RUPTL 2011-2020
April 3, 2017 | Author: Pasopati Made | Category: N/A
Short Description
Download RUPTL 2011-2020...
Description
RENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK
PT PLN (PERSERO) 2011 20 11 - 2020 2020
PLTA Koto Panjang, Sumatra
Electricity for a better life
MEI{TERIENERGIDAN$UMBERDAYAMINERAL R E P U B L I KI N D O N E S ! A KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA N O M O R: 3 3 1 4 R / Z L / M E M / 2 O L L TENTANG PENGESAHAN RENCANA USAHA.PENYEDIAAN
TENAGA L1STRIK pr pLN (PERSERO) TAHUN2oli S.b. 2o2o
MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA, Membaca : Surat Direktur pT p_LN Utama -oe'"embe, (persero) Nomor ianggal_
o-20 99q?ql1q1lq$y!/,?94 2orr, Nomor o4o32/101/DTRUT'1?9]] D;;;*u"i *dnEE4 2oir,'"i", Nomoro4Lo2/ Dryur/2oTT-R t"s;;";8-pt Desember 2o1r ,ro1i penlJsahan perihal permbhonin -a-----E-pLN r\vr 2oII
- 2o2O;
.
nu-frir s
(persero)
r
Menimbang : a. bahwa sehrrlnnqg._q."?gan telah terjadi. pelgb_ahan yang signifikan
p?da sektor d""gi .!Girii,'il#r.a RUprL Tdhun 2O1Os.d. 2019 sebagaimanE-b";;;'^ili;.;;f aitetaptan-aaUm - Keputusan "s
Menteri Egglgi- aan uml-& i,iorri5.*id i o 20/ M'ry.p.olg tanggaia +/ iii,' p.rrr disesuaikan ..1.,-rf'fo -b dengan perkembangan"Situ""i t..kiii^vr
b. bahwa berdasarkan pertimb.angan sebagaimana dimaksud dalam huruf a dan' sesuai kEtentuan" pasai -spemerintah--Ntmor Peraturan 10 "v"i"[gl ?"ii"lig Penyediaan dan pemanfaatan Tenag"i"tu"--r^gs"9 uJtiit*"u"g""i*i". telah dua kari diubarr teralihi"i -t-006, a.rrg"r, peraturan Pemerintah -Nomor 26 fahu'' -aln -fii"#;-bivi" menetapkan ilrru Keputusan
Menterionergi
na'ifi1,ftr penggse.han Renc?na usat a--eenyed.iaan Tenasa Listrik-pT elNr perslrol-i"i.,rn tentans
2of i .la.-zoZo;
Mengingat
:
1. Vndang-undl5rg zoog tentanry ._Nomor g0 Tahun KetenaEalistrikin (r,emEaian Negara RI Tahun 2oog wo*o? 13S,Talmbahant emUaian rv.g"r? ni N;;;; 5oS2); 2. Peraturan pemerintah Nomor 10 Tahun 19g9 . tentansr dan pemanialtan {;"ag-" ii"t.if, "ir,";t## lgnvediaan NegaraRI-Tahun 19g9 Nomor z4,Tamiahan Lembaran
Nes?{qRtrNomor3s94)sebagaim;"4;J;i;
arr" r."ri-airb;i, terakhir dengan peraturan Femerlnl"r, irio*o r 26 Tahun Negara RI rahun-- iooo Nomor s6 ?ooq .(Lembaran Tambahan Lembaran lVegaraRI fvomoi+OZ-S); 3. Keputusan presiden Nomor s9/p rahun 2orr tanggal 18 Oktober 2OIl; 4. Peraturan Me$91i Energi dan sumber Daya Minerar Nomor 18 Tahun 2oLo tentz.ng_organis""T'-d"r, Tata Keria "sum6ei- D;y"Kementerian, Er?ryi Mir"rlj* (e^"iit" ^{*" NegaraRI Tahun 2d'10Nomor Sd2it 5- Keulfrrs.an
-2 5. [gpltgqqt] {Iglteri Energi dan sumber Dava Mineral Nomor o.v" *',b zooa' t" / 20o8 fangs3113_ _N 722?^\ l?IUmum / Me\4 Kencana Ketenagalistiikan Nasional; ", "1;s MEMUTUSKAN: Menetapkan
KEPUTUSANMENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG PENGESAHAN RENCANC U-S-NHA PENYEDiAAN TENAGALISTRIK PT PLN (PERSEROIrNH_UNi-ibN S.b. 'b'0._'
KESATU
Tenaga Listrik pr \{e3sgrahkan Rencana usaha p^eny_ediaan (ne_rsero) Tahun 2orr s.d,. 2otio tercantum fl,,n oaram Lampran- yang. merupakan ""tj"e.imana bagiantidak terpisahkan r dari Keputusan nAdnteiiini.
KEDUA
PT. .PLN (Persero) meny?Fpaikan raporan perkembansan ^listrik pelg.ksqn?an usahh penyi:aiaan tenaga J;-;;;;t";; pg.ti"p 3 (tiga).butan tcepladaMenteri E;.rgi A;" s-"*b.iij"y; Mineral c.q. Direktur Jenderar Ketenagalist?ikan.
KETIGA
Pjtg"tl {itetapkannya^ Keputusan Menteri ini, Keputusan -Jufinaya fr{ineiat -t.irtl"g Nomdr 20;6 Vg$".fi-_pnergi dan Sumber tanggal pengesahan 8 icjrcj f/20/ME\4/2o10^ Rencana usaha ^p^enye"d'iaan tenaga r,i"tril.--pr pLN (persero) Tahun2010s.d.
2019dicabutaa"?inv"tar."" tia"r. u"ii"r.i,]'",
KEEMPAT
Keputusan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan.
,
Ditetapkan di Jakarta pada tanggal 30 Desember 2OIL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA. trd. JERO WACIK
Tembusan: ^1. Menteri Dalam Negeri 2. Menteri Nesara peiencanaan pembangul?n Nasionar/Kepala.Bapp.enas 3. sekretaris Jenderet;_L(";;nierian Bnergi dan. sumber Dava Mrnerar 4. InspekturJenderar,'
t
Kementlrian
J ff;#; fi#i riiir,"..r ktur .rend'eiaf ai il iiir.'rne-"LrgT fi *",. d #; E san sumber Daya il^llt Bl'e " ":lJi'dll.,, Para
6. Gubernur di seluruh Indonesia 7 . l?tq Bup_atilWalikotadi seluruh Indoesia B . Drrektur Utama PT pLN (persero) Salinansesuaidenganaslinya
PT PLN (PERSERO)
KEPUTUSANDIREKSTPT PLN (PERSERO)
NOMOR:1483 .K//D|R/2011
TENTANG RENCANA USAHA PENYEDIAANTENAGA LISTRIK(RUPTL) PT PLN (PERSERO)TAHUN 2011 -2020
PT PLN(PERSERO) DTREKST Menimbang
Mengingat
bahwa MenteriEnergi dan Sumber Daya Mineraltelah mengesahkan Nasional(RUKN) pada tanggal 13 RencanaUmum Ketenagalistrikan November2008;
:a
.4
.
b.
untukmenyediakan rencanaPemerintah bahwadalamrangkamendukung tenaga listrik bagi masyarakatIndonesiasesuai RUKN sebagaimana telahmembuat dimaksuddalamhurufa di atas,maka PT PLN (Persero) rencana pengembanganketenagalistrikanyang terpadu dengan di memperhatikanaspirasi masyarakatdelam sektor ketenagalistrikan seluruhlndonesiayang dituangkandalam RencanaUsaha Penyediaan TenagaListrik(RUPTL)PT PLN(Persero)Tahun2011-2020;
c.
bahwa RencanaUsaha PenyediaanTenaga Listrik(RUPTL)PT PLN (Persero) sebagaimana dimaksuddalamhurufb di atas, Tahun2011-2020 perluditetapkan denganKeputusanDireksiPT PLN(Persero).
Rl Nomor19 Tahun2003 tentangBadanUsahaMilik Undang-Undang Negara; Terbatas; Rl Nomor40 Tahun2007tentangPerseroan 2 . Undang-Undang Rl Nomor30 Tahun2009tentangKetenagalistrikan; 3 . Undang-Undang dan Rl Nomor10 Tahun1989tentangPenyediaan 4 . PeraturanPemerintah telahdiubahdenganPeraturan TenagaListriksebagaimana Pemanfaatan Rl Nomor Pemerintah Rl Nomor 3 Tahun2005dan Peraturan Pemerintah 26 Tahun2006; Bentuk Rl Nomor23Tahun1994tentangPengalihan Peraturan Pemerintah 5. Perseroan (Perum) Perusahaan Negara Menjadi Listrik Perusahaan Umum (Persero); 6. PeraturanPemerintahRl Nomor 45 Tahun 2005 tentang pendirian, BadanUsahaMilikNegara; Pengawasan dan Pembubaran Pengurusan, 7. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor |; istrikanNasiona tentang RencanaUmum Ketenagal 2682.K21IMEM/2008 8. AnggaranDasarPTPLN(Persero); 9. KeputusanMenteri Negara Badan Usaha Milik Negara Nomor KEPjis KeputusanMenteriNegaraBadan Usaha Milik Negara 58/MBU/2008 dan KeputusanMenteriNegaraBadan Usaha Nomor KEP-25AMBU|2O09 tentang Pemberhentiandan Milik Negara Nomor KEP-2'2A/MBUI2A11 Pengangkatan Anggota-Anggota Direksi Perusahaan Perseroan PT PerusahaanListrikNegara; tentang DireksiPT PLN (Persero)Nomor001,1(030/DlR/1994 1 0 . Keputusan PemberlakuanPeraturan Sehubungan Pengalihan Bentuk Hukum Perusahaan; tentang 1 1 KeputusanDireksiPT PLN (Persero)Nomor 304.}30 MVA 20,63 20 49%
16,07 38%
12,10 28%
14,36 34%
15,35 36%
16,87 40%
19,19 90%
Uprate 10-30 20,85 55%
23,31 61%
21,34 56%
23,56 62%
24,52 64%
25,98 68%
20
Uprate 15-30 27,36 15 54%
60
Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 2) No.
Gardu Induk
Kapasitas Trafo MVA MVA
18 LUBUKLINGGAU
150/20
150/20 150/20
2x30 60
150/20 150/20
2x30 60
21 GUNUNG MEGANG
150/20
30
1 GI Kenten
150/20 150/20
60 60 120
20 GUMAWANG
2012 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2013 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2014 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2015 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2016 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2017 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2018 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2019 Add Peak Trafo Load (MW) (MVA)
2020 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
30 20 50
19 BETUNG
2011 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
Uprate 20->60 49,60 40 65%
166
54,85 72%
56,37 74%
61,55 48%
24,79 49%
27,63 54%
21,91 43%
20,22 40%
28,32 56%
30,90 61%
34,72 68%
38,27 50%
Relokasi 30 MVA ex Baturaja 30,90 60 34,72 40% 45%
28,32 111%
3 JAKABARING / KEDUKAN EXT 150/20
60
69,59 55%
74,35 58%
67,72 53%
73,26 57%
79,74 63%
23,72 47%
25,54 50%
28,19 55%
30,84 60%
34,01 44%
42,17 55%
39,80 52%
42,37 55%
44,89 59%
47,79 62%
50,62 66%
38,27 50%
42,17 55%
34,22 45%
33,04 43%
33,95 44%
35,56 46%
37,11 49%
46,27 45%
52,42 51%
59,39 58%
64,02 63%
70,07 69%
76,31 50%
83,52 55%
90,96 59%
12,59 25%
13,85 27%
15,23 30%
16,75 33%
18,43 36%
20,27 40%
22,30 44%
24,53 48%
12,69 50%
13,81 54%
15,01 59%
16,32 64%
17,63 69%
19,04 37%
18,38 36%
19,66 39%
21,04 41%
22,51 44%
24,09 47%
25,77 51%
27,58 54%
16,54 65%
17,36 34%
18,23 36%
19,14 38%
20,10 39%
10,52 41%
11,26 44%
12,04 47%
12,89 51%
13,79 54%
13,05 51%
13,97 55%
14,94 59%
15,99 63%
30
60
86,19 68%
30
37,19 49%
60 4 KAYU AGUNG
150/20
30
5 TANJUNG API-API
150/20 150/20 Total
30 30 60 0%
6 SUNGAI LILIN
150/20
30
7 MUARA DUA
150/20
30
8 MUARA RUPIT
150/20
30
16,05 31%
17,17 34%
15,00 59%
dari GI Betung
15,75 62% dari GI Baturaja 9,83 39%
30
30
20,56 40%
Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 3) No.
Gardu Induk
Kapasitas Trafo MVA MVA
9 SEKAYU
150/20
30
10 TEBING TINGGI
150/20
30
11 GIS Kota I
150/20
60 60 120
12 Martapura
150/20
2011 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2012 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
150/20
2014 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 10,5 41% 12,7 50%
2015 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 11,2 44% 13,5 53%
2016 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 12,0 47% 14,3 56% 0,0%
-
167
MVA
1.082
TOTAL PEAK GI
MW
694,23
85
745,91
1.532
Persentase pembebanan PEAK SISTEM INT. SUMSEL Diversity Factor
% MW
75,48 627,00 1,11
57,28 697,15 1,07
450
1.907 818,47 50,49 767,43 1,07
375
2018 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 13,7 54%
2019 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 14,7 58%
2020 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 15,7 30 31%
15,1 59% 55,9 54,8%
16,1 63% 60,8 59,6%
17,0 67% 66,5 65,2%
18,0 35% 72,4 47,3%
14,7 49% 14,0 55% 2.447 240
15,6 52% 15,9 62% 2.642 195
16,6 55% 17,5 69% 2.702
17,6 59% 19,1 30 38% 2.942 240
2.147
904,08
1008,61
1071,46
1144,86
1228,64
1325,28
1422,62
50,96 843,40 1,07
55,27 930,54 1,08
57,12 998 1,07
55 1.070 1,07
55 1.147 1,07
58 1.238 1,07
57 1.335 1,07
-
30
Total Kap. Terpasang GI
2017 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 12,8 50%
masuk di 2016 13,8 46% 10,0 39% 60 2.207 60
30 -
13 Pendopo
2013 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA) 9,8 38%
2.087
180
60
30 60
Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 4) No.
Kapasitas Trafo MVA
Gardu Induk
MVA 1 SUKAMERINDU
2 PEKALONGAN
168
3 TES
70/20 70/20 70/20
15 30 30
Total
75
70/20 70/20 150/20 Total
5 10 30 15
70/20
5 15
150/20
30
2011 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
74,87 98%
28,81 38%
19,95 , 78%
23,27 , 91%
24,40 , 48%
4,12 32%
4,33 34%
3,92 31%
-
150/20
3 Sukamerindu 2 / Pulau Baai
150/20 150/20 Total
60 60 120
150/20
30
2015 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2016 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2017 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2018 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2019 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2020 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
33,39 44%
24,65 32%
26,09 34%
29,69 39%
31,42 41%
33,82 44%
36,40 48%
27,93 , 55%
28,69 , 56%
29,17 , 57%
32,45 , 64%
32,99 , 65%
34,24 , 67%
35,54 , 70%
4,54 36%
4,77 37%
5,01 39%
5,26 41%
5,52 43%
5,80 45%
6,09 48%
21,52 42%
22,97 45%
24,52 48%
17,56 34%
18,67 37%
19,85 39%
21,12 41%
14,01 55%
14,71 58%
15,45 61%
81,61 53%
87,34 57%
93,49 61%
13,60 53%
14,56 57%
15,58 61%
9,29 36%
10,00 39%
10,77 42%
0%
18,90 74%
20,17 40%
150/20
30
0%
0%
0%
0%
12,10 47%
12,71 50%
13,35 52%
54,24 53%
61,66 60%
65,51 64%
69,20 68%
77,26 50%
0%
0%
10,92 43%
11,53 45%
12,88 50%
30
0%
5 GI BinTuhan
30
2014 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
mundur ke 2012
2 Muko-Muko Ditarik dari argamakmur
g 4 GI ArgaMakmur
2013 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
71,10 93%
USULAN GI BARU 150/20 KV 1 MANNA / MASSAT
2012 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
60
GI Bin Tuhan Masuk 8,62 34%
30
Total Kap. Terpasang GI Total Kap.Terpasang Pembangkit
MVA MW
120 -
TOTAL PEAK GI Persentase Pembebanan PEAK SISTEM BENGKULU Diversity Factor
MW % MW
94,97 94 97 93,11 85,92 1,11
-
150 121,16 121 16 95,03 108,67 1,11
30
330 131,94 131 94 47,04 117,18 1,13
180
330 149,04 149 04 53,14 132,61 1,12
-
360 169,63 169 63 55,43 152,87 1,11
30
360 178,22 178 22 58,24 161,16 1,11
-
450 188,45 188 45 49,27 170,91 1,10
90
450 197,83 197 83 51,72 180,04 1,10
-
450 210,32 210 32 54,99 191,35 1,10
-
450 223,67 223 67 58,48 203,05 1,10
-
Capacity Balance GI S2JB (lanjutan (l j 5)) No.
Gardu Induk
Kapasitas Trafo MVA MVA
1 JAMBI (AUR DURI)
2012 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
Total
30 30 30 60
150/20 150/20 Total
60 60 120
3 MUARA BUNGO
150/20
30 30 60
45,75 90%
4 BANGKO
150/20
30
27,22 107%
UAI P3BS 30,48 60 40%
5 GI. MUARA BULIAN
150/20
30
19,41 76%
UAI P3BS 22,87 60 30%
USULAN GI BARU 150/20 KV 1 GI SABAK
150/20
30
2 PAYO SELINCAH
150/20 150/20
2011 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
169
3 GI KUALA TUNGKAL
150/20
150/20
30
30
2014 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2015 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2016 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2017 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2018 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
2019 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
45,67 90%
UAI P3BS 51,74 60 51%
46,92 46%
54,10 53%
58,17 57%
62,84 62%
67,51 66%
76,54 75%
UAI P3BS 86,57 60 57%
95,78 63%
104,66 68%
111,85 73%
120,17 79%
128,42 63%
55,96 55%
58,75 58%
62,04 61%
65,12 64%
69,15 45%
27,56 36%
29,10 38%
30,95 40%
32,68 43%
34,99 46%
37,46 37%
27,88 36%
29,21 38%
30,76 40%
32,22 42%
34,10 45%
36,10 47%
11,33 44%
11,65 46%
12,04 47%
12,38 49%
12,86 50%
13,36 26%
13,88 54%
14,21 56%
14,47 57%
14,89 58%
0
0
0
15,31 60 03 60,03
51,22 100%
0%
2 GI SAROLANGUN
2013 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
49,25 48%
0%
33,29 44%
24,82 32% dimundur ke 2013 10,28 40%
0,00 0%
0%
0%
0
0
0
660
-
660
-
77,04 50%
30
37,81 49% 30
13,74 27%
-
15,32 60%
15,60 31%
30
15,90 62 36 62,36
16,52 64 78 64,78 1.020
720
870
930
260,3
295,1
312,6
333,0
352,8
393,3
420,9
452,1
%
84,15 194,29 1,10
52,91 220,76 1,10
48,62 236,58 1,10
52,61 269,67 1,09
55,72 285,45 1,10
59,4 304 1,10
57,65 322,34 1,09
53,18 359,50 1,09
53,24 383,51 1,10
52,14 413,90 1,09
3.167 1.490,8 1 490 8 1.368,9 1,09
3.227 1.582,7 1 582 7 1.462,6 1,08
3.617 1.686,1 1 686 1 1.563,3 1,08
3.962 1.820 1 820 1.687 1,08
4.082 1.956 1 956 1.813 1,08
-
60
39,55 39%
242,9
3.077 1.348,2 1 348 2 1.245,7 1,08
30
73,42 48%
300
2.867 1.210,7 1 210 7 1.121,2 1,08
660
166,50 65%
214,6
2.222 1.109,9 1 109 9 1.026,6 1,08
90
149,80 73%
MW
1.502 1.003,8 1 003 8 907,2 1,11
630
60
85,33 56%
MVA
MVA MW MW
240
0
138,70 68%
79,48 52%
TOTAL PEAK GI
PLN WS2JB Kapasitas terpasang GI PEAK GI WS2JB PEAK SISTEM S2JB DIVERSITY FACTOR
540
dimundur ke 2014 13,63 53%
60
60
Total Kap terpasang GI Persentase Pembebanan PEAK SISTEM JAMBI Diversity Factor
-
60
73,27 48%
2020 Peak Add Load Trafo (MW) (MVA)
4.412 2.098,4 2 098 4 1.952 1,07
Capacity Balance GI Lampung Kapasitas No.
Gardu Induk
Trafo
2011
MVA MVA
1
TARAHAN Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo
2
TELUK BETUNG Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo
3
NATAR Terpasang B b P Beban Puncak k Pembebanan Trafo
170
4
SUTAMI Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo
5
KALIANDA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo
6
GI TEGINENENG
Peak
2014 Add
Peak
2015 Add
Peak
2016 Add
Peak
2017 Add
Peak
2018 Add
Peak
2019 Add
Peak
2020 Add
Peak
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
doad
Trafo
Load
Trafo
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
(2x30)
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
MW
35,51
41,88
43,30
41,04
41,37
41,09
40,41
39,27
37,65
35,43
%
69,6%
82,1%
84,91%
80,5%
81,1%
80,6%
79,2%
77,0%
73,8%
69,5%
150/20 MW
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
(1x60)
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
MW
(1x60)
% 150/20 MW
72,91
86,18
86,40
89,32
77,38
81,37
67,07
70,26
73,56
76,86
71,5%
84,5%
84,7%
87,6%
75,9%
79,8%
65,8%
68,9%
72,1%
75,4%
60
60
120
120
120
120
120
120
120
120
120
(2x30)
51,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
MW
40 78 40,78
49 06 49,06
%
80,0%
48,1%
150/20 MW
60
60
60
60
52 87 52,87
56 86 56,86
49 79 49,79
39 91 39,91
39 74 39,74
40 87 40,87
42 26 42,26
43 74 43,74
51,8%
55,7%
48,8%
39,1%
39,0%
40,1%
41,4%
42,9%
60
60
60
90
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
76,5
MW
28,71
34,06
36,53
39,10
41,49
43,66
%
56,3%
66,8%
71,6%
76,7%
81,4%
57,1%
150/20 MW
(2x30)
90 30
90
90
90
76,5
76,5
76,5
76,5
45,86
48,08
50,36
52,65
59,9%
62,8%
65,8%
68,8%
30
30
60
60
60
60
60
60
60
60
60
(1x30)
25,5
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
MW
22 19 22,19
26 67 26,67
%
87,0%
52,3% 70
28 73 28,73
30 89 30,89
22 15 22,15
23 38 23,38
29 09 29,09
30 57 30,57
32 09 32,09
33 61 33,61
56,3%
60,6%
43,4%
45,8%
57,0%
59,9%
62,9%
65,9%
70
110
150
150
150
(2x20)
59,5
59,5
59,5
93,5
93,5
93,5
93,5
127,5
127,5
127,5
(1x30)
45,49
54,79
59,08
63,56
40
67,71
71,49
75,31
79,16
40
83,13
87,12
76,5%
92,1%
99,3%
68,0%
*2)
72,4%
76,5%
80,5%
62,1%
*2)
65,2%
68,3%
GI ADIJAYA
70
30
MW %
70
110
110
110
Total
30
30
60
60
60
90
90
90
90
90
90
Terpasang
MW
(1x30)
25,5
51,0
51,0
51,0
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
Beban Puncak
MW
28,16
34,37
%
110,4%
67,4%
GI MENGGALA
Total
50
50
30
50
37,23
40,21
42,98
73,0%
78,8%
56,2%
50
50
50
30
45,50
48,05
50,62
53,27
55,92
59,5%
62,8%
66,2%
69,6%
73,1%
90
90
90
90
90
Terpasang
MW
(1x20)
42,5
42,5
42,5
42,5
42,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
Beban Puncak
MW
(1x30)
37,89
28,49
31,50
34,66
37,58
39,88
40
42,54
45,23
48,00
50,78
89,2%
67,0%
74,1%
81,5%
88,4%
52,1%
*2)
55,6%
59,1%
62,7%
66,4%
GI SRIBAWONO
% 150/20
50
50
50
90
90
90
90
90
90
90
120
Terpasang
MW
(1x20)
42,5
42,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
102,0
Beban Puncak
MW
(1x30)
BUKIT KEMUNING
%
33,13
41,30
45,07
40
49,00
49,66
52,80
55,96
59,15
62,45
65,75
30
77,9%
97,2%
58,9%
*2)
64,1%
64,9%
69,0%
73,2%
77,3%
81,6%
64,5%
*3)
Total
30
Terpasang
MW
(1x30)
25,5
76,5
Beban Puncak
MW
32,73
40,65
%
128,3%
53,1%
Pembebanan Trafo
Add
Load (MW)
MW
Pembebanan Trafo 10
2013 Add
Total
Pembebanan Trafo 9
Peak
Terpasang
Pembebanan Trafo 8
2012 Add
Beban Puncak Pembebanan Trafo 7
150/20 MW
Peak
30
90
90 60
90
90
90
90
90
90
90
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
48,86
40,98
43,99
46,26
49,00
51,76
54,62
57,48
63,9%
53,6%
57,5%
60,5%
64,1%
67,7%
71,4%
75,1%
Capacity Balance GI L Lampung (l j (lanjutan 1) Kapasitas No.
Gardu Induk
Trafo
2011
MVA MVA
11
2016 Add
Peak
2017 Add
Peak
2018 Add
Peak
2019 Add
Peak
2020 Add
Peak
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
doad
Trafo
Load
Trafo
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
80
120
120
120
120
120
120
180
68,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
153,0
Beban Puncak
MW
51,95
40
68,20
71,13
73,61
40
80,14
69,09
73,93
78,81
83,85
88,90
%
76,4%
*2)
100,3%
104,6%
72,2%
*2)
78,6%
67,7%
72,5%
77,3%
82,2%
58,1%
Total
50
Terpasang
MW
(1x20)
42,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
Beban Puncak
MW
(1x30)
44,92
44,95
40
48,25
41,01
38,67
40,72
42,79
44,88
47,04
49,20
105,7%
58,8%
*2)
63,1%
53,6%
50,6%
53,2%
55,9%
58,7%
61,5%
64,3%
PAGELARAN
GI METRO
%
50
90
90
90
90
90
90
90
90
90
Total
50
50
50
90
90
90
90
90
90
90
90
Terpasang
MW
(1x30)
42,5
42,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
Beban P Puncak ncak
MW
(1 20) (1x20)
171
GI NEW TARAHAN
GI SUKARAME
% 150/20 MW
30
28 81 28,81
32 07 32,07
33 56 33,56
40
35 13 35,13
36 58 36,58
37 90 37,90
39 23 39,23
40 58 40,58
41 97 41,97
43 36 43,36
67,8%
75,4%
43,9%
*2)
45,9%
47,8%
49,5%
51,3%
53,0%
54,9%
56,7%
30
60
25,5
51,0
MW
19,73
23,39
%
77,4%
45,9%
(1x30)
60 30
60
120
51,0
51,0
102,0
25,63
36,67
42,49
50,2%
71,9%
41,7%
60
120
120
102,0
102,0
102,0
102,0
102,0
47,70
53,07
58,59
120
64,37
120
70,29
120
46,8%
52,0%
57,4%
63,1%
68,9%
150/20
30
30
30
60
60
60
60
60
60
120
120
Terpasang
MW
(1x30)
25,5
25,5
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
102,0
102,0
Beban Puncak
MW
21 19 21,19
25 14 25,14
33 82 33,82
40 39 40,39
44 16 44,16
43 53 43,53
34 51 34,51
38 20 38,20
42 36 42,36
%
83,1%
98,6%
66,3%
79,2%
86,6%
85,4%
67,7%
74,9%
41,5%
GI BLAMBANGAN UMPU
30
MW
(1x30)
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
MW
6,74
8,37
9,12
9,91
10,63
11,30
11,97
12,64
13,34
14,04
%
26,4%
32,8%
35,8%
38,9%
41,7%
44,3%
46,9%
49,6%
52,3%
55,0%
GI LIWA
30
30
30
30
60
60
60
60
60
60
60
25,5
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
MW
, 19,17
23,47 ,
25,45 ,
27,53 ,
%
75,2%
92,0%
99,8%
54,0%
150/20 MW
30
30
30
29,45 ,
31,20 ,
32,96 ,
34,74 ,
36,58 ,
38,43 ,
57,7%
61,2%
64,6%
68,1%
71,7%
75,3%
30
30
30
30
30
30
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
MW
10,69
11,36
11,96
12,57
13,18
13,81
14,45
%
41,9%
44,5%
46,9%
49,3%
51,7%
54,2%
56,7%
150/20
30
30
30
30
30
30
30
30
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
18,29
19,43
20,58
21,74
11,82
12,44
71,7%
76,2%
80,7%
85,2%
46,4%
48,8%
MW
Beban Puncak
MW
17,03
%
66,8%
GI ULU BELU
30
30
30
Terpasang Pembebanan Trafo
30
25,5
Beban Puncak
Pembebanan Trafo
30
30
MW
Terpasang
30
25,5
Terpasang
Beban Puncak
30
46 99 46,99 46,1%
150/20
GI KOTA AGUNG
30
60
Terpasang
150/20
30
30
Beban Puncak
GI SEPUTIH BANYAK
150/20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
17,0
Terpasang
MW
Beban Puncak
MW
8,49
9,11
9,76
10,36
10,91
11,47
12,03
12,61
13,19
%
49,9%
53,6%
57,4%
61,0%
64,2%
67,5%
70,8%
74,2%
77,6%
Pembebanan Trafo
Add
Load (MW)
80
Pembebanan Trafo
20
Peak
68,0
Pembebanan Trafo
19
2015 Add
80
Pembebanan Trafo
18
Peak
68,0
Pembebanan Trafo
17
2014 Add
40
Terpasang
16
Peak
(2x20)
Beban Puncak
15
2013 Add
MW
Pembebanan Trafo 14
Peak
Total
Pembebanan Trafo 13
2012 Add
Terpasang
KOTABUMI
Pembebanan Trafo 12
Peak
60
Capacity Balance GI L Lampung (l j (lanjutan 2) Kapasitas No.
Gardu Induk
Trafo
2011
MVA MVA
21
2016 Add
Peak
2017 Add
Peak
2018 Add
Peak
2019 Add
Peak
2020 Add
Peak
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
Load
Trafo
doad
Trafo
Load
Trafo
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
(MW)
(MVA)
60
2 x 30
60
60
51,0
51,0
Beban Puncak
MW
23,30
24,55
25,82
27,09
28,41
29,73
%
45,7%
48,1%
50,6%
53,1%
55,7%
58,3%
GI TELUK RATAI
150/20
60
30
30
30
30
30
30
Terpasang
MW
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
25,5
Beban Puncak
MW
12,91
13,58
14,25
14,94
15,64
16,35
%
50,6%
53,2%
55,9%
58,6%
61,3%
64,1%
150/20
GI KETAPANG
30
30
30
30
30
30
60
60
Terpasang
MW
25,5
25,5
25,5
25,5
51,0
Beban Puncak
MW
13,72
15,95
18,04
20,11
21,98
53,8%
62,5%
70,8%
78,9%
43,1%
30
30
30
30
60
60 51,0
172
GI MESUJI
% 150/20
30
Terpasang
MW
25,5
25,5
25,5
25,5
51,0
Beban Puncak
MW
16,84
18,04
19,24
20,46
21,71
%
66,1%
70,7%
75,5%
80,2%
42,6%
GI JATI AGUNG
150/20
51,0 30
23,05 45,2%
30
22,97 45,0%
30
30
30
60
60
Terpasang
MW
25,5
25,5
25,5
51,0
51,0
Beban Puncak
MW
17,11
18,80
20,63
22,31
%
67,1%
73,7%
80,9%
43,7%
GI LANGKAPURA
150/20
30
30
23,90 46,9%
60
60
60
60
Terpasang
MW
51,0
51,0
51,0
51,0
Beban Puncak
MW
35,69
37,44
39,25
41,06
%
70,0%
73,4%
77,0%
80,5%
30
30
60
GI PAKUAN RATU
150/20
60
60
30
Terpasang
MW
25,5
25,5
25,5
51,0
Beban Puncak
MW
17,82
19,03
20,26
21,52
69,9%
74,6%
79,4%
42,2%
GI BENGKUNAT Beban Puncak Pembebanan Trafo GI DIPASENA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo GI DIPASENA Terpasang Beban Puncak Pembebanan Trafo
% 150/20 MW
30
60 51,0 30
22,79 44,7%
30
30
25,5
25,5
MW
11,12
11,70
%
43,6%
45,9%
70/20 MW
90
90 76,5
3 x 30
90
90
90
90
90
90
90
90
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
76,5
MW
55,95
56,79
57,67
58,48
52,00
52,00
52,00
52,00
52,00
%
73,1%
74,2%
75,4%
76,4%
68,0%
68,0%
68,0%
68,0%
68,0%
60
60
60
51,0
51,0
51,0
51,0
51,0
MW
7,22
7,97
8,73
9,51
10,29
%
14,2%
15,6%
17,1%
18,6%
20,2% 1.204
150/20 MW
60
60
1x60
60
PEAK GI
MW
570
727
782
845
921
975
1.037
1.092
1.149
PEAK SYSTEM
MW
569
693
749
809
864
914
965
1.016
1.068
1.121
1,08
1,07
1,07
DIVERSITY FACTOR
Add
Load (MW)
60
Terpasang
28
Peak
51,0
Pembebanan Trafo 28
2015 Add
60
Pembebanan Trafo 27
Peak
51,0
Pembebanan Trafo 26
2014 Add
60
Pembebanan Trafo 25
Peak
51,0
Pembebanan Trafo 24
2013 Add
51,0
Pembebanan Trafo 23
Peak
MW
Pembebanan Trafo 22
2012 Add
Terpasang
GI GEDONG TATAAN
150/20
Peak
1,00
1,05
1,04
1,04
1,07
1,07
1,07
LAM MPIRAN A1.6
RENCAN NA PENGE EMBANGA AN PENY YALURAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATRA
173
Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Sumatra (kms) Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
174
500 kV AC
-
-
-
-
-
-
-
150
-
-
150
500 kV DC
-
-
-
-
-
800
-
-
-
-
800
275 kV
-
160
1,992
774
1,532
110
-
130
-
-
4,698
250 kV DC
-
-
-
-
-
462
-
-
-
-
462
582
1,455
3,784
2,039
1,486
531
590
387
382
440
11,676
-
310
-
240
-
-
-
-
-
-
550
582
1,925
5,776
3,053
3,018
1,903
590
667
382
440
18,336
150 kV 70 kV TOTAL
(MVA) Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
500/275 kV
-
-
-
-
-
1,000
-
2,000
-
500 kV DC
-
-
-
-
-
3,000
-
-
-
-
3,000
275/150 kV
1,000
-
4,500
2,000
1,250
-
500
500
-
250
10,000
250 kV DC
-
-
-
-
-
600
-
-
-
-
600
150/20 kV
900
2,600
1,980
1,140
810
660
780
780
510
690
10,850
70/20 kV
30
260
30
60
-
30
-
30
30
-
470
1,930
2,860
6,510
3,200
2,060
5,290
1,280
3,310
540
940
27,920
TOTAL
3,000
Pengembangan Penyaluran Sumatra
175
No.
Propinsi
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Bengkulu Bengkulu
Dari Dari Jantho Sigli Meulaboh Panton Labu Bireun Sidikalang Brastagi/Berastagi PLTU Meulaboh Blang Pidie Ulee Kareng Samalanga Krueng Raya Takengon Cot Trueng PLTA Peusangan‐2 PLTA Peusangan‐1 PLTP Seulawah Takengon Banda Aceh Air Anyir Air Anyir Suge Dukong Pangkal Pinang Pangkal Pinang Kelapa Koba Air Anyir/Sungai Liat Air Anyir/Sungai Liat Pagar Alam Pekalongan
Ke Ke Incomer (Sigli ‐ Banda Aceh) PLTU Meulaboh PLTU Meulaboh Incomer (Idi ‐ Lhokseumawe) g Takengon Sabulussalam Kutacane Blang Pidie Tapak Tuan Banda Aceh Incomer (Bireun Sigli) Incomer (Bireun ‐ Sigli) Ulee Kareng Blang Kjeren Incomer (Bireun ‐ Lhokseumawe) Takengon PLTA Peusangan‐2 2 Pi Incomer (Sigli ‐ Banda Aceh) PLTA Peusangan‐4 Lam Pisang Pangkal Pinang Sungai Liat Dukong Manggar Kelapa Koba Mentok Toboali PLTU Bangka Baru III PLTU Bangka Baru III Manna Pulo Baai
Tegangan Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Conductor Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk , 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk cct 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 4 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk
kms kms
Biaya (M USD)
COD
1 333 60 2 126 111.2 290 190 130 40 4 60 174 6 22 14 32 20 30 44 112 50 140 120 120 140 120 100 96 90
0.06 74.95 3.32 0.11 9.62 6.16 16.07 10.53 7.20 9.00 0 22 0.22 4.58 9.64 0.33 1.68 1.07 3.55 1.11 2.29 2.44 6.20 2.77 7.76 6.65 6.65 7.76 6.65 5.54 5.32 6.87
2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2011 2011 2012 2012 2014 2014 2016 2016 2018 2012 2013
Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 1)
176
No.
Propinsi
31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60
Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Kep Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung
Dari PLTA Simpang Aur 1 PLTA Simpang Aur 1 Pekalongan Pulau Baai Kambang Manna Muko‐muko/Bantal/Ipoh PLTP Kepahiyang Bangko PLTA Merangin PLTG CNG Sei Gelam PLTG CNG Sei Gelam Sabak PLTG CNG Sengeti Muara Bulian PLTP Sungai Penuh Sabak Tanjung Kasam Tanjung Kasam Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Taluk Tanjung Uban Sri Bintan Air Raja Bukit Kemuning (uprate) PLTU Tarahan (FTP1) Seputih Banyak Ulubelu Menggala Sutami (uprate) Baturaja (uprate)
Ke Incomer 1 Phi (Pekalongan‐Pulau Baai) PLTA Simpang Aur 2 PLTP Hululais Arga Makmur Muko‐muko/Bantal/Ipoh Bintuhan Arga Makmur Incomer 2 Phi (Pekalongan‐Pulau Baai) PLTA Merangin Sungai Penuh Aur Duri Aur Duri Inc 1 Phi ( Payo Selincah ‐ Aur Duri ) Aur Duri Sarolangun Sungai Penuh Kuala Tungkal Tanjung Sauh Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Taluk Tanjung Uban Sri Bintan Air Raja Kijang Kotabumi (uprate) Incomer 2 Phi (New Tarahan ‐ Kalianda) Dipasena Incomer 1 Phi (Batutegi ‐ Pagelaran) Seputih Banyak Natar (uprate) Bukit Kemuning (uprate)
Tegangan g g 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Conductor 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 4 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 340 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 3 x 300 mm2 cct 3 x 300 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 3 x 300 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, ACCC 310 mm2
kms
Biaya (M USD) (M USD)
COD
20 12 120 180 220 140 360 80 136 110 60 121.6 26 130 84 108.8 6 10 12 60 60 70 40 67.6 1 120 40 120 60.4 96
1.53 0.66 9.16 13.74 16.79 7.76 27.48 6.11 30.61 24.76 3.32 3.64 1.44 7.20 4.65 6.03 2 42 2.42 1.11 4.84 3.32 3.32 3.88 2.22 9.04 0.23 9.16 3.05 27.01 8.08 12.84
2015 2015 2015 2015 2015 2017 2020 2020 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2018 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013
Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 2)
177
No.
Propinsi
61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90
Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau
Dari Pagelaran Bukit Kemuning PLTP Ulubelu #3,4 Pagelaran Gedon Tataan Kalianda Gumawang Mesuji PLTA Semangka Natar Pakuan Ratu Pakuan Ratu Langkapura Kalianda Besai Liwa Teluk Ratai PLTG Duri PLTG Duri Teluk Kuantan Bangkinang Pasir Putih Tenayan / PLTU Riau Dumai Dumai Pasir Putih PLTU Sewa Dumai Duri (up rate) Garuda Sakti (up rate) Rengat New Garuda Sakti Tenayan / PLTU Riau
Ke Kota Agung Liwa Ulubelu Gedong Tataan Teluk Ratai Ketapang Mesuji Dipasena Kota Agung Jatiagung Inc 1 Phi (Menggala ‐ Gumawang) Inc 1 Phi (Menggala Gumawang) Inc 2 Phi (Natar ‐ Teluk Betung) PLTP Rajabasa PLTP Suoh sekincau Bengkunat PLTP Wai Ratai Incomer 2 Phi (G Sakti Duri) Incomer 2 Phi (G.Sakti ‐ Duri) Rengat Pasir Pangarayan Garuda Sakti Pasir Putih KID Dumai Bagan Siapi api Pangkalan Kerinci Dumai Dumai (up rate) Duri (up rate) Pangkalan Kerinci Incomer ( G.Sakti ‐ Duri) Perawang
Tegangan g g 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 Hawk 4 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk
kms
Biaya (M USD) (M USD)
COD
80 80 20 60 60 90 160 152 60 16 1 2 40 38 120 40 22 194 220 55 35 56 228 134 14 118 230 220 12 50
4.43 4.43 1.11 4.58 3.32 20.26 12.21 11.60 3.32 35.52 0.23 0.11 3.05 2.11 6.65 2.22 1 68 1.68 14.81 12.19 12.38 7.88 3.10 12.63 10.23 1.07 15.79 30.77 16.79 1.61 2.77
2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2019 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014
Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 3)
178
No.
Propinsi
91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120
Riau Riau Riau Riau Riau Riau Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel
Dari Teluk Lembu Tenayan / PLTU Riau Rengat Pasir Putih Kandis Bangkinang Indarung Bungus Kiliranjao Maninjau Padang Luar Padang Luar Singkarak PLTU Sumbar Pessel Kiliranjao PIP/S Haru/Pauh Limo Sungai Rumbai Simpang Empat Simpang Empat Solok Payakumbuh PLTU Simpang Belimbing Lahat PLTU Simpang Belimbing Tanjung Api‐Api Kenten Betung Bukit Asam (uprate) Jakabaring Gandus Mariana Kayu Agung
Ke GIS Kota Pekan Baru Siak Sri Indra Pura Tembilahan Teluk Lembu Incomer ( New G.Sakti ‐ Duri) Lipat Kain Bungus Kambang Teluk Kuantan Padang Luar Payakumbuh Batusangkar 2 pi Incomer (Bungus‐Kambang) Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang PLTP Muara Labuh Masang 2 Masang‐2 PLTP Gunung Talang PLTP Bonjol Incomer 1 Phi (Prabumulih ‐ Bukit Asam) Pagar Alam Lahat Incomer 1 Pi (T. Kelapa‐Borang)/Kenten Inc 2 Phi ( Talang Kelapa ‐ Borang ) Sekayu Baturaja (uprate) Inc 2 Phi (Keramasan ‐ Mariana) Inc 2 Phi (Keramasan ‐ Talang Kelapa) Kayu Agung Gumawang
Tegangan g g 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Conductor 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 1 Hawk 4 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk cct 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 2nd cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, CU 1000 mm2 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra
kms
Biaya (M USD) (M USD)
COD
14 100 120 40 10 70 35 180 52 42 32 25 20 70 16 160 30 20 104 120 94.6 120 40 1 70 78 1 20 60 90
31.08 5.54 6.65 3.05 2.68 3.88 2.67 13.74 1.69 1.36 1.04 0.81 0.76 5.34 0.89 12.21 1 66 1.66 1.11 7.94 10.86 5.24 10.86 3.62 0.09 3.88 10.44 0.09 44.40 13.50 20.26
2014 2014 2014 2015 2015 2015 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2016 2017 2017 2019 2019 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014
Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 4)
179
No.
Propinsi
121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150
Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut
Dari Sungai Lilin Betung Lubuk Linggau Sumsel‐11, MT Lahat Muara Dua Lahat Gumawang Sarolangun PLTP Rantau Dedap Muara Dua Muara Dua Galang Galang Rantau prapat Lamhotma Dolok Sanggul/Parlilitan Tanjung Morawa Tanjung Morawa Padang Sidempuan Sei Rotan (uprate) Galang Sidikalang Tele Pangkalan Susu 3&4 (FTP 2) PLTU Sewa Sumbagut Tanjung Pura PLTA Wampu Teluk Dalam PLTU Nias Mabar GIS Listrik
Ke Betung Talang Kelapa Tebing Tinggi Incomer 1 Phi (Prabumulih ‐ Bukit Asam) PLTU Banjar Sari Baturaja PLTU Keban Agung Martapura Muara Rupit PLTP Lumut Balai PLTP Danau Ranau PLTP Danau Ranau Namurambe Tanjung Morawa Labuhan Bilik Belawan Incomer 1 Phi (Tele‐Tarutung) Kuala Namu Kuala Namu Panyabungan Tebing Tinggi (uprate) Negeri Dolok Salak Pangururan Pangkalan Brandan Tebing Tinggi Incomer (P.Brandan‐Binjai) Brastagi Gunung Sitoli Gunung Sitoli Glugur KIM
Tegangan g g 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV
Conductor 2 cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 x 330 mm2 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 1 Hawk 1 2nd cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, ACCC 310 mm2 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 1 cct, CU 1000 mm2 1 cct, CU 1000 mm2
kms
Biaya (M USD) (M USD)
COD
120 55.2 150 120 40 92 70 120 80 40 90 80 20 130 6.2 76 34 140 108 66 60 26 22 30 30 80 220 20 10 10
6.65 8.43 8.31 10.86 3.62 7.02 15.76 6.65 4.43 3.05 6.87 18.01 4.50 7.20 0.28 4.21 2 60 2.60 7.76 14.45 3.66 3.32 1.44 4.95 2.29 1.66 4.43 12.19 1.11 22.20 22.20
2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015
Pengembangan Penyaluran Sumatra (Lanjutan 5)
180
No.
