dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer serta kondisi geografis setempat, sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Di Pulau Halmahera terdapat potensi energi panas bumi yang cukup besar mencapai 40 MW yang akan dikembangkan menjadi PLTP Jailolo. Di Pulau Bacan juga terdapat potensi sumber panas bumi yaitu di Songa Wayaua namun tidak terlalu besar. Sumber energi primer lainnya adalah tenaga air namun tidak besar dan hanya dapat dikembangkan menjadi PLTM untuk melayani kebutuhan listrik masyarakat setempat. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik 2013 sampai dengan tahun 2022 akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTU batubara, PLTP, PLTM dan PTMPD dengan kapasitas sekitar 146 MW seperti ditampilkan pada tabel B13.3. Selain itu juga akan dikembangkan PLTS oleh swasta dengan kapasitas 6,5 MW. Tabel B13.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Tidore (FTP 1) PLN PLTU 2x7 2014 2 SofifiPLN PLTU 2x3 2015 3 Tidore 2 PLN PLTU 2x7 2016 4 Jailolo (FTP 2) Swasta PLTP 10 2019 5 Songa Wayaua (FTP 2) Swasta PLTP 5 2019 6 Ternate Peaker Unallocated PLTMG 20 2016 7 Ternate Peaker Unallocated PLTMG 10 2018 8 Tobelo Unallocated PLTU 2x7 2019/20 9 Tidore 3 Unallocated PLTU 2x7 2020 10 Ternate Peaker Unallocated PLTMG 10 2022 11 Bacan Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 349 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B13.3. Pengembangan Pembangkit lanjutan No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 12 Tobelo Unallocated PTMPD 7 2015 13 SofifiUnallocated PTMPD 2x1.2 2016 14 Sanana Unallocated PTMPD 2x1.2 2016 15 Daruba Unallocated PTMPD 2x1.2 2016 16 Jailolo Unallocated PTMPD 2x1.2 2017 17 Maluku Utara Tersebar Unallocated PLTM 5 2017/18 18 Jailolo 2 Unallocated PLTP 5 2020 Jumlah 146 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Transmisi Rencana pengembangan transmisi di Maluku Utara khususnya di Pulau Halmahera ini dimaksudkan untuk evakuasi daya dari pusat pembangkit yaitu PLTP ke pusat-pusat beban. Mengingat lokasi beban tersebar jauh dari pusat pembangkit, maka akan dibangun transmisi 150 kV sepanjang 376 kms. Rencana pembangunan transmisi dan kabel laut 150 kV untuk menyalurkan daya dari PLTP di Halmahera ke pusat beban di Ternate, akan disiapkan apabila hasil studi dasar laut dan kelayakan teknis serta keekonomiannya telah dilaksanakan dan dinyatakan layak. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi SUTT tersebut sekitar US$ 33.5 juta seperti ditampilkan dalam tabel B13.4. Tabel B13.4. Pembangunan SUTT 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTP Jailolo Maba 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 110 2019 2 Sofifi Incomer single pi (Jailolo-Maba) 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 46 2019 3 PLTP Jailolo Tobelo 150 kV 2 cct, Hawk, 240 mm 220 2019 376 RUPTL 350 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) P P PLTP Jailolo (FTP2) 2x5 MW (2019) PLTP Jailolo 2 5 MW (2020) PLTU Tidore FTP1 2x7 MW (2014) U PLTU Tidore 2 2x7 MW (2016) PLTM Goal 1,5 MW (2017) M Maba Jailolo Tobelo ACSR 1x240 mm 2 110 km (2019) ACSR 1x240 mm 2 42 km (2019) ACSR 1x240 mm 2 72 km (2019) ACSR 1x240 mm 2 23 km (2019) U PLTU Sofifi 6 MW (2015) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM HALMAHERA PROPINSI MALUKU UTARA T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM PLTU Tidore 3 14 MW (2020) PLTMG Ternate Peaker 20 MW (2016) 20 MW (2018/22) G PLTU Tobelo 2x7 MW (2019/20) U D PLTD Kayu Merah 41 MW D PLTD Soa Siu 4,9 B13.2. Peta rencana pengembangan sistem 150 kV Halmahera Pengembangan GI Berkaitan dengan rencana pengembangan transmisi tersebut serta untuk menyalurkan daya listrik ke pelanggan, direncanakan dibangun gardu induk. Sampai dengan tahun 2022 direncanakan pembangunan GI 150 kV di 5 lokasi dengan total kapasitas 140 MVA dan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 12,4 juta, belum termasuk dana investasi untuk pembangunan GI Pembangkit, seperti diperlihatkan pada tabel B13.5. Tabel B13.5. Pengembangan GI di Maluku Utara No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Sofifi150/20 kV New 30 2019 2 Maba 150/20 kV New 30 2019 3 Jailolo 150/20 kV New 30 2019 4 Tobelo 150/20 kV New 30 2019 5 Ternate 70/20 kV New 20 2019 140 Tabel B14.3 Pengembangan Pembangkit lanjutan 351 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku Utara dimaksudkan untuk memenuhi proyeksi tambahan pelanggan baru sekitar 187 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022. Pada tahun 2013 saja akan disambung 14.327 pelanggan, dan pada periode selanjutnya akan disambung rata-rata 18.756 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 keekonomiannya serta hasil studi laut. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2013 – 2022 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.689 kms JTM, 889 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 120 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B13.6. Tabel B13.6. Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Utara Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 215 115 9 14.327 2014 155 81 7 15.582 2015 156 83 7 16.963 2016 155 82 7 17.885 2017 159 84 7 18.495 2018 163 86 7 19.149 2019 167 88 7 20.489 2020 172 90 7 21.359 2021 171 89 7 22.475 2022 175 91 7 20.831 2013 – 2022 1.689 889 72 187.555 B13.4. Pengembangan Sistem Kelistrikan Terkait Industri Feronikel Di Pulau Halmahera terdapat potensi tambang nikel yang sangat besar dan akan dikembangkan dan diolah menjadi FeNi. Beberapa calon investor berminat mengolah tambang tersebut dengan membangun smelter, salah satu diantaranya adalah 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. Mengingat daya yang dibutuhkan cukup besar, maka pembangkit yang disiapkan untuk melayani kebutuhan smelterdan industri hilirnya akan dibangun sendiri oleh PT Antam di Buli. Begitu juga calon investor lainnya, juga perlu membangun pembangkit sendiri bila akan membangun industri smeltermengingat daya yang dibutuhkan sangat besar dan sifat beban yang spesifik dan berfluktuasi. Jenis beban seperti ini tidak cocok bila disambung dengan pelanggan umum lainnya karena akan dapat mengganggu kualitas pasokan listrik ke pelanggan umum. B13.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 sebagaimana diperlihatkan pada tabel B13.7. RUPTL 352 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B13.7. Rangkuman Tahun Energi Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 270 301 57 0 0 0 5 2014 301 348 66 14 0 0 34 2015 336 391 73 15 0 0 55 2016 374 443 82 41 0 0 77 2017 417 495 91 6 0 0 44 2018 464 549 100 12 0 0 27 2019 516 605 110 22 140 376 108 2020 573 668 120 26 0 0 64 2021 637 737 131 0 0 0 6 2022 708 813 144 10 0 0 13 Jumlah 146 140 376 434 LAMPIRAN B.14 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA RUPTL 354 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B14.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Provinsi Papua terdiri dari 36 Kabupaten dan 1 Kotamadya yang sistem kelistrikannyaisolatedterdiri dari 8 sistem dengan beban di atas 1 MW yaitu Sistem Jayapura, Genyem, Wamena, Timika, Merauke, Nabire, Serui dan Biak. Selain itu, terdapat sistem kelistrikan isolated yang beban puncak < 1 MW (listrik perdesaan) tersebar di 53 lokasi. Beban puncak seluruh sistem kelistrikan di Provinsi Papua adalah 131,4 MW dan dipasok dari pembangkitpembangkit jenis PLTD, PLTS dan PLTM. Energi listrik disalurkan melalui jaringan tegangan menengah (JTM) 20 kV dan jaringan tegangan rendah (JTR) 400/231 Volt. Sistem kelistrikan Jayapura merupakan sistem terbesar di antara kedelapan sistem kelistrikan di Provinsi Papua sebagaimana diberikan dalam tabel B14.1. Peta sistem kelistrikan di Provinsi Papua seperti pada Gambar B14.1. Gambar B14.1 Peta Sistem Kelistrikan Provinsi Papua PROVINSI PAPUA Gaa Gaammbb mbb mbb mbar arB14.1PPee Pe Pee Pee Peta ta t Sistemm mm Keel eistri rri rri ri ri rri rrii rrii ri rri rri ri rri rrii ri ri ri rikanProvinsiPapua PROVINNSI PAPUA PROVINSI PA PUA BARAT Sistem Wamena Sistem Merauke Sistem Biak Sistem Serui Sistem Nabire Sistem Timika Sistem Genyem Sistem Jayapura Gambar B14.1. Sistem kelistrikan di Provinsi Papua Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua posisi s/d September 2013 diberikan pada Tabel B14.1. 355 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B14.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Jayapura PLTD BBM PLN 88,8 71,3 60,6 2 Genyem PLTD BBM PLN 5,0 2,5 1,3 3 Wamena PLTD, PLTM BBM PLN 7,1 6,2 4,8 4 Timika PLTD BBM PLN 22,7 18,8 17,6 5 Biak PLTD BBM PLN 17,8 14,2 10,2 6 Serui PLTD BBM PLN 8,5 6,2 4,4 7 Merauke PLTD BBM PLN 20,5 16,7 14,8 8 Nabire PLTD BBM PLN 15,7 12,0 11,0 9 Lisdes Tersebar PLTD, PLTS BBM/Surya PLN 16,4 12,7 6,8 Total 202,5 160,5 131,4 B14.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kondisi ekonomi Provinsi Papua dalam lima tahun terakhir tumbuh lebih baik dibanding sebelumnya yaitu ratarata di atas 7% per tahun. Sektor pertambangan dan penggalian, perdagangan, hotel dan restoran serta sektor jasa-jasa lainnya mempunyai kontribusi dominan mencapai hampir 78%. Kondisi ekonomi yang membaik ini akan berdampak pada tingginya konsumsi listrik di Provinsi Provinsi Papua . Sampai dengan tahun 2012, jumlah pelanggan PLN masih didominasi oleh kelompok rumah tangga dengan konsumsi mencapai (55%) disusul kelompok komersial 31,3%, publik 13,4% dan industri 0,3%. Mengingat kondisi pasokan listrik yang terbatas dan geografiyang cukup sulit sehingga 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 penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi, maka proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diperlihatkan pada tabel B14.2. Tabel B14.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 9,1 729 828 156 341.342 2014 9,6 799 921 173 373.668 2015 9,7 877 1.018 191 407.586 2016 9,7 962 1.113 208 441.789 2017 9,7 1.055 1.217 226 477.492 2018 9,7 1.156 1.332 246 514.784 2019 9,7 1.267 1.457 268 553.759 2020 9,7 1.389 1.593 292 594.522 2021 9,7 1.523 1.743 319 635.771 2022 9,7 1.670 1.908 348 678.866 Growth 9,6 9,8% 10,1% 11,5% 12,0% RUPTL 356 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B14.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Papua dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat serta sebaran penduduknya, adalah sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi primer di Provinsi Papua yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik terbatas pada sumber-sumber potensi tenaga air, namun kapasitasnya sangat besar dengan lokasi yang cukup jauh dari pusat beban. 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 sumber energi berada jauh dari pusat beban, sehingga belum layak untuk dikembangkan secara besarbesaran. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 450 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B14.3. Selain itu terdapat potensi PLTM yang diharapkan dapat dikembangkan oleh swasta 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 serta potensi PLTS yang akan dikembangkan oleh swasta sebesar 13,5 MWp. Tabel B14.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Walesi 6,7 PLN PLTM 0,6 2013 2 Orya/Genyem PLN PLTA 20 2014 3 Sinagma 4,5 PLN PLTM 0,4 2014 4 Jayapura (FTP 1) PLN PLTU 2x10 2014 5 Timika PLN PLTU 4x7 2015 6 Holtekamp 2 PLN PLTU 2x15 2016 7 Biak PLN PLTU 2x7 2016 8 Baliem PLN PLTA 50 2016/17/18 9 Kalibumi I (APBN) PLN PLTM 2,6 2017 10 Merauke Swasta PLTBiomassa 10 2016 11 Biak Swasta PLTU 2x7 2017 12 Nabire Swasta PLTU 2x7 2017 13 Jayapura Swasta PLTU 2x15 2018 14 Jayapura Peaker Unallocated PLTMG 40 2016 15 Kalibumi II Unallocated PLTM 5 2017/18 16 Orya 2 Unallocated PLTA 10 2017 17 Kalibumi III Cascade Unallocated PLTM 7,5 2018/19/20 18 Timika Peaker Unallocated PLTMG 5 2018 19 Merauke Unallocated PLTU 2x10 2018/19 357 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 No Proyek Asumsi Jenis Kapasitas (MW) COD 20 Nabire Unallocated PLTMG 10 2019/21 21 Jayapura Peaker 2 Unallocated PLTMG 2x15 2020 22 Timika Peaker Unallocated PLTMG 5 2021 23 Jayapura 3 Unallocated PLTU 2x25 2021/22 24 Serui Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 25 Merauke Unallocated PTMPD 2x3.5 2015 26 Biak Unallocated PTMPD 2x3.5 2015/16 27 Timika Unallocated PTMPD 2x3.5 2016 28 Mariarotu I Unallocated PLTM 1,3 2017 29 Walesi Blok II Unallocated PLTM 6x1 2018 30 Mariarotu II Unallocated PLTM 1,3 2018 31 Amai Unallocated PLTM 1,4 2018 Jumlah 450 Sebagaimana dapat dilihat pada tabel B14.3, di Provinsi 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 yang cukup khususnya di sekitar Wamena. Listrik yang dibangkitkan akan disalurkan ke tujuh ibukota Kabupaten di sekitar Wamena menggunakan transmisi 150 kV. Selain itu PLN siap membeli kelebihan tenaga listrik di Timika dari rencana pengembangan PLTA Urumuka oleh pihak swasta. 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 296 kms dan 150 kV sepanjang 582 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Mengingat potensi PLTA Baliem sangat besar dan daya yang dibangkitkan akan disalurkan ke tempat yang cukup jauh, maka sistem yang dikembangkan di Wamena menggunakan tegangan 150 kV. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 68.5 juta, seperti ditampilkan dalam tabel B14.4. Tabel B14.4. Pembangunan SUTT 70 kV dan 150 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTU Holtekamp GI Skyland 70 kV 2 cct, 1 HAWK 36 2014 2 GI Jayapura (Skyland) GI Sentani 70 kV 2 cct, 1 HAWK 40 2014 3 PLTA Genyem GI Sentani 70 kV 2 cct, 1 HAWK 160 2014 4 PLTU Timika GI Timika 70 kV 2 cct, 1 HAWK 60 2015 5 PLTA Baliem GI Wamena 150 kV 2 cct, ACSR 2 x 240 mm 2 50 2016 6 GI Wamena GI Elelim 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 122 2017 7 GI Wamena GI Karubaga 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 150 2017 8 GI Karubaga GI Mulia 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 130 2017 9 GI Mulia GI Ilaga 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 80 2017 10 PLTA Baliem GI Sumohai 150 kV 2 cct, ACSR 1 x 240 mm 2 50 2017 878 Tabel B14.3. Pengembangan Pembangkit lanjutan RUPTL 358 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Gardu Induk Seiring dengan rencana pembangunan transmisi, akan dibangun juga GI tegangan 70 kV dan 150 kV untuk menyalurkan daya ke beban. Total kapasitas GI yang akan dibangun mulai tahun 2013 sampai dengan 2022 adalah 450 MVA seperti pada tabel B14.5. Dana yang dibutuhkan sekitar US$ 28,8 juta, belum termasuk dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit seperti pada tabel B14.5. Tabel B14.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Skyland 70/20 kV New 20 2014 2 Sentani/Waena 70/20 kV New 20 2014 3 Timika 70/20 kV New 30 2015 4 Wamena 150/20 kV New 30 2016 5 Sumohai 150/20 kV New 10 2017 6 Elelim 150/20 kV New 10 2017 7 Karubaga 150/20 kV New 10 2017 8 Mulia 150/20 kV New 10 2017 9 Ilaga 150/20 kV New 10 2017 10 Skyland 70/20 kV Extension 60 2016 11 Sentani/Waena 70/20 kV Extension 60 2016 12 Sentani/Waena 70/20 kV Extension 60 2018 13 Skyland 70/20 kV Extension 60 2021 14 Sentani/Waena 70/20 kV Extension 60 2021 450 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM JAYAPURA PROPINSI PAPUA T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM U PLTU Jayapura (FTP 1) 2x10 MW (2014) A PLTA Orya/Genyem 20 MW (2014) PLTU Holtekamp 2 2x15 MW (2016) A PLTA Orya 2 10 MW (2017) PLTU Jayapura 3 2x25 MW (2021/22) PLTU IPP Jayapura 2x15 MW (2018) Jayapura (Skyland) Sentani D PLTD Sentani D PLTD Genyem ACSR 1x240 mm 2 80 km (2014) ACSR 1x240 mm 2 20 km (2014) ACSR 1x240 mm 2 18 km (2014) PLTU Jayapura Peaker 2 30 MW (2020) G PLTMG Jayapura Peaker 40 MW (2016) D PLTD Jayapura Gambar B14.2. Peta Rencana Pengembangan Sistem Interkoneksi 70 kv Jayapura 359 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 GI Elelim (Kab. Yalimo) GI Wamena GI Ilaga (Kab. Puncak) GI Karubaga (Kab. Tolikara) GI Sumohai GI Mulia (Kab. Puncak Jaya) Kenyam (Kab. Nduga) (Kab. Lanny Jaya) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM BALIEM PROPINSI PAPUA T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M GI500kVExisting/Rencana GI275kVExisting/Rencana GI150kVExisting/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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM A PLTA Baliem 50 MW (2016/17/18) ACSR 1x240 mm 2 40 km (2017) ACSR 1x240 mm 2 65 km (2017) ACSR 1x240 mm 2 75 km (2017) ACSR 1x240 mm 2 61 km (2017) ACSR 2x240 mm 2 25 km (2016) ACSR 1x240 mm 2 25 km (2017) D PLTD Wamena 7MW Gambar B14.3. Peta Rencana Pengembangan Sistem Interkoneksi 150 kV Wamena Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Papua dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 449 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022, termasuk untuk melayani listrik perdesaan. 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 2013 – 2023 sudah termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 3.617 kms JTM, sekitar 4.982 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 469 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B14.6. Tabel B14.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 902 1.242 133 112.074 2014 260 358 32 32.326 2015 273 376 34 33.918 2016 275 379 34 34.203 2017 287 396 36 35.703 2018 300 413 37 37.292 2019 314 432 39 38.975 2020 328 452 41 40.763 2021 332 457 41 41.248 2022 347 478 43 43.095 2013 – 2022 3.617 4.982 469 449.598 RUPTL 360 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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 sangat berat. Sarana infrastruktur antar daerah masih sangat terbatas dan menjadi tantangan untuk melaksanakan elektrifikasi. Sepanjang perbatasan 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 masingmasing 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 sebagian dipasok oleh pemerintah daerah dan sebagian dipasok oleh PLN. Elektrifikasi wilayah perbatasan direncanakan dengan membangun pembangkit yang memanfaatkan potensi energi terbarukan yang tersedia setempat. Diprogramkan pada tahun 2013 ibukota kabupaten sudah terlistriki dengan alternatif pertama memanfaatkan potensi tenaga air dengan membangun PLTM serta potensi tenaga surya (PLTS). Sehubungan kondisi demografiyang tersebar dan jumlah penduduk yang relatif sedikit, maka sistem kelistrikan yang diperlukan cukup dengan sistemisolated. B14.5. Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 adalah seperti dalam tabel B14.7. Tabel B14.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 729 828 156 1 0 0 47 2014 799 921 173 40 40 236 99 2015 877 1.018 191 40 30 60 139 2016 962 1.113 208 115 150 50 208 2017 1.055 1.217 226 66 50 532 216 2018 1.156 1.332 246 79 60 0 160 2019 1.267 1.457 268 18 0 0 45 2020 1.389 1.593 292 33 0 0 43 2021 1.523 1.743 319 35 120 0 71 2022 1.670 1.908 348 25 0 0 61 Jumlah 450 450 878 1.089 LAMPIRAN B.15 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA BARAT RUPTL 362 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B15.1. Kondisi Kelistrikan Saat Ini Provinsi Papua Barat terdiri dari 10 Kabupaten dan 1 Kotamadya dengan sistem kelistrikan masih isolated, terdiri dari 6 sistem dengan beban di atas 1 MW yaitu Sistem Sorong, Fakfak, Manokwari, Kaimana, Teminabuan dan Bintuni. Selain itu, terdapat sistem kelistrikanisolateddengan beban puncak kurang dari 1 MW yaitu listrik perdesaan tersebar di 48 lokasi. Beban puncak total (non coincident) seluruh sistem kelistrikan di Papua Barat sekitar 62,6 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD, PLTM, PLTS dan dari excess powerPLTMG/PLTG, yang terhubung langsung melalui jaringan tegangan menengah 20 kV. Sistem kelistrikan Sorong merupakan sistem terbesar di Provinsi Papua Barat dengan beban sekitar 31,9 MW. Peta sistem kelistrikan Provinsi Papua Barat seperti ditunjukkan pada gambar B15.1. PROVINSI PAPUA BARAT PROVINSI PAPUA Sistem Sorong Sistem Fak Fak Sistem Manokwari Sistem Kaimana Sistem Teminabuan Sistem Bintuni Gambar B15.1. Peta Sistem Kelistrikan Papua Barat Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua Barat posisi s/d September 2013 sebagaimana ditunjukkan pada Tabel B15.1. Tabel B15.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sorong PLTD, PLTG BBM, Gas PLN, Swasta 34,2 33,6 32,0 2 Fak Fak PLTD, PLTM BBM, Air PLN 9,6 7,2 4,3 3 Teminabuan PLTD BBM PLN 4,4 3,0 1,2 4 Kaimana PLTD BBM PLN 7,0 4,5 2,8 5 Manokwari PLTD BBM PLN 23,4 17,6 15,8 6 Bintuni PLTD BBM PLN 2,4 1,8 1,2 7 Lisdes Tersebar PLTD, PLTS BBM, Surya PLN 10,9 7,2 5,4 Total 91,8 74,9 62,6 363 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 B15.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kondisi ekonomi Provinsi Papua Barat dalam lima tahun terakhir tumbuh lebih baik dibanding sebelumnya yaitu rata-rata di atas 9% per tahun. Sektor pertanian, pertambangan dan penggalian, industri pegolahan, serta sektor jasa-jasa lainnya mempunyai kontribusi dominan mencapai hampir 74%. Kondisi ekonomi yang membaik ini akan berdampak pada tingginya konsumsi listrik di Provinsi Papua Barat. Sampai dengan tahun 2012, penjualan energi listrik PLN pada tahun 2012 adalah sebesar 289 GWh dengan komposisi penjualan terdiri dari kelompok rumah tangga (58,4%), komersial (27,9%), publik (11,9%) dan industri (1,7%). Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN selama lima tahun terakhir, dan dengan memperhatikan pertumbuhan penduduk, proyeksi pertumbuhan ekonomi regional serta peningkatan elektrifikasi, kebutuhan listrik 2013 – 2022 diberikan pada tabel B15.2. Tabel B15.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Sales (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 10,5 320 363 67 178.734 2014 11,0 354 401 74 188.756 2015 11,1 392 483 89 196.040 2016 11,1 434 531 97 203.639 2017 11,1 480 583 106 211.573 2018 11,1 530 640 116 219.864 2019 11,1 586 703 127 228.537 2020 11,1 648 772 139 236.995 2021 11,1 716 848 153 245.850 2022 11,1 791 932 167 255.132 Growth 11,0 10,6% 11,1% 11,6% 10,1% 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 serta sebaran penduduk 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 tenaga air yang tersebar di beberapa lokasi. Sumber energi primer yang sudah dikembangkan untuk dimanfaatkan menjadi energi listrik adalah energi air sebesar 2 MW di sistem Fak-Fak dan gas alam melalui pembelian excess powersebesar 15 MW di Sorong. Selain itu, potensi gas juga terdapat di Pulau Salawati yang tidak jauh dari Sorong. Di Kabupaten Teluk Bintuni juga terdapat potensi gas alam yang sangat besar namun diperkirakan mulai tahun 2018 baru siap untuk dimanfaatkan sebagai bahan bakar pembangkit listrik di Papua Barat. RUPTL 364 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2022, direncanakan akan dibangun PLTU batubara, PTMPD, PLTA dan PLTM dengan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 148.5 MW dengan perincian seperti pada tabel B15.3. Selain itu, juga akan dilakukan pembelian tenaga listrik dariexcess powerBP Tangguh dengan kapasitas 5 sampai 8 MW untuk melistriki Kabupaten Teluk Bintuni baik distrik di sisi Utara teluk maupun di sisi Selatan. Untuk pengembangan pembangkit listrik dengan kapasitas yang lebih besar berbahan bakar gas/LNG, akan disiapkan setelah PLN mendapatkan kepastian alokasi gas/LNG Teluk Bintuni. Untuk memperkuat pasokan (non BBM) sistem kelistrikan kota Sorong dan sekitarnya, akan dilakukan pembelian kelebihan listrik (excess power) dari Powergen sebesar 15 MW serta pembangunan PLTS 6 MWp yang akan dikembangkan oleh swasta. Sedangkan untuk gas yang ada di Pulau Salawati, juga akan dimanfaatkan sebagai bahan bakar pembangkit listrik (PLTMG) dan energinya akan disalurkan melalui jaringan 20 kV termasuk kabel laut untuk melayani beban di daerah Sorong daratan. Tabel B15.3. Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Prafi PLN PLTM 2,5 2014 2 Kombemur PLN PLTM 2x3.3 2014/15 3 Manokwari PLN PLTU 2x7 2016 4 Klalin/Sorong Swasta PLTU 2x15 2017 5 Andai/Manokwari Swasta PLTU 2x7 2017 6 Prafi2 Unallocated PLTM 1 2016 7 Warsamson Unallocated PLTA 46,5 2018/19 8 Manokwari 2 Unallocated PLTU 2x7 2020/21 9 Sorong Unallocated PTMPD 2x3.5 2015 10 Fak-Fak Unallocated PTMPD 2x1.2 2015 11 Waigo Unallocated PLTM 1 2015 12 Ransiki Unallocated PLTM 6 2016 13 Fak-Fak Unallocated PTMPD 3,5 2022 Jumlah 148,5 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) 150 kV sepanjang 100 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 8,9 juta sebagaimana diberikan pada tabel B15.4. Selain itu, untuk pengembangan transmisi dan gardu induk di daerah lainnya, akan disiapkan setelah ada kepastian pengembangan pembangkit (PLTG/MG) berbahan bakar gas/LNG dari BP Tangguh di Kabupaten Teluk Bintuni. Tabel B15.4. Pembangunan SUTT 70 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 PLTU Sorong GI Sorong 150 kV 2 cct, 1 HAWK 60 2017 2 PLTA Warsamson GI Sorong 150 kV 2 cct, 1 HAWK 40 2018 Jumlah 100 365 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 U A GI Sorong PLTU Klalin/Sorong 2X15 MW (2017) PLTA Warsamson 3x15.5 MW (2018/19) PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM SORONG PROPINSI PAPUA BARAT T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing/ Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM ACSR 1x240 mm 2 20 km (2018) ACSR 1x240 mm 2 30 km (2017) D PLTD Sorong 34 MW Gambar B15.2. Peta Rencana Pengembangan Kelistrikan Papua Barat Pengembangan Gardu Induk Rencana pembangunan gardu induk dilakukan seiring dengan rencana pembangunan transmisi 150 kV di Sorong yaitu untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat beban. Sampai dengan tahun 2022, kapasitas trafo GI yang akan dibangun adalah 120 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 5,4 juta, belum termasuk dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit sebagaimana pada tabel B15.5. Tabel B15.5. Pengembangan GI No Nama Gardu Induk Tegangan New/Extension Kap. (MVA) COD 1 Sorong 150/20 kV New 60 2017 2 Sorong 150/20 kV Extension 60 2020 Jumlah 120 Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Papua Barat dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 146 ribu sambungan sampai dengan tahun 2022, termasuk untuk melayani listrik perdesaan. 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 2013 – 2022 sudah termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.724 kms JTM, sekitar 784 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 134 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B14.6. RUPTL 366 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B15.6. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 824 375 62 69.910 2014 118 54 9 10.022 2015 86 39 7 7.284 2016 90 41 7 7.599 2017 93 42 7 7.934 2018 98 44 8 8.291 2019 102 46 8 8.673 2020 100 45 8 8.458 2021 104 47 8 8.855 2022 109 50 9 9.282 2013 - 2022 1.724 784 134 146.308 Selain rencana tersebut, di Kabupaten Teluk Bintuni sedang dibangun jaringan 20 kV SUTM, SKTM dan kabel laut untuk menyalurkan tenaga listrik excess power5 – 8 MW dari BP Tangguh untuk disalukan ke pelanggan di kota Bintuni dan sekitarnya serta ke kawasan di sekitar BP Tangguh. B15.4 Sistem Kelistrikan Sorong Sebagai kota terbesar di Papua Barat, tingkat pertumbuhan ekonomi kota Sorong lebih tinggi dibandingkan daerah lain di provinsi ini. Hal ini selaras dengan pemakaian listrik beberapa tahun terakhir tumbuh sangat tinggi. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, selain akan dipenuhi dari PLTU batubara yang sedang dalam tahap pembangunan dan dari rencana PLTA, PLN akan mengadakan pembelian listrik dari investor yang akan membangun PLTMG di Pulau Salawati. Selanjutnya listrik tersebut akan disalurkan melalui jaringan 20 kV SUTM dan kabel laut ke darat Sorong dan diinterkoneksikan dengan jaringan eksisting. B15.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 diperlihatkan pada tabel B15.7. Tabel B15.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 320 363 67 3 0 0 53 2014 354 401 74 6 0 0 22 2015 392 483 89 10 0 0 66 2016 434 531 97 21 0 0 53 2017 480 583 106 44 60 60 103 2018 530 640 116 31 0 40 57 2019 586 703 127 16 0 0 31 2020 648 772 139 7 60 0 24 2021 716 848 153 7 0 0 22 2022 791 932 167 4 0 0 22 Jumlah 149 120 100 452 LAMPIRAN B.16 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT RUPTL 368 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B16.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi NTB pada tahun 2013 terdiri atas satu sistem besar 150 kV dan dua sistem menengah 20 kV serta ada beberapa sistem kecil terisolasi. Untuk sistem besar dipasok dari PLTU, PLTD dan PLTM/PLTMH. Sedangkan sistem menengah dan sistem kecil sebagian besar dipasok dari PLTD dan sebagian kecil PLMH. Sistem tersebut adalah: – Sistem Lombok meliputi Kota Mataram, Kabupaten Lombok Barat, Kabupaten Lombok Tengah, Kabupaten 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. Sedangkan untuk sistem terisolasi terdiri dari atas Pulau-Pulau kecil yang tersebar di seluruh wilayah NTB. Pulau-pulau kecil ini mempunyai pembangkit sendiri dan terhubung ke beban melalui jaringan 20 kV atau 220 Volt. Peta sistem kelistrikan di Provinsi NTB untuk ketiga sistem tersebut ditunjukkan pada Gambar B16.1. Pada tahun 2012 dibangun jaringan kabel laut 20 kV yang menginterkoneksikan Sistem Tiga Gili (Gili Trawangan, Gili Meno dan Gili Air) ke Sistem Lombok dan telah beroperasi pada 19 September 2012. Dengan adanya kabel laut ini maka PLTD Tiga Gili berada pada kondisi stand bydan daya di Tiga Gili dipasok dari Sistem Lombok serta dapat mengoptimalkan operasi PLTS di Tiga Gili. SISTEM LOMBOK SISTEM SUMBAW SISTEM Gambar B16.1. Peta Kelistrikan Provinsi NTB Beban puncak gabungan non coincidentProvinsi NTB sampai dengan Triwulan III tahun 2013 sebesar 2371,1MW dengan total produksi termasuk pembangkit sewa 1.118 GWh, sekitar 70% produksi total NTB ada di Sistem Lombok. Sebesar 86% dari produksi tenaga listrik di Provinsi NTB adalah dari PLTD sehingga mengakibatkan biaya pokok produksi menjadi sangat tinggi, yaitu mencapai Rp 3.182/kWh pada Triwulan III tahun 2013. Sedangkan daya mampu dan beban puncak masing-masing sistem besar dan menengah sesuai pada tabel 17.1. Daya mampu ketiga sistem tersebut sekitar 78% dari daya terpasang dan beban puncak sekitar 85% dari daya mampu. Daftar tunggu dan calon pelanggan potensial di Provinsi NTB pada Triwulan III tahun 2013 mencapai 96 ribu pelanggan dengan daya 104 MVA telah dapat dilayani dengan menyewa pembangkit. Rincian komposisi kapasitas pembangkit per sistem ditunjukkan dalam tabel B16.1. 369 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B16.1. Komposisi Kapasitas Pembangkit Tahun 2013 No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Interkoneksi 1. Lombok PLTU/D/M Batubara/ BBM/Air PLN/IPP 248,0 198,9 172,0 2. Sumbawa PLTD/M BBM/Air PLN 58,4 40,6 29,7 3. Bima PLTD BBM PLN 54,2 40,1 32,9 2 Sistem Terisolasi Sektor Lombok 1. Maringkik PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,1 Cabang Sumbawa 1. Sebotok PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,1 2. Labuhan Haji PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,1 3. Lebin PLTD BBM PLN 0,4 0,2 0,2 4. Bugis Medang PLTD BBM PLN 0,2 0,1 0,1 5. Klawis PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,1 6. Lunyuk PLTD BBM PLN 1,0 0,8 0,6 7. Lantung PLTD BBM PLN 0,3 0,2 0,1 Cabang Bima 1. Bajo Pulau PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,0 2. Nggelu PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,0 3. Pai PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,0 4. Sai PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,0 5. Sampungu PLTD BBM PLN 0,1 0,1 0,0 6. Kempo PLTD BBM PLN 0,3 0,2 0,1 7. Pekat PLTD BBM PLN 2,4 1,9 1,0 8. Kuta Monta PLTD BBM PLN 0,2 0,2 0,2 Total 366,2 284,7 237,1 Sampai dengan Triwulan III 2013, jumlah pelanggan PLN di Provinsi Nusa Tenggara Barat adalah 840.485 pelanggan dengan rincian 791.913 (94%) pelanggan rumah tangga, 24.203 (3%) pelanggan bisnis, 4.977 (1%) pelanggan publik dan 200 (0.01%) pelanggan industri. B16.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kondisi perekonomian Provinsi NTB cukup baik dan dalam tiga tahun terakhir tumbuh rata-rata di atas 5,9% pertahun (di luar sektor pertambangan). Sektor pertanian, sektor pertambangan, sektor perdagangan, hotel dan restoran serta sektor jasa-jasa berkontribusi sebesar 67% terhadap PDRB total Provinsi NTB pada tahun 2012 dan diproyeksikan akan tumbuh positif. Sesuai dengan MP3EI dan kondisi alamnya, Lombok akan kembangkan menjadi salah satu pusat tujuan wisata internasional selain Bali. Dengan demikian, ekonomi NTB ke depan diharapkan akan tumbuh lebih tinggi lagi dan pada gilirannya kebutuhan listrik juga akan tumbuh pesat. RUPTL 370 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir rata-rata 11% per tahun. Permintaan terbesar adalah dari sektor rumah tangga (65,8%) disusul sektor bisnis (21,5%). Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi setempat, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diperlihatkan pada tabel B16.2. Tabel B16.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,6 1.145 1.309 256 824.883 2014 6,9 1.326 1.541 299 971.801 2015 7,0 1.484 1.718 332 1.067.366 2016 7,0 1.653 1.915 368 1.165.593 2017 7,0 1.836 2.144 410 1.266.929 2018 7,0 2.033 2.372 452 1.370.660 2019 7,0 2.242 2.597 492 1.469.855 2020 7,0 2.467 2.841 535 1.529.566 2021 7,0 2.663 3.053 575 1.586.917 2022 7,0 2.878 3.285 619 1.614.505 Growth 6,9 11,5% 11,4% 11,0% 8,4% Penjualan listrik pada tahun 2013 tumbuh jauh di atas tahun 2012 untuk mengejar target rasio elektrifikasi dari 51.4% menjadi 57.5%. B16.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut diatas, direncanakan pembangunan sarana kelis trikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi dengan mempertimbangkan potensi energi primer setempat. Potensi Energi Primer Sumber energi primer yang banyak tersedia di Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) adalah potensi panas bumi dan tenaga air, diperkirakan mencapai 231 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B16.3. Selain itu juga dikembangkan pembangkit energi surya, biomassa, dll. Sesuai dengan Permen No. 17 Tahun 2013 dan Keputusan Dirjen EBTKE No. 979.K/29/DJE/2013 Provinsi NTB mendapat kuota PLTS IPP sebesar maksimal 17 MW dengan perincian 10 MW di Sistem Lombok, 3 MW di Sistem Sumbawa dan 4 MW di Sistem Bima. 371 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B16.3. Daftar Potensi Energi Primer No. Energi Primer Lokasi Potensi (MW) Tahapan Yg Sudah Dicapai I Air Kokok Babak Lombok 2,30 Proses Pengadaan (IPP) Sedau Kumbi Lombok 1,30 Proses Pengadaan (IPP) Lingsar Lombok 3,20 Studi Kelayakan (IPP) Pringgarata Lombok 0,30 Studi Kelayakan (IPP) Batu Bedil Lombok 0,50 Studi Kelayakan (IPP) Karang Bayan Lombok 1,30 Studi Kelayakan (IPP) Nirbaya Lombok 0,70 Studi Kelayakan (IPP) Pekatan Lombok 2,00 Studi Kelayakan dan Disain Rinci (IPP) Brang Beh Sumbawa 18,00 Studi Kelayakan (PLN) Bintang Bano Sumbawa 8,00 Proses Pengadaan (IPP) Brang Rhea Sumbawa 6,34 Studi Kelayakan (IPP) Tengah Sumbawa 0,31 Identifikasi Lokasi II Panas Bumi Sembalun Lombok 100,00 Hasil Studi Geo Sains & Pemboran ermal Gradient Hu’u Bima 65,00 Pra Studi Kelayakan Maronge Sumbawa 6,00 Identifikasi Lokasi III Biomassa Dompu Bima 1,20 Studi Kelayakan (IPP) Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi NTB Pengembangan Pembangkit Kapasitas pembangkit yang direncanakan di Provini NTB sampai dengan tahun 2022 adalah 865 MW sebagaimana terdapat pada tabel B16.4. Sebagian besar pembangkit yang akan dibangun adalah PLTU batubara. Untuk meminimalkan penggunaan BBM terutama waktu beban puncak, direncanakan akan dibangun PLTG/ MG/GU dengan bahan bakar gas alam yang disimpan dalam bentuk CNG (compressed natural gas). Tabel B16.4. Rencana Pengembangan Pembangkit No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Santong PLN PLTM 0,85 2013 2 Lombok (FTP 1) PLN PLTU 2x25 2014 3 Bima (FTP 1) PLN PLTU 2x10 2014/15 4 Sumbawa Barat PLN PLTU 2x7 2014/15 5 Lombok Peaker 1, 2 PLN PLTG/MG/GU 90+60 2016/17 6 Sumbawa PLN PLTU 2x10 2016/17 7 Bima 2 PLN PLTU 2x10 2016 8 Lombok (FTP 2) PLN PLTU 2x50 2017/18 9 Sembalun (FTP 2) PLN PLTP 20 2020 10 Lombok Sewa XPLTU 50 2016 11 PLTM Tersebar NTB Swasta PLTM 17,2 2013/14/15 12 Lombok Timur Swasta PLTU 2x25 2017 13 Hu’u (FTP 2) Swasta PLTP 2x10 2021 14 Sumbawa Peaker Unallocated PLTMG 20 2016 RUPTL 372 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B16.4. Rencana Pengembangan Pembangkit lanjutan No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (Mw) COD 15 Bima Peaker Unallocated PLTMG 20 2016 16 Sumbawa 2 Unallocated PLTU 2x10 2018 17 Bima Peaker 2 Unallocated PLTMG 20 2018 18 Brang Beh 1 Unallocated PLTA 12 2018 19 Brang Beh 2 Unallocated PLTA 6 2019 20 Sumbawa Peaker 2 Unallocated PLTMG 20 2020 21 Sembalun 2 Unallocated PLTP 20 2021 22 Lombok Peaker 2 Unallocated PLTG/MG/GU 60 2022 23 PLTM Tersebar NTB Unallocated PLTM 15 2016/17 24 Lombok 2 Unallocated PLTU 2x50 2020/21 25 Hu’u 2 Unallocated PLTP 2x10 2022 Jumlah 865 Pembangunan Transmisi dan Gardu Induk Pembangunan Transmisi Pembangunan pembangkit PLTU batubara, PLTG/GU/MG, panas bumi dan PLTMH/M/A di beberapa lokasi akan diikuti dengan pembangunan transmisi untuk menyalurkan daya dari pembangkit ke pusat beban melalui gardu induk. Rincian rencana pembangunan transmisi ditampilkan pada tabel B16.5. Selama periode 2013 - 2022 akan dibangun transmisi 150 kV di Sistem Lombok dan transmisi 70 kV di Pulau Sumbawa meliputi sistem Sumbawa dan sistem Bima. Untuk menghubungkan sistem 70 kV Sumbawa dengan sistem 70 kV Bima yang berjarak sekitar 140 km, akan dibangun transmisi interkoneksi 150 kV. Panjang keseluruhan transmisi yang akan dibangun sekitar 1.321 kms dengan kebutuhan anggaran sekitar US$ 170 juta. Rencana interkoneksi tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan teknis dan keekonomian. Tabel B16.5. Pembangunan Transmisi 150 kV dan 70 kV No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 GI Sengkol GI Selong/Paokmotong 150 kV 2 cct, 1 HAWK 76 2013 2 GI Selong/Paokmotong GI Pringgabaya 150 kV 2 cct, 1 HAWK 60 2013 3 PLTU Bima (FTP1)/Bonto GI Bima 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 30 2014 4 GI Bima GI Dompu 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 48 2014 5 Meninting GI Tanjung 150 kV 2 cct, 1 HAWK 24 2014 6 GI Ampenan Meninting 150 kV Kabel Tanah 11 2014 7 GI Mantang Incomer Jeranjang-Sengkol 150 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2014 8 GI Alas/Tano GI Labuhan/Sumbawa 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 120 2014 9 GI Taliwang GI Alas/Tano 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 30 2014 10 PLTU Sumbawa Barat GI Taliwang 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 11 2014 11 GI Sape GI Bima 70 kV 2 cct, 1 x Ostrich 70 2015 12 PLTU Sumbawa (Merah Putih) GI Labuhan/Sumbawa 150 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2016 13 GI Rembiga Inc. 1 phi Ampenan-Tanjung 150 kV 2 cct, 1 HAWK 20 2016 14 GI Dompu GI Labuhan/Sumbawa 150 kV 2 cct, 1 HAWK 284 2016 15 PLTU Lombok (FTP 2) GI Pringgabaya 150 kV 2 cct, 1 HAWK 38 2017 16 PLTU Lombok Timur PLTU Lombok (FTP 2) 150 kV 2 cct, 1 HAWK 20 2017 17 Taliwang Maluk 70 kV 2 cct 1 HAWK 40 2017 373 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel B16.5. Pembangunan Transmisi 150 kV dan 70 kV lanjutan No. Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 18 Jeranjang Sekotong 150 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2017 19 PLTA Brang Beh GI Labuhan/Sumbawa 70 kV 2 cct 1 HAWK 90 2018 20 GH Tanjung GI Bayan 150 kV 2 cct, 1 HAWK 70 2018 21 GI Bayan PLTU Lombok (FTP 2) 150 kV 2 cct, 1 HAWK 82 2018 22 PLTP Sembalun Inc. 1 phi Bayan-PLTU Lombok (FTP 2) 150 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2020 23 PLTU Lombok 2 PLTU Lombok (FTP 2) 150 kV 2 cct, 1 HAWK 16 2020 24 PLTP Huu (FTP 2) GI Dompu 70 kV 2 cct, A3C 1 x 240 mm2 61 2021 Jumlah 1.321 Pembangunan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan proyeksi kebutuhan listrik dan penambahan pelanggan baru, 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 direncanakan juga perluasan GI untuk meningkatkan kapasitas dan keandalannya dengan menambah trafo di beberapa GI. Jumlah kapasitas trafo GI yang akan dibangun selama kurun waktu 2013 - 2022 adalah 1.180 MVA dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 99.98 juta belum termasuk dana investasi untuk pembangunan GI Pembangkit. Rincian rencana pembangunan dan perluasan GI diperlihatkan pada tabel B16.6. Tabel B16.6. Pembangunan Gardu Induk No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Sengkol 150/20 kV New 30 2013 2 Sengkol 150/20 kV Ext LB 2 LB 2013 3 Selong 150/20 kV New 30 2014 4 Pringgabaya 150/20 kV New 30 2014 5 Mantang 150/20 kV New 30 2014 6 Labuhan/Sumbawa 70/20 kV New 30 2014 7 Pringgabaya 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 8 Kuta 150/20 kV New 30 2014 9 Dompu 70/20 kV New 20 2014 10 Bima 70/20 kV New 20 2014 11 Ampenan 150/20 kV Ext LB 2 LB 2014 12 Tanjung 150/20 kV New 30 2014 13 Ampenan 150/20 kV Extension 60 2014 14 Alas/Tano 70/20 kV New 20 2014 15 Woha 70/20 kV New 20 2014 17 Taliwang 70/20 kV New 30 2014 16 Jeranjang 150/20 kV Extension 30 2015 18 Bima 70/20 kV Extension 20 2015 19 Labuhan/Sumbawa (IBT) 150/70 kV New 30 2015 20 Sengkol 150/20 kV Extension 30 2015 21 Sape 70/20 kV New 20 2015 22 Mantang 150/20 kV Extension 30 2015 RUPTL 374 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B16.6. Pembangunan Gardu Induk lanjutan No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 23 Kuta 150/20 kV Extension 30 2016 24 Labuhan/Sumbawa 70/20 kV Ext LB 2 LB 2016 25 Labuhan/Sumbawa 70/20 kV Extension 30 2016 26 Dompu 70/20 kV Ext LB 2 LB 2016 27 Dompu 70/20 kV Extension 20 2016 28 Empang 150/20 kV New 20 2016 29 Rembiga 150/20 kV New 60 2016 30 Selong 150/20 kV Extension 60 2016 31 Sekotong 150/20 kV New 20 2017 32 Maluk 70/20 kV New 20 2017 33 Pringgabaya 150/20 kV Extension 60 2017 34 Bayan 150/20 kV New 30 2018 35 Dompu (IBT) 150/70 kV New 30 2018 36 Woha 70/20 kV Extension 20 2018 37 Alas/Tano 70/20 kV Extension 20 2018 38 Ampenan 150/70 kV Extension 60 2019 39 Empang 150/20 kV Extension 20 2019 40 Bima 70/20 kV Extension 20 2020 41 Mantang 150/20 kV Extension 30 2020 42 Sengkol 150/20 kV Extension 30 2020 43 Tanjung 150/20 kV Extension 30 2022 44 Labuhan/Sumbawa 70/20 kV Extension 30 2022 Jumlah 1.180 U U U P A A A D G0 PLTU Lombok APBN 1x25 MW PLTG/MG/GU Lombok Peaker 90 MW (2016) PLTG/MG/GU Lombok Peaker 60 MW (2017) PLTMH Santong 0,85 MW (2012) PLTM Kokok Putih 3,8 MW (2013) PLTP Sembalun (FTP2) 20 MW (2020) PLTP Sembalun-2 20 MW (2021) PLTU Lombok Timur 2x25 MW (2017) GI Pringgabaya GI Selong GI Sengkol GI Kuta GI Jeranjang GI Ampenan PLTM Segara 5,8 MW (2015) PLTU Lombok (FTP2) 2x50 MW (2017/18) ACSR 1x240 mm 2 38 km - 2013 ACSR 1x240 mm 2 30 km - 2013 ACSR 1x240 mm 2 15 km 2014 ACSR 1x240 mm 2 12 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 10,5 km - 2013 GH Tanjung PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM LOMBOK PROPINSI NTB T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PER ENCANAAN SISTEM GI Bayan ACSR 1x240 mm 2 35 km - 2018 ACSR 1x240 mm 2 41 km (2018) GI Mantang ACSR 1x240 mm 2 15 km - 2014 U PLTU Lombok 2 2x50 MW (2020/21) ACSR 1x240 mm 2 15 km 2017 Kabel Tanah 3 km - 2014 GI Rembiga GI Sekotong U PLTU Lombok (FTP 1) 2x25 MW (2014) PLTD Ampenan 55 MW D PLTD Taman 9,6 MW Gambar B16.2. Peta Rencana Pengembangan sistem 150 kV Lombok 375 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 2022 sekitar 902 ribu pelanggan. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 57.5% pada akhir tahun 2013, maka perlu disambung 100 ribu pelanggan baru tarif rumah tangga selama 2013. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, direncanakan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi jaringan tegangan menengah 24.963 kms, jaringan tegangan rendah sekitar 6.315 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 2.275 MVA, seperti dalam tabel B16.7. Tabel B16.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 1.008 705 237 100.753 2014 1.469 1.028 329 146.919 2015 3.342 669 228 95.565 2016 3.531 688 237 98.227 2017 3.758 709 247 101.337 2018 3.938 726 255 103.730 2019 3.601 694 250 99.195 2020 3.761 710 259 101.376 2021 275 192 114 27.430 2022 279 193 119 27.588 2013 - 2022 24.963 6.315 2.275 902.119 U A P P U U PLTU Sumbawa Barat 2x7 MW ( 2014/15) PLTU Sumbawa 2x10 MW (2016/17) PLTA Brang Beh 3x 6 MW ( 2018/19) PLTU Hu’u2 2x10 MW (2022) PLTP Hu’u (FTP2) 2x10 MW (2021) PLTU Bima 2 2x10 MW (2016) PLTU Bima (FTP 1) 2x10 MW (2014/15) ACSR 1x 240 mm 2 142 km (2016) ACSR 1x240 mm 2 30 km (2017) GI Dompu GI Labuhan GI Bima GI Taliwang 2cct 1xOstrich 15 km - 2013 ACSR 1x240 mm 2 7 km (2016) GI Woha GI Sape ACSR 1x240 mm 2 142 km (2016) GI Empang U PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM SUMBAWA PROPINSI NTB T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM GI Alas/Tano 2cct 1xOstrich 60 km - 2013 ACSR 1x240 mm 2 30 km - 2018 2cct 1xOstrich 35 km - 2015 PLTU Sumbawa 2 2x10 MW (2018) PLTMG Bima Peaker 20 MW–2016 G PLTMG Bima Peaker 2 20 MW–2018 G PLTMG Sumbawa Peaker 20 MW– 2016 PLTMG Sumbawa Peaker 2 20 MW–2020 G GI Maluk 2 cct 1x240 mm 2 20 km - 2017 D PLTD Labuhan 13,4 MW D PLTD Taliwang 5,3 MW D PLTD Bima 7,8 MW RUPTL 376 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B16.4. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2022 diberikan pada tabel B16.9. Tabel B16.9. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 1.145 1.309 256 7 150 136 74 2014 1.326 1.541 299 72 200 304 237 2015 1.484 1.718 332 23 190 70 108 2016 1.653 1.915 368 217 220 334 273 2017 1.836 2.144 410 178 100 128 312 2018 2.033 2.372 452 102 100 242 228 2019 2.242 2.597 492 6 80 0 58 2020 2.467 2.841 535 90 80 46 175 2021 2.663 3.053 575 90 0 60 172 2022 2.878 3.285 619 80 60 0 110 Jumlah 865 1.180 1.321 1.747 LAMPIRAN B.17 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR RUPTL 378 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) B17.1. Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Nusa Tenggara Timur (NTT) terdiri dari 59 pusat listrik yang beroperasi secara terpisah dengan total beban puncak non coincidentpada bulan September tahun 2013 sekitar 144,30 MW, dipasok dari PLTD, PLTM, 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 36%. Hampir semua pembangkit di NTT menggunakan PLTD dan terdapat tiga 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. Kapasitas Pembangkit Terpasang di NTT No Sistem Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang (MW) Daya Mampu (MW) Beban Puncak (MW) 1 Sistem Kupang PLTD BBM PLN 66,7 54,6 52,3 2 Sistem Seba, Oesao PLTD BBM PLN 1,7 1,3 0,8 3 Sistem Soe PLTD BBM PLN 7,9 5,6 4,8 4 Sistem Kefamananu PLTD BBM PLN 8,6 4,8 4,6 5 Sistem Atambua PLTD BBM PLN 9,9 6,5 6,2 6 Sistem Betun PLTD BBM PLN 3,7 2,7 1,8 7 Sistem Kalabahi PLTD BBM PLN 7,8 3,5 3,5 8 Sistem Rote Ndao PLTD BBM PLN 5,1 3,2 2,9 9 Sistem Ende PLTD BBM PLN 11,3 8,8 8,0 10 Sistem Wolowaru PLTD BBM PLN 1,6 1,5 0,9 11 Sistem Aesesa PLTD BBM PLN 2,8 2,2 2,2 12 Sistem Bajawa PLTD/PLTP/PLTMH BBM/Surya/Air PLN 11,7 4,6 4,8 13 Sistem Ruteng PLTD/PLTP/PLTMH BBM/Surya/Air PLN 13,1 10,0 7,2 14 Sistem Labuhan Bajo PLTD BBM PLN 4,1 2,8 3,5 15 Sistem Maumere PLTD BBM PLN 15,1 10,2 9,6 16 Sistem Larantuka PLTD BBM PLN 6,5 3,7 3,7 17 Sistem Adonara PLTD BBM PLN 4,9 3,3 3,1 18 Sistem Lembata PLTD/PLTS BBM/Surya PLN 6,6 3,5 2,4 19 Sistem Waingapu PLTD BBM PLN 6,9 5,6 5,0 20 Sistem Waikabubak PLTD/PLTM/PLTS BBM/Surya/Air PLN 8,9 7,3 6,1 21 Gab. Isol. Area Kupang PLTD/PLTS BBM/Surya PLN 6,7 5,1 2,6 22 Gab. Isol. Area FBB PLTD BBM PLN 12,9 9,3 4,9 23 Gab. Isol. Area FBT PLTD BBM PLN 5,6 3,9 2,3 24 Gab. Isol. Area Sumba PLTD/PLTMH BBM/Air PLN/IPP 1,3 1,0 0,9 Total 231,3 165,0 144,3 B17.