Propinsi
151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184
Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumbar Sumut Sumut Sumut Sumut Riau Sumbar Sumsel Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel NAD Riau Jambi Sumsel Riau NAD Riau Riau Riau Riau J bi Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Lampung
Dari Simangkok Panyabungan Porsea Tarutung PLTP Sipoholon Ria‐Ria Pangkalan Susu g Kiliranjao Simangkok Galang PLTP Sarulla (FTP 2) Padang Sidempuan Payakumbuh Padang Sidempuan Lahat Bayung Lincir/PLTU Sumsel‐5 Lahat Muara Enim Bayung Lincir/PLTU Sumsel‐5 Bayung Lincir/PLTU Sumsel 5 Betung Sigli Rengat Aur Duri Muara Enim Rengat Sigli Border Pulau Rupat Utara P. Rupat Selatan Sumatera Landing Point PLTU J bi PLTU Jambi Muara Enim Muara Enim Muara Enim Ketapang
Ke PLTA Asahan III(FTP 2) PLTP Sorik Marapi (FTP 2) PLTA Hasang PLTP Simbolon Samosir 2 Pi Incomer (Tarutung‐Porsea) Binjai j Payakumbuh Galang Binjai Simangkok PLTP Sarulla (FTP 2) New Garuda Sakti New Garuda Sakti Payakumbuh Lumut Balai Aur Duri Muara Enim Gumawang Sungai Lilin/PLTU Sumsel‐7 Sungai Lilin/PLTU Sumsel 7 Sungai Lilin/PLTU Sumsel‐7 Lhokseumawe New Garuda Sakti Rengat Betung Cirenti (PLTU Riau MT) Cirenti (PLTU Riau MT) Ulee Kareng Pulau Rupat Pulau Rupat Selatan Sumatra Landing Point New Garuda Sakti A D i Aur Duri PLTU MT HVDC A PLTU MT HVDC B perbatasan Sumsel/Lampung perbatasan Sumsel/Lampung
Tegangan
Conductor
kms
Biaya (M USD)
COD
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV 500 kV DC 500 kV DC
2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 4 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Zebra , 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra cct 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra 2 Cable MI with IRC 2 cct, 2xCardinal 548 m 2 Cable MI with IRC 2 cct, 2xCardinal 548 m 2 cct, 4 Zebra t 4Z b 2 cct 4 Zebra 2 cct 4 Zebra 2 cct 4 Falcon 2 cct 4 Falcon
22 46 60 50 8 160 282 318 160 194 138 300 600 50 120 70 290 124 120 322 440 420 350 110 130 52 60 10 340 150 400 100 200 600
1.68 2.55 3.32 2.77 0.44 36.01 63.47 71.57 36.01 43.67 31.06 67.52 135.05 11.25 27.01 15.76 65.27 27 91 27.91 27.01 72.47 143.61 137.08 78.78 24 76 24.76 29.26 51.00 2.60 9.80 14.90 48 96 48.96 133.37 33.35 67.20 201.60
2016 2017 2017 2018 2019 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2018 2016 2016 2016 2016 2018 2016 2016 2016 2016
Pengembangan Gardu Induk Sumatra No. Propinsi
181
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40
NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD NAD Babel Babel
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
Sigli Banda Aceh Meulaboh PLTU Meulaboh Ext LB Jantho Panton Labu Takengon Bireun Ext LB Sabulussalam Kutacane/Kotacane Blang Pidie PLTU Meulaboh Ext LB Tapak Tuan Lhokseumawe Ulee Kareng Samalanga Krueng Raya Banda Aceh Ext LB Tualang Cut Blang Kjeren Langsa Sigli Cot Trueng Takengon Idi Banda Aceh Bireuen Jantho Meulaboh Tualang Cut Lam Pisang Krueng Raya Ext LB Panton labu Cot Trueng Samalanga Tualang Cut Bireun Subulussalam Pangkal Pinang Sungai Liat
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Baru Baru Baru Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru
30 60 2x30 2 LB 30 30 60 2 LB 30 30 30 2 LB 30 60 120 30 60 2 LB 30 30 30 60 30 2 LB 30 60 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 30 30 30 30 60 30
1.40 2.12 4.03 1.24 2.64 2.64 3 36 3.36 1.24 2.64 2.64 3.88 1.24 2.64 2 12 2.12 4.03 2.64 4.03 1.24 1.40 2.64 1 40 1.40 2.12 2.64 1.24 1.40 2.12 1.40 1 40 1.40 1.40 1.40 4.95 1.24 1.40 1.40 1 40 1.40 1.40 1.40 1.40 4.00 2.62
2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2011 2011
Keterangan Uprating 10 MVA Ex Banda Aceh Uprating 30 MVA 1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN T/L ke Meulaboh 1x30 MVA 1x30 MVA 2x30 MVA 2x30 MVA ke Takengon 1x30 MVA 1x30 MVA 4 L/B (2 T/L ke Meulaboh dan 2 T/L ke T.Tuan) T/L ke Blang Pidie 1x30 MVA 2x60 + 2 LB 1x30 MVA 2x30 MVA ke Krueng Raya 1x30 MVA Uprating 10 MVA 1x30 MVA ke Blang Kjeren Uprating 30 MVA
2x60 Ke arah Lamp Pisang
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 1) No. Propinsi
182
41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80
Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Babel Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Bengkulu Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi
Nama Gardu Induk Air Anyir Dukong Manggar Suge Kelapa Koba Sungai Liat Sungai Liat Mentok Toboali Dukong Pangkal Pinang Koba Manggar Air Anyir Air Anyir Dukong Manna Pulau Baai Pekalongan Ext LB Pekalongan Manna Pekalongan Ext LB Pekalongan Ext LB Muko‐muko Argamakmur Pulau Baai Ext LB Pulau Baai Bintuhan Manna Ext LB Muko muko Ext LB Muko‐muko Ext LB Payoselincah Ext LB Sungai Penuh Bangko Ext LB Aurduri Payoselincah Bangko Muaro Bulian Muaro Bulian Muara Sabak Muaro Bungo Sarolangun Muara Bulian Ext LB Sungai Penuh
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension
30 30 20 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 30 2 LB 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 4 LB 30 2 LB 60 60 60 60 30 60 30 2 LB 30
2.62 2.20 2.38 2.20 2.62 2.62 1 39 1.39 2.62 2.62 1.26 1.39 1.39 1.26 1 39 1.39 1.26 2.64 4.03 1.24 1.40 1.40 1 24 1.24 2.64 3.88 1.24 2.12 2.64 1.24 1 24 1.24 2.49 2.64 1.24 2.12 2.12 2.12 2 12 2.12 2.64 2.12 2.64 1.24 1.40
2011 2012 2012 2012 2014 2014 2015 2016 2016 2016 2018 2018 2018 2019 2019 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2015 2015 2015 2017 2017 2017 2020 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014
Keterangan
1x30 MVA 2x60 MVA T/L Pulo Baai
T/L Hululais T/L Hululais 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Argamakmur 1x30 MVA T/L ke Bin Tuhan T/L ke Argamakmur T/L ke Argamakmur untuk PLTG Payo Selincah & PLTG Sungai Gelam 12MW 1x30 MVA T/L ke Sungai penuh
1x30 MVA T/L ke GI PLTG Sei Gelam CNG, bay eks IBT 275/150 kV 1x30 MVA T/L Ke Sarolangun
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 2)
183
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120
PLTP Sungai Penuh Ext LB Sungai Penuh Ext LB PLTA Merangin Ext LB Sarolangun Ext LB Payoselincah Kuala Tungkal Muara Sabak Ext LB Muara Sabak Ext LB Aurduri Muaro Bungo Bangko Muara Sabak Sarolangun Payoselincah Air Raja Air Raja Sri Bintan Kijang Tanjung Uban Pulau Ngenang Tanjung Uban Seputih banyak Sribawono Ext LB Sribawono Ext LB Menggala Ext LB Kotabumi Ulubelu Kalianda Adijaya Bukit Kemuning Natar Pagelaran New Tarahan Dipasena Sukarame Metro Sribawono Kota Agung Kota Agung Pagelaran Ext LB Liwa Bukit Kemuning Ext LB Tegineneng Seputih Banyak
Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Jambi Kep Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Kep. Riau Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension
2 LB 2 LB 4 LB 2 LB 60 30 2 LB 2 LB 60 60 30 30 30 60 60 30 60 2x30 10 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 30 30 60 60 60 30 90 30 60 60 30 2 LB 30 2 LB 60 30
1.24 1.24 1.83 1.24 2.12 2.64 1 24 1.24 2.12 2.12 1.40 1.40 1.40 2.12 3 34 3.34 2.62 3.34 3.34 1.90 2.12 3.88 1 24 1.24 1.24 2.12 3.88 1.40 1.40 2.12 2 12 2.12 2.12 1.40 4.72 1.40 2.12 2.12 2 64 2.64 1.24 2.64 1.24 2.12 1.40
2015 2015 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2013 2013 2013 2013 2013 2015 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014
Keterangan Untuk PLTP Sungai Penuh T/L ke PLTP Sungai Penuh untuk PLTP Merangin 2 Pi T/L Muara Rupit 1x30 MVA T/L Kuala Tungkal T/L Kuala Tungkal
Up Rate 30 ke 60
1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN
1x30 MVA T/L Seputih Banyak T/L Seputih Banyak T/L Seputih Banyak Uprating 20 MVA 1x20 MVA
Uprating 20 MVA 1x20 MVA Uprating 20 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L Kota Agung 1x30 MVA T/L Liwa Uprating 20 MVA
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 3)
184
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160
Kotabumi Ketapang Kalianda Ext LB Gedong Tataan Pagelaran Ext LB Mesuji Gumawang Ext LB Gumawang Ext LB Teluk Ratai New Tarahan Adijaya Dipasena Mesuji Ext LB Sutami Pakuan Ratu Pakuan Ratu Menggala Jati Agung Natar Ext LB Kalianda Ext LB Langkapura Besai Ext LB Tegineneng Mesuji Bengkunat Liwa Ext LB Pakuan Ratu Jati Agung Sukarame Ketapang Teluk Ratai Ext LB Kotabumi Sribawono Bangkinang Bagan Batu Duri Koto Panjang Koto Panjang Garuda Sakti Teluk Kuantan Ext LB Teluk Lembu Dumai Pasir Putih
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru
60 30 2 LB 60 2 LB 30 2 LB 2 LB 30 60 30 120 2 LB 30 30 60 30 2 LB 2 LB 60 2 LB 60 30 30 2 LB 30 30 60 30 2 LB 60 60 30 30 60 20 80 1 LB 60 60 60
2,12 2,64 1,24 5,28 1,24 2,64 1 24 1,24 2,64 2,12 1,40 5,28 1,24 1,40 2 64 2,64 2,12 2,64 3,11 1,24 4,03 1,24 2 12 2,12 1,40 2,64 1,24 1,40 1,40 2,12 1 40 1,40 1,24 2,12 2,12 1,40 1,40 2,12 2 12 2,12 3,27 0,62 2,12 2,12 6,52
2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013
Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Lampung Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau
Keterangan Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L Ketapang 2x30 MVA T/L Gedon Tataan 1x30 MVA T/L Mesuji T/L Mesuji 1x30 MVA
1x30 MVA T/L Mesuji 1x30 MVA 1x30 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L ke Jati Agung T/L PLTP Raja Basa 1x60 MVA T/L PLTP Suoh Sekincau Uprating 20 MVA Uprating 20 MVA 1x30 MVA T/L ke Bengkunat
T/L ke PLTP Wai Ratai Uprating 30 MVA
T/L ke Kiliranjao Uprating 30 MVA 2x30 MVA + 4 LB
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 4)
185
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200
Garuda Sakti Ext LB Pasir Pangaraian Bangkinang Ext LB Rengat Teluk Kuantan Ext LB KIT Tenayan KID Dumai KID Dumai Dumai Ext LB Bagan Siapiapi Dumai Ext LB Pangkalan Kerinci New Garuda Sakti GI/GIS Kota Pekanbaru Teluk Lembu Ext LB Teluk Lembu Ext LB Teluk Lembu Ext LB Pasir Putih Ext LB Perawang Tenayan Ext LB Tembilahan Rengat Ext LB Siak Sri Indra Pura Siak Sri Indra Pura Tenayan Ext LB Kandis Lipat Kain Bangkinang Ext LB Pasir Putih Bangkinang Teluk Kuantan Teluk Kuantan Duri KIT Tenayan Tembilahan KID Dumai Bagan Batu Bungus Indarung Ext LB Indarung Ext LB Kambang Padang Luar PIP Pauh Limo Simpang Empat
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Baru Extension Baru Extension Baru Baru Extension Baru Extension Baru Baru Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension
2 LB 30 2 LB 2x30 2 LB 30 30 2 LB 30 2 LB 30 2x60 60 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 30 2 LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 120 60 30 60 30 30 30 30 30 2 LB 2 LB 30 60 30 60 30
1.24 2.64 1.24 5.28 1.24 2.64 2 64 2.64 1.24 2.64 1.24 3.88 6.73 5.28 3 11 3.11 1.24 1.24 2.64 1.24 2.64 1.24 2 64 2.64 1.24 2.64 2.64 1.24 4.24 2.12 1 40 1.40 2.12 1.40 1.40 1.40 1.40 3.88 1 24 1.24 2.64 2.12 1.39 2.12 1.40
2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2019 2019 2020 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012
Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Riau Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar
Keterangan T/L ke Pasir Putih 1x30 MVA T/L ke Pasir Pangaraian 1x30 MVA didanai APBN, 1x30 MVA didanai APLN T/L ke Rengat GI Pembangkit 1x30 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke KID Dumai 1x30 MVA T/L ke Bagan Siapiapi 1x30 MVA 1x60 MVA didanai APBN, 1x60 MVA didanai APLN
1x60 MVA T/L ke GI/GIS Kota Pekanbaru T/L ke GI/GIS Kota Pekanbaru T/L ke Pasir Putih T/L ke Teluk Lembu 1x30 MVA T/L ke Perawang 1x30 MVA T/L ke Tembilahan 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Siak Sri Indra Pura 1x30 MVA 1x30 MVA T/L ke Lipat Kain 2x60 MVA
On Going ke Bungus ke Bungus 1x30 MVA Uprating 20 MVA Mengganti trafo rusak Uprating 30 MVA
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 5)
186
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240
Padang Panjang Solok Payakumbuh Kiliranjao Ext LB Maninjau Ext LB Padang Luar Ext LB Payakumbuh Ext LB Payakumbuh Ext LB Batusangkar Ext LB Singkarak Ext LB Salak Kiliranjao Ext LB Sungai Rumbai Maninjau Kiliranjao Payakumbuh GI/GIS Kota Padang Sungai Rumbai Ext LB Bungus Kambang Simpang Empat Solok PIP Ext LB Lubuk Alung Sungai Rumbai Pariaman PIP GIS Kota Padang Padang Luar Padang Luar Batusangkar Baturaja Lubuk Linggau Lahat Ext LB Pagar Alam Ext LB Bukit Siguntang Tanjung Api‐Api Tanjung Api‐Api Lahat Pagar Alam Gungung Megang Simpang Tiga Prabumulih
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension
30 60 30 1 LB 1 LB 2 LB 1 LB 1 LB 1 LB 1 LB 30 2 LB 30 30 30 30 120 2 LB 30 30 60 30 2 LB 30 30 30 60 60 30 30 60 60 1 LB 1 LB 30 60 30 30 60 60 60
1.40 2.12 1.40 0.62 0.62 1.24 0 62 0.62 0.62 0.62 1.40 1.24 2.64 1.40 1 40 1.40 1.40 10.09 1.24 1.40 1.40 2.12 1 40 1.40 1.24 1.40 1.40 1.40 2.12 2.12 1 40 1.40 1.40 2.12 2.12 0.62 0.62 1.27 5 28 5.28 1.40 1.40 2.12 2.12 2.12
2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012
Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel
Keterangan Uprating 20 MVA 2nd sirkit ke Teluk Kuantan 2nd sirkit ke Padang Luar 2nd sirkit ke Maninjau&Payakumbuh 2nd sirkit ke Padang Luar 2nd sirkit ke Padang Luar T/L ke arah Singkarak T/L ke arah Batusangkar T/L ke Sungai Rumbai 1x30 MVA
2x60 MVA T/L ke PLTP Muara Labuh
T/L ke GI/GIS Kota Padang
Uprating 30 MVA Uprating 20 MVA T/L 2nd Sirkit Pagar Alam T/L 2nd Sirkit Pagar Alam Uprating 15 MVA 2x30 MVA 2x30 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 6)
187
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270 271 272 273 274 275 276 277 278 279 280
Baturaja Pagar Alam Ext LB Gunung Megang Ext LB Talang Kelapa Bukit Siguntang Bungaran Bungaran Kenten Gandus Sekayu Betung Ext LB Jakabaring Baturaja Keramasan Kayu Agung Ext LB Gumawang Ext LB Bukit Asam Mariana Ext LB Bukit Siguntang Kayu Agung Gumawang Tebing Tinggi Lubuk Linggau Ext LB Keramasan Ext LB Lahat Ext LB Sungai Lilin Betung Ext LB Lubuk Linggau Lubuk Linggau Muara dua Baturaja Ext LB Lahat Ext LB Mariana Martapura Gumawang Ext LB Muara Rupit Muara Rupit Keramasan Sungai Lilin Kenten Talang Kelapa Bukit Asam
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Extension Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Extension
60 2 LB 1 LB 60 30 30 30 120 120 30 2 LB 60 60 60 2 LB 2 LB 60 2 LB 30 30 30 30 2 LB 2 LB 2 LB 30 2 LB 60 30 2 LB 4 LB 30 30 2 LB 30 60 30 60 60 60
2.12 1.24 0.62 2.12 1.27 1.27 1 27 1.27 4.03 4.03 2.64 1.24 4.03 2.12 2 12 2.12 1.24 1.24 2.12 1.24 1.27 2.64 1 40 1.40 2.64 1.24 1.24 1.24 2.64 1.24 2 12 2.12 2.64 1.24 2.49 1.40 2.64 1.24 2 64 2.64 2.12 1.40 4.03 2.12 2.12
2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2018
Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel
Keterangan T/L ke Manna Untuk ST Gunung Megang
Uprating 15 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA 2x60 MVA 2x60 MVA 1x30 MVA T/L Ke Sekayu 1x60 MVA
T/L Gumawang T/L Kayu Agung T/L ke Kayu Agung Uprating 15 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA T/L arah Tebing Tinggi Untuk PLTGU Keramasan Untuk PLTP Lumut Balai 1x30 MVA T/L ke Sungai Lilin 1x30 MVA T/L ke Muara dua Untuk PLTU Banjar Sari & Untuk PLTU Keban Agung 1x30 MVA T/L ke Martapura 1x30 MVA 1x30 MVA
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 7)
188
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
281 282 283 284 285 286 287 288 289 290 291 292 293 294 295 296 297 298 299 300 301 302 303 304 305 306 307 308 309 310 311 312 313 314 315 316 317 318 319 320
Pagar Alam Betung Kayu Agung Muara Dua Ext LB Sekayu Tebing Tinggi Gandus Simpang Tiga Rantau Prapat Gunung Para Tanjung Morawa Tele Gunung Tua Binjai Padang Sidempuan Denai Tebing Tinggi Kisaran Pematang Siantar Gunung Tua Sei Rotan Sei Rotan Glugur Rantau Prapat Brastagi Sidikalang Porsea Tarutung Sibolga Perbaungan Namurambe Aek Kanopan Galang Labuhan Bilik Lamhotma Lamhotma Lamhotma Ext LB Belawan Ext LB Namurambe Ext LB Denai Ext LB Labuhan
Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
30 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30 60 30 30 60 30 60 60 60 60 10 60 60 60 60 30 20 30 60 60 60 30 0 60 30 30 1 LB 1 LB 2 LB 2 LB 30
1.40 1.40 1.40 1.24 1.40 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 1.40 2.12 1.40 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 2.12 0.66 2 12 2.12 2.12 2.12 2.12 1.40 1.15 1.40 2 12 2.12 2.12 2.12 1.40 2.49 3.36 1.40 1 40 1.40 0.62 0.62 1.24 1.24 1.40
2018 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012
Keterangan Uprating 15 MVA
Untuk Double Pi dan T/L PLTP D.Ranau
Uprating 30 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA Uprating 10 MVA
Uprating 30 MVA
Uprating 30 MVA Uprating 20 MVA
2 LB arah Namurambe dan 2 LB arah T.Marowa 1x60 MVA Uprating 20 ke 30 MVA Tambah trafo 30 MVA Tambah trafo 30 MVA Ke arah Belawan Ke arah Lamhotma Ke arah Galang Ke arah Galang
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 8)
189
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
321 322 323 324 325 326 327 328 329 330 331 332 333 334 335 336 337 338 339 340 341 342 343 344 345 346 347 348 349 350 351 352 353 354 355 356 357
Parlilitan/Dolok Sanggul Kuala Namu Tanjung Marowa Ext LB Panyabungan Padang Sidempuan Ext LB Sidikalang Ext LB Brastagi/Berastagi Ext LB Brastagi/Berastagi Ext LB Paya Pasir Salak Sidikalang Ext LB Negeri Dolok Galang Ext LB Pangururan Tele Ext LB Tele Ext LB Rantau Prapat Ext LB Pangkalan Brandan Ext LB Pangkalan Susu Ext LB Tanjung Pura Gunung Sitoli Teluk Dalam Kota Pinang Kota Pinang KIM Ext LB GIS Listrik ext LB Mabar Ext LB Glugur Ext LB Brastagi Ext LB Simangkok Ext LB Tanjung Pura Tanjung Pura Titi Kuning GIS Listrik Paya Geli Panyabungan Ext LB Tarutung Ext LB Rantauprapat Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Tebing Tinggi Ext LB Belawan Ext LB
Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut Sumut
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Baru Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Extension Extension Baru Baru Baru Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
10 60 2 LB 60 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 60 60 2 LB 60 2 LB 30 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 2 LB 30 30 30 30 1 LB 1 LB 1 LB 1 LB 2 LB 2 LB 30 60 60 60 2 LB 2 LB 2 TB 2 TB 2 TB 2 TB 2 TB
1.90 4.03 1.24 4.03 1.24 1.24 1 24 1.24 2.12 2.12 1.24 2.12 1.24 2.64 1 24 1.24 1.24 1.24 1.24 2.64 2.20 2.20 1 40 1.40 1.55 1.55 1.55 1.55 1.24 1.24 1 40 1.40 2.12 2.12 2.12 1.24 1.24 1.24 1 24 1.24 1.24 1.24
2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020
Keterangan 1x10 MVA 2x30 MVA T/L ke Kuala Namu 2x30 MVA T/L Ke Panyabungan ke Sabulussalam ke Kutacane ke Kutacane
ke Salak Ke arah Negeri Dolok 1x30 MVA ke Pangururan ke Pangururan T/L Ke Labuhan Bilik T/L ke PLTU Pangkalan Susu Ke arah Pangkalan Brandan 1x30 MVA 1x30 MVA 1x30 MVA Ke arah GIS Listrik Ke arah KIM Ke arah Glugur Ke arah Mabar T/L ke PLTA Wampu Ke arah PLTA Asahan III
1x60 MVA Ke PLTP Sorik Merapi Ke PLTP Pusuk Bukit Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 500/150 kV Untuk IBT 275/150 kV Untuk IBT 275/150 kV
Pengembangan Gardu Induk Sumatra (Lanjutan 9)
190
No. Propinsi
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension Extension
Kap
Jumlah
COD
358 359 360 361 362 363 364 365 366 367 368 369 370 371 372 373 374 375 376 377 378 379 380 381 382 383 384 385 386 387 388 389 390 391 392 393 394 395 396
Binjai Pangkalan Susu Bangko Muara Bungo New Garuda Sakti Kiliranjao Payakumbuh Lahat Lubuk Linggau Galang Sarulla Padang Sidempuan Aur Duri Lahat Lumut Balai Betung Gumawang Sigli PLTU Meulaboh Lhokseumawe Rengat Riau Mulut Tambang Muara Enim Bayung Lincir/PLTU Sumsel ‐ 5 Sungai Lilin/PLTU Sumsel ‐ 7 Pangkalan Susu Bangko Ulee Kareng Ulee Kareng Aurduri Lubuk Linggau New Garuda Sakti HVDC Station Converter HVDC Switching Station PLTU Jambi 500 kV Ketapang Switching Station Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Aurduri 500kV New Garuda Sakti 500 kV Rengat 500 kV
275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 275/150 kV 250 kV DC 250 kV DC 500 kV 500 kV DC 500 kV DC 500 kV DC 500/275 kV 500/275 kV 500/275 kV 500/275 kV
Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Extension Extension Baru Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru Baru
1000 0 250 250 500 250 250 1000 250 1000 500 500 500 0 500 500 500 250 250 250 250 ‐ 0 0 0 250 500 500 0 250 600 0 0 0 3000 1000 500 1000 500
31.83 9.11 21.08 20.08 24.28 19.66 20 17 20.17 35.50 20.32 35.13 24.00 21.88 25.98 2 97 2.97 24.28 24.00 21.03 25.98 20.08 20.08 20 08 20.08 8 12.21 12.08 12.08 21.03 17.92 21 03 21.03 2.81 7.45 19.95 16.68 9.82 1.47 324 00 324.00 54.31 25.77 36.22 25.77
2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2017 2018 2018 2020 2016 2016 2018 2016 2016 2016 2018 2018 2018
Sumut Sumut Jambi Jambi Riau Sumbar Sumbar Sumsel Sumsel Sumut Sumut Sumut Jambi Sumsel Sumsel Sumsel Sumsel NAD NAD NAD Riau Riau Sumsel Sumsel Sumsel Sumut Jambi NAD Jambi Sumsel Riau Riau Jambi Lampung Sumsel Sumsel Jambi Riau Riau
Keterangan 2x500 MVA 2 x 250 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 1 x 250 MVA 1 x 250 MVA 1 x 250 MVA 2 x 500 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA Untuk PLTU Pangkalan Susu II 2x250 MVA Untuk PLTU Pangkalan Susu II 2x250 MVA 2 LB arah Lumut Balai dan 2 LB arah Muara Enim 2x250 MVA 2x250 MVA 1 x 250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x250 MVA 2x500 MVA Untuk Mengantisipasi PLTU Hululais 1 x 125 MVA 2x250 MVA Untuk Mengantisipasi PLTP Merangin Untuk Mengantisipasi PLTP Merangin 2x250 MVA 2x250 MVA HVDC ke Peninsula HVDC ke Peninsula 1x500 MVA 2x500 MVA 2x500 MVA 2x500 MVA Untuk 500kV Aurduri 2x500 MVA 2x500 MVA
LAM MPIRAN A1.7
PET TA PENGE EMBANGA AN PENY YALURAN SISTEM INTERKONEKSI SUM MATRA
191
Sistem Kelistrikan 275 kV dan 500 kV Sumatera
192 Eksisting 70 kV Eksisting 150 kV Eksisting 275 kV (Operasi 150 kV) Rencana 150 kV Rencana 275 kV AC Rencana 250 kV DC Rencana 500 kV AC Rencana 500 kV DC
Sistem Nangroe Aceh Darussalam (NAD)
193
Sistem Sumatera Utara
194
Sistem Riau
195
Sistem Sumatera Barat
196
Sistem Jambi
197
Sistem Bengkulu
198
Sistem Sumatera Selatan
199
Sistem Lampung
200
LAM MPIRAN A1.8
ANALISIS ALIRA AN DAYA A SIS STEM INT TERKONEKSI SUMA ATRA
201
240.12 MW
83 MW
PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM INTERKONEKSI SUMATERA TAHUN 2011
SUB SISTEM NAD SUB SISTEM BENGKULU
LANGSA
85.9 MW
211 MW
PKLNG 172.4 MW 121 MW 194.3 MW
PBDAN
202
SUB SISTEM JAMBI
1.158,78 MW
1.209,78 MW
MBNGO
168.4 MW
LLGAU
INALUM
LLGAU
SUB SISTEM SUMUT
BNGKO
0 MW
177 MW
SUB SISTEM SUMSEL BTRJA
222.4 MW 160 MW
SMKOK
148.8 MW PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW
160 MW KTPNG
BKMNG & BUMPU
172.2 MW
PYBUH
SUB SISTEM RIAU
KTPJG
BBATU
KLJAO
SUB SISTEM LAMPUNG
SUB SISTEM SUMBAR 397 MW
275 kV 150 kV
196 MW
359 MW
458.77 402.28 MW MW
568.68 568 68 MW
599.7 MW
875 MW
PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW
160 MW
PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM 275 KV SUMATERA TAHUN 2012
LLGAU
56 MW
56 MW
BNGKO
8.6 MW
47.2 MW
64.8 MW
SUB SISTEM BENGKULU
MBNGO
38.5 MW
28.8 MW
SUB SISTEM BANGKO
KLJAO
67.5MW
SMKOK
160 MW
LAHAT
67.5 MW
SUB SISTEM JAMBI
SUB SISTEM SUMUT
SUB SISTEM SUMBAR & RIAU SEL PYBUH
SUB SISTEM SUMSEL & BENGKULU SEL
177.8 MW 97.88 MW
- MW
47.1 MW
164.9 MW
188.9 MW
1049 MW 1273 MW
626 MW 464 MW
199 MW
PBDAN
80.2 MW
203
KTPNG
BTRJA 82.4 MW
723 MW 151 MW
BKMNG & BUMPU
SUB SISTEM LAMPUNG
LNGSA 360 MW
525 MW
150 kV
200 MW
SUB SISTEM RIAU
275 kV
PSUSU
KTPJG
BBAT TU
858 MW
BNJAI
460 MW
SUB SISTEM NAD
705 MW
273 MW
373 MW
PLTU Pangkalan Susu 1 X 220 MW
PLTA ASAHAN 1 2 X 90 MW
PRAKIRAAN ALIRAN DAYA SISTEM 275 KV SUMATERA TAHUN 2013
PLTP SARULLA
160 MW
SUB SISTEM JAMBI
PYBUH
SMKOK
25.3 MW W
134 MW
SUB SISTEM SUMBAR & RIAU SEL
GLANG
152 MW W
138.6 MW
SUB SISTEM SUMUT 18.2 MW
SUB SISTEM BANGKO
KLJAO
174.6 MW
15.3 MW
53.5 MW W
25.4 MW W
SUB SISTEM BENGKULU
MBNGO
134.8 MW
138.6 MW W
BNGKO
134.8 MW
W 36 MW
LLGAU
156.9 MW
156.8 MW W
LAHAT
PYBUH
SUB SISTEM SUMSEL & BENGKULU SEL
160 MW
129.6 MW
- MW
53.4 MW
277.9 MW 261.6 MW
552 MW
522 MW
966 MW 1400 MW
286 MW
PBDAN
160.6 MW
204
KTPNG
BTRJA & MRDUA
199.2 MW
792 MW
95.6 MW
KTPJG
PSUSU
SUB SISTEM LAMPUNG
LNGSA 537 MW
SUB SISTEM NAD PLTU Pangkalan Susu 2 x 220 MW
717 3 MW 792 MW 717.3
150 kV
304 MW
BKMNG
SUB SISTEM RIAU
697 MW
275 kV
304 MW
BB BATU
705 MW
BNJAI
259 MW
451 MW
MNGLA M
400 MW
BKMNG
BBATU U
104.9 MW
293.5 MW
267.9 MW
232.8 MW
229 MW
69.4 MW
11.8 MW
93 MW
GLANG
233.4 MW
205 21.8 MW
10 MW
100.4 MW
17.2 MW
46.6 MW
44.1 MW
34.3 MW
430.6 MW
160 MW
100 MW
100 MW
720 MW
BBATU
266 MW
BKMNG MNGLA
300 MW
51.8 MW
67.2 MW
439 MW
280 MW
182.7 MW
73.8 MW
361 MW
202.2 2 MW
39.2 MW
6 MW
199.2 2 MW
GLA ANG
206 2.1 MW
47.9 MW
118.9 MW
48.9 MW
83.7 MW
18.6 MW
6 MW
14.6 MW
156 MW
300 MW
159.4 MW
190 MW
600 MW
402 MW
BKMNG MNGLA
540 MW W
65.8 MW
194.6 MW
317.3 MW
139.2 MW
8.1 MW
240 MW
240 MW
4.9 MW
284.6 MW
144.7 MW
191.4 MW W
55.1 MW W
GLANG G
207 38.9 MW
160.9 MW
146.3 MW
128.7 MW
40.1 MW
6.8 MW
W 62.1 MW
136.6 MW
160 MW
300 MW
160 MW
190 MW
600 MW
458.9 MW
BKMNG MNGLA
1.6 MW
198.4 MW
500 MW
178.3 MW
111.4 MW
8 MW 30.8
240 MW
240 MW
147.6 MW
28 MW
445.4 MW
22 22.2 MW
228.6 M MW
90.6 MW W
GLANG
208 30.2 MW
178.4 MW W
MW 127.7 M
29 MW
38.3 MW
45.2 MW W
64.5 MW W
178.3 MW W
160 MW
290 MW
170 MW
160 MW
720 MW
540 MW
BKMNG MNGLA
55.1 MW
260.6 MW
540 MW
654 M MW
275.9 M MW
330 MW
211 MW
380 MW
260 MW W
200 MW W
1.3 MW
60.3 MW
445 MW
39 93.4 MW
MW 585.2 M
400 MW
397.8 MW
125.3 MW
GLAN NG
209 53 MW
240 MW
W 200 MW
138.7 MW W
13.6 MW
239 MW
10 MW
294 MW
140 MW
180 MW
160 MW
80 MW
200 MW
800 MW
W 511.4 MW
BKMNG MNGLA
105 MW
361.5 MW
500 MW
1126 MW
145 MW W
344 MW
231 MW
718 MW
240 MW W
240 MW W
35 MW
1.6 MW
299.6 MW
718 MW
443 MW
22.3 MW
420 MW 4
453.9 MW 4
GLAN NG
210 26.1 MW
196.6 MW W
267.3 MW W
209 MW
14.5 MW W
194 MW
39.9 MW W
11.8 MW W
160 MW
150 MW
160 MW
80 MW
170 MW W
760 MW
515 MW
BKMNG MNGLA
126.4 MW
375 MW
52 20 MW
135 5 MW
1151 1 MW
299 MW
758 MW
270 M MW
270 M MW
29.3 MW
59.7 MW
450 MW
424.6 MW
758 MW
445.4 MW
42.7 MW
470.7 MW
GLANG
211 40.6 MW W
266.3 M MW
186.7 MW
214.5 5 MW
10.7 MW W
261 M MW
64.3 M MW
66.6 MW W
160 MW
200 MW
160 MW W
160 MW
LA AMPIRAN N A1.9
KEBUTUH HAN FISIK K PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SIS STEM INTE ERKONEK KSI SUMA ATERA
212
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 6.569 4.562 4.661 5.011 5.031 5.403 5.548 5.951 6.291 6.590 55.618
JTR kms 6.711 4.285 4.509 4.869 4.982 5.271 5.273 5.608 5.788 5.955 53.251
Trafo MVA 1.470 766 819 836 872 900 941 978 1.041 1.072 9.694
Pelanggan 1.091.206 594.512 605.242 619.356 537.293 498.951 493.516 506.895 522.635 540.399 6.010.005
213
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Juta USD Tahun
JTM
2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
148,8 106,0 06,0 111,4 123,4 126,0 140,8 145,3 161,7 174,5 188,3 1.426,3
JTR 100,1 64,0 6 ,0 69,1 76,8 79,8 88,4 87,1 98,3 104,2 108,5 876,4
Trafo 50,9 36,2 36, 37,0 38,4 37,1 34,2 35,8 38,0 41,1 43,9 392,7
Pelanggan 39,0 42,3 ,3 54,8 63,1 32,7 34,6 36,3 38,2 39,1 39,0 419,1
Total 338,9 248,6 8,6 272,3 301,8 275,5 298,0 304,5 336,2 359,0 379,7 3.114,5
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Aceh Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 878 937 1.000 1.068 1.140 1.216 1.298 1.385 1.478 1.578 11.979
JTR kms 994 1.061 1.132 1.208 1.290 1.377 1.469 1.568 1.673 1.786 13.558
Trafo MVA 53 56 60 64 69 73 78 83 89 95 720
Pelanggan 42.227 39.193 40.171 41.179 34.291 30.598 31.418 33.447 34.369 35.332 362.225
214
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Aceh Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 21,9 23,4 3, 24,9 26,6 28,4 30,3 32,4 34,5 36,9 39,3 298,6
JTR 13,3 14,2 , 15,2 16,2 17,3 18,4 19,7 21,0 22,4 23,9 181,5
Trafo 4,5 4,8 ,8 5,2 5,5 5,9 6,3 6,7 7,1 7,6 8,1 61,7
Pelanggan 3,0 2,7 , 2,8 2,9 2,4 2,1 2,2 2,3 2,4 2,5 25,3
Total 42,7 45,1 5, 48,1 51,2 53,9 57,2 60,9 65,0 69,3 73,8 567,2
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Utara Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 1.376 1.461 1.438 1.538 1.538 1.718 1.903 2.076 2.291 2.467 17.805
JTR kms 1.092 918 996 1.078 1.158 1.218 1.260 1.339 1.378 1.414 11.850
Trafo MVA 146 153 166 180 193 220 240 263 287 314 2.160
Pelanggan 125.011 120.266 118.720 116.353 102.587 113.957 118.215 122.640 127.238 132.016 1.197.004
215
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumut Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 26,5 28,1 8, 27,7 29,6 29,6 33,1 36,6 40,0 44,1 47,5 342,7
JTR 12,9 10,9 0,9 11,8 12,7 13,7 14,4 14,9 15,8 16,3 16,7 140,2
Trafo 1,2 1,3 ,3 1,4 1,5 1,6 1,8 2,0 2,2 2,4 2,6 18,1
Pelanggan 8,7 8,4 8, 8,3 8,1 7,2 8,0 8,3 8,6 8,9 9,2 83,7
Total 49,4 48,7 8, 49,1 52,0 52,1 57,3 61,8 66,6 71,7 76,1 584,6
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Barat Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 262 295 314 315 321 331 339 342 351 372 3.242
JTR kms 308 347 370 371 378 391 400 404 414 439 3.823
Trafo MVA 38 43 46 46 47 48 49 50 51 54 471
Pelanggan 32.205 34.715 35.286 35.420 36.075 37.323 38.203 38.633 39.670 42.004 369.534
216
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumbar Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 7,4 8,3 8,9 9,0 9,2 9,5 9,7 9,9 10,2 10,6 92,7
JTR 6,5 7,3 ,3 7,8 7,9 8,1 8,3 8,6 8,8 9,1 9,4 81,9
Trafo 5,4 6,0 6,4 6,5 6,7 6,9 7,0 7,2 7,4 7,7 67,2
Pelanggan 2,5 2,8 ,8 3,0 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 31,3
Total 21,8 24,4 , 26,0 26,5 27,1 27,8 28,6 29,3 30,2 31,4 273,1
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Riau Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 1.340 534 565 541 584 599 602 609 629 591 6.595
JTR kms 1.546 616 652 624 673 692 694 703 725 682 7.610
Trafo MVA 785 271 287 275 296 304 306 309 319 300 3.454
Pelanggan 216.003 57.399 60.743 58.151 62.700 64.408 64.649 65.476 67.548 63.549 780.626
217
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Riau Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 31,5 12,6 ,6 13,3 12,7 13,7 14,1 14,2 14,3 14,8 13,9 155,2
JTR 26,4 10,5 0,5 11,2 10,7 11,5 11,8 11,9 12,0 12,4 11,7 130,1
Trafo 7,1 2,5 ,5 2,6 2,5 2,7 2,8 2,8 2,8 2,9 2,7 31,2
Pelanggan 6,2 6,7 6, 10,2 11,5 4,6 4,8 4,9 5,1 4,3 2,3 60,5
Total 71,3 32,2 3 , 37,2 37,4 32,6 33,5 33,7 34,3 34,4 30,6 377,0
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kepulauan Riau Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 293 105 130 184 203 217 209 200 173 163 1.876
JTR kms 338 121 150 212 234 250 241 231 200 188 2.164
Trafo MVA 107 61 76 82 87 91 94 96 101 105 900
Pelanggan 23.272 13.335 13.837 14.842 15.700 16.566 16.964 17.487 18.287 19.113 169.404
218
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kepulauan Riau Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 6,9 2,5 ,5 3,1 4,3 4,8 5,1 4,9 4,7 4,1 3,8 44,1
JTR 5,8 2,1 , 2,6 3,6 4,0 4,3 4,1 3,9 3,4 3,2 37,0
Trafo 1,0 0,6 0,7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 8,1
Pelanggan 1,4 0,5 0,6 0,8 0,9 1,0 1,0 0,9 0,8 0,8 8,7
Total 15,0 5,6 6,9 9,5 10,5 11,2 10,8 10,4 9,2 8,7 97,9
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Jambi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 558 222 226 234 240 245 253 264 275 282 2.800
JTR kms 515 205 210 220 227 230 238 253 263 264 2.626
Trafo MVA 49 20 20 21 22 23 24 25 26 27 257
Pelanggan 84.765 33.693 36.589 37.591 29.433 30.565 31.424 33.567 34.516 37.725 389.868
219
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Jambi Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 13,1 5,7 5, 6,4 7,2 8,1 9,1 10,3 11,8 13,4 15,4 100,5
JTR 9,8 3,8 4,4 5,0 5,7 6,5 5,0 7,7 8,7 7,4 64,1
Trafo 0,5 0,2 0, 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 0,6 3,4
Pelanggan 4,3 1,1 , 3,9 5,6 1,7 1,8 2,0 2,1 2,3 2,5 27,3
Total 27,7 10,9 0,9 14,9 18,0 15,8 17,8 17,7 21,9 24,8 25,9 195,4
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Selatan Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 716 394 414 438 462 488 516 544 574 606 5.152
JTR kms 721 396 421 447 475 504 535 567 602 638 5.306
Trafo MVA 100 44 54 50 62 58 71 67 82 88 675
Pelanggan 233.427 102.644 116.372 116.204 88.735 83.599 73.059 69.997 70.865 76.896 1.031.799
220
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Sumatera Selatan Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 18,3 11,0 ,0 12,8 14,8 17,3 20,0 23,3 27,0 31,4 36,4 212,3
JTR 11,0 6,7 6, 7,8 9,1 10,6 12,4 14,5 16,9 19,7 23,0 131,9
Trafo 1,2 0,6 0,8 0,8 1,1 1,1 1,0 1,2 2,1 2,5 12,3
Pelanggan 6,2 6,4 6, 12,5 16,9 4,7 5,1 5,4 5,8 6,2 6,7 76,0
Total 36,7 24,7 , 33,9 41,7 33,7 38,7 44,2 50,9 59,5 68,6 432,6
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Bengkulu Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 290 191 176 271 133 306 141 227 194 188 2.115
JTR kms 316 208 191 295 144 333 153 247 211 204 2.301
Trafo MVA 20 13 12 18 8 16 12 15 13 13 140
Pelanggan 40.147 26.366 24.262 34.442 11.963 19.182 14.146 16.836 17.100 16.816 221.260
221
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Bengkulu Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 7,4 5,3 5,4 9,2 4,9 12,6 6,4 11,3 10,6 11,3 84,3
JTR 4,8 3,5 3,5 6,0 3,2 8,2 4,2 7,4 6,9 7,4 55,1
Trafo 0,2 0,2 0, 0,2 0,3 0,1 0,3 0,3 0,4 0,3 0,4 2,6
Pelanggan 0,2 0,1 0, 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2 0,3 0,3 0,3 2,1
Total 12,6 9,1 9, 9,3 15,6 8,5 21,3 11,0 19,3 18,1 19,3 144,2
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Lampung Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 428 281 269 277 260 169 174 179 184 189 2.409
JTR kms 403 264 254 261 244 159 164 168 173 178 2.268
Trafo MVA 144 94 88 87 72 54 55 56 57 59 765
Pelanggan 236.225 155.182 148.793 153.230 143.322 93.527 96.093 98.721 101.417 104.182 1.330.692
222
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Lampung Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 10,3 71 7,1 7,2 7,8 7,6 5,2 5,6 6,1 6,5 7,1 70,5
JTR 5,4 37 3,7 3,8 4,1 4,0 2,7 3,0 3,2 3,4 3,7 37,0
Trafo 28,6 19 7 19,7 19,2 20,0 17,5 13,6 14,6 15,7 16,9 18,2 184,1
Pelanggan 4,6 13 0 13,0 12,7 13,5 7,1 7,7 8,3 9,0 9,7 10,4 96,0
Total 49,0 43 6 43,6 42,9 45,3 36,3 29,3 31,5 33,9 36,5 39,3 387,6
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Bangka Belitung Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 428 143 128 146 152 113 114 123 142 156 1.645
JTR kms 477 149 133 152 159 117 119 128 148 162 1.744
Trafo MVA 29 11 10 13 17 12 13 14 16 17 151
Pelanggan 57.924 11.719 10.468 11.944 12.486 9.226 9.345 10.091 11.624 12.766 157.594
223
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Bangka Belitung Juta USD Tahun 2011 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 5,6 1,9 ,9 1,8 2,2 2,4 1,8 1,9 2,2 2,6 3,0 25,3
JTR 4,1 1,3 ,3 1,2 1,5 1,6 1,2 1,3 1,5 1,8 2,1 17,7
Trafo 1,1 0,4 0, 0,3 0,4 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2 0,2 3,7
Pelanggan 2,0 0,6 0,6 0,6 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,8 8,1
Total 12,8 4,3 ,3 4,0 4,6 5,0 4,0 4,2 4,6 5,4 6,0 54,8
LA AMPIRAN N A1.10
P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SIS STEM INT TERKONE EKSI SUMATERA
224
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sumatera K b h Fi ik J i Li ik P d R i lS Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 3.344,0 1 810 2 1.810,2 3.657,2 3.539,5
JTR kms 3.280,9 1 531 0 1.531,0 3.260,8 3.207,4
MVA 139,9 44 4 44,4 89,8 89,1
12.351,0 11.280,1
363,1
Trafo Unit 2.263 758 1.426 1.440
Listrik murah
Jml Pelanggan
dan Hemat (RTS)
89 727 89.727 122.274 125.131
8 515 8.515
5.887,9 337.132,4
225
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Regional Sumatera (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
Pembangkit
Pelanggan
Total
602.819,7 309.601,9 893 240 2 893.240,2 953.237,8
291.317,9 146.424,4 378 469 5 378.469,5 406.867,9
158.190,5 69.034,1 218 991 7 218.991,7 231.746,3
2.601,8 -
29 401 0 29.401,0 32.186,6
1.148.370,6 590.994,6 1 520 102 5 1.520.102,5 1.624.038,6
2.758.899,7
1.223.079,7
677.962,7
2.601,8
61.587,7
4.883.506,3
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi NAD K b h Fi ik J i Li ik P d P i i NAD Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 411,0 58 0 58,0 164,1 162,0
JTR kms 669,9 151 5 151,5 209,0 221,0
MVA 12,0 44 4,4 7,7 6,5
795,1 1.251,4
30,6
Trafo Unit 266 71 114 108
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
10.018 10 018 5.227 5.518
1 620 1.620
559,0 20.763,0
226
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi NAD (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
30.254,5 11.553,6 50 575 4 50.575,4 57.039,7
32.325,1 16.933,5 36 497 2 36.497,2 42.330,8
9.827,5 6.625,1 16 376 6 16.376,6 17.476,7
149.423,2
128.086,7
50.305,8
Pembangkit
Pelanggan
Total 141.707,0 103.449,2 103 449 2 116.847,2
‐
‐
362.003,4
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Utara K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS U Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 350,0 110 0 110,0 440,0 422,0
JTR kms 201,0 86 1 86,1 200,3 210,1
MVA 4,7 20 2,0 4,6 6,0
1.322,0 697,5
17,3
Trafo Unit 157 60 155 201
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
3.614 3 614 11.042 10.590
2 530 2.530
573,9 25.246,0
227
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Utara (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
37.343,4 23.938,0 103 883 2 103.883,2 109.661,8
18.746,3 10.003,8 22 297 1 22.297,1 25.317,3
8.090,2 4.472,9 18 055 1 18.055,1 18.360,6
274.826,4
76.364,4
48.978,8
Pembangkit
Pelanggan
Total 94.179,9 38.414,7 144 235 4 144.235,4 153.339,6
‐
‐
430.169,7
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Barat K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS B Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 315,0 132 0 132,0 301,0 273,0
JTR kms 255,0 145 0 145,0 307,1 295,1
MVA 7,3 20 2,0 7,5 7,5
1.021,0 1.002,2
24,2
Trafo Unit 166 41 80 80
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
11.419 11 419 9.480 12.000
1 620 1.620
367,0 32.899,0
228
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Barat (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
61.027,1 30.518,5 93 044 3 93.044,3 97.560,9
23.629,5 17.332,1 38 420 5 38.420,5 41.415,9
10.297,1 4.472,8 13 778 1 13.778,1 16.348,2
282.150,8
120.798,0
44.896,3
Pembangkit
Pelanggan
Total 94.953,8 52.323,4 145 243 0 145.243,0 155.325,0
‐
‐
447.845,2
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Riau K b h Fi ik J i Li ik P d P i i Ri Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 310,0 198 0 198,0 170,0 170,0
JTR kms 389,0 213 9 213,9 190,0 180,0
MVA 28,0 60 6,0 7,7 7,9
848,0 972,9
49,6
Trafo Unit 380 90 97 100
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
8.855 8 855 13.755 14.205
667,0 36.815
229
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Riau (uta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
59.940,8 41.747,8 47 998 8 47.998,8 51.653,8
40.381,7 22.265,4 24 352 8 24.352,8 24.460,3
35.912,0 11.020,3 18 183 0 18.183,0 20.062,5
201.341,1
111.460,1
85.177,8
Pembangkit
Pelanggan
Total 136.234,5 75.033,5 90 534 5 90.534,5 96.176,5
‐
‐
397.979,0
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Riau Kepulauan K b h Fi ik J i Li ik P d P i i Ri K l Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 280 0 280,0
JTR kms
Trafo MVA
Jml Pelanggan
Unit
239 3 239,3
60 6,0
280,0 239,3
6,0
Listrik murah dan Hemat (RTS)
90
13 125 13.125
425
90,0 13.125,0
230
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Riau Kepulauan (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
63.439,5
26.442,1
11.164,7
63.439,5
26.442,1
11.164,7
Pembangkit
Pelanggan
Total 101.046,3 -
‐
‐
101.046,3
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Jambi K b h Fi ik J i Li ik P d P i i J bi Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 366,0 121 4 121,4 471,0 436,1
JTR kms 319,0 127 2 127,2 535,0 572,1
MVA 23,5 53 5,3 26,0 25,0
1.394,5 1.553,3
79,7
Trafo
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
360 76 379 360
8.450 8 450 18.400 16.400
80
1.175,0 43.250
231
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Jambi (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
75.023,2 24.595,7 109 329 6 109.329,6 114.396,1
32.965,2 11.181,1 49 157 8 49.157,8 57.148,8
28.398,8 8.721,9 60 990 9 60.990,9 64.089,1
323.344,7
150.452,8
162.200,7
Pembangkit
‐
Pelanggan
Total
10.686,7 10 686 7 10.477,6
136.387,3 44.498,7 230 165 0 230.165,0 246.111,6
21.164,4
657.162,6
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Selatan K b h Fi ik J i Li ik P d P i iS S l Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 480,0 238 0 238,0 750,0 750,0
JTR kms 323,0 148 0 148,0 611,0 560,0
MVA 29,5 68 6,8 12,0 11,3
2.218,0 1.642,0
59,5
Trafo Unit 459 135 240 225
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
16.236 16 236 39.000 42.000
625
1.059,0 97.236,0
232
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Sumatera Selatan (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
86.311,9 49.581,8 133 530 0 133.530,0 146.890,0
34.437,6 18.747,3 74 410 0 74.410,0 74.960,0
32.265,5 11.641,5 28 740 0 28.740,0 29.640,0
416.313,7
202.554,9
102.287,1
Pembangkit
Pelanggan
Total 153.015,0 79.970,6 236 680 0 236.680,0 251.490,0
‐
‐
721.155,7
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Bengkulu K b h Fi ik J i Li ik P d P i iB k l Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 450,0 340 9 340,9 769,0 776,0
JTR kms 344,0 150 0 150,0 668,0 674,0
MVA 11,0 41 4,1 9,1 9,2
2.335,9 1.836,0
33,3
Trafo Unit 149 71 180 184
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
4 500 4.500
470
584,0 4.500,0
233
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Bengkulu (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
102.399,7 47.072,3 188 731 8 188.731,8 199.972,1
34.523,0 15.717,4 63 360 6 63.360,6 67.117,3
13.847,7 8.523,5 25 586 2 25.586,2 27.310,9
538.175,9
180.718,4
75.268,3
Pembangkit
Pelanggan
Total 150.724,9 71.313,3 277 678 7 277.678,7 294.400,4
‐
‐
794.117,2
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Lampung K b h Fi ik J i Li ik P d P i iL Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 370,0 150 0 150,0 227,1 205,4
JTR kms 633,0 215 0 215,0 310,5 280,0
MVA 17,0 42 4,2 6,4 4,1
952,5 1.438,5
31,7
Trafo Unit 230 62 76 52
Listrik murah
Jml Pelanggan
dan Hemat (RTS)
10.580 10 580 20.000 20.000
1 040 1.040
420,0 50.580,0
234
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Lampung (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
99.150,2 34.655,4 80 342 6 80.342,6 87.039,7
45.265,7 28.288,2 44 592 9 44.592,9 48.258,6
13.283,5 8.110,8 22 138 0 22.138,0 17.907,8
301.187,9
166.405,3
61.440,1
Pembangkit
‐
Pelanggan
Total
16.163,7 16 163 7 19.396,5
157.699,4 71.054,4 163 237 2 163.237,2 172.602,5
35.560,2
564.593,5
P ki Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Bangka Belitung K b h Fi ik J i Li ik P d P i i B k B li Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 292,0 182 0 182,0 365,0 345,0
JTR kms 147,0 55 0 55,0 230,0 215,0
MVA 7,0 38 3,8 9,1 11,6
1.184,0 647,0
31,4
Trafo
Jml Pelanggan
Unit
Listrik murah dan Hemat (RTS)
96 62 105 130
2.930 2 930 5.370 4.418
105
393,0 12.718,0
235
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Bangka Belitung (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
Pembangkit
51.368,9 45.938,8 85 804 5 85.804,5 89.023,8
29.043,7 5.955,7 25 380 7 25.380,7 25.859,0
6.268,2 5.445,2 15 143 8 15.143,8 20.550,5
2.601,8
272.136,0
86.239,1
47.407,6
2.601,8
Pelanggan
Total
2.550,6 2 550 6 2.312,5
83.468,7 57.339,7 128 879 5 128.879,5 137.745,8
4.863,1
407.433,7
LA AMPIRA AN A1.11
PROYEKS SI KEBUT TUHAN KE EBUTUHA AN INVES STASI SIS STEM INT TERKONE EKSI SUMA ATERA
236
Proyeksi y Kebutuhan Investasi Pembangkit, g , Transmisi & Distribusi [Fixed Asset Addition] Sumatra (Juta US$)
Tahun
237
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 T t l Total
Investasi Pembangkit T/L dan GI 480 135 1,515 411 1,691 1,205 2 025 2,025 582 3,210 826 2,252 900 2,687 97 1,332 264 2,792 54 1,445 76 19 428 19,428 4 549 4,549
Distribusi 281 299 359 398 297 321 344 374 395 402 3 469 3,469
Total 895 2,225 3,254 3 004 3,004 4,333 3,473 3,128 1,969 3,241 1,923 27 446 27,446
PENJELASAN LAMPIRAN A WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT
238
PENJELASAN LAMPIRAN A1 SISTEM INTERKONEKSI SUMATERA
A1.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Produksi listrik pada sistem Sumatera diperkirakan meningkat rata-rata 10,4% per tahun antara tahun 2011 dan 2020, yaitu meningkat dari 23.414 GWh pada tahun 2011 menjadi 56.806 GWh pada tahun 2020. Sekitar 43% dari produksi tersebut adalah untuk memenuhi demand di sistem Sumatera bagian utara (Sumbagut) dan selebihnya nya untuk Sumatera bagian Selatan (Sumbagsel). Faktor beban diperkirakan antara 65.4% sampai 67.0%. Beban puncak sistem Sumatera pada tahun 2011 adalah 4.269 MW dan akan tumbuh rata-rata 10.2% per tahun, sehingga menjadi 9.641 MW pada tahun 2020. Proyeksi kebutuhan listrik sistem Sumatera tahun 2011 – 2020 ditunjukkan pada Lampiran A1.1. A1.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi masih lemah Walaupun telah dibangun transmisi 150 kV Baganbatu – Rantauprapat yang menghubungkan sistem Sumbagut dan Sumbagselteng, namun kedua sistem tersebut pada dasarnya secara elektris masih terpisah. Kedua sistem ini belum dapat dioperasikan sebagai satu sistem interkoneksi karena terkendala oleh masalah stabilitas, yaitu adanya osilasi inter-area pada frekuensi rendah dengan damping sangat rendah antara kelompok generator di Sumbagut dan kelompok generator di Sumbagselteng. Interkoneksi kedua sistem melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padangsidempuan pada tahun 2014 diharapkan akan dapat mewujudkan sistem interkoneksi Sumatera 1 . Dengan beroperasinya interkoneksi Sumatera, maka sistem Sumbagsel yang memiliki sumber energi primer yang banyak dan murah akan dapat memasok sebagian kebutuhan sistem Sumbagut, walaupun besarnya daya yang dapat ditransfer akan dibatasi oleh limit stabilitas sistem interkoneksi.
1
Untuk memastikan hal tersebut diperlukan studi small signal stability.
239
Rencana reserve margin tinggi Neraca daya sistem interkoneksi Sumatera direncanakan dengan reserve margin yang tinggi, yaitu mencapai 78% pada tahun 2017 apabila semua proyek pembangkit berjalan dan selesai tepat waktu. Apabila keadaan tersebut benarbenar terjadi maka sistem Sumatera akan mengalami over supply. Namun melihat pengalaman PLN selama ini, tingkat keberhasilan proyek IPP sangat rendah, yaitu hanya sekitar 16%. Bahkan proyek pembangkit PLN juga mengalami keterlambatan, termasuk proyek PLN dalam program percepatan tahap 1. Lebih dari itu, dalam RUPTL 2011-2020 ini direncanakan banyak sekali pembangkit panas bumi (PLTP) yang mencapai 2.495 MW, termasuk PLTP yang masih green field bahkan WKP-nya belum ditender. Proyek PLTP yang diperkirakan dapat selesai pada tahun 2014 adalah PLTP yang WKP-nya telah dimiliki oleh Pertamina. Dari perjelasan diatas dapat dimengerti bahwa perencanaan reserve margin yang tinggi hingga 78% dimaksudkan semata-mata untuk memberikan kepastian yang lebih tinggi kepada masyarakat Sumatera (yang telah lama menderita kekurangan listrik) bahwa listrik akan tersedia cukup di Sumatera. Penamaan proyek PLTU IPP Proyek-proyek IPP yang belum financial closing, kecuali PLTP, tidak disebut nama lokasinya secara spesifik, namun hanya disebutkan kawasan daerah dimana proyek tersebut berada. Hal ini dimaksudkan agar PLN dapat menawarkan proyek IPP kepada pengembang melalui tender kompetitif. Status beberapa IPP saat ini dalam RUPTL 2011 – 2020 adalah sebagai berikut: PLTU Sumbar 1 adalah PLTU Kambang; PLTU Sumsel 2 adalah PLTU Keban Agung; PLTU Sumsel 5 adalah PLTU Bayung Lencir; PLTU Sumsel 6 adalah PLTU Mulut Tambang Pendopo; PLTU Sumsel 7 adalah PLTU Sungai Lilin; PLTU Riau Mulut Tambang adalah PLTU Cirenti. Proyek-proyek strategis 1.
Proyek PLTU Percepatan Tahap I ( PLTU Meulaboh, PLTU Pangkalan Susu, PLTU Sumbar Pesisir, PLTU Tarahan) dan PLTA Asahan III, merupakan proyek yang sangat strategis karena selain proyek-proyek ini akan dapat mengatasi defisit pasokan daya yang saat ini terjadi juga sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit yang eksisting.
240
2.
PLTU Mulut Tambang (IPP) skala besar yang listriknya juga akan disalurkan ke sistem interkoneksi Sumatera disamping ditransfer ke Jawa melalui transmisi 500 kV HVDC harus dapat diselesaikan selaras dengan penyelesaian proyek interkoneksi Jawa-Sumatera 500 kV HVDC.
3.
PLTA Merangin 350 MW di Provinsi Jambi akan memenuhi kebutuhan sistem Sumatera dan sekaligus menurunkan BPP.
4.
Pembangkit peaker di Sumatera yang akan memanfaatkan potensi bahan bakar gas yang ada.
Pengembangan PLTP Terkait dengan kerja sama dengan PT Pertamina Geothermal, PLN akan membangun sisi hilir pada lokasi-lokasi sebagai berikut: PLTP Ulubelu #1,2 (2x55 MW), PLTP HuluLais #1,2 (2x55 MW), PLTP Sungai Penuh #1,2 (2x55 MW). Khusus untuk PLTP Ulubelu unit 1 dan 2 sumber dana sudah tersedia dari JBIC dimana Loan Agreement sudah ditandatangani pada tahun 2005. Proyek-proyek PLTP lainnya akan dikembangkan oleh IPP dengan total kapasitas 2.165 MW sampai dengan tahun 2020, namun sampai dengan saat ini eksplorasi yang dilakukan pihak swasta terhadap proyek-proyek PLTP tersebut belum tuntas, sehingga hal ini menjadi sangat rawan terhadap ketersediaan reserve margin di sistem Sumatera seperti telah dijelaskan sebelumnya. Pembangkit baru dalam program percepatan tahap II –
PLTU Pangkalan Susu#3,4 2x200 MW
–
PLTA Asahan III 174 MW
–
PLTP Hulu Lais #1,2 2x55 MW dan PLTP Sungai Penuh 2x55 MW
–
PLTP-PLTP yang akan dikembangkan oleh swasta/ IPP yaitu PLTP Ulubelu 3,4 (2x55 MW), PLTP Seulawah 55 MW, PLTP Lumut Balai 4x55 MW, PLTP Sarulla I 6x55 MW, PLTP Sarulla II 2x55 MW, PLTP Rajabasa 4x55 MW, PLTP Muara Laboh 4x55 MW, PLTP Rantau Dedap 4x55 MW dan PLTP Sorik Marapi 240 MW.
Potensi pembangkit hidro Pada saat ini terdapat sebuah proposal proyek IPP unsolicited PLTA Batang Toru 500 MW yang berlokasi di Tapanuli Selatan. Saat ini perusahaan yang mengajukan proposal proyek sedang melakukan pra studi kelayakan (Pre-FS). 241
Apabila proyek tersebut layak secara teknis, keekonomian dan sesuai dengan kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera, maka proposal proyek IPP unsolicited tersebut akan diproses lebih lanjut. Neraca Daya sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.2 A1.3 Proyek-proyek IPP yg terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran A1.3 A1.4 Neraca Energi Selaras dengan pertumbuhan demand yang harus dipenuhi, maka produksi energi per jenis energi primer di sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.4 Produksi energi pada Lampiran B1.4 dialokasikan per unit pembangkit berdasarkan merit order dengan menggunakan model simulasi produksi dengan asumsi harga dan ketersediaan bahan bakar sebagai berikut: − Harga bahan bakar HSD = USD 0,78 /liter, MFO=USD 0,62 /liter, gas alam = USD 6 /mmbtu, dan batubara = USD 80/ton. − Ketersediaan gas alam hanya berdasarkan pada kontrak yang ada. − Ketersediaan batubara tidak terbatas. − Pemanfaatan tenaga panas bumi dan tenaga air sesuai dengan proyek PLTP dan PLTA pada neraca daya. Lampiran B1.4 menunjukkan bahwa peranan masing-masing energi primer tersebut adalah sebagai berikut: a.
Peranan Minyak (HSD dan MFO) yang pada tahun 2010 masih tinggi, yaitu sekitar 6.525 GWh, akan sangat berkurang menjadi sekitar nol pada tahun 2014. Hal ini terjadi karena PLTU Belawan 1 – 4 tidak dioperasikan lagi dan PLTGU Belawan, PLTG Task Force, PLTG Paya Pasir di Sumatera Utara dioperasikan dengan LNG
b.
Peranan LNG akan mulai dirasakan pada tahun 2014, yaitu sekitar 4.324 GWh dan cenderung konstan berdasarkan sumber paskokan LNG yang telah teridentifikasi.
c.
Peranan pembangkit gas yang semula 4.946 GWh pada tahun 2010 akan naik menjadi 7.932 GWh pada tahun 2014, dan secara bertahap akan menurun kembali menjadi 4.575 GWh pada tahun 2020. Hal ini karena
242
pengoperasian pembangkit gas disesuaikan dengan ketersediaan gas dari kontrak yang ada. d.
Peranan pembangkit batubara akan semakin dominan. Pada tahun 2010 hanya 4.346 GWh akan naik 6 kali lipat menjadi 26.714 GWh pada tahun 2020.
e.
Peranan pembangkit hidro pada tahun 2010 semula 4.538 GWh dan akan semakin besar dengan masuknya PLTA semakin besar dengan masuknya PLTA Asahan 3, PLTA Peusangan 1-2 pada tahun dan PLTA Merangin pada tahun 2016 serta PLTA Simonggo-2 dan PLTA Masang-2 pada tahun 2017. Peranan hydro pada tahun 2020 akan mencapai 7.050 GWh.
f.
Kontribusi pembangkit geothermal akan meningkat luar biasa besar pada tahun 2020 dengan produksi 13.200 GWh, atau 23% dari produksi total. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTP, yang pada tahun 2009 hanya 10 MW akan menjadi 2.495 MW pada tahun 2020. Banyaknya kandidat proyek PLTP di Sumatera akan menyebabkan capacity factor pembangkit beban dasar lainnya, yaitu PLTU batubara, menjadi rendah jika semua proyek PLTU dan PLTP tersebut terlaksana tepat waktu sesuai jadwal. Namun banyaknya kandidat proyek PLTP yang kepastian implementasinya masih rendah 2 akan membuat situasi yang cukup rawan bagi Sumatera apabila pengembangan PLTP yang direncanakan tidak terlaksana sesuai jadwal mengingat ketidakpastian pelaksanaan beberapa pembangkit IPP juga tinggi.
Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan energi primer di sistem Sumatera dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran A1.4. Kebutuhan bahan bakar HSD pada tahun 2011 sebesar 2,2 juta liter dan semakin turun menjadi 27 ribu liter pada tahun 2014. Sedangkan MFO sudah tidak diperlukan lagi mulai tahun 2014 karena dihentikannya operasi PLTU Belawan 14 yang mempunyai biaya operasi sangat mahal dibandingkan PLTU batubara. Proyeksi pemakaian gas akan mengikuti pasokan gas yang terus mengalami depletion, namun sejalan dengan rencana akan dibangunnya LNG floating terminal maka PLTGU akan dijalankan dengan LNG. 2
Karena banyak lokasi PLTP yang potensinya belum dibuktikan dengan drilling.
243
Volume pemakaian batubara meningkat dari tahun ke tahun, yaitu naik dari 4,0 juta ton pada tahun 2011 menjadi 16.4 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat 6 kali lipat. A1.5 Capacity Balance Gardu Induk Pengembangan gardu induk disusun berdasarkan capacity balance dengan memasukkan GI existing dan GI ongoing project. Selanjutnya dari Capacity Balance tersebut dapat dilihat pembebanan masing masing GI. GI yang telah berbeban diatas 70% dari kapasitas nominalnya memerlukan penambahan trafo. Kemudian dievaluasi juga kebutuhan GI baru untuk perbaikan kualitas pelayanan dan de-dieselisasi serta pengembangan GI baru terkait dengan pembangkit baru. Setelah mendapatkan GI-GI baru yang dibutuhkan, selanjutnya disusun kembali capacity balance yang baru setelah mempertimbangkan penambahan GI baru tersebut. Dengan demikian dapat disusun proyeksi kebutuhan GI, dimana hasil pengembangan GI tersebut dipergunakan juga sebagai dasar pengembangan sistem penyaluran. Dengan kriteria keandalan dan asumsi di atas, kebutuhan pembangunan Gardu Induk Baru dan pengembangan trafo GI eksisting sampai tahun 2020 sebesar 28.400 MVA dengan rincian diberikan pada Lampiran A1.5. A1.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran di sistem Sumatera dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik meliputi proyek berikut: •
Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTA, PLTU IPP dan PLTP IPP.
•
Pembangunan transmisi baru 275 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan dan PLTA IPP Asahan 1.
•
Pengembangan transmisi 150 kV yang ada di lokasi tersebar di sistem Sumatera dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.
•
Pembangunan transmisi 275 kV dan 500 kV sebagai tulang punggung transmisi interkoneksi Sumatera yang akan memudahkan pengiriman daya 244
dari Sumatera bagian selatan yang kaya akan sumber energi primer ke demand di Sumatera bagian utara. •
Pembangunan transmisi dan kabel laut ±250 kV HVDC Sumatera – Peninsular Malaysia yang bertujuan untuk mengoptimalkan operasi kedua sistem dengan memanfaatkan perbedaan waktu terjadinya beban puncak pada kedua sistem tersebut.
Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.6. A1.7 Peta Pengembangan Penyaluran Peta pengembangan penyaluran sistem Sumatera adalah seperti pada Lampiran A1.7. A1.8 Analisis Aliran Daya Analisa aliran daya sistem Sumatera dilakukan dengan memperhitungkan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya, meliputi sistem 275 kV, 150 kV dan 70 kV. Namun pada RUPTL 2011-2020 ini hanya ditunjukkan hasil analisa aliran daya pada sistem transmisi 275 kV dan 500 kV saja. Prakiraan aliran daya di sistem 275 kV Sumatera dilakukan setiap tahun mulai tahun 2011 sampai dengan 2020, dengan penjelasan sebagai berikut : 1. Analisa aliran daya tahun 2011 Aliran Daya tahun 2011, transfer daya terlihat menuju Sumatera Bagian Tengah (Sumbagteng), baik dari Sumatera Bagian Utara maupun Sumatera Bagian Selatan, hal ini disebabkan tidak adanya pembangkit baru di sistem Sumbagteng. Transfer Daya dari Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) terbatas pada kisaran transfer 224 MW dikarenakan masalah limit stabilitas transfer daya menggunakan sistem 150 kV di titik interkoneksi Sumbagselteng (Lubuk Linggau – Bangko). Dari simulasi aliran daya terlihat, kekurangan pembangkitan pada tahun 2010 ini berada di sub sistem Riau, dimana sub sistem ini menerima daya dari sub sistem Sumatera Barat sebesar 172 MW. Profil tegangan sistem masih berada dalam kriteria operasi yang bervariasi antara 90%-105%. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Tarahan #1 (100 MW), PLTG Duri (40 MW), PLTU Simpang Belimbing #1,2 (227 MW) dan PLTG/PLTMG sewa total 182 MW. 245
2. Analisa aliran daya tahun 2012 Pada tahun ini akan dioperasikan sistem tegangan 275 kV pada transmisi 275 kV Lahat – Lubuk Linggau – Bangko – Muara Bungo – Kiliranjao, yang sebelumnya dioperasikan pada tegangan 150 kV. Tambahan transmisi 275 kV baru adalah Pangkalan Susu – Binjai. Transfer dari sub sistem Sumatera Barat ke sub Sistem Riau berkurang hingga menjadi 80 MW seiring dengan beroperasinya beberapa pembangkit di Riau. Tegangan sistem 275 kV cukup baik, yaitu tertinggi di GI Lubuk Linggau (285 kV) dan terendah di GI Binjai (278 kV). Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Meulaboh FTP 1 (2x110 MW), PLTU Pangkalan Susu #1 (220 MW), PLTU Sumbar Pesisir #1 (112 MW), PLTU Tarahan #2 (100 MW), PLTP Ulubelu #2 (1x55 MW), PLTG Peaker total 160 MW, PLTG Gunung Megang ST (30 MW) dll. 3. Analisa aliran daya tahun 2013 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Payakumbuh – Kiliranjao dan Binjai – Galang – Simangkok. Transfer ke sub sistem Riau menjadi 160 MW, dan PLTU Riau FTP1 #1 telah beroperasi 100 MW. Tegangan sistem 275 kV cukup baik, yaitu tertinggi di GI Lubuk Linggau (282 kV) dan terendah di GI Binjai (275 kV). Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTGU Keramasan (86 MW), PLTU Pangkalan Susu – FTP1 #2 (1x220 MW), PLTU Sumbar Pesisir FTP1 #2 (112 MW), PLTP Ulubelu-FTP2 #1 (1x55 MW), PLTU Riau FTP1 #1 (100 MW), PLTG Belawan (400 MW), PLTG Sengeti (60 MW) dan PLTU Sewa (840 MW). 4. Analisa aliran daya tahun 2014 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Payakumbuh – New Garuda Sakti, Payakumbuh – Padang Sidempuan – Sarulla – Simangkok dan Lahat – Gumawang. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagut ke Sumbagselteng, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 110 246
MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Riau menjadi 230 MW dan transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 230 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Riau FTP1 #2 (100 MW), PLTU Simpang Belimbing Ekspansi (227 MW), PLTU Banjarsari (230 MW), PLTP Lumut Balai-FTP2 #3,4 (2x55 MW), PLTP Sarulla-FTP2 (110 MW), PLTA Lawe Mamas (45 MW) dan PLTG peaking total 500 MW. 5. Analisa aliran daya tahun 2015 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV Muara Enim - Betung – Sungai Lilin (Sumsel-7) - Bayung Lincir (Sumsel-5) Aur Duri – Rengat – New Garuda Sakti seiring dengan tambahan pembangkit PLTU mulut tambang Sumsel-5 150 MW, Sumsel-7 150 MW, Keban Agung 225 MW. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagut ke Sumbagselteng ke, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 216 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 305 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV sub Sistem Jambi (Aur Duri) ke sub sistem Riau (Rengat) sebesar 202 MW. Pada tahap awal pembangunan segmen transmisi 275 kV Aur Duri – Rengat ini dibangun dengan konstruksi 500 kV, yang kemudian mulai akan dioperasikan dengan sistem 500 kV setelah beroperasinya PLTU di Jambi sampai dengan 800 MW mulai tahun 2018. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTU Pangkalan Susu FTP2 #3,4 (2x200 MW), PLTU Meulaboh #3 (200 MW), PLTP Hululais FTP2 (110 MW), PLTP Sungai Penuh FTP2 (110 MW), PLTU Keban Agung (2x112,5 MW), PLTU Sumsel-5 #1 (150 MW), PLTU Sumsel-7 #1 (150 MW), PLTP Ulubelu #3,4 (110 MW), PLTP Lumut Balai (110 MW) dan PLTP Sarulla (220 MW). 6. Analisa aliran daya tahun 2016 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV sub sistem NAD mulai Sigli – Lhokseumawe dan pengoperasian transmisi 275 kV Meulaboh – Sigli yang sebelumnya dioperasikan dengan tegangan 150 kV seiring dengan beroperasinya PLTU Meulaboh #3,4 (400 247
MW).Selain itu juga diperlukan pembangunan transmisi 275 kV PLTU Cirenti – Rengat untuk mengevakuasi daya PLTU Cirenti. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan seiring dengan mulai beroperasinya pembangkit mulut tambang dan panas bumi di sistem Sumbagselteng. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 420 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 211 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTA Peusangan (88 MW), PLTA Asahan III (174 MW), PLTA Merangin (175 MW), PLTU Sumsel-6 #1 (300 MW), PLTU Riau MT #1 (300 MW), PLTU Sumsel-5 #2 (150 MW), PLTU Sumsel-7 #2 (150 MW). 7. Analisa aliran daya tahun 2017 Pada tahun ini terdapat pembangunan transmisi 275 kV baru, yaitu transmisi 275 kV sub sistem NAD mulai Sigli – Ulee Kareng untuk memasok kota Banda Aceh dan sekitarnya. Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 225 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 261 MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 226 MW. Tambahan pembangkit baru di sistem Sumatera antara lain PLTA Merangin #2 (175 MW), PLTA Simonggo-2 (86 MW), PLTA Masang-2 (55 MW), PLTU Sumsel-6 #2 (300 MW), PLTU Riau MT #2 (300 MW), PLTP Rajabasa FTP2 (220 MW), PLTP Muara Laboh FTP2 (220 MW) dan PLTP Sarulla II FTP2 (110 MW). 8. Analisa aliran daya tahun 2018 Pada tahun ini transmisi 500 kV dari PLTU Jambi – Aur Duri – New Garuda Sakti sudah beroperasi, seiring dengan beroperasinya PLTU Jambi unit #1 (1 x 400 MW) Arah aliran daya pada tahun ini adalah dari Sumbagselteng ke Sumbagut, melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan sebesar 540 MW. Adapun transfer sistem 275 kV ke sub sistem Lampung sebesar 400 248
MW sedangkan transfer daya melalui transmisi 275 kV ke sub sistem Riau sebesar 660 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTU Jambi KPS Jambi #1 (1x400 MW), PLTU Sumsel-1 #1 (400 MW), PLTP Rantau Dedap FTP2 (110 MW), PLTP Sorik Marapi FTP2 (240 MW) dan PLTP Suoh Sekincau (110 MW). 9. Analisa aliran daya tahun 2019 Arah aliran daya masih dari selatan ke utara, dengan transfer daya sebesar 360 MW melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan, transfer daya ke sub sistem Riau melalui transmisi 500 kV Rengat – New Garuda Sakti sebesar 1100 MW dan transfer ke sub sistem Lampung melalui transmisi 275 kV Muara Enim – Gumawang sebesar 440 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTU Jambi KPS #2 (1x400 MW), PLTU Sumsel-1 #2 (400 MW) dan PLTP Rantau Dedap FTP2 #2 (110 MW) dan PLTP Suoh Sekincau (110 MW). 10. Analisa aliran daya tahun 2020 Arah aliran daya dari selatan ke utara, dengan transfer daya sebesar 490 MW melalui transmisi 275 kV Payakumbuh – Padang Sidempuan, transfer daya ke sub sistem Riau melalui transmisi 500 kV Rengat – New Garuda Sakti sebesar 1150 MW dan transfer ke sub sistem Lampung melalui transmisi 275 kV Muara Enim – Gumawang sebesar 450 MW. Tambahan pembangkit baru antara lain PLTG Peaker (200 MW) dan PLTP tersebar (695 MW)
A1.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, •
Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan
•
Perbaikan SAIDI dan SAIFI
•
Menurunkan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua
•
Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan
Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Sumatera seperti pada Lampiran A1.9.
249
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera JTM kms 6,569 4,562 4,661 5,011 5,031 5,403 5,548 5,951 6,291 6,590 55,618
Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTR kms 6,711 4,285 4,509 4,869 4,982 5,271 5,273 5,608 5,788 5,955 53,251
Trafo MVA 1,470 766 819 836 872 900 941 978 1,041 1,072 9,694
Pelanggan 1,091,206 594,512 605,242 619,356 537,293 498,951 493,516 506,895 522,635 540,399 6,010,005
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Regional Sumatera Juta USD Tahun
JTM
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
148.8 106.0 111.4 123.4 126.0 140.8 145.3 161.7 174.5 188.3 1,426.3
JTR 100.1 64.0 69.1 76.8 79.8 88.4 87.1 98.3 104.2 108.5 876.4
Trafo 50.9 36.2 37.0 38.4 37.1 34.2 35.8 38.0 41.1 43.9 392.7
Pelanggan 39.0 42.3 54.8 63.1 32.7 34.6 36.3 38.2 39.1 39.0 419.1
Total 338.9 248.6 272.3 301.8 275.5 298.0 304.5 336.2 359.0 379.7 3,114.5
Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional sumatera tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut : •
Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 61.600 kms, JTR 65.510 kms, Kapasitas gardu distribusi 14.054 MVA untuk menunjang penyambungan pelanggan sejumlah 6,0 juta.
•
Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan biaya total sebesar USD 3.469 juta USD (JTM USD 1.564 juta, JTR USD 1.076 juta, gardu USD 410 juta, dan sambungan pelanggan 419 juta USD) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar USD 350 juta.
•
Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 67,1 % tahun 2010, menjadi 73,3 % di tahun 2014 untuk regional sumatera
A1.10 Program Listrik Perdesaan
250
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sumatera Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 3.344,0 1.810,2 3.657,2 3.539,5
JTR kms 3.280,9 1.531,0 3.260,8 3.207,4
12.351,0 11.280,1
Trafo MVA Unit 139,9 2.263 44,4 758 89,8 1.426 89,1 1.440
363,1
5.887,9
Jml Pelanggan
Listrik murah dan Hemat (RTS)
89.727 122.274 125.131
8.515
337.132,4
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Regional Sumatera (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM 602.819,7 309.601,9 893.240,2 953.237,8
JTR
Trafo
Pembangkit
Pelanggan 29.401,0 32.186,6
291.317,9 146.424,4 378.469,5 406.867,9
158.190,5 69.034,1 218.991,7 231.746,3
2.601,8 -
2.758.899,7 1.223.079,7
677.962,7
2.601,8
Total 1.148.370,6 590.994,6 1.520.102,5 1.624.038,6
61.587,7 4.883.506,3
Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Sumatera tahun 2011-2014 dapat dijelaskan sebagai berikut : •
Selama kurun waktu tahun 2010-2014 direncanakan membangun JTM 12.351 kms, JTR 11.280 kms, Kapasitas gardu distribusi 363 MVA.
•
Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang kegiatan listrik perdesaan tersebut sebesar Rp 4,88 triliun (JTM Rp 2,8 triliun, JTR Rp 1,22 triliun, gardu Rp 0,7 triliun, pembnagkit dan pelanggan Rp 2,6 triliun
A1.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.11, halaman 96. A1.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Sumatera diberikan pada Lampiran A1.12.
251
LA AMPIRAN N A2
SISTEM M INTERKO ONEKSI KALIMANTAN K BAR RAT
252
LAM MPIRAN A2.1
PROY YEKSI KEB BUTUHAN N TENAG GA LISTRIK SISTEM KALIMAN NTAN BAR RAT
253
Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Kalimantan Barat
Sistem
254
Wil Kalbar Sistem Khatulistiwa Produksi Faktor Beban Beban Puncak
Satuan 2011
GWh % MW
1.121 69 186
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1.379 74 211
1.749 77 259
2.021 68 339
2.201 69 362
2.544 74 394
2.707 68 457
2.879 68 486
3.060 68 516
3.304 69 548
LA AMPIRAN N A2.2
NERACA A DAYA SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT
255
MW
Grafik Neraca Daya Sistem Kalbar 900
Pembangkit Terpasang PLN
54%
Pembangkit Sewa
PLTG PLN
PLTGB Sewa
800
PLTU PLN
51%
PLTU FTP2
700
47% PLTA PLN
53%
PLTU IPP Power Purchase (Sesco) PLTA PLN
600
g Reserve Margin Beban Puncak
45%
256
500
43%
46% Power Purchase (Sesco) PLTU IPP
57% 400 300
45%
37% PLTU (FTP2)
200
PLTU (FTP2) Kapasitas Terpasang
100 -
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Tahun 256
Neraca Daya Sistem Kalbar Kebutuhan dan Pasokan
257
Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Pasokan Kapasitas Daya Terpasang PLN PLTG-HSD PLN (Siantan) PLTD-MFO PLN (Sei Raya & Siantan) PLTD-MFO PLN (Sei Wie & Sudirman) Interkoneksi sistem-sistem isolated S Sewa Retired & Moultbolled (PLN) Tambahan Kapasitas PLN On-going dan Committed Project Pantai Kura-Kura (FTP1) Parit Baru (FTP1) Rencana Parit Baru - Loan China (FTP2) Nanga Pinoh Kalbar - 1 Kalbar - 2 IPP Rencana Pontianak - 2 Pontianak - 3
Satuan 2011 GWh % MW
MW MW MW MW MW
2012
2013
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1,121 69 186
1,379 74 211
1,749 77 259
2,021 68 339
2,201 69 362
2,544 74 394
2,707 68 457
2,879 68 486
3,060 68 516
3,304 69 548
270
290
253
117
42
50
75
61
61
69
34 100 19 117 6
34 100 19 137 -
34 100 19 12 88 -
47 70 153
42 -
50 -
75 -
61 -
61 -
69 -
PLTU PLTU
55 100
PLTU
50
50
PLTA PLTU
50
49 50
49
PLTU
PLTU PLTU
50
50
25
25
50
Power Purchase dengan SESCo (Peaking) 275 KV Power Purchase dengan g SESCo ((Baseload)) 275 KV Jumlah Pasokan Reserve Margin
2014
120 50
-50
MW
270
290
408
492
517
575
699
734
759
842
%
45
37
57
45
43
46
53
51
47
54
LAM MPIRAN A2.3 A
PRO OYEK-PR ROYEK IPP TERKENDALA SISTEM KALIMAN K NTAN BAR RAT
258
A2.3 3 Proyek-proye ek IPP yg terke endala Dalam perenccanaan pemban ngkit IPP, ada beberapa b proye ek pembangkit IPP yang Perjanjian Pem mbelian Tenag ga Listrik (PPTL L) nya mengala ami kendala. Ka ategori PPTL terkend dala adalah, Kateg gori 1, tahap op perasi adalah ta ahap dimana IP PP sudah menccapai COD. Kateg gori 2, tahap pe embangunan/ko onstruksi diman na IPP sudah mencapai m Finan ncial Closing (F FC) tapi belum mencapai m COD D. Kateg gori 3, Tahap pendanaan p IPP yang sudah memiliki m PPTL, tetapi t belum m mencapai Fin nancial Closing (FC). Pembangkit IP PP yang terken ndala di sistem Kalimantan Ba arat adalah, - PLT TU Ketapang 2xx7 MW masuk dalam kategori 2 - PLT TU Pontianak 2x25 2 MW masu uk dalam kategori 2 Saat ini penye elesaian IPP terkendala tersebut sedang dip proses oleh Kom mite Direktur untukk IPP dan Kerja asama Kemitraa an.
259
LA AMPIRAN N A2.4
NERACA ENERGI E SISTEM KALIMAN NTAN BA ARAT
260
Proyeksi Neraca Energi Sistem Kalbar (GWh)
261
JENIS Batubara Gas LNG HSD MFO SESCO Hydro y Total
2011 -
2012 -
2013 824
2014 1.228
2015 1.471
2016 1.788
2017 1.793
2018 1.797
2019 2.377
2020 2.641
117 1.004 1.121
257 1.121 1.379
171 753 1.749
12 72 709 2.021
6 3 721 2.201
7 16 733 2.544
7 21 737 150 2.707
10 35 738 300 2.879
14 55 314 300 3.060
10 35 317 300 3.304
Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Kalbar FUEL TYPE
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
262
HSD ( x 1000 kL )
42
89
114
4
0
1
1
3
7
3
MFO ( x 1000 kL )
254
279
171
18
1
4
5
9
14
9
LNG (GBTU)
-
-
-
-
-
Batubara (kTON)
-
-
565
701
868
GAS (GBTU) -
-
-
-
-
1.102
1.137
1.178
1.610
1.832
LA AMPIRAN N A2.5
CA APACITY Y BALANC CE GARDU U INDUK SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT
263
Capacity p y Balance Sistem Kalimantan Barat No.
1
2
3
4
5
6
264
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
TEG.
CAPACITY
(KV)
MVA
NAMA GI
GI SIANTAN
GI SEI RAYA
GI. PARIT BARU
GI. MEMPAWAH
GI.SINGKAWANG
GI. KOTA BARU
GI PLTU KURA-KURA
GI SAMBAS
GI SANGGAU
GI TAYAN
GI BENGKAYANG
GI NGABANG
GI SEKADAU
GI SINTANG
GI NANGA PINOH
GI KETAPANG
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
150/20
2
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
2
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
20
30
60
60
30
30
30
30
30
30
2011 Peak Add Trf MW MVA
2012 Peak Add Trf MW MVA
2013 Peak Add Trf MW MVA
30
30
30
60
20
60
2014 Add Trf MVA
25,67
29,33
34,04
40,13
50,34%
57,50%
66,75%
39,34%
38,01
35,75
74,54%
23,37%
120
60
2015 Peak Add Trf MW MVA
2016 Peak Add Trf MW MVA
2017 Peak Add Trf MW MVA
2018 Peak Add Trf MW MVA
2019 Peak Add Trf MW MVA
48,04
51,82
53,64
56,15
61,82
47,10%
50,81%
52,59%
55,05%
60,61%
30
2020 Peak Add Trf MW MVA 67,13 65,82%
39,00
40,90
46,01
50,10
52,62
52,69
69,12
69,40
25,49%
26,73%
30,07%
32,75%
34,39%
34,44%
45,17%
45,36%
15,18
15,60
17,34
15,86
17,33
15,66
22,55
59,54%
61,17%
67,98%
62,19%
67,98%
61,40%
44,22%
16,78
17,55
15,00
21,85
65,79%
68,84%
58,84%
42,84%
30
30
32,68
33,06
35,31
64,08%
64,83%
69,24%
23,66
30,63
33,75
29,04
31,51
33,89
46,40%
60,06%
66,17%
56,94%
61,79%
66,45%
14,62
15,30
16,34
15,85
19,33
57,35% ,
60,01% ,
64,09% ,
62,16% ,
37,90% ,
30
20,12
21,85
28,72
33,74
32,69
39,45% ,
42,85% ,
56,32% ,
66,17% ,
64,09% ,
14,41
16,93
15,79
17,07
13,31
13,87
15,29
15,81
17,44
24,96
56,50%
66,39%
61,91%
66,96%
52,19%
54,40%
59,97%
62,01%
68,40%
48,95%
11,71
12,14
12,83
13,88
14,88
15,34
16,50
17,73
14,06
15,29
45,94%
47,60%
50,33%
54,44%
58,37%
60,17%
64,70%
69,54%
55,13%
59,98%
12,02
12,83
16,02
15,18
15,80
17,16
23,63
47,13%
50,33%
62,81%
59,53%
61,96%
67,29%
46,33%
30
30
Peak MW
17,04
15,63
19,59
66,82%
61,31%
38,41%
30
30
17,22
21,74
33,76%
42,63%
21,48
23,55
25,80
28,02
42,12%
46,17%
50,60%
54,95%
6,54
7,29
8,04
8,54
9,45
10,46
11,58
12,70
25,66%
28,57%
31,55%
33,48%
37,08%
41,04%
45,41%
49,79%
6,48
7,15
7,82
8,21
9,01
9,88
10,82
11,75
25,41%
28,03%
30,65%
32,22%
35,33%
38,73%
42,44%
46,09%
9,07
10,01
10,94
11,50
12,61
13,83
15,15
16,45
35,57%
39,24%
42,91%
45,10%
49,46%
54,22%
59,42%
64,53%
6,66
10,28
7,66
8,40
9,20
10,09
10,95
26,12%
40,33%
30,03%
32,93%
36,09%
39,56%
42,96%
18,36
20,27
21,51
23,82
26,36
32,17
31,99
35,99%
39,74%
42,18%
46,70%
51,69%
63,08%
62,72%
9,43
10,34
11,34
9,43
13,49
55,48%
60,84%
66,70%
55,45%
79,38%
28,53
30,98
33,62
33,15
55,95% ,
60,74% ,
65,92% ,
65,01% ,
30
Capacity p y Balance Sistem Kalimantan Barat TEG. No.
CAPACITY
NAMA GI MVA
(KV) 17
GI SANDAI
150/20
1
30
30
18
GI KOTA BARU 2
150/20
1
30
30
19
20
GI SUKADANA
GI PUTUSIBAU
150/20
150/20
1
1
30
30
2011 Peak Add Trf MW MVA
2012 Peak Add Trf MW MVA
2013 Peak Add Trf MW MVA
Peak MW
2014 Add Trf MVA
2015 Peak Add Trf MW MVA
30
2016 Peak Add Trf MW MVA 3,36
2017 Peak Add Trf MW MVA 3,68
2018 Peak Add Trf MW MVA 4,04
2019 Peak Add Trf MW MVA 4,42
2020 Peak Add Trf MW MVA 7,80
13,17%
14,44%
15,83%
17,35%
30,60%
8,76
9,42
10,12
10,88
11,59
34,35% ,
36,93% ,
39,70% ,
42,67% ,
45,43% ,
8,76
9,70
10,73
11,88
13,02
34,35%
38,03%
42,10%
46,58%
51,08%
14,77
30
57,92% Penambahan Trafo (MVA) Total Beban Gardu Induk Beban Pembangkit Siantan Beban Pembangkit Sei Ra Raya a Total Beban Gardu Induk & PLTD Total Beban Sistem Diversity Factor
710
-
120
-
90
30
30
30
30
30
30
136,39
154,61
185,27
248,05
270,73
311,91
370,39
406,81
442,94
494,54
20,00 20 00 20,00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
20,00 20,00 20 00
176,39
194,61
225,27
288,05
310,73
351,91
410,39
446,81
482,94
534,54
173,34
192,33
224,27
287,01
309,73
378,08
410,28
445,11
482,82
533,53
1,02
1,01
1,00
1,00
1,00
0,93
1,00
1,00
1,00
1,00
265
LAM MPIRAN A2.6
RENCA ANA PEN NGEMBAN NGAN PEN NYALURA AN SISTEM KALIMAN NTAN BA ARAT
266
Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Kalimantan Barat (kms) Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
275 kV
-
-
180
-
-
-
-
-
-
-
180
150 kV
112
310
596
280
-
180
860
-
-
300
2.638
112
310
776
280
-
180
860
-
-
300
2.818
TOTAL
267
(MVA) Tegangan 275/150 kV
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total
-
-
250
-
-
-
-
-
-
-
250
150/20 kV
60
150
90
210
30
150
90
30
60
60
930
TOTAL
60
150
340
210
30
150
90
30
60
60
1.180
Rencana Pengembangan Transmisi Kalimantan Barat
268
N No.
P Propinsi i i
D i Dari
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar
Parit Baru Sei Raya PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 Singkawang Siantan Singkawang Bengkayang Ngabang PLTU Parit Baru (IPP) Tayan Sanggau Sintang Sintang Sukadana Sandai Nanga Pinoh Ketapang Sintang Bengkayang
K Ke Kota Baru Kota Baru Incomer 2 pi (Singkawang‐Mempawah) Sambas Tayan Bengkayang Ngabang Tayan Parit Baru Sanggau Sekadau Sekadau Nanga Pinoh Sandai Tayan Kota Baru 2 Sukadana Putusibau Perbatasan
T Tegangan 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV
C d t Conductor 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk cct 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 1 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Hawk 2 cct, 2 Zebra
k kms
Biaya (M USD)
COD
40 32 40 126 184 120 180 110 6 180 100 180 180 180 300 180 200 300 180
2,22 1,77 2,22 6,98 10 19 10,19 6,65 9,97 6,09 0,33 9,97 5,54 9,97 9,97 13,74 22,90 9,97 15,27 22,90 28,36
2011 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013
Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Barat No. Propinsi
269
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar K lb Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar Kalbar
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension
Kap
Jumlah
COD
Kota Baru Parit Baru Ext LB Parit Baru Ext LB Sei Raya Ext LB PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 Sei Raya Sambas Singkawang Ext LB Tayan Tayan Ext LB Tayan Ext LB Sei Raya Ext LB Bengkayang Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Si t Siantan Mempawah Singkawang Naga Pinoh Sintang Ext LB Sukadana Sandai Sanggau Kota Baru 2 Ketapang Parit Baru Sambas Siantan Putusibau Kota Baru Kota Baru Bengkayang
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 275/150 kV
Baru Extension Extension Baru Extension Baru Extension Baru Extension Extension Baru Baru Baru Baru Baru E t i Extension Extension Extension Baru Extension Baru Baru Extension Baru Baru Extension Extension Extension Baru Extension Baru
30 2 LB 2 LB 2 LB 30 120 30 2 LB 30 2 LB 2 LB 2 LB 30 30 30 30 60 60 30 30 30 1 LB 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 250
2,62 1,24 1 24 1,24 1,37 3,81 2,42 1,24 2,42 1 24 1,24 1,24 2,62 2,62 2,62 2,62 4,00 1 39 1,39 1,39 1,39 2,62 0,62 2,62 2,62 1 39 1,39 2,62 4,00 1,39 1,39 1,39 2,62 1 39 1,39 25,98
2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2020 2020 2013
Keterangan
L LAMPIRA AN A2.7
PE ETA PENG GEMBANG GAN PENY YALURAN N SISTEM M KALIMA ANTAN BA ARAT
270
The image cannot be displayed. Your computer may not have enough RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN memory to open the image, or the image may have been corrupted. Restart KALIMANTAN - 2020 your computer, and then open theBARAT file again. If2011 the red x still appears, you …
PLTM PANCAREK‐SAJINGAN (IPP); 2 x 400 KW (2012) ARUK PLTU 2 KALBAR TJ. GUNDUL (PLN); 2 x 27,5 MW (2013) 2 x 27,5 MW (2013) PLTU PERPRES TAHAP II 2 X 50 MW (2014) LOAN CHINA
GI. SAMBAS Thn 2013
PLTM MERASAP‐BENGKAYANG (PLN); 2 x 750 KW (2010)
BIAWAK SERIKIN JAGOI BABANG
KUCHING
GI MAMBONG (MATANG)
GI. SINGKAWANG Thn 2009
GI. NGABANG Thn 2013 55 km
GI. PARIT BARU
GI SANGGAU Thn 2014
GI. SIANTAN GI. TAYAN GI GI. SEI RAYA Thn 2013 GI. KOTA BARU Thn 2011
PLTGB (IPP) 8 MW (2012) GI. PUTUSIBAU Thn 2020
BADAU
ENTIKONG GI & GITET. BENGKAYANG Thn 2013
GI. PLTU KURA-KURA Thn 2011 GI. MEMPAWAH
PLTU 1 KALBAR ‐PARIT BARU (PLN); 2 x 50 MW (2013) PLTU PARIT BERKAT (IPP); 2 x 25 MW (2014); (2014);
BATU KAYA
TEBEDU
PLTU SINTANG (PLN); 3 X 7 MW (2012)
GI. SINTANG Thn 2014
GI. SEKADAU Thn 2014 PLTU SANGGAU (PLN); 2 X 7 MW (2012)
PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTA NANGA PINOH (PLN) 98 MW 2017‐18 GI. NANGA PINOH Thn 2016
PLTU TAYAN (IPP); 2 X 25 MW (2015) GI. K0TA BARU2 2017 GI. SUKADANA Thn 2017 GI. SANDAI Thn 2017
PLTU KETAPANG (PLN) ; 2 X 10 MW (2013)
GI. KETAPANG GI Thn 2017
PLTU KETAPANG (IPP) ; 2 X 7 MW (2012)
KETERANGAN : Gardu Induk 275 kV Rencana Transmisi 275 kV Rencana Transmisi 150 kV Eksisting Transmisi 150 kV Rencana Gardu Induk 150 kV Eksisting Gardu Induk 150 kV Rencana
PLTU Rencana PLTMH Rencana Listrik Perbatasan Eksisting Listrik Perbatasan Rencana
GI.GI KUALA KURUN Kuala Kurun
LA AMPIRAN N A2.8
ANAL LISIS ALIR RAN DAYA A SISTEM KALIMAN NTAN BAR RAT
272
Load Flow Sistem Kalimantan Barat Tahun 2012
273
Load Flow Sistem Kalimantan Barat Tahun 2015
274
Load Flow Sistem Kalimantan Barat Tahun 2018
275
L LAMPIRA AN A2.9
KEBUTUHA AN FISIK PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SISTEM KALIMANT S K TAN BAR RAT
276
PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Tahun
277
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1.381
JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3.944
Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540
Pelanggan 44.189 40.543 36.973 38.980 41.105 46.655 49.419 52.353 55.467 58.773 464.457
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Juta USD Tahun 2011 2012 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM 10,2 17,2 , 18,4 18,2 10,3 17,8 19,2 19,1 11,3 18,7 160,7
JTR 7,5 10,9 0,9 11,8 13,7 7,6 11,7 12,9 15,0 9,1 13,2 113,4
Trafo 4,9 4,5 ,5 4,2 4,3 5,5 5,3 5,8 6,6 7,6 7,6 56,3
Pelanggan 2,6 2,4 , 2,3 2,5 2,8 3,4 3,7 4,1 4,6 5,1 33,6
Total 25,2 35,0 36,7 38,8 26,3 38,1 41,7 44,9 32,7 44,6 364,0
LAM MPIRAN A2.10 A
PR ROGRAM LISTRIK PERDESA AAN SISTEM KALIMANT S K TAN BAR RAT
278
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 348,0 182 5 182,5 511,0 468,0
JTR kms
Trafo MVA
Jml Pelanggan
Unit
221,0 167 6 167,6 590,3 645,0
10,0 23 2,3 2,3 2,4
1.509,5 1.623,9
17,0
Listrik murah dan Hemat (RTS)
197 62 47 47
5.725 5 725 4.125 4.525
875
353 14.375
279
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
Pembangkit
82.108,8 46.875,3 159 909 4 159.909,4 156.909,5
54.416,8 23.395,5 91 808 3 91.808,3 108.375,4
7.966,8 6.120,8 7 099 4 7.099,4 8.796,1
22.500,0
445.802,9
277.996,0
29.983,1
22.500,0
Pelanggan
Total 166.992,4 76.391,5 258 817 0 258.817,0 274.081,0
‐
776.281,9
L LAMPIRA AN A2.11
PROYEK KSI KEBUT TUHAN IN NVESTASI SISTE EM KALIM MANTAN BARAT B
280
Proyeksi y Kebutuhan Investasi Pembangkit, g , Transmisi & Distribusi [Fixed Asset Addition] Kalimantan Barat (Juta US$)
Tahun
281
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Total
Investasi Pembangkit T/L dan GI 0 13 82 14 322 98 75 37 163 1 75 69 149 21 74 1 119 1 119 27 1.178 283
Distribusi 25 35 37 39 26 38 42 45 33 45 364
Total 38 132 457 151 191 182 211 120 153 191 1.825
PENJELASAN LAMPIRAN A2. SISTEM KALIMANTAN BARAT A2.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Kalimantan Barat (Khatulistiwa) merupakan salah satu sistem besar di pulau Kalimantan selain Sistem Kaltim (Mahakam) dan Sistem Kalimantan Selatan & Tengah (Barito). Saat ini sistem Kalimantan Barat belum terinterkoneksi dengan sistem Kalimantan Selatan dan Tengah. Untuk memenuhi kebutuhan listrik tahun 2011-2020, diperkirakan produksi energi listrik pada sistem Kalbar meningkat rata-rata 12.7% per tahun, yaitu meningkat dari 1.121 GWh pada tahun 2011 menjadi 3.304 GWh pada tahun 2020. Faktor beban diperkirakan antara 67.6% sampai 76.9% Beban puncak sistem Kalbar pada tahun 2011 sebesar 186 MW akan meingkat menjadi 548 MW pada tahun 2020 dengan tersambungnya beberapa sistem isolated yaitu sistem Singkawang, Sambas, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Ngabang dan Ketapang. Sistem-sistem kecil lainnya masih beroperasi isolated. Proyeksi kebutuhan beban sistem Kalimantan Barat tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran A2.1. A2.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi Sistem interkoneksi Kalimantan Barat termasuk salah satu wilayah yang memiliki potensi pertumbuhan tinggi, yaitu tumbuh rata-rata 12,6% per tahun sampai dengan tahun 2020. Saat ini, di Kalimantan Barat terdapat sewa PLTD lebih dari 100 MW. Kapasitas terpasang pembangkit saat ini adalah 270 MW (termasuk sewa), dimana semua pembangkit di sistem Kalbar menggunakan BBM sehingga biaya operasi sangat tinggi. Tambahan pembangkit pada sistem Kalbar seluruhnya masih dalam tahap rencana, kecuali PLTU Percepatan Tahap 1, yaitu PLTU Parit Baru (2x50 MW) dan PLTU Kura-kura (2x25 MW) yang direncanakan beroperasi tahun 2013. Penandatangan kontrak untuk kedua PLTU ini sudah dilaksanakan pada tahun 2009. 282
Pada tahun 2014 dan 2015 sistem Kalimantan Barat akan melakukan pembelian listrik dari Serawak sebesar 50 MW pada LWBP dan 120 MW pada WBP untuk menggantikan pembangkit berbahan bakar minyak. Dalam jangka panjang (setelah tahun ke-5) dimungkinkan seluruh pembelian tenaga listrik dari Serawak adalah hanya selama WBP, hal ini dapat menunda kebutuhan pembangkit peaking yang berbahan bakar mahal Dari neraca daya sistem Kalimantan Barat terlihat bahwa reserve margin akan mencapai 57% pada tahun 2013. Namun hal ini masih dapat diterima dengan pertimbangan proyek-proyek PLTU Kalbar berisiko terlambat karena berbaga sebab, interkoneksi dengan Serawak tidak ada klause take or pay yang berbasi power pada WBP. PLTU Batubara Dengan adanya sumber batubara di Kabupaten Sintang, maka direncanakan PLTU batubara 3x7 MW di Sintang untuk beroperasi pada tahun 2012. Selain itu PLTU IPP juga akan dilaksanakan di Ketapang sebesar 2x10 MW. PLTU Pantai Kura-kura FTP1 (2x27,5 MW) dan PLTU Parit Bru FTP1 (2x50) diharapkan beroperasi pada tahun 2013. PLTU batubara (ex Loan China 2x50 MW) di Parit Baru juga diharapkan beroperasi pada tahun 2014. Untuk memenuhi kebutuhan demand jangka panjang di Kalbar, maka direncanakan pembangunan PLTU Kalbar-1 sebesar 2x50 MW dan PLTU Kalbar-2 (2x50 MW). PLTU IPP Pontianak-2 diperkirakan akan mundur dalam waktu yang lama, sedangkan PLTU IPP Pontianak 3 diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2015. Interkoneksi Kalbar - Sarawak Tujuan dari interkoneksi Kalbar-Sarawak adalah untuk menurunkan BPP dengan menggantikan pembangkit BBM, meningkatkan keandalan sistem Kalbar dan mengantisipasi keterlambatan pembangunan proyek PLTU. Proyek ini diperkirakan akan selesai pada tahun 2014. Pola operasi 5 tahun pertama adalah impor 50 MW flat pada LWBP dan maksimum 180 MW (on top dari beban dasar) pada WBP. Tidak ada ketentuan take or pay yang berbasis daya. Setelah 5 tahun akan berubah menjadi power exchange. Proyek-proyek strategis:
283
−
Proyek PLTU Percepatan Tahap 1 (PLTU Parit Baru dan PLTU Pantai KuraKura) merupakan proyek strategis karena selain proyek-proyek ini akan dapat mengatasi defisit pasokan daya yang saat ini sudah terjadi, juga sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting.
−
PLTU Parit Baru – Loan China (FTP2) 2x50MW dan PLTU Pontianak-3 diharapkan dapat beroperasi tepat waktu karena diperlukan oleh sistem Kalbar.
Neraca Daya sistem Kalbar diberikan pada Lampiran A2.2. A2.3 Proyek-proyek IPP yg terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran A2.3. A2.4 Neraca Energi Selaras dengan pertumbuhan demand yang harus dipenuhi dengan pengembangan pembangkit, produksi energi per jenis energi primer di sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.4. Rencana pembangunan beberapa PLTU di Kalbar merupakan salah satu usaha mengurangi biaya operasi pembangkitan mengingat pembangkit di Kalbar 100% berbahan bakar minyak, HSD dan MFO. Adanya sumber batubara di Kabupaten Sintang juga membuka peluang pembangunan PLTU batubara di daerah tersebut. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.
Peranan MFO yang pada tahun 2010 masih cukup tinggi di Kalbar. Produksi dengan menggunakan BBM adalah sebesar 650 GWh dan produksi dengan BBM dari pembangkit sewa sebesar 718 GWh (termasuk sistem isolated). Pada tahun 2011 karena belum adanya pengoperasian pembangkit baru berbahan bakar selain BBM, maka produksi dengan BBM untuk sistem interkoneksi akan mencapa 1.121 GWh.
b.
Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU, maka diharapkan penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan Kalbar dapat dikurangi.
c.
Peranan sumber energi lain selain BBM dan batubara juga direncanakan. Sumber energi tersebut adalah Air. Potensi air di daerah Nanga Pinoh memberikan peluang untuk memanfaatkan sumber daya tersebut untuk
284
memenuhi kebutuhan listrik. PLTA Nanga Pinoh direncanakan dapat beroperasi sebesar 98 MW pada tahun 2017/2018. d.
Peranan HSD hingga tahun 2020 tetap penting, mengingat beberapa sistem kecil terisolasi dan tidak terhubung ke Grid sistem khatulistiwa masih menggunakan PLTD sebagai pembangkit.
Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO cenderung menurun dari tahun 2011 hingga tahun 2020. Pada tahun 2011 penggunaan HSD dan MFO untuk sistem interkoneksi sebesar 296 juta liter dan pada tahun 2020 sebesar 12 juta liter. Volume pemakaian batubara meningkat dari 0,57 juta ton pada tahun 2013 menjadi 1,83 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat hampir 4 kali lipat. Kebutuhan bahan bakar di sistem Kalbar dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran A2.4. A2.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Kalimantan Barat sampai dengan tahun 2020 sebesar 1.240 MVA. Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Kalbar seperti pada Lampiran A2.5. A2.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Kebutuhan pembangunan dan pengembangan jaringan transmisi untuk Kalbar sampai dengan tahun 2020 adalah sepanjang 2.818 kms, meliputi, – Pembangunan transmisi 150 kV baru terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTU IPP dan PLTA. – Pengembangan transmisi 150 kV yang ada di lokasi tersebar di sistem Kalbar dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi. – Pembangunan transmisi 275 kV interkoneksi Kalbar - Sarawak untuk mendapatkan benefit ekonomi dari energy exchange pada saat terjadi
285
perbedaan marginal cost antara kedua sistem. Interkoneksi ini juga bermanfaat sebagai contingency apabila konstruksi pembangkit baru terlambat. Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.6. A2.7 Peta Pengembangan Penyaluran Peta pengembangan penyaluran adalah seperti pada Lampiran A2.7. A2.8 Analisis Aliran Daya Analisa aliran daya pada sistem Khatulistiwa dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 20112020 ini hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2019. Prakiraan aliran daya sistem Khatulistiwa dapat dijelaskan sebagai berikut : 1. Tahun 2012 Pada tahun 2012 belum ada tambahan pembangkit baru. Tegangan sistem tertinggi di GI Singkawang (150 kV) dan tegangan terendah di GI Sintang (148,5 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2011 s.d 2012 adalah transmisi 150 kV Sambas–Singkawang, transmisi 150 kV Singkawang–Bengkayang dan transmisi 150 kV Siantan–Tayan. 2. Tahun 2015 PLTU Pantai Kura-Kura (FTP1) 2x27,5 MW, PLTU Parit Baru (FTP1) 2x50 MW, PLTU Parit Baru – Loan China (FTP2) , PLTU Pontianak-3 50 MW sudah beroperasi pada tahun 2013 s.d 2015. Sistem Kalbar juga telah terinterkoneksi dengan sitem Sarawak. Tegangan sistem tertinggi di GI PLTU Kura-Kura (150 kV) dan tegangan terendah di GI Sintang (142 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2013 s.d 2015 adalah transmisi 275 kV Bengkayang – Border (Sarawak), transmisi 150 kV Bengkayang – Nabang – Tayan – Sanggau – Sintang. 3. Tahun 2018 PLTU Kalbar-1 2x50 MW, PLTA Nanga Pinoh 89 MW beroperasi pada tahun 2016-2018. Pola operasi interkoneksi dengan Sarawak masing tetap sama, yaitu 50 MW di LWBP dan 120 MW di WBP. Tegangan sistem 286
tertinggi di GI PLTU Kura-Kura (153 kV) dan tegangan terendah di GI Nanga Pinoh (143 kV). Pembebanan pada semua ruas transmisi 150 kV masih memenuhi kriteria N-1. Tambahan transmisi baru dari tahun 2016 s.d 2019 ada tiga ruas transmisi yaitu SUTT 150 kV Tayan–Sandai, SUTT 150 kV Sandai–Sukadana, SUTT 150 kV Sukadana–Ketapang. A2.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, •
Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan
•
Perbaikan SAIDI dan SAIFI
•
Menurunkan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua
•
Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan
Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Kalimantan Barat seperti pada Lampiran A2.9. PROYEKSI KEBUTUHAN FISIK DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1,381
JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3,944
287
Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540
Pelanggan 44,189 40,543 36,973 38,980 41,105 46,655 49,419 52,353 55,467 58,773 464,457
PROYEKSI KEBUTUHAN INVESTASI DISTRIBUSI Provinsi Kalimantan Barat Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM
JTR
10.2 17.2 18.4 18.2 10.3 17.8 19.2 19.1 11.3 18.7 160.7
Trafo
7.5 10.9 11.8 13.7 7.6 11.7 12.9 15.0 9.1 13.2 113.4
Pelanggan
4.9 4.5 4.2 4.3 5.5 5.3 5.8 6.6 7.6 7.6 56.3
Total
2.6 2.4 2.3 2.5 2.8 3.4 3.7 4.1 4.6 5.1 33.6
25.2 35.0 36.7 38.8 26.3 38.1 41.7 44.9 32.7 44.6 364.0
Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional Kalimantan Barat tahun 20112020 dapat dijelaskan sebagai berikut : •
Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 1.381 kms, JTR 3.944 kms, kapasitas gardu distribusi 540 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 464 ribu pelanggan.
•
Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan biaya total sebesar USD 364 juta (JTM USD 161 juta, JTR USD 113 juta, gardu distribusi USD 56 juta dan sambungan pelanggan USD 34 juta) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar USD 36 juta.
•
Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 58,3 % tahun 2010, menjadi 66,5 % di tahun 2014 untuk regional Kalimantan Barat.
A2.10 Program Listrik Perdesaan
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM kms 348,0 182,5 511,0 468,0
JTR kms
Trafo MVA
Unit
Jml Pelanggan
dan Hemat (RTS)
221,0 167,6 590,3 645,0
10,0 2,3 2,3 2,4
197 62 47 47
5.725 4.125 4.525
1.509,5 1.623,9
17,0
353
14.375
288
Listrik murah
875
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Propinsi Kalimantan Barat (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM 82.108,8 46.875,3 159.909,4 156.909,5
JTR
Trafo
Pembangkit
54.416,8 23.395,5 91.808,3 108.375,4
7.966,8 6.120,8 7.099,4 8.796,1
22.500,0
445.802,9 277.996,0
29.983,1
22.500,0
Pelanggan
Total 166.992,4 76.391,5 258.817,0 274.081,0
‐
776.281,9
Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Kalimantan Barat tahun 2011-2014 diatas, dapat dijelaskan sebagai berikut : •
Selama kurun waktu tahun 2011-2014 direncanakan membangun JTM 1.510 kms, JTR 1.624 kms, Kapasitas gardu distribusi 17 MVA.
•
Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut, untuk menunjang kegiatan listrik perdesaan tersebut sebesar Rp 776,3 milyar (dengan rincian JTM Rp 445,8 milyar, JTR Rp 278,0 milyar, gardu distribusi Rp 30,0 milyar, pembangkit dan sambungan pelanggan Rp 22,5 milyar).
A2.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.11, halaman 96. A2.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Kalimantan Barat diberikan pada Lampiran A2.12.
289
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN
PER PROVINSI
WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT
290
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA BARAT
A3.
PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM
A4.
PROVINSI SUMATERA UTARA
A5.
PROVINSI RIAU
A6.
PROVINSI KEPULAUAN RIAU
A7.
PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG
A8.
PROVINSI SUMATERA BARAT
A9.
PROVINSI JAMBI
A10. PROVINSI SUMATERA SELATAN A11. PROVINSI BENGKULU A12. PROVINSI LAMPUNG A13. PROVINSI KALIMANTAN BARAT
291
LAMPIRAN A.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM
A3.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Sistem kelistrikan di Aceh terdiri dari sistem interkoneksi 150 kV Sumut-Aceh dan sub-sistem isolated dengan tegangan distribusi 20 kV. Sekitar 71% dari sistem kelistrikan Aceh dipasok oleh sistem interkoneksi 150 kV Sumbagut dan sisanya 29% dilayani oleh pembangkit PLTD isolated tersebar. Saat ini daerah yang sudah dipasok sistem interkoneksi 150 kV meliputi pantai timur Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam melalui 7 gardu induk yang terletak di Kabupaten/Kota: Tamiang, Langsa, Aceh Timur, Lhokseumawe, Bireuen, Pidie dan Pidie Jaya, Banda Aceh dan Aceh Besar, dengan posisi pembangkit semua berada di Sumut. Peta sistem kelistrikan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam ditunjukkan pada Gambar A3.1. Seluruh wilayah pantai barat dan tengah Aceh serta kepulauannya masih dipasok oleh PLTD berbahan bakar HSD dengan sistem kelistrikan 20 kV.
Gambar A3.1 Peta Sistem Kelistrikan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam
292
Daerah yang dilayani dari sistem interkoneksi masih dalam kondisi rawan pemadaman karena jumlah kapasitas pembangkit yang masuk grid tidak mempunyai cadangan daya yang cukup. Pemadaman dalam skala besar bisa terjadi apabila ada gangguan pada jaringan transmisi atau ganggguan (atau pemeliharaan) pada unit pembangkit berkapasitas besar. Untuk mengantisipasi hal tersebut dilakukan sewa genset sebesar 150 MW di 4 lokasi. Pada sistem isolated 20 kV yang meliputi Kabupaten Aceh Jaya, Aceh Barat, Nagan Raya, Aceh Barat Daya, Aceh Selatan, Aceh Singkil, Kota Subulussalam, Aceh Tenggara, Gayo Lues, Kota Sabang dan Simeulu terdapat genset sewa dengan kapasitas total 53 MW untuk mengatasi defisit pada sistem isolated tersebut. Kapasitas terpasang ketujuh GI di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam adalah 390 MVA. Rincian kapasitas GI dan pembangkit Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam masing-masing seperti ditunjukkan pada Tabel A3.1 dan Tabel A3.2. Tabel A3.1 Kapasitas Gardu Induk Eksisting per 2010 Nama
No
Gardu Induk
Kapasitas Trafo (MVA) Peak Load #1
#2
#3
1 Banda Aceh a. Lambaro
30
30
30
10
30
30
b. Juli Bireun
30
30
4 Langsa a. Alur Dua
30
b. Tualang Cut
10
c. Alur Bate, Idi
30
Jumlah
10
85,9
KIT-PLTD // 20 KV= 57.9 MW
28,4
KIT-PLTD // 20 KV= 20 MW
81,2
KIT-PLTD // 20 KV= 70 MW
44,2
KIT-PLTD // 20 KV= 15 MW
20
3 Lhokseumawe a. Bayu
Keterangan
60
2 Sigli a. Tijue
(MW)
10
390
239,7
293
Tabel A3.2. Kapasitas Pembangkit Eksisting per 2010
No
Nama Pembangkit
A Sistem Interkoneksi 150 KV 1 Banda Aceh
Bahan Bakar
Pemilik
PLTD
HSD
PLN
22
86
Swasta PLN
45 14
81
Swasta
70
PLN
8
Swasta
20
PLN
0
Swasta
15
Genset Sewa 2 Lhokseumawe
PLTD
HSD
Genset Sewa 3 Sigli
PLTD
HSD
Genset Sewa 4 Langsa
Daya Beban Mampu Puncak (MW) (MW)
Jenis
PLTD
HSD
Genset Sewa Total A
28 44
194
240
13
13
B Sistem Isolated 1 Takengon 2 Sabang 3 Kutacane
PLTD
HSD
PLN
PLTD
HSD
PLN
7
4
PLN
14
9
PLTD, PLTM HSD, Air
4 Blangkejeren
PLTD
HSD
PLN
5
3
5 Meulaboh
PLTD
HSD
PLN
46
23
6 Calang
PLTD
HSD
PLN
6
5
6 Sinabang
PLTD
HSD
PLN
7
4
7 Blang Pidie
PLTD
HSD
PLN
16
9
8 Tapaktuan 9 Subulussalam 10 Isolated Kepulauan Total B
PLTD PLTD PLTD
HSD HSD HSD
PLN PLN PLN
7 19 2 282
4 12 1 172
Beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam yang telah mencapai sekitar 325 MW sebagian besar dipasok dari pembangkit-pembangkit yang berada di provinsi Sumut melalui transmisi 150 kV Pangkalan Brandan – Langsa – Idie – hingga ke Banda Aceh dengan transfer daya rata-rata 230 MW dan sistem isolated tersebar rata-rata 85 MW. Biaya Pokok Penyediaan listrik di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam masih tinggi, yaitu Rp 2.238/kWh karena masih dioperasikannya banyak PLTD, baik di sistem interkoneksi maupun sistem isolated.
294
A3.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI PROVINSI NANGGROE ACEH DARUSSALAM Pertumbuhan ekonomi daerah Aceh terus meningkat dalam kurun waktu 5 tahun terakhir. Hal tersebut sangat terkait dengan pelaksanaan rehabilitasi dan rekonstruksi pasca bencana tsunami yang dilakukan Badan Rehabilitasi & Rekonstruksi AcehNias pada tahun 2006 s/d 2010. Kondisi keamanan yang kian membaik setelah penandatanganan MOU Helsinki antara Pemerintah RI dan GAM pun menjadi awal penting dalam pemulihan ekonomi Aceh. Kemajuan di sektor ekonomi dan keamanan ini memberikan konstribusi langsung kepada pertumbuhan kebutuhan energi listrik. Penjualan pada tahun 2010 tumbuh hinggga 16,9% dan tahun 2011 diperkirakan akan tumbuh sekitar 13,8%. Selain itu beban puncak sistem kelistrikan juga naik dari 272 MW pada tahun 2009 menjadi 299 MW pada tahun 2010. Rata-rata pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir adalah 16,4% per tahun, dimana penjualan pada tahun 2006 sebesar 839 GWh telah meningkat menjadi 1.492 GWh pada tahun 2010. Penjualan terbesar adalah dari sektor rumah tangga sebesar 961 GWh (64%), kemudian sektor bisnis sebesar 268 GWh (18%) seperti ditunjukkan pada Tabel A3.3. Tabel A3.3. Komposisi Penjualan per Sektor Pelanggan pada Tahun 2010 No 1 2 3 4
Kelompok Tarif Rumah Tangga Komersil Publik Industri Jumlah
Energi Jual (GWh) 960,7 267,6 219,5 44,1 1.491,9
Porsi (%) 64,4 17,9 14,7 3,0 100,0
Dari realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada Tabel A3.4.
295
Tabel A3.4. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 1.698 1.936 2.206 2.508 2.842 3.208 3.609 4.044 4.515 5.024 12,9%
Produksi (Gwh) 1.855 2.111 2.402 2.727 3.084 3.476 3.904 4.368 4.869 5.409 11,7%
Beban Puncak (MW) 308 349 394 444 499 559 623 692 766 845 11,0%
Pelanggan 1.029.254 1.068.448 1.108.619 1.149.798 1.184.089 1.214.687 1.246.105 1.279.552 1.313.920 1.349.252 3,2%
A3.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik 10 tahun ke depan diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam tersedia cukup besar, yaitu panas bumi 589 MW, tenaga air 1.482 MW dan cadangan batubara 1,7 miliar ton. Peta potensi sumber energi diperlihatkan pada Gambar A3.2. Disamping itu di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam juga terdapat cadangan gas, namun sudah dieksploitasi dan saat ini sudah jauh berkurang.
296
Gambar A3.2. Peta Sumber Energi di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam
Pengembangan Pembangkit di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai tahun 2020 diperlukan pembangunan pusat pembangkit dalam wilayah Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam yang akan diinterkoneksikan ke sistem 150 kV Sumatera dengan daya sebesar 1.102 MW dan pada sistem isolated dengan daya sebesar 65 MW dengan rincian diberikan pada Tabel A3.5.
297
Tabel A3.5. Rencana Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Proyek Meulaboh #1,2 (FTP1) Tapaktuan Aceh Aie Tajun / Sinabang Lhokseumawe Sabang (FTP2) Singkil Meulaboh Takengon Aceh Timur Meulaboh #3,4 Peusangan 1-2 Lho Pria Laot Seulawah (FTP2) Peusangan-4 Jaboi (FTP2) Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTU PLTG PLTGB PLTG PLTGB PLTGB PLTM PLTM PLTG PLTU PLTA PLTP PLTP PLTA PLTP
PLN PLN Swasta PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta
Kapasitas (MW) 220 14 66 6 120 8 8 10 1.5 70 400 88 7 55 83 10 1167
COD 2012 2012 2012-13 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2015-16 2016 2017 2017 2018 2019
Pembangunan PLTP Seulawah 55 MW saat ini sedang dalam proses pelelangan WKP (Wilayah Kerja Pertambangan) oleh Pemerintah Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam dan WKP PLTP Jaboi di Sabang 10 MW sudah dilelang oleh Pemko Sabang. Mengingat daya pembangkit pada sistem interkoneksi Sumut – Aceh belum seimbang dengan demand yang ada, maka beroperasinya PLTA Peusangan 88 MW, PLTG Lhokseumawe 120 MW, PLTU Meulaboh/Nagan Raya 200 MW, dan PLTP Seulawah Agam 55 MW sangat penting untuk memperbaiki sistem kelistrikan Aceh. Untuk mengatasi defisit kelistrikan saat ini, sampai dengan beroperasinya PLTU Nagan 2x100 MW telah dilakukan tambahan sewa pembangkit diesel pada sejumlah subsistem 150 KV dan Isolated 20 KV, sebagai berikut: Banda Aceh 45 MW, Sigli 20 MW, Lhokseumawe 70 MW, Langsa 15 MW, Calang 4 MW, Sabang 2 MW, Meulaboh 15 MW, Kuta Fajar 2,5 MW, Kutacane 6 MW, Blang Keujeuren 2 MW, Takengon 4 MW, Rimo 7 MW, Blang Pidie 4 MW dan Sinabang 3 MW. Untuk penyediaan listrik jangka panjang dan sekaligus memperbaiki biaya pokok penyediaan listrik di sistem kecil isolated akan dibangun PLTU skala kecil di Tapak Tuan 2x7 MW, PLTGB di Sinabang 6 MW, Singkil 8 MW, dan Sabang 8 MW.
298
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Pembangunan GI baru untuk mengevakuasi energi listrik dari pembangkit skala besar dan dari hasil perkiraan pertumbuhan dan capacity balance per gardu induk, maka kebutuhan penambahan kapasitas trafo GI di PLN Wilayah Aceh tahun 2011 s/d 2020 untuk pembangunan GI baru adalah sebesar 690 MVA dan extension GI sebesar 660 MVA. Disamping itu juga akan dibangun GI 275 kV di Aceh dengan total kapasitas 1.250 MVA sampai dengan tahun 2020. Tabel A3.6. Pengembangan GI Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Nama Gardu Induk Jantho Meulaboh Panton Labu Blang Pidie Kutacane Sabulussalam Takengon Tapak Tuan Blang Kjeren Krueng Raya Samalanga Ulee Kareng Cot Trueng Lam Pisang Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
299
Kapasitas (MVA) 30 60 30 30 30 30 60 30 30 60 30 120 30 120 690
COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2018
Tabel A3.7. Pengembangan Extension GI Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Nama Gardu Induk Banda Aceh Sigli Lhokseumawe Langsa Tualang Cut Banda Aceh Idi Sigli Bireuen Jantho Meulaboh Tualang Cut Cot Trueng Panton Labu Samalanga Bireun Subulussalam Tualang Cut Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 30 60 30 60 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 660
COD 2011 2011 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2018 2019 2019 2019 2020 2020 2020
Tabel A3.8. Pengembangan GI 275 kV No
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)
1 Lhokseumawe 2 PLTU Meulaboh
275/150 kV
Baru
250
20.08
2015
275/150 kV
Baru
250
20.08
2015
3 Sigli 4 Ulee Kareng
275/150 kV
Baru
250
25.98
2015
275/150 kV
Baru
500
21.03
2018
1250
87.2
Jumlah
Pengembangan Transmisi Rencana pembangunan transmisi sampai dengan tahun 2020 adalah 1.645 kms (150 kV) dan 452 kms (275 kV) dengan kebutuhan dana sekitar US$ 263,2 juta seperti yang ditampilkan dalam Tabel A3.9 dan Tabel A3.10.
300
Tabel A3.9. Pembangunan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Dari Jantho Meulaboh Panton Labu Sigli Bireun Blang Pidie Brastagi/Berastagi PLTU Meulaboh Sidikalang Krueng Raya Samalanga Takengon Ulee Kareng Cot Trueng PLTA Peusangan-1 PLTA Peusangan-2 PLTP Seulawah Banda Aceh Takengon Jumlah
Ke
Konduktor
Tegangan
Inc. (Sigli-Banda Aceh) PLTU Meulaboh Inc. (Idi-Lhokseumawe) PLTU Meulaboh Takengon Tapak Tuan Kutacane Blang Pidie Sabulussalam Ulee Kareng Inc. (Bireun-Sigli) Blang Kjeren Banda Aceh Inc. (Bireun-Lhokseumawe) PLTA Peusangan-2 Takengon 2 Pi Inc. (Sigli-Banda Aceh) Lam Pisang PLTA Peusangan-4
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Zebra 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 1 60 2 333 126 130 290 190 111.2 60 4 174 40 6 14 22 32 30 20 1645
0.1 3.3 0.1 75.0 9.6 7.2 16.1 10.5 6.2 4.6 0.2 9.6 9.0 0.3 1.1 1.7 3.5 2.3 1.1 161.5
COD 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2018
Tabel A3.10. Pembangunan Transmisi 275 kV No 1 Sigli 2 Sigli Jumlah
Dari
Ke
Tegangan
Lhokseumawe Ulee Kareng
275 kV 275 kV
Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 322 72.5 130 29.3 452 101.7
COD 2015 2018
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tersebut di point 2.2 di atas, diperlukan tambahan pelanggan baru 362 ribu pelanggan atau rata-rata 36.200 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan JTM 11.979 kms, JTR sekitar 13.558 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 720.3 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A3.11.
301
Tabel A3.11. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 878 937 1.000 1.068 1.140 1.216 1.298 1.385 1.478 1.578 11.979
JTR kms 994 1.061 1.132 1.208 1.290 1.377 1.469 1.568 1.673 1.786 13.558
Trafo MVA 53 56 60 64 69 73 78 83 89 95 720
Pelanggan 42.227 39.193 40.171 41.179 34.291 30.598 31.418 33.447 34.369 35.332 362.225
A3.4. PENGEMBANGAN PULAU WEH – SABANG Sabang merupakan merupakan kawasan istimewa karena berada pada jalur lalu lintas pelayaran dan penerbangan internasional, sehingga menjadi salah satu pintu gerbang kegiatan ekonomi Indonesia. Pemerintah Nanggroe Aceh Darussalam telah menetapkannya sebagai kawasan industri yang akan menjadi pusat kemajuan ekonomi Aceh. Untuk memajukan Sabang, telah dibentuk BPKS (Badan Pengusahaan Kawasan Sabang) dengan harapan dapat menjadi fasilitator dalam pengembangan ekonomi baik skala provinsi, nasional, regional dan international. Disamping itu pulau yang eksotis ini juga akan dikembangkan menjadi kawasan wisata bahari Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam. Untuk mempercepat pengembangan Sabang, penyediaan tenaga yang memadai dan handal sangatlah diperlukan. Sistem kelistrikan saat ini dipasok dari PLTD dan genset sewa dengan daya mampu 4,2 MW dan beban puncak 2,8 MW. Potensi energi panas bumi di Sabang diperkirakan sebesar 70 MW, namun yang akan dikembangkan oleh Pemko Sabang saat ini sebesar 2 x 5 MW yang diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2013 dan 2017. Dalam rangka mendukung pengembangan kawasan Sabang oleh Pemerintah Nanggroe Aceh Darussalam, PLN mendorong pembangunan PLTP Jaboi 7 MW oleh IPP dan siap untuk membeli dengan harga yang wajar. Disamping itu untuk menjaga kemungkinan kemunduran beroperasinya PLTP Jaboi, PLN juga akan PLTGB 8 MW pada tahun 2013.
302
A3.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A3.12. Tabel A3.12. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 1,698 1,936 2,206 2,508 2,842 3,208 3,609 4,044 4,515 5,024 31,591
Produksi Energi (Gwh) 1,855 2,111 2,402 2,727 3,084 3,476 3,904 4,368 4,869 5,409 34,205
Beban Puncak (MW) 308 349 394 444 499 559 623 692 766 845 5,478
Pembangkit (MW)
303
0 278 176 70 200 288 62 83 10 0 1,167
GI (MVA) 90 120 240 300 930 60 30 650 90 90 2,600
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 396 847 278 328 36 32 180 0 0 2,097
46 494 240 127 462 455 217 251 101 78 2,472
LAMPIRAN A.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA UTARA
A4.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Sumatera Utara dipasok dengan menggunakan sistem transmisi 150 kV (tidak termasuk Pulau Nias / Gunung Sitoli, Teluk Dalam, Pulau Tello dan Pulau Sembilan yang beroperasi secara isolated). Saat ini beban puncak sekitar 1.339 MW dan dipasok oleh Sektor Pembangkitan Belawan, Sektor Pembangkitan Medan, Sektor Pembangkitan Pandan dan Sektor Pembangkitan Labuhan Angin. Pada saat ini PLN juga melakukan swap energi dengan PT Inalum untuk ikut membantu memenuhi kebutuhan beban puncak. Disamping pusat-pusat pembangkit di atas, ada beberapa PLTMH yang memasok listrik langsung ke sistem distribusi (20 kV) dan IPP PLTP Sibayak sebesar 10 MW. Sehubungan dengan kurangnya pasokan listrik di Sumatera Utara sebagai akibat dari tidak seimbangnya penambahan pembangkit dan pertumbuhan beban, maka pada saat beban puncak diberlakukan pemadaman bergilir. Untuk menanggulangi pemadaman yang berkepanjangan, PLN Wilayah Sumatera Utara melakukan demand side management dengan cara mengurangi laju pertumbuhan beban, yaitu membuat kuota (pembatasan) jumlah sambungan baru. Jumlah GI di Sumatera Utara adalah 32 buah dengan kapasitas trafo 2.146 MVA. Peta kelistrikan sistem Sumatera Utara dapat dilihat pada Gambar A4.1.
304
U
ke GI Langsa (NAD)
PLTU P.Susu #1,2 (FTP1) 2 x 220 MW – 2012/2013 PLTU P. Susu #3,4 ACSR 2 x 430 mm2 2 x 200 MW – 2015 80 km - 2011
ACSR 2 x 430 mm2 11 km ‐ 2013
ACSR 1 x 240 mm2 15 km ‐ 2013
T. Pura
PLTG Paya Pasir 90 MW (Total)
11 4
to GI Kutacane (NAD)
Binjai 13 2
11 12
ACSR 1 x 240 mm 178 km - 2013
ACSR 1 x 240 mm2 40 km ‐ 2014
Galang
P
ACSR 1 x 240 mm2 33 km - 2013
Negeri Dolok
PLTM Tersebar Karai‐1(2x5) Karai‐7(2x3,2) Karai‐12(2x3,7) Karai‐13(2x4,2)
G.Para
A
PLTP Sibayak 10 MW
ACSR 1 x 240 mm2 55,6 km - 2013
Pematang Siantar
Namurambe
Sei Rotan Kuala Namu
Titi Kuning
ACSR 2 x 430 mm2 40 km ‐ 2012
Denai
ACSR 2 x 240 mm2 17 km – 2013
T.Morawa 2
ACSR 2 x 430 mm
Galang 10 km ‐ 2012
PLTD Titi Kuning 6 x 4,14 MW
Kisaran
ACSR 4 x 282 mm 200 km - 2020
Sidikalang Pangururan
2
Porsea
ACSR 1 x 240 mm2 13 km - 2013 ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2017
A
A
PLTA Simonggo – 2 86 MW – 2017
P ACSR 1x 240 mm 2 km - 2019
ACSR 1 x 240 mm2 25 km - 2018
PLTP Simbolon Samosir 2 x 55 MW – 2019
2
ACSR 2 x 430 mm2 97 km - 2013
ACSR 1 x 240 mm2 65 km – 2012
Rantau Prapat Kota Pinang
Tarutung P
PLTP Sipoholon Ria-Ria Sarulla 55 MW – 2019 ACSR 2 x 430 mm2 69 km - 2013 PLTP Sarulla 1 (FTP2) 330 MW – 2014/2015 PLTP Sarulla 2 (FTP2) 110 MW – 2017
Sibolga Labuhan Angin
Aek Kanopan
PLTA Asahan III (FTP2) 174 MW ‐ 2016
A
A
P
ACSR 2 x 240 mm2 11 km - 2016 Asahan III
A
ACSR 1 x 240 mm2 7 km - 2013
Labuhan Bilik
A
PLTA Hasang 40 MW ‐ 2017 Dolok Sanggul/ Parlilitan
PLTA Asahan I 180 MW ‐ 2010
Asahan I
Simangkok
Tele
Salak
PLTMH tersebar Parlilitan (3x2,5), Hutaraja(2x2,5), Pakkat(2x5), TaraBintang(2x5), Simonggo(3x3), Rahu‐1(2x4), Rahu‐2(2x2,5)
Perbaungan GIS Listrik
D
ACSR 2 x 430 mm2 159 km - 2013
ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2013
PLTMH tersebar Lae‐Ordi‐1(2x2,5),Lae‐Ordi‐ 2(2x5),Lae‐Kombih2(2x4) 2
CU 1000 KIM 10 km ‐ 2015
Paya Geli
Kualatanjung
D
Renun
to GI Sabussalam (NAD)
A
Brastagi
PLTA Renun 2 x 41 MW
G
Lamhotma
Glugur
Binjai
PLTU Sewa Kuala Tanjung 3x120 MW – 2013 ACSR 2 x 240 mm2 15 km - 2013
U
Tebing Tinggi
15
A 2
Paya Pasir
Mabar
PLTU Belawan 4 x 65 MW
ACSR 2 x 240 mm2 6,2 km ‐ 2012
Labuhan G
PLTG Glugur 19,85 MW & 12,85 MW
5 6
Perbaungan 10 7 3 9 1 14 16
8
ACSR 2 x 430 mm2 80 km - 2013
PLTG BELAWAN 400 MW – 2013
GU U
P. Brandan
PLTA Wampu 45 MW – 2014
Belawan G
PLTGU Belawan 395,3 MW & 422,5 MW
U A
PLTU Labuhan Angin 2 x 115 MW
ke GI Bagan Batu (Riau)
Gunung Tua
PLTA Sipan 17 MW & 33 MW
Padang Sidempuan ACSR 1 x 240 mm2 70 km – 2013
ACSR 2 x 430 mm2 300 km - 2014
Panyabungan Edit September 2011
Rencana 275 kV HVDC U Rencana 500 kV HVDC
G
PLTU
D
PLTD
PLTG
A
PLTA
PLTGU P
PLTP
Kit Eksisting Kit Rencana
GU
P
ke GI Payakumbuh (Sumatera Barat)
AC
PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN
PETA JARINGAN PROPINSI SUMATERA UTARA Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV
PLTP Sorik Merapi (FTP2) 240 MW – 2018
S 23 R 1 km x 2 - 2 40 01 mm 7
2
PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA
GI Rencana GI Eksisting GI 275/150 kV Renc
Gambar A4.1. Peta Kelistrikan Sumatera Utara
Penjualan tenaga listrik PLN di provinsi Sumatera Utara mengalami pertumbuhan yang sejalan dengan pertumbuhan ekonominya. Namun pasokan tenaga listrik (pembangkitan) mengalami penurunan daya mampu (derating capacity) karena umur pembangkit yang semakin tua dan penambahan kapasitas pembangkit baru yang relatif kecil. Secara lebih rinci, kapasitas pembangkit dapat dilihat pada Tabel A4.1.
305
Tabel A4.1. Kapasitas Pembangkit Sistem Interkoneksi per 2010 No.
Pembangkit
A Sektor Pembangkitan Belawan 1 PLTU Belawan PLTU Belawan 2 PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan PLTGU Belawan 3 PLTG Belawan TTF B Sektor Pembangkitan Medan 1 PLTG Glugur PLTG Glugur PLTG Glugur TTF 2 PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir PLTG Paya Pasir TTF PLTG Paya Pasir TTF 3 PLTD Titi Kuning 4 PLTD Sewa Paya Pasir (Arti Duta) 5 PLTD Sewa Belawan (AKE) C Sektor Pembangkitan Pandan 1 PLTMH Batang Gadis 2 PLTMH Tonduhan 3 PLTMH Kombih I 4 PLTMH Kombih II 5 PLTMH Boho 6 PLTMH Aek Raisan 7 PLTMH Aek Silang 8 PLTMH Aek Sibundong 9 PLTA Sipansihaporas 10 PLTA Lau Renun D Sektor Pembangkitan Labuhan Angin 1 PLTU Labuhan Angin E IPP 1 PLTP Sibayak 2 PLTA Asahan I 3 PLTMH Parlilitan 4 PLTMH Silau II F Excess Power 1 PT Growt Sum.#1 2 PT Growt Sum.#2 3 PT Growt Asia TOTA L
Unit
Tahun Operasi
1,2 3,4 GT 1.1 GT 1.2 ST 1.0 GT 2.1 GT 2.2 ST 2.0 -
1984 1989 1993 1988 1995 1995 1994 1994 -
1 2 3 1,2 3,4 5 6 7 1-6 -
1975 1967 2008 1976 1978 1983 2008 1976 2008 2008
1,2 1,2 1,2 1,2 1 1,2 1 1 1,2 1,2
1994 1987/88 1987/88 1987/88 1989 1987/89 1988 1987 2003/04 2005/06
1,2
2008
1,2 -
2008 2010 2010 2010
-
2009 2010 2011
306
Kapasitas Terpasang (MW) 1.183 130 130 118 129 149 130 130 163 105 300 20 13 12 29 40 21 22 34 25 20 65 139,5 0,9 0,4 1,5 1,5 0,2 1,5 0,8 0,8 50,0 82,0 230 230 206 11 180 8 8 25 6 9 10 2.084
Daya Mampu (MW) 1.033 90 105 105 115 120 130 130 133 105 213 0 0 11 0 33 17 18 34 18 18 65 136,3 0,8 0,4 1,2 1,1 0,2 1,3 0,7 0,7 50,0 80,0 210 210 205 10 180 8 8 25 6 9 10 1.822
Sedangkan kapasitas pembangkit PLTD isolated yang beroperasi di Gunung Sitoli,Teluk Dalam (Pulau Nias), Pulau Sembilan (Kabupaten Langkat) dan Pulau Tello (Kabupaten Nias Selatan) ditunjukkan pada Tabel A4.2. Tabel A4.2. Pembangkit Sistem Isolated per 2010 No
Daya Terpasang Mampu (kW) (kW)
Lokasi PLTD
1 Gunung Sitoli - PLTD PLN - PLTD Sewa - PLTD Sewa Total PLTD Gunung Sitoli 2 Teluk Dalam - PLTD PLN - PLTD Sewa Total PLTD Teluk Dalam 3 Pulau Tello - PLTD PLN Total PLTD Pulau Tello Total PLTD Cabang Nias
12.178 5.920 6.500 24.598
4.650 4.700 4.650 14.000
3.380 5.225 8.605
1.850 4.070 5.920
700 700 33.903
400 400 20.320
Kota Medan merupakan pusat beban terbesar di Sumatera Utara (hampir 60% dari seluruh demand di provinsi ini) dengan tingkat pertumbuhan beban yang tinggi. Dengan adanya pembangunan KIM 3 (Kawasan Industri Medan tahap tiga) diperlukan penambahan GI baru untuk mengurangi beban lebih pada beberapa GI, misalnya GI Titi Kuning, GIS Listrik dan GI KIM. Di Sumatera Utara masih terdapat beberapa daerah pelayanan listrik yang tegangannya terlalu rendah akibat dipasok oleh jaringan yang terlalu panjang (sampai 200 km dari gardu induk). Situasi ini telah diketahui oleh PLN dan direncanakan penanggulangannya dalam RUPTL ini.
A4.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Dari penjualan tenaga listrik PLN pada lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada Tabel A4.3.
307
Tabel A4.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sales (Gwh) 7.257 7.921 8.642 9.421 10.258 11.210 12.250 13.388 14.631 15.991 9,2%
Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Produksi (Gwh) 7.998 8.721 9.487 10.320 11.212 12.226 13.331 14.537 15.853 17.289 8,8%
Beban Puncak (MW) 1.363 1.484 1.612 1.750 1.899 2.068 2.251 2.451 2.669 2.907 8,9%
Pelanggan 2.676.942 2.797.208 2.915.928 3.032.281 3.134.869 3.248.825 3.367.041 3.489.681 3.616.919 3.748.935 3,9%
A4.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi, GI dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Sumatera Utara untuk membangkitkan energi listrik cukup besar dalam bentuk tenaga air dan panas bumi. Namun provinsi ini tidak mempunyai potensi batubara sedangkan sumber gas alam telah mengalami penurunan.Potensi tenaga air dapat dilihat pada Tabel A4.4 dan Tabel A4.5. Tabel A4.4. Daftar Potensi PLTA > 10 MW No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Perkiraan Kapasitas Pengembang COD (MW) Asahan 3 2015 PLN 174 Wampu 2016 IPP 84 Asahan 4-5 2017 PLN 60 Simanggo-2 2018 PLN 59 Bila-2 2019 PLN 42 Kumbih-3 2019 PLN 42 Sibundong-4 2019 PLN 32 Lake Toba 2020 PLN 400 Ordi-3 2020 PLN 18 Ordi-5 2020 PLN 27 Raisan-1 2020 PLN 26 Siria 2020 PLN 17 Toru-2 (Tapanuli Utara) 2020 PLN 34 Toru-3 (Tapanuli Utara) 2026 PLN 228 Nama
308
Pada saat ini terdapat sebuah proposal proyek IPP unsolicited PLTA Batang Toru 500 MW yang berlokasi di Tapanuli Selatan. Saat ini perusahaan yang mengajukan proposal proyek sedang melakukan pra studi kelayakan (Pre-FS). Apabila proyek tersebut layak secara teknis, keekonomian dan sesuai dengan kebutuhan sistem kelistrikan Sumatera, maka proposal proyek IPP unsolicited tersebut akan diproses lebih lanjut. Tabel A4.5. Daftar Potensi PLTM < 10 MW NO I 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
NAMA PEMBANGKIT IPP Parluasan Huta Raja Pakkat 1 Lau Gunung Lae Ordi Lae Kombih 3 Batang Toru Karai 1 Karai 7 Karai 12 Karai 13 Lae Ordi 2 Tara Bintang Raisan Huta Dolok Raisan Naga Timbul Sei Wampu 1 Rahu 1 Rahu 2 Sidikalang 1
DAYA (MW) 4,2 5,0 10,0 10,0 10,0 8,0 7,5 10,0 6,7 6,0 8,3 10,0 10,0 7,0 7,0 9,0 9,2 5,0 8,6
LOKASI Tobasa Humbahas Humbahas Dairi Pakpak Barat Pakpak Barat Taput Simalungun Simalungun Simalungun Simalungun Pakpak Barat Humbahas Tapteng Tapteng Langkat Humbahas Humbahas Dairi
COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014
NO 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 II 1 2 3 4 5
NAMA PEMBANGKIT
DAYA (MW) 8,6 7,4 6,0 7,0 9,0 10,0 7,0 3,0 10,0 10,0 78,0
Sidikalang 1 Sidikalang 2 Simbelin 1 Simonggo Sei Wampu 2 Lae Kombih 4 Aek Sisiran Aek Rambe Batang Toru 3 Batang Toru 4 Total IPP EXCESS POWER PT.Evergreen Paper Int 2,0 PTPN III Sei Mangkei 3,5 PT Nubika Jaya 15,0 PT Victorindo Alam Lestari 8,0 PLTU Nias 31,0 Total Excess Power 59,5 Total 137,5
LOKASI
COD
Dairi Dairi Dairi Humbahas Langkat Pakpak Barat Humbahas Humbahas Taput Taput
2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015
Deli Serdang Simalungun Labuhan Batu Padang Lawas Gunung Sitoli
2012 2012 2012 2012 2014
Berdasarkan Master Plan Study for Power Development in the Republic of Indonesia oleh WestJEC/Direktorat Jendral Minerbapabum tahun 2007, potensi panas bumi yang terdapat di Provinsi Sumatera Utara adalah seperti ditunjukkan pada Tabel A4.6. Tabel A4.6 Daftar Potensi Panas Bumi Lokasi Panas Bumi
Keterangan
Potensi (MW)
Sarulla & Sibual Buali Sibayak/Lau Debuk-Debuk Sorik Merapi Sipaholon G. Sinabung Pusuk Bukit Simbolon
Existing / Expansion Existing / Expansion High Possibility Low Possibility Tidak cukup data Tidak cukup data Tidak cukup data
660 160 500 50 -
309
Dibatasi Oleh Taman Nasional Demand (MW) (MW) 630 630 40 40 100 100 50 50 -
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik di Sumatera Utara hingga tahun 2020 diperlukan pembangunan pembangkit sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A4.7. Tabel A4.7. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Proyek Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Belawan Sumbagut PLTM Tersebar Sumut Wampu Nias Sarulla I (FTP2) Nias (FTP2) Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) Asahan III (FTP2) Hasang Sarulla II (FTP2) Simonggo-2 Sorik Marapi (FTP2) Simbolon Samosir Sipoholon Ria-Ria Pembangkit Peaker Sumut-2 Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTG PLTU PLTM PLTA PLTGB PLTP PLTU PLTU PLTA PLTA PLTP PLTA PLTP PLTP PLTP PLTG PLTU
PLN PLN Sewa Swasta Swasta PLN Swasta Swasta PLN PLN Swasta Swasta PLN Swasta Swasta Swasta PLN Sewa
Kapasitas (MW) 440 400 360 154 45 8 330 21 400 174 38 110 86 240 110 55 200 225 3396
COD 2012-13 2013 2013 2013-15 2014 2014 2014-15 2014-15 2015 2016 2017 2017 2017 2018 2019 2019 2020 2020
Pengembangan Transmisi Di Sumatera dalam waktu dekat akan terwujud transmisi 275 kV sebagai tulang punggung sistem interkoneksi Sumatera 1 . Transmisi 275 kV ini dapat menyalurkan energi listrik antar provinsi di Sumatera yang dihasilkan oleh pembangkit-pembangkit utama seperti PLTU batubara, PLTP dan PLTA skala besar, untuk ditransmisikan ke pusat-pusat beban. Selain itu direncanakan pula pengembangan transmisi 150 kV yang merupakan jaringan regional untuk menyalurkan tenaga listrik dalam kawasan yang lebih terbatas. Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 2.262 kms guna mendukung program penyaluran dan target target yang telah ditetapkan, yaitu untuk mengatasi bottleneck penyaluran daya, mengevakuasi daya dari pusat 1
Di Sumatera juga direncanakan pembangunan transmisi 500 kV sebagai tulang punggung sistem kelistrikan Sumatera pada koridor timur. Transmisi 500 kV tersebut direncanakan masuk Sumatera Utara setelah tahun 2020.
310
pembangkit, mendapatkan tegangan pelayanan yang baik dengan membatasi panjang JTM, menurunkan losses transmisi dan distribusi, serta meningkatkan keandalan sistem tenaga listrik. Rencana pembangunan transmisi di Provinsi Sumut diberikan pada Tabel A4.8 dan Tabel A4.9. Tabel A4.8. Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Dari
Ke
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 2 cct, 2 Zebra 80 18.0 2 cct, 2 Zebra 20 4.5 1 2nd cct, 2 Hawk 6.2 0.3 2 cct, 1 Hawk 76 4.2 2 cct, 1 Hawk 130 7.2 2 cct, 1 Hawk 66 3.7 2 cct, 1 Hawk 140 7.8 2 cct, 2 Zebra 22 5.0 2 cct, 2 Hawk 30 2.3 2 cct, AC3 310 mm2 108 14.4 2 cct, 1 Hawk 60 3.3 2 cct, 2 Hawk 34 2.6 2 cct, 1 Hawk 30 1.7 2 cct, 1 Hawk 26 1.4 2 cct, 1 Hawk 80 4.4 2 cct, 1 Hawk 20 1.1 2 cct, 1 Hawk 220 12.2 1 cct, CU 1000 mm2 10 22.2 1 cct, CU 1000 mm2 10 22.2 2 cct, 2 Hawk 22 1.7 2 cct, 1 Hawk 46 2.5 2 cct, 1 Hawk 60 3.3 2 cct, 1 Hawk 50 2.8 4 cct, 1 Hawk 8 0.4 1354 149.2
Tegangan
Galang Namurambe Galang Tanjung Morawa Lamhotma Belawan Dolok Sanggul/Parlilitan Incomer 1 Pi (Tele-Tarutung) Rantau prapat Labuhan Bilik Galang Negeri Dolok Padang Sidempuan Panyabungan Pangkalan Susu 3&4 (FTP 2) Pangkalan Brandan PLTU Sewa Sumbagut Tebing Tinggi Sei Rotan (uprate) Tebing Tinggi (uprate) Sidikalang Salak Tanjung Morawa Kuala Namu Tanjung Pura Inc. (P.Brandan-Binjai) Tele Pangururan PLTA Wampu Brastagi PLTU Nias Gunung Sitoli Teluk Dalam Gunung Sitoli GIS Listrik KIM Mabar Glugur Simangkok PLTA Asahan III(FTP 2) Panyabungan PLTP Sorik Marapi (FTP 2) Porsea PLTA Hasang Tarutung PLTP Simbolon Samosir PLTP Sipoholon Ria-Ria 2 Pi Inc. (Tarutung-Porsea) Jumlah
Konduktor
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
COD 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2017 2018 2019
Tabel A4.9. Rencana Pembangunan Transmisi 275 kV No 1 2 3 4 5
Dari Pangkalan Susu Galang Padang Sidempuan PLTP Sarulla (FTP 2) Simangkok Jumlah
Ke Binjai Binjai PLTP Sarulla (FTP 2) Simangkok Galang
Konduktor
Tegangan 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV 275 kV
2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct,
2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra 2 Zebra
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 160 36.0 160 36.0 138 31.1 194 43.7 318 71.6 970 218.3
COD 2012 2013 2013 2013 2013
Pembangunan Gardu Induk Pembangunan gardu induk di Wilayah Sumatera Utara dimaksudkan untuk melayani pertumbuhan beban, meningkatkan keandalan pasokan, memperbaiki mutu tegangan, mengantisipasi masuknya beberapa pembangkit dalam beberapa tahun kedepan dan perbaikan tegangan yang sangat rendah karena jarak GI yang terlalu 311
jauh dari konsumen. Rencana pembangunan GI dapat dilihat pada Tabel A4.10 berikut. Tabel A4.10. Rencana Pembangunan GI Baru s/d Tahun 2020 No
Nama Gardu Induk
Tegangan
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Galang Labuhan Bilik Parlilitan/Dolok Sanggul Kuala Namu Negeri Dolok Pangururan Panyabungan Salak Tanjung Pura Gunung Sitoli Teluk Dalam Jumlah
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV
Kapasitas (MVA) 0 60 10 60 60 30 60 60 30 30 30 430
COD 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014
Selain itu diperlukan juga extension banyak GI existing dengan menambah unit trafo hingga tambahan kapasitas seluruhnya mencapai 1.470 MVA seperti terlihat pada Tabel A4.11. Tabel A4.11. Rencana Extension GI s/d Tahun 2020 No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Nama Gardu Induk Binjai Denai Gunung Para Gunung Tua Padang Sidempuan Rantau Prapat Tanjung Morawa Tele Aek Kanopan Brastagi Glugur Gunung Tua Kisaran Labuhan Lamhotma Namurambe
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 60 30 30 30 60 60 30 30 60 60 10 60 30 60 60
COD
No
2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Nama Gardu Induk Pematang Siantar Perbaungan Porsea Rantau Prapat Sei Rotan Sibolga Sidikalang Tarutung Tebing Tinggi Paya Pasir Kota Pinang GIS Listrik Tanjung Pura Titi Kuning Paya Geli Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 60 20 60 60 60 30 30 60 60 30 60 30 60 60 1470
COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2017 2017 2017 2018
Rencana pembangunan GI 275 kV yang berada di provinsi Sumatera Utara diberikan pada Tabel A4.12.
312
Tabel A4.12. Rencana Pembangunan GI 275 kV s/d Tahun 2020 No
Nama Gardu Induk
1 Binjai 2 Pangkalan Susu 3 Galang 4 Padang Sidempuan 5 Sarulla 6 Pangkalan Susu
Tegangan
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)
275/150 kV
Baru
1000
31.83
2011
275/150 kV 275/150 kV
Baru Baru
0 1000
9.11 35.13
2012 2013
275/150 kV
Baru
500
21.88
2013
275/150 kV
Baru
500
24.00
2013
250
21.03
2015
3250
143.0
275/150 kV Extension
Jumlah
Pengembangan Distribusi Tambahan pelanggan baru sampai dengan tahun 2020 adalah sekitar 1,2 juta pelanggan atau rata-rata 120.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 17.800 kms, JTR sekitar 11.850 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 2.160 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A4.13. Tabel A4.13. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 1.376 1.461 1.438 1.538 1.538 1.718 1.903 2.076 2.291 2.467 17.805
JTR kms 1.092 918 996 1.078 1.158 1.218 1.260 1.339 1.378 1.414 11.850
Trafo MVA 146 153 166 180 193 220 240 263 287 314 2.160
Pelanggan
125.011 120.266 118.720 116.353 102.587 113.957 118.215 122.640 127.238 132.016 1.197.004
A4.4. SISTEM ISOLATED NIAS DAN TELUK DALAM Pulau Nias yang terletak di sebelah barat pulau Sumatera mempunyai kondisi sebagai berikut: (i) Merupakan pulau yang terpisah cukup jauh dari pulau Sumatera, (ii) Pemerintahan terdiri dari 4 kabupaten dan 1 kota, (iii) Rawan gempa dan rawan 313
longsor, (iv) Hubungan antar kabupaten dan antar kecamatan sulit dijangkau, (v) Mata pencaharian utama adalah bercocok tanam kelapa dan nelayan. Pengusahaan kelistrikan dikelola oleh PLN Cabang Nias, terdiri dari Ranting Gunung Sitoli dan Ranting Teluk Dalam yang juga mengelola PLTD di Pulau Tello. Pasokan listrik untuk sistem kelistrikan dipasok dari PLTD Gunung Sitoli dan PLTD Teluk Dalam. Jumlah pelanggan adalah sekitar 54 ribu, daya tersambung 35 MVA dengan penjualan mencapai 52 GWh. Pembangkitan di Pulau Nias saat ini mempunyai daya terpasang 28.904 kW, daya mampu 12.960 kW, beban puncak 9.858 kW, dan mengingat kondisi pembangkitan sudah tua, maka telah diambil langkah-langkah sewa PLTD untuk jangka pendek dan merencanakan pembangunan PLTU 3x7 MW (IPP) dan PLTGB 8 MW (PLN). A4.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah untuk membangun sistem kelistrikan sampai dengan tahun 2020 adalah seperti Tabel A4.14 berikut: Tabel A4.14. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 7,257 7,921 8,642 9,421 10,258 11,210 12,250 13,388 14,631 15,991 110,968
Produksi Energi (Gwh) 7,998 8,721 9,487 10,320 11,212 12,226 13,331 14,537 15,853 17,289 120,974
Beban Puncak (MW) 1,363 1,484 1,612 1,750 1,899 2,068 2,251 2,451 2,669 2,907 20,453
Pembangkit (MW)
314
0 220 1,063 209 666 174 236 240 165 425 3,398
GI (MVA) 1,360 880 2,360 90 250 0 150 60 0 0 5,150
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 472 1,326 320 20 22 106 50 8 0 2,324
96 457 1,072 507 1,231 320 504 315 469 496 5,468
LAMPIRAN A.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI RIAU
A5.1. KONDISI SAAT INI Sistem Interkoneksi Pada sistem kelistrikan di Provinsi Riau terdapat 8 gardu induk (GI) 150 kV, yaitu Koto Panjang, Bangkinang, Garuda Sakti, Teluk Lembu, Duri, Dumai, Bagan Batu dan Taluk Kuantan. Sebagian GI tersebut sudah mengalami overload dan perlu segera dimitigasi. Sistem kelistrikan Riau dipasok dari grid Sumatera sebesar 379 MW. Kapasitas pembangkit PLN di Riau yang tersambung ke grid sebesar 267 MW, dimana 43% dari kapasitas tersebut adalah PLTA Koto Panjang, dengan demikian untuk memenuhi kebutuhan Riau masih diperlukan transfer energi dari sistem interkoneksi Sumatera Bagian Selatan Tengah maupun sistem interkoneksi Sumatera Bagian Utara. Sistem Sumbagselteng sendiri dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, dimana 30% (711 MW) berupa PLTA yang pada musim kering sering kali mengalami penurunan kapasitas. Dengan demikian sistem Riau ikut mengalami defisit daya. Peta kelistrikan sistem interkoneksi di Provinsi Riau diperlihatkan pada Gambar A5.1.
315
Gambar A5.1. Peta Sistem Kelistrikan di Provinsi Riau
Daftar kapasitas terpasang pembangkit yang memasok ke sistem interkoneksi 150 kV ditunjukkan pada Tabel A5.1. Tabel A5.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No. 1 2 3 4 5 6 7
Nama Pembangkit PLTA Koto Panjang PLTG Teluk Lembu PLTD Teluk Lembu PLTD Dumai/Bg Besar PLTG Riau Power PLTD Sewa Teluk Lembu PLTD Sewa Dumai
Jenis
B. Bakar
Pemilik
PLTA PLTG PLTD PLTD PLTG PLTD PLTD
Air Gas/HSD HSD HSD Gas HSD HSD
PLN PLN PLN PLN PT Riau- Power Sewa Sewa
Kapasitas Terpasang (MW) 114 43 8 12 20 40 30 267
Jumlah
Sistem Isolated Sistem isolated di Provinsi Riau tersebar di kabupaten Indragiri Hulu, Indragiri Hilir, Kabupaten Bengkalis dan Meranti. Seluruh sistem isolated tersebut dipasok oleh PLTD tersebar dengan kapasitas 83 MW dan daya mampu 44 MW. 316
Sebagian besar sistem isolated mengalami kekurangan pasokan, sehingga PLN menyewa pembangkit diesel untuk mengatasi kekurangan pasokan jangka pendek. Daftar pembangkit pada sistem isolated diberikan pada Tabel A5.2. Tabel A5.2. Pembangkit Isolated per 2010
UNIT MESIN PLN 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH MESIN PEMDA 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH MESIN SEWA 1. Cab. Pekanbaru 2. Cab. Dumai 3. Cab. Rengat JUMLAH
Daya Jumlah Terpasang Mampu (unit) (MW) (MW)
Beban Puncak (MW)
42 80 115
7,6 37,0 38,6
4,6 21,6 18,1
4,6 16,1 17,0
237
83.2
44.3
37.7
7 23 13
2,5 32,0 7,3
1,5 13,0 4,2
1,8 12,5 4,6
33
41,8
18,7
18.9
3 2 2
1,2 2,4 2,0
1,1 2,0 0
1,2 2,1 2,0
10
5,6
3,1
5,3
Kondisi kekurangan pasokan kelistrikan pada sistem isolated disebabkan oleh menurunnya daya mampu pembangkit, meningkatnya konsusmsi listrik oleh pelanggan secara alami (bahkan tanpa penyambungan baru) dan kebutuhan sistem isolated yang dipasok dari excess power telah melampaui kesepakatan perjanjian jual beli (kontrak).
A5.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Ekonomi Riau tumbuh sangat pesat antara 6,6-8,7% pada tahun 2006-2010 (tidak termasuk migas) dan kondisi ini diperkirakan masih akan terus meningkat pada masa yang akan datang. Target pertumbuhan ekonomi yang tinggi menjadi perhatian Pemerintah Daerah dengan memberikan kemudahan kepada investor untuk menanamkan modalnya di Riau. Semua rencana tersebut akan dapat dicapai apabila ada dukungan ketersediaan tenaga listrik di Provinsi Riau.
317
Perekonomian Provinsi Riau diperkirakan akan makin meningkat, ditandai oleh adanya rencana pembangunan kawasan-kawasan industri pada beberapa kabupaten yang telah dicanangkan sebagai Kawasan Ekonomi Khusus (KEK), seperti Kawasan Industri Khusus Dumai, Kawasan Buton di kabupaten Siak Indrapura, Kawasan Kuala Enok kabupaten Indragiri Hilir dan Kawasan Industri Tenayan di Pekanbaru. Dari realisasi penjualan listrik PLN lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A5.3. Tabel A5.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 2.663 3.013 3.401 3.722 4.046 4.386 4.726 5.082 5.479 5.968 11,4%
Produksi (Gwh) 2.900 3.274 3.687 4.028 4.368 4.726 5.090 5.472 5.897 6.422 10,7%
Beban Puncak (MW) 470 530 595 649 703 759 816 876 942 1.024 10,3%
Pelanggan 801.630 859.028 919.772 977.923 1.040.623 1.105.031 1.169.680 1.235.156 1.302.704 1.366.253 9,2%
Apabila kapasitas pembangkit yang tersedia mencukupi, pertumbuhan listrik di Provinsi Riau diperkirakan dapat lebih tinggi lagi, karena seiring dengan perkembangan yang sangat pesat pada setiap kabupaten dan adanya rencana pengembangan wilayah menjadi kawasan industri di Dumai, Buton, Kuala Enok dan Tenayan-Pekanbaru.
A5.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan pembangkit pada sistem isolated dan sistem interkoneksi 150 kV serta pengembangan jaringan transmisi dan distribusi untuk menjangkau pelanggan. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di provinsi Riau untuk membangkitkan tenaga listrik berupa sumber-sumber gas alam di banyak lapangan, antara lain Seng, Segat di 318
kabupaten Pelalawan, Bento dan Baru di Pekanbaru yang saat ini dikelola PT Kalila yang sebagian produksi gasnya dialokasikan untuk PLTG Teluk Lembu. Disamping itu terdapat potensi batubarayang tersebar di Kabupaten Indragiri Hulu dan Kuantan Singingi dengan cadangan 1,55 juta metrik ton2. Potensi PLTA skala besar terdapat di Kabupaten Kampar dan Kabupaten Kuantan Singingi. Menurut pra studi kelayakan oleh sebuah konsultan pada tahun 1980-an di Kabupaten Kuantan Singingi dan Sungai Kampar Kiri terdapat potensi tenaga air yang cukup besar, yaitu sebesar masing-masing 830 MW dan 170 MW. Namun perlu dilakukan studi ulang karena saat ini kondisi lingkungan sudah banyak berubah dan dapat mempengaruhi potensi debit air. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem Interkoneksi 150 kV dan sistem isolated dan pengembangan jaringan transmisi 150 kV yang memasok sistem Riau. Pembangkit yang direncanakan akan dibangun di Provinsi Riau berkapasitas sekitar 1.732 MW seperti ditampilkan pada Tabel A5.4. Tabel A5.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
2
Proyek Duri 1 (Relokasi) Duri Duri Rengat Selat Panjang Bengkalis (FTP1) Dumai IPP Kemitraan Tembilahan Riau (Amandemen FTP1) Pembangkit Peaker Selat Panjang Baru #1,2 Bengkalis PLTGB Riau Mulut Tambang Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTG PLTG PLTGU PLTG PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTGB PLTU
PLN PLN Swasta PLN PLN PLN Sewa Swasta PLN PLN PLN Swasta PLN Swasta
Sumber : Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Riau
319
Kapasitas COD (MW) 60 2011-12 100 2012 100 2012 20 2012 6 2012 20 2013 240 2013 14 2013 14 2013 220 2013-14 200 2014 14 2014 24 2015/17/19 600 2016-17 1632
PLTU Riau 2x110 MW di kawasan industri Tenayan Kota Pekanbaru merupakan salah satu proyek percepatan pembangkit 10.000 MW tahap 1 yang saat ini sedang tahap konstruksi dan dijadwalkan beroperasi pada tahun 2013. PLTG Duri dengan kapasitas total 160 MW merupakan upaya PLN untuk secepatnya mengurangi kekurangan pembangkit di Riau dengan memanfaatkan gas dari lapangan Jambi Merang. Pembangkit peaker PLTG 200 MW dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan beban puncak sistem Sumatera yang lokasinya sedang dikaji berkaitan dengan penyediaan gas yang dapat disimpan (CNG). PLTU Riau Mulut Tambang 2x300 MW ditawarkan kepada swasta sebagai IPP untuk beroperasi pada tahun 2016 – 2017. Selain itu PLN berupaya memanfaatkan semua potensi gas yang mungkin digunakan untuk membangkitkan tenaga listrik, termasuk gas skala kecil, seperti di Melibur Kabupaten Meranti, Selat Kabupaten Inhil, Bentu Kabupaten Kampar, Tembilahan Kabupaten Inhil, Kurau Siak Sri Indrapura dan Rawa Minyak Kabupaten Siak Sri Indrapura. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Guna menyalurkan energi listrik yang berasal dari pembangkit yang masuk ke sistem interkoneksi 150 kV, hingga tahun 2020 diperlukan pengembangan 14 GI 150 kV baru dengan kapasitas total 600 MVA dan extension GI dengan tambahan kapasitas 730 MVA seperti diperlihatkan pada Tabel A5.5 dan Tabel A5.6. Tabel A5.5. Pembangunan GI 150 kV Baru No
Nama Gardu Induk
Tegangan
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Bagan Siapiapi KID Dumai KIT Tenayan Pangkalan Kerinci Pasir Pangaraian Pasir Putih Rengat GI/GIS Kota Pekanbaru New Garuda Sakti Perawang Siak Sri Indra Pura Tembilahan Kandis Lipat Kain Jumlah
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
320
Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 60 60 60 120 30 30 30 30 30 600
COD 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015
Tabel A5.6. Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Nama Gardu Induk Bagan Batu Bangkinang Dumai Duri Garuda Sakti Koto Panjang Teluk Lembu Bangkinang Pasir Putih Duri KIT Tenayan Teluk Kuantan KID Dumai Tembilahan Bagan Batu Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 30 60 60 80 20 60 60 120 60 30 30 30 30 30 730
COD 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2016 2016 2017 2017 2017 2019 2019 2020
Disamping itu juga direncanakan pembangunan GI dengan tegangan ekstra tinggi 275 kV dan 500 kV3, serta konverter transmisi HVDC ±250 kVDC yang merupakan bagian dari link interkoneksi Sumatera – Malaysia seperti pada Tabel A5.7. Tabel A5.7. Pembangunan GI 275kV, 500 kV dan HVDC ±250 kV No
Nama Gardu Induk
Tegangan
1 New Garuda Sakti 2 Rengat
275/150 kV
3 Riau Mulut Tambang 4 HVDC Switching Station 5 New G. Sakti HVDC St.Converter 6 New Garuda Sakti 500 kV 7 Rengat 500 kV
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$) Baru
500
24.28
2013
275/150 kV
Baru
250
20.08
2015
275/150 kV
Baru
0
8.14
2015
250 kV DC 250 kV DC 500/275 kV
Baru Baru Baru
0 600 1000
16.68 19.95 36.22
2016 2016 2018
500 kV
Baru
500
25.77
2018
2850
151.1
Jumlah
Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi di Provinsi Riau hingga tahun 2020 adalah sepanjang 1.942 kms (150 kV) dan 1.312 kms (275 kV, 500 kV dan 250 kV DC) dengan kebutuhan dana UD$ 510,8 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A5.8 dan Tabel A5.9.
3
GITET 500 kV di New Garuda Sakti dan Rengat merupakan bagian dari transmisi interkoneksi 500 kV yang merupakan tulang punggung kelistrikan Pulau Sumatera koridor timur.
321
Tabel A5.8. Pembangunan SUTT 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Dari PLTG Duri Bangkinang Dumai Dumai Duri (up rate) Garuda Sakti (up rate) Pasir Putih Pasir Putih PLTU Sewa Dumai Teluk Kuantan Tenayan / PLTU Riau New Garuda Sakti Rengat Rengat Teluk Lembu Tenayan / PLTU Riau Tenayan / PLTU Riau Bangkinang Kandis Pasir Putih Jumlah
Ke
Konduktor
Tegangan
Inc. 2 Pi (G.Sakti-Duri) Pasir Pangaraian Bagan Siapi api KID Dumai Dumai (up rate) Duri (up rate) Garuda Sakti Pangkalan Kerinci Dumai Rengat Pasir Putih Inc. ( G.Sakti-Duri) Pangkalan Kerinci Tembilahan GIS Kota Pekan Baru Perawang Siak Sri Indra Pura Lipat Kain Inc. ( New G.Sakti-Duri) Teluk Lembu
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 4 2 2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk AC3 310 mm2 AC3 310 mm2 2 Zebra 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Zebra AC3 310 mm2 2 Hawk 1 Hawk CU 1000 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk AC3 310 mm2 2 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 22 1.7 220 12.2 228 12.6 56 3.1 118 15.8 230 30.8 55 12.4 134 10.2 14 1.1 194 14.8 35 7.9 12 1.6 220 16.8 120 6.6 14 31.1 50 2.8 100 5.5 70 3.9 10 2.7 40 3.1 1942 196.6
COD 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015
Tabel A5.10. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan HVDC ± 250 kV No
Dari
1 2 3 4 5 6 7
Payakumbuh Rengat Border P. Rupat Selatan Pulau Rupat Utara Rengat Sumatera Landing Point Jumlah
Ke New Garuda Sakti New Garuda Sakti Pulau Rupat Sumatra Landing Point Pulau Rupat Selatan Cirenti (PLTU Riau MT) New Garuda Sakti
275 kV 275 kV 250 kV DC 250 kV DC 250 kV DC 275 kV 250 kV DC
Panjang Biaya (kms) (juta US$) cct, 2 Zebra 300 67,5 cct, 4 Zebra 440 143,6 Cable MI with IRC 52 51,0 Cable MI with IRC 10 9,8 cct, 2 Cardinal 60 2,6 cct, 2 Zebra 110 24,8 cct, 2 Cardinal 340 14,9 1312 314,2 Konduktor
Tegangan 2 2 2 2 2 2 2
COD 2013 2015 2016 2016 2016 2016 2016
Transmisi Aur Duri – Rengat – New Garuda Sakti akan dibangun dengan desain tegangan 500 kV karena pada jangka panjang akan merupakan bagian dari sistem transmisi 500 kV, namun dalam jangka menengah akan dioperasikan sementara dengan tegangan 275 kV. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 780 ribu pelanggan sampai dengan 2020. PLN berencana untuk menyambung hingga 216.000 sambungan pada tahun 2011 untuk mencapai rasio elektrifikasi 60%, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 64 ribu pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan
322
pembangunan JTM 6.595 kms, JTR sekitar 7.610 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 3.454 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A5.10. Tabel A5.10. Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 1.340 534 565 541 584 599 602 609 629 591 6.595
JTR kms 1.546 616 652 624 673 692 694 703 725 682 7.610
Trafo MVA 785 271 287 275 296 304 306 309 319 300 3.454
Pelanggan
216.003 57.399 60.743 58.151 62.700 64.408 64.649 65.476 67.548 63.549 780.626
A5.4. SISTEM KELISTRIKAN PULAU RUPAT Pulau Rupat yang berada di Kabupaten Bengkalis merupakan sebuah pulau yang istimewa karena kedekatannya dengan Malaka dan Port Dickson Malaysia. Pulau ini sangat indah dan berpotensi menjadi tujuan wisata yang akan sangat diminati. Pulau ini hanya dipisahkan oleh selat sempit pantai Kota Dumai yang telah dirancang sebagai pelabuhan distribusi barang dan jasa untuk Riau daratan dan Pulau Sumatera. Jalur utama pengangkutan dari dan ke pulau ini adalah melalui laut. Peta Pulau Rupat ditampilkan pada Gambar A5.2.
323
Gambar A5.2. Peta Pulau Rupat
Saat ini listrik di Pulau Rupat dipasok dari 5 sentral PLTD dengan kapasitas terpasang 3.600 kW namun daya mampunya hanya 1.195 kW dengan beban puncak 841 kW. Sistem distribusi listrik berupa JTM sepanjang 69 kms, JTR 92 kms, gardu distribusi 36 unit, 878 kVA. Rencana pengembangan kelistrikan di Pulau Rupat adalah menginterkoneksikan kelima sub-sistem tersebut. Pulau Rupat merupakan landing point dari kabel laut interkoneksi antara Sumatera dan Malaysia.
A5.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi hingga tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A5.11.
324
Tabel A5.11. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 2,663 3,013 3,401 3,722 4,046 4,386 4,726 5,082 5,479 5,968 42,486
Produksi Energi (Gwh) 2,900 3,274 3,687 4,028 4,368 4,726 5,090 5,472 5,897 6,422 45,864
Beban Puncak (MW) 470 530 595 649 703 759 816 876 942 1,024 7,363
Pembangkit (MW)
325
40 246 398 324 12 300 306 0 6 0 1,632
GI (MVA) 60 280 770 270 310 780 120 1,500 60 30 4,180
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 22 0 1,584 516 560 572 0 0 0 0 3,254
76 211 535 414 234 570 435 96 44 32 2,646
LAMPIRAN A.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN RIAU (tanpa BATAM)
A6.1. KONDISI SAAT INI Provinsi Kepulauan Riau mempunyai posisi geografis yang sangat strategis karena berada pada pintu masuk Selat Malaka dari sebelah timur dan juga berbatasan dengan pusat bisnis dan keuangan di wilayah Asia Tenggara. Provinsi Kepulauan Riau dimungkinkan untuk menjadi salah satu pusat pertumbuhan ekonomi bagi Republik Indonesia dimasa depan. Apalagi saat ini pada beberapa daerah di Kepulauan Riau (Batam, Bintan, dan Karimun) tengah diupayakan sebagai pilot project pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) melalui kerjasama dengan Pemerintah Singapura. Provinsi Kepulauan Riau mencakup Kota Tanjungpinang, Batam, Kabupaten Bintan, Kabupaten Karimun, Kabupaten Natuna, dan Kabupaten Lingga yang terdiri dari 2.408 pulau besar dan kecil dimana 40% belum bernama dan berpenduduk, dengan 95% dari wilayahnya merupakan lautan.
326
Gambar A6.1. Peta Wilayah Provinsi Kepulauan Riau
Penerapan kebijakan KEK di Batam-Bintan-Karimun merupakan bentuk kerjasama yang erat antara Pemerintah Pusat dan Pemerintah Daerah dengan partisipasi dunia usaha. KEK ini nantinya merupakan simpul-simpul dari pusat kegiatan ekonomi unggulan yang perlu didukung dengan infrastruktur yang berdaya saing internasional. Kepulauan Riau memerlukan dukungan pasokan tenaga listrik yang cukup dan andal terutama di Kota Tanjung Pinang yang merupakan ibu kota Provinsi Kepulauan Riau. Pasokan listrik untuk kota Tanjung Pinang dipasok melalui sistem Tanjung Pinang yang melayani 3 daerah administrasi, yaitu Provinsi Kepulauan Riau, Kotamadya Tanjung Pinang dan serta Kabupaten Bintan. Sistem Tanjung Pinang dipasok dari PLTD Air Raja dan PLTD Sukaberenang dengan kapasitas terpasang 43 MW dan untuk melayani beban puncak saat ini yang telah mencapai 39 MW melalui jaringan 20 kV. Sistem-sistem isolated di Provinsi Kepulauan Riau mempunyai 144 unit pembangkit kecil tersebar dengan kapasitas total 90,7 MW dan daya mampu 65,9 MW seperti terlihat pada Tabel A6.1. 327
Tabel A6.1. Pembangkit Isolated per 2010 Daya Terpasang (MW)
Daya Mampu (MW)
Beban Puncak (MW)
136
80,9
55,3
53,4
Pemda
5
0,8
0,6
0,7
Sewa
3
9,0
10,0
11,4
Total
144
90,7
65,9
65,5
Pemilik PLN
Jumlah (Unit)
Sebagian besar sistem isolated mengalami kekurangan pasokan dan ini telah berlangsung beberapa tahun terakhir. Kondisi kekurangan pasokan pada umumnya disebabkan oleh keterbatasan jumlah daya mampu mesin pembangkit, baik karena gangguan mesin pembangkit maupun usia, meningkatnya pertumbuhan pemakaian tenaga listrik alami. Untuk mengatasi kekurangan pasokan pada beberapa sistem isolated dilakukan dengan sewa pembangkit.
A6.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Ekonomi Kepulauan Riau tumbuh 7,53% pada tahun 2010 (tidak termasuk migas) dan diperkirakan masih akan terus meningkat pada masa yang akan datang. Target pertumbuhan ekonomi yang tinggi menjadi perhatian Pemerintah Daerah dengan memberikan kemudahan kepada investor untuk menanamkan modalnya di Kepulauan Riau. Kegiatan perekonomian di Provinsi Kepulauan Riau terus meningkat, ditandai dengan akan dibangunnya kawasan-kawasan industri dan pada beberapa Kabupaten telah dicanangkan sebagai Kawasan Ekonomi Khusus. Proyeksi Kebutuhan Listrik Provinsi Kepulauan Riau 2011-2020 Dari realisasi penjualan listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A6.2.
328
Tabel A6.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 543 601 671 766 871 975 1.049 1.119 1.185 1.249 11,0%
Produksi (Gwh) 582 642 715 816 925 1.034 1.111 1.185 1.255 1.323 10,6%
Beban Puncak (MW) 101 112 125 142 161 181 194 208 220 232 10,0%
Pelanggan 139.930 153.266 167.103 181.945 197.645 214.211 231.175 248.663 266.950 286.062 9,4%
A6.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Menurut informasi dari Kementerian ESDM, di West Natuna Basin terdapat potensi gas alam sebesar 51,46 TCF. Selain itu di kawasan blok D-Alpha Natuna terdapat cadangan gas yang sangat besar, yaitu 222 TCF dan 500 juta barel minyak. Sedangkan potensi tenaga air relatif kecil. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi 150 kV dan sistem isolated. Rencana pengembangan pembangkit ditampilkan pada Tabel A6.3.
329
Tabel A6.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Proyek TB. Karimun #1,2 (FTP1) Tanjung Batu (FTP2) Dabo Singkep Natuna Tanjung Uban Tanjung Pinang 1 (TLB) TB. Karimun (Terkendala) TB. Karimun #3,4 Tanjung Batu Baru Tanjung Pinang 2 (FTP2) Tanjung Pinang 3 TB. Karimun-2 Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTGB PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU
PLN Swasta PLN PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN Swasta PLN PLN
Kapasitas (MW) 14 8 9 14 14 30 14 14 14 30 30 20 211
COD 2011 2012 2012/18 2013 2013-14 2014 2014 2014-15 2015 2015 2019-20 2019-20
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan 4 buah GI 150 kV di Pulau Bintan dan 1 lokasi di Pulau Ngenang seperti diperlihatkan pada Tabel A6.4. Tabel A6.4. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4 5
Nama Gardu Induk Air Raja Kijang Sri Bintan Tanjung Uban Pulau Ngenang Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 60 30 60 10 220
COD 2013 2013 2013 2013 2013
Selain itu diperlukan juga extension GI dengan menambah unit trafo 150/20 kV kapasitas 60 MVA pada tahun 2015 di GI Tanjung Uban. Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV sepanjang 258 kms dengan kebutuhan dana sekitar US$ 21,1 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A6.5.
330
Tabel A6.5. Pembangunan SUTT 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7
Dari Air Raja Pulau Ngenang Sri Bintan Tanjung Kasam Tanjung Sauh Tanjung Taluk Tanjung Uban Jumlah
Ke
Konduktor
Tegangan
Kijang Tanjung Taluk Air Raja Tanjung Sauh Pulau Ngenang Tanjung Uban Sri Bintan
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
1 Hawk 3 x 300 mm2 1 Hawk 3 x 300 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 40 2,2 12 4,8 70 3,9 6 2,4 10 1,1 60 3,3 60 3,3 258 21,1
COD 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013
Walaupun di sistem kelistrikan Bintan telah direncanakan pembangkit yang cukup banyak seperti pada tabel A6.3, sistem ini direncanakan akan diinterkoneksi dengan sistem Batam melalui kabel laut 150 kV. Tujuan interkoneksi tersebut adalah untuk menggantikan peran PLTD di sistem Bintan, baik peak maupun baseload, dengan transfer energi dari Batam yang biaya produksinya lebih rendah. Interkoneksi ini juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan sistem Bintan karena terinterkoneksi dengan sistem kelistrikan yang jauh lebih besar. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 169 ribu pelanggan sampai dengan 2020 atau rata-rata 16.940 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1,875 kms, JTR sekitar 2.164 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 900 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A6.6 berikut. Tabel A6.6. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 293 105 130 184 203 217 209 200 173 163 1.876
JTR kms 338 121 150 212 234 250 241 231 200 188 2.164
331
Trafo MVA 107 61 76 82 87 91 94 96 101 105 900
Pelanggan
23.272 13.335 13.837 14.842 15.700 16.566 16.964 17.487 18.287 19.113 169.404
A6.4. SISTEM KELISTRIKAN NATUNA Kabupaten Natuna terletak paling utara dari wilayah Republik Indonesia di kawasan Laut Cina Selatan seperti terlihat pada Gambar A6.2.
Gambar A6.2. Peta Pulau Natuna
Natuna berada pada jalur pelayaran internasional Hongkong, Jepang, Korea dan Taiwan. Kabupaten ini terkenal dengan penghasil migas dengan cadangan yang sangat besar sebagaimana diuraikan pada butir A6.3. Kelistrikan Pulau Natuna dipasok dari PLTD dengan Kapasitas terpasang 3.080 kW, daya mampu 2.845 kW dan beban puncak 2.355 kW. Sistem distribusi berupa SUTM sepanjang 57,4 kms dengan jumlah gardu 29 unit dan kapasitas terpasang 2.450 kVA. Adapun rencana pengembangan kelistrikan di Pulau Natuna berupa penambahan PLTU batubara 2x7 MW yang dijadwalkan beroperasi pada tahun 2013.
A6.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A6.7.
332
Tabel A6.7. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 543 601 671 766 871 975 1.049 1.119 1.185 1.249 9.028
Produksi Energi (Gwh) 582 642 715 816 925 1.034 1.111 1.185 1.255 1.323 9.588
Beban Puncak (MW) 101 112 125 142 161 181 194 208 220 232 1.676
Pembangkit (MW)
333
14 14 21 58 51 0 0 3 25 25 211
GI (MVA) 0 0 220 0 60 0 0 0 0 0 280
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 0 258 0 0 0 0 0 0 0 258
44 21 87 126 114 11 11 14 58 57 544
LAMPIRAN A.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KEPULAUAN BANGKA BELITUNG
A7.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Bangka Belitung secara garis besar dikelompokkan menjadi dua sistem kelistrikan yang terpisah yaitu: 1. Sistem Bangka yang dipasok dari 4 PLTD milik PLN dan 1 PLTU Biomassa IPP, yaitu: PLTD Merawang, PLTD Mentok, PLTD Koba, PLTD Toboali, dan PLTU Listrindo (Biomassa). Pembangkit-pembangkit tersebut terinterkoneksi melalui jaringan distribusi 20 kV. 2. Sistem Belitung yang dipasok dari 2 PLTD PLN dan 1 PLTU IPP Biomassa, yaitu: PLTD Pilang, PLTD Manggar dan PLTU Belitung Energy (IPP). Pembangkitpembangkit tersebut terinterkoneksi melalui jaringan distribusi 20 kV. Sistem kelistrikan 20 kV di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung seperti ditunjukkan pada Gambar A7.1.
Gambar A7.1. Peta Jaringan SUTM di Provinsi Kep. Babel Saat Ini
334
Pada saat ini sebagian besar pasokan listrik di Provinsi Bangka Belitung diperoleh dari pembangkit dengan bahan bakar HSD. Total kapasitas terpasang adalah 144,6 MW dengan daya mampu sebesar 99,8 MW, termasuk pembangkit rental dan IPP dengan daya mampu sebesar 46,25 MW. Tabel A7.1 memperlihatkan komposisi sistem pembangkitan di Provinsi Bangka Belitung. Tabel A7.1. Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu Pembangkit Tahun 2010
A7.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Provinsi Kep. Bangka Belitung merupakan provinsi pemekaran dari Provinsi Sumatera Selatan. Sebagai provinsi baru maka sangat memerlukan banyak sarana prasarana untuk mendukung aktivitas perekonomian dan program pemerintahan, antara lain pada tahun 2010 adalah Visit Archi Babel dan Babel Benderang. Salah satu sarana yang sangat diperlukan adalah ketersediaan energi listrik, sehingga sangat diharapkan adanya penambahan/pembangunan pembangkit baru yang bertujuan untuk melayani pertumbuhan beban, menggantikan mesin-mesin yang
335
sudah tua, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan dan meningkatkan efisiensi penyaluran tenaga listrik. Dari realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik Bangka Belitung pada tahun 2011–2020 dapat dilihat pada Tabel A7.2. Tabel A7.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 625 708 805 907 986 1.086 1.210 1.367 1.566 1.820 15,7%
Produksi (Gwh) 747 839 953 1.071 1.163 1.277 1.421 1.605 1.839 2.137 16,2%
Beban Puncak (MW) 130 146 165 186 201 221 246 277 318 369 16,2%
Pelanggan 208.736 237.149 266.399 289.726 295.881 302.124 308.458 314.888 321.417 328.051 8,6%
A7.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Pengembangan sarana di Provinsi Kep. Bangka Belitung dalam rangka untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pengembangan sarana pembangkit, transmisi, gardu induk dan distribusi. Potensi Sumber Energi Sumber energi di Bangka Belitung untuk membangkitkan energi listrik sangat terbatas. Oleh sebab itu kebutuhan energi primer untuk pembangkitan tenaga listrik di Babel harus didatangkan dari luar wilayah berupa batubara, gas dan BBM. Pengembangan Pembangkit Rencana pengembangan pembangkit untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Bangka Belitung sampai dengan tahun 2020 adalah seperti ditampilkan pada Tabel A7.3. berikut.
336
Tabel A7.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Proyek Air Anyer (FTP1) Belitung Baru (FTP1) Belitung-2 / Tanjung Pandan Belitung-3 Mentok Toboali Bangka (FTP2) Bangka IV (Peaker) Belitung-4 Belitung (Peaker) Bangka-3 Bangka-5 Belitung-5 Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTG PLTU PLTU PLTU
PLN PLN Swasta PLN PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN
Kapasitas (MW) 60 33 5 17 14 14 60 40 34 20 60 30 17 404
COD 2011 2012-13 2013 2014 2014 2014 2015-16 2015/18 2015/19 2017-18 2018-19 2020 2020
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV di 10 lokasi seperti diperlihatkan pada Tabel A7.4. Tabel A7.4. Pembangunan GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Nama Gardu Induk Air Anyir Pangkal Pinang Sungai Liat Dukong Manggar Suge Kelapa Koba Mentok Toboali Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 60 30 30 20 30 30 30 30 30 320
COD 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2014 2014 2016 2016
Selain itu diperlukan juga extension GI existing dengan menambah unit trafo 150/20 kV dan 70/20 kV hingga total tambahan kapasitas mencapai 210 MVA tersebar dibeberapa GI.
337
Tabel A7.5. Pembangunan Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7
Nama Gardu Induk Sungai Liat Dukong Koba Manggar Pangkal Pinang Air Anyir Dukong Jumlah
Tegangan 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 30 30 210
COD 2015 2016 2018 2018 2018 2019 2019
Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 150 kV dan 70 kV, diperlukan pengembangan transmisi 150 kV dan 70 kV sepanjang 946 kms dengan kebutuhan dana sekitar 52,4 M USD seperti ditampilkan pada Tabel A7.6. Tabel A7.6. Pembangunan SUTT 150 kV & 70 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Dari Air Anyir Air Anyir Dukong Suge Pangkal Pinang Pangkal Pinang Kelapa Koba Air Anyir/Sungai Liat Jumlah
Ke
Tegangan
Pangkal Pinang Sungai Liat Manggar Dukong Kelapa Koba Mentok Toboali PLTU Bangka Baru III
150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 44 2,4 112 6,2 140 7,8 50 2,8 120 6,6 120 6,6 140 7,8 120 6,6 100 5,5 946 52,4
COD 2011 2011 2012 2012 2014 2014 2016 2016 2018
Peta jaringan 150 kV di Bangka dan jaringan 70 kV di Belitung diperlihatkan pada Gambar A7.2 dan Gambar A7.3.
338
Gambar A7.2. Peta Jaringan Sistem Bangka
Gambar A7.3. Peta Jaringan Sistem Belitung
339
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 158 ribu pelanggan sampai dengan 2020, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% pada tahun 2011 akan disambung 58.000 pelanggan. Selanjutnya akan disambung rata-rata 13.000 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 1.645 kms, JTR sepanjang 1.744 kms, Gardu Distribusí 151 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A7.7 berikut. Tabel A7.7. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 428 143 128 146 152 113 114 123 142 156 1.645
JTR kms 477 149 133 152 159 117 119 128 148 162 1.744
Trafo MVA 29 11 10 13 17 12 13 14 16 17 151
Pelanggan 57.924 11.719 10.468 11.944 12.486 9.226 9.345 10.091 11.624 12.766 157.594
A7.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A7.8. Tabel A7.8. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 625 708 805 907 986 1.086 1.210 1.367 1.566 1.820 11.080
Produksi Energi (Gwh) 747 839 953 1.071 1.163 1.277 1.421 1.605 1.839 2.137 13.051
Beban Puncak (MW) 130 146 165 186 201 221 246 277 318 369 2.258
Pembangkit (MW)
340
60 17 22 45 67 30 10 60 47 47 404
GI (MVA) 120 80 0 60 30 90 0 90 60 0 530
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 156 190 0 240 0 260 0 100 0 0 946
136 74 62 135 79 78 9 82 114 112 881
LAMPIRAN A.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA BARAT
A8.1. KONDISI SAAT INI Pasokan sistem kelistrikan Provinsi Sumatera Barat (diluar kepulauan Mentawai) berasal dari sistem interkoneksi 150 kV Sumatera Bagian Tengah (Jambi-SumbarRiau) melalui 14 gardu induk dengan kapasitas total 565 MVA dan beban puncak sebesar 348 MW seperti yang terlihat pada Gambar A8.1. SUMATERA UTARA
New Garuda Sakti
ke GI Padang Sidempuan (Sumatera Utara)
Ke GI New Garuda Sakti (Riau)
Koto Panjang
PLTA Batang Agam 3 x 3,5 MW
A A
Simpang Empat
2
P
ACSR 1 x 240 mm 52 km – 2020
Maninjau
Payakumbuh A
Padang Luar
A
ACSR 1 x 240 mm2 25 km, 2nd cct – 2012
A
Lubuk Alung PIP
PLTG Pauh Limo 3 x 21,35 MW
Kiliranjao
Solok
Simpang Haru
PLTU Ombilin 2 x 100 MW
ACSR 1 x 240 mm2 10 km – 2019
Indarung
ACSR 1 x 240 mm2 52 km, 2 nd cct - 2012
Salak
Pauh Limo
GI/GIS Kota
ke GI Teluk Kuantan (Riau)
Ombilin
U
G
ACSR 2 x 240 mm2 8 km – 2016
ACSR 2 x 430 mm2 141 km - 2013
Batusangkar
Padang Singkarak Panjang
Pariaman
RIAU
2
ACSR 1 x 240 mm2 32 km, 2nd cct – 2012 ACSR 1 x 240 mm2 42 km, 2nd cct – 2012
PLTA Singkarak 4 x 43,75 MW
ke GI Koto Panjang (Riau)
PLTP Bonjol 165 MW – 2019
ACSR 1 x 240 mm 15 km – 2017
PLTA Maninjau 4 x 17 MW
ACSR 2 x 430 mm2 150 km - 2013
ACSR 2 x 430 mm2 300 km - 2013
PLTA Masang – 2 55 MW – 2017
ACSR 1 x 240 mm2 35 km – 2013
P 2
ACSR 2 x 240 mm 17,5 km – 2011
Sungai Rumbai
PLTP G.Talang 20 MW – 2019
Bungus
ACSR 2 x 430 mm2 117 km (Operasi 150 kV)
ACSR 2 x 240 mm2 5 km - 2012
ACSR 2 x 240 mm2 80 km - 2017
U
PLTU Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) 2 x 112 MW – 2012/2013
ACSR 2 x 240 mm2 90 km - 2011
ke GI Muara Bungo (Jambi)
P PLTP Muara Labuh 2 x 110 MW – 2017
Kambang
JAMBI PT PLN (Persero) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN SUMATERA
Rencana 275 kV HVDC U Rencana 500 kV HVDC
G
PLTU
D
PLTD
GI Rencana
PLTG
A
PLTA
PLTGU P
PLTP
GI Eksisting GI 275/150 kV Renc
Kit Eksisting Kit Rencana
Sungai Penuh
PERENCANAAN SISTEM BIDANG PERENCANAAN
PETA JARINGAN PROPINSI SUMATERA BARAT Existing 70 kV Existing 150 kV Rencana 150 kV Rencana 275 kV Rencana 500 kV
ACSR 2 x 240 mm2 110 km - 2015
Edit September 2011
GU
ke GI Bangko (JAMBI)
ke GI Muko-muko (Bengkulu)
BENGKULU
Gambar A8.1. Sistem Interkoneksi di Provinsi Sumatera Barat
Saat ini di Provinsi Sumatera Barat terdapat pembangkit-pembangkit besar sebagaimana ditunjukan pada Tabel A8.1.
341
Tabel A8.1. Kapasitas Pembangkit di Sistem Interkoneksi Per 2010 No Nama Pembangkit 1 2 3 4 5
Ombilin Pauh Limo Maninjau Singkarak Batang Agam
Jenis
Bahan Bakar
PLTU PLTG PLTA PLTA PLTA
Batubara HSD Air Air Air
Pemilik PLN PLN PLN PLN PLN Total
Kapasitas Terpasang (MW) 200 64 68 131 11 474
Dengan kapasitas pembangkit 474 MW dan beban puncak 348 MW, maka Provinsi Sumbar pada saat musim hujan mampu memenuhi kebutuhannya sendiri bahkan dapat memasok kebutuhan listrik Provinsi Riau sebesar ± 150 MW. Namun pada musim kemarau saat PLTA-PLTA di Sumbar mengalami penurunan kapasitas, Provinsi Sumbar mendapat tambahan pasokan dari sistem Sumbagsel sekitar 100 MW. Pada saat beban puncak daerah-daerah Pesisir Selatan seperti sebagian Kambang, sebagian Balai Selasa, sebagian Indrapura serta Tapan dan Lunang membentuk sistem-sistem isolated sendiri dengan beban puncak total sebesar 4,2 MW. Hal tersebut terjadi karena kualitas tegangan di daerah tersebut sangat rendah akibat jauhnya jarak dari GI Pauh Limo sebagai pemasok tenaga listrik daerah Pesisir Selatan (±260 km). Untuk sistem kelistrikan di Kepulauan Mentawai, saat ini mempunyai beban puncak 2,1 MW yang dipasok dari beberapa PLTD berkapasitas kecil yang berjumlah 21 unit dan tersebar di 8 sentral PLTD dengan kapasitas terpasang 2,9 MW. Selain itu ada juga pembangkit PLTM Pinang Awan di Solok Selatan yang beroperasi paralel dengan sistem 20 kV untuk membantu menaikan tegangan di daerah tersebut mengingat jaraknya yang jauh dari GI Solok sebagai pemasok tenaga listrik daerah tersebut. Pembangkit isolated di Provinsi Sumatera Barat diberikan pada Tabel A8.2.
342
Tabel A8.2. Pembangkit di Sistem Isolated per 2010 No Nama Pembangkit Kepulauan Mentawai 1 Sikabaluan 2 Sikakap 3 Sipora 4 Seay Baru 5 Saumangayak 6 Simalakopa 7 Simalepet 8 Tua Pejat Pesisir Selatan 1 Lakuak 2 Balai Selasa 3 Indra Pura 4 Tapan 5 Lunang 6 Salido Kecil Solok Selatan 1 Pinang Awan
Jenis
Bahan Bakar
Pemilik
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTMH
HSD HSD HSD HSD HSD Air
PLN PLN PLN PLN PLN Swasta
Air
PLN
PLTM Total Isolated
Kapasitas Terpasang (MW) 2,8 0,1 0,4 0,1 0,1 0,2 0,0 0,2 1,6 7,3 1,9 0,6 1,3 0,9 2,2 0,3 0,4 0,4 10,5
A8.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Secara keseluruhan rata-rata pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dalam 5 tahun terakhir adalah 6,8% per tahun. Indikator penjualan energi listrik yang merefleksikan permintaan tenaga listrik masyarakat meningkat dari 1.741 GWh pada tahun 2006 menjadi 2.187 GWh di tahun 2010. Konsumsi tenaga listrik diserap oleh sektor rumah tangga (45%), sektor industri (34%), sektor komersil (13%) dan sektor publik (8%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik pada enam tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A8.3.
343
Tabel A8.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 2.253 2.470 2.725 3.014 3.330 3.678 4.057 4.468 4.913 5.387 9,7%
Produksi (Gwh) 2.418 2.647 2.915 3.219 3.551 3.916 4.318 4.754 5.226 5.728 9,6%
Beban Puncak (MW) 389 425 468 516 568 625 689 757 831 910 9,4%
Pelanggan 876.242 910.957 946.243 981.663 1.017.739 1.055.062 1.093.265 1.131.897 1.171.568 1.213.571 3,7%
A8.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Sumatera Barat antara lain batubara, panas bumi dan tenaga air. Menurut informasi dari Bapeda Sumatera Barat, potensi batubara tersebar di Kota Sawahlunto, Kabupaten Sijunjung, Kabupaten Pesisir Selatan, Kabupaten Solok, Kabupaten Limapuluh Kota dan Kabupaten Solok Selatan. Menurut informasi dari Kementerian ESDM, potensi panas bumi di Sumatera Barat adalah sekitar 908 MW dan berada di Muaralabuh – Kabupaten Solok Selatan dan di Talang - Kabupaten Solok. Sedangkan potensi tenaga air tersebar hampir di Provinsi Sumatera Barat seperti terlihat pada Tabel A8.4.
344
Tabel A8.4. Potensi Tenaga Air No
Lokasi
DAS
Type
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pasaman Sangir-2 Sangir-3 Sinamar-2 Masang-2 Tuik Lanajan-2 Lubuk-2 Asik Lubuk-4U Sumpur-1U Kampar KN-1 Kampar KN-2 Kapur-1 Mahat-10 Mahat-2U Sumpur-K1 Palangki-1 Palangki-2 Sibakur Sibayang Sukam Kuantan-1 Batanghari-2
Bt. Pasaman Bt. Sangir Bt. Sangir Bt. Sinamar Bt. Masang Bt. Tuik Bt. Lengayang Bt. Rokan Bt. Asik Bt. Lubuk Bt.Sumpur Bt. Kampar Kanan Bt. Kampar Kanan Bt. Kapur Bt. Mahat Bt. Mahat Bt. Sumpur Bt. Palangki Bt. Palangki Bt. Sibakur Bt.Sibayang Bt. Sukam Bt. Kuantan Batanghari
ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RSV ROR RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV RSV ROR RSV
Kapasitas (MW) 21,2 2,2 7,8 13,1 14,5 3,9 3,1 4,6 1,7 4,8 2,7 29,4 8,6 10,6 12,6 2,2 8,1 11,8 17,9 5,5 15,0 19,4 3,4 22,2
Kabupaten/ Kecamatan Pasaman Solok Solok Tanah Datar Agam Pessel Pessel Pasaman Pasaman Pasaman Pasaman 50 Kota 50 Kota 50 Kota 50 Kota 50 Kota S. Sijunjung S. Sijunjung S. Sijunjung S. Sijunjung Agam S. Sijunjung S. Sijunjung Slk Selatan
No
Lokasi
DAS
Type
25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47
Batanghari-3 Batanghari-5 Batanghari-6 Batanghari-7 Fatimah Sikarbau Balangir Landai-1 Sumani Guntung Sungai Putih Kerambil Muaro Sako Induring Palangai-3 Kambang-1 Kapas-1 Landai-2 Sumpur-K2 Lawas-1D Gumanti-1 Sikiah-1 Sikiah-2
Batanghari Batanghari Batanghari Batanghari Fatimah Sikarbau Balangir Bt. Langir Bt. Sumani Bt. Guntung Bt. Lumpo Bt. Bayang Janiah Bt. Muaro Sako Bt. Jalamu Bt. Palangai Bt. Kambang Bt. Tumpatih Bt. Air Haji Bt. Sumpur Bt. Lawas Bt. Gumanti Bt.Gumanti Bt Sikiah
RSV ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR ROR RSV ROR RSV RSV
Kapasitas (MW) 34,8 6,7 10,1 6,9 0,8 0,7 0,4 6,8 0,6 0,6 1,7 1,6 2,4 2,2 4,1 5,5 8,1 7,1 4,2 11,2 5,9 30,4 18,0
Kabupaten/ Kecamatan Slk Selatan Slk Selatan Slk Selatan Dhamasraya Pasbar Pasbar Slk Selatan Pessel Solok Agam Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Pessel Tanah Datar S. Sijunjung Solok Solok Solok
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik hingga tahun 2020 direncanakan pengembangan pembangkit di Sumatera Barat berkapasitas total 684 MW dan transfer energi dengan sistem interkoneksi Sumatera. Untuk Kepulauan Mentawai direncanakan pembangkit 9,2 MW, yaitu PLTS 0,2 MW (2011), PLTGB 6 MW (2013) dan PLTGB 3 MW (2020). Pengembangan pembangkit interkoneksi di Sumatera Barat ditampilkan pada Tabel A8.5 dan Tabel A8.6. Tabel A8.5. Pengembangan Pembangkit di Sistem Interkoneksi No 1 2 3 4 5
Proyek Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Masang-2 Muara Laboh (FTP2) Bonjol G. Talang Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTA PLTP PLTP PLTP
PLN PLN Swasta Swasta Swasta
Kapasitas (MW) 224 55 220 165 20 684
COD 2012-13 2017 2017 2019 2019
Selain itu PLN juga sedang menjalin kerjasama dengan Pemda dan swasta untuk mengembangkan pembangkit hidro skala kecil dan menengah seperti terlihat pada Tabel A8.6.
345
Tabel A8.6. Pengembangan Pembangkit Hidro Skala Kecil No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nama Proyek Manggani Gumanti Gumanti Sinamar Sinamar Lubuk Gadang Gunung Tujuh Gunung Tujuh Tarusan Bayang Bayang Muara Sako Sumpur Kambahan Fatimah Sikarban Guntung Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM
Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
Kapasitas (MW) 1,1 5,0 5,0 5,0 5,0 4,0 4,0 4,0 3,0 3,0 3,0 2,5 2,0 1,5 1,4 1,4 0,6 51,6
COD 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI di Provinsi Sumatera Barat sampai dengan tahun 2020 berupa 2 buah GI 275 kV dan 4 buah GI 150 kV yang diperlihatkan pada Tabel A8.7 dan Tabel A8.8. Tabel A8.7. Pengembangan GI 275 kV Baru No
Nama Gardu Induk
1 Kiliranjao 2 Payakumbuh
Tegangan
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)
275/150 kV
Baru
250
19.66
2013
275/150 kV
Baru
250
20.17
2013
500
39.8
Jumlah
Tabel A8.8. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4
Nama Gardu Induk Bungus Kambang Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
346
Kapasitas (MVA) 30 30 30 120 210
COD 2011 2011 2013 2016
Selain itu juga direncanakan pengembangan GI existing dengan menambah unit trafo 150/20 kV dengan tambahan kapasitas total 840 MVA sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A8.9. Tabel A8.9. Pengembangan Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Nama Gardu Induk Padang Luar Padang Panjang Pauh Limo Payakumbuh PIP Simpang Empat Solok Salak Maninjau Kiliranjao Payakumbuh Bungus Kambang Simpang Empat Solok Lubuk Alung Sungai Rumbai Pariaman Batusangkar GIS Kota Padang Padang Luar PIP Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 30 30 60 30 30 30 30 30 30 60 30 30 30 30 30 60 30 60 840
COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2020 2020 2020 2020
Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan GI 275 & 150 kV, diperlukan juga pengembangan transmisi 275 kV sepanjang 882 kms dan transmisi 150 kV sepanjang 786 kms dengan kebutuhan dana investasi USD 249,7 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A8.10 dan Tabel A8.11. Tabel A8.10. Pembangunan Transmisi 275 kV Baru No
Dari
1 Kiliranjao 2 Padang Sidempuan Jumlah
Ke Payakumbuh Payakumbuh
Tegangan 275 kV 275 kV
347
Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 2 Zebra
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 282 63,5 600 135,0 882 198,5
COD 2013 2013
Tabel A8.11. Pembangunan Transmisi 150 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Dari
Ke
Bungus Indarung Kiliranjao Maninjau Padang Luar PLTU Sumbar Pessel Singkarak Kiliranjao PIP/S Haru/Pauh Limo Simpang Empat Sungai Rumbai Payakumbuh Solok Jumlah
Konduktor
Tegangan
Kambang Bungus Teluk Kuantan Padang Luar Payakumbuh 2 pi Inc. (Bungus-Kambang) Batusangkar Sungai Rumbai GI/GIS Kota Padang Masang-2 PLTP Muara Labuh PLTP Bonjol PLTP Gunung Talang
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 2 1 1 1 4 1 2 2 2 2 2 2
cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk 2nd cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk 2nd cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk cct, 1 Hawk cct, 2 Hawk cct, 2 Hawk cct, 1 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 180 13,7 35 2,7 52 1,7 42 1,4 32 1,0 20 0,8 25 0,8 70 5,3 16 0,9 30 1,7 160 12,2 104 7,9 20 1,1 786 51,2
COD 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2016 2017 2017 2019 2019
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diproyeksikan akan terjadi penambahan pelanggan baru sekitar 369 ribu pelanggan sampai dengan tahun 2020, atau rata-rata 36.900 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 3.242 kms, JTR sekitar 3.823 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 471 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A8.12. Tabel A8.12. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 262 295 314 315 321 331 339 342 351 372 3.242
JTR kms 308 347 370 371 378 391 400 404 414 439 3.823
Trafo MVA 38 43 46 46 47 48 49 50 51 54 471
Pelanggan 32.205 34.715 35.286 35.420 36.075 37.323 38.203 38.633 39.670 42.004 369.534
A8.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi di Provinsi Sumatera Barat sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A8.13. 348
Tabel A8.13. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 2,253 2,470 2,725 3,014 3,330 3,678 4,057 4,468 4,913 5,387 36,295
Produksi Energi (Gwh) 2,418 2,647 2,915 3,219 3,551 3,916 4,318 4,754 5,226 5,728 38,692
Beban Puncak (MW) 389 425 468 516 568 625 689 757 831 910 6,176
Pembangkit (MW) 0 112 118 0 0 0 275 0 185 3 693
349
GI (MVA) 60 300 560 30 0 180 150 60 30 180 1,550
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 215 171 952 0 0 16 190 0 124 0 1,668
47 203 438 28 27 42 617 33 460 42 1,936
LAMPIRAN A.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI JAMBI
A9.1. KONDISI SAAT INI Jumlah beban puncak non-coincident sistem kelistrikan Provinsi Jambi (interkoneksi dan isolated) saat ini sebesar 207 MW dan dipasok dari sistem interkoneksi Sumbagselteng melalui saluran transmisi 150 KV dengan 5 GI, yaitu GI Aur Duri (2x30 MVA), GI Payo Selincah (2x60MVA), GI Muara Bulian (30 MVA), GI Muara Bungo (2x30 MVA) dan GI Bangko (30 MVA). Peta jaringan distribusi Provinsi Jambi seperti ditunjukkan pada Gambar A9.1.
Gambar A9.1. Peta Jaringan Distribusi di Provinsi Jambi
Kapasitas pembangkit di Provinsi Jambi adalah sekitar 222,9 MW seperti ditunjukkan pada Tabel A9.1.
350
Tabel A9.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No
1 2 3 4 5
Nama Pembangkit
Jenis
Bahan Bakar
Pemilik
PLTD Payo Selincah
PLTD
Gas Alam+HSD
PLN
PLTG Payo Selincah
PLTG
Gas Alam
Sewa
PLTG Batang Hari
PLTG
Gas Alam
PLN
PLTG Eks Sunyarangi
PLTG
Gas Alam
Sewa
PLTD lokasi tersebar Jumlah
PLTD
HSD
PLN
Kapasitas (MW)
31 100 62 18 12 223
A9.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan listrik diserap oleh konsumen rumah tangga (62%), konsumen komersil (24%), konsumen publik (7%) dan konsumen industri (7%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A9.2. Tabel A9.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 1.159 1.316 1.453 1.640 1.749 1.873 2.000 2.144 2.303 2.482 9,3%
Produksi (Gwh) 1.277 1.444 1.588 1.783 1.891 2.016 2.143 2.289 2.448 2.629 8,8%
Beban Puncak (MW) 203 227 256 281 315 334 355 377 402 426 8,8%
Pelanggan 522.280 555.972 592.561 630.152 659.586 690.151 721.574 755.141 789.658 827.382 6,7%
A9.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut.
351
Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Provinsi Jambi terdiri dari batubara, gas dan tenaga air. Berdasarkan informasi dari Pemerintah Provinsi Jambi, potensi batubara yang layak ditambang adalah 779 juta ton dengan nilai kalori rata-rata 5.715 kkal/kg yang tersebar di seluruh daerah kabupaten kecuali Kabupaten Kerinci. Potensi gas terdapat di Kabupaten Tanjung Jabung dan Kabupaten Muaro Jambi dan potensi tenaga air terdapat di Kabupaten Merangin (sungai Merangin dan sungai Batang Air Batu). Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 di Jambi direncanakan akan dipenuhi dengan mengembangkan pembangkit di Jambi dan di daerah lain pada sistem interkoneksi Sumatera. Adapun pembangkit yang direncanakan berada di Provinsi Jambi mempunyai kapasitas total 1.712 MW seperti ditampilkan pada Tabel A9.3. Tabel A5.3.1 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Proyek Sarolangun Sungai Gelam Payo Selincah Sungai Gelam (CNG/Peaker) Sengeti (CNG/Peaker) Batanghari Kuala Tungkal Tebo Pembangkit Peaker Sungai Penuh (FTP2) Merangin Jambi (KPS) Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTMG PLTG PLTG PLTG PLTGU PLTU PLTU PLTG PLTP PLTA PLTU
Swasta Sewa Sewa Beli PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta
Kapasitas (MW) 12 12 100 90 80 30 14 14 100 110 350 800 1712
COD 2011 2011 2011-12 2012 2012-13 2013 2013 2013 2014 2015 2016-17 2018-19
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pengembangan GI 150 kV baru dan extension GI existing seperti pada Tabel A9.4 dan Tabel A9.5.
352
Tabel A9.4. Pengembangan GI 150 kV No 1 2 3 4
Nama Gardu Induk Sungai Penuh Muara Sabak Sarolangun Kuala Tungkal Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 120
COD 2012 2013 2014 2018
Tabel A9.5. Pengembangan Extension GI 150/20 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Nama Gardu Induk Aurduri Bangko Muaro Bulian Payoselincah Muaro Bungo Sungai Penuh Payoselincah Aurduri Muaro Bungo Bangko Muara Sabak Payoselincah Sarolangun Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 60 60 60 60 30 60 60 60 30 30 60 30 660
COD 2012 2012 2012 2012 2013 2014 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020
Berkaitan dengan pengembangan transmisi 275 kV dan 500 kV Sumatera, akan dibangun 3 buah GI 275 kV yaitu GI Bangko, GI Muara Bungo dan GI Aur Duri, seperti pada Tabel A9.6. Tabel A9.6. Pengembangan GI 275 kV dan 500 kV No
Nama Gardu Induk
1 Bangko 2 Muara Bungo
Tegangan
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)
275/150 kV
Baru
250
21,08
2013
275/150 kV
Baru
250
20,08
2013
3 Aur Duri 4 Bangko
275/150 kV
Baru
500
25,98
2014
275/150 kV Extension
500
17,92
2017
5 Aurduri 6 Aurduri 500kV 7 PLTU Jambi 500 kV
275/150 kV Extension
0
2,81
2018
500/275 kV
Baru
500
25,77
2018
500 kV
Baru
0
9,82
2018
2000
123,5
Jumlah
353
Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan Sistem Sumatera, diperlukan pengembangan transmisi 150 KV, 275 KV dan 500 kV seperti ditampilkan dalam Tabel A9.7 dan Tabel A9.8. Tabel A9.7. Pembanguan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8
Dari Bangko PLTA Merangin PLTG CNG Sei Gelam PLTG CNG Sengeti Muara Sabak Muara Bulian PLTP Sungai Penuh Muara Sabak Jumlah
Ke
Tegangan
PLTA Merangin Sungai Penuh Aur Duri Aur Duri Inc. 1 Pi (Payo Selincah-Aur Duri) Sarolangun Sungai Penuh Kuala Tungkal
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 136 30.6 110 24.8 60 3.3 26 1.4 121.6 3.6 130 7.2 84 4.7 108.8 6.0 776 81.7
Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
2 Zebra 2 Zebra 1 Hawk 1 Hawk 2 x 340 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk
COD 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2015 2018
Tabel A9.8. Pembanguan Transmisi 275 dan 500 kV No
Dari
1 Bayung Lincir 2 Aur Duri 3 PLTU Jambi Jumlah
Ke Aur Duri Rengat Aur Duri
Tegangan 275 kV 275 kV 500 kV
Konduktor 2 cct, 2 Zebra 2 cct, 4 Zebra 2 cct, 4 Zebra
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 120 27,0 420 137,1 150 49,0 690 213,1
Peta sistem kelistrikan Provinsi Jambi diperlihatkan pada Gambar A9.2.
354
COD 2014 2015 2018
ACSR 1 x 240 mm2 30 km - 2013
2
A C S 75 R 4 km x 2 - 2 82 01 mm 8
2
m m 0 4 43 1 x 20 2 R km CS 0 A 6
Gambar A9.2. Peta Jaringan Provinsi Jambi
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik akan dilakukan penambahan pelanggan baru sebanyak 390 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Khusus untuk tahun 2011 akan disambung sekitar 85 ribu pelanggan untuk mencapai rasio elektrifikasi 60%. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 38.900 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.800 kms, JTR sekitar 2.626 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 257 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A9.9.
355
Tabel A9.9. Pengembangan Sistem Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 558 222 226 234 240 245 253 264 275 282 2.800
JTR kms 515 205 210 220 227 230 238 253 263 264 2.626
Trafo MVA 49 20 20 21 22 23 24 25 26 27 257
Pelanggan
84.765 33.693 36.589 37.591 29.433 30.565 31.424 33.567 34.516 37.725 389.868
A9.4. SISTEM ISOLATED Provinsi Jambi masih memiliki 6 PLTD berbahan bakar minyak, yaitu PLTD Pelabuhan Dagang, PLTD Sungai Lokan, PLTD Mendahara Tengah dan PLTD Kuala Tungkal, PLTD Batang Asai dan PLTD Sarolangun dengan total kapasitas terpasang 12,85 MW dan 1 pembangkit IPP berbahan bakar gas yang beroperasi di Kabupaten Tanjung Jabung kapasitas terpasang 7,2 MW. Tabel A9.10. Pembangkit pada Sistem Isolated per 2010 Jenis
Kapasitas (MW)
Pemilik
1 Pelabuhan Dagang
PLTD
3,15
PLN
2 Sungai Lokan
PLTD
0,82
PLN
3 Mendahara Tengah
PLTD
0,43
PLN
4 Kuala Tungkal
PLTD
4,91
PLN
5 Batang Asai
PLTD
0,55
PLN
No
Nama Pembangkit
6 Sarolangun 7 Tanjung Jabung Power Total
PLTD
3,00
PLN
PLTMG
7,20
Swasta
20,05
A9.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam Tabel A9.11.
356
Tabel A9.11. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 1,159 1,316 1,453 1,640 1,749 1,873 2,000 2,144 2,303 2,482 18,118
Produksi Energi (Gwh) 1,277 1,444 1,588 1,783 1,891 2,016 2,143 2,289 2,448 2,629 19,507
Beban Puncak (MW) 203 227 256 281 315 334 355 377 402 426 3,178
Pembangkit (MW)
357
74 160 118 100 110 175 175 400 400 0 1,712
GI (MVA) 0 270 590 560 0 0 560 650 60 90 2,780
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 246 208 250 504 0 0 259 0 0 1,466
55 134 188 133 336 282 302 643 548 29 2,651
LAMPIRAN A.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SUMATERA SELATAN
A10.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Beban puncak sistem kelistrikan Sumatera Selatan saat ini sebesar 615 MW dan dipasok dari pembangkit yang terinterkoneksi melalui grid 150 kV dan 70 kV. Untuk sistem isolated yang lokasinya tersebar dipasok dari pembangkit IPP dan PLTD.
t, 2 cc
U G
SR 17 2 x 5k 4 m 30 m -2 01 m 2 5
AC
G
2x 60 km 330 mm 2 - 2012
AC SR
2
nd
2
0 mm 2 x 24 15 ACSR km – 20 35
GU
2 01
Gambar A10.1. Peta Kelistrikan Provinsi Sumatera Selatan
Pembangkit yang memasok Provinsi Sumsel diberikan pada Tabel A10.1.
358
Tabel A10.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang per 2010 No A 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Nama PLN (Interkoneksi) PLTU Keramasan #1,2 PLTG Keramasan #1,2,3,4 PLTG Indralaya GT # 1.1 PLTG Indralaya GT # 1.2 PLTGU Indralaya ST # 1.0 PLTG Truck Mounted #1,2 PLTD Sungai Juaro #1,2 PLTG Borang PLTG Talang Duku PLTG Sewa Beli Tl. Duku PLTG Sewa Beli Borang PLTG Keramasan AKE #1,2
Kapasitas (MW) 829,1 25,0 64,9 50,0 40,0 40,0 40,0 25,2 14,0 20,0 60,0 60,0 100,0
No 13 14 B 15 16 17 18 19 C 20 21 22
Nama PLTMG Rental Borang PLTU Bukit Asam # 1,2,3,4 PLN (Isolated) PLTD Makarti Jaya PLTD Sungsang PLTD Air Saleh PLTD Simpang Sender PLTD Teluk Agung IPP PLTMG Sako Kenten PLTMG Musi II PLTMG Prabumulih Total
Kapasitas (MW) 30,0 260,0 6,6 1,4 1,7 1,1 1,9 0,5 43,8 12,0 19,8 12,0 879,4
Kota Palembang dipasok dari ring transmisi 70 kV dan ring transmisi 150 kV, dengan 4 trafo IBT 150/70 kV yang berada di GI Borang dan GI Keramasan dengan kapasitas 400 MVA. Gardu induk terpasang di Provinsi Sumatera Selatan sebanyak 21 GI dengan total kapasitas trafo 932 MVA, terdiri dari 8 GI 70/20/12 kV dan 13 GI 150/20 kV. A10.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI SUMATERA SELATAN Konsumsi energi listrik di Sumsel diserap oleh konsumen rumah tangga (60%), komersil (18%), industri (14%) dan publik (8%) Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 seperti pada Tabel A10.2.
359
Tabel A10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 3.089 3.460 3.845 4.273 4.758 5.157 5.589 6.054 6.599 7.188 10,1%
Produksi (Gwh) 3.383 3.781 4.196 4.648 5.160 5.576 6.027 6.513 7.081 7.696 9,8%
Beban Puncak (MW) 630 698 769 845 931 998 1.070 1.147 1.238 1.335 9,3%
Pelanggan 1.176.885 1.279.529 1.395.900 1.610.969 1.676.664 1.743.913 1.813.797 1.884.344 1.954.822 2.027.626 8,1%
A10.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di provinsi ini sangat banyak berupa batubara, gas bumi, minyak bumi, panas bumi dan gas metan batubara (CBM), sebagaimana diperlihatkan pada Tabel A10.3. Tabel A10.3. Potensi Sumber Energi Sumber Daya Minyak Bumi (Oil) Gas Bumi Batubara Coal Bed Methane Panas Bumi (Geothermal) Gambut Potensi Air (Mini/Mikro Hidro) Energi Surya Biomassa Biogas Sumber
Potensi 757,6 MMSTB 24179,5 BSCF 47,1 Milyar Ton 183,00 TCF 1.911 MW 64.200 Ha 9.385,728 kW 53,85 x 10 MW 16.034,24 GWh 235,01 kWh
Produksi 27.933,07 ribu BBL 434.108,64 ribu MMBTU 9.276.361 ton Belum dimanfaatkan Belum dimanfaatkan Belum dimanfaatkan Sebagian dimanfaatkan Telah dimanfaatkan Sebagian dimanfaatkan Belum dimanfaatkan
: Dinas Pertambangan dan Pengembangan Energi Prov. Sumatera Selatan 2008
360
P_57 18
P_55 3
P_56 4
17
5 7
10
12
15
13
01-074-27
6
11
16 8
P_59
PLTU 2 x 113 MW Simpang Belimbing 9
PLTU 2 x 135 MW Keban Agung
19 2
20 14
01-074-15 01-074-141
P_53 PLTP 4 x 55 MW Lumut Balai
01-074-07 01-074-02 PLTM 2 x 2,29 MW Telanai Banding Agung
Gambar A10.2. Peta Potensi Sumber Energi di Provinsi Sumatera Selatan
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 3.795 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A10.4.
361
Tabel A10.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Proyek Borang Simpang Belimbing #1,2 Talang Duku Borang Gunung Megang, ST Cycle Jaka Baring (CNG/Peaker) Baturaja Keramasan Banjarsari Sumsel-11, MT Lumut Balai (FTP2) Sumsel-2 (Keban Agung) Sumsel-5 Sumsel-7 Sumsel-6, Mulut Tambang Sumsel-8, Mulut Tambang Sumsel-9, Mulut Tambang Sumsel-10, Mulut Tambang Rantau Dedap (FTP2) Danau Ranau Sumsel-1, Mulut Tambang Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTMG PLTU PLTG PLTG PLTGU PLTG PLTU PLTGU PLTU PLTU PLTP PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTU
Sewa Swasta Sewa Beli Sewa Swasta PLN Swasta PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta PLN
Kapasitas (MW) 30 227 60 60 30 50 20 86 230 227 220 225 300 300 600 1200 1200 600 220 110 800 6795
COD 2011 2011 2011 2011-12 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014-15 2015 2015-16 2015-16 2016-17 2016 2017 2018 2018-19 2019 2019-20
Pengembangan PLTU Sumsel-8, PLTU Sumsel-9 dan PLTU Sumsel-10 dengan kapasitas total 3.000 MW merupakan PLTU batubara mulut tambang dengan memanfaatkan tersedianya cadangan batubara low rank di Sumatera Selatan. Listrik dari ketiga PLTU tersebut dimaksudkan akan disalurkan ke Pulau Jawa melalui transmisi HVDC 500 kV Jawa-Sumatera. Rencana ini dilakukan dengan terlebih dahulu memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Sumatera Selatan pada khususnya dan Sumatera pada umumnya melalui pengembangan banyak pembangkit batubara, panas bumi dan gas. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sumsel memerlukan pembangunan GI 150 kV baru di 11 lokasi dengan kapasitas sebesar 570 MVA seperti pada Tabel A10.5.
362
Tabel A10.5. Pengembangan GI 150 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Nama Gardu Induk
Tegangan
Tanjung Api-Api Gandus Jakabaring Kenten Sekayu Kayu Agung Sungai Lilin Tebing Tinggi Muara dua Martapura Muara Rupit Jumlah
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 120 60 120 30 30 30 30 30 30 30 570
COD 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2016 2017
Selain itu juga diperlukan pengembangan GI existing kapasitas total trafo 1.470 MVA sampai tahun 2020 seperti pada Tabel A10.6. Tabel A10.6. Pengembangan Extension GI 70 kV dan 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Nama Gardu Induk Baturaja Bukit Siguntang Lubuk Linggau Baturaja Bukit Siguntang Bungaran Gungung Megang Lahat Pagar Alam Prabumulih Simpang Tiga Talang Kelapa Baturaja Bukit Asam Bukit Siguntang Keramasan
Tegangan 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 30 60 60 30 60 60 30 30 60 60 60 60 60 30 60
COD
No
2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Nama Gardu Induk Gumawang Lubuk Linggau Mariana Keramasan Sungai Lilin Bukit Asam Kenten Pagar Alam Talang Kelapa Betung Kayu Agung Gandus Sekayu Simpang Tiga Tebing Tinggi Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 60 30 60 30 60 60 30 60 30 30 60 30 60 30 1470
COD 2014 2014 2015 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2020 2020
Sebagai bagian dari rencana pengembangan kelistrikan Sumatera dan nasional, di Provinsi Sumatera Selatan terdapat proyek-proyek pengembangan GI 275 kV, GI 500 kV dan stasiun konverter transmisi HVDC 500 kV seperti pada Tabel A10.7.
363
Tabel A10.7. Pengembangan GI 275 kV, 500 kV dan 500 kV HVDC No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Nama Gardu Induk
Tegangan
Lahat Lubuk Linggau Betung Gumawang Lahat Lumut Balai Bayung Lincir/PLTU Sumsel - 5 Muara Enim Sungai Lilin/PLTU Sumsel - 7 Muara Enim 500 kV Muara Enim 500 kV Lubuk Linggau Jumlah
Baru/ Kapasitas Biaya COD Extension (MVA) (juta US$)
275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Extension 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 275/150 kV Baru 500 kV DC Baru 500/275 kV Baru 275/150 kV Extension
1000 250 500 500 0 500 0 0 0 3000 1000 250 7000
35,50 20,32 24,00 21,03 2,97 24,28 12,08 12,21 12,08 324,00 54,31 7,45 550,2
2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2020
Pengembangan Transmisi Di Provinsi Sumatera Selatan diperlukan pengembangan transmisi 150 kV, 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC sepanjang 2.876 kms sampai dengan tahun 2020 dengan kebutuhan dana sekitar USD 498,1 juta seperti ditampilkan dalam Tabel A10.8. dan Tabel A10.9. Tabel A10.8. Pembanguan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Dari PLTU Simpang Belimbing Kenten Lahat PLTU Simpang Belimbing Tanjung Api-Api Betung Bukit Asam (uprate) Gandus Jakabaring Betung Kayu Agung Lahat Lubuk Linggau Mariana Sumsel-11, MT Sungai Lilin Lahat Muara Dua Gumawang Sarolangun PLTP Rantau Dedap Muara Dua Jumlah
Ke
Tegangan
Inc. 1 Pi (Prabumulih-Bk. Asam) Inc. 2 Pi (T. Kelapa-Borang ) Pagar Alam Lahat Inc.1 Pi (T.Kelapa-Borang )/Kenten Sekayu Baturaja (uprate) Inc. 2 Pi (Keramasan-T. Kelapa) Inc. 2 Pi (Keramasan-Mariana) Talang Kelapa Gumawang PLTU Banjar Sari Tebing Tinggi Kayu Agung Inc. 1 Pi (Prabumulih-Bk. Asam) Betung PLTU Keban Agung Baturaja Martapura Muara Rupit PLTP Lumut Balai PLTP Danau Ranau
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
364
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 2 x 330 mm2 1 0.1 2 2nd cct, 1 Hawk 94.6 5.2 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 2 x 330 mm2 40 3.6 2 cct, 1 Hawk 70 3.9 2 cct, AC3 310 mm2 78 10.4 2 cct, CU 1000 mm2 20 44.4 2 cct, 2 x 330 mm2 1 0.1 1 2nd cct, 2 Hawk 55.2 8.4 2 cct, 2 Zebra 90 20.3 2 cct, 2 x 330 mm2 40 3.6 2 cct, 1 Hawk 150 8.3 2 cct, 2 Zebra 60 13.5 2 cct, 2 x 330 mm2 120 10.9 2 cct, 1 Hawk 120 6.6 2 cct, 2 Zebra 70 15.8 2 cct, 2 Hawk 92 7.0 2 cct, 1 Hawk 120 6.6 2 cct, 1 Hawk 80 4.4 2 cct, 2 Hawk 40 3.1 2 cct, 2 Hawk 90 6.9 1672 204.9 Konduktor
COD 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2016 2017 2018 2019
Tabel A10.9. Pembanguan Transmisi 275 kV, 500 kV dan 500 kV DC No 1 2 3 4 5 6 7
Dari Betung Lahat Lahat Muara Enim Bayung Lincir Muara Enim Muara Enim Jumlah
Ke
Tegangan
Konduktor
Sungai Lilin 275 kV Lumut Balai 275 kV Muara Enim 275 kV Gumawang 275 kV Sungai Lilin 275 kV Betung 275 kV perbatasan Sumsel/Lampung 500 kV DC
2 2 2 2 2 2 2
cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct, 2 Zebra cct 4 Falcon
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 120 27,0 50 11,3 70 15,8 290 65,3 124 27,9 350 78,8 200 67,2 1204 293,2
COD 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2016
Selain proyek-proyek transmisi yang tercantum dalam tabel A10.8 dan tabel A10.9 terdapat pula ruas transmisi 500 kV AC yang menghubungkan PLTU mulut tambang Sumsel-8, Sumsel-9 dan Sumsel-10 ke GI 500 kV Muara Enim. Panjang dan rute transmisi 500 kV tersebut akan ditentukan kemudian sesuai hasil lelang ketiga PLTU mulut tambang tersebut. Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan sebesar 1,03 juta pelanggan, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% di tahun 2011 akan disambung 233.400 pelanggan. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung ratarata 88.700 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan JTM 5.152kms, JTR sekitar 5.306 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 675 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A10.10. Tabel A10.10. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 716 394 414 438 462 488 516 544 574 606 5.152
JTR kms 721 396 421 447 475 504 535 567 602 638 5.306
365
Trafo MVA 100 44 54 50 62 58 71 67 82 88 675
Pelanggan
233.427 102.644 116.372 116.204 88.735 83.599 73.059 69.997 70.865 76.896 1.031.799
A10.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diperlihatkan pada Tabel A10.11. Tabel A10.11. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 3,089 3,460 3,845 4,273 4,758 5,157 5,589 6,054 6,599 7,188 50,012
Produksi Energi (Gwh) 3,383 3,781 4,196 4,648 5,160 5,576 6,027 6,513 7,081 7,696 54,063
Beban Puncak (MW) 630 698 769 845 931 998 1,070 1,147 1,238 1,335 9,661
Pembangkit (MW)
366
347 110 106 567 635 600 300 110 620 400 3,795
GI (MVA) 150 510 1,790 1,680 60 4,030 120 210 60 430 9,040
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 120 256 169 1,289 512 320 80 40 90 0 2,876
372 124 301 1,253 1,178 1,305 445 306 1,073 604 6,961
LAMPIRAN A.11 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI BENGKULU
A11.1. KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI Sistem kelistrikan di Provinsi Bengkulu saat ini mempunyai beban puncak sekitar 113 MW, terdiri dari 92 MW beban puncak interkoneksi dan 21 MW beban puncak sistem isolated. Pasokan utama bersumber dari sistem interkoneksi Sumbagselteng melalui transmisi 150 kV dan 70 kV. Sedangkan sistem isolated dipasok dari PLTD dan PLTMH. Peta kelistrikan Provinsi Bengkulu diperlihatkan pada Gambar A11.1.
Gambar A11.1. Peta Kelistrikan Provinsi Bengkulu
Pembangkit di Provinsi Bengkulu diberikan pada Tabel A11.1.
367
Tabel A11.1. Kapasitas Pembangkit Terpasang per 2010
No. 1 2 3 4 5
Nama Pembangkit PLTA Musi PLTA Tes PLTD Isolated PLTD Isolated PLTM Isolated
Bahan Bakar
Pemilik
Air Air HSD HSD Air
PLN PLN PLN Sewa PLN
Kapasitas Terpasang (MW) 210,0 17,6 17,6 8,8 1,6
Jumlah
255,6
A11.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK DI BENGKULU Dari realisasi penujualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A11.2. Tabel A11.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 498 565 635 709 759 814 880 934 1.001 1.072 9,2%
Produksi (Gwh) 564 638 716 796 849 908 978 1.034 1.106 1.180 8,9%
Beban Puncak (MW) 107 120 133 146 154 162 172 181 192 204 7,8%
Pelanggan 284.722 311.088 335.351 369.793 381.756 400.938 415.084 431.919 449.019 465.835 6,7%
A11.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Menurut informasi dari Kementerian ESDM, sumber energi yang tersedia di Bengkulu untuk membangkitkan energi listrik terdiri dari potensi tenaga air dan panas bumi dengan perkiraan potensi mencapai 400 MW untuk PLTA dan 500 MW PLTP. Selain 368
itu terdapat cadangan batubara sebesar 120 juta ton. Gambar A11.2 memperlihatkan sebaran dan jumlah potensi energi tersebut.
Gambar A11.2. Peta Potensi Energi Primer
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebesar 367 MW di 5 lokasi dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A11.3. Tabel A11.3. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5
Proyek Ipuh Muko Muko Hululais (FTP2) Simpang Aur (FTP2) Kepahiyang Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTU PLTU PLTP PLTA PLTP
PLN Swasta PLN Swasta PLN
369
Kapasitas (MW) 6 8 110 23 220 367
COD 2013 2013 2015 2015 2020
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Gardu Induk Rencana pengembangan gardu induk di Provinsi Bengkulu hingga tahun 2020 yaitu 5 penambahan GI baru dan 3 pengembangan GI existing. Total penambahan kapasitas trafo GI mencapai 360 MVA dengan rincian kegiatan seperti pada Tabel A11.4 dan Tabel A11.5. Tabel A11.4. Pengembangan GI Baru 150 kV dan 70 kV No 1 2 3 4 5
Nama Gardu Induk Manna Pulau Baai Argamakmur Muko-muko Bintuhan Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 120 30 30 30 240
COD 2012 2013 2015 2015 2017
Tabel A11.5. Pengembangan GI Existing 150 kV dan 70 kV No
Nama Gardu Induk
1 Manna 2 Pekalongan 3 Pulau Baai Jumlah
Kapasitas (MVA) 150/20 kV 30 150/20 kV 30 150/20 kV 60 120 Tegangan
COD 2013 2013 2017
Pengembangan Transmisi Untuk mengikuti perkembangan gardu induk dan pembangkit, dibutuhkan juga pengembangan jaringan transmisi sepanjang 1.318 kms dengan biaya sebesar US$ 95,4 juta. Rincian kegiatan terdapat pada Tabel A11.6. Tabel A11.6. Pembangunan Transmisi No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Dari Pagar Alam Pekalongan Kambang Pekalongan PLTA Simpang Aur 1 PLTA Simpang Aur 1 Pulau Baai Manna Muko-muko/Bantal/Ipoh PLTP Kepahiyang Jumlah
Ke
Konduktor
Tegangan
Manna Pulo Baai Muko-muko/Bantal/Ipoh PLTP Hululais Inc. 1 Pi (Pekalongan-P. Baai) PLTA Simpang Aur 2 Arga Makmur Bintuhan Arga Makmur Inc. 2 Pi (Pekalongan-P. Baai)
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
370
2 2 2 2 2 2 2 2 2 4
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 96 5,3 90 6,9 220 16,8 120 9,2 20 1,5 12 0,7 180 13,7 140 7,8 360 27,5 80 6,1 1318 95,4
COD 2012 2013 2015 2015 2015 2015 2015 2017 2020 2020
Pengembangan Distribusi Proyeksi penambahan pelanggan baru mendekati 221 ribu sambungan untuk kurun waktu 2011-2020, dimana untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% di tahun 2011 akan disambung 40.147 pelanggan. Pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 20.100 pelanggan per tahun, dengan kebutuhan pertambahan JTM sebanyak 2.115 kms, JTR sepanjang 2.301 kms dan penambahan kapasitas gardu distribusi sebesar 140 MVA seperti pada Tabel A11.7. Tabel A11.7. Rincian Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 290 191 176 271 133 306 141 227 194 188 2.115
JTR kms 316 208 191 295 144 333 153 247 211 204 2.301
Trafo MVA 20 13 12 18 8 16 12 15 13 13 140
Pelanggan
40.147 26.366 24.262 34.442 11.963 19.182 14.146 16.836 17.100 16.816 221.260
A11.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diperlihatkan pada Tabel A11.8.
371
Tabel A11.8. Rangkuman
Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 498 565 635 709 759 814 880 934 1.001 1.072 7.867
Produksi Energi (Gwh) 564 638 716 796 849 908 978 1.034 1.106 1.180 8.768
Beban Puncak (MW) 107 120 133 146 154 162 172 181 192 204 1.571
Pembangkit (MW)
372
0 0 14 0 133 0 0 0 0 220 367
GI (MVA) 0 30 180 0 60 0 90 0 0 0 360
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 0 96 90 0 552 0 140 0 0 440 1.318
13 17 56 17 269 21 25 19 18 406 862
LAMPIRAN A.12 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI LAMPUNG
A12.1. KONDISI SAAT INI Sistem ketenagalistrikan di Provinsi Lampung adalah bagian dari sistem interkoneksi Sumatera seperti ditunjukkan pada Gambar A12.1.
Gambar A12.1. Peta Sistem Interkoneksi & Sistem Isolated
Beberapa sistem di Provinsi Lampung belum tersambung dengan sistem interkoneksi, meliputi sistem tersebar yang kecil (< 0,5 MW) yang pada umumnya merupakan PLTD Listrik Pedesaan dengan jam operasi 12 jam per hari yang tersebar di lokasi yang terpencil seperti Pulau Sebesi di Lampung Selatan, Pugung Tampak dan Bengkunat di Lampung Barat. Sistem kelistrikan Lampung akan dikembangkan untuk mencakup daerah-daerah sebagai berikut : Kota Agung di Kabupaten Tanggamus, Liwa dan Ulubelu di Kabupaten Lampung Barat, Pakuan Ratu di Kabupaten Tulang Bawang Barat dan Simpang Pematang di Kabupaten Mesuji. Peta kelistrikan Provinsi Lampung diperlihatkan pada Gambar A12.2. 373
U
Gambar A12.2 .Peta Kelistrikan Provinsi Lampung
Beban puncak Lampung pada tahun 2010 adalah 482 MW dengan produksi energi 2.607 GWh. Pembangkit yang berada di Provinsi Lampun ditunjukkan pada Tabel A12.1. Tabel A12.1. Kapasitas Pembangkit per 2010 No 1 2 3 4 5 6
Daya Pembangkit Terpasang (MW) PLTA Besai #1,2 90 PLTA Batutegi #1,2 30 PLTU Tarahan #3,4 200 PLTD Tarahan #2,4 15 PLTD Teluk Betung #7,8,10 14 PLTD Tegineneng #1,2,3 28 Jumlah 377
374
Daya Mampu (MW) 89 28 200 12 11 20 361
A12.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Pertumbuhan penjualan tenaga listrik khususnya provinsi Lampung dalam lima tahun terakhir sangat tinggi, yaitu mencapai 11,1%. Pertumbuhan ini masih berpotensi untuk terus meningkatkan rasio elektrifikasi, karena pada tahun 2010 baru mencapai 60%. Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terkahir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A12.2. Tabel A12.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 2.811 3.325 3.679 4.052 4.428 4.747 5.075 5.411 5.754 6.102 10,6%
Produksi (Gwh) 3.106 3.637 3.989 4.361 4.746 5.077 5.416 5.762 6.124 6.491 9,6%
Beban Puncak (MW) 569 660 717 776 837 887 938 989 1.041 1.094 8,2%
Pelanggan 1.274.206 1.429.388 1.578.181 1.731.411 1.874.733 1.968.260 2.064.353 2.163.074 2.264.491 2.368.673 8,7%
A12.3. PENGEMBANGAN KETENAGALISTRIKAN Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Lampung, potensi sumber energi utama yang berada di provinsi ini adalah panas bumi dan tenaga air sebagaimana diberikan pada Tabel A12.3 dan Tabel A12.4. Selain itu juga terdapat potensi biomassa dan batubara.
375
Tabel A12.3. Potensi Panas Bumi No. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Area
Potency (Mwe) Reserve (Mwe) Speculative Hipothetic Possible Probable Proven
Regency
Way Umpu Way Kanan Danau Ranau Lampung Barat Purunan Lampung Barat Gn. Sekincau Lampung Barat Bacingot Lampung Barat Suoh Antata Lampung Barat Pajar Bulan Lampung Barat Natar Lampung selatan Ulu Belu Tanggamus Lempasing Lampung selatan Way Ratai Lampung selatan Kalianda Lampung selatan Pmt. Belirang Lampung selatan Total Potency = 2,855 Mwe
100 25 225 100 25 225 225 925
185 100 163 156 194 40 838
222 130 300 380 40 1,072
37 37
110 110
Tabel A12.4. Potensi Tenaga Air
No. I 1 2 3 4 5 6 7 8
Lokasi Mesuji Tulang bawang Besai / Umpu Giham Pukau Giham Aringik Tangkas Campang Limau Sinar Mulia Way Abung Way Umpu
II Seputih / Sekampung 1 Bumiayu
Kapasitas (MW) 7.50 16.00 80.00 1.60 1.00 978.00 600.00 600.00
39.20
No. III 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Lokasi Semangka Semangka Atas I Semangka Atas II Semangka Atas III Semangka Bawah I Semangka Bawah II Semung I Semung II Semung III Manula I Manula II Simpang Lunik I Simpang Lunik II Simpang Lunik III
Kapasitas (MW) 26.8 23.2 28.2 35.5 40.4 23.8 38.7 11.6 5.7 8.4 6.1 3.8 3.9
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 1.301 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel A12.5.
376
Tabel A12.5. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Proyek
Jenis
Pemilik
Tarahan (FTP1) Ulubelu #1,2 Tarahan #5,6 Pembangkit Peaker Ulubelu #3,4 (FTP2) Semangka Rajabasa (FTP2) Suoh Sekincau Wai Ratai Jumlah
PLTU PLTP PLTU PLTG PLTP PLTA PLTP PLTP PLTP
PLN PLN Sewa PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
Kapasitas (MW) 200 110 240 200 110 56 220 110 55 1301
COD 2012 2012-13 2013 2014 2015 2016 2017 2018-19 2019
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan GI Di Provinsi Lampung direncanakan pembangunan 14 buah gardu induk baru dan pengembangan GI existing sampai dengan tahun 2020 seperti diperlihatkan pada Tabel A12.6 dan Tabel A12.7. Tabel A12.6. Rencana GI Baru 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Nama Gardu Induk Seputih banyak Dipasena Ulubelu Kota Agung Liwa Dipasena Gedong Tataan Ketapang Mesuji Teluk Ratai Jati Agung Pakuan Ratu Langkapura Bengkunat Jumlah
Tegangan 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
377
Kapasitas (MVA) 30 90 30 30 30 120 60 30 30 30 30 30 60 30 630
COD 2011 2012 2012 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2019
Tabel A12.7. Rencana Pengembangan GI Existing No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Nama Gardu Induk Kotabumi Adijaya Bukit Kemuning Kalianda Natar New Tarahan Pagelaran Metro Sribawono Sukarame Kotabumi Seputih banyak Tegineneng
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 60 30 60 30 60 30 60 60 60 30 60 30 60
COD
No
2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Nama Gardu Induk Adijaya New Tarahan Menggala Sutami Mesuji Tegineneng Jati Agung Ketapang Pakuan Ratu Sukarame Kotabumi Sribawono Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 30 60 60 30 30 60 30 30 30 60 60 60 1170
COD 2015 2015 2016 2016 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2020 2020
Pengembangan Transmisi Pengembangan transmisi 150 kV dan 500 kV sampai dengan 2020 sepanjang 2.124 kms diperlihatkan pada Tabel A12.8. Tabel A12.8 Pengembangan Transmisi 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Dari Bukit Kemuning (uprate) PLTU Tarahan (FTP1) Seputih Banyak Ulubelu Baturaja (uprate) Menggala Sutami (uprate) Pagelaran (uprate) Bukit Kemuning Pagelaran Gedon Tataan Gumawang Kalianda Mesuji Pagelaran PLTP Ulubelu #3,4 Natar Pakuan Ratu PLTA Semangka Kalianda Langkapura Besai Liwa Teluk Ratai Jumlah
Ke
Konduktor
Tegangan
Kotabumi (uprate) Inc. 2 Pi (New Tarahan-Kalianda) Dipasena Inc. 1 Pi (Batutegi-Pagelaran) Bukit Kemuning (uprate) Seputih Banyak Natar (uprate) Tegineneng (uprate) Liwa Kota Agung Teluk Ratai Mesuji Ketapang Dipasena Gedong Tataan Ulubelu Jatiagung Inc. 1 Pi (Menggala-Gumawang) Kota Agung PLTP Rajabasa Inc. 2 Pi (Natar-Teluk Betung) PLTP Suoh sekincau Bengkunat PLTP Wai Ratai
150 kV 150 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
AC3 310 mm2 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk AC3 310 mm2 2 Zebra AC3 310 mm2 AC3 310 mm2 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Zebra 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk CU 1000 mm2 2 Zebra 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 68 9.0 1 0.2 120 9.2 40 3.1 96 12.8 120 27.0 30 4.0 30 4.0 80 4.4 80 4.4 60 3.3 160 12.2 90 20.3 152 11.6 60 4.6 20 1.1 16 35.5 1 0.2 60 3.3 40 3.1 2 0.1 38 2.1 120 6.6 40 2.2 1524 184.6
COD 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2019 2019
Di provinsi ini melintas transmisi 500 kV HVDC Sumatera-Jawa dengan switching station dan landing point kabel laut 500 kV HVDC akan berada di Ketapang.
378
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, penambahan pelanggan baru sampai dengan 2020 adalah 1.331 ribu pelanggan, dimana untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% di tahun 2011 akan disambung 236.225 pelanggan dan pada tahuntahun selanjutnya akan disambung rata-rata 121.600 pelanggan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan JTM 2.409 kms, JTR sekitar 2.268 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 766 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel A12.9. Tabel A12.9. Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 428 281 269 277 260 169 174 179 184 189 2.409
JTR kms 403 264 254 261 244 159 164 168 173 178 2.268
Trafo MVA 144 94 88 87 72 54 55 56 57 59 765
Pelanggan
236.225 155.182 148.793 153.230 143.322 93.527 96.093 98.721 101.417 104.182 1.330.692
A12.4. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A12.10.
379
Tabel A12.10. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 2,811 3,325 3,679 4,052 4,428 4,747 5,075 5,411 5,754 6,102 45,384
Produksi Energi (Gwh) 3,106 3,637 3,989 4,361 4,746 5,077 5,416 5,762 6,124 6,491 48,709
Beban Puncak (MW) 569 660 717 776 837 887 938 989 1,041 1,094 8,507
Pembangkit (MW)
380
0 255 295 200 110 56 220 55 110 0 1,301
GI (MVA) 90 390 150 210 360 150 60 90 180 120 1,800
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 69 160 276 160 542 677 42 38 160 0 2,124
67 443 184 168 380 367 524 173 321 44 2,671
LAMPIRAN A.13 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (PERSERO) DI PROVINSI KALIMANTAN BARAT
A13.1. KONDISI SAAT INI Sistem kelistrikan di Kalimantan Barat terdiri atas satu sistem interkoneksi 150 kV dan beberapa sistem isolated. Sistem interkoneksi meliputi sekitar Pontianak hingga Singkawang. Sistem isolated terdiri atas sistem Sambas, Bengkayang, Ngabang, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Putussibau, Ketapang, Sukadana dan sistem tersebar. Beban puncak di sistem kelistrikan Kalimantan Barat pada tahun 2010 adalah 283 MW dengan produksi 1.478 GWh. Sistem interkoneksi merupakan yang terbesar dimana sekitar 67% produksi listrik di Kalimantan Barat berada di sistem ini. Tabel A13.1 memperlihatkan komposisi sistem kelistrikan di Kalimantan Barat. Tabel A13.1. Komposisi Sistem Kelistrikan Kalimantan Barat Sistem Interkoneksi Bengkayang Sambas Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Putusibau Nangapinoh Ketapang Tersebar Total
Produksi GWh % 1003 67,9 21 1,4 61 4,1 19 1,3 55 3,7 15 1,0 63 4,3 22 1,5 22 1,5 109 7,4 88 5,9 1478 100,0
381
Beban Faktor Puncak (MW) Beban (%) 175 65,4 4 53,3 13 54,4 4 54,3 12 51,9 3 52,3 13 57,8 4 58,9 4 63,4 19 66,0 32 31,5 283 59,6
Pertumbuhan penjualan 5 tahun terakhir sangat tinggi, yaitu rata-rata 9,1% per tahun. Penjualan tenaga listrik diserap oleh konsumen rumah tangga & sosial (61%), konsumen komersil (28%), konsumen industri (5%) dan konsumen publik (6%). Pada saat ini hampir 100% pasokan listrik di Kalimantan Barat bersumber dari pembangkit berbahan bakar minyak. Kecukupan dan keandalan pasokan masih relatif rendah karena umur beberapa mesin diesel sudah tua dan cadangan pembangkitan tidak memadai. Kapasitas pembangkit adalah 385 MW dengan daya mampu 339 MW seperti diperlihatkan pada Tabel A13.2. Tabel A13.2. Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu Pembangkit per 2010 Sistem Interkoneksi Bengkayang Sambas Ngabang Sanggau Sekadau Sintang Putusibau Nangapinoh Ketapang Tersebar Total
Daya Terpasang (MW) 236 6 15 7 14 5 16 6 6 24 50 385
Daya Mampu (MW) 212 5 15 5 14 4 14 5 5 22 37 339
A13.2. PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalbar pada 5 tahun terakhir tumbuh rata-rata 9,1% per tahun, dimana permintaan listrik didominasi oleh pelanggan rumah tangga. Pertumbuhan ekonomi selama 2006-2010 cukup tinggi yaitu rata-rata 5.2% per tahun. Rasio elektrifikasi saat ini adalah 58.3%. Untuk terus meningkatkan rasio elektrifikasi dibutuhkan ketersediaan listrik dalam jumlah yang cukup dan andal. Dari realisasi penjualan tenaga listrik lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 dapat dilihat pada Tabel A13.3.
382
Tabel A13.3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (Sistem Interkoneksi dan Isolated) Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Sales (Gwh) 1.406 1.559 1.713 1.869 2.030 2.205 2.394 2.599 2.820 3.060 9,0%
Produksi (Gwh) 1.594 1.779 1.954 2.130 2.313 2.510 2.723 2.954 3.204 3.476 8,9%
Beban Puncak (MW) 289 322 353 384 416 451 488 528 572 619 8,9%
Pelanggan 622.019 662.562 699.536 738.516 779.621 826.276 875.695 928.047 983.514 1.042.287 6,1%
Beban puncak sistem interkoneksi pada tahun 2011 adalah 186 MW, dan sejalan dengan rencana pengembangan transmisi 150 kV hingga mengambil alih beban pada sistem-sistem isolated (Sistem Sambas, Sanggau, Sekadau, Sintang, Nanga Pinoh, Ngabang dan Ketapang) maka beban puncak grid 150 kV pada tahun 2020 menjadi 548 MW atau tumbuh rata-rata 12,7% per tahun. Sedangkan sistem-sistem isolated kecil lainnya masih tetap beroperasi isolated.
A13.3. PENGEMBANGAN SARANA KELISTRIKAN
Potensi Sumber Energi Potensi sumber energi di Provinsi Kalimantan Barat berupa tenaga air, gambut dan batubara. Pemanfaatan potensi tenaga air menjadi PLTA/PLTM pada umumnya perlu didahului dengan survey dan studi yang mendalam. Pada saat ini potensi yang dapat dikembangkan adalah PLTA Nanga Pinoh dengan kapasitas 98 MW. Di provinsi ini terdapat potensi gambut yang cukup besar yaitu di Kabupaten Mempawah. Namun pemanfaatannya pada PLTU gambut terkendala oleh aspek lingkungan. Potensi batubara terdapat di daerah Sintang, berupa batubara dengan kandungan kalori yang tinggi, namun pada saat ini belum dilakukan eksploitasi karena terkendala infrastruktur transportasi. Sumber batubara ini dapat digunakan sebagai bahan bakar untuk PLTU/PLTGB di Sanggau, Sintang, Nanga Pinoh dan Putusibau. 383
Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 dipenuhi dengan mengembangkan kapasitas pembangkit di sistem interkoneksi dan sistem-sistem isolated sebagaimana ditampilkan pada Tabel A13.4. Tabel A13.4. Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Proyek Riam Badau Ketapang (IPP) Putussibau (FTP2) Sanggau Sintang Ketapang (FTP2) Nanga pinoh Pantai Kura-Kura (FTP1) Parit Baru (FTP1) Parit Baru-Loan China (FTP2) Pontianak-3 Kalbar-1 Nanga pinoh Kalbar-2 Pontianak-2 Jumlah
Jenis
Pemilik
PLTM PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTA PLTU PLTU
PLN Swasta Swasta PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta PLN PLN PLN Swasta
Kapasitas (MW) 0.2 14 8 14 21 20 6 55 100 100 50 100 98 100 50 736
COD 2011 2012 2012 2012-13 2012-13 2013 2013 2013 2013 2014-15 2015 2016-17 2017-18 2019-20 2019-20
Sebagai bagian dari rencana penyediaan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat, PLN berencana membeli tenaga listrik dari Sarawak melalui transmisi interkoneksi 275 kV antar negara yang berkapasitas lebih dari 200 MW. PLN bermaksud mengimpor tenaga listrik baseload sebesar 50 MW dan peakload sebesar hingga 180 MW. Dengan pola transfer energi seperti ini PLN akan terhindar dari membakar BBM untuk pembangkit beban puncak. Adanya rencana impor baseload sebesar 50 MW adalah untuk mengurangi ketidakpastian penyediaan pembangkit baseload di sistem Kalimantan Barat. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan GI Di Provinsi Kalimantan Barat akan dibangun 15 buah GI 150 kV baru dan pengembangan trafo GI existing sebesar 930 MVA. Selain itu akan dibangun pula GI 275 kV sebagai simpul interkoneksi antara Kalimantan Barat dan Serawak. Rencana pembangunan GI diberikan pada Tabel A13.5 dan Tabel A13.6. 384
Tabel A13.5. Pengembangan GI 150 kV dan 275 kV Baru No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Nama Gardu Induk Kota Baru PLTU Kura-Kura Sambas Bengkayang Ngabang Tayan Sanggau Sekadau Sintang Kota Baru 2 Nanga Pinoh Sandai Sukadana Ketapang Putusibau Bengkayang Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 275/150 kV
Kapasitas (MVA) 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 30 30 60 30 250 760
COD 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013
Tabel A13.6. Pengembangan/Extension GI 150 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Nama Gardu Induk Sei Raya Mempawah Siantan Singkawang Sanggau Parit Baru Sambas Siantan Kota Baru Jumlah
Tegangan 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Kapasitas (MVA) 120 30 60 30 30 30 30 60 30 420
COD 2012 2014 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Pengembangan Transmisi Pengembangan jaringan transmisi sampai dengan tahun 2020 di Kalimantan Barat adalah seperti terlihat pada Tabel A13.7.
385
Tabel A13.7. Pengembangan Transmisi 150 kV dan 275 kV No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
Dari Parit Baru PLTU Kura-Kura Sei Raya Singkawang Bengkayang Ngabang PLTU Parit Baru (IPP) Siantan Singkawang Sanggau Sintang Tayan Nanga Pinoh Sandai Sintang Sukadana Ketapang Sintang Bengkayang Jumlah
Ke
Tegangan
Kota Baru Inc. 2 pi (Singkawang-Mempawah) Kota Baru Sambas Ngabang Tayan Parit Baru Tayan Bengkayang Sekadau Sekadau Sanggau Kota Baru 2 Tayan Nanga Pinoh Sandai Sukadana Putusibau Perbatasan
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV
Konduktor 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct, cct,
1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 1 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Hawk 2 Zebra
Panjang Biaya (kms) (juta US$) 40 2,2 40 2,2 32 1,8 126 7,0 180 10,0 110 6,1 6 0,3 184 10,2 120 6,6 100 5,5 180 10,0 180 10,0 180 10,0 300 22,9 180 10,0 180 13,7 200 15,3 300 22,9 180 28,4 2818 195,0
COD 2011 2011 2011 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016 2016 2016 2016 2017 2020 2013
Untuk mewujudkan interkoneksi antara Kalimantan Barat dan Sarawak tersebut, PLN berencana membangun transmisi 275 kV sepanjang 180 kms dari GI Bengkayang ke perbatasan negara dan trafo IBT berkapasitas 250 MVA. Pengembangan kelistrikan Kalimantan Barat dapat dilihat pada Gambar A13.1.
386
The image cannot be displayed. Your computer may not have enough RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN memory to open the image, or the image may have been corrupted. Restart your computer, and then open theBARAT file again. If 2011 the red x still appears, you … KALIMANTAN - 2020
PLTM PANCAREK‐SAJINGAN (IPP); 2 x 400 KW (2012) ARUK PLTU 2 KALBAR TJ.GUNDUL (PLN); 2 x 27,5 MW (2013) PLTU PERPRES TAHAP II 2 X 50 MW (2014) LOAN CHINA
SERIKIN JAGOI BABANG
BATU KAYA
GI. NGABANG Thn2013 55 km GI. SIANTAN
GI. TAYAN GI. SEI RAYA Thn2013 GI. KOTA BARU Thn 2011 PLTU TAYAN (IPP);2 X 25 MW (2015)
PLTGB (IPP) 8 MW (2012) GI. PUTUSIBAU Thn 2020
BADAU
ENTIKONG GI & GITET. BENGKAYANG Thn 2013
GI. PLTU KURA-KURA Thn 2011 GI. MEMPAWAH
PLTU 1 KALBAR‐PARIT BARU (PLN); 2 x 50 MW (2013) PLTU PARIT BERKAT (IPP); 2 x 25 MW (2014);
KUCHING
GI MAMBONG (MATANG) TEBEDU
GI. SINGKAWANG Thn 2009
GI. PARIT BARU
PLTM MERASAP‐BENGKAYANG (PLN); 2 x 750 KW (2010)
BIAWAK
GI. SAMBAS Thn2013
GI SANGGAU Thn 2014
PLTU SINTANG (PLN); 3 X 7 MW 2012) (
GI. SINTANG Thn 2014
GI. SEKADAU Thn 2014 PLTU SANGGAU (PLN); 2 X 7 MW (2012)
PLTGB NANGAPINOH (PLN); 6 (2013) PLTA NANGA PINOH (PLN) 98 MW 2017‐18 GI. NANGA PINOH Thn 2016
GI. K0TA BARU22017 GI. SUKADANA Thn 2017 GI. SANDAI Thn 2017
PLTU KETAPANG (PLN) ; 2 X 10 MW (2013)
GI.GI KUALA KURUN Kuala Kurun
GI. KETAPANG Thn 2017
PLTU KETAPANG (IPP) ; 2 X7 MW (2012)
KETERANGAN : Gardu Induk 275 kV Rencana Transmisi 275 kV Rencana Transmisi 150 kV Eksisting Transmisi 150 kV Rencana Gardu Induk 150 kV Eksisting Gardu Induk 150 kV Rencana
PLTU Rencana PLTMH Rencana Listrik Perbatasan Eksisting Listrik Perbatasan Rencana
Gambar A13.1. Pengembangan Kelistrikan Provinsi Kalimantan Barat
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan tambahan pelanggan sebanyak 46.400 sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan JTM 1.380 kms, JTR sekitar 3.944 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 540 MVA sampai dengan tahun 2020 seperti ditampilkan dalam Tabel A13.8.
387
Tabel A13.8. Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
JTM kms 138 120 109 115 122 138 146 155 164 174 1.381
JTR kms 394 343 312 329 347 394 418 442 469 497 3.944
Trafo MVA 51 53 46 43 50 53 56 59 62 66 540
Pelanggan
44.189 40.543 36.973 38.980 41.105 46.655 49.419 52.353 55.467 58.773 464.457
A13.4. ELEKTRIFIKASI DAERAH PERBATASAN ANTAR NEGARA Kebutuhan energi listrik untuk daerah terpencil di perbatasan antara Kalimantan Barat dan Sarawak masih belum tercukupi, sementara kondisi kelistrikan di wilayah Sarawak lebih baik. Hal ini menimbulkan terjadinya kesenjangan pada daerah perbatasan. PLN telah melakukan pembelian tenaga listrik skala kecil untuk 2 sistem isolated di daerah perbatasan, yaitu di Sajingan dan Badau. Berikutnya akan dilakukan pembelian listrik dari Sarawak untuk melistriki sistem isolated lainnya, yaitu Entikong sebesar 150 kVA dan Seluas sebesar 100 kVA. Peta kelistrikan di daerah perbatasan diberikan pada Gambar A13.2.
388
Gambar A13.2. Peta Kelistrikan di Daerah Perbatasan
A13.5. RINGKASAN Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai tahun 2020 diberikan pada Tabel A13.9. Tabel A13.9. Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Jumlah
Energy Sales (Gwh) 1,406 1,559 1,713 1,869 2,030 2,205 2,394 2,599 2,820 3,060 21,656
Produksi Energi (Gwh) 1,594 1,779 1,954 2,130 2,313 2,510 2,723 2,954 3,204 3,476 24,635
Beban Puncak (MW) 289 322 353 384 416 451 488 528 572 619 4,424
Pembangkit (MW)
389
0 43 195 50 100 50 99 49 75 75 736
GI (MVA) 60 150 340 210 30 150 90 30 60 60 1,180
Transmisi Investasi (kms) (juta US$) 112 126 780 460 0 840 200 0 0 300 2,818
38 132 457 151 191 182 211 120 153 191 1,825
LAM MPIRAN A14
NERACA DAYA SIISTEM-S SISTEM IS SOLATED WILAYA AH OPER RASI INDONESIA BARAT
390
LAMP PIRAN A14.1 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI AC CEH
391
Neraca Daya Sistem Sabang Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
Beban Puncak
MW
3.7
3.8
4.0
4.2
4.4
4.5
4.7
4.9
5.1
5.2
%
64.9
65.2
65.5
65.7
66.0
66.2
66.4
66.6
66.8
67.0
Load Faktor
20.8
21.9
23.0
24.1
25.2
26.3
27.4
28.5
29.6
30.7
Pasokan Kapasitas Terpasang
MW
Derating Kapasitas Pembangkit PLN
7 4 7.4
74 7.4
41 4.1
41 4.1
41 4.1
4 1 4.1
41 4.1
41 4.1
4 1 4.1
41 4.1
0.7
0.7
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
6.68
6.68
3.71
3.71
3.71
3.71
3.71
3.71
3.71
3.71
PLTD Aneuk Loat
392
Marcedes MTU
0.18
1
PLTD
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
Marcedes MTU
0.36
2
PLTD
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
0.7
Caterpillar
0.87
1
PLTD
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
Caterpillar
0.92
1
PLTD
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
Caterpillar
1.44
1
PLTD
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
PLTD Sewa Sewa Diesel
2.00
PLTD
2.0
2.0
Genset BPKS
1 30 1.30
PLTD
1 3 1.3
13 1.3
Tambahan Pembangkit PLN Sabang (FTP2)
2 PLTGB
8
IPP Lho Pria Laot
PLTP
Jaboi (FTP2)
PLTP
Jumlah Kapasitas
MW
6.7
6.7
11.7
11.7
11.7
11.7
18.7
18.7
28.7
28.7
Cadangan
MW
2.4
2.4
5.4
5.4
5.4
5.4
7.5
7.5
7.5
7.5
Pemeliharaan
1.4
1.4
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
Operasi
1.0
1.0
1.4
1.4
1.4
1.4
3.5
3.5
3.5
3.5
0 6 0.6
0 4 0.4
2 3 2.3
2 1 2.1
1 9 1.9
1 7 1.7
6 5 6.5
6 3 6.3
16 2 16.2
16 0 16.0
S Surplus/Defisit l /D fi i
MW
7 10
Neraca Daya Sistem Blangpidie Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
42,8
45,0
Beban Puncak
MW
8,7
9,1
%
56,2
56,7
MW
23,3
23,3
Derating Capacity
1,2
1,2
Pembangkit PLN
22,1
22,1
Load Faktor
Rencana masuk grid 150 kV thn 2013
Pasokan Kapasitas Terpasang
PLTD Suak 0,67
2
PLTD
1,3
1,3
Merrless
0,95
1
PLTD
1,0
1,0
MAK
2,39
2
PLTD
4,8
4,8
393
SWD 6 FG
MTU
0,99
3
PLTD
3,0
3,0
Cummins
0,72
1
PLTD
0,7
0,7
Caterpillar p
0,92 ,
1
PLTD
0,9 ,
0,9 ,
Caterpillar
0,45
1
PLTD
0,5
0,5
Caterpillar
0,23
1
PLTD
0,2
0,2
2
PLTD
9,0
9,0
PLTD
2,0
2,0
Jumlah Kapasitas
MW
22,1
22,1
Cadangan
MW
6,9
6,9
Pemeliharaan
4,5
4,5
Operasi
2,4
2,4
6 5 6,5
6 2 6,2
Relokasi dari Lampung 4,5 Sewa Sewa Diesel
Surplus/Defisit
2,00
MW
Rencana masuk grid 150 kV thn 2013
2017
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Tapaktuan Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
Produksi Energi
GWh
31,1
32,5
Beban Puncak
MW
5,9
6,2
%
59 8 59,8
60 2 60,2
2013
2014
2015
2016
Kebutuhan
L dF Load Faktor k
Rencana masuk grid 150 kV thn 2013
Pasokan Kapasitas Terpasang
MW
Derating Kapasitas Pembangkit PLN
10,4
6,4
0,6
0,6
9,73
5,73
PLTD Tapaktuan MTU 12V 4000
2
PLTD
2,0
2,0
SWD 6FG
0,7
1
PLTD
0,7
0,7
SWD 9F
1,1
2
PLTD
2,2
2,2
MTU 12V 2000
0,7
2
PLTD
1,5
1,5
PLTD
4,0
394
1,0
Sewa Sewa Diesel Tambahan Kapasitas PLN Tapaktuan
7,0
2
PLTU
Jumlah Kapasitas
MW
Cadangan
MW
14,0 9,7
19,7
2,1
8,1
Pemeliharaan
1,1
7,0
Operasi
1,0
1,1
1 7 1,7
5 5 5,5
S Surplus/Defisit l /D fi i
MW
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2017
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Subulussalam Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
55,8
Beban Puncak
MW
11,9
12,8
%
53,3
53,8
Load Faktor
60,2
Pasokan
Rencana tahun 2013 masuk Grid 150 kV
Kapasitas Terpasang
MW
14,7
14,7
Derating Capacity
2,2
1,9
Pembangkit PLN
12,5
12,8
PLTD Rimo
PLTD
, 4,5
395
PLTD Singkil
PLTD
0,0
PLTD Kuta Fajar
PLTD
1,2
PLTD Sewa
PLTD
9,0
Tambahan Pembangkit PLN Singkil
3,0
2
PLTGB
6,0
1,4 10
1 1
PLTU PLTB
1,0 1,0
9,0
Jumlah Kapasitas
MW
14,5
23,8
Cadangan
MW
1,9
1,9
Beli Energi / IPP PLTU PT. GSS PLTBayu PT. GLA
Pemeliharaan
1,0
1,0
Operasi
0,9
0,9
0,6 ,
9,1 ,
p f Surplus/Defisit
MW
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2017
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Kutacane Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
49,2
Beban Puncak
MW
10,3
10,8
%
54,6
55,4
MW
14,3
14,8
Load Faktor
52,6 Rencana tahun 2013 masuk Grid 150 kV
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity
0,7
0,7
Pembangkit PLN
13,62
14,10
2,6 ,
2,6 ,
PLTD Kuning MTU
, 0,85
3
PLTD
396
SWD 6TM
1,96
1
PLTD
2,0
2,0
SWD 8FG
0,64
1
PLTD
0,6
0,6
Cummins
0,85
2
PLTD
1,7
1,7
0,75
2
PLTD
1,5
1,5
PLTD
5,0
5,0
1,0
1,5
PLTM Sepakat Turbin WKC PLTD Sewa Rental genset HSD Suplai dari 20 kV Sistem Sumut Tambahan Pembangkit IPP Lawe Mamas
30
3
PLTA
50
Jumlah Kapasitas
MW
13,6
14,1
Cadangan
MW
2,8
2,8
Pemeliharaan
2,0
2,0
Operasi
0,9
0,9
0,5
0,4
Surplus/Defisit
MW
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2019
2020
Neraca Daya Sistem Blangkejeran Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
14,9
15,8
16,7
17,6
Beban Puncak
MW
3,9
4,2
4,4
4,6
%
43,3
43,3
43,4
43,4
Load Faktor
Rencana tahun 2014 masuk Grid 150 kV
Pasokan Kapasitas Terpasang
MW
5,6
5,6
5,6
5,6
Derating Capacity
MW
0,6
0,6
0,6
0,6
Pembangkit PLN
MW
5,1
5,1
5,1
5,1
PLTD Rema
MW
3,6 ,
3,6 ,
3,6 ,
3,6 ,
PLTD
2,0
2,0
PLTD
1,4
PLTM PLTM
0,2
J l h Kapasitas Jumlah K it
MW
6 7 6,7
7 0 7,0
7 0 7,0
7 0 7,0
Cadangan
MW
1,8
1,8
1,8
1,8
1,0
1,0
1,0
1,0
Sewa
397
Rental genset HSD
2,0
2,0
Tambahan Pembangkit PLN Rel. dari PLTD L. Bata
0,7
2
Beli Energi Rerebe Putri Betung
Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW
0,3
0,8
0,8
0,8
0,8
0,9
1,0
0,8
0,5
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2019
2020
Neraca Daya Sistem Takengon Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
57,3
60,4
Beban Puncak
MW
18,0
18,9
%
36,3
36,5
Kapasitas Terpasang
MW
24,0
24,0
Derating Capacity
MW
2,4
2,4
21,6
21,6
Load Faktor
Rencana tahun 2013 masuk Grid 150 kV
Pasokan
Pembangkit PLN
398
PLTD Ayangan
PLTD
9,1
9,1
PLTD Janarata
PLTD
0,3
0,3
PLTD Jagong Jeget
PLTD
0,4
0,4
PLTMH
0,6
0,6
PLTMH Angkup PLTD Sewa
PLTD
Suplai dari 20 kV GI Bireun
6,0 7,5
6,0 7,5
Tambahan Pembangkit PLN Peusangan
43
2
PLTA
88,0
0,5
3
PLTMH
1,5
Jumlah Kapasitas
MW
23,1
23,1
Cadangan
MW
4,2
4,2
2,8
2,8
IPP/Beli Energi KERPAP
Pemeliharaan Operasi S Surplus/Defisit l /D fi it
MW
1,4
1,4
0 9 0,9
0 0 0,0
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2017
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Sinabang Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
18,4
19,5
20,7
21,9
23,0
24,2
25,4
26,5
27,7
28,9
Beban Puncak
MW
3,3
3,5
3,7
3,9
4,1
4,3
4,5
4,8
5,0
5,2
%
63,9
63,8
63,8
63,8
63,8
63,7
63,7
63,7
63,7
63,7
MW
7,0
7,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
Derating Capacity
0,7
0,7
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
Pembangkit PLN
6,33
6,33
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang
PLTD Lasikin
399
MTU
0,36
1
PLTD
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
MTU
0,48
1
PLTD
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
MTU
0,58
1
PLTD
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
Caterpillar
0,58
1
PLTD
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
Caterpillar
0,87
1
PLTD
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
0,87
Wartsilla
1,08
2
PLTD
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
2,16
PLTD
2,0
2,0
PLTD Sewa S Rental genset HSD Tambahan Pembangkit PLN Aie Tajun
3
2
PLTGB
60 6,0
Jumlah Kapasitas
MW
6,3
6,3
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
Cadangan
MW
1,9
2,2
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
4,1
1,1
1,1
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
3,0
Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW
0,9
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
0,7
2,7
2,5
2,3
2,1
1,9
1,7
1,5
1,3
Neraca Daya Sistem Meulaboh Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Kebutuhan Produksi Energi
GWh
124
Beban Puncak
MW
29,4
%
47,9
Kapasitas Terpasang
MW
50,1
Derating
MW
5,0
Load Faktor
Rencana tahun 2012 masuk Grid 150 kV
Pasokan
Pembangkit PLN
45,1
400
Seunebok
PLTD
19,2
Calang
PLTD
1,2
Lamno
PLTD
2,3
Teunom
PLTD
1,5
Alue Bilie
PLTD
Jeuram
PLTD
1,8
Sewa
PLTD
16,0
Media Group
PLTU
8,0
Tambahan Pembangkit PLN Nagan
PLTU
220
Jumlah Kapasitas
MW
45,1
Cadangan
MW
6,7
Pemeliharaan
3,6
Operasi
3,1
Surplus/Defisit
MW
9,0
Masuk Interkoneksi 150 kV Sumatera
2017
2018
2019
2020
LAMP PIRAN A14.2 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI SUMATE S ERA UTA ARA
401
Neraca Daya Sistem Nias
402
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Kapasitas Pembangkit PLN PLTD Gunung Sitoli Deutz 0,56 Deutz KHD 1,22 Cummins 1,01 Deutz MWM 1,53 PLTD Teluk Dalam Cummins 1,01 MTU 1,10 Daihatsu 0,75 Daihatsu 0,53 PLTD Sewa Gunung Sitoli Teluk Dalam Tambahan Pembangkit PLN Nias IPP Nias (FTP2) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-1)
Unit
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
54,5 44,3 14,0
58,0 43,6 15,2
61,5 43,0 16,3
65,1 42,8 17,3
68,8 42,7 18,4
72,7 42,9 19,3
77,1 43,2 20,4
81,8 43,3 21,5
86,8 43,5 22,8
92,0 43,7 24,0
97,6 43,9 25,4
MW MW
23,6 7,6
23,6 7,6
23,6 7,6
23,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
15,6 7,6
2 2 4 3
PLTD PLTD PLTD PLTD
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1,1 2,4 4,0 4,6
1 1 1 1
PLTD PLTD PLTD PLTD
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
1,0 1,1 0,8 0,5
PLTD PLTD
5,0 3,0
5,0 3,0
5,0 3,0
5,0 3,0
7,0 37,0 8,5 7,0 1,5 9,2
37,0 8,5 7,0 1,5 8,1
37,0 11,0 7,0 4,0 4,5
37,0 11,0 7,0 4,0 3,2
37,0 11,0 7,0 4,0 2,0
37,0 11,0 7,0 4,0 0,6
PLTGB PLTU MW MW
MW
8,0
24,0 2,6 1,5 1,1 7,4
24,0 2,6 1,5 1,1 6,2
24,0 2,6 1,5 1,1 5,1
24,0 2,6 1,5 1,1 4,1
14,0 30,0 8,5 7,0 1,5 3,1
LAMP PIRAN A14.3 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI RIAU R
403
Neraca Daya Sistem Siak Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN MTU M.D Sewa Sewa Diesel Sewa PLTU (Pemda) Sewa MFO
Unit
2011
2012
2013
GWh % MW
25,5 77,7 3,8
28,9 77,9 4,2
32,6 78,1 4,8
MW MW
0,79 0,17
0,79 0,18
0,79 0,20
0,60
0,59
6,0 3,0
6,0 3,0
404
0,79
1
PLTD
0,62
1,00 3,00 3,00
3 2 1
PLTD PLTU PLTD
4,0
Tambahan Pembangkit MTU (Pemda) 0,60
1
PLTD
0,6
2014
2015
2016
2017
2018
35,8 78,2 5,2
Disupplai dari grid 150 kV SIS, Tahun 2014,30 M VA
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW
MW
5,2 1,3 0,8 0,5 0,1
10,2 3,8 3,0 0,8 2,1
10,2 3,8 3,0 0,8 1,6
2019
2020
Neraca Daya Sistem Bengkalis
405
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz Deutz Yamar Sewa Pembangkit Sewa Genset MFO Sewa Mesin 1 (HSD) Sewa Mesin 2 (HSD)
Unit
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
110,4 69,9 18,0
119,8 69,9 19,6
129,4 69,9 21,1
139,5 69,9 22,8
150,8 69,9 24,6
GWh % MW
72,4 70,5 11,7
82,0 70,2 13,3
92,6 70,1 15,1
101,5 70,0 16,6
MW MW
18,72 1,98
16,72 2,05
10,72 2,12
10,72 2,18
1,20 0,56 0,60
2 1 2
PLTD PLTD PLTD
1,51 0,20 1,03
1,47 0,19 1,01
1,44 0,19 0,98
1,40 0,18 0,96
6,0 1,0 1,0
1 3 6
PLTD
6,0 8,0
6,0
6,0
6,0
2 2
PLTU PLTGB
Tambahan Pembangkit PLN Bengkalis (FTP1) 10 Bengkalis PLTGB 3 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
2011
2020 164,7 70,0 26,9
6,0
MW MW
MW
20,0 12,0 16,7 1,8 1,2 06 0,6 3,2
14,7 1,8 1,2 06 0,6 -0,5
28,6 11,2 10,0 12 1,2 2,3
28,5 11,2 10,0 12 1,2 0,8
32,0 11,5 10,0 15 1,5 2,5
6,0 32,0 11,5 10,0 15 1,5 0,9
38,0 11,5 10,0 15 1,5 5,4
6,0 38,0 11,5 10,0 15 1,5 3,7
44,0 11,5 10,0 15 1,5 7,9
44,0 11,5 10,0 15 1,5 5,6
Neraca Daya Sistem Selat Panjang
406
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN BWSC Deutz Sewa Pembangkit Sewa Genset MFO Sewa Mesin (HSD) Tambahan Pembangkit PLN Selat Panjang Sewa PLTG Project IPP Selat Panjang Baru #1,2 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
47,2 66,5 8,1
53,5 66,6 9,2
60,4 66,8 10,3
66,1 66,9 11,3
71,9 67,1 12,2
78,1 67,2 13,3
84,3 67,4 14,3
90,9 67,5 15,4
98,3 67,7 16,6
107,3 67,8 18,1
MW MW
4,4 1,5
4,4 1,6
4,4 1,7
4,4 1,7
4,4 1,8
4,4 1,9
4,4 1,9
4,4 2,0
4,4 2,1
4,4 2,1
1,2 1,5
1,1 1,5
1,1 1,4
1,1 1,4
1,1 1,3
1,0 1,3
1,0 1,3
35,3 17,0 17 0 10,0 7,0 1,8
35,3 17,0 17 0 10,0 7,0 0,2
1,0 1,2
2 2
PLTD PLTD
1,3 1,6
1,2 1,6
1,2 1,5
2 1
3 3
PLTD PLTD
6 6
6 6
6 6
3
3
PLTGB
6
3
3
PLTG
10
2
PLTU MW MW
MW
3
14 14,9 22 2,2 1,2 1,0 4,6
30,8 11,2 11 2 10,0 1,2 10,4
30,7 11,2 11 2 10,0 1,2 9,2
32,7 17,0 17 0 10,0 7,0 4,4
32,6 17,0 17 0 10,0 7,0 3,4
32,5 17,0 17 0 10,0 7,0 2,3
32,5 17,0 17 0 10,0 7,0 1,2
35,4 17,0 17 0 10,0 7,0 3,0
Neraca Daya Sistem Bagan Siapiapi
407
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN Deutz BA 12M 816 Deutz KHD BV 8M Mitsubishi Pembangkit Sewa Sewa HSD Sewa Mesin Pemda PLTGB
Unit
2011
2012
2013
GWh % MW
31,2 55,3 6,4
35,3 55,5 7,3
39,9 55,6 8,2
MW MW
2,8 1,2
2,8 1,2
2,8 1,3
0,5 1,2 0,6
2 1 1
PLTD PLTD PLTD
0,43 0,83 0,40
0,42 0,81 0,39
0,41 0,79 0,38
2,0 0,8 2,5
1 3 2
PLTD PLTD PLTGB
2,0 2,4 5,0
2,0 2,4 5,0
2,0 2,4 5,0
2014
2015
2016
2017
2018
Disupplai dari grid 150 kV SIS, Tahun 2014,30 M VA
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW MW MW MW
11,1 11 1 1,8 1,2 0,6 2,8
11,0 11 0 1,8 1,2 0,6 1,9
11,0 11 0 1,8 1,2 0,6 1,0
2019
2020
Neraca Daya Sistem Rengat
408
Pasokan/Kebutuhan K b t h Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Air Molek PLTD Danau Raja Pembangkit Pemda MTU 12V 2000G 62 MTU 16V 2000G 62 Project Sewa Sewa Diesel1 Sewa Diesel2 Sewa Diesel3
Unit
2011
GWh % MW
84,3 63,0 15,3
MW MW
8,9 34 3,4
2012
2013
2014
2015
2016
2017
95,5 63,1 17,3
3,4 2,2 0,63 0,64 0 64
2 4
PLTD PLTD
1,3 26 2,6
1,00 1,00 1,00
2 2 5
PLTD PLTD PLTD
2,0 2,0 5,0
Tambahan Pembangkit PLN Rengat 10
2
PLTG
IPP IPP Kemitraan
2
PLTU
7,00
2,0 2,0 5,0
20,0 14,0 Disuplai dari Grid 150 kV SIS- Tahun 2013
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW
MW
18,3 2,2 1,2 1,0 0,9
29,0 11,2 10,0 1,2 0,5
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Tembilahan
409
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN SWD 0,34 Deutz KHD BV 8M 1,20 Yanmar 0,27 Yanmar 0,60 Pembangkit Pemda Komatsu 0,40 Relokasi Ex Tlk Kuantan PLTD 0,26 Pembangkit Sewa Sewa Mesin2 (HSD) 3,00 Sewa Mesin3 (HSD) 0,80 Sewa genset (MFO) Tambahan Pembangkit PLN Tembilahan
Unit
2011
2012
2013
2014
GWh % MW
61,4 59,5 11,8
69,6 59,6 13,3
78,6 59,8 15,0
86,1 59,9 16,4
MW MW
7,79 1,59
7,79 1,69
7,79 1,79
7,79 1,89
3 1 2 4
PLTD PLTD PLTD PLTD
0,51 1,80 0,19 1,58
0,50 1,76 0,18 1,54
0,49 1,71 0,18 1,50
0,48 1,67 0,17 1,46
4
PLTD
1,6
1,6
1,6
1,6
2
PLTD
0,5
0,5
0,5
0,5
1 1
PLTD PLTD PLTD
3,0 0,8 6,0
3,0 0,8 6,0
6,0
6,0
PLTU
2015
2016
2017
2018
14,00 Di pasok dari grid 150 kV, Tahun 2015
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW
MW
16,0 1,7 1,2 0,5 2,5
15,9 1,7 1,2 0,5 0,9
26,0 8,2 7,0 1,2 2,8
25,9 8,2 7,0 1,2 1,3
2019
2020
Neraca Daya Sistem Kuala Enok Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Mitsubishi S6U Catterpilar Sewa Sewa Diesel
Unit GWh % MW MW MW
2011 5,1 50,2 1,2 1,6 0,77
2012 5,8 50,4 1,3 1,6 0,77
410
0,60 0,36
2 1
PLTD PLTD
0,83 0,2
0,81
1
2
PLTD
2,0
3,0
MW MW
2,8 0,6 0,6 0,0 1,0
3,8 1,6 1,0 0,6 0,9
2013 6,6 50,5 1,5 1,6 0,77 0,79
2014 7,2 50,6 1,6 1,6 0,77 0,79
2015 7,8 50,7 1,8 1,6 0,77 0,79
2016 8,5 50,8 1,9 1,6 0,77 0,79
Tambahan Pembangkit PLN Di pasok dari grid 150 kV, Tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW
2017 9,2 50,9 2,1 1,6 0,77 0,79
2018 9,9 51,0 2,2 1,6 0,77 0,79
2019 10,7 51,2 2,4 1,6 0,77 0,79
2020 11,6 51,3 2,6 1,6 0,77 0,79
LAMP PIRAN A14.4 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PR ROVINSI KEPULA AUAN RIA AU
411
Neraca Daya Sistem Bintan Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas
412
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
GWh % MW
286,6 69,3 47,2
318,3 69,0 52,7
524,1 69,8 85,7
582,9 72,4 91,9
749,4 74,8 114,4
819,8 76,9 121,7
886,1 78,1 129,5
948,9 78,6 137,9
MW MW
40,9 10,6
40,9 10,6
40,9 10,7
Pembangkit PLN PLTD Tanjung Pinang PLTD Tanjung Uban Pembangkit Sewa Tanjung Uban
PLTD PLTD PLTD
27,9 1,2 8,0
27,9 1,2 8,0
27,9 1,2 8,0
Tambahan T b h Pembangkit P b kit SEWA Sewa PLTU PT Cap.Tur
PLTU
30
PLN Tanjung Uban Tanjung Pinang 3
PLTU PLTU
IPP Tanjung Pinang 1 (TLB) Tanjung Pinang 2 (FTP2)
PLTU PLTU
Suplai dari Batam (Peaking) Suplai dari Batam (Base)
MW MW
Jumlah Kapasitas Reserve Margin
MW %
7
2019
2020
1.010,3 78,6 146,8
1.077,2 78,6 156,4
15
15
7
30 30
68 45
68 30
10 40
10
125 46
134 46
10 174 52
10 174 43
10
10
184 42
194 41
209 42
234 50
Neraca Daya Tanjung Pinang Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas p Terpasang p g Derating kapasitas Pembangkit PLN Manufacture MAK 8M MAK 6M Allen Mitshubishi
413
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
257,1 69,2 42,4
284,6 68,9 47,2
318,3 69,6 52,2
363,8 72,2 57,5
413,8 74,6 63,4
467,4 76,7 69,6
520,0 77,9 76,2
571,3 78,4 83,2
623,2 78,5 90,6
680,2 78,8 98,5
MW MW
38,9 , 11,2
38,9 , 11,9
38,9 , 11,9
PLTD PLTD PLTD PLTD
8,2 1,8 8,0 9,8
8,0 1,7 7,8 9,5
Tambahan Pembangkit SEWA Sewa PLTU PT CTI
PLTU
30,0
PLN PLTU Tanjug Pinang III
PLTU
IPP Tanjung Pinang I (TLB) Tanjung Pinang II (FTP2)
PLTU PLTU
30,0
30,0
30,0 30
Interkoneksi dengan sistem 150 kV Batam Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi S Surplus/Defisit l /D fi it
MW MW MW MW MW
61,7 16,0 15,0 1,0 33 3,3
61,0 16,0 15,0 1,0 -2,2 22
Neraca Daya Tanjung Uban
414
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN Manufacture MWM Perkins Deutz Volvo Pembangkit Sewa Sewa Genset Bl Energi PT BIIE MFO Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Project PLN PLTU Tanjung Uban
Unit
2011
2012
2013
GWh % MW
29,5 70,2 4,8
33,7 70,4 5,5
38,8 71,5 6,2
MW
2,02 0,92
2,02 0,94
2,02 0,94
0,12 0,11 0,88
0,11 0,11 0,86
2,0 2,0 2,0 2,0
2,0 2,0 2,0 2,0
Size Jlh unit 0,2 1 0,3 1 1,2 1 0,3 1
PLTD
1,0 2,0 1,0 2,0
2 1 2 1
PLTD PLTD PLTD PLTD
7,0
2
PLTU
2014 45,8 74,4 7,0
2015 53,8 76,8 8,0
2016 62,7 78,9 9,1
2017 71,9 79,9 10,3
14,0
Interkoneksi dengan sistem 150 kV Batam Kapasitas Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW
MW
9,1 1,5 1,2 , 0,3 2,8
9,1 1,5 1,2 , 0,3 2,1
2018 81,6 80,1 11,6
2019 91,1 79,1 13,1
2020 100,8 77,5 14,9
Neraca Daya Sistem Tanjung Balai Karimun
415
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN MAK 8M 453B Allen
# #
Pembangkit Sewa Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Sewa Mesin (HSD) Tambahan Pembangkit PLN TB. Karimun #1,2 (FTP1) TB. Karimun #3,4 TB. Karimun - 2 IPP TB. Karimun (Terkendala) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
117,4 69,9 19,2
128,9 70,4 20,9
142,8 71,8 22,7
161,9 75,0 24,6
182,7 77,9 26,8
204,7 80,3 29,1
226,0 81,7 31,6
246,4 82,3 34,2
264,4 81,5 37,0
281,4 80,2 40,0
MW MW
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
13,2 13 2 4,2
4 1
PLTD PLTD
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
7,2 1,8
# # #
1 1 1
PLTD PLTD PLTD
2 4 3
2 4 5
2 4 5
PLTU PLTU PLTU
14 7
7
#
2 2 1
10
10
#
2
PLTU
61,0 17,0 10,0 7,0 7,0
71,0 17,0 10,0 7,0 14,0
MW MW
MW
14 32,0 10,0 7,0 3,0 2,8
34,0 10,0 7,0 3,0 3,1
34,0 10,0 7,0 3,0 1,3
44,0 10,0 7,0 3,0 9,4
51,0 10,0 7,0 3,0 14,2
51,0 10,0 7,0 3,0 11,9
51,0 10,0 7,0 3,0 9,4
51,0 10,0 7,0 3,0 6,8
Neraca Daya Sistem Tanjung Batu
416
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Komatsu 0,30 Deutz BA 12M 1,05 Sewa Sewa Diesel 2,5 Sewa Diesel 1 Tambahan Pembangkit PLN Tanjung Batu Baru 7,0 IPP Tanjung Batu (FTP2) 4,0 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
GWh % MW
30,5 55,1 6,3
33,4 55,7 6,9
36,9 57,0 7,4
41,8 59,7 8,0
47,0 62,1 8,6
MW MW
1,65 0,57
1,65 0,57
1,65 0,57
1,65 0,57
1,65 0,57
2 1
PLTD PLTD
0,28 0,80
0,28 0,80
0,28 0,80
0,28 0,80
0,28 0,80
2 2
PLTD PLTD
5,0 2,0
5,0 2,0
2,0
2,0
2
PLTU
2
PLTGB MW MW
MW
2016
2017
2018
2019
2020
52,5 64,2 9,3
57,8 65,5 10,1
62,8 66,1 10,8
67,2 65,8 11,7
71,4 64,9 12,6
22,0 8,1 7,0 1,1 4,6
22,0 8,1 7,0 1,1 3,8
22,0 8,1 7,0 1,1 3,1
22,0 8,1 7,0 1,1 2,2
22,0 8,1 7,0 1,1 1,3
14,0
8,1 1,4 1,1 0,3 0,4
8,0 16,1 1,4 1,1 0,3 7,8
11,1 1,4 1,1 0,3 2,3
11,1 1,4 1,1 0,3 1,7
23,1 8,1 7,0 1,1 6,3
Neraca Daya Sistem Dabo Singkep
417
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating kapasitas Pembangkit PLN MAK MTU Pembangkit Sewa Sewa Genset Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Dabo Singk ep Kapasitas Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
19,9 55,4 4,1
21,6 56,1 4,4
23,7 57,5 4,7
26,6 60,3 5,0
29,7 62,9 5,4
32,9 65,2 5,8
35,9 66,7 6,1
38,7 67,4 6,6
41,1 67,2 7,0
43,2 66,4 7,4
MW
2,4 0,74
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
2,4 0,78
PLTD PLTD
0,93 0,78
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
0,90 0,76
PLTD PLTD
2,0 3,0
2,0 3,0
3,0
10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,5
10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,0
PLTGB MW MW
MW
6,0 6,7 1,8 1,2 06 0,6 0,8
12,7 1,8 1,2 06 0,6 7,1
3,0 10,7 1,8 1,2 06 0,6 4,8
7,7 1,8 1,2 06 0,6 1,4
7,7 1,8 1,2 06 0,6 1,1
7,7 1,8 1,2 06 0,6 0,7
7,7 1,8 1,2 06 0,6 0,3
10,7 1,8 1,2 06 0,6 2,9
Neraca Daya Sistem Ranai
418
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Daihatsu Komatshu Project Sewa SEWA Perusda SEWA MFO
Unit
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
17,8 64,6 3,1
19,4 65,0 3,4
21,3 66,4 3,7
24,0 69,3 4,0
26,9 71,9 4,3
29,9 74,2 4,6
32,7 75,5 5,0
35,4 76,0 5,3
37,7 75,3 5,7
39,9 74,1 6,1
MW MW
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,20 0,06
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,00 0,14
1,8 6,0
1,8 6,0
1,8 6,0
15,1 7,6 7,0 0,6 3,6
15,1 7,6 7,0 0,6 3,3
15,1 7,6 7,0 0,6 2,9
15,1 7,6 7,0 0,6 2,6
15,1 7,6 7,0 0,6 2,2
15,1 7,6 7,0 0,6 1,8
15,1 7,6 7,0 0,6 1,4
0,60 0,16
2 1
1,8 3
1 2
PLTD PLTD
Tambahan Pembangkit PLN Natuna 7,0
2
PLTU
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
2011
MW MW MW MW MW
14,0 8,9 0,7 0,6 0,1 5,1
8,9 0,7 0,6 0,1 4,8
22,9 7,6 7,0 0,6 11,7
Neraca Daya Sistem Belakang Padang Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz 0,10 MWM 0,22 Yanmar 0,60
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
419
GWh % MW
9,3 55,3 1,9
10,2 56,5 2,1
11,3 58,4 2,2
12,7 61,8 2,4
14,3 65,0 2,5
16,0 68,0 2,7
17,7 70,1 2,9
19,3 71,5 3,1
20,6 71,8 3,3
21,9 71,6 3,5
MW MW
1,52 0,32
1,52 1,52
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
1,20 1,20
PLTD PLTD PLTD
0,08 0,15 0,98
Tambahan Pembangkit PLN Relokasi
PLTD
2,0
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW MW MW MW MW
3,2 0,8 0,6 0,2 0,5
1 1 2
Disuplai dari Grid 20 kV Kabel Laut Batam
LAMP PIRAN A14.5 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI BANGKA B A BELITU UNG
420
Neraca Daya Sistem Bangka
421
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
GWh MW %
560,0 97,2 65,8
629,3 109,2 65,8
714,7 123,9 65,8
803,4 139,2 65,9
871,9 151,0 65,9
MW
85,2
85,0
113,8
99,0
PLN Merawang Mentok Koba *) Toboali Dari Sistem Isolated Miirless (Relokasi dari Sukamerindu)
MW PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
39,9 24,0 4,0 2,9 3,7 0,3 5,0
40,0 24,0 4,0 2,9 3,7 0,4 5,0
38,8 24,0 2,1 2,9 4,3 0,5 5,0
Sewa PLTD Sewa PLTD HSD tersebar 1 Sewa PLTD HSD tersebar 2 Sewa PLTD HSD tersebar 3 Bangka (Sewa)
MW PLTD PLTD PLTD PLTU
45 17 16 12
45 17 16 12
75 17 16 12 30
PLTD PLTD PLTD PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU
2,5
Tambahan Pembangkit PLN Relokasi Mesin Miirless dari Pulau Baai Relokasi Mesin Batam ke Toboali Relokasi Mesin Batam ke Mentok Bangka IV (Peaker) Ai A Air Anyer (FTP1) Mentok Bangka - 3 Bangka - 5 IPP Bangka (FTP2) T b li Toboali
PLTU PLTU
Jumlah Kapasitas
MW
Reserve Margin
%
2017
2018
2019
2020
957,8 165,8 66,0
1.065,6 184,3 66,0
1.203,8 208,1 66,0
1.379,2 238,3 66,1
1.602,7 276,7 66,1
86,2
86,2
86,2
86,2
86,2
86,2
39,0 24,0 2,1 2,9 4,3 0,7 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,7 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,8 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 0,9 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,0 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,1 5,0
26,2 17,0 2,1 0,0 3,1 1,1 5,0
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
60
5 2,5 20
20
20
60 14 30
30 30
30
30
239 58
269 62
14 153 57
153 40
181 46
195 40
269 46
319 53
349 47
399 44
Neraca Daya Sistem Belitung Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
186,7 32,4 65,8
209,8 36,4 65,8
238,2 41,3 65,8
267,8 46,4 65,9
290,6 50,3 65,9
319,3 55,3 66,0
355,2 61,4 66,0
401,3 69,4 66,0
459,7 79,4 66,1
534,2 92,2 66,1
422
Pasokan Kapasitas Terpasang PLN Pilang Manggar IPP Biomass Sewa
MW MW PLTD PLTD
43,5 16,5 13,5 3,0
36,0 9,0 6,0 3,0
27,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
16,0 9,0 6,0 3,0
PLTU PLTD
7 20
7 20
7 11
7
7
7
7
7
7
7
Tambahan Kapasitas PLN B lit Belitung B Baru (FTP1) Belitung - 3 Belitung - 4 Belitung Peaker
PLTU PLTU PLTU PLTG
17
17 17
17 17
17
10
10
98 59
108 56
125 57
142 54
IPP Belitung - 2 Jumlah Kapasitas Reserve Margin
PLTGB MW %
5 44 34
53 44
65 57
71 53
88 75
88 59
LAMP PIRAN A14.6 A
NERA ACA DAY YA SISTE EM ISOLA ATED PRO OVINSI KA ALIMANTAN BAR RAT
423
Neraca Daya Sistem Ketapang
424
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ 1,2 WARTSILA I 2,8 RUSTON I 3,0 Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Ketapang (FTP2) Sewa/IPP Ketapang (IPP) Relokasi Sewa Diesel Sewa Sukadana Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
2 2 2
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
118,6 64,1 21,1
134,7 64,2 24,0
151,9 64,2 27,0
175,7 64,2 31,2
187,8 64,2 33,4
200,1 64,2 35,6
212,9 64,2 37,8
226,5 64,3 40,2
240,8 64,3 42,8
256,0 64,3 45,5
MW MW
24,1 0,7
24,1 0,7
17,1 0,7
17,1 0,7
14,1 0,7
14,1 0,7
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
PLTD PLTD PLTD
2,4 5,6 6,0
2,4 5,6 6,0
2,4 5,6 6,0
2,4 5,6 6,0
2,4 5,6 6,0
2,4 5,6 6,0
PLTD PLTD
7,0 3,0
7,0 3,0
3,0
3,0
PLTU PLTU PLTD PLTGB MW MW
MW
20,0
0 0 0
0 0 0
0 0 0
0 0 0
Interkoneksi dengan Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa
14,0 4,0 28,1 5,8 3,0 2,8 1,2
3,0 45,1 10,0 7,0 3,0 11,1
58,1 17,0 10,0 7,0 14,0
58,1 17,0 10,0 7,0 9,8
55,1 17,0 10,0 7,0 4,7
55,1 17,0 10,0 7,0 2,5
-3,0 38,0
38,0
38,0
38,0
Neraca Daya Sistem Sambas
425
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD. I 0,34 SWD. II 0,34 , SWD. III 0,40 DEUTZ. II 0,52 DEUTZ MWM 0,50 MTU ( TRAILER ) 0,60 DEUTZ.MWM KHD 1,50 DEUTZ.MWM KHD 1,50 , MITSUBISHI 1,00 MTU II 0,70 MTU III 0,70 PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
113,5 66,2 19,6
120,9 66,2 20,9
128,8 66,2 22,2
137,0 66,2 23,6
145,6 66,2 25,1
154,9 66,2 26,7
Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 6,0 6,0 4,0 4,0 4,0
4,0
4,0
4,0
GWh % MW
71,6 66,2 12,4
81,4 66,2 14,0
91,8 66,2 15,8
106,2 66,2 18,3
MW MW
15,10 0,40
15,10 0,40
2,00 0,00
2,00 0,00
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,3 0,3 0,4 , 0,5 0,5 0,6 1,5 1,5 1,0 , 0,7 0,7
0,3 0,3 0,4 , 0,5 0,5 0,6 1,5 1,5 1,0 , 0,7 0,7
PLTD PLTD
5,0 2,0
5,0 2,0
2,0
2,0
PLTD
2,0
2,0
MW MW
16,7 2,5 1,5 1,0 1,8
18,7 2,5 1,5 1,0 2,2
MW
Neraca Daya Sistem Ngabang
426
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN MERCEDES (MTU) 0,9 MITSUBISHI 1,6 MERCEDES (MTU) 1,1 11 Sewa Sewa Diesel Tambahan Pembangkit PLN Sewa PLTGB Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
1 1 1
2011
2012
GWh % MW
20,8 53,8 4,4
23,6 53,9 5,0
MW MW
6,6 0,2
6,6 0,2
PLTD PLTD PLTD
0,9 1,6 11 1,1
0,9 1,6 11 1,1
PLTD
3,0
3,0
PLTGB
60 6,0
MW MW
MW
12,6 2,7 1,6 1,1 55 5,5
2013 26,6 53,9 5,6
2014 30,7 54,0 6,5
2015 32,9 54,0 6,9
2016 35,0 54,1 7,4
2017
2018
37,3 54,2 7,9
-6 Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 12,6 6,0 6,0 6,0 6,0 2,7 1,6 1,1 49 4,9
39,6 54,2 8,3
2019 42,1 54,3 8,9
2020 44,8 54,4 9,4
Neraca Daya Sistem Sanggau
427
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD BBI SWD BBI DEUTZ MWM M TU MITSUBISHI MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel
Unit
1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2
Tambahan Pembangkit PLN Sanggau Sewa Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
1 1 1 1 1 1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
74,7 67,5 12,6
84,9 67,5 14,4
95,8 67,5 16,2
110,8 67,5 18,7
118,5 67,5 20,0
126,2 67,5 21,4
134,4 67,4 22,7
143,0 67,4 24,2
152,1 67,4 25,7
161,7 67,4 27,4
MW MW
14,4 0,3
14,4 0,3
8,4 0,3
2,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2
1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2
1,2 1,2 0,8 0,8 1,2 1,2
PLTD PLTD
6,0 2,0
6,0 2,0
2,0
7,0
7,0
23,4 8,2 7,0 1,2 0,8
24,4 8,2 7,0 1,2 0,0
Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 18,0 16,0 16,0 16,0 16,0
16,0
16,0
PLTU PLTD
2,0
MW MW
16,4 2,2 1,2 1,0 1,5
MW
2,0
Neraca Daya Sistem Sintang
428
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN SWD BBI SWD BBI DEUTZ DEUTZ DEUTZ M TU MITSUBISHI MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel
Unit
0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3
Tambahan Pembangkit PLN Sintang 3 Sewa PLTGB Sewa Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
1 1 1 1 1 1 1 1
7
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
71,4 64,2 12,7
81,1 64,3 14,4
91,5 64,3 16,3
105,9 64,3 18,8
113,3 64,3 20,1
120,8 64,4 21,4
128,6 64,4 22,8
136,9 64,4 24,2
145,6 64,5 25,8
154,9 64,5 27,4
MW MW
15,9 15 9 0,5
15,9 15 9 0,5
99 9,9 0,5
00 0,0 0,0
00 0,0 0,0
0,0 0 0 0,0
0,0 0 0 0,0
0,0 0 0 0,0
0,0 0 0 0,0
0,0 0 0 0,0
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3
0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3
0,5 1,2 1,5 15 1,5 1,5 1,1 1,3 1,3
PLTD
60 6,0
60 6,0
21,0
21,0
PLTU PLTGB
30 3,0
MW MW
18,9 2,8 1,5 1,3 34 3,4
MW
14,0
7,0
32,9 8,5 7,0 1,5 10 0 10,0
-3 3,0 0 Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 33,9 24,0 24,0 24,0 21,0 21,0 8,5 7,0 1,5 92 9,2
Neraca Daya Sistem Nanga Pinoh
429
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM DEUTZ MWM DEUTZ MWM MITSUBISHI PLTD Sewa Sewa Diesel Sewa Diesel
Unit
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
25,1 53,6 5,3
28,6 53,7 6,1
32,3 53,8 6,8
37,4 53,8 7,9
40,0 53,9 8,5
42,7 54,0 9,0
45,5 54,1 9,6
48,5 54,2 10,2
51,6 54,3 10,8
54,9 54,4 11,5
MW MW
63 6,3 0,1
63 6,3 0,1
33 3,3 0,1
33 3,3 0,1
23 2,3 0,1
00 0,0
00 0,0
00 0,0
00 0,0
00 0,0
0,5 0,5 0,5 08 0,8
0,5 0,5 0,5 08 0,8
1 1 1 1
PLTD PLTD PLTD PLTD
0,5 0,5 0,5 08 0,8
0,5 0,5 0,5 08 0,8
0,5 0,5 0,5 08 0,8
0,5 0,5 0,5 08 0,8
1,0 1,0
3 1
PLTD PLTD
3,0 1,0
3,0 1,0
1,0
1,0
Tambahan Pembangkit PLN Nanga pinoh Sewa Relokasi Sewa Diesel Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
2011
PLTGB
6,0
PLTD
2,0
MW MW
8,3 13 1,3 0,8 0,5 1,7
MW
8,3 13 1,3 0,8 0,5 1,0
11,3 13 1,3 0,8 0,5 3,2
-6
11,3 13 1,3 0,8 0,5 2,1
10,3 13 1,3 0,8 0,5 0,6
Interkoneksi Grid 150 kV Sist. Khatulistiwa 8,0 8,0 2,0 2,0
2,0
Neraca Daya Sistem Sekadau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM 0,5 M TU 0,4 M TU 07 0,7 PLTD Sewa Sewa Diesel
Unit
1 1 1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
430
GWh % MW
5,8 44,9 1,5
6,6 45,0 1,7
7,6 45,1 1,9
8,2 45,1 2,1
8,7 45,2 2,2
9,3 45,3 2,4
9,9 45,4 2,5
10,6 45,5 2,7
11,3 45,6 2,8
12,3 45,6 3,1
MW MW
4,6 0,1
4,6 0,1
4,6 0,1
3,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
PLTD PLTD PLTD
0,5 0,4 07 0,7
0,5 0,4 07 0,7
0,5 0,4 07 0,7
PLTD
3,0
3,0
3,0
MW MW
4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 1,2
4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 1,0
4,4 4 4 1,7 1,0 0,7 0,7
3,0
Tambahan Pembangkit Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
MW
Interkoneksi Grid 150 kV Sistem Khatulistiwa 29 2,9 00 0,0 00 0,0 00 0,0 0,0 0 0
00 0,0
00 0,0
Neraca Daya Sistem Putussibau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN DEUTZ MWM 0,50 M TU 0,90 M TU 1 00 1,00 Sewa Putussibau
431
Tambahan Pembangkit PLN Riam Badau IPP Putussibau (FTP2) Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
Unit
1 1 1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
23,6 59,2 4,6
26,8 59,2 5,2
30,3 59,2 5,8
35,0 59,2 6,8
37,5 59,2 7,2
39,9 59,2 7,7
42,5 59,2 8,2
45,2 59,2 8,7
48,1 59,2 9,3
51,1 59,2 9,9
MW MW
6,4 0,1
6,4 0,1
6,4 0,1
6,4 0,1
3,4 0,1
3,4 0,1
3,4 0,1
3,4 0,1
3,4 0,1
0,0 0,0
PLTD PLTD PLTD
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
0,5 0,9 10 1,0
PLTD
PLTMH PLTGB MW MW
MW
4,0
4,0
4,0
4,0
1,0
1,0
1,0
1,0
Interkon eksi Grid 150 kV 1,0 dengan sistem khatulisti wa
02 0,2
6,6 1,9 1,0 09 0,9 0,1
8,0 14,6 1,9 1,0 09 0,9 7,5
14,6 1,9 1,0 09 0,9 6,9
14,6 1,9 1,0 09 0,9 5,9
11,6 1,9 1,0 09 0,9 2,5
11,6 1,9 1,0 09 0,9 2,0
11,6 1,9 1,0 09 0,9 1,5
11,6 1,9 1,0 09 0,9 1,0
11,6 1,9 1,0 09 0,9 0,4
8,2
LAMPIRA AN B AYAH OP PERASI WILA INDO ONESIA TIMUR
Lampiran B ini menjelaskan rencana r pe engemban ngan ssistem kelistrikan di Wilayah Operasi O In ndonesia Timur T
432
LA AMPIRAN B. WILAYAH OP PERASI INDON NESIA TIMUR B1 1. SISTEM INT TERKONEKSI KALIMANTAN N SELATAN, TENGAH DAN TIMUR R (KALSELTE ENGTIM) B1 1.1. Pro oyeksi Kebutuh han Tenaga Listrik B1 1.2. Neraca Daya B1 1.3. Pro oyek-Proyek IP PP Terkendala B1 1.4. Neraca Energi B1 1.5. Capacity Balance e Gardu Induk B1 1.6. Rencana Pengem mbangan Penya aluran B1 1.7. Petta Pengembangan Penyaluran B1 1.8. Analisis Aliran Da aya B1 1.9. Kebutuhan Fisik Pengembangan P n Distribusi B1 1.10. Pro ogram Listrik Perdesaan B1 1.11. Pro ogram Energi Baru B dan Terba arukan B1 1.12. Pro oyeksi Kebutuh han Investasi PE ENJELASAN LAMPIRAN L B1 B2 2. SISTEM INT TERKONEKSI SULAWESI UT TARA, SULAW WESI TENGAH H DA AN GORONTA ALO (SULUTTE ENGGO) DAN SISTEM INTERKONEKSI SU ULAWESI SEL LATAN, SULAW WESI TENGGA ARA DAN SUL LAWESI BARA AT (S SULSELRABAR R) B2 2.1. Pro oyeksi Kebutuh han Tenaga Listrik B2 2.2. Neraca Daya B2 2.3. Pro oyek-Proyek IP PP Terkendala B2 2.4. Neraca Energi B2 2.5. Capacity Balance e Gardu Induk B2 2.6. Rencana Pengem mbangan Penya aluran B2 2.7. Petta Pengembangan Penyaluran B2 2.8. Analisis Aliran Da aya B2 2.9. Kebutuhan Fisik Pengembangan P n Distribusi B2 2.10. Pro ogram Listrik Perdesaan B2 2.11. Pro ogram Energi Baru B dan Terba arukan B2 2.12. Pro oyeksi Kebutuh han Investasi PE ENJELASAN LAMPIRAN L B2 2
433
NERACA DAYA D SISTEM--SISTEM ISOLATED WILAYAH OPERASI O INDO ONESIA TIMUR Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Sela atan Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Teng gah Sistem Isola ated Provinsi Kalimantan Timu ur Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Utara Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Tengah Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Selatan Sistem Isola ated Provinsi Sulawesi Tenggara Sistem Isola ated Provinsi Maluku M Sistem Isola ated Provinsi Maluku M Utara Sistem Isola ated Provinsi Papua Sistem Isola ated Provinsi Papua Barat Neraca Dayya Sistem Isolatted Provinsi NT TB Neraca Dayya Sistem Isolatted Provinsi NT TT
RENCANA A PENGEMBAN NGAN SISTEM M KELISTRIKA AN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI IND DONESIA TIMU UR PROVINSI KALIMANTAN K N SELATAN B3. B4. PROVINSI KALIMANTAN K N TENGAH PROVINSI KALIMANTAN K N TIMUR B5. PROVINSI SULAWESI S UT TARA B6. B7. PROVINSI SULAWESI S TE ENGAH PROVINSI GORONTALO G B8. PROVINSI SULAWESI S SE ELATAN B9. PROVINSI SULAWESI S TE ENGGARA B10. B11. PROVINSI SULAWESI S BA ARAT PROVINSI MALUKU M B12. B13. PROVINSI MALUKU M UTA ARA PROVINSI PAPUA P B14. PROVINSI PAPUA P BARA AT B15. PROVINSI NUSA N TENGG GARA BARAT (NTB) ( B16. PROVINSI NUSA N TENGG GARA TIMUR (N NTT) B17. B18. B18.1. B18.2. B18.3. B18.4. B18.5. B18.6. B18.7. B18.8. B18.9. B18.10. B18.11. B18.12. B18.13.
434
LA AMPIRAN N B1
SISTE EM INTER RKONEKS SI KALSEL LTENGTIM M
435
L LAMPIRA AN B1.1
PRO OYEKSI KE EBUTUHA AN TENAG GA LISTR RIK SIST TEM INTER RKONEKSI KALSE ELTENGT TIM
436
P Proyeksi k iK Kebutuhan b t h T Tenaga Li Listrik t ik Sistem Si t Kalseltengtim K l lt ti SISTEM
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
437 4
Wil KALSELTENG Sistem Barito Energi Produksi (GWh Load Factor (%) Beban Puncak (MW)
2,122 67 362
2,475 67 424
2,980 67 504
3,434 68 575
3,746 69 623
4,118 69 680
4,499 70 737
4,919 70 799
5,381 71 868
5,892 71 942
Wil KALTIM Sistem Mahakam Energi Produksi (GWh L dF Load Factor t (%) Beban Puncak (MW)
1,757 70 288
2,246 69 371
2,787 69 460
3,282 69 544
3,686 69 610
4,021 69 666
4,371 69 723
4,744 69 785
5,148 69 852
5,571 69 922
INTERKONEKSI KALSELTENG & KALTIM Energi Produksi (GWh 3,879 Load Factor (%) 68 Beban Puncak (MW) 650
4,720 68 795
5,767 68 964
6,715 69 1,119
7,432 69 1,233
8,139 69 1,346
8,870 69 1,460
9,663 70 1,584
10,530 70 1,719
11,463 70 1,864
LA AMPIRAN N B1.2
N NERACA D DAYA SISTE EM INTERKONEKSI KALSEL LTENGTIM M
438
MW
Grafik Neraca Daya Sistem Kalseltengtim Reserve Margin
3,500
PLTG PLN
PLTG IPP 61%
PLTG IPP PLTA PLN
3,000
63%
PLTU PLN
69%
PLTU IPP
PLTG PLN
75%
PLTU Sewa
2,500
70%
Pembangkit IPP & Sewa Pembangkit Terpasang PLN Beban Puncak
2,000
70%
PLTA PLN PLTGU IPP
71% 76%
PLTU PLN
1,500 33% 1,000
500
PLTU IPP
36%
Pembangkit IPP & Sewa
PLTU Sewa
Pembangkit Terpasang PLN 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
439 439
Neraca Daya Sistem Kalseltengtim No. 1
2
3
4 5
440 • •
Kebutuhan dan Pasokan Kebutuhan Keb t han Produksi Faktor Beban Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang PLN SWASTA IPP Sewa & Excess Power Retired & Mothballed PLTG PLTD Tambahan Kapasitas SEWA Rencana PLTG Bontang (Gas Storage) PLTU Sewa Asam Asam (3x50 MW) PLTU Sewa Kariangau (2x120 MW) PLN On Going Project Pulang Pisau (FTP1) Asam Asam (FTP1) Kaltim Peaking (APBN) Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) Sampit (APBN) Rencana Kaltim (Peaking) Kalsel (Peaking) Bangkanai (FTP2) Kelai (Kaltim) Kusan IPP On Going Mahakam (Senipah) Pangkalan Bun Rencana Kalsel - 1 (FTP2) Embalut (Ekspansi) Kaltim - 2 (FTP2) Kaltim ((MT)) Kalteng - 1 Kaltim (PPP) Jumlah Pasokan (Terpasang) Reserve Margin (Terpasang)
Unit GWh GWh % MW MW
MW MW MW MW
2011 1 798 1.798 3.879 68,1 650 2 738 479 259 85 174 -
PLTG PLTU PLTU
PLTU PLTU PLTG PLTU PLTU
2012 842 4.720 67,8 795 6 752 493 259 85 174 -
2015 2 666 2.666 7.432 68,8 1.233 3 355 270 85 85 90 90
2016 2 916 2.916 8.139 69,0 1.346 3 355 270 85 85 -
2017 3 191 3.191 8.870 69,4 1.460
2018 3 191 3.191 9.663 69,6 1.584
2019 3 191 3.191 10.530 69,9 1.719
2020 3 191 3.191 11.463 70,2 1.864
355 270 85 85 -
355 270 85 85 -
355 270 85 85 -
355 270 85 85 -
150 240
60
60
130 100 220 50 50 50 140
70
70 75
75
65
82 14
PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU MW %
2014 2 439 2.439 6.715 68,5 1.119 3 445 360 85 85 30 30
100
PLTG PLTG PLTG PLTA PLTA
PLTG PLTU
2013 2 232 2.232 5.767 68,3 964 3 621 390 231 85 146 102 20 82
100
100
100
100
50 55 *)) 200 200 882 36
1.056 33
1.697 76
1.911 71
*) Kemungkinan bisa masuk lebih awal 1 unit tahun 2013 **) Kemungkinan tidak jalan, tidak diperhitungkan dalam reserve i
2.091 70
2.291 70
2.556 75
2.681 69
2.806 63
3.006 61
L LAMPIRA AN B1.3
P PROYEK-PROYEK K IPP TERKENDALA A SIS STEM INTE ERKONEK KSI KALS SELTENG GTIM
441
B1.3
Proyek-proy yek IPP Yang Terkendala T
gelolaan proyekk IPP terdapatt beberapa pro oyek pembangkkit IPP Dalam peng yang Perjan njian Pembelian n Tenaga Listrrik (PPTL) nya mengalami ke endala. IPP dengan PPTL terkenda ala dikategorikkan dalam 3 kategori, yaitu: • Ka ategori 1: tah hap operasi yaitu y tahap dimana d IPP sudah beroperasi namun n bermasalah. • Ka ategori 2, tahap p konstruksi dim mana IPP suda ah mencapai fin nancial clo osing tapi tidak kunjung konstrruksi. • Ka ategori 3, tahap p pendanaan dimana IPP sudah memiliki PPTL namun tidak kunjung mencapai financial closin ng (FC). Pembangkitt IPP yang terke endala di sistem m Kalseltengtim m adalah, • PL LTU Embalut 2xx22,5 MW masuk dalam kateg gori 1 • PL LTU Tanah Gro ogot 2x7 MW masuk m dalam ka ategori 2 • PL LTU Pangkalan Bun 2x5,5 MW W masuk dalam m kategori 2 • PL LTA MT Kaltim 2x27,5 MW ma asuk dalam kattegori 3 Saat ini pen nyelesaian IPP terkendala terssebut sedang diproses d oleh Komite K Direktur unttuk IPP dan Kerjasama K Kem mitraan dan sebagian dianta aranya sudah dalam m tahap penyelesaian akhir.
442
LA AMPIRAN N B1.4
NE ERACA ENERGI SISTE EM INTER RKONEKSI KALSEL LTENGTIM M
443
Proyeksi Neraca Energi Sistem Kalseltengtim (GWh)
444 4
Jenis
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Batubara
1.547
2.365
3.172
4.314
5.065
5.884
6.599
7.219
7.770
8.686
Gas
185
333
1 309 1.309
1 628 1.628
1 658 1.658
1 444 1.444
1 445 1.445
1 442 1.442
1 442 1.442
1 448 1.448
LNG
-
156
155
156
155
156
156
234
310
311
HSD
778
705
247
238
234
230
235
227
229
238
MFO
998
734
456
5
-
-
-
-
-
-
Geot.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hydro
106
106
106
106
106
300
300
540
780
780
Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Kalseltengtim
Jenis
Satuan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Batubara
10^3 ton
1.054
1.594
2.259
3.171
3.648
4.012
4.546
4.928
5.319
5.872
3
5
12
13
13
14
13
13
13
13
2
2
1
1
1
1
1
2
3
Gas
bcf
LNG
-
2020
445 4
HSD
10^3 kl
271
233
52
19
19
15
18
14
15
18
MFO
10^3 kl
242
198
124
10
7
4
6
3
3
6
Geot.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hydro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
L LAMPIRA AN B1.5
C CAPACITY Y BALAN NCE GARD DU INDUK K SISTEM INTE ERKONEK KSI KALS SELTENGT TIM
446
Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY No.
1
2
3
4
NAMA [perGI.xls]GI [ l]
TEG (KV)
150/20
GI CEMPAKA ‐ Beban Puncak ( MW )
70/20
GI BANJARMASIN ‐ Beban Puncak ( MW )
70/20
GI TRISAKTI ‐ Beban Puncak ( MW )
70/20
GI TRISAKTI ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI MANTUIL ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI SEBERANG BARITO ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI SELAT ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
447 4
[perGI.xls]GI CEMPAKA ‐ Beban Puncak ( MW )
5
6
7
8
Jml
1
2011
Kap [MVA]
Total Total Kap [MVA]
60
60
Peak Peak Load [MW]
Add Add Trafo [MVA]
2012 Peak Peak Load [MW]
Add Add Trafo [MVA]
2013
2014
Peak Peak Peak Peak Add Trafo Load Load [MVA] [MW] [MW]
Add Add Trafo [MVA]
2015 Peak Peak Load [MW]
2016
Add Add Trafo [MVA]
Peak Peak Load [MW]
Add Add Trafo [MVA]
2017
2018
2019
2020
Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]
31.4 58%
33.1 61%
34.6 64%
39.9 74%
37.7 70%
41.6 77%
45.5 42%
60.0
49.8 46%
54.7 51%
59.9 55%
1 2.0
10 10 6.0 12.00 ‐ 22
8.2 42%
8.3 42%
9.0 45%
9.9 50%
10.1 51%
10.7 54%
11.1 56%
11.6 59%
12.2 61%
12.7 64%
1 1.0 1 1
6 10.0 20 30
35.3 59%
36.1 61%
40.0 49%
uprating dari 6 MVA 30.0 44.8 55%
46.8 58%
50.3 62%
53.5 66%
57.0 52%
uprating 10 MVA 30.0 60.8 55%
64.7 65%
2 1.0 2
6 15.0 10
21.0 50%
21.6 51%
21.2 50%
27.4 65%
28.9 68%
31.3 45%
1
60
28.1 52%
29.3 54%
33.0 61%
37.7 70%
40.2 37%
26.2 49%
27.6 51%
19.5 36%
22.4 42%
14.3 40%
14.2 39%
15.0 42%
10.4 23%
11.0 24%
12.5 28%
2
2
1
30
20
20
6 10 20 30 66 12 15 20 47
uprating beban dipindah ke GI Trisakti 150 30.0 22.6 24.3 33% 35%
26.2 38%
28.2 41%
60 60.0
43.9 41%
58.6 I 54%
63.6 59%
69.1 64%
75.0 69%
24.1 45%
26.6 49%
29.1 54%
31.9 59%
35.0 65%
38.4 36%
16.3 45%
16.6 46%
17.3 48%
17.9 50%
18.5 51%
19.1 53%
19.8 55%
14.4 32%
15.5 34%
17.1 38%
18.7 42%
20.5 46%
22.5 50%
24.7 55%
60
40
20
60.0
Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY No.
9
10
11
12
448 4
13
14
15
16
TEG (KV)
Jml
Kap [MVA]
GI PALANGKARAYA ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
2
30
GI BARIKIN ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
G JU G GI TANJUNG ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20 50/ 0
GI AMUNTAI ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI ASAM‐ASAM ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI PELAIHARI ‐ Beban Puncak ( MW ) Beban Puncak ( MW )
150/20
GI RANTAU/BINUANG ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
NAMA [perGI.xls]GI
GI TAPPING PULANG PISAU 150/20 ‐ Beban Puncak ( MW )
2
1
1
2
1
1
1
30
30
30
10
30
30
10
2011 Total Peak Kap Load [MVA] [MW]
Add Trafo [MVA]
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Peak Add Peak Peak Add Peak Add Peak Add Add Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA]
2018
2019
2020
Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]
60 15.3 28%
36.7 68%
41.8 0 77 0.77
30.2 56%
32.4 60%
35.8 66%
28.2 52%
30.9 57%
33.9 63%
37.2 69%
29.3 54%
30.3 56%
25.2 47%
28.5 53%
30.1 56%
32.6 60%
35.0 65%
37.6 46%
Uprating dari 30 MVA 60.00 40.5 50%
43.6 54%
17.6 65%
18.4 68%
20.7 38%
koordinnasi dg pikitring change amuntai oo d as dg p t g c a ge a u ta 30.0 23.7 25.2 44% 47%
27.6 51%
29.9 55%
32.5 60%
35.3 65%
38.3 35%
15.3 57%
12.7 47%
14.3 53%
16.3 60%
17.4 64%
19.0 35%
20.6 38%
22.4 41%
24.3 45%
26.4 49%
12.7 35%
13.2 37%
14.7 41%
16.6 46%
17.6 49%
19.0 53%
20.4 57%
22.0 61%
23.7 66%
25.5 40%
11.11 11 41%
11.66 11 43%
13.00 13 48%
14.99 14 55%
15.99 15 59%
17.44 17 64%
18.88 18 35%
30 0 30.0
20.44 20 38%
22.22 22 41%
24.11 24 45%
12.3 46%
12.7 47%
14.2 53%
16.1 59%
16.9 63%
18.4 68%
19.7 37%
30.0
21.2 39%
22.8 42%
24.6 45%
3.6 40%
3.7 41%
4.0 45%
4.5 50%
4.7 52%
5.0 56%
5.3 59%
5.6 62%
6.0 66%
6.3 23%
60
30
60.0
30 30.0
20 30.0
30
30
10
Uprating d 30.0
Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY TEG (KV)
No.
NAMA [perGI.xls]GI
17
GI BATULICIN ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI KAYU TANGI ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI SAMPIT ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI KASONGAN ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI PANGKALAN BUN ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
GI BUNTOK/AMPAH ‐ Beban Puncak ( MW ) Beban Puncak ( MW )
150/20
GI MUARA TEWEH ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
18
19
20
449 4
21
22
23
24
GI PALANGKARAYA II [New] 150/20 ‐ Beban Puncak ( MW )
2011
Total Peak Total Peak Kap Jml Kap Load [MVA] [MVA] [MW] 1
1
1
1
1
1
1
1
30
30
30
30
30
30
30
60
Add Add Trafo [MVA]
2012
2013
2014
2015
2016
Peak Add Peak Add Peak Peak Peak Add Peak Add Peak Peak Add Add Peak Peak Add Add Add Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA]
2017
2018
2019
2020
Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Peak Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW]
30 0.0 0%
14.3 53%
16.1 60%
18.4 68%
19.6 36%
10.3 38%
10.8 40%
12.3 46%
14.2 53%
0.0 0%
18.8 70%
21.4 40%
0.00 0%
10.4 38%
30.0
21.4 40%
23.3 43%
25.2 47%
27.4 51%
29.8 55%
15.3 57%
16.9 63%
18.5 34%
20.2 37%
22.2 41%
24.3 45%
24.7 46%
26.5 49%
29.3 54%
32.1 59%
35.1 43%
p g uprating dari 30 MVA 60.0 38.5 48%
42.2 52%
11.8 44%
13.6 51%
14.7 54%
16.2 60%
17.7 66%
19.4 36%
0.0 0%
16.4 61%
18.8 70%
20.2 37%
22.2 41%
24.1 45%
00.00 0%
00.00 0%
00.00 0%
12.11 12 45%
13.11 13 49%
14.66 14 54%
0.0 0%
0.0 0%
0.0 0%
9.1 34%
9.8 36%
0.0 0%
0.0 0%
0.0 0%
18.1 33%
19.4 36%
30 30.0
30 30.0
30 30.0
21.3 39%
23.3 43%
26.3 49%
28.7 53%
31.4 58%
16.11 16 60%
17.88 17 66%
19.77 19 37%
10.8 40%
11.8 44%
12.9 48%
14.2 53%
21.4 40%
34.4 64%
37.7 70%
41.4 38%
30 30.0
30 30 0 30.0
21.88 21 40%
30 15.6 58%
60 60.0
45.4 42%
Capacity Balance Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah CAPACITY TEG (KV)
Jml
25 GI KUALA KURUN ‐ Beban Puncak ( MW )
150/20
1
26 GI KANDANGAN ‐ Beban Puncak ( MW )
/ 150/20
No.
NAMA [perGI.xls]GI
450 4
27 GI BANDARA ‐ Beban Puncak ( MW )
28 GI KOTABARU ‐ Beban Puncak ( MW )
TOTAL BEBAN GI GI KONSUMEN .BESAR GI UMUM Beban Puncak GI DIVERSITY FACTOR DIVERSITY FACTOR
150/20
70/20
1
1
1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Total Peak Add Peak Add Peak Peak Add Peak Add Peak Add Peak Peak Peak Peak Kap Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Add Trafo Kap Load Trafo Load Trafo Load Load Trafo Load Trafo Load Trafo Load Load Load Load [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MVA] [MW] [MW] [MW] [MW] 30
30
60
30
30 0.0 0%
0.0 0%
0.0 0%
0.0 0%
6.0 22%
6.3 23%
6.8 25%
7.4 27%
8.0 30%
8.7 32%
0%
0%
8.6 32%
10.0 37%
10.7 40%
11.8 44%
12.9 48%
14.2 53%
15.6 58%
17.0 63%
0%
0%
14.9 28%
17.1 32%
23.5 44%
25.8 48%
28.0 52%
30.5 56%
33.2 61%
36.1 67%
0%
0%
14.6 54%
17.7 30.0 33%
19.7 36%
20.6 38%
21.4 40%
22.3 41%
23.2 43%
24.1 45%
302.6 0.0 302.6 327.6 0 92 0.92
0.0 374.6 0.0 374.6 371.6 1 01 1.01
0.0 448.9 0.0 448.9 443.6 1 01 1.01
30
60
30
90.0 537.5 0.0 537.5 507.8 1 06 1.06
30.0 578.6 120.0 630.6 0.0 0.0 578.6 630.6 556.6 608.3 1 04 1.04 1 04 1.04
60.0
682.5 0.0 682.5 660.3 1 03 1.03
150.0
739.0 0.0 739.0 716.9 1 03 1.03
180.0
801.7 0.0 801.7 779.8 1 03 1.03
90.0
869.0 180 0.0 869.0 847.4 1 03 1.03
Capacity Balance Sistem Kalimantan Timur CAPACITY No.
Substation
No
Unit
2011 Total
Peak
Size
2012
Add
Peak
Transf
(MVA) (MVA)
(MW)
(MVA)
2013
Add
Peak
Transf (MW)
(MVA)
2014
Add
Peak
Transf (MW)
(MVA)
Add
2015 Peak
Transf (MW)
(MVA)
Add
2016 Peak
Transf (MW)
(MVA)
Add
2017 Peak
Transf (MW)
(MVA)
Add
2018 Peak
Transf (MW)
(MVA)
Add
2019 Peak
Transf (MW)
(MVA)
2020
Add
Peak
Transf (MW)
(MVA)
(MW)
SISTEM MAHAKAM uprating 30 MVA 1.
GI Gn Malang / Industri 1992
150/20
1
60
1
20
1
30
110
60
57.4
64.9
66.0
77.5
77.5
77.5
77.5
77.5
77.5
77.5
71%
60%
61%
72%
72%
72%
72%
72%
72%
72%
36.2
40.9
41.4
48.6
55.7
60.7
66.6
72.9
79.1
86.4
31%
41%
35%
42%
48%
52%
57%
62%
68%
74%
24.3
27.5
28.8
33.8
38.7
42.2
26.2
30.6
35.0
40.0
45%
51%
53%
63%
72%
78%
49%
57%
65%
74%
35.5
40.3
47.4
55.7
63.7
69.5
76.2
83.5
90.6
66%
75%
44%
52%
59%
64%
71%
77%
56%
61%
-
-
-
BEBAN LEWAT PLTD
2.
GI Batakan/Manggar Sari 1992
150/20
2
20
1
30
1
60
130
BEBAN LEWAT PLTD
3.
GI Karang Joang/Giri Rejo 1993
451 4
4.
150/20
GI Sei Keledang/Harapan Baru 1993
150/20
1
30
1
30
1
30
1
30
60
60
BEBAN LEWAT PLTD
5
GI Karang Asem/Tengkawang 1996
150/20
1
30
1
30
1
60
120
BEBAN LEWAT PLTD
6
GI Tanjung Batu/Embalut 1996
150/20
1
30
1
30
1
30
60
84.6
60
60
60
98.9
83.0
97.0
112.6
126.0
127.9
121.5
117.3
104.8
84.7
52%
51%
60%
70%
78%
79%
75%
72%
65%
52%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9.7
11.0
12.9
15.2
17.4
19.0
20.8
22.8
24.7
27.0
18%
20%
24%
28%
32%
35%
39%
42%
46%
50%
13.7
16.2
19.0
21.8
23.7
26.0
28.5
30.9
33.8
31%
36%
42%
48%
53%
58%
63%
69%
75%
BEBAN LEWAT PLTD
7
GI Palaran/Bukuan 1996
150/20
30
12.1 27%
20
Add Transf (MVA)
Capacity Balance Sistem Kalimantan Timur CAPACITY No.
Substation
No
Unit
2011 Total
Peak
Size
2012
Add
Peak
Transf
2013
Add
Peak
Transf
2014
Add
Peak
Transf
Add
2015 Peak
Transf
2016
Add
Peak
Transf
Add
2017 Peak
Transf
2018
Add
Peak
Transf
Add
2019 Peak
Transf
2020
Add
Peak
Transf
Add Transf
(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 8
GI Tenggarong / Bukit Biru 2007
150/20
1
30
30
16.2
18.4
21.7
60%
68%
40%
13.1
17.2
49%
32%
30
25.4
29.1
31.8
34.8
38.1
41.4
45.2
47%
54%
59%
64%
71%
77%
84%
22.5
29.4
41.5
54.4
71.3
93.4
42%
55%
77%
50%
66%
58%
75%
15.4
16.8
19.2
21.1
23.2
25.4
27.8
30.4
57%
62%
71%
78%
43%
47%
51%
56%
32.6
37.1
40.7
44.5
48.5
53.0
57.7
60%
69%
75%
55%
60%
65%
71%
Rencana Tambahan GI
9
GI Sambutan 2010
10.0 150/20
452 4
10 GI Kuaro / Tanah Grogot 2011
150/20
11 GI Bontang 2011
37%
30
14.2
19.7 150/20
30
53%
30
73%
14.5 150/20
13 GI Petung 2011
10.7 150/20
14 GI New Industri / Balikpapan 2013
150/20
40%
30
47%
12 GI Sangatta 2012
25.4
30
30
30
60
30
30
122.3
15.9
18.2
19.9
21.8
23.8
26.0
28.4
54%
59%
67%
74%
40%
44%
48%
53%
11.8
13.0
14.9
16.3
17.9
19.5
21.3
44%
48%
55%
60%
66%
72%
40%
19.2
48.6
58.7
68.6
71%
60%
72%
51%
11.2 42%
30
30
60
60
30
23.3 43%
60
80.2 59%
30
Capacity Balance Sistem Kalimantan Timur CAPACITY No.
Substation
No
Unit
2011 Total
Peak
Size (MVA) (MVA) 15
16
(MW)
150/20
(MVA)
2013
Add
Peak
Transf
2014
Add
Peak
Transf
Add
Peak
Transf
Peak
2018
21 9 21.9
22%
24%
26%
29%
31%
34%
37%
41%
28.1
30.7
33.6
36.8
40.0
43.7
52%
57%
62%
68%
74%
81%
30
(MW)
(MVA)
30
(MW)
15.1
22.8
37%
56%
42%
34.4 64%
TOTAL BEBAN PUNCAK GI UMUM
286.1
368.6
448.5
526.4
602.1
657.1
720.6
788.9
857.0
935.8
TOTAL BEBAN PUNCAK KONSUMEN
275.1
354.2
430.1
508.6
578.3
634.4
693.3
756.3
825.4
897.9
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
1.04
DIVERSITY FACTOR
453 4
SISTEM BERAU
17
GI Berau / Tj Redep 2013
18
20.7 150/20
GI Bulungan / Tj Selor
30
77%
30
27.2
29.7
32.4
46%
50%
55%
60%
11.1
12.2
13.3
14.6
15.9
41%
45%
49%
54%
59%
TOTAL BEBAN PUNCAK GI UMUM
30.9
33.9
37.1
40.5
44.3
48.3
TOTAL BEBAN PUNCAK KONSUMEN
30.9
33.9
37.1
40.5
44.3
48.3
DIVERSITY FACTOR
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
150/20
30
24.9
42%
38%
2011
10.1
22.8
Add Transf
20 1 20.1
10.0
(MVA)
Peak
18 4 18.4
150/20
(MW)
Add Transf
16 9 16.9
GI New Samarinda
(MVA)
Peak
15 5 15.5
30
(MW)
Add Transf
14 2 14.2
46%
(MVA)
Peak
13 1 13.1
24.6
(MW)
Add Transf
2020
12 0 12.0
30
(MVA)
Peak
2019
(MW)
78%
(MW)
Add Transf
2018
60
20.9
(MVA)
Add Transf
2017
(MVA)
150/20
(MW)
2016
11 0 11.0 20%
(MVA)
2015
(MW)
GI Kariangau 2012
17
Peak
Transf
GI PLTG Sembera S b 2012
Add
2012
(MVA)
LA AMPIRAN N B1.6
RENCA ANA PENGEMBAN NGAN PEN NYALURA AN SISTE EM INTER RKONEKS SI KALSEL LTENGTIM M
454
Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur (kms) T Tegangan T/L 500 kV
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
J l h Jumlah
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
T/L 275 kV T/L 150 kV
328
1859
878
T/L 70 kV Jumlah
1046
240
138
236.5
510
5235.5
80 328
1859
958
80 1046
240
138
236.5
510
0
0
5315.5
455 4
(MVA) Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jumlah
500/275 kV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
275/150 kV
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
270
60 450
180
60 270
60
30
30
570
210
360
150/70 kV 150/20 kV
140