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kondisi perekonomian Provinsi NTT cukup baik dan dalam lima tahun terakhir tumbuh rata-rata dIatas 5,1% pertahun. Sektor industri pengolahan, perdagangan dan pertanian yang berkontribusi besar mencapai 56% sedangan untuk sektor komunikasi, keuangan dan jasa berkontribusi sekitar 30%. Provinsi NTT mempunyai kekayaan alam yang cukup melimpah, salah satunya adalah adanya potensi kandungan tambang mangan yang cukup banyak terdapat di Pulau Timor. Ke depan, tambang mangan ini akan diolah menjadi bahan setengah jadi dengan membangun industri smelter. Selain itu, sesuai MP3EI bahwa di NTT akan dikembangkan industri perikanan termasuk budidaya rumput laut serta tumbuhnya industri garam untuk menuju ketahanan pangan 379 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 nasional. Sektor pariwisata saat ini menjadi primadona untuk dikembangkan terutama dengan adanya Pulau Komodo sebagai salah satu keajaiban dunia. Selain itu ada beberapa lokasi wisata penyelaman diantaranya di Pulau Alor, Rote dan Labuan Bajo. Perkembangan sektor wisata tersebut diharapkan akan meningkatkan pertumbuhan ekonomi setempat dengan adanya kunjungan wisatawan dan berkembangnya hotel berbintang, villa/resort dan losmen baru. Pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir rata-rata 16,4% per tahun. Permintaan terbesar adalah dari sektor sosial (66,1%) disusul sektor rumah tangga (32,2%). Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional NTT, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai, proyeksi kebutuhan listrik 2013 – 2022 diperlihatkan pada tabel B17.2. Tabel B17.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan (GWh) Produksi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,6 640 716 140 838.382 2014 5,9 734 830 160 922.977 2015 6,0 802 946 175 1.013.817 2016 6,0 876 1.064 190 1.097.947 2017 6,0 958 1.170 207 1.195.962 2018 6,0 1.050 1.288 226 1.234.115 2019 6,0 1.153 1.424 247 1.254.184 2020 6,0 1.267 1.568 271 1.296.117 2021 6,0 1.394 1.739 296 1.337.533 2022 6,0 1.536 1.921 325 1.374.933 Growth 5,9 10,5% 11,6% 9,6% 7,3% B17.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik sebagaimana tersebut di atas, 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 Pertambangan 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 ± 23,2 MW, PLTB. – Pulau Sumba, mempunyai potensi PLTM ± 12,4 MW, PLTBiomassa dan PLTB. – Pulau Alor, mempunyai potensi PLTP ± 20 MW dan PLTM ± 28 kW. – Pulau Lembata, mempunyai potensi PLTP ± 5 MW. – Pulau Rote, mempunyai potensi PLTB. Rencana Pengembangan Pembangkit Sampai dengan tahun 2022 kebutuhan tenaga listrik Provinsi NTT direncanakan akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTP, PLTU batubara skala kecil, PLTA, PLTM, PLTD, PLTBiomassa, PLTB dan PTMPD tersebar di beberapa lokasi, dengan total kapasitas mencapai 385 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B17.3. RUPTL 380 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Untuk mengurangi penggunaan BBM terutama waktu beban puncak di sistem Kupang, akan dibangun PLTM/G dengan bahan bakar gas alam yang disimpan dalam bentuk mini LNG/CNG. Namun untuk merealisasikannya, akan didahului dengan studi kelayakan mengingat harga LNG/CNG untuk sampai di Kupang juga cukup mahal. Flores sebagai Pulau dengan potensi panas bumi yang besar, maka pembangunan pembangkit diprioritaskan jenis PLTP. Kapasitas total PLTP yang dapat dibangun sampai dengan tahun 2022 mencapai 70 MW. Diharapkan, di masa depan Flores akan menjadi daerah percontohan dimana pasokan listriknya didominasi oleh energi bersih panas bumi. Tabel B17.3. Rincian Rencana Pengembangan Pembangkit di NTT No Proyek Asumsi Pengembang Jenis Kapasitas (MW) COD 1 Ende (FTP 1) PLN PLTU 2x7 2013 2 Kupang (FTP 1) PLN PLTU 2x16,5 2013 3 Ndungga PLN PLTM 1,9 2014 4 Ulumbu (ADB) PLN PLTP 5 2014 5 PLTM Tersebar NTT PLN PLTM 3,35 2014/15 6 Rote Ndao PLN PLTU 2x3 2015 7 Alor PLN PLTU 6 2015 8 Maumere PLN PLTU 2x10 2016 9 Atambua PLN PLTU 4x6 2016 10 Wae Rancang I PLN PLTA 10 2017 11 Wae Rancang II PLN PLTA 6,5 2018 12 Kupang Swasta PLTU 30 2015/16 13 PLTM Tersebar NTT Swasta PLTM 9,15 2014/15/16 14 Mataloko (FTP 2) Swasta PLTP 5 2018 15 Atadei (FTP 2) Swasta PLTP 5 2017 16 Sokoria (FTP 2) Swasta PLTP 3x5 2018/19/20 17 Oka Ile Ange (FTP 2) Swasta PLTP 10 2020 18 Kupang Peaker Unallocated PLTMG 40 2016 19 Maumere Peaker Unallocated PLTMG 20 2017 20 Timor 1 Unallocated PLTU 2x15 2018/19 21 Kupang Peaker 2 Unallocated PLTMG 20 2018 22 Bukapiting Unallocated PLTP 5 2020 23 Kupang Peaker 2 Unallocated PLTMG 10 2022 24 Timor 2 Unallocated PLTU 25 2022 25 Larantuka Unallocated PTMPD 2,4 2015 26 Sumba Unallocated PLT Biomassa 1 2016 27 Adonara Unallocated PTMPD 2x1,2 2016 28 Mataloko 3 Unallocated PLTP 5 2019 29 Ulumbu 3 Unallocated PLTP 5 2019 30 Mataloko 4 Unallocated PLTP 5 2020 31 Ulumbu 4 Unallocated PLTP 5 2021 32 Sokoria 4 Unallocated PLTP 5 2022 Jumlah 385 381 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) 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, PLTA, PLTM/G dan PLTU batubara tersebar di Pulau Flores dan Pulau Timor, jaringan transmisi 70 kV yang akan dibangun adalah 1.566 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 81,4 juta sesuai tabel B17.4. Tabel B17.4. Pembangunan SUTT 70 kV No Dari Ke Tegangan Konduktor kms COD 1 Bolok Maulafa 70 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2014 2 Maulafa Naibonat 70 kV 2 cct, 1 x ACSR 152/25 (Ostrich) 62 2014 3 Naibonat Nonohonis/Soe 70 kV 2 cct, 1 x ACSR 152/25 (Ostrich) 102 2014 4 Kefamenanu Atambua 70 kV 2 cct, 1 HAWK 150 2014 5 Atambua Atapupu 70 kV 2 cct, 1 HAWK 36 2014 6 Ropa Ende 70 kV 2 cct, 1 HAWK 88 2014 7 Ropa Maumere 70 kV 2 cct, 1 HAWK 120 2014 8 Kefamenanu Nonohonis / Soe 70 kV 2 cct, 1 HAWK 102 2014 9 Ropa Bajawa 70 kV 2 cct, 1 HAWK 190 2015 10 Bajawa Ruteng 70 kV 2 cct, 1 HAWK 120 2015 11 PLTP Ulumbu Ruteng 70 kV 2 cct, 1 HAWK 40 2015 12 Ruteng Labuan Bajo 70 kV 2 cct, 1 HAWK 170 2015 13 PLTMG Kupang GI Naibonat 70 kV 2 cct, 1 HAWK 40 2016 14 Maumere Larantuka 70 kV 2 cct, 1 HAWK 200 2016 15 PLTA Wae Rancang Ruteng 70 kV 2 cct, 1 HAWK 66 2016 16 PLTP Mataloko Bajawa 70 kV 2 cct, 1 HAWK 30 2017 17 PLTP Sokoria Incomer Ropa-Ende 70 kV 2 cct, 1 HAWK 20 2017 Jumlah 1.566 Peta rencana pengembangan sistem transmisi 70 kV di Pulau Timor dan Pulau Flores Provinsi NTT sebagaimana gambar B17.1 dan B17.2. 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 2022 direncanakan akan dibangun 28 gardu induk baru 70/20 kV tersebar di Pulau Timor dan Pulau Flores. Kapasitas total trafo GI mencapai 555 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 42,10 juta belum termasuk dana investasi untuk pembangunan GI pembangkit, sebagaimana dalam tabel B17.5. RUPTL 382 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel B17.5. Pengembangan GI 70 kV di NTT No Nama Gardu Induk Tegangan New/ Extension Kap. (MVA) COD 1 Ropa 70/20 kV New 5 2014 2 Bolok 70/20 kV New 20 2014 3 Maulafa 70/20 kV New 30 2014 4 Ende 70/20 kV New 10 2014 5 Maumere 70/20 kV New 10 2014 6 Naibonat 70/20 kV New 20 2014 7 Nonohonis 70/20 kV New 20 2014 8 Kefamenanu 70/20 kV New 20 2014 9 Atambua 70/20 kV New 20 2014 10 Atapupu 70/20 kV New 10 2014 11 Labuan Bajo 70/20 kV New 20 2014 12 Bajawa 70/20 kV New 20 2015 13 Ruteng 70/20 kV New 20 2015 14 Maumere 70/20 kV Extension 20 2015 15 Ende 70/20 kV Extension 20 2015 16 Maulafa 70/20 kV Extension 30 2015 17 Naibonat 70/20 kV Extension 20 2016 18 Bolok 70/20 kV Extension 20 2016 19 Maulafa 70/20 kV Extension 30 2017 20 Atambua 70/20 kV Extension 20 2019 21 Larantuka 70/20 kV New 20 2019 22 Ropa 70/20 kV Extension 20 2019 23 Ende 70/20 kV Extension 20 2019 24 Bajawa 70/20 kV Extension 20 2020 25 Bolok 70/20 kV Extension 20 2020 26 Maumere 70/20 kV Extension 20 2020 27 Maulafa 70/20 kV Extension 30 2021 28 Nonohonis 70/20 kV Extension 20 2022 Jumlah 555 383 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Waingapu Ruteng Ende Bajawa Maumer e Ropa PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM PULAU FLORES PROPINSI NTT T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PER ENCANAAN SISTEM PLTP Sokoria (FTP 2) 3 x 5 MW (2018/19/20) PLTU Ende (FTP1) 2x7MW(2013) PLTP Mataloko (FTP 2) 5 MW (2018) PLTP Ulumbu (ADB) 2 x 2,5 MW (2014) P A PLTA Wae Rancang 10 MW (2017) 6,5 MW (2018) P PLTU Maumere 2x10 MW (2016) U P PLTP Oka Ile Ange 10 MW (2020) P PLTP Ulumbu 3 5 MW (2019) P U PLTP Ulumbu 4 5 MW (2021) Labuan Bajo ACSR 1x240 mm 2 85 km - 2015 ACSR 1x240 mm 2 60 km - 2015 ACSR 1x240 mm 2 95 km - 2015 ACSR 1x240 mm 2 44 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 10 km - 2017 ACSR 1x240 mm 2 60 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 15 km - 2017 ACSR 1x240 mm 2 33 km - 2016 PLTMG Maumere Peaker 20 MW (2017) G Larantuka ACSR 1x240 mm 2 100 km–2019 PLTP Sokoria 4 5MW(2022) P PLTP Mataloko 3,4 2 x 5 MW (2019/20) P P D PLTD Ruteng D PLTD Labuhan Bajo D PLTD Bajawa Gambar B17.1. Peta Rencana Jaringan 70 kV Pulau Timor U PLTU Timor 2 25 MW (2022) U PLTU Timor 1 2x15 MW (2018/19) U PLTU Kupang IPP 2x15 MW (2015/16) PLTMG Kupang Peaker (Gas) 40 MW (2016) G PLTMG Kupang Peaker 2 (Gas) 3x10 MW (2018/22) U PLTU Atambua 24 MW (2016) Atambua Kefamenanu Soe/ Nonohonis Naibonat Maulafa Bolok Atapupu ACSR 1x240 mm 2 75 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 18 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 51 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 51 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 31 km - 2014 ACSR 1x240 mm 2 15 km - 2014 PT PLN (Persero) PETA JARINGAN SISTEM PULAU TIMOR PROPINSI NTT T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana / / / / PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana G A U P / / / / PLTGU Existing / Rencana PLTMG Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana MG D GU M 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 / / / / / / / / MG D GU M G A U P / / / / Kit Existing Kit Rencana Edit Desember 2013 PERENCANAAN SISTEM TIMOR LESTE TIMOR LESTE PLTU Kupang (FTP1) 2x16,5 MW U ACSR 1x240 mm 2 20 km - 2016 D PLTD Soe D PLTD Kefamenanu Gambar B17.2. Peta Rencana Jaringan 70 kV Pulau Flores RUPTL 384 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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. Sesuai proyeksi kebutuhan tenaga listrik, direncanakan selama 2013 - 2022 akan dilakukan penambahan pelanggan baru sekitar 683 ribu. Khusus untuk mempercepat peningkatan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2013, direncanakan akan dilakukan penyambungan pelanggan rumah tangga sebanyak 147 ribu selama 2013. Pada tahun – tahun selanjutnya akan ditambah pelanggan baru rata-rata 59 ribu sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi JTM sepanjang 4.555 kms, JTR sekitar 4.655 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 208 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B17.6. Tabel B17.6. Pengembangan Sistem Distribusi di NTT Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan 2013 763 764 45 147.330 2014 649 716 26 84.595 2015 632 638 28 90.840 2016 585 591 26 84.131 2017 681 689 30 98.015 2018 265 268 12 38.153 2019 227 229 6 20.069 2020 204 207 13 41.933 2021 288 291 13 41.416 2022 260 263 11 37.400 2013 - 2022 4.555 4.655 208 683.881 B17.4. Pengembangan PLTS dan EBT Lainnya Memperhatikan potensi durasi lama waktu dan banyaknya penyinaran energi radiasi matahari di Provinsi NTT, PLN melalui dukungan pendanaan Bank Dunia (IBRD) dan donatur lain berencana untuk membangun Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) Hybriddi 94 (sembilan puluh empat) lokasi tersebar di Provinsi NTT dengan kapasitas ±20.2 MWp sebagai implementasi penerapan energi baru terbarukan. Namun untuk merealisasikannya akan diawali dengan studi kelayakan. Selain itu pihak pengembang swasta (IPP) diharapkan berpartisipasi untuk membangun Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) On Griddengan kapasitas sekitar 15 MW tersebar di 9 (sembilan) lokasi diantaranya pada sistem di daratan Pulau Timor, sistem daratan Pulau Flores, sistem Pulau Alor, sistem Pulau Rote, sistem Pulau Lembata. Sedangkan di Pulau Sumba akan dibangun PLT Biomassa kapasitas ±1 MW sebagai proyek percontohan, menggunakan tanaman sebagai bahan baku utamanya (feedstock). Untuk mendukung ketersediaan bahan baku sepanjang tahun, akan disiapkan lahan khusus sekitar ±200 hektar dan akan ditanami pohon yang dapat dipanen sepanjang tahun sebagai feedstock PLT Biomassa tersebut Selain itu di beberapa pulau kecil direncanakan akan dibangun PLTB, PLTS dan PLTM yang akan dioperasikan secarahybriddengan PLTD yang ada, yaitu di Pulau Ende, Pulau Pamana, Pulau Samau, Pulau Pantar, Pulau Pura, Pulau Solor dan Pulau Sabu. 385 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 B17.5. Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2022 diperlihatkan pada tabel B17.7. Tabel B17.7. Rangkuman Tahun Energy Sales (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) GI (MVA) Transmisi (kms) Investasi (juta US$) 2013 640 716 140 49 0 0 95 2014 734 830 160 9 185 690 103 2015 802 946 175 36 110 520 144 2016 876 1.064 190 104 40 306 214 2017 958 1.170 207 35 30 50 76 2018 1.050 1.288 226 52 0 0 92 2019 1.153 1.424 247 30 80 0 85 2020 1.267 1.568 271 25 60 0 76 2021 1.394 1.739 296 5 30 0 28 2022 1.536 1.921 325 40 20 0 77 Jumlah 385 555 1.566 990 Rencana Pengembangan Kelistrikan Per Provinsi Wilayah Operasi Jawa - Bali Lampiran C Lampiran C RENCANA PENGEMBANGAN KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI JAWA - BALI LAMPIRAN C1. PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA JAKARTA LAMPIRAN C2. PROVINSI BANTEN LAMPIRAN C3. PROVINSI JAWA BARAT LAMPIRAN C4. PROVINSI JAWA TENGAH LAMPIRAN C5. PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA LAMPIRAN C6. PROVINSI JAWA TIMUR LAMPIRAN C7. PROVINSI BALI LAMPIRAN C.1 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI DAERAH KHUSUS IBUKOTA (DKI) JAKARTA RUPTL 392 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C1.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi DKI Jakarta (tidak termasuk Kepulauan Seribu) diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 4.530 MW. Pasokan pembangkit yang terhubung di grid 150 kV adalah sekitar 3.690 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 8.000 MVA. Peta sistem kelistrikan DKI Jakarta ditunjukkan pada Gambar C1.1. Gambar C1.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi DKI Jakarta Secara kelistrikan di Provinsi DKI Jakarta terdapat 6 subsistem 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 3.690 MW seperti ditunjukkan pada Tabel C1.1. Peta Jaringan Subsistem Jakarta Raya MLNIUM MGBSR II PGLNG II MKRNG ANGKE ANCOL KTPNG MGBSR GBLMA GRGOL BDKMY Old New CKRNG KBJRK TGBRU TGRNG JTAKE PSKMS SPTAN TNAGA CKUPA KMBNG BLRJA CITRA TGRSA LKONG LEGOK SRPNG PTKNG PDNDH GNDUL CSW KMANG DEPOK III DPBRU CWANG JTNGN JTWRG MNTUR SGLNG CIBNG BGBRU CLGSI SCBNG PNCOL GDMKR JBEKA PDKLP CIKRNG FAJAR PGLNG PGSAN PLMAS CIPNG MTWAR MRNDA KLPGD KDSPI PLPNG PRIOK GMBRU GPOLA MGRAI KBSRH DKTAS STBDI TMRSD DRTGA DNYSA MPANG SMBRT KARET SNYAN CKNDE T E L U K J A K A R T A NewOld Old GDRIA ASPEK KMYRN BNTEN BNTRO TMBUN SNTUL TSMYA CMGIS MAXIM TTNGI AGP NSYAN PKRNG KDBDK ITP CSW II TMBUN II CLGSI II/ JONGGOL CIBNG II BKASI II LAUTS GRGOL II NSYAN II CIPNG II KMYRN II DRKSB MKRNG CMGIS II DMGOT DNYSA II GNSRI MKRNG III TGBRU II LKONG II TNAGA II SPTAN II TGRSA II SPTAN III PLTU LONTAR 3 x 300 MW TGRNG III ALMSTRA RWBUAYA PDNDH II CSW III/ Psmede CBTUBR BGORX CLGON RGNAN KDSPI II BKASI PGDNG CLDK KSBRU SMBRT II LIPP O LIPP O II AGP II JGC LKONG BNTRO II BNTRO III CBATU TMBUN CWANGBR HRPDH CBATU JTNGNII/ CBBUR KAPUK CSENG GBLMA-2 PCRAN2 LKONG III/BSD HVDC PWRSTEL SPINML SOETA MRT DKTASII PLNDOB PLNDOA BKASIUTRA SKTNI BKSPWR RJPKSI PNCOL II KESA PGDGSTEEL PLTU 4x1.000 MW GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : 393 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C1.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang di Muara Karang dan Priok No Nama Pembangkit Jenis Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu MW Pembangkit Bahan Bakar 1 Muara Karang Blok 1 PLTGU Gas /HSD PJB 509 394 2 Muara Karang Blok 2 PLTGU Gas PJB 710 680 3 Muara Karang 4-5 PLTU Gas /MFO PJB 400 324 4 Priok 1-2 PLTU MFO Indonesia Power 100 60 5 Priok Blok 1 PLTGU Gas /HSD Indonesia Power 590 508 6 Priok Blok 2 PLTGU Gas /HSD Indonesia Power 590 508 7 Priok Blok 3 PLTGU Gas Indonesia Power 740 720 8 Priok PLTG HSD Indonesia Power 52 34 Jumlah 3.690 3.228 C1.2. 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 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel C1.2. Tabel C1.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,95 28.629 30.704 4.530 2.870.839 2014 6,26 30.661 32.831 4.841 2.906.200 2015 7,20 32.731 35.028 5.163 2.941.263 2016 7,20 34.891 37.320 5.498 2.976.306 2017 7,20 37.072 39.632 5.835 3.010.840 2018 7,20 39.333 42.027 6.185 3.045.401 2019 7,20 41.654 44.483 6.543 3.079.501 2020 7,20 44.070 47.038 6.915 3.113.423 2021 7,20 46.582 49.692 7.302 3.147.451 2022 7,20 49.211 52.470 7.706 3.181.101 Growth (%) 6,98 6,21 6,14 6,08 1,15 C1.3. 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 runyang 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 RUPTL 394 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) tahun 2018, sehingga perlu memperpanjang kontrak pasokan gas yang ada. Untuk menutupi kekurangan pasokan gas tersebut, PT Nusantara Regas telah mengoperasikan FSRU LNG untuk memasok pembangkit di Jakarta dengan kapasitas 200 bbtud. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2022 dipenuhi dengan pengembangan kapasitas pembangkit di sistem Jakarta sendiri dan pengembangan jaringan 500 kV yang memasok Jakarta dengan sistemlooping untuk peningkatan keandalan dan fleksibilitas operasi.Khusus untuk pengembangan pembangkit di Jakarta akan dibangun PLTGU peaker (bisa daily start-stop) dengan kapasitas 450 MW di lokasi Muara Karang. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan GI Pengembangan GITET 500 kV sampai tahun 2022 adalah pembangunan 5 GITET baru (4.000 MVA), penambahan IBT 500/150 kV (1.500 MVA) di 3 lokasi dan spare IBT satu fasa 5 buah @167 MVA (3 spare IBT rekondisi dan 2 spare IBT baru) yang ditempatkan di GITET Kembangan, Cawang, Bekasi dan Duri Kosambi untuk meningkatkan keandalan pasokan sistem Jakarta, seperti diperlihatkan pada Tabel C1.3. Tabel C1.3. Pengembangan GITET di Jakarta No. Gardu Induk Kapasitas MVA COD Keterangan 1 Kembangan (GIS) 167 2014 Spare (Ex. Rekondisi) 2 Cawang 167 2014 Spare (Ex. Rekondisi) 3 Bekasi 167 2014 spare IBT 4 Cawang (GIS) 500 2014 IBT-3 5 Bekasi - 2014 Diameter Ext, Arah (M Tawar-Cibinong) 6 Cawang 167 2014 Spare (Ex. Rekondisi) 7 Durikosambi (GIS) 1.000 2016 GITET Baru/GIS (IBT-1-2) 8 Durikosambi (GIS) 167 2016 spare IBT 9 Kembangan (GIS) - 2016 Diameter Ext, arah Durikosambi 10 Muarakarang (GIS) 1.000 2017 GITET Baru/GIS 11 Durikosambi (GIS) 500 2017 IBT-3 12 Cawang Baru (GIS) 1.000 2017 GITET Baru/GIS (IBT-1-2) 13 Gandul - 2017 Diameter Ext, Cawang Baru (GIS) 14 Durikosambi (GIS) 500 2018 IBT-4 15 Priok 500 2018 GITET Baru/GIS 16 PLTU Jawa-5/Bekasi 500 2019 GITET Baru/GIS 17 Muaratawar - 2019 Diameter Ext, arah PLTU Jawa-5/Bekasi Jumlah 6.335 Selanjutnya untuk melayani konsumen direncanakan pembangunan GI Baru dan ektension trafo 150/20 kV dengan total kebutuhan 10.380 MVA atau 176 buah @ 60 MVA seperti ditampilkan pada Tabel C1.4. 395 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C1.4. Pengembangan GI/GIS di Jakarta No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 Kapuk (PIK) (GIS) 150/20 kV 120 2013 2 Tanah Tinggi (GIS) 150/20 kV 60 2013 3 Senayan Baru (GIS) 150/20 kV 60 2013 4 Mangga Besar (GIS) 150/20 kV 60 2013 5 Kandang Sapi (GIS) 150/20 kV 60 2013 6 Cileduk 150/20 kV 60 2013 7 Cipinang (GIS) 150/20 kV 60 2013 8 Muara Karang Baru 150/20 kV 60 2013 9 Cawang Baru (GIS) 150/20 kV 60 2013 10 Jatirangon 150/20 kV 60 2013 11 Legok 150/20 kV 60 2013 12 Harapan Indah (GIS) 150/20 kV 120 2014 13 Gunung Sahari (GIS) 150/20 kV 120 2014 14 Kemayoran 150/20 kV 0 2014 15 Gandaria (GIS) 150/20 kV 180 2014 16 TMII (Miniatur) (GIS) 150/20 kV 0 2014 17 Antasari / CSW 2 / Kemang Village (GIS) 150/20 kV 120 2014 18 Jatiwaringin (GIS) 150/20 kV 120 2014 19 Cakung Township (GIS) 150/20 kV 120 2014 20 Kandang Sapi (GIS) 150/20 kV 0 2014 21 Jatirangon 2/Cibubur 150/20 kV 120 2014 22 Semanggi Barat (GIS) 150/20 kV 120 2014 23 Karet Lama 150/20 kV 0 2014 24 Manggarai (GIS) 150/20 kV 60 2014 25 Tanah Tinggi (GIS) 150/20 kV 60 2014 26 Petukangan 150/20 kV 60 2014 27 Legok 150/20 kV 60 2014 28 Lengkong 150/20 kV 60 2014 29 Duren tiga (GIS) 150/20 kV 60 2014 30 Citra habitat 150/20 kV 60 2014 31 Miniatur (GIS) 150/20 kV 60 2014 32 Tangerang Baru 150/20 kV 60 2014 33 Tigaraksa 150/20 kV 60 2014 34 Pasar kemis 150/20 kV 60 2014 35 Karet Baru 150/20 kV 0 2014 36 Karet Lama 150/20 kV 0 2014 37 Plumpang 150/20 kV 0 2014 38 Gambir Baru 150/20 kV 0 2014 39 Balaraja New 150/20 kV 0 2014 40 Marunda 150/20 kV 0 2014 41 Priok Timur 150/20 kV 0 2014 42 Pulogadung 150/20 kV 0 2014 43 Pulogadung 150/20 kV 0 2014 44 Duri Kosambi 150/20 kV 60 2015 RUPTL 396 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C1.4. Pengembangan GI/GIS di Jakarta lanjutan No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 45 Lengkong 150/20 kV 60 2015 46 Penggilingan (GIS) 150/20 kV 60 2015 47 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) 150/20 kV 120 2015 48 Duren Tiga II/Ragunan (GIS) 150/20 kV 120 2015 49 Cawang Lama 150/20 kV 0 2015 50 Pondok Indah (GIS) 150/20 kV 0 2015 51 CSW 150/20 kV 0 2015 52 Spinmill 150/20 kV 0 2015 53 Taman Rasuna (GIS) 150/20 kV 60 2015 54 Maximangando 150/20 kV 60 2015 55 Karet Lama 150/20 kV 60 2015 56 Lippo Curug 150/20 kV 60 2015 57 Gambir Baru 150/20 kV 60 2015 58 Kemayoran 150/20 kV 60 2015 59 Legok 150/20 kV 60 2015 60 Mampang Baru 150/20 kV 60 2015 61 Priok Timur 150/20 kV 60 2015 62 Pondok Indah (GIS) 150/20 kV 60 2016 63 Cakung Township (GIS) 150/20 kV 60 2016 64 Tigaraksa 150/20 kV 60 2016 65 Jatirangon 150/20 kV 60 2016 66 Cileduk 150/20 kV 60 2016 67 Kembangan II (GIS) 150/20 kV 120 2016 68 Balaraja 150/20 kV 60 2016 69 Pulo Mas 150/20 kV 60 2016 70 Pondok Indah II/Cirende 150/20 kV 120 2016 71 Jatiwaringin GIS 150/20 kV 60 2017 72 Harapan Indah (GIS) 150/20 kV 60 2017 73 Gajah Tunggal 150/20 kV 120 2017 74 Abadi Guna Papan II (GIS) 150/20 kV 120 2017 75 Cawang Lama 150/20 kV 0 2017 76 Marunda II (GIS) 150/20 kV 120 2017 77 Pasar Kemis II 150/20 kV 120 2017 78 Sinar Sahabat 150/20 kV 120 2017 79 Pulo Gadung II 150/20 kV 120 2017 80 Priok Timur 150/20 kV 60 2017 81 Kandang Sapi (GIS) 150/20 kV 60 2017 82 Gambir Lama II (GIS) 150/20 kV 120 2017 83 Gambir Lama (GIS) 150/20 kV 0 2017 84 Grogol II (GIS) 150/20 kV 60 2017 85 Cawang Baru (GIS) 150/20 kV 60 2017 86 New Balaraja 150/20 kV 60 2017 87 Kebon Sirih II (GIS) 150/20 kV 120 2017 397 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C1.4. Pengembangan GI/GIS di Jakarta lanjutan No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 88 Senayan Baru II (GIS) 150/20 kV 120 2017 89 Senayan Baru 150/20 kV 0 2017 90 Tomang (GIS) 150/20 kV 120 2017 91 Semanggi Barat II/Benhil (GIS) 150/20 kV 60 2017 92 Cawang 150/20 kV 60 2017 93 Plumpang II (GIS) 150/20 kV 120 2018 94 Durikosambi III/Rawa Buaya (GIS) 150/20 kV 120 2018 95 Durikosambi II 150/20 kV 0 2018 96 Danayasa II/Semanggi Timur (GIS) 150/20 kV 120 2018 97 Cipinang II/Jatinegara (GIS) 150/20 kV 120 2018 98 Taman Rasuna 2 / Pengadegan Tmr (GIS) 150/20 kV 120 2018 99 Antasari / CSW 2 / Kemang Village (GIS) 150/20 kV 60 2018 100 Gandaria II/Mekar Sari (GIS) 150/20 kV 60 2018 101 Gandaria 150/20 kV 0 2018 102 Penggilingan II (GIS) 150/20 kV 120 2018 103 Penggilingan (GIS) 150/20 kV 0 2018 104 Kemayoran II (GIS) 150/20 kV 60 2018 105 Tanah Tinggi (GIS) 150/20 kV 60 2018 106 Dukuh Atas (GIS) 150/20 kV 60 2018 107 Tigaraksa II 150/20 kV 120 2018 108 Tigaraksa 150/20 kV 0 2018 109 Manggarai II 150/20 kV 120 2019 110 Marunda II (GIS) 150/20 kV 60 2019 111 Kembangan II (GIS) 150/20 kV 60 2019 112 New Balaraja 150/20 kV 60 2019 113 Jatirangon II/Cibubur 150/20 kV 60 2019 114 Abadi Guna Papan II (GIS) 150/20 kV 60 2019 115 Cileduk 150/20 kV 60 2019 116 Duren Tiga II/Ragunan (GIS) 150/20 kV 60 2019 117 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) 150/20 kV 60 2019 118 Muara Karang III / Kamal 150/20 kV 120 2019 119 Senayan Baru II (GIS) 150/20 kV 60 2019 120 Cawang Baru 2 (GIS) 150/20 kV 120 2019 121 Pondok Indah III/Ciputat 150/20 kV 120 2019 122 Petukangan II 150/20 kV 120 2020 123 Kapuk (PIK) (GIS) 150/20 kV 60 2020 124 Balaraja Baru II 150/20 kV 120 2020 125 Gajah Tunggal 150/20 kV 60 2020 126 Pulo Gadung II 150/20 kV 60 2020 127 Gambir Lama II (GIS) 150/20 kV 60 2020 128 Kebon Sirih II (GIS) 150/20 kV 60 2020 129 Pasar Kemis II 150/20 kV 60 2020 130 Cengkareng II/Bandara Soetta 150/20 kV 60 2020 RUPTL 398 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C1.4. Pengembangan GI/GIS di Jakarta lanjutan No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 131 Gunung Sahari (GIS) 150/20 kV 60 2020 132 Semanggi Barat (GIS) 150/20 kV 60 2020 133 Kembangan II (GIS) 150/20 kV 60 2020 134 Kelapa Gading 150/20 kV 60 2020 135 Grogol II (GIS) 150/20 kV 60 2020 136 Jatake II (GIS) 150/20 kV 60 2020 137 Penggilingan II (GIS) 150/20 kV 60 2021 138 Duren Tiga II/Ragunan (GIS) 150/20 kV 60 2021 139 Kemayoran II (GIS) 150/20 kV 60 2021 140 Cawang 150/20 kV 60 2021 141 Durikosambi III/Rawa Buaya (GIS) 150/20 kV 60 2021 142 Kebon Sirih II (GIS) 150/20 kV 60 2021 143 Lengkong II 150/20 kV 60 2021 144 Grogol II (GIS) 150/20 kV 60 2021 145 Gunung Sahari II 150/20 kV 120 2021 146 Pondok Indah III/Ciputat 150/20 kV 60 2021 147 Citra Habitat II 150/20 kV 120 2022 148 Citra Habitat 150/20 kV 0 2022 149 Karet Baru II (GIS) 150/20 kV 120 2022 150 Semanggi Barat 150/20 kV 0 2022 151 Setiabudi II (GIS) 150/20 kV 60 2022 152 Cawang Baru II (GIS) 150/20 kV 0 2022 153 Muara Karang III / Kamal 150/20 kV 60 2022 154 Plumpang II 150/20 kV 60 2022 155 Cipinang II/Jatinegara (GIS) 150/20 kV 60 2022 156 Tanah Tinggi (GIS) 150/20 kV 60 2022 157 Taman Rasuna 2 / Pengadegan Tmr (GIS) 150/20 kV 60 2022 158 Pasar Kemis II 150/20 kV 60 2022 159 Gandaria II/Mekar Sari (GIS) 150/20 kV 60 2022 160 Danayasa II/Semanggi Timur (GIS) 150/20 kV 60 2022 Jumlah 10.380 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV diperlukan pengembangan transmisi 500 kV khususnya di sisi Utara Jakarta, sepanjang 164 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C1.5. 399 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C1.5. Pembangunan SUTET 500 kV No. Dari Ke Panjang kms COD 1 Bekasi Tx. Mtawar-Cibinong 12 2014 2 Tx Kembangan Durikosambi (GIS) 6 2017 3 Kembangan Durikosambi (GIS) 6 2017 4 Muarakarang (GIS) Durikosambi (GIS) 30 2017 5 Cawang Baru (GIS) Gandul 40 2017 6 Priok Muaratawar 30 2018 7 Priok Muarakarang (GIS) 20 2019 8 PLTU Jawa-5 Muaratawar 20 2019 Jumlah 164 Selaras dengan pembangunan GI/GIS baru 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi 150 kV terkaitnya sepanjang 959 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C1.6. Tabel C1.6. Pembangunan SUTT 150 kV No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Cileduk II/Alam Sutra Inc.(Lippo Curug-Kmbngn) 150 kV 2 2013 2 Gandul Serpong 150 kV 40 2013 3 Kapuk (PIK) (GIS) Inc. (Mkrang-Dksbi) 150 kV 2 2013 4 Tanah Tinggi (GIS) Inc. (Gmblm-Plmas) 150 kV 4 2013 5 Harapan Indah (GIS) Inc.(Mtawar-Bekasi) 150 kV 2 2014 6 Antasari / CSW 2 / Kemang Village (GIS) Inc. (Drtga/Kemang-Kenvil) 150 kV 10 2014 7 Gandaria (GIS) TMII (Miniatur) 150 kV 24 2014 8 Gunung Sahari (GIS) Kemayoran 150 kV 12 2014 9 Jatiwaringin Inc. (Pdklp-Jtngn) 150 kV 24 2014 10 Manggarai Dukuh Atas (GIS) 150 kV 4 2014 11 Muarakarang Angke 150 kV 12 2014 12 New Senayan Senayan 150 kV 6 2014 13 Petukangan Bintaro 150 kV 18 2014 14 Semanggi Barat (GIS) Semanggi Timur (GIS) 150 kV 6 2014 15 Cileungsi II/Jonggol Cibatu 150 kV 30 2014 16 Duren Tiga Kemang 150 kV 6 2014 17 Durikosambi Petukangan 150 kV 52 2014 18 Durikosambi Muarakarang Lama 150 kV 26 2014 19 Gedung Pola Manggarai 150 kV 4 2014 20 Cakung TownShip Harapan Indah / Kandang Sapi 150 kV 10 2014 21 Jatake Maximangando 150 kV 1 2014 22 Jatirangon 2/Cibubur Inc.(Jtngn-Cibng) 150 kV 2 2014 23 Semanggi Barat (GIS) Karet Lama 150 kV 8 2014 24 Marunda Pelindo II 150 kV 20 2014 25 Plumpang Gambir Baru 150 kV 10 2014 26 Gandul Petukangan 150 kV 28 2014 RUPTL 400 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C1.6. Pembangunan SUTT 150 kV lanjutan No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 27 Depok Gandul 150 kV 10 2014 28 Karet Baru Karet Lama 150 kV 1 2014 29 Kebon Sirih Gambir Lama 150 kV 2 2014 30 Ketapang Mangga Besar 150 kV 6 2014 31 Cilegon Serang 150 kV 45 2014 32 Pelindo II Priok Priok Timur 150 kV 11 2014 33 Pelindo II Kalibaru Marunda 150 kV 10 2014 34 Spinmill Inc. (New Balaraja-Citra) 150 kV 8 2015 35 Durikosambi 2 / Daan Mogot (GIS) Inc. (Dksbi-Mkrng) 150 kV 2 2015 36 Cengkareng II/Bandara Soetta Cengkareng 150 kV 1 2015 37 MRT DKI Jakarta (GIS) CSW 150 kV 2 2015 38 MRT DKI Jakarta (GIS) Pondok Indah 150 kV 14 2015 39 Duren Tiga II/Ragunan (GIS) Cawang Lama 150 kV 20 2015 40 Pondok Indah II/Cirende Inc. (Ptkng-Gndul) 150 kV 6 2016 41 Depok II Inc. (Cimanggis-Depok/ Rawadenok (Depok III)) 150 kV 8 2016 42 Depok/Rawadenok (Depok III) Cimanggis 150 kV 40 2016 43 Pondok Kelapa Tambun 150 kV 28 2016 44 Pegangsaan Penggilingan 150 kV 20 2016 45 Pulogadung Penggilingan 150 kV 20 2016 46 Pulo Gadung II Pulogadung (GIS) 150 kV 10 2017 47 Tomang (GIS) Grogol 150 kV 10 2017 48 Abadi Guna Papan II Cawang Lama 150 kV 6 2017 49 Gambir Lama II (GIS) Gambir Lama (GIS) 150 kV 2 2017 50 Lontar Cikupa 150 kV 60 2017 51 Pulo Gadung II Inc. (Plmas-Pgsan) 150 kV 8 2017 52 Semanggi Barat II/Benhil (GIS) Inc. (Karet-Angke) 150 kV 4 2017 53 Senayan Baru 2 (GIS) Senayan Baru 150 kV 16 2017 54 Plumpang II Inc. (Priok Barat-Plumpang) 150 kV 14 2018 55 Danayasa II Danayasa 150 kV 10 2018 56 Taman Rasuna 2 / Pengadegan Tmr (GIS) Taman Rasuna 150 kV 10 2018 57 Cipinang II/Jatinegara Inc. (Plmas-Mgrai) 150 kV 10 2018 58 Durikosambi III/Rawa Buaya Durikosambi II 150 kV 10 2018 59 Gandaria II/Mekar Sari Gandaria 150 kV 30 2018 60 Kemayoran II (GIS) Inc. (Priok-Plpng) 150 kV 6 2018 61 Penggilingan II (GIS) Penggilingan (GIS) 150 kV 12 2018 62 Tigaraksa II Tigaraksa 150 kV 10 2018 63 Pancoran 2 / Pengadegan Tmr (GIS) Inc. (Cawang II - Abadi II) 150 kV 10 2019 64 Manggarai II Taman Rasuna 2 / Pengadegan Tmr (GIS) 150 kV 10 2019 401 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 lanjutan No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 66 Pondok Indah III/Ciputat Inc. (Gandul-Serpong) 150 kV 20 2019 67 Petukangan II Petukangan 150 kV 10 2020 68 Gunung Sahari II Gunung sahari 150 kV 10 2021 69 Grogol II Inc. (Dksbi - Grogol) 150 kV 10 2021 70 Muara Karang III / Kamal Muarakarang 150 kV 10 2021 71 Kebon sirih II GIS Inc. (Gbr Lama - Pulo Mas) 150 kV 10 2021 72 Karet Baru II Semanggi Barat 150 kV 4 2022 73 Setiabudi II (GIS) Cawang Baru 2 (GIS) 150 kV 14 2022 Jumlah 959 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 455 ribu pelanggan sampai dengan 2022 atau rata-rata 45 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 6.612 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 9.899 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sebesar 2.046 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C1.7 berikut. Tabel C1.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 394 729 197 88.654 77,2 2014 300 641 94 58.269 52,7 2015 355 789 131 51.470 63,4 2016 817 984 155 37.425 113,0 2017 869 1.034 174 39.301 121,0 2018 810 1.103 127 33.612 110,1 2019 801 1.171 242 34.140 123,2 2020 696 1.238 159 33.932 104,1 2021 753 1.338 367 34.777 134,7 2022 817 871 400 43.715 140,2 2013-2022 6.612 9.899 2.046 455.294 1.040 Dalam RUPTL 2013 – 2022, direncanakan juga pengembangan distribusi 20 kV di Kepulauan Seribu yaitu terdiri dari rencana pembangunan kabel laut 20 kV tahap-2 dan tahap-3 yang sebelumnya akan dilaksanakan oleh Pemda DKI Jaya, dialihkan pelaksanaannya oleh PLN dengan sumber dana APBN 2014. Proyek pembangunan kabel laut ini akan dijelaskan lebih lanjut pada butir C1.4. C1.4. Sistem Distribusi ke Kepulauan Seribu Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu mengalami perubahan dari 2 tahap menjadi 3 tahap yaitu: – Tahap 1 sudah eksisting, pembangunan oleh Pemda DKI. Tabel C1.6. Pembangunan SUTT 150 kV RUPTL 402 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) – Tahap 2 tahun 2014/2015: dari GI Teluk Naga sampai P. Tidung kecil sepanjang 42,5 km dengan perkiraan kebutuhan biaya USD 13,9 juta. – Tahap 3 tahun 2016: dari P. Tidung Kecil sampai Pulau Panjang Besar untuk menghubungkan Pulau-Pulau lainnya sepanjang 34,29 km dengan perkiraan kebutuhan biaya USD 11,2 juta. Lingkup pekerjaan tahap 2 dan tahap 3 adalah sebagai berikut: a. Tahap 2 jalur selatan, merupakan penambahan sirkit kedua yang menghubungkan GI Teluk Naga melalui penyulang ke GH Tanjung Pasir dan selanjutnya radial hingga ke Pulau Tidung Besar seperti pada Tabel C1.8. Tabel C1.8. Pengembangan Sistem Distribusi KePulauan Seribu Jalur Selatan (Tahap II) No Section SKLTM (kms) SKTM ke GD (kms) 1 GH Tg Pasir-GH P. U.jawa 5,69 0,4 2 GH P U.jawa-GH P.L Kecil 13,39 0,8 3 GH P.L Kecil-GH P.L Besar 0,46 1,0 4 GH P.L Besar–GH Pulau Pari 9,46 0,4 5 GH Pulau Pari-GH P. Payung Besar 8,85 0,8 6 GH.P.Payung Besar-GH P.Tidung Kecil 3,56 0,6 7 GH P.Payung Kecil-GH P.Tidung Besar 0,83 2,0 TOTAL 42,24 6,0 b. Tahap 3 jalur utara, adalah penyambungan SKLTM radial dari Pulau Tidung Besar ke Pulau-Pulau di sebelah utara seperti pada Tabel C1.9. Tabel C1.9. Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu Jalur Utara No Section SKLTM (kms) SKTM (KMS) Trafo GD (kVA) JTR KMS 1 P. Tidung Kecil - P. Karya 16,51 0,34 1x630 kVA (P. Karya) 3,20 2 P. Karya - P. Panggang 0,20 1,66 2x630 kVA (P. Panggang) 6,40 3 P. Panggang - P. Pramuka 1,76 0,96 1x630 kVA (P. Pramuka) 3,20 4 P. Karya - P. Kelapa 16,95 2,24 4x630 kVA (P. Kelapa) 12,80 5 P. Kelapa - P. Kelapa dua/Harapan 0,62 1,45 1x630 kVA (P. Kelapa Dua) 3,20 6 P. Kelapa Dua/Harapan - P. Panjang Besar 0,94 0,84 1x630 kVA (P. Panjang Besar) 3,20 7 P. Panjang Besar - P. Sabira 1,20 1x630 kVA (P. Sabira) 3,20 Total 38,18 7,15 11x630 kVA 35,20 Rencana pembangunan tahap II dan tahap III seperti ditampilkan pada Gambar C1.2. 403 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 TAHAP III TAHAP I TAHAP II Gambar C1.2. Peta Jaringan Kabel Laut Kepulauan Seribu RUPTL 404 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C1.5. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi DKI Jakarta sampai dengan tahun 2022 adalah USD 4,3 miliar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik dan pembangunan fasilitas kelistrikan di DKI Jakarta adalah seperti tersebut dalam Tabel C1.10. Tabel C1.10. Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) Juta USD 2013 28.629 30.704 4.530 720 48 179 2014 30.661 32.831 4.841 2.848 412 753 2015 32.731 35.028 5.163 960 47 204 2016 34.891 37.320 5.498 450 1.827 122 734 2017 37.072 39.632 5.835 4.240 198 787 2018 39.333 42.027 6.185 2.140 142 652 2019 41.654 44.483 6.543 1.520 86 354 2020 44.070 47.038 6.915 1.020 10 161 2021 46.582 49.692 7.302 660 40 205 2022 49.211 52.470 7.706 780 18 316 Jumlah 450 16.715 1.123 4.344 LAMPIRAN C.2 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BANTEN RUPTL 406 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C2.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Banten saat ini sekitar 3.561 MW, dipasok dari pembangkit yang berada di grid150 kV sebesar 2.285 MW dan yang berada di grid500 kV sebesar 4.025 MW. Pasokan dari pembangkit listrik yang berada di grid 500 kV dan grid 150 kV di Banten ada di 4 lokasi yaitu PLTU Suralaya, PLTGU Cilegon, PLTU Labuan dan PLTU Lontar dengan total daya terpasang 6.310 MW. Pasokan dari grid500 kV adalah melalui 3 GITET, yaitu Suralaya, Cilegon dan Balaraja, dengan kapasitas 3.000 MVA. Peta sistem kelistrikan Banten ditunjukkan pada Gambar C2.1. Gambar C2.1. 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 dan PLTU Labuan memasok Kab/Kota Tangerang dan Tangerang Selatan. Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C2.1. PRATU LBSTU SGLN CGRLG CRA JTAKE CKNDE CITRA TGRSA SRPNG DPK2 BKASI CWANG CNJUR SALAK BARU BUNAR RKBTG TSMY MTWAR TLNGA SPTAN MENES SKETI SRANG ASAHI MTSUI SLAYA SLIRA BGBRU DEPOK CMGIS CIBNG PRYMA PRIOK MKRNG U U U PLTU LBUAN NBLRJA A BAYAH KRCAK SLAYA2 PKMIS MPING PCADM KOPO CWANG2 CBATU BUNAR II CBTBR UBRUG HVDC DUKSMBI TGRNG CKRNG TMBUN U CLGMA KMBNG BOGOR X SRANG II GNDUL PCADM II IDMY CBDKBR U CIAWI SALAK LAMA NTGRNG PLTU LONTAR U PLTU PRATU CLGON LEGOK PTKNG BNTRO CKUP A KSTEL PRETY PENI KDBDK P CLGN 2 SURADE TJLSUNG POSCO TOJNG/ SRANG III CND RA ASR I ASAHI III ASAHI II/ CNGKA NKOMAS IDKIAT IDFERO LAUTSTEL SPIN MIL MILENIUM SENTUL ITP SCBNG SOETTA BLRJA CILEDUG P RWDNO CURUG ALMSUTRA BGRKT TAJUR CIOMAS SMTR KIEC LKONG BSD/ LKONGIII RJMDLA A CIPANAS CMGISII TNGGEUNG SMNJWA CIAWI II CBDKBRII/ CCRUG PCSLOK CSKRME P GNENDUT PLTU 4x1.000 MW U SMTRCKNDE GORDA GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : U UPLTU 2x1.000 MW GUCLGON 407 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C2.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Nama Pembangkit Jenis Pembangkit Jenis B. Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu MW 1 Suralaya 1-7 PLTU Batubara Indonesia Power 3.400 3.212 2 Suralaya 8 PLTU Batubara PLN 625 590 3 Cilegon PLTGU Gas Alam PLN 740 660 4 Labuan PLTU Batubara PLN 600 560 5 Lontar 1-3 PLTU Batubara PLN 945 870 Jumlah 6.310 5.892 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 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel C2.2. Tabel C2.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,63 20.822 22.266 3.489 2.380.381 2014 5,92 23.886 24.713 3.854 2.531.565 2015 6,81 26.800 26.772 4.155 2.652.858 2016 6,81 29.593 29.216 4.500 2.807.682 2017 6,81 32.186 31.726 4.881 2.922.141 2018 6,81 34.785 34.748 5.336 3.039.573 2019 6,81 37.656 38.237 5.861 3.158.124 2020 6,81 40.795 41.991 6.420 3.273.393 2021 6,81 44.016 45.896 7.015 3.364.103 2022 6,81 47.352 50.367 7.679 3.448.362 Growth(%) 6,60 9,58 9,50 9,16 4,21 C2.3. 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 613 MWe yang tersebar di 5 lokasi yaitu Rawa Dano, G. Karang, G. Pulosari, G. Endut dan Pamancalan. Sedangkan potensi batubara diperkirakan mencapai 18,80 juta ton 1 . Kebutuhan batubara untuk pembangkit di Banten sebagian besar dipasok dari Sumatera Selatan dan sisanya dari Kalimantan, sedangkan kebutuhan gas dipasok dari CNOOC dan PGN. 1 Sumber: Draft RUKN 2012 - 2031 RUPTL 408 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2022 diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 3.152 MW dengan perInc.ian seperti ditampilkan pada Tabel C2.3 berikut. Tabel C2.3 Pengembangan Pembangkit No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek Kapasitas MW COD Status 1 Swasta PLTM Cisono 3 2014 Konstruksi 2 Swasta PLTM Cikotok 4 2014 Konstruksi 3 Swasta PLTM Situmulya 3 2014 Konstruksi 4 Swasta PLTM Cikidang 2 2016 Pengadaan 5 Swasta PLTM Cisimeut 2 2016 Pengadaan 6 Swasta PLTM Cisungsang II 3 2016 Pengadaan 7 Swasta PLTM Karang Ropong (Cibareno 1) 5 2016 Pengadaan 8 Swasta PLTM Bulakan 10 2016 Pengadaan 9 Swasta PLTM Cidano 2 2016 Pengadaan 10 Unallocated PLTU Lontar Exp 315 2017 Rencana 11 Swasta PLTM Cibareno 3 2017 Rencana 12 Swasta PLTM Cisiih Leutik 4 2017 Rencana 13 Swasta PLTM Nagajaya 6 2017 Rencana 14 Swasta PLTU Banten 625 2016 Konstruksi 15 Unallocated PLTU Jawa-7 1.000 2019 Rencana 16 Swasta PLTP Rawa Dano (FTP2) 110 2019 Rencana 17 Unallocated PLTU Jawa-7 1.000 2020 Rencana 18 Swasta PLTP Endut (FTP2) 55 2021 Rencana Jumlah 3.152 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 di Balaraja dan Cilegon seperti pada Tabel C2.4. 409 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C2.4. Rencana Pengembangan GITET No. Gardu Induk Kapasitas MVA COD Keterangan 1 Cilegon 500 2013 Program N-1 (IBT-3) 2 Balaraja 167 2013 Spare (Ex. Rekondisi) 3 Cilegon 167 2013 Spare 4 Balaraja 500 2015 IBT-3 5 Balaraja 500 2015 IBT-4 (Ex. Depok) 6 Lengkong 1000 2016 GITET Baru 7 PLTU Banten 0 2016 Memotong double phi Suralaya - Balaraja 8 Balaraja 0 2016 arah Kembangan 9 Kembangan 0 2016 arah Balaraja 10 Balaraja 0 2016 Diameter Ext, arah Lengkong 11 Lengkong 0 2016 Diameter Ext, arah Balaraja 12 Lengkong 0 2017 Diameter Ext, arah Gandul 13 Gandul 0 2017 Diameter Ext, arah Lengkong 14 Gandul 0 2017 Diameter Ext, arah Depok 15 Depok 0 2017 Diameter Ext, arah Gandul 16 Balaraja 0 2019 Diameter Upr, arah Gandul 17 Balaraja 0 2019 Diameter Upr, arah Suralaya Lama Jumlah 2.834 Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GI/GIS baru 150 kV dan penambahan trafo di GI Eksisting dengan total kapasitas 4.440 MVA dengan biaya USD 402 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C2.5. Tabel C2.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 Cileduk II/Alam Sutra (GIS) 150/20 kV 120 2013 2 Bintaro II (GIS) 150/20 kV 120 2013 3 Bintaro 150/20 kV 0 2013 4 Asahimas II 150/20 kV 60 2013 5 Serpong 150/20 kV 60 2013 6 Lengkong 150/20 kV 0 2013 7 Serpong 150/20 kV 0 2013 8 Gorda Prima 150/20 kV 0 2013 9 Cilegon Baru II / Kramatwatu 150/20 kV 120 2014 10 Cilegon Baru 150/20 kV 0 2014 11 Lautan Steel 150/20 kV 120 2014 12 Millenium (PT. Power Steel) 150/20 kV 120 2014 13 Lengkong II 150/20 kV 120 2014 14 Saketi Baru 150/20 kV 60 2014 15 Serang 150/20 kV 60 2014 16 Maximangando 150/20 kV 0 2014 17 Jatake 150/20 kV 0 2014 18 Indoferro 150/20 kV 0 2014 19 Malimping 150/20 kV 60 2014 RUPTL 410 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C2.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 20 Cemindo Gemilang/Bayah 150/20 kV 0 2014 21 Puncak Ardi Mulya II 150/20 kV 120 2014 22 Malimping 150/20 kV 0 2015 23 Tangerang Baru II 150/20 kV 120 2015 24 PLTU Lontar 150/20 kV 0 2015 25 Cengkareng II/Bandara Soetta 150/20 kV 120 2015 26 Teluk Naga 150/20 kV 60 2015 27 Sepatan 150/20 kV 60 2015 28 Cemindo Gemilang/Bayah 150/20 kV 60 2015 29 Cikupa 150/20 kV 60 2015 30 Cilegon Lama 150/20 kV 0 2015 31 Millennium (PT Power Steel) 150/20 kV 60 2016 32 Bintaro II (GIS) 150/20 kV 60 2016 33 GIIC 150/20 kV 120 2016 34 Cengkareng 150/20 kV 0 2016 35 Serang 150/20 kV 60 2016 36 Jatake II (GIS) 150/20 kV 120 2017 37 Sulindafin 150/20 kV 0 2017 38 Sepatan II 150/20 kV 120 2017 39 Lengkong III/BSD 1 150/20 kV 120 2017 40 Tangerang Baru III 150/20 kV 60 2017 41 Tangerang Baru II 150/20 kV 0 2017 42 Cileduk II/Alam Sutra (GIS) 150/20 kV 60 2017 43 Serang Selatan/Baros 150/20 kV 120 2018 44 Teluk Naga II 150/20 kV 60 2018 45 Lippo Curug II 150/20 kV 60 2018 46 Lippo Curug 150/20 kV 0 2018 47 Sepatan 150/20 kV 60 2018 48 Salira Indah 150/20 kV 60 2018 49 Cengkareng II/Bandara Soetta 150/20 kV 60 2018 50 Millennium (PT Power Steel) 150/20 kV 60 2018 51 Lautan Steel 150/20 kV 60 2019 52 Lengkong IV/BSD 2 150/20 kV 180 2019 53 Rangkas Bitung 150/20 kV 0 2019 54 Bintaro III/Jombang (GIS) 150/20 kV 120 2019 55 Cikupa II 150/20 kV 120 2019 56 Tangerang Baru II 150/20 kV 60 2019 57 PLTP Rawadano 150/20 kV 0 2019 58 Cilegon Baru II / Kramatwatu 150/20 kV 60 2020 59 Lengkong III/BSD 1 150/20 kV 60 2020 60 Teluk Naga II 150/20 kV 60 2020 61 Sepatan II 150/20 kV 60 2020 62 Tangerang Baru III 150/20 kV 60 2020 63 Lengkong V/BSD 3 150/20 kV 60 2021 411 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C2.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 65 Cilegon Lama 150/20 kV 60 2021 66 Sepatan II 150/20 kV 60 2021 67 Lengkong III/BSD 1 150/20 kV 60 2021 68 Ciamis II/Kawali 150/20 kV 60 2022 69 Bintaro III/Jombang (GIS) 150/20 kV 60 2022 70 Serang Selatan/Baros 150/20 kV 60 2022 71 Lengkong IV/BSD 2 150/20 kV 60 2022 72 Sulindafin 150/20 kV 60 2022 73 Millenium (PT Power Steel) 150/20 kV 60 2022 74 Citra Baru Steel 150/20 kV 60 2022 Jumlah 4.440 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV dan rekonduktoring sepanjang 788 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C2.6. Tabel C2.6. Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No. Dari Ke Panjang kms COD 1 Suralaya Baru Bojanegara 32 2018 2 Bojanegara Balaraja Baru 120 2018 3 Lengkong 500 kV Inc. (Blrja-Gndul) 4 2016 4 Balaraja Kembangan 80 2017 5 Balaraja Tx Kembangan 80 2017 6 PLTU Banten Inc. (Suralaya Baru- Balaraja) 40 2017 7 Bogor X Tpcut 220 2018 8 Tpcut Ketapang 80 2018 9 Bogor X Inc. (Clgon-Cibinong) 60 2018 10 Bogor X Inc. (Depok-Tsmya) 6 2018 11 Suralaya Lama Balaraja 129 2019 12 Balaraja Gandul 92 2019 13 PLTU Jawa 7 Inc. (Suralaya Baru - Bojonegara) 1 2019 Jumlah 788 Pada Tabel C2.6 dapat dilihat bahwa terdapat rencana pembangunan transmisi HVDC dari BogorX 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/GIS 150 kV baru, diperlukan pembangunan transmisi 150 kV terkaitnya sepanjang 780 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C2.7. RUPTL 412 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C2.7. Rencana Pembangunan Transmisi No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Krakatau Posco Cilegon Baru 150 kV 6,8 2013 2 Asahimas II Inc. (Mnes-Asahi) 150 kV 10 2013 3 Balaraja Citra Habitat 150 kV 24 2013 4 Bintaro II Bintaro 150 kV 8 2013 5 PLTU Pelabuhan Ratu Lembursitu 150 kV 82 2013 6 Lengkong Serpong 150 kV 11,6 2013 7 Rangkasbitung II Kopo 150 kV 34 2013 8 Lautan Steel Inc. (Blrja-Millenium) 150 kV 1 2014 9 Spinmill Indah Industri Inc. double phi (New Balaraja - Citra Habitat 150 kV 8 2014 10 Bintaro Serpong 150 kV 18 2014 11 Indoferro Inc. double phi (Clgon-Asahi) 150 kV 1 2014 12 Bayah/Cemindo Gemilang Pelabuhan Ratu PLTU 150 kV 70 2014 13 Malimping Saketi II 150 kV 80 2014 14 Millenium Inc. (Lautan-Citra) 150 kV 8 2014 15 Puncak Ardi Mulya II/GORDA Inc. (Pucam-Kopo) 150 kV 2 2014 16 Cilegon Baru II / Kramatwatu Cilegon Baru 150 kV 5,4 2014 17 Power Steel Indonesia New Balaraja 150 kV 10 2014 18 Balaraja New Millenium 150 kV 30 2014 19 Lengkong II Inc. Serpong-Lengkong 150 kV 1,2 2014 20 Samator KIEC Cilegon Lama 150 kV 10 2015 21 Bayah malimping 150 kV 70 2015 22 Citra Baru Steel Pucam II 150 kV 2 2015 23 Tangerang Baru II PLTU Lontar 150 kV 26 2015 24 Kembangan II (GIS) Inc. (Lippo Curug - Kembangan) 150 kV 2 2016 25 Sawangan Lengkong 150 kV 20 2016 26 Jatake II Inc. (Jatake-Tangerang Lama) 150 kV 20 2017 27 Sulindafin Inc. (Balaraja Lama-Cikupa) 150 kV 20 2017 28 Sepatan II Sepatan 150 kV 10 2017 29 Gajah Tunggal Pasar Kemis 150 kV 10 2017 30 Serang II/Baros Inc. (Saketi-Rangkas) 150 kV 20 2017 31 Lengkong III Inc.(Serpong-Lengkong II) 150 kV 10 2017 32 Serang Utara/Tonjong Serang 150 kV 10 2017 33 Pasar Kemis II Inc. (Pasar Kemis-Sepatan) 150 kV 20 2017 34 Tangerang Baru III Tangerang Baru II 150 kV 10 2017 35 Lippo Curug II Lippo Curug 150 kV 10 2018 36 Teluk Naga II Inc.(Lontar-Tgbru-2) 150 kV 20 2018 37 Bintaro III/Jombang Inc.(Bntro-Srpng) 150 kV 4 2019 413 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C2.7. Rencana Pembangunan Transmisi lanjutan No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 38 Lengkong IV/BSD 2 Lengkong II 150 kV 10 2019 39 Rawadano PLTP Inc.(Menes-Asahimas) 150 kV 30 2019 40 Cikupa II Sulindafin 150 kV 10 2019 41 Lengkong V/BSD 3 Lengkong IV/BSD 2 150 kV 10 2021 42 Citra Habitat III Citra Habitat II/Sinar Sahabat 150 kV 10 2022 43 Citra Habitat II Citra Habitat 150 kV 5,4 2022 Jumlah 780 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 56 ribu pelanggan atau rata-rata 6 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 2.591 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 3.879 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 685 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C2.8 berikut. Tabel C2.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 154 286 66 57.711 30,9 2014 118 251 32 41.102 21,5 2015 139 309 44 50.589 26,5 2016 320 386 52 67.734 47,7 2017 341 405 58 63.562 50,3 2018 317 432 42 54.361 45,7 2019 314 459 81 55.215 50,2 2020 273 485 53 57.122 43,4 2021 295 524 123 58.544 54,1 2022 320 341 134 51.176 55,2 Jumlah 2.591 3.879 685 557.117 425 C2.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi Banten sampai dengan tahun 2022 adalah USD 6,4 miliar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi untuk Provinsi Banten sampai dengan tahun 2022 seperti tersebut dalam Tabel C2.9. RUPTL 414 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C2.9. Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Juta USD Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) 2013 20.822 154 286 1.194 176 167 2014 23.886 118 251 10 780 235 140 2015 26.800 139 309 1.480 260 95 2016 29.593 320 386 649 1.300 26 194 2017 32.186 341 405 328 480 330 1.569 2018 34.785 317 432 480 396 603 2019 37.656 314 459 1.110 540 355 1.888 2020 40.795 273 485 1.000 300 - 1.454 2021 44.016 295 524 55 300 10 208 2022 47.352 320 341 420 15 79 Jumlah 3.152 7.274 1.724 6.397 LAMPIRAN C.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA BARAT RUPTL 416 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C3.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Barat diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 5.864 MW. Beban dipasok oleh pembangkit yang berada di grid 500 kV dan 150 kV sebesar 7.000 MW. Pembangkit di Jawa Barat yang berada di grid 500 kV adalah PLTG/PLTGU Muara Tawar, PLTA Saguling, PLTA Cirata dan pembangkit yang berada di grid 150 kV adalah PLTU Indramayu, PLTGU Cikarang Listrindo, PLTU Cirebon PLTG Sunyaragi serta beberapa PLTP dan PLTA. Sedangkan PLTU Pelabuhan Ratu 2x350 MW diperkirakan akan beroperasi akhir Desember 2013. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 5 GITET yaitu Bandung Selatan, Cibatu, Cirata, Tasikmalaya dan Mandirancan dengan kapasitas 5.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Barat ditunjukkan pada Gambar C3.1. Gambar C3.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Barat Kelistrikan Provinsi Jawa Barat terdiri atas 6 sub-sistem yaitu: O GITET Bandung Selatan memasok Kab./Kota Bandung dan Kota Cimahi. O GITET Cirata dan PLTA Jatiluhur memasok Kab. Purwakarta, Kab. Subang dan Kab. Bandung Barat. O GITET Tasikmalaya dan PLTP Kamojang, Darajat dan Wayang Windu memasok Kab. Tasikmalaya, Kab. Garut, Kab. Sumedang, Kab. Banjar dan Kab. Ciamis. O GITET Mandirancan dan PLTG Sunyaragi memasok Kab. Cirebon, Kab. Kuningan dan Kab. Indramayu. O GITET Cibatu memasok Tambun Cikarang dan Kab. Karawang, Kab. Bekasi. O PLTP Salak memasok Kab. Bogor, Kab. Cianjur dan Kab. Sukabumi. Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C3.1. PLTU 4x1.000 MW U CMGIS RKDLK SKMDI HRGLS SBANG DWUAN KSBRU IDBRT CNJUR BGBRU LBSTU UBRUG KDBDK A A A P P LGDAR SMDNG MLBNG KMJNG DRJAT GARUT SMDRA SNTSA TASIKBR CIAMIS BNJAR PMPEK PGDRN CKLNG SGLNG MJLYA DGPKR INDMY CIBNG BBKAN KNGAN MDCAN SRAGI CNKRNG JTBRG MJNANG PBRAN CKPAY MTWAR MRNDA BKASI CWANG CBTUBR CSKAN U BRBES KANCI U CRBON PRKAN KDPTN II SBANG II PWKRT CKJNG BDTMR CKPAY II KNGAN2 CGRLG KCDG II RCKEK CRATA CKDNG PLTU IDMYU 1-3 U PLTU IDMYU 4-5 2x1.000 MW A CBATU MKSRI JTLHR JTBRU CGNEA TMBUN U INDMY II DAGO II PDLRG II GARUT II CNJUR II PRKAN II PGDRN II PLMNAN UBRNG KDPTN CKSKA TASIK II TASIK KRNGGAL KBSEN BMAYU KLBKL RWALO LOMANIS SMTRA SLKBR SLKLM CIAWI LMJAN P WYNDU KCDG KCDG III BADUT P PTUHA MTNGGENG A TGENG BKSUT SKTNI SRANG BKASI2 FJAR2 LGDAR2 PDLRG CKRNG2 ARJWN CGRLG PLTU 1x1.000 MW BDSLN SWITCHING JAWA-3 U PLTU 2x660 MW U A RJMDLA CPNAS JUISHIN CLGSI II P TKPRHU II P TKPRHU I CIAWI II/ CSRUA TAJUR CBDKRUII/ CCRUG BGRKT CIOMAS LMBANG CBBT BRAGA SOREANG RCKSBA CKSKAII KRHBDS P STAR A JATIGEDE NRCKSBA DYKLT ITP SCBNG SENTUL GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : BLONGAN CLMYA SUZUKI TOYOTA PLTU 4x1.000 MW U CMGIS RKDLK SKMDI HRGLS SBANG DWUAN KSBRU IDBRT CNJUR BGBRU LBSTU UBRUG KDBDK A A A P P LGDAR SMDNG MLBNG KMJNG DRJAT GARUT SMDRA SNTSA TASIKBR CIAMIS BNJAR PMPEK PGDRN CKLNG SGLNG MJLYA DGPKR INDMY CIBNG BBKAN KNGAN MDCAN SRAGI CNKRNG JTBRG MJNANG PBRAN CKPAY MTWAR MRNDA BKASI CWANG CBTUBR CSKAN U BRBES KANCI U CRBON PRKAN KDPTN II SBANG II PWKRT CKJNG BDTMR CKPAY II KNGAN2 CGRLG KCDG II RCKEK CRATA CKDNG PLTU IDMYU 1-3 U PLTU IDMYU 4-5 2x1.000 MW A CBATU MKSRI JTLHR JTBRU CGNEA TMBUN U INDMY II DAGO II PDLRG II GARUT II CNJUR II PRKAN II PGDRN II PLMNAN UBRNG KDPTN CKSKA TASIK II TASIK KRNGGAL KBSEN BMAYU KLBKL RWALO LOMANIS SMTRA SLKBR SLKLM CIAWI LMJAN P WYNDU KCDG KCDG III BADUT P PTUHA MTNGGENG A TGENG BKSUT SKTNI SRANG BKASI2 FJAR2 LGDAR2 PDLRG CKRNG2 ARJWN CGRLG PLTU 1x1.000 MW BDSLN SWITCHING JAWA-3 U PLTU 2x660 MW U A RJMDLA CPNAS JUISHIN CLGSI II P TKPRHU II P TKPRHU I CIAWI II/ CSRUA TAJUR CBDKRUII/ CCRUG BGRKT CIOMAS LMBANG CBBT BRAGA SOREANG RCKSBA CKSKAII KRHBDS P STAR A JATIGEDE NRCKSBA DYKLT ITP SCBNG SENTUL GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : BLONGAN CLMYA SUZUKI TOYOTA 417 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No. Nama Pembangkit Jenis Jenis B. Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu MW 1 Ubrug PLTA Air Indonesia Power 18,4 18,4 2 Kracak PLTA Air Indonesia Power 18,9 18,9 3 Plengan PLTA Air Indonesia Power 6,9 6,9 4 Lamajan PLTA Air Indonesia Power 19,6 19,6 5 Cikalong PLTA Air Indonesia Power 19,2 19,2 6 Bengkok PLTA Air Indonesia Power 3,2 3,2 7 Dago PLTA Air Indonesia Power 0,7 0,7 8 Parakan PLTA Air Indonesia Power 9,9 9,9 9 Saguling PLTA Air Indonesia Power 700,7 698,4 10 Cirata PLTA Air PJB 1.008,0 948,0 11 Jatiluhur PLTA Air Swasta 150,0 180,0 12 M. Tawar B-1 PLTGU BBM/Gas PJB 640,0 615,0 13 M. Tawar B-2 PLTG BBM/Gas PJB 280,0 290,0 14 M. Tawar B-3-4 PLTG BBM/Gas PLN 858,0 840,0 15 M. Tawar B-5 PLTGU Gas PLN 234,0 214,0 16 Cikarang Listrindo PLTG Gas Swasta 300,0 300,0 17 Sunyaragi 1-2 PLTG BBM/Gas Indonesia Power 40,2 36,0 18 Sunyaragi 3-4 PLTG BBM/Gas Indonesia Power 40,1 36,0 19 Salak 1-3 PLTP Panas Bumi Indonesia Power 165,0 170,0 20 Salak 4-6 PLTP Panas Bumi Swasta 165,0 183,0 21 Kamojang 1-3 PLTP Panas Bumi Indonesia Power 140,0 132,0 22 Kamojang 4 PLTP Panas Bumi Swasta 60,0 60,9 23 Drajat 1 PLTP Panas Bumi Indonesia Power 55,0 52,0 24 Drajat 2 PLTP Panas Bumi Swasta 70,0 90,2 25 Drajat 3 PLTP Panas Bumi Swasta 110,0 105,8 26 Wayang Windu PLTP Panas Bumi Swasta 220,0 225,2 27 Indramayu PLTU Batubara PLN 990,0 870,0 28 Cirebon PLTU Batubara IPP 660,0 660,0 Jumlah 6.984,6 6.803,3 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 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel C3.2. RUPTL 418 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,68 40.837 43.509 5.914 10.254.267 2014 5,98 44.515 46.988 6.370 11.026.888 2015 6,88 47.919 50.589 6.801 11.819.713 2016 6,88 51.307 54.154 7.245 12.580.520 2017 6,88 55.130 58.189 7.727 13.385.852 2018 6,88 58.934 62.204 8.213 13.649.379 2019 6,88 62.604 66.076 8.679 13.842.750 2020 6,88 66.233 69.904 9.146 14.230.987 2021 6,88 70.032 73.925 9.625 14.627.053 2022 6,88 73.968 78.067 10.135 14.965.636 Growth(%) 6,67 6,83 6,71 6,17 4,32 C3.3. 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 2.137,5 MW yang sebagian besar sudah dikembangkan berada pada 5 lokasi Cibareno-1, Rajamandala, Jatigede, Upper Cisokan dan Grindulu. Untuk minyak bumi sebesar 599,4 MMSTB, dan gas bumi sebesar 4,24 TSCF, serta potensi panas bumi yang dapat dikembangkan diperkirakan sebesar 5.839 MWe yang tersebar di 40 lokasi yaitu K. Ratu (Salak), Kiaraberes (Salak), Awi Bengkok, Ciseeng, Bujal Jasinga, Cisukarame, Selabintana, Cisolok, G. Pancar, Jampang, Tanggeung -Saguling, Cilayu, Kawah Cibuni, G. Patuha, K. Ciwidey, Maribaya, Tangkubanperahu, Sagalaherang, Ciarinem, G. Papandayan, G. Masigit – Guntur, Kamojang, Darajat, G.Tampomas, Cipacing, G. Wayang – Windu, G. Telagabodas , G. Galunggung, Ciheuras, Cigunung, Cibalong, G. Karaha, G. Sawal, Cipanas – Ciawi, G. Cakrabuana, G. Kromong, Sangkanurip, Subang dan Cibingbin. Selain itu terdapat potensi CBM sebesar 0,8 TCF 2 . Sebagian besar pasokan gas untuk Muara Tawar saat ini berasal dari Pertamina, PGN dan MEDCO. Pasokan gas tersebut akan terus menurun sehingga diperlukan perpanjangan kontrak pasokan gas. Karena peran Muara Tawar sebagai pemikul beban puncak Jakarta dan Jawa Bali (pukul 08.00 – 10.00) diperlukan opsi pembangunan CNG atau LNG dengan mempertimbangkan lahan yang tersedia dan harga LNG yang sangat mahal. Pengembangan Pembangkit Pengembangan pembangkit sampai dengan tahun 2022 sebesar 12.433 MW dengan perInc.ian ditampilkan pada Tabel C3.3 berikut. Selain itu juga terdapat potensi energi baru dan terbarukan berupa PLT Sampah Bantargebang 120 MW yang memanfaatkan energi dari sampah di Kota Bekasi dan PLT Angin Viron Energy 10 MW di Sukabumi. 2 Sumber: Draft RUKN 2012-2031 419 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 1 PLN PLTU Pelabuhan Ratu 350 2013 Konstruksi 2 PLN PLTU Pelabuhan Ratu 350 2013 Konstruksi 3 Swasta PLTM Cikaso 5 2013 Operasi 4 PLN PLTU Pelabuhan Ratu 350 2014 Konstruksi 5 Swasta PLTM Sindang Cai 1 2014 Konstruksi 6 Swasta PLTM Cirompang 8 2014 Konstruksi 7 Swasta PLTP Patuha (FTP2) 55 2014 Konstruksi 8 Swasta PLTM Cianten 2 5 2015 Pendanaan 9 Swasta PLTM Cibatarua 5 2015 Pendanaan 10 Swasta PLTM Cianten 1 2 2015 Pendanaan 11 Swasta PLTM Cibalapulang 9 2015 Pendanaan 12 Swasta PLTM Cilaki 7 2015 Pendanaan 13 Swasta PLTM Cilaki 1B 10 2015 Pendanaan 14 Swasta PLTM Cimandiri 3 2015 Pendanaan 15 Swasta PLTM Pakenjeng Bawah 6 2015 Pendanaan 16 Swasta PLTM Cikopo-2 6 2015 Pendanaan 17 Swasta PLTM Cicatih 6 2015 Pendanaan 18 Swasta PLTP Kamojang 5 (FTP2) 30 2015 Konstruksi 19 Swasta PLTM Cisanggiri 3 2016 Pendanaan 20 Swasta PLTM Cijampang 1 1 2016 Pengadaan 21 Swasta PLTM Cibalapulang-2 7 2016 Pengadaan 22 Swasta PLTM Cibalapulang-3 6 2016 Pengadaan 23 Swasta PLTM Cikaniki 1 3 2016 Pengadaan 24 Swasta PLTM Cikaniki 2 3 2016 Pengadaan 25 Swasta PLTM Cilaki 1A 3 2016 Pengadaan 26 Swasta PLTM Pakenjeng Atas 4 2016 Pengadaan 27 Swasta PLTM Kalapa Nunggal 3 2016 Pengadaan 28 Swasta PLTM Pusaka-1 9 2016 Pengadaan 29 Swasta PLTM Ciasem 3 2016 Pengadaan 30 Swasta PLTM Cikaengan 3 2016 Pengadaan 31 Swasta PLTM Pusaka-3 3 2016 Pengadaan 32 Swasta PLTM Cikandang 6 2016 Pengadaan 33 Swasta PLTM Caringin 4 2016 Pengadaan 34 Swasta PLTM Ciarinem 3 2016 Pengadaan 35 Swasta PLTP Karaha Bodas (FTP2) 30 2016 Konstruksi 36 PLN PLTA Jatigede (FTP2) 55 2017 Pendanaan 37 PLN PLTA Jatigede (FTP2) 55 2017 Pendanaan 38 PLN PS Upper Cisokan Pump Storage (FTP2) 260 2017 Konstruksi 39 PLN PS Upper Cisokan Pump Storage (FTP2) 260 2017 Konstruksi 40 PLN PS Upper Cisokan Pump Storage (FTP2) 260 2017 Konstruksi RUPTL 420 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.3. Rencana Pengembangan Pembangkit lanjutan No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 41 PLN PS Upper Cisokan Pump Storage (FTP2) 260 2017 Konstruksi 42 Swasta PLTA Rajamandala 47 2017 Konstruksi 43 Swasta PLTM Cianten 1B 6 2017 Rencana 44 Swasta PLTM Cianten 3 6 2017 Rencana 45 Swasta PLTM Cikaengan-2 7 2017 Rencana 46 Swasta PLTM Cikawung Bawah 3 2017 Rencana 47 Swasta PLTM Cikawung Atas 5 2017 Rencana 48 Swasta PLTM Cibuni 3 2017 Rencana 49 Swasta PLTP Patuha (FTP2) 55 2017 Konstruksi 50 Swasta PLTP Patuha (FTP2) 55 2017 Rencana 51 Unallocated PLTGU Muara Tawar Add-on 2,3,4 650 2018 Rencana 52 Swasta PLTU Jawa-1 (FTP2) 1.000 2018 Rencana 53 Swasta PLTP Wayang Windu 3 (FTP2) 110 2019 Rencana 54 Swasta PLTP Cibuni (FTP2) 10 2019 Rencana 55 Swasta PLTP Tangkuban Perahu 2 (FTP2) 30 2019 Rencana 56 Swasta PLTP Karaha Bodas (FTP2) 55 2019 Konstruksi 57 Swasta PLTP Karaha Bodas (FTP2) 55 2019 Konstruksi 58 Swasta PLTP Tangkuban Perahu 2 (FTP2) 30 2019 Rencana 59 Swasta PLTP Wayang Windu 4 (FTP2) 110 2019 Rencana 60 Swasta PLTP Cisolok-Cisukarame (FTP2) 50 2019 Rencana 61 Swasta PLTP Tangkuban Perahu 1 (FTP2) 55 2019 Rencana 62 Swasta PLTP Tangkuban Perahu 1 (FTP2) 55 2019 Rencana 63 Swasta PLTP Tampomas (FTP2) 45 2019 Rencana 64 Swasta PLTU Jawa-3 (FTP2) 660 2019 Rencana 65 Swasta PLTU Jawa-5 (FTP2) 1.000 2019 Rencana 66 PLN PLTU Indramayu-4 (FTP2) 1.000 2022 Rencana 67 Swasta PLTU Jawa-3 (FTP2) 660 2020 Rencana 68 Swasta PLTU Jawa-5 (FTP2) 1.000 2020 Rencana 69 PLN PLTU Jawa-6 (FTP2) 1.000 2021 Rencana 70 PLN PLTU Jawa-6 (FTP2) 1.000 2021 Rencana 71 Swasta PLTP Gn Ciremai (FTP2) 55 2021 Rencana 72 Swasta PLTP Gn Ciremai (FTP2) 55 2021 Rencana 73 Unallocated PLTU Indramayu-5 1.000 2022 Rencana 74 Unallocated PLTP Cisolok-Cisukarame 55 2022 Rencana 75 Unallocated PLTP Cisolok-Cisukarame 55 2022 Rencana Jumlah 12.433 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan GITET 500 kV tersebar di 11 lokasi dengan kapasitas sekitar 9.836 MVA seperti pada Tabel C3.4. 421 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.4. Rencana Pengembangan GITET 500 kV No. Gardu Induk Kapasitas COD Keterangan MVA 1 Tasikmalaya 167 2013 Spare IBT 2 Depok 167 2013 Spare (Ex. Rekondisi) 3 Tasikmalaya 500 2013 Program N-1 (IBT-2) 4 New Ujung Berung 167 2013 Spare IBT 5 New Ujung Berung 1.000 2014 GITET Baru 6 Muaratawar 167 2014 Spare IBT 7 Gandul 167 2014 Spare IBT 8 Cibatu 167 2014 Spare 9 Cirata 167 2014 Spare IBT 10 Cibinong 167 2014 Spare IBT 11 Bandung Selatan 0 2015 Arah Ujung Berung 12 Ujungberung 0 2015 Arah Bandung Selatan 13 Mandirancan 0 2015 Arah Ujungberung 14 Ujungberung 0 2015 Arah Mandirancan 15 Bandung Selatan 0 2015 Arah Inc. Tasik-Depok 16 Muaratawar 1.000 2016 Ext. IBT 1,2 Baru 17 Tambun 1.000 2016 GITET Baru IBT 1,2 18 Cirata 500 2016 IBT-3 19 Cibinong 500 2016 IBT-3 20 Mandirancan 0 2016 Arah Ujungberung 21 Ujungberung 0 2016 Arah Mandirancan 22 Mandirancan 0 2016 Arah Bandung Selatan 23 Ujungberung 0 2016 Arah Bandung Selatan 24 Bandung Selatan 0 2016 Arah Mandirancan 25 Bandung Selatan 0 2016 Arah Ujung Berung 26 Upper Cisokan PS 0 2017 GITET Baru/KIT 27 Cikalong 500 2017 GITET Baru 28 Cibatu Baru 1.000 2017 GITET Baru (IBT-1-2) 29 Mandirancan 0 2017 Arah Jawa-1 30 Cibatu 0 2017 Diameter Ext, arah PLTU Indramayu 31 Mandirancan 0 2018 Arah Ungaran 32 Bogor X dan Converter St 1.000 2018 GITET Baru 33 Jawa-3 Switching 0 2018 GITET Baru, arah Jawa-3 34 Mandirancan 500 2018 IBT-3 35 Gandul 0 2019 Diameter Upr, arah Balaraja 36 PLTU Jawa-7 0 2019 GITET Baru/KIT 37 Matenggeng PS 0 2020 GITET Baru/KIT 38 Muaratawar 0 2021 Diameter Ext, arah Jawa-5 39 PLTU Indramayu 1.000 2022 GITET Baru/KIT Jumlah 9.836 RUPTL 422 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GI/GIS 150 kV baru dan penambahan trafo pada GI eksisting dengan total kapasitas 14.620 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C3.5. Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV No. Gardu Induk Tegangan Kapasitas COD MVA 1 Ujung Berung New/Rancakasumba baru 150/20 kV 60 2013 2 Kedungbadak Baru 150/20 kV 120 2013 3 Depok/Rawadenok (Depok III) 150/20 kV 0 2013 4 Dago Pakar/Cimenyan 150/20 kV 120 2013 5 Cibabat II/Leuwigajah 150/20 kV 120 2013 6 Hankook Tire Indonesia 150/20 kV 0 2013 7 Jui Shin Indonesia 150/20 kV 0 2013 8 Karangnunggal 150/20 kV 30 2013 9 New Tasikmalaya 150/20 kV 0 2013 10 Lembursitu Baru 150/20 kV 120 2013 11 Cianjur 150/20 kV 0 2013 12 PLTU Pelabuhan Ratu 150/20 kV 60 2013 13 Lembursitu 150/20 kV 0 2013 14 Telukjambe 150/20 kV 60 2013 15 Sentul 150/20 kV 60 2013 16 Subang 70/20 kV 30 2013 17 Kiarapayung 150/20 kV 60 2013 18 Kosambi Baru 150/20 kV 60 2013 19 Lagadar 150/20 kV 60 2013 20 Maligi 150/20 kV 60 2013 21 Pabuaran 150/20 kV 60 2013 22 Cirata Baru 150/20 kV 60 2013 23 Cikasungka 150/20 kV 60 2013 24 Cikumpay 150/20 kV 60 2013 25 Ciamis 150/20 kV 60 2013 26 Cibadak Baru 150/20 kV 60 2013 27 Bogor Baru 150/20 kV 60 2013 28 Kiarapayung 150/20 kV 60 2013 29 Ujungberung 150/20 kV 60 2013 30 Parungmulya 150/20 kV 60 2013 31 Tasikmalaya 150/20 kV 60 2013 32 Patuha 150/20 kV 60 2013 33 Pinayungan 150/20 kV 60 2013 34 Sunyaragi 150/20 kV 60 2013 35 Pangandaran 70/20 kV 30 2013 36 Rengas Dengklok 70/20 kV 30 2013 37 Majalaya 70/20 kV 30 2013 38 Fajar Surya Wisesa 150/20 kV 60 2013 39 Lagadar 150/20 kV 0 2013 40 Parungmulya 150/20 kV 0 2013 41 Indorama 70/20 kV 0 2013 42 Sunyaragi 150/20 kV 0 2013 423 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 43 Braga (GIS) 150/20 kV 120 2014 44 Cigereleng 150/20 kV 0 2014 45 Sukatani /Gobel 150/20 kV 60 2014 46 Kadipaten 150/20 kV 120 2014 47 Cikarang Lippo 150/20 kV 120 2014 48 Cikedung 150/20 kV 60 2014 49 Cikijing 150/20 kV 60 2014 50 Mandirancan 150/20 kV 0 2014 51 Bekasi Utara/Tarumajaya 150/20 kV 120 2014 52 Bogor Kota (GIS) 150/20 kV 120 2014 53 Kedung Badak Baru 150/20 kV 0 2014 54 Pelabuhan Ratu Baru / Jampang Kulon 150/20 kV 60 2014 55 PLTU Pelabuhan Ratu 150/20 kV 0 2014 56 Arjawinangun Baru 150/20 kV 120 2014 57 Balongan / Pertamina 150/20 kV 120 2014 58 Jatibarang 150/20 kV 0 2014 59 Bogor Baru II/Tajur (GIS) 150/20 kV 120 2014 60 Cimanggis II/Tengah 150/20 kV 120 2014 61 Dayeuhkolot (GIS) 150/20 kV 120 2014 62 Kanci 150/20 kV 60 2014 63 Kiaracondong II/Rancanumpang 150/20 kV 120 2014 64 Muaratawar 150/20 kV 60 2014 65 Tanggeung/Cianjur Selatan 150/20 kV 60 2014 66 Cianjur 150/20 kV 0 2014 67 Gunung Garuda Rajapaksi 150/20 kV 60 2014 68 Jatiluhur Baru 150/20 kV 60 2014 69 Suzuki 150/20 kV 0 2014 70 Cibatu 150/20 kV 0 2014 71 Win Textile 150/20 kV 0 2014 72 Jatiluhur Baru 150/20 kV 0 2014 73 Air Liquide 150/20 kV 0 2014 74 Gandamekar 150/20 kV 0 2014 75 Asahimas Flat Glass 150/20 kV 0 2014 76 Tatajabar Sejahtera 150/20 kV 0 2014 77 Indomulia Cipta Nusantara 150/20 kV 0 2014 78 Indoliberty 150/20 kV 0 2014 79 Maligi 150/20 kV 0 2014 80 Banjar 150/20 kV 60 2014 81 Santosa 70/20 kV 20 2014 82 Haurgeulis 150/20 kV 60 2014 83 Sumadra 70/20 kV 30 2014 84 Bandung selatan 150/20 kV 60 2014 85 Tasikmalaya 150/20 kV 60 2014 86 Parakan 70/20 kV 20 2014 RUPTL 424 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 87 Mandirancan 150/20 kV 60 2014 88 New Tasikmalaya 150/20 kV 60 2014 89 Kuningan 70/20 kV 30 2014 90 Depok / Rawadenok 150/20 kV 60 2014 91 Kamojang 150/20 kV 60 2014 92 Padalarang Baru 150/20 kV 60 2014 93 Sumedang 70/20 kV 30 2014 94 Garut 150/20 kV 60 2014 95 Poncol Baru 150/20 kV 60 2014 96 Ciawi Baru 150/20 kV 60 2014 97 Cianjur 150/20 kV 60 2014 98 Ujung Berung New/Rancakasumba Baru 150/20 kV 60 2014 99 Babakan 70/20 kV 60 2014 100 Bunar 70/20 kV 60 2014 101 ITP 150/20 kV 0 2014 102 Semen Cibinong 150/20 kV 0 2014 103 ITP 150/20 kV 0 2014 104 Bogor Baru 150/20 kV 0 2014 105 Patuha 150/20 kV 0 2014 106 Patuha PLTP 150/20 kV 0 2014 107 Pabuaran 150/20 kV 0 2014 108 PLTU Pelabuhan Ratu 150/20 kV 0 2014 109 Sukamandi 150/20 kV 0 2014 110 Ciamis 150/20 kV 0 2014 111 New Tasikmalaya 150/20 kV 0 2014 112 Drajat 150/20 kV 0 2014 113 Kamojang 150/20 kV 0 2014 114 Saketi II 150/20 kV 0 2014 115 New Tasikmalaya 150/20 kV 0 2014 116 PLTGU Cilegon 150/20 kV 0 2014 117 Tatajabar Sejahtera 150/20 kV 0 2014 118 Jatiluhur PLTA 150/20 kV 0 2014 119 Cileungsi II/Jonggol 150/20 kV 120 2015 120 Cibatu 150/20 kV 0 2015 121 Malangbong Baru 150/20 kV 120 2015 122 New Tasikmalaya 150/20 kV 0 2015 123 Bandung Timur Baru 150/20 kV 120 2015 124 Ujungberung 150/20 kV 0 2015 125 Indorama Technology 150/20 kV 0 2015 126 Citra Baru Steel 150/20 kV 60 2015 127 Pucam II 150/20 kV 0 2015 128 Samator KIEC 150/20 kV 0 2015 129 Chandra Asri 150/20 kV 60 2015 130 Bekasi 150/20 kV 60 2015 425 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.5 Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 132 Kosambi Baru 150/20 kV 60 2015 133 Panasia 150/20 kV 60 2015 134 Cibeureum 150/20 kV 60 2015 135 Dawuan 150/20 kV 60 2015 136 Indah Kiat 150/20 kV 60 2015 137 Mekarsari 150/20 kV 60 2015 138 Sentul 150/20 kV 60 2015 139 Semen Baru Cibinong 150/20 kV 120 2015 140 Arjawinangun 70/20 kV 30 2015 141 Padalarang Baru 150/20 kV 60 2015 142 Pameungpeuk 70/20 kV 30 2015 143 Kuningan Baru 150/20 kV 120 2016 144 Babakan Baru 150/20 kV 120 2016 145 Depok II (GIS) 150/20 kV 180 2016 146 Bandung Selatan II/Soreang 150/20 kV 120 2016 147 Bekasi II/Pinggir Kali 150/20 kV 120 2016 148 Bunar Baru 150/20 kV 120 2016 149 Rangkasbitung II 150/20 kV 0 2016 150 Cangkring Baru/Kapetakan 150/20 kV 120 2016 151 Cianjur II/Rajamandala 150/20 kV 120 2016 152 Cibadak Baru II/Cicurug 150/20 kV 120 2016 153 Cikumpay II/Sadang 150/20 kV 120 2016 154 Padalarang Baru II/Ngamprah 150/20 kV 120 2016 155 Cirata 150/20 kV 0 2016 156 Majalaya Baru 150/20 kV 120 2016 157 Rancakasumba 150/20 kV 0 2016 158 Rengas Dengklok II / Cilamaya 150/20 kV 120 2016 159 Sukamandi 150/20 kV 0 2016 160 Subang Baru/Pamanukan 150/20 kV 120 2016 161 Tambun II 150/20 kV 120 2016 162 Tanjung Lesung 150/20 kV 120 2016 163 Malimping 150/20 kV 0 2016 164 Kertajati/Kadipaten Baru II 150/20 kV 120 2016 165 Kadipaten Baru 150/20 kV 0 2016 166 Poncol Baru II/Bj.Menteng 150/20 kV 120 2016 167 KIIC 2 150/20 kV 120 2016 168 Cikarang Lippo 150/20 kV 60 2016 169 Kadipaten 150/20 kV 60 2016 170 Poncol baru 150/20 kV 60 2016 171 Cimanggis 150/20 kV 60 2016 172 Kedungbadak Baru 150/20 kV 60 2016 173 Rancakusumba 150/20 kV 60 2016 174 Sukamandi 150/20 kV 60 2016 175 Lagadar 150/20 kV 60 2016 RUPTL 426 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 176 Depok / Rawadenok 150/20 kV 60 2016 177 Garut 150/20 kV 60 2016 178 Depok/Rawadenok (Depok III) 150/20 kV 0 2016 179 Cimanggis 150/20 kV 0 2016 180 Cikijing 150/20 kV 0 2016 181 Malangbong Baru 150/20 kV 0 2016 182 Kamojang 150/20 kV 0 2016 183 Kedung Badak Baru 150/20 kV 0 2016 184 Bogor Baru 150/20 kV 0 2016 185 Padalarang 150/20 kV 0 2016 186 Padalarang 150/20 kV 0 2016 187 Sawangan 150/20 kV 60 2017 188 Lengkong 150/20 kV 0 2017 189 Cibabat III/Gunung Batu 150/20 kV 120 2017 190 Padalarang Baru II/Ngamprah 150/20 kV 0 2017 191 Sumedang Baru/Tj.Sari 150/20 kV 120 2017 192 Rancakasumba/New Ujung Berung 150/20 kV 0 2017 193 Jababeka II/Pamahan 150/20 kV 120 2017 194 Ciawi Baru II/Cisarua 150/20 kV 120 2017 195 Bengkok Baru 150/20 kV 60 2017 196 Kosambi Baru II 150/20 kV 60 2017 197 Kiaracondong III/Cinambo 150/20 kV 60 2017 198 Kiaracondong II/Rancanumpang 150/20 kV 0 2017 199 Kracak Baru 150/20 kV 60 2017 200 Fajar Surya Wisesa 150/20 kV 0 2017 201 Arjawinangun Baru 150/20 kV 60 2017 202 Telukjambe 150/20 kV 60 2017 203 Sukatani/Gobel 150/20 kV 60 2017 204 Cikasungka 150/20 kV 60 2017 205 Ujungberung 150/20 kV 60 2017 206 Menes 150/20 kV 60 2017 207 Cikedung 150/20 kV 60 2017 208 Cileungsi II/Jonggol 150/20 kV 60 2017 209 Kiaracondong II/Rancanumpang 150/20 kV 60 2017 210 Sunyaragi 150/20 kV 60 2017 211 Parakan Kondang Baru 150/20 kV 60 2018 212 Lagadar II/Bojong 150/20 kV 120 2018 213 Rancakasumba II/Sangian 150/20 kV 120 2018 214 Rancakasumba 150/20 kV 0 2018 215 Dawuan II/Cipasanggrahan 150/20 kV 120 2018 216 Dawuan 150/20 kV 0 2018 217 Bogor X 150/20 kV 120 2018 218 Rengas Dengklok II / Cilamaya 150/20 kV 60 2018 219 Tambun II 150/20 kV 60 2018 427 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 220 Cibeureum 150/20 kV 60 2018 221 Dayeuhkolot GIS 150/20 kV 60 2018 222 Pameungpeuk 70/20 kV 30 2018 223 Garut II 150/20 kV 60 2019 224 Braga (GIS) 150/20 kV 60 2019 225 Puncak Ardi Mulya II 150/20 kV 60 2019 226 Jababeka II/Pamahan 150/20 kV 60 2019 227 Pelabuhan Ratu Baru / Jampang Kulon 150/20 kV 60 2019 228 Parungmulya 150/20 kV 120 2019 229 Pabuaran 150/20 kV 60 2019 230 Kanci 150/20 kV 60 2019 231 New Tasikmalaya 150/20 kV 60 2019 232 Subang Baru/Pamanukan 150/20 kV 60 2019 233 Bunar Baru 150/20 kV 60 2019 234 Kertajati/Kadipaten Baru II 150/20 kV 60 2019 235 Tangkuban Perahu II PLTP 150/20 kV 0 2019 236 Garut 150/20 kV 0 2019 237 Mandirancan 150/20 kV 0 2019 238 Subang Baru 150/20 kV 0 2019 239 Cibuni PLTP 70/20 kV 0 2019 240 Cisolok Sukarame PLTP 150/20 kV 0 2019 241 Pelabuhan Ratu 150/20 kV 0 2019 242 Tampo Mas PLTP 150/20 kV 0 2019 243 Cikasungka II/Nagreg 150/20 kV 120 2020 244 Cikasungka 150/20 kV 0 2020 245 Santosa 70/20 kV 30 2020 246 Tegal Herang 150/20 kV 60 2020 247 Gandamekar 150/20 kV 60 2020 248 Tambun II 150/20 kV 60 2020 249 Malangbong Baru 150/20 kV 60 2020 250 Sumadra 70/20 kV 30 2020 251 Lembang 150/20 kV 120 2020 252 Ciawi Baru 150/20 kV 60 2020 253 Menes 150/20 kV 60 2020 254 Sukamandi 150/20 kV 60 2020 255 Poncol Baru II/Bj.Menteng 150/20 kV 60 2020 256 Jatibarang 150/20 kV 60 2020 257 Depok II (GIS) 150/20 kV 60 2020 258 Lembursitu Baru 150/20 kV 60 2020 259 Ujung Berung New 150/20 kV 0 2020 260 Pangandaran Baru/Cikatomas 150/20 kV 60 2021 261 Banjar 150/20 kV 0 2021 262 Karangnunggal 150/20 kV 30 2021 263 Banjar 150/20 kV 60 2021 RUPTL 428 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 264 Kuningan Baru 150/20 kV 60 2021 265 Kiaracondong III/Cinambo 150/20 kV 60 2021 266 Dawuan II/Cipasanggrahan 150/20 kV 60 2021 267 Bogor Baru III/Ciomas 150/20 kV 120 2021 268 Sukatani/Gobel 150/20 kV 60 2021 269 Mandirancan 150/20 kV 60 2021 270 Cikumpay II/Sadang 150/20 kV 60 2021 271 Panasia II/Cikalong (GIS) 150/20 kV 120 2022 272 Surade 150/20 kV 60 2022 273 Pelabuhan Ratu Baru / Jampang Kulon 150/20 kV 0 2022 274 Cigereleng II/Cibolerang (GIS) 150/20 kV 120 2022 275 Tambun III/Mustika Jaya 150/20 kV 120 2022 276 Tambun 150/20 kV 0 2022 277 Fajar Surya W II/Muktiwari 150/20 kV 120 2022 278 Jababeka II/Pamahan 150/20 kV 60 2022 279 Tasikmalaya 150/20 kV 60 2022 280 Kedungbadak Baru 150/20 kV 60 2022 281 Garut II 150/20 kV 60 2022 282 Cileungsi II/Jonggol 150/20 kV 60 2022 283 Mekarsari 150/20 kV 60 2022 Jumlah 14.620 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 522 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C3.6. Tabel C3.6 Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No Dari Ke Panjang kms COD 1 New Ujungberung Inc. (Mdcan-Bdsln) 2 2014 2 Bandung Selatan Inc. (Tasik-Depok) 4 2015 3 Tambun 500 kV Inc. (Bkasi-Cibinong) 2 2016 4 Mandirancan Ujungberung 80 2016 5 Ujungberung Bandung Selatan 38 2016 6 Upper Cisokan PLTA (Kit) Incomer (Cibng-Sglng) 30 2017 7 Cikalong Dbphi. (BogorX-Tasik) 4 2017 8 Cibatu Baru Inc (Cbatu-Mtwar) 4 2017 9 Suralaya Lama Suralaya Baru 2 2018 10 PLTU Jawa-3 Switching S/S Jawa-3 20 2018 11 PLTU Jawa-1 Mandirancan 116 2018 12 Indramayu Cibatu 200 2019 13 Matenggeng PLTA Inc. (Tasik-Rawalo) 20 2020 Jumlah 522 429 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Selaras dengan pembangunan GI/GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 3.932 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C3.7. Tabel C3.7. Rencana Pembangunan Transmisi No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Cibadak Baru II Pelabuhan Ratu PLTU 150 kV 140 2013 2 Hankook Tire Indonesia Inc.double phi (Cbatu-Jbeka) 150 kV 4 2013 3 Bogor Baru Ciawi Baru 150 kV 17 2013 4 Ciawi Baru Cibadak Baru II 150 kV 52 2013 5 Cibabat II/Leuwigajah (GIS) Inc. (Cbbat - Pdalarang) 150 kV 12 2013 6 Dago Pakar Inc. (Badut-Ujbrg) 150 kV 10 2013 7 Honda Prospect Motor Parungmulya 150 kV 1 2013 8 Kedung Badak Baru Depok/Rawadenok (Depok III) 150 kV 46 2013 9 Lembursitu Baru Cianjur 150 kV 64 2013 10 Lembursitu Baru Pelabuhan Ratu PLTU 150 kV 64 2013 11 U.Berung New/R.kasumba baru Ujung Berung 150 kV 10 2013 12 U.Berung New/R.kasumba baru Inc. (Ubrng-Rckek) 150 kV 10 2013 13 Bandung Selatan Wayang Windu 150 kV 33 2013 14 Wayang Windu Kamojang 150 kV 32 2013 15 Indoliberty Maligi 150 kV 3 2013 16 Wayang Windu Kamojang 150 kV 32 2013 17 U.Berung New/R.kasumba baru Inc. (Ubrng-Rckek) 150 kV 10 2013 18 Karang Nunggal Tasikmalaya New 150 kV 32 2013 19 Braga (GIS) Cigereleng 150 kV 16 2014 20 Patuha Lagadar 150 kV 70 2014 21 Sukatani /Gobel/Multistrada Inc. (Bkasi Utara-Ksbru) 150 kV 40 2014 22 Pelabuhan Ratu Baru PLTU Pelabuhan Ratu 150 kV 60 2014 23 Kadipaten Inc.double phi (Sragi-Rckek) 150 kV 8 2014 24 Jui Shin Indonesia Inc.double phi (Cbatu-Clngsi) 150 kV 4 2014 25 Gunung Rajapaksi Inc. double phi (CkrgGdamekar) 150 kV 12 2014 26 Dayeuhkolot (GIS) Inc. (Bdsln-Cgrlng) 150 kV 3 2014 27 Cimanggis II/Tengah Inc. (Kdbdk-Depok/ Rawadenok (Depok III)) 150 kV 15 2014 28 Cikedung Inc. (Jtbrg - Hrgls) 150 kV 40 2014 29 Cikarang Lippo Inc. (Cibatu-Gdamekar) 150 kV 2 2014 30 Bogor Kota (GIS) Kedung Badak Baru 150 kV 10 2014 31 Cikijing Mandirancan 150 kV 80 2014 32 Bekasi Utara/Tarumajaya Inc. (Bkasi-Ksbru) 150 kV 2 2014 33 Air Liquide Gandamekar 150 kV 6 2014 34 Arjawinangun Baru Inc.double phi (Jtbrg-Mdcan) 150 kV 20 2014 35 Aspek Cileungsi 70 kV 1 2014 36 Bandung Selatan Garut 150 kV 33 2014 37 Bandung Utara Padalarang 150 kV 26 2014 RUPTL 430 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.7. Rencana Pembangunan Transmisi lanjutan No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 38 Padalarang Cibabat 150 kV 20 2014 39 Bogor Baru II/Tajur (GIS) Inc. (Bgbru - Cianjur) 150 kV 0 2014 40 Cigereleng Lagadar 150 kV 33 2014 41 Cigereleng Bandung Selatan II/ Soreang 150 kV 78 2014 42 Bandung Selatan II/Soreang Cianjur 150 kV 60 2014 43 Drajat Garut 150 kV 51 2014 44 Drajat Tasikmalaya 150 kV 65 2014 45 Garut Tasikmalaya 150 kV 81 2014 46 ITP Semen Cibinong 150 kV 15 2014 47 ITP Semen Cibinong 150 kV 15 2014 48 ITP Bogor Baru 150 kV 20 2014 49 Balongan/Pertamina Jatibarang 150 kV 34 2014 50 Kamojang Drajat 150 kV 22 2014 51 Kanci Inc. (PLTU Kanci-Brebes) 150 kV 12 2014 52 Jatiluhur Baru Inc. (Kosambi Baru - Padalarang) 150 kV 46 2014 53 Asahimas Flat Glass Tatajabar Sejahtera 150 kV 15 2014 54 Indomulia Cipta Nusantara Inc. (Indramayu - Sukamandi) 150 kV 12 2014 55 Lagadar Padalarang 150 kV 22 2014 56 New Tasikmalaya Tasik Lama (Tx-Ciamis) 150 kV 64 2014 57 Pabuaran Sukamandi 150 kV 40 2014 58 Patuha PLTP Patuha 150 kV 1 2014 59 Purwakarta Semen Pasific 70 kV 35 2014 60 Purwakarta Kosambi Baru 70 kV 46 2014 61 Rancaekek Sunyaragi 150 kV 24 2014 62 Semen Sukabumi Industri Lembursitu 150 kV 10 2014 63 Tanggeung Cianjur 150 kV 100 2014 64 Win Textile Jatiluhur Baru 150 kV 5 2014 65 Jatiluhur Baru Jatiluhur PLTA 150 kV 20 2014 66 Kiaracondong II/ Rancanumpang Inc. (Krcdg-Ubrng) 150 kV 16 2014 67 Kosambi Baru Bekasi 150 kV 118 2014 68 Muaratawar Inc. Tx.(Bkasi-Plumpang) 150 kV 40 2014 69 Suzuki Cibatu 150 kV 2 2014 70 Indorama Technology Cikumpay 150 kV 2 2015 71 Bandung Timur Baru Ujungberung 150 kV 18 2015 72 Bekasi Plumpang 150 kV 16 2015 73 Malangbong Baru New Tasikmalaya 150 kV 74 2015 74 Poncol Baru II/Bj.Menteng Inc. (Tmbun-Pncol) 150 kV 20 2016 75 Babakan Baru Inc.(Kanci-Brbes) 150 kV 28 2016 76 Bandung Selatan II/Soreang Inc.omer (Cgrlng-Cnjur) 150 kV 20 2016 77 Bekasi II Inc. (Bkasi-Bkasi Utara) 150 kV 10 2016 78 Bogor baru Kedung Badak 150 kV 10 2016 431 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.7. Rencana Pembangunan Transmisi lanjutan No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 79 Bunar Baru Rangkasbitung II 150 kV 72 2016 80 Cangkring Baru/Kapetakan Inc. (Jtbrg-Haurgelis) 150 kV 20 2016 81 Cianjur II/Rajamandala Inc. (Cnjur-Cgrlg) 150 kV 8 2016 82 Cibadak Baru II/Cicurug Inc. (Cbdru-Ciawi) 150 kV 20 2016 83 Cikumpay II/Sadang Inc. (Crata-Ckpay) 150 kV 10 2016 84 Kamojang Kamojang Bus 4 150 kV 1 2016 85 Kuningan Baru Inc. (Ckjing - Mdcan) 150 kV 40 2016 86 Majalaya Baru Rancakasumba 150 kV 30 2016 87 Malangbong Baru Cikijing 150 kV 80 2016 88 Padalarang Baru II Cirata 150 kV 20 2016 89 Subang Baru Inc.(Skmdi-Hrgls) 150 kV 80 2016 90 Kertajati/Kadipaten Baru II Kadipaten Baru 150 kV 32 2016 91 Citeras Inc. (Rangkas-Kopo) 150 kV 60 2016 92 Tambun II Inc. (Pdklp-Tmbun) 150 kV 60 2016 93 Sukatani /Gobel Cikarang 150 kV 20 2016 94 Rengasdengklok Baru/ Cilamaya Sukamandi 150 kV 40 2016 95 Tanjung Lesung Malimping 150 kV 90 2016 96 Sumedang Baru/Tj. Sari Rancakasumba/New Ujung Berung 150 kV 20 2017 97 Cibabat III/Gunung Batu Padalarang Baru II 150 kV 12 2017 98 Bengkok Baru Inc. (Bdutr-Dgpkr) 150 kV 10 2017 99 Jababeka II Inc. (Jbeka-Cbatu) 150 kV 20 2017 100 Kosambi Baru II Inc. (Ksbru - Bkasi) 150 kV 16 2017 101 Kracak Baru Kedung Badak 150 kV 20 2017 102 Ciawi Baru II/Cisarua Inc. (Bgbru-Cnjur) 150 kV 40 2017 103 Kiaracondong III/Cinambo Kiaracondong II/ Rancanumpang 150 kV 20 2017 104 Parakan Kondang Baru Inc. (Rckek-Sragi) 150 kV 20 2018 105 PLTP Tampomas Inc. (Rancaekek-Cikasungka) 150 kV 35 2018 106 Bogor X Inc. (Bunar-Kracak) 150 kV 8 2018 107 Bunar Baru Kracak Baru 150 kV 30 2018 108 Lagadar II/Bojong Inc.omer (Lgdar-Pdlrg) 150 kV 8 2018 109 Rancakasumba II/Sangian Rancakasumba 150 kV 20 2018 110 Dawuan II/Cipasanggrahan Dawuan 150 kV 10 2018 111 Tampo Mas PLTP Inc.(Rckek-Ckska) 150 kV 70 2019 112 Tangkuban Perahu I PLTP Tangkuban Perahu II 150 kV 5 2019 113 Cibuni PLTP Inc.(Cnjur-Tngng) 70 kV 50 2019 114 Tangkuban Perahu II PLTP Subang Baru 150 kV 10 2019 115 Cisolok Sukarame PLTP Pelabuhan Ratu 150 kV 60 2019 116 Karaha Bodas PLTP Garut 150 kV 20 2019 117 Garut II Inc. (Garut-Bdsln) 150 kV 40 2019 118 PLTP Gunung Ciremai Mandirancan 150 kV 40 2019 119 PLTP Gunung Endut Rangkas Bitung 150 kV 80 2019 120 Lembang 150 kV Bandung Utara 150 kV 20 2020 RUPTL 432 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C3.7. Rencana Pembangunan Transmisi lanjutan No. Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 121 Cikasungka II/Nagreg Cikasungka 150 kV 12 2020 122 Pangandaran II/Cikatomas Banjar 150 kV 100 2021 123 Bogor Baru III/Ciomas Bogor Baru II 150 kV 20 2021 124 Ciamis II/Kawali Ciamis 150 kV 20 2022 125 Tambun III/Mustika Jaya Tambun II 150 kV 10 2022 126 Cigereleng II/Cibolerang Inc. (Cgrlg-Lgdar) 150 kV 4 2022 127 Surade Pelabuhan Ratu/Jampang Kulon 150 kV 10 2022 128 Fajar Surya W II/Muktiwari Inc. (Ksbru-Bkasi) 150 kV 50 2022 Jumlah 3.932 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 5,5 juta pelanggan atau rata-rata 549 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 23.475 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 28.512 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 3.006 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C3.8. Tabel C3.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 1.877 2.511 321 782.478 226,4 2014 2.015 2.636 331 772.621 235,5 2015 2.123 2.721 256 792.826 235,0 2016 2.215 2.776 315 760.807 244,6 2017 2.348 2.878 299 805.332 254,3 2018 2.466 2.957 318 263.527 221,2 2019 2.567 3.010 279 193.371 217,0 2020 2.663 3.054 247 388.236 233,9 2021 2.531 2.903 333 396.066 235,7 2022 2.671 3.066 307 338.584 237,6 2013-2022 23.475 28.512 3.006 5.493.847 2.341 C3.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi Jawa Barat sampai dengan tahun 2022 adalah USD 22,2 miliar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C3.9. 433 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C3.9. Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Juta USD Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) 2013 40.837 43.509 5.914 705 3.011 572 1.468 2014 44.515 46.988 6.370 414 4.785 1.571 1.539 2015 47.919 50.589 6.801 89 1.260 114 578 2016 51.307 54.154 7.245 93 5.940 891 980 2017 55.130 58.189 7.727 1.337 2.880 196 1.767 2018 58.934 62.204 8.213 1.650 810 269 2.339 2019 62.604 66.076 8.679 2.265 780 575 4.157 2020 66.233 69.904 9.146 1.660 960 32 2.608 2021 70.032 73.925 9.625 2.110 630 120 3.344 2022 73.968 78.067 10.135 2.110 900 94 3.409 Jumlah 12.433 21.956 4.434 22.189 LAMPIRAN C.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA TENGAH RUPTL 436 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C4.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Tengah diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 3.013 MW. Beban dipasok oleh pembangkit yang berada di grid 500 kV dan grid 150 kV dengan kapasitas hingga 5.624 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. PLTU Adipala 660 MW direncanakan akan beroperasi pada pertengahan tahun 2014. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 2 GITET, yaitu Tanjung Jati, Ungaran dan Pedan, dengan kapasitas 3.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Tengah ditunjukkan pada Gambar C4.1. Gambar C4.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Tengah 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 C4.1. BMAYU KLBKL MRICA GBONG KBMEN NSTRA DIENG TMGNG SCANG SGRAH BRNGI WSARI WNGRI BNTUL GDEAN SRGEN SMANU PATI KUDUS SYUNG KLNGU WLERI TJATI JPARA RBANG BLORA CEPU NGAWI ADIPALA PALUR MKGRN MNRJO SBRAT/NGMBNG A A P U A U PKLON BTANG PMLNG KBSEN BRBES WSOBO KLSAN GDRJO KAJEN PLTU JATENG BLPLG MDCAN JPARA II PMLNG7 BYNDO RWALO KSGHN7 U PEDAN KDIRI WATES PDPYG SRDOL RDGRT U TBROK IITBROK KDMBO UNGAR JELOK JAJAR KLTEN MDARI GRUNG PATI II/ TRNGKIL JKULO KLBKL II PYNGN KUDUS II PWRDI PLTU REMBANG uPLTU PCTAN u U PWRJO WADAS L. MJNANG NGNDI MJNGO BYDRU JAWA-2 U AMPEL SWITCHING JAWA-3 LMNS STAR/ AJBRNG SMNRMBG/SLUKE GRBGN AMPEL NGUTER BRBDR/ RAJEG TGLKT COMAL SMULTRATEC KNTGN GJYAN BAWEN PBLGA MSRAN SOLORU PBTRDN P GUCI GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : MRGGEN A SMNINDO SRITEX PLTU 2x1.000 MW 437 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C4.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Nama Pembangkit Jenis Jenis B. Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu MW 1 Jelok PLTA Air Indonesia Power 20,5 20,4 2 Timo PLTA Air Indonesia Power 12,0 11,9 3 Ketenger PLTA Air Indonesia Power 8,0 8,5 4 Gerung PLTA Air Indonesia Power 26,4 26,4 5 Wonogiri PLTA Air Indonesia Power 12,4 12,4 6 Sempor PLTA Air Indonesia Power 1,0 1,0 7 Mrica PLTA Air Indonesia Power 180,9 157,9 8 Wadas Lintang PLTA Air Indonesia Power 18,0 18,0 9 Kedung Ombo PLTA Air Indonesia Power 22,5 22,3 10 Lambu PLTA Air Indonesia Power 1,2 1,2 11 Pengkol PLTA Air Indonesia Power 1,4 1,4 12 Selorejo PLTA Air Indonesia Power 1,4 1,4 13 Tambak Lorok #1-2 PLTU BBM Indonesia Power 100,0 56,0 14 Tambak Lorok #3 PLTU BBM Indonesia Power 200,0 155,0 15 Tambak Lorok Blok 1 PLTGU BBM Indonesia Power 517,0 508,3 16 Tambak Lorok Blok 2 PLTGU BBM Indonesia Power 517,0 508,3 17 Cilacap PLTG BBM Indonesia Power 55,0 40,0 18 Dieng PLTP Panas Bumi Swasta 60,0 45,0 19 Cilacap #1-2 PLTU Batubara Swasta 600,0 562,0 20 Tanjung Jati B #1-2 PLTU Batubara PLN 1.320,0 1.321,6 21 Tanjung Jati B #3-4 PLTU Batubara PLN 1.320,0 1.322,2 22 Rembang PLTU Batubara PLN 630,0 560,0 Jumlah 5.624,6 5.361,2 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 2012 – 2021diperlihatkan pada Tabel C4.2. Tabel C4.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 5,76 17.770 18.945 3.013 7.974.485 2014 6,07 19.123 20.224 3.265 8.344.214 2015 6,98 20.570 21.733 3.441 8.731.472 2016 6,98 22.074 23.293 3.541 9.137.094 2017 6,98 23.666 24.973 3.744 9.561.953 2018 6,98 25.349 26.748 3.970 10.006.965 2019 6,98 27.136 28.632 4.209 10.473.091 2020 6,98 29.038 30.638 4.459 10.961.335 2021 6,98 31.030 32.738 4.725 11.472.753 2022 6,98 33.104 34.925 5.012 12.008.448 Growth(%) 6,77 7,16 7,03 5,83 4,65 RUPTL 438 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C4.3. 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 360 MW dan panas bumi yang diperkirakan mencapai 1.981 MWe yang tersebar di 14 lokasi yaitu Banyugaram, Bumiayu, Baturaden – G. Slamet, Guci, Mangunan – Wanayasa, Candradimuka, Dieng, Krakal, Panulisan, G. Ungaran, G. Umbul – Telomoyo, Kuwuk, G. Lawu dan Klepu serta potensi dari batubara sebesar 0,82 juta ton 3 . Saat ini PLTGU Tambak Lorok masih beroperasi dengan menggunakan BBM. Pasokan gas untuk Tambak Lorok diperkirakan baru akan ada mulai akhir 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 pembangkitpembangkit yang dapat dipasok dari pipa Trans-Jawa masih perlu dikaji lebih dahulu dengan mempertimbangkan pasokan gas eksisting dan tingginya harga LNG. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 7.181 MW dengan perInc.ian seperti ditampilkan pada Tabel C4.3 berikut. Tabel C4.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 1 Swasta PLTM Adipasir 3 0,3 2013 Operasi 2 Swasta PLTM KInc.ang 0,3 2013 Operasi 3 Swasta PLTM Singgi 0,2 2013 Operasi 4 Swasta PLTM Merden 0,4 2013 Konstruksi 5 PLN PLTMG Karimunjawa 4,0 2014 Pengadaan 6 PLN PLTU Cilacap Baru/Adipala 660,0 2014 Konstruksi 7 Swasta PLTM Kunci Putih 1,0 2014 Konstruksi 8 Swasta PLTM Logawa Sunyalangu 1,5 2014 Konstruksi 9 Swasta PLTM Banyubiru 0,2 2014 Konstruksi 10 Swasta PLTM Logawa Baseh 3,0 2015 Pendanaan 11 Swasta PLTM Banjaran Kebonmanis 2,2 2015 Pendanaan 12 Swasta PLTM Logawa Babakan 1,3 2015 Pendanaan 13 Swasta PLTM Logawa Baseh Karangpelem 1,9 2015 Pendanaan 14 PLN PLTMG Karimunjawa 1,0 2016 Rencana 3 Sumber: Draft RUKN 2012-2031 439 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C4.3. Rencana Pengembangan Pembangkit lanjutan No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 15 PLN PLTS Karimunjawa 1,0 2016 Rencana 16 Swasta PLTM Palumbungan 1,6 2016 Pendanaan 17 Swasta PLTM Gelang 0,3 2016 Pengadaan 18 Swasta PLTM Bendosari 4,0 2016 Pengadaan 19 Swasta PLTM Pugeran 6,0 2016 Pengadaan 20 Swasta PLTM Adipasir 1 0,3 2016 Pengadaan 21 Swasta PLTM Adipasir 2 0,3 2016 Pengadaan 22 Swasta PLTM Ambal 2,1 2016 Pengadaan 23 Swasta PLTM Banyumlayu 0,5 2016 Pengadaan 24 Swasta PLTM Pagarpelah 3,2 2016 Pengadaan 25 Swasta PLTM Serayu 8,6 2016 Pengadaan 26 Swasta PLTM Gunung Wugul 3,0 2016 Pengadaan 27 Swasta PLTM Timbangreja 0,4 2016 Pengadaan 28 Swasta PLTU Cilacap exp 614,0 2016 Pengadaan 29 Swasta PLTM Preng-1 1,8 2017 Rencana 30 Swasta PLTM Preng-2 4,5 2017 Rencana 31 Swasta PLTM Tulis 9,0 2017 Rencana 32 Swasta PLTM Harjosari 9,9 2017 Rencana 33 Swasta PLTM Lambur 8,0 2017 Rencana 34 Swasta PLTM Prukut Sambirata 1,5 2017 Rencana 35 Swasta PLTM Dadapayam 3,0 2017 Rencana 36 Swasta PLTM Binangun 3,8 2017 Rencana 37 Swasta PLTM Jimat 0,5 2017 Rencana 38 Swasta PLTM Damar 2,1 2017 Rencana 39 Swasta PLTM Pageruyung 4,4 2017 Rencana 40 Swasta PLTP Dieng (FTP2) 55,0 2017 Rencana 41 Swasta PLTP Dieng (FTP2) 60,0 2017 Rencana 42 Swasta PLTU Jawa Tengah (PPP) 950,0 2018 Konstruksi 43 Swasta PLTU Jawa-4 (FTP2) 1.000,0 2019 Rencana 44 Swasta PLTP Ungaran (FTP2) 55,0 2019 Rencana 45 Swasta PLTP Baturaden (FTP2) 110,0 2019 Rencana 46 Swasta PLTP Guci (FTP2) 55,0 2019 Rencana 47 Unallocated PLTP Dieng 55,0 2022 Rencana 48 Swasta PLTP Baturaden (FTP2) 110,0 2019 Rencana 49 Swasta PLTU Jawa Tengah (PPP) 950,0 2019 Konstruksi 50 Swasta PLTU Jawa-4 (FTP2) 1.000,0 2020 Rencana 51 Unallocated PS Matenggeng PS 225,0 2020 Rencana 52 Unallocated PS Matenggeng PS 225,0 2020 Rencana 53 Unallocated PLTP Dieng 55,0 2022 Rencana 54 Unallocated PS Matenggeng PS 225,0 2021 Rencana 55 Unallocated PS Matenggeng PS 225,0 2021 Rencana 56 Swasta PLTP Umbul Telomoyo (FTP2) 55,0 2021 Rencana 57 Unallocated PLTP Ungaran 30,0 2022 Rencana 58 Unallocated PLTP Ungaran 55,0 2022 Rencana RUPTL 440 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C4.3. Rencana Pengembangan Pembangkit lanjutan No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 59 Unallocated PLTP Gunung Lawu 55,0 2022 Rencana 60 Unallocated PLTP Gunung Lawu 55,0 2022 Rencana 61 Unallocated PLTP Ungaran 55,0 2022 Rencana 62 Unallocated PLTP Gunung Lawu 55,0 2022 Rencana Jumlah 7.086,1 Di Jawa Tengah terdapat subsistem isolated di Karimunjawa dengan beban puncak saat ini sekitar 2 MW dan diperkirakan akan meningkat menjadi 3,4 MW pada 2022. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut akan dibangun PLTMG CNG Karimunjawa 4 MW pada tahun 2014 dan 1 MW di 2016, serta PLTS 1 MW di 2016. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan GITET 500 kV tersebar di 7 lokasi dengan kapasitas sekitar 5.334 MVA seperti pada Tabel C4.4. Tabel C4.4. Rencana Pengembangan GITET No Gardu Induk Kapasitas COD Keterangan MVA 1 Rawalo/Kesugihan 500 2014 GITET Baru 2 PLTU Adipala 0 2014 GITET B aru 3 Rawalo/Kesugihan 500 2015 IBT 2 4 Tanjung Jati 167 2015 5 Ungaran 167 2015 6 Cilacap Exp 0 2016 GITET B aru 7 Tanjung Jati B 500 2017 IBT 3 8 Boyolali/Solo 1000 2017 GITET Baru 9 Rawalo/Kesugihan 1000 2017 IBT 3 & 4 10 Ungaran 0 2017 Arah Pedan 11 Pedan 0 2017 Arah Ungaran 12 Pemalang 1000 2018 GITET Baru 13 PLTU Jateng 0 2018 GITET Baru/KIT 14 Ungaran 0 2018 Arah Mandirancan 15 Ungaran 500 2020 IBT-4 5.334 Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pembangunan GI/GIS 150 kV baru dan penambahan trafo di GI eksisting dengan total kapasitas 5.940 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C4.5. 441 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C4.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 Kudus 150/20 kV 60 2013 2 Purbalingga 150/20 kV 60 2013 3 Pati 150/20 kV 60 2013 4 Batang 150/20 kV 60 2013 5 Masaran 150/20 kV 60 2013 6 Grogol/Solo Baru 150/20 kV 60 2013 7 Pandeanlamper 150/20 kV 30 2013 8 Sayung 150/20 kV 0 2013 9 Ungaran 150/20 kV 0 2013 10 Weleri 150/20 kV 0 2013 11 Apac inti Corpora 150/20 kV 60 2014 12 Bawen 150/20 kV 0 2014 13 Sinar Tambang Arta Lestari 150/20 kV 0 2014 14 Srondol 150/20 kV 60 2014 15 Banyudono 150/20 kV 60 2014 16 Lomanis 150/20 kV 60 2014 17 Majenang 150/20 kV 60 2014 18 Purworejo 150/20 kV 60 2014 19 Klaten 150/20 kV 60 2014 20 Gombong 150/20 kV 60 2014 21 Grogol/Solo Baru 150/20 kV 60 2014 22 Kebumen 150/20 kV 60 2014 23 Dieng 150/20 kV 30 2014 24 Beringin 150/20 kV 60 2014 25 Ungaran 150/20 kV 60 2014 26 Tambak Lorok PLTU 150/20 kV 60 2014 27 Rawalo 150/20 kV 60 2014 28 Sanggrahan 150/20 kV 60 2014 29 Secang 150/20 kV 60 2014 30 Pandeanlamper 150/20 kV 60 2014 31 Pati 150/20 kV 60 2014 32 Pekalongan 150/20 kV 60 2014 33 Kaliwungu 150/20 kV 60 2014 34 Blora 150/20 kV 60 2014 35 Bumiayu 150/20 kV 60 2014 36 Kebasen 150/20 kV 60 2014 37 Wonosobo 150/20 kV 60 2014 38 Krapyak 150/20 kV 60 2014 39 Mrica PLTA 150/20 kV 60 2014 40 Semanu 150/20 kV 60 2014 41 Sragen 150/20 kV 60 2014 42 Sragen 150/20 kV 60 2014 43 Nguter / Rayon Utama Makmur (RUM) 150/20 kV 0 2015 RUPTL 442 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C4.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 44 Sritex 150/20 kV 0 2015 45 Semen Indonesia 150/20 kV 0 2015 46 Blora 150/20 kV 0 2015 47 Semen Indonesia Rembang 150/20 kV 0 2015 48 PLTU Rembang 150/20 kV 0 2015 49 PLTU Rembang 150/20 kV 60 2015 50 Temanggung 150/20 kV 60 2015 51 Brebes 150/20 kV 60 2015 52 Pudak Payung (GIS) 150/20 kV 60 2015 53 Palur Baru/Gondang Rejo 150/20 kV 60 2015 54 Grogol/Solo Baru 150/20 kV 60 2015 55 Pedan 150/20 kV 60 2015 56 Mojosongo 150/20 kV 60 2015 57 Rembang 150/20 kV 60 2015 58 Mranggen 150/20 kV 60 2015 59 Pandeanlamper 150/20 kV 60 2015 60 Pemalang 150/20 kV 60 2015 61 Cepu 150/20 kV 60 2015 62 Banyudono 150/20 kV 60 2015 63 Purwodadi 150/20 kV 60 2015 64 Sanggrahan 150/20 kV 60 2015 65 Weleri 150/20 kV 60 2015 66 Semen Ultratech 150/20 kV 0 2016 67 Nguntoronadi 150/20 kV 0 2016 68 Pedan 150/20 kV 60 2016 69 Kebasen 150/20 kV 60 2016 70 Kudus II 150/20 kV 60 2017 71 New Pemalang 150/20 kV 60 2017 72 Tambaklorok PLTU (GIS) 150/20 kV 60 2017 73 Comal 150/20 kV 60 2017 74 Medari 150/20 kV 60 2017 75 Semen Nusantara 150/20 kV 60 2017 76 Batang 150/20 kV 60 2018 77 Kalibakal II 150/20 kV 60 2018 78 Pati II 150/20 kV 60 2018 79 Pati 150/20 kV 0 2018 80 Purbalingga 150/20 kV 60 2018 81 Klaten 150/20 kV 60 2018 82 Pandeanlamper Baru 150/20 kV 120 2019 83 Pandeanlamper 150/20 kV 0 2019 84 Ampel 150/20 kV 120 2019 85 Sanggrahan II/Rajeg 150/20 kV 120 2019 443 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C4.5. Rencana Pengembangan GI 150/20 kV lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 86 Bawen 150/20 kV 60 2019 87 Kaliwungu 150/20 kV 60 2019 88 Kebasen II/Balapulang 150/20 kV 60 2019 89 Bawen 150/20 kV 0 2019 90 Bumiayu 150/20 kV 0 2019 91 Masaran 150/20 kV 60 2020 92 Ungaran 150/20 kV 60 2020 93 Nguntoronadi 150/20 kV 60 2020 94 Semanu 150/20 kV 60 2020 95 Gombong 150/20 kV 60 2020 96 Rembang 150/20 kV 60 2020 97 Krapyak 150/20 kV 60 2020 98 Dieng 150/20 kV 30 2021 99 Srondol 150/20 kV 60 2021 100 Kalibakal II 150/20 kV 30 2021 101 Wonosobo 150/20 kV 60 2021 102 Pati II 150/20 kV 60 2021 103 Comal 150/20 kV 60 2021 104 Ampel 150/20 kV 60 2021 105 Tambaklorok PLTU (GIS) 150/20 kV 60 2021 106 Rawalo 150/20 kV 60 2021 107 Jajar 150/20 kV 60 2021 108 Wadaslintang 150/20 kV 60 2021 109 Sragen 150/20 kV 60 2022 110 Sanggrahan II/Rajeg 150/20 kV 60 2022 111 Kebumen 150/20 kV 60 2022 112 Purworejo 150/20 kV 60 2022 113 Majenang 150/20 kV 60 2022 114 Brebes 150/20 kV 60 2022 115 Krapyak 150/20 kV 60 2022 Jumlah 5.940 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 728 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C4.6. RUPTL 444 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C4.6. Rencana Pengembangan SUTET 500 kV No Dari Ke Panjang kms COD 1 Rawalo/Kesugihan Dbphi (Pedan-Tasik) 4 2014 2 Rawalo/Kesugihan PLTU Adipala 28 2014 3 PLTU Cilacap Exp Adipala 10 2016 4 Ampel Dbphi (Ungaran-Pedan) 4 2017 5 Tanjung Jati B Tx Ungaran 260 2017 6 PLTU Jateng Pemalang 500 kV 40 2018 7 Tx Ungaran Pemalang 126 2019 8 Pemalang Indramayu 256 2019 Jumlah 728 Selaras dengan pembangunan GI/GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 1.150 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C4.7. Tabel C4.7. Rencana Pengembangan Transmisi No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Sunyaragi Brebes 150 kV 73 2013 2 Kudus Purwodadi 150 kV 63 2013 3 Purwodadi Ungaran 150 kV 68 2013 4 Sayung Inc. Tx (Bawen-Tbrok) 150 kV 20 2013 5 Tanjung Jati Sayung 150 kV 120 2013 6 Weleri Ungaran 150 kV 76 2013 7 Semen Nusantara Inc. (Kesugihan-Lomanis) 150 kV 4 2013 8 Kesugihan Rawalo 150 kV 4 2013 9 Kesugihan Gombong 150 kV 8 2013 10 Apac Inti Corpora Bawen 150 kV 2 2014 11 Sinar Tambang Artalestari Inc. (Rawalo-Majenang) 150 kV 9 2014 12 Batang Weleri 150 kV 62 2015 13 Kebasen Pemalang 150 kV 56 2015 14 Kebasen Brebes 150 kV 30 2015 15 Kudus Jepara 150 kV 53 2015 16 Pekalongan Batang 150 kV 33 2015 17 Pemalang Pekalongan 150 kV 62 2015 18 Semen Grobogan Inc. (Kudus-Purwodadi) 150 kV 2 2015 19 Tanjung Jati Jepara 150 kV 48 2015 20 Semen Indonesia Blora 150 kV 2 2015 21 Semen Indonesia Rembang PLTU Rembang 150 kV 16 2015 22 Sritex Inc. (Wonogiri-Wonosari) 150 kV 24 2015 23 Nguter / Rayon Utama Makmur (RUM) Inc. (Wonogiri-Wonosari) 150 kV 40 2016 445 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C4.7. Rencana Pengembangan Transmisi lanjutan No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 24 Semen Ultratech Nguntoronadi 150 kV 30 2016 25 Kudus II Inc.(Kudus-Jepara) 150 kV 10 2017 26 Pemalang New (Inc. Btang-Wleri) 150 kV 40 2017 27 Comal Inc. (PekalonganPemalang) 150 kV 20 2017 28 Tambaklorok PLTU (GIS) Tambaklorok 150 kV 20 2017 29 Kalibakal II Inc.(Klbkl-Bmayu) 150 kV 20 2018 30 Pati II Pati 150 kV 20 2018 31 PLTP Baturaden Bumiayu 150 kV 20 2019 32 Rancakasumba II/ Sangian Bawen 150 kV 30 2019 33 PLTP Umbul Telomoyo Inc. (Sanggrahan - Bawen) 150 kV 16 2019 34 PLTP Guci Inc.(Klbkl-Bmayu) 150 kV 20 2019 35 Ampel Inc. (Bawen-Klaten) 150 kV 10 2019 36 Pandeanlamper II Pandeanlamper 150 kV 10 2019 37 Sanggrahan II/Rajeg Inc.(Sgrahan-Medari) 150 kV 10 2019 Jumlah 1.150 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 3.770 ribu pelanggan atau rata-rata 377 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 14.699 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 28.087 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 6.223 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C4.8 berikut. Tabel C4.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 1.140 1.959 431 352.996 67,3 2014 1.285 2.234 359 369.729 68,6 2015 1.299 2.405 396 387.258 71,8 2016 1.495 2.536 439 405.621 78,9 2017 1.494 2.602 460 424.859 81,2 2018 1.509 2.805 507 445.012 85,0 2019 1.505 3.026 558 466.126 88,7 2020 1.543 3.265 615 488.245 93,6 2021 1.654 3.500 1.193 220.595 102,1 2022 1.774 3.754 1.266 209.698 107,1 2013-2022 14.699 28.087 6.223 3.770.139 844 RUPTL 446 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C4.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi Jawa Tengah sampai dengan tahun 2022 adalah USD 12,7 miliar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C4.9. Tabel C4.9. Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) Juta USD 2013 17.770 18.945 3.013 1 390 435 143 2014 19.123 20.224 3.265 667 2.270 43 1.123 2015 20.570 21.733 3.441 8 1.854 388 218 2016 22.074 23.293 3.541 646 120 80 1.047 2017 23.666 24.973 3.744 258 2.860 354 856 2018 25.349 26.748 3.970 950 1.300 80 1.513 2019 27.136 28.632 4.209 2.335 540 498 4.388 2020 29.038 30.638 4.459 1.505 920 - 1.967 2021 31.030 32.738 4.725 505 600 - 572 2022 33.104 34.925 5.012 305 420 - 852 Jumlah 7.181 11.274 1.878 12.679 LAMPIRAN C.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI DAERAH ISTIMEWA YOGYAKARTA (DIY) RUPTL 448 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C5.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi DIY diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 389 MW, seluruhnya dipasok dari subsistem Pedan di Provinsi Jawa Tengah. Peta sistem kelistrikan DIY ditunjukkan pada Gambar C5.1. Gambar C5.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi DIY 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 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel C5.1. Peta Jaringan Subsistem Yogyakarta DIENG TMGNG SCANG SGRAH BRNGI WSARI WNGRI BNTUL GDEAN SRGEN SMANU NGAWI PALUR MKGRN MNRJO A P WSOBO KLSAN GDRJO BYNDO PEDAN KDIRI WATES UNGAR JELOK JAJAR KLTEN MDARI GRUNG PYNGN u PLTU PCTAN PWRJO WADAS L. NGNDI MJNGO BYDRU AMPEL AMPEL NGUTER BRBDR/ RAJEG SMULTRATEC KNTGN GJYAN BAWEN MSRAN SOLORU GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : A SRITEX TJATI B u DIENG TMGNG SCANG SGRAH BRNGI WSARI WNGRI BNTUL GDEAN SRGEN SMANU NGAWI PALUR MKGRN MNRJO A P WSOBO KLSAN GDRJO BYNDO PEDAN KDIRI WATES UNGAR JELOK JAJAR KLTEN MDARI GRUNG PYNGN uPLTU PCTAN PWRJO WADAS L. NGNDI MJNGO BYDRU AMPEL AMPEL NGUTER BRBDR/ RAJEG SMULTRATEC KNTGN GJYAN BAWEN MSRAN SOLORU GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : A SRITEX TJATI B u 449 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C5.1. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 4,87 2.185 2.307 401 9 25.910 2014 5,12 2.349 2.478 439 9 61.355 2015 5,89 2.523 2.660 469 998.206 2016 5,89 2.705 2.848 496 1.036.521 2017 5,89 2.897 3.050 528 1.076.362 2018 5,89 3.100 3.263 553 1.117.792 2019 5,89 3.316 3.490 579 1.160.878 2020 5,89 3.545 3.731 614 1.205.688 2021 5,89 3.785 3.983 651 1.252.297 2022 5,89 4.035 4.246 685 1.300.778 Growth(%) 5,71 7,05 7,01 6,15 3,85 C5.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Provinsi D.I.Yogyakarta memiliki potensi panas bumi yang diperkirakan mencapai 10 MWe di 1 lokasi yaitu pada Parangtritis, Gunung Kidul 4 . Pengembangan Pembangkit Pada tahun 2015 direncanakan akan beroperasi PLT Bayu Samas 50 MW yang akan dikembangkan oleh sebuah perusahaan swasta. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Pengembangan GITET Pedan dengan tambahan 2 unit IBT 500/150 kV dan tambahan I phase trafo spare dengan total 1.167 MVA seperti dalam Tabel C5.2. Tabel C5.2 Pengembangan GITET 500/150 kV No Gardu Induk Kapasitas MVA COD Keterangan 1 Pedan 167 2014 Spare 2 Pedan 500 2015 IBT-3 3 Pedan 500 2015 IBT-4 Jumlah 1.167 4 Sumber: Draft RUKN 2012-2031 RUPTL 450 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Untuk melayani pertumbuhan beban akan dibangun GI/GIS baru dan penambahan trafo pada GI eksisting sebesar 600 MVA seperti pada Tabel C5.3. Tabel C5.3. Pengembangan GI 150/20 kV No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 Bantul 150/20 kV 60 2013 2 Wirobrajan 150/20 kV 60 2014 3 Kentungan 150/20 kV 60 2014 4 Wates 150/20 kV 60 2014 5 Godean 150/20 kV 60 2015 6 Kentungan 150/20 kV 60 2018 7 Kentungan Baru/Kalasan 150/20 kV 60 2019 8 Gejayan (GIS) 150/20 kV 60 2019 9 Bantul Baru 150/20 kV 120 2021 Jumlah 600 Pengembangan Transmisi Tidak ada pengembangan Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV, karena pengembangan hanya pada GITET eksisting. Selaras dengan pembangunan GI 150 kV diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 54 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C5.4. Tabel C5.4. Rencana Pengembangan Transmisi No. Dari Ke Tegangan Panjang kms Biaya Juta USD COD 1 Pedan Wonosari 150 kV 44 4,96 2015 2 Kentungan Baru/Kalasan Inc.(Pedan-Kentungan) 150 kV 10 1,50 2019 Jumlah 54 6 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 372 ribu pelanggan atau rata-rata 37 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 1.754 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 3.352 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 673 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C5.5 berikut. Tabel C5.5. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 136 234 47 34.094 7,3 2014 153 267 39 35.445 7,4 2015 155 287 43 36.851 7,7 2016 178 303 47 38.315 8,5 2017 178 311 50 39.841 8,7 451 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2018 180 335 55 41.430 9,1 2019 180 361 60 43.086 9,5 2020 184 390 66 44.811 9,9 2021 197 418 129 30.081 11,9 2022 212 448 137 28.595 12,4 2013-2022 1.754 3.352 673 372.549 92 C5.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi DI Yogyakarta sampai dengan tahun 2022 adalah USD 246 juta. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C5.6 Tabel C5.6 Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) Juta USD 2013 2.185 2.307 401 60 - 9 2014 2.349 2.478 439 347 - 16 2015 2.523 2.660 469 50 1.060 44 125 2016 2.705 2.848 496 - - 9 2017 2.897 3.050 528 - - 9 2018 3.100 3.263 553 60 - 11 2019 3.316 3.490 579 120 10 23 2020 3.545 3.731 614 - - 10 2021 3.785 3.983 651 120 - 22 2022 4.035 4.246 685 - - 12 Jumlah 50 1.767 54 246 Tabel C5.5. Rincian Pengembangan Distribusi lanjutan LAMPIRAN C.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAWA TIMUR RUPTL 454 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C6.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Timur diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 4.904 MW. Beban dipasok dari pembangkit yang berada di grid500 kV dan 150 kV dengan kapasitas 8.775 MW. PLTU Tanjung Awar-Awar 2x350 MW diperkirakan akan beroperasi Desember 2013 (Unit 1) dan April 2014 (Unit 2). Pembangkit listrik di Jawa Timur yang berada di grid500 kV adalah PLTU Paiton, PLTGU Gresik dan PLTGU Grati, sedang yang terhubung ke grid 150 kV adalah PLTGU/PLTU Gresik, PLTU Perak, PLTG Grati, PLTU Pacitan dan PLTA tersebar (Sutami, Tulung Agung, dll). Pasokan dari grid500 kV adalah melalui 6 GITET, yaitu Krian, Gresik, Grati, Kediri, Paiton dan Ngimbang, dengan kapasitas 7.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Jawa Timur ditunjukkan pada Gambar C6.1. Gambar C6.1 Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Jawa Timur Kelistrikan Provinsi Jawa Timur terdiri atas 6 sub-sistem yaitu: O GITET Krian memasok Kota Surabaya dan Kab. Sidoarjo. O GITET Gresik dan PLTGU/PLTU Gresik memasok Kab. Gresik, Kab. Tuban, Kab. Magetan, Kab. Lamongan, Kab. Pemekasan, Kab. Sumenep, Kab. Sampang dan Kab. Bangkalan. O GITET Grati dan PLTG Grati memasok Kab. Pasuruan, Kab. Probolinggo, Kota Malang dan Kab. Batu. O GITET Kediri dan PLTA tersebar memasok kota Kediri, kota Madiun, kota Mojokerto, Kab. Ponorogo, Kab. Mojokerto dan Kab. Pacitan. O GITET Paiton memasok Kab. Banyuwangi, Kab. Jember, Kab. Jombang, Kab. Situbondo dan Kab. Bondowoso. O GITET Ngimbang memasok Kab. Tuban, Kab. Bojonegoro, Kab. Paciran dan Kab. Lamongan. Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C6.1. GRATI PDAAN NGORO BLKDG RJOSO MGUNG SKTIH BNGUN PLOSO JYKTS NGJUK NGBNG LMNGAN CERME BKLAN TUBAN KEREK BABAT BJGRO CEPU BLORA NGAWI CRBAN MNRJO BNRAN PAREMDLAN LWANG SKLNG BLBNG KBAGN BLTRU WLNGI STAMI SGRUH TUREN TRGLK PTLAG TANGGUL JMBER KRSAN PBLGO LMJNG BDWSO STBDO PITON BWNGI GTENG PAKIS U PMKSN SMPANG BLNDO MGTAN SMNEP GPNGN KRIAN KDIRI PDAN BNGIL KKTES PIER SKRJO TLGNG GDWTN SBSLTN BDRAN PRONG DLOPO BCKRO JMBNG NGNJK II MGTAN GRDLU u PLTU PCTAN KRTSNO SYZZG MRGEN MNYAR KSHJTM U TJIWI AJMTO TARIK SIMAN PLHAN KKTES SLREJO BALI PS PCRAN/ BRNDONG PCTAN PNRGO PWSRI WLNGI II TLGNG II uPLTU TJAWR UNGAR MADURA P PLTP WILLIS P PLTP IYANG P PLTP IJEN MLIWANG HOLCIM MLTIBJA CHEIL WTDDL P LAWU SPJ MTDREAM ARJWLRG P A GENDING LECES NEWJMBER MALANGBRT BTMRMAR U GRSIK TNDES JVFRTIS GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : 455 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C6.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No Nama Pembangkit Jenis Jenis Bahan Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mampu MW 1 Karang Kates PLTA Air PJB 105,0 103,0 2 Wlingi PLTA Air PJB 54,0 53,6 3 Ledoyo PLTA Air PJB 4,5 4,5 4 Selorejo PLTA Air PJB 4,5 4,7 5 Sengguruh PLTA Air PJB 29,0 28,5 6 Tulung Agung PLTA Air PJB 36,0 35,7 7 Mendalan PLTA Air PJB 23,0 20,7 8 Siman PLTA Air PJB 10,8 10,2 9 Madiun PLTA Air PJB 8,1 8,0 10 Paiton PLTU Batubara PJB 800,0 740,0 11 Paiton PEC PLTU Batubara Swasta 1.230,0 1.220,0 12 Paiton JP PLTU Batubara Swasta 1.220,0 1.220,0 13 Gresik 1-2 PLTU Gas PJB 200,0 160,0 14 Gresik 3-4 PLTU Gas PJB 400,0 333,0 15 Perak PLTU BBM Indonesia Power 100,0 72,0 16 Gresik PLTG Gas PJB 61,6 31,0 17 Gilitimur PLTG BBM PJB 40,2 0,0 18 Grati Blok 1 PLTGU Gas Indonesia Power 461,8 454,2 19 Grati Blok 2 PLTG Gas Indonesia Power 302,3 300,0 20 Gresik B-1 PLTGU Gas PJB 526,3 480,0 21 Gresik B-2 PLTGU Gas PJB 526,3 420,0 22 Gresik B-3 PLTGU Gas PJB 526,3 480,0 23 Paiton-3 PLTU Batubara Swasta 815,0 815,0 24 Paiton-9 PLTU Batubara PLN 660,0 615,0 25 Pacitan 1-2 PLTU Batubara PLN 630,0 580,0 Jumlah 8.774,7 8.189,1 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 2013 - 2022 diperlihatkan pada Tabel C6.2. RUPTL 456 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,65 29.842 31.653 4.904 8.949.806 2014 7,00 32.379 34.234 5.243 9.333.784 2015 8,05 35.034 36.963 5.611 9.774.808 2016 8,05 37.836 39.899 6.016 10.212.705 2017 8,05 40.807 43.099 6.466 10.656.144 2018 8,05 43.989 46.412 6.936 11.105.188 2019 8,05 47.363 49.919 7.439 11.559.910 2020 8,05 50.939 53.632 7.974 11.871.539 2021 8,05 54.683 57.574 8.546 11.965.414 2022 8,05 58.622 61.720 9.150 12.048.960 Growth(%) 7,81 7,79 7,70 7,18 3,37 C6.3. 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 5,73 TSCF, minyak bumi 1.031,94 MMSTB, batubara 0,08 juta ton dan tenaga air 2.162,0 MW pada 4 lokasi yaitu Grindulu-PS-3, K.Konto-PS, Karangkjates Ext. dan Kalikonto-2. Serta panas bumi yang diperkirakan mencapai 1.274 MWe yang tersebar di 11 lokasi yaitu pada Melati Pacitan, Rejosari Pacitan, Telaga Ngebel Ponorogo, G. Pandan Madiun, G. Arjuno – Welirang, Cangar, Songgoriti, Tirtosari Sumenep, Argopuro Probolinggo, Tiris - G. Lamongan Probolinggo dan Blawan - Ijen Bondowoso5 . 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 akan terjadi kekurangan pasokan gas untuk pembangkit di Jawa Timur pada tahun 2016. Walaupun demikian sebenarnya potensi gas di Jawa Timur cukup banyak, sehingga diharapkan kekurangan tersebut dapat terpenuhi. Selain itu juga diperkirakan ada potensi gas dari Lapangan Cepu, sehingga PLN merencanakan pembangunan PLTGU di Gresik sebesar 750 MW. 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 2022, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 4.677 MW dengan perInc.ian seperti ditampilkan pada Tabel C6.3. 5 Sumber: Draft RUKN 2012-2031 457 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Di Jawa Timur terdapat subsistem isolated di Bawean dengan beban puncak saat ini sekitar 3 MW dan diperkirakan akan meningkat menjadi 7,8 MW pada 2022. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut akan dibangun PLTMG Bawean 5 MW pada tahun 2014/15 dan tambahan lagi sebesar 3 MW di 2021 dan 3 MW di 2021. Tabel C6.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 1 PLN PLTU Pacitan 315 2013 Operasi 2 PLN PLTU Pacitan 315 2013 Operasi 3 PLN PLTU Tj. Awar-awar 350 2013 Konstruksi 4 PLN PLTMG Bawean 3 2014 Pengadaan 5 PLN PLTU Tj. Awar-awar 350 2014 Konstruksi 6 PLN PLTMG Bawean 2 2015 Pengadaan 7 PLN PLTGU Grati 300 2015 Rencana 8 PLN PLTGU Grati 150 2016 Rencana 9 Swasta PLTM Pacet 2 2016 Pengadaan 10 Unallocated PLTGU Jawa-1 800 2017 Rencana 11 Swasta PLTM Lodoyo 10 2017 Rencana 12 Swasta PLTM Jompo 1 (Jompo Atas) 2 2017 Rencana 13 Swasta PLTM Jompo 2 (Jompo Bawah) 3 2017 Rencana 14 Swasta PLTM Kali Tengah (Sungai Tengah) 1 2017 Rencana 15 Swasta PLTM Balelo 4 2017 Rencana 16 Swasta PLTM Ketajek 3 2017 Rencana 17 Swasta PLTM Zeelandia 2 2017 Rencana 18 PLN PLTMG Bawean 3 2018 Rencana 19 Unallocated PLTGU Jawa-2 800 2018 Rencana 20 Unallocated PLTA Karangkates #4-5 100 2019 Rencana 21 Unallocated PLTA Kalikonto-2 62 2019 Rencana 22 Unallocated PLTA Kesamben 37 2019 Rencana 23 Swasta PLTP Ijen (FTP2) 55 2019 Rencana 24 Swasta PLTP Wilis/Ngebel (FTP2) 55 2019 Rencana 25 Swasta PLTP Wilis/Ngebel (FTP2) 55 2019 Rencana 26 Swasta PLTP Ijen (FTP2) 55 2019 Rencana 27 Swasta PLTP Iyang Argopuro (FTP2) 55 2020 Rencana 28 Swasta PLTP Wilis/Ngebel (FTP2) 55 2020 Rencana 29 PLN PLTMG Bawean 3 2021 Rencana 30 Swasta PLTU Madura (FTP2) 200 2022 Konstruksi 31 Swasta PLTU Madura (FTP2) 200 2022 Konstruksi 32 Unallocated PLTP Arjuno Welirang 55 2022 Rencana 33 Unallocated PLTP Iyang Argopuro 110 2022 Rencana 34 Unallocated PLTP Iyang Argopuro 110 2022 Rencana 35 Unallocated PLTP Arjuno Welirang 55 2022 Rencana Jumlah 4.677 RUPTL 458 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan dan pengembangan GITET 500 kV tersebar di 8 lokasi dengan kapasitas sekitar 6.668 MVA seperti pada Tabel C6.4. Tabel C6.4. Rencana Pengembangan GITET No Gardu Induk Kapasitas MVA COD Keterangan 1 Krian 500 2013 Penghematan BBM (IBT-3) 2 Ngimbang 500 2013 Program N-1 (IBT-2) 3 Kediri 500 2013 IBT-3 4 Krian 167 2013 Spare 5 Paiton 500 2013 Spare, 3 phase 6 Grati 167 2013 Spare, 1 phase 7 Gresik 500 2014 Spare, 3 phase 8 Ngimbang 167 2014 Spare, 1 phase 9 Kediri 167 2015 spare IBT 10 Surabaya Selatan 1.000 2015 Program N-1 (IBT-1) 11 Paiton (GIS) 0 2016 Diameter Ext, arah Antosari/Kapal Baru 12 Bangil 1.000 2017 GITET Baru 13 Surabaya Selatan 500 2017 IBT-3 14 Gresik 0 2017 Diameter ke arah PLTGU Tuban/Cepu 15 Tandes (GIS) 1.000 2018 GITET Baru 6.668 Untuk meningkatkan keandalan direncanakan untuk menyediakan 4 buah trafo satu fasa 167 MVA yang ditempatkan di GITET Kediri, Krian, Ngimbang dan Grati. Selanjutnya untuk melayani konsumen diperlukan pengembangan GI/GIS 150 kV dan penambahan trafo di GI Eksisting dengan total kapasitas 7.530 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C6.5. Tabel C6.5. Rencana Pengembangan GI No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 New Buduran/Sedati 150/20 kV 120 2013 2 New Jombang 150/20 kV 60 2013 3 Jaya Kertas 150/20 kV 0 2013 4 Ponorogo II 150/20 kV 120 2013 5 Pacitan 150/20 kV 0 2013 6 Simogunung (GIS) 150/20 kV 120 2013 7 Tandes II/Sambi Kerep 150/20 kV 120 2013 8 Sukorejo II/Purwosari 150/20 kV 60 2013 9 Balongbendo 150/20 kV 60 2013 10 Kasih Jatim 150/20 kV 60 2013 11 Kenjeran 150/20 kV 60 2013 12 Krembangan (GIS) 150/20 kV 60 2013 459 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C6.5. Rencana Pengembangan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 13 Ngoro 150/20 kV 60 2013 14 Petrokimia 150/20 kV 60 2013 15 Situbondo 150/20 kV 60 2013 16 Kebonagung 150/20 kV 60 2013 17 Gondang Wetan 150/20 kV 60 2013 18 Bojonegoro 150/20 kV 60 2013 19 Pakis / Malang Timur 150/20 kV 60 2013 20 Darmo Grande (SBS) 150/20 kV 60 2013 21 Ujung GIS 150/20 kV 60 2013 22 Sengkaling 150/20 kV 60 2013 23 Bangkalan 150/20 kV 60 2013 24 PLTA Wlingi 150/20 kV 60 2013 25 PLTA Tulungagung 70/20 kV 30 2013 26 Tulungagung 70/20 kV 30 2013 27 Mliwang 150/20 kV 0 2013 28 Kediri Baru 150/20 kV 0 2013 29 Rungkut 150/20 kV 0 2013 30 Waru 150/20 kV 0 2013 31 New Porong/Gempol 150/20 kV 60 2014 32 e Master Steel (Semangat Pangeran Jayakarta) 150/70 kV 0 2014 33 Manyar 150/20 kV 0 2014 34 Bambe 150/20 kV 120 2014 35 Karang pilang 150/20 kV 0 2014 36 Sidoarjo 150/20 kV 60 2014 37 Cheil Jedang 150/20 kV 0 2014 38 New Jombang 150/20 kV 0 2014 39 Surabaya Steel 150/20 kV 0 2014 40 Semangat Pangeran Jayakarta 150/20 kV 0 2014 41 Manyar 150/20 kV 0 2014 42 Genteng 150/20 kV 60 2014 43 Babadan 150/20 kV 30 2014 44 Bumi Cokro 150/20 kV 60 2014 45 Lamongan 150/20 kV 60 2014 46 Ponorogo II 150/20 kV 60 2014 47 Banyuwangi 150/20 kV 20 2014 48 Sukorejo II/Purwosari 150/20 kV 20 2014 49 Blitar Baru 150/20 kV 20 2014 50 Pier 150/20 kV 60 2014 51 Mojoagung 150/20 kV 60 2014 52 Dolopo 70/20 kV 30 2014 53 Bulukandang 150/20 kV 60 2014 54 Gili Timur 150/20 kV 60 2014 RUPTL 460 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C6.5. Rencana Pengembangan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 55 Alta prima 150/20 kV 60 2014 56 Tarik 70/20 kV 30 2014 57 Pare 70/20 kV 30 2014 58 Mliwang 150/20 kV 0 2014 59 Wlingi II 150/20 kV 30 2015 60 Tulungagung II 150/20 kV 0 2015 61 Tulungagung II 150/20 kV 60 2015 62 Kediri 150/20 kV 0 2015 63 Kalisari 150/20 kV 60 2015 64 Surabaya Selatan 150/20 kV 0 2015 65 Kedinding (GIS) 150/20 kV 60 2015 66 Watudodol 150/20 kV 60 2015 67 Pelindo III 150/20 kV 0 2015 68 Alta Prima 150/20 kV 0 2015 69 Multi Baja Industri 150/20 kV 0 2015 70 Java Fortis 150/20 kV 0 2015 71 Ngimbang 150/20 kV 0 2015 72 Cerme 150/20 kV 60 2018 73 Sby Selatan (Wonorejo) 150/20 kV 60 2015 74 Manyar 150/20 kV 60 2015 75 Driyorejo (GIS) 150/20 kV 60 2015 76 PLTA Sengguruh 70/20 kV 30 2015 77 Bondowoso 150/20 kV 60 2015 78 Banaran 150/20 kV 60 2015 79 Jember 150/20 kV 60 2015 80 Tanggul 150/20 kV 60 2015 81 Kertosono 150/20 kV 0 2015 82 Sekarputih 150/20 kV 0 2015 83 Kenjeran 150/20 kV 0 2015 84 Kediri Baru (Gitet) 150/20 kV 60 2015 85 New Pacitan 150/20 kV 60 2016 86 Trenggalek 70/20 kV 30 2016 87 Undaan (GIS) 150/20 kV 60 2016 88 PLTU Pacitan/Sudimoro 150/20 kV 60 2016 89 Ngoro 150/20 kV 60 2016 90 Sekarputih 150/20 kV 60 2016 91 Sengkaling 150/20 kV 60 2016 92 Sumenep 150/20 kV 60 2016 93 PLTA Tulungagung 70/20 kV 30 2016 94 Probolinggo 150/20 kV 60 2016 95 Madura PLTU 150/20 kV 0 2017 96 Bangil New 150/20 kV 120 2017 97 Blimbing Baru 150/20 kV 30 2017 461 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C6.5. Rencana Pengembangan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 98 Pandaan Baru 150/20 kV 30 2017 99 Jember II / Arjasa 150/20 kV 60 2017 100 Kertosono 150/20 kV 60 2017 101 Lumajang 150/20 kV 60 2017 102 Sukolilo 150/20 kV 60 2017 103 Tuban 150/20 kV 60 2017 104 Turen 70/20 kV 30 2017 105 Alta prima 150/20 kV 60 2017 106 Babat/Baureno 150/20 kV 60 2017 107 Tanggul 150/20 kV 60 2017 108 Sutami 150/20 kV 0 2017 118 Sekarputih/Mojoagung 150/20 kV 0 2017 109 Gembong (GIS) 150/20 kV 120 2018 110 Jaya Kertas 150/20 kV 60 2018 111 Manyar 150/20 kV 60 2018 112 Banaran 150/20 kV 60 2018 113 Sekarputih 150/20 kV 60 2018 114 New Jombang 150/20 kV 60 2018 115 Krian 150/20 kV 60 2018 116 Tulungagung II 150/20 kV 60 2018 117 Magetan 70/20 kV 30 2018 118 Pamekasan 150/20 kV 60 2018 119 Sampang 150/20 kV 60 2018 120 Pakis / Malang Timur 150/20 kV 60 2018 121 Nganjuk 70/20 kV 30 2018 122 Banyuwangi 150/20 kV 0 2018 123 Leces 150/20 kV 60 2019 124 Wonokromo 150/20 kV 60 2019 125 New Buduran / Sedati 150/20 kV 60 2019 126 Sidoarjo 150/20 kV 60 2019 127 Jember II / Arjasa 150/20 kV 60 2019 128 Kediri Baru (Gitet) 150/20 kV 60 2019 129 Karang Pilang 150/20 kV 60 2019 130 Sby. Selatan (Wonorejo) 150/20 kV 60 2019 131 Situbondo 150/20 kV 60 2019 132 Segoro Madu 150/20 kV 60 2019 133 Bojonegoro 150/20 kV 60 2019 134 Probolinggo 150/20 kV 0 2019 135 Magetan 150/20 kV 0 2019 136 Ngoro 150/20 kV 0 2019 137 Pacitan II 150/20 kV 0 2019 138 Lumajang 150/20 kV 60 2020 139 Kupang 150/20 kV 60 2020 140 Kalisari 150/20 kV 60 2020 RUPTL 462 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C6.5. Rencana Pengembangan GI lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 141 Tandes II/ Sambikerep 150/20 kV 60 2020 142 Caruban 70/20 kV 30 2020 143 Lawang 150/20 kV 60 2020 144 Mojoagung 150/20 kV 60 2020 145 Banyuwangi 150/20 kV 60 2020 146 Nganjuk 70/20 kV 30 2020 147 Pare 70/20 kV 30 2020 148 New Jombang 150/20 kV 60 2021 149 Ngawi 150/20 kV 60 2021 150 Grati 150/20 kV 60 2021 151 PLTU Perak 150/20 kV 60 2021 152 Genteng 150/20 kV 60 2021 153 Kedinding (GIS) 150/20 kV 60 2021 154 Kebonagung 150/20 kV 60 2021 155 Gondang Wetan 150/20 kV 60 2021 156 Gili Timur 150/20 kV 60 2021 157 Bangkalan 150/20 kV 60 2021 158 Meranggen / Maospati 70/20 kV 30 2021 159 Tarik 70/20 kV 30 2021 160 Tulungagung II 150/20 kV 60 2022 161 Alta Prima 150/20 kV 60 2022 162 Manisrejo 150/20 kV 60 2022 163 Siman 70/20 kV 30 2022 164 Ngagel 150/20 kV 60 2022 Jumlah 7.530 Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sepanjang 458 kms seperti ditampilkan dalam Tabel C6.6. Tabel C6.6. Rencana Pembangunan SUTET 500 kV No. Dari Ke Panjang kms COD 1 Surabaya Selatan Grati 160 2015 2 Paiton Watu Dodol 262 2016 3 Watu Dodol Segararupek 8,24 2016 4 Bangil Inc. (Paiton-Kediri) 4 2017 5 Tandes Gresik 24 2018 458 Selaras dengan pembangunan GIS 150 kV, diperlukan pembangunan transmisi terkaitnya sepanjang 1.948 kms dengan kebutuhan dana sekitar USD 213,6 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C6.7. 463 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C6.7. Rencana Pembangunan Transmisi No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Banaran Manisrejo 150 kV 142 2011 2 Babat Tuban 150 kV 60 2012 3 Purwosari/Sukorejo II Inc. (Pier-Pakis) 150 kV 2 2013 4 Kraksaan Probolinggo 150 kV 60 2013 5 Pacitan PLTU Pacitan 150 kV 124 2013 6 Ponorogo II Pacitan 150 kV 60 2013 7 New Buduran/Sedati Inc. (Bngil-Waru) 150 kV 2 2013 8 New Jombang Jayakertas 150 kV 36 2013 9 Probolinggo Lumajang 150 kV 111 2013 10 Semen Dwima Agung (Holcim) Mliwang 150 kV 4 2013 11 Simogunung (GIS) Inc. (Swhan-Waru) 150 kV 10 2013 12 Surabaya Barat Babadan 150 kV 26 2013 13 Tandes II/Sambi Kerep Inc. (Waru-Gresik) 150 kV 4 2013 14 Tanjung Awar-awar PLTU Inc. Babat-Tuban 150 kV 36 2013 15 New Porong/Gempol Inc. (New Sidoarjo-Bangil) 150 kV 4 2014 16 Surabaya Barat Driyorejo 150 kV 11 2014 17 Paiton Kraksaan 150 kV 40 2014 18 Cheil Jedang New Jombang 150 kV 22 2014 19 Gresik (GIS) Gresik (Konv) 150 kV 0 2014 20 Sidoarjo Inc. (Bdran-Bngil) 150 kV 2 2014 21 e Master Steel (Semangat Pangeran Jayakarta) Manyar 70 kV 4 2014 22 Bambe Karangpilang 150 kV 10 2014 23 Semangat Pangeran Jayakarta Manyar 150 kV 2 2014 24 Grati Pier 150 kV 64 2014 25 Surabaya Steel Inc. (Krian - Cerme & KasihJatim - Cerme) 150 kV 4 2015 26 Java Fortis Ngimbang 150 kV 30 2015 27 Wlingi II Tulungagung II 150 kV 68 2015 28 Tulungagung II Kediri 150 kV 80 2015 29 Kalisari Surabaya Selatan 150 kV 24 2015 30 Sekarputih Kertosono 150 kV 88 2015 31 Ujung Kenjeran 150 kV 17 2015 32 Kedinding Inc. (Kenjeran-Ujung) 150 kV 40 2015 33 Kediri Baru Jayakertas/Kertosono 150 kV 64 2015 34 Pelindo III Altaprima 150 kV 64 2015 35 Multi Baja Industri Inc. (Ngimbang-Mliwang) 150 kV 64 2015 36 Madura PLTU Inc. Sampang-Bangkalan 150 kV 30 2017 37 Blimbing Baru Inc. (Pier-Pakis) 150 kV 60 2017 38 Pandaan Baru Inc. (Bangil-Lawang) 150 kV 40 2017 39 Jember II / Arjasa Inc. (Bondowoso-Jember) 150 kV 20 2017 40 Bangil Sidoarjo 150 kV 40 2017 RUPTL 464 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C6.7. Rencana Pembangunan Transmisi lanjutan No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 41 Bangil New Inc. (Bangil-Sidoarjo) 150 kV 40 2017 42 Iyang Argopuro PLTP Probolinggo 150 kV 60 2017 43 Sutami PLTA Karangkates 150 kV 10 2017 44 Kalikonto - II PLTA Inc. (Mojoagung - Banaran) 150 kV 4 2017 45 Kesamben PLTA Sekarputih/Mojoagung 150 kV 28 2017 46 Tandes New Tandes 150 kV 10 2017 47 Ijen PLTP Banyuwangi 150 kV 60 2018 48 Wilis/Ngebel PLTP Ponorogo 150 kV 60 2019 49 PLTP Arjuno Welirang Ngoro 150 kV 74 2019 50 PLTP Lawu Magetan 150 kV 32 2019 Jumlah 1.948 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 3,6 juta pelanggan atau rata-rata 359 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 16.118 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 12.544 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 1.358 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C6.8 berikut. Tabel C6.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 1.308 1.018 169 487.426 136,6 2014 1.356 1.055 88 383.978 119,1 2015 1.407 1.094 101 441.024 128,4 2016 1.469 1.143 116 437.897 133,8 2017 1.510 1.175 99 443.439 133,9 2018 1.583 1.232 119 449.044 141,4 2019 1.668 1.299 122 454.722 147,0 2020 1.792 1.395 140 311.629 144,6 2021 1.927 1.499 200 93.875 142,8 2022 2.099 1.633 203 83.547 151,9 Jumlah 16.118 12.544 1.358 3.586.580 1.379 C6.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi Jawa Timur sampai dengan tahun 2022 adalah USD 8,6 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C6.9. 465 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C6.9. Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) Juta USD 2013 29.842 31.653 4.904 980 3.954 476 1.744 2014 32.379 34.234 5.243 353 1.627 159 735 2015 35.034 36.963 5.611 452 1.947 703 791 2016 37.836 39.899 6.016 2 540 270 351 2017 40.807 43.099 6.466 1.625 2.190 346 1.165 2018 43.989 46.412 6.936 3 1.840 84 978 2019 47.363 49.919 7.439 220 660 166 720 2020 50.939 53.632 7.974 110 510 - 425 2021 54.683 57.574 8.546 3 660 - 167 2022 58.622 61.720 9.150 730 270 - 1.514 Jumlah 4.477 14.198 2.205 8.591 LAMPIRAN C.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BALI RUPTL 468 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) C7.1. Kondisi Saat Ini Beban puncak sistem Bali diperkirakan sampai akhir tahun 2013 sekitar 730 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 C7.1. Gambar C7.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Bali Semua pembangkit di Bali menggunakan BBM, sehingga biaya produksi listrik sangat mahal. Rincian pembangkit terpasang ditunjukkan pada Tabel C7.1. Tabel C7.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No Nama Pembangkit Jenis Jenis B. Bakar Pemilik Kapasitas MW Daya Mampu MW 1 Pesanggaran PLTG BBM Indonesia Power 125,5 108,3 2 Gilimanuk PLTG BBM Indonesia Power 133,8 130,4 3 Pemaron PLTG BBM Indonesia Power 97,6 40,0 4 Pesanggaran PLTD BBM Indonesia Power 75,8 15,5 5 Pesanggaran BOO PLTD BBM Indonesia Power 30,0 30,0 6 Pesanggaran BOT PLTD BBM Indonesia Power 51,0 50,0 7 Pemaron Sewa PLTD BBM Indonesia Power 45,0 125,0 Jumlah 559,0 499,2 BTRTI PMRON ANSRI NGARA AMPRA SANUR PSGRN NSDUA KAPAL UBUD GNYAR CLKBWG BWNGI New Antosari PITON U GNYAR-II NSDUA II GLNUK SANUR II BNDRA P BDGUL PMCTNKLD PDSBIAN GI 150 KV BARU TERKAIT KTT GI 150 KV BARU GI 150 KV EKSISTING GITET 500 KV EKSISTING GITET 500 KV BARU GI 70 KV EKSISTING LEGENDA : TNLOT G G G 469 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 2013 – 2022 diperlihatkan pada Tabel C7.2. Tabel C7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Pertumbuhan Ekonomi (%) Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pelanggan 2013 6,08 3.925 4.137 730 991.517 2014 6,40 4.271 4.500 792 1.071.517 2015 7,37 4.656 4.905 861 1.144.055 2016 7,37 5.079 5.351 936 1.217.950 2017 7,37 5.537 5.832 1.017 1.288.056 2018 7,37 6.037 6.359 1.106 1.356.410 2019 7,37 6.585 6.935 1.202 1.427.677 2020 7,37 7.184 7.565 1.307 1.501.977 2021 7,37 7.840 8.255 1.422 1.552.374 2022 7,37 8.557 9.009 1.548 1.601.704 Growth(%) 7,14 9,04 9,03 8,70 5,48 C7.3. 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 Potensi panas bumi yang dapat dikembangkan sebesar 296 MWe terdapat di 5 lokasi yaitu Banyuwedang Buleleng, Seririt Buleleng, Batukao Tabanan, Penebel Tabanan dan Buyan-Bratan Buleleng6 . Kebutuhan bahan bakar 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. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi sebagian dari kebutuhan listrik Bali hingga tahun 2022, direncanakan tambahan pembangkit sebesar 611 MW yang terdiri dari pembangkit seperti diberikan pada Tabel C7.3 7 . 6 Sumber: Draft RUKN 2012-2031 7 Pembangkit di Bali hanya memenuhi sebagian dari kebutuhan, selebihnya akan dipasok dari Pulau Jawa melalui saluran transmisi. RUPTL 470 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C7.3. Rencana Pengembangan Pembangkit No Asumsi Pengembang Jenis Nama Proyek MW COD Status 1 Swasta PLTU Bali Utara/Celukan Bawang 130 2014 Konstruksi 2 PLN PLTMG Pesanggaran 50 2014 Rencana 3 PLN PLTMG Pesanggaran 50 2015 Rencana 4 PLN PLTMG Pesanggaran 50 2015 Rencana 5 PLN PLTMG Pesanggaran 50 2015 Rencana 6 Swasta PLTU Bali Utara/Celukan Bawang 125 2015 Konstruksi 7 Swasta PLTU Bali Utara/Celukan Bawang 125 2015 Konstruksi 8 Swasta PLTM Muara 1 2016 Pendanaan 9 Swasta PLTM Telagawaja 4 2016 Pengadaan 10 Swasta PLTM Sambangan 2 2016 Pengadaan 11 Swasta PLTM Ayung 2 2017 Rencana 12 Swasta PLTM Tukad Daya 8 2017 Rencana 13 Swasta PLTM Sunduwati 2 2017 Rencana 14 Swasta PLTM Telagawaja Ayu 1 2017 Rencana 15 Unallocated PLTP Bedugul 10 2019 Rencana Jumlah 611 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Diperlukan pembangunan GITET 500 kV di Bali dengan kapasitas sekitar 1.000 MVA seperti pada Tabel C7.4. Tabel C7.4. Rencana Pengembangan GITET No Gardu Induk Kapasitas COD Keterangan MVA 1 New Kapal/Antosari (GIS) 1000 2017 GITET Baru Jumlah 1.000 Selanjutnya untuk melayani konsumen diperlukan pengembangan GI/GIS 150 kV dan penambahan trafo di GI Eksisting dengan total kapasitas 1.605 MVA seperti ditampilkan dalam Tabel C7.5. Tabel C7.5 Pengembangan GI/GIS No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 1 GIS Bandara 150/20 kV 120 2013 2 Pesanggaran (GIS) 150/20 kV 0 2013 3 Kuta/Pemecutan 150/20 kV 60 2013 4 Baturiti 150/20 kV 15 2013 5 Payangan 150/20 kV 30 2013 6 Antosari 150/20 kV 30 2013 7 Pemaron 150/20 kV 60 2013 471 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C7.5. Pengembangan GI/GIS lanjutan No Gardu Induk Tegangan Kapasitas MVA COD 8 Negara 150/20 kV 30 2013 9 Negara 150/20 kV 30 2013 10 Gianyar 150/20 kV 60 2013 11 Kapal 150/20 kV 60 2013 12 Kapal 150/20 kV 60 2013 13 Nusa dua 150/20 kV 60 2013 14 Celukan Bawang 150/20 kV 60 2014 15 Kuta/Pemecutan 150/20 kV 60 2014 16 Pemaron 150/20 kV 60 2014 17 Sanur 150/20 kV 60 2015 18 Amlapura 150/20 kV 60 2015 19 Sanur II/Padang Galak 150/20 kV 60 2016 20 Kapal II/Tanah Lot (GIS) 150/20 kV 120 2017 21 Nusa Dua II/Pecatu 150/20 kV 120 2017 22 Gilimanuk 150/20 kV 30 2017 23 Baturiti 150/20 kV 0 2017 24 Gianyar II/Dawam 150/20 kV 60 2019 25 Payangan 150/20 kV 60 2019 26 Negara 150/20 kV 60 2019 27 Nusa Dua II/Pecatu 150/20 kV 60 2021 28 Nusa Dua II/Pecatu 150/20 kV 60 2022 29 Sanur II/Padang Galak 150/20 kV 60 2022 Jumlah 1.605 Pengembangan Transmisi Sejalan dengan visi pemerintah Provinsi Bali yaitu clean and greenmaka 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 sekitar 2.450 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, izin dari Kementerian Kehutanan dan Kementerian Lingkungan Hidup sudah terbit pada bulan April 2013. Transmisi 500 kV direncanakan beroperasi pada tahun 2016. SUTET yang diperlukan sepanjang 205 kms dengan kebutuhan dana sekitar 85 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C7.6. RUPTL 472 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) Tabel C7.6. Pembangunan SUTET 500 kV No Dari Ke Panjang kms COD 1 Segararupek Gilimanuk 20 2016 2 Gilimanuk New Antosari 185 2016 Jumlah 205 Selain Jawa - Bali Crossingjuga akan dikembangkan transmisi 150 kV di Bali sepanjang 611 kms seperti ditampilkan dalam seperti dapat dilihat pada Tabel C7.7. Tabel C7.7 Pembangunan Transmisi 150 kV No Dari Ke Tegangan Panjang kms COD 1 Kapal Pesanggaran 150 kV 17 2013 2 GIS Bandara tahap-1 Inc. Cable Nsdua-Psgrn 150 kV 10 2013 3 Jawa Bali 3,4 150 kV 12 2013 4 GIS Bandara tahap-2 Pesanggaran 150 kV 10 2014 5 Celukan Bawang Inc. (Pmron-Glnuk) 150 kV 12 2014 6 Kapal Celukan Bawang 150 kV 140 2014 7 Celukan Bawang PLTU Celukan Bawang 150 kV 2 2015 8 Antosari New Kapal 150 kV 54 2015 9 Antosari Kapal 150 kV 47 2015 10 Kapal Pemecutan Kelod 150 kV 28 2015 11 Kapal Baturiti 150 kV 76 2015 12 Negara Gilimanuk 150 kV 76 2015 13 Pemecutan Kelod Nusa Dua 150 kV 34 2015 14 Sanur II/Padang Galak Inc.(Gnyar-Sanur) 150 kV 1 2016 15 Kapal II/Tanah Lot (GIS) Inc. (Clk Bawang-Kapal) 150 kV 20 2017 16 Kapal II/Tanah Lot (GIS) Kapal 150 kV 54 2017 17 Nusa Dua II/Pecatu Bandara 150 kV 4 2017 18 Bedugul PLTP Baturiti 150 kV 4 2019 19 Gianyar II/Dawam Inc.(Kapal-Gianyar) 150 kV 10 2019 Jumlah 611 Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 686.187 pelanggan atau rata-rata 69 ribu pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah (JTM) 2.727 kms, Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sekitar 5.253 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 1.511 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C7.8 berikut. 473 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 Tabel C7.8. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun JTM (kms) JTR (kms) Trafo (MVA) Pelanggan Total Inv (Juta USD) 2013 270 620 135 76.000 42,4 2014 224 473 111 80.000 36,1 2015 305 551 143 72.538 43,4 2016 297 552 151 73.895 44,1 2017 288 552 160 70.106 44,4 2018 279 550 169 68.354 44,9 2019 271 552 179 71.267 46,1 2020 362 651 188 74.300 52,4 2021 227 386 134 50.397 34,7 2022 205 366 141 49.329 34,3 2013-2022 2.727 5.253 1.511 686.187 423 C7.4. Ringkasan Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan mulai dari pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi di Provinsi Bali sampai dengan tahun 2022 adalah USD 1,7 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi diperlihatkan pada Tabel C7.9. Tabel C7.9 Rangkuman Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi Juta USD Penjualan Energi (GWh) Produksi Energi (GWh) Beban Puncak (MW) Pembangkit (MW) Gardu Induk (MVA) T/L (kms) 2013 3.925 4.137 730 615 39 199 2014 4.271 4.500 792 180 180 162 338 2015 4.656 4.905 861 400 120 317 595 2016 5.079 5.351 936 7 60 206 153 2017 5.537 5.832 1.017 14 1.270 78 192 2018 6.037 6.359 1.106 0 0 45 2019 6.585 6.935 1.202 10 180 14 82 2020 7.184 7565 1.307 0 0 52 2021 7.840 8.255 1.422 60 0 37 2022 8.557 9.009 1.548 120 0 39 Jumlah 611 2.605 815 1.733 Analisis Risiko Lampiran D 477 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 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 antara lain disebabkan oleh : - Kesulitan 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. - Permasalahan perijinan dan persetujuan. Hal ini terkait dengan proses perijinan dan persetujuan yang melibatkan berbagai pihak, dan dapat berlarut-larut karena adanya berbagai kepentingan yang dapat mempengaruhi proses pengambilan keputusan. - Permasalahan pada fase konstruksi proyek. Hal ini terkait dengan masalah operasional, terutama aspek performancekontraktor, ketersediaan teknologi, sarana pembangunan, dan bencana alam. - Cost over-run. Hal ini menyebabkan biaya melebihi anggaran sehingga dapat mempengaruhi proses pembangunan dan kemampu-labaan Perusahaan. - Kesalahan desain. - Aspek keselamatan ketenagalistrikan. Hal ini terkait dengan keselamatan aset, tenaga kerja maupun masyarakat di lingkungan pembangunan. - Dampak lingkungan. Keberadaan instalasi Perusahaan berpotensi menimbulkan kerusakan lingkungan, yang kemudian dapat berdampak pada aspek-aspek lain, seperti masalah hukum. - Permasalahan 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, dengan penekanan pada: - Permasalahan 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. - Pengembang proyek IPP tidak memperoleh financial closurepada waktunya. 3. Risiko Prakiraan Permintaan Listrik Risiko 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 melakukan frauddengan membuat RUPTL 478 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) prakiraan permintaan listrik yang tinggi untuk menjustifikasi kelayakan proyek kelistrikan tertentu. - PLN terkena penalti dari kontrak energi primer (batubara, gas) jangka panjang akibat penghentian operasi beberapa pembangkit idle. Prakiraan beban lebih rendah dari realisasi permintaan, maka risiko 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. - 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 80 per ton, harga gas alam USD 7 per mmbtu dan harga crude oilUSD 100 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 periode 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 marginterlalu tinggi Dampak yang timbul adalah over capacityyang terjadi apabila semua proyek yang direncanakan berjalan baik dan selesai tepat waktu. Jika over capacitybenar-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 debtke 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. 479 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 - 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 energi 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. 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 accessjaringan 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. 11. Risiko Pendanaan Pendanaan investasi di Bidang ketenagalistrikan akan terus tumbuh seiiring pertumbuhan ekonomi. Keterbatasan pendanaan internal PLN telah mendorong pencarían dana dari eksternal/lender. Risiko pendanaan terkait dengan covenantyang menjadi perhatian lender. RUPTL 480 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 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 adalah sebagai berikut. 1. Mitigasi risiko keterlambatan proyek-proyek PLN - Memanfaatkan pasar modal, lembaga keuangan bilateral/multilateral dan APBN dalam pendanaan proyek-proyek PLN. - Meningkatkan kemampuan PLN dalam menghasilkan dana internal (mengupayakan terus harga jual listrik memberikan marginyang memadai). - Mencari Dukungan/garansi Pemerintah dalam upaya memperoleh pendanaan untuk proyek PLN dan dalam bermitra dengan IPP. - Mengembangkan model project financedimana EPC Contractorsjuga membawa pendanaan proyek. - Meningkatkan koordinasi penyiapan prasarana untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan penyelesaian pembangunan proyek. - Meningkatkan kerjasama dengan pihak-pihak terkait dalam pengurusan perijinan dan persetujuan untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan perijinan dan persetujuan. - Melaksanakan proses tender yang kompetitif dan transparan supaya dapat memperoleh kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performanceinstalasi. - Memilih kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performanceinstalasi. - Menerapkan proyek manajemen yang baik untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost overrun, dan tidak tercapainya performanceinstalasi. - Menggunakan engineering designeryang berkualitas untuk meminimalisasi kesalahan desain. - Meningkatkan kualitas survey, antara lain penyelidikan tanah untuk mengurangi kesalahan desain dan cost overun. - Menyusun dan menerapkan SOP untuk keselamatan ketenagalistrikan untuk mengurangi dan mengendalikan risiko keselamatan ketenagalistrikan. - Menerapkan peraturan mengenai lingkungan secara konsisten supaya Perusahaan terhindar dari risiko dampak lingkungan dan masalah sosial. - Meningkatkan hubungan masyarakat untuk mengurangi masalah sosial. - Meningkatkan kompetensi staf dan unit kerja hubungan masyarakat untuk meningkatkan hubungan dengan masyarakat. 2. Mitigasi risiko keterlambatan proyek-proyek IPP - Mengembangkan IPP hanya dipilih yang benar-benar memiliki kemampuan. - Meningkatkan koordinasi penyiapan prasarana untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan penyelesaian pembangunan proyek. - Meningkatkan kerjasama dengan pihak-pihak terkait dalam pengurusan perijinan dan persetujuan untuk mengurangi kemungkinan keterlambatan perijinan dan persetujuan. 481 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 - Melaksanakan proses tender yang kompetitif dan transparan supaya dapat memperoleh kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi. - Memilih kontraktor yang berkualitas untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost over-run, dan tidak tercapainya performance instalasi. - Menerapkan proyek manajemen yang baik untuk mengurangi keterlambatan pembangunan, cost overrun, dan tidak tercapainya performanceinstalasi. - Memilih engineering designeryang berkualitas untuk meminimalisasi kesalahan desain. - Meningkatkan kualitas survey, antara lain penyelidikan tanah untuk mengurangi kesalahan desain dan cost over run. - Menyusun dan menerapkan SOP untuk keselamatan ketenagalistrikan untuk mengurangi dan mengendalikan risiko keselamatan ketenagalistrikan. - Menerapkan peraturan mengenai lingkungan secara konsisten supaya Perusahaan terhindar dari risiko dampak lingkungan dan masalah sosial. - Meningkatkan hubungan masyarakat untuk mengurangi masalah sosial. - Meningkatkan kompetensi staf dan unit kerja hubungan masyarakat untuk meningkatkan hubungan dengan masyarakat. 3. 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) mereviewdan 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. - Mengefekti an demand side management(DSM), termasuk 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. - Mempercepat penyelesaian proyek-proyek pembangunan pembangkit dan transmisi/distribusi, - Mendorong percepatan investasi untuk pembangunan pembangkit baru. - Secara periodik (tahunan) mereviewdan memperbaharui perhitungan prakiraan kebutuhan listrik dengan menggunakan parameter terbaru yang lebih akurat. - Mendorong pembelian listrik dari excess power, pembangkit skala kecil. RUPTL 482 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 4. Mitigasi risiko harga dan ketersediaan energi primer - Membuat kontrak jangka panjang dengan penyedia energi primer untuk memastikan ketersediaannya pada saat instalasi siap beroperasi. - Mengintegrasikan hulu untuk menjamin ketersediaan sumber energi primer. - Mensertifikasi sumber gas yang memasok pembangkit. 5. 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 margin-nya mencapai 50% pada tahun 2014, untuk menyerap kapasitas yang ada dapat dilakukan pengiriman energi listrik ke Pulau Jawa melalui sistem interkoneksi HVDC Jawa - Sumatera maupun energy exchangedengan sistem peninsular Malaysia menggunakan HVDC link. 6. Mitigasi risiko likuiditas - Mengusulkan mekanisme pencairan subsidi yang lebih efektif untuk mengurangi periode pencairan subsidi. - Menyusun Investasi peralatan secara lebih efektif untuk mengurangi jumlah dan nilai aset tidak produktif yang harus dilikuidasi. 7. Mitigasi risiko produksi/operasi - Membuat kontrak jangka panjang dengan penyedia energi primer untuk memastikan ketersediaannya pada saat instalasi siap beroperasi. - Meningkatkan operasi dan pemeliharaan untuk mengurangi kemungkinan terjadi kerusakan peralatan/ fasilitas operasi. - Menerapkan SOP dan pelatihan untuk mengurangi kemungkinan terjadinya kesalahan manusia dalam menggunakan peralatan/fasilitas. 8. Mitigasi risiko bencana - Menggunakan asuransi untuk risiko tertentu, baik risiko bencana alam maupun risiko bencana akibat ulah manusia. - Meningkatkan pengawasan dan pengamanan untuk mengurangi kemungkinan terjadi bencana karena ulah manusia. - Meningkatkan pengawasan dan pengamanan untuk mengurangi kerugian bila bencana alam terjadi. Peningkatan komunikasi dan citra perusahaan untuk mengurangi kemungkinan kerusakan akibat ulah manusia, seperti sabotase. 9. Mitigasi risiko lingkungan - Melakukan 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. - Menerapkan sistem manajemen lingkungan yang lebih baik dan memenuhi persyaratan yang berlaku supaya perusahaan terhindar dari masalah limbah, polusi, dan kebisingan. 483 Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero) 2013 - 2022 10. Mitigasi risiko regulasi - Meningkatkan komunikasi dengan pihak terkait supaya pross penyesuaian tarif sejalan dengan rencana. - Mengembangkan tarif supaya sejalan dengan perkembangan kondisi keuangan Pemerintah sehingga dapat memperkecil ketidakpastian subsidi. 11. Mitigasi risiko Pendanaan - Meningkatkan komunikasi dengan pemerintah selaku pemegang saham terkait keterbatasan pendanaan oleh PLN dalam mengembangkan ketenagalistrikan nasional guna memperoleh struktur pendanaan yang lebih baik. - Menjaga covenanttetap berada dalam batasan aman bagi lender. - Melakukan prioritas investasi sesuai batasan ketersediaan pendanaan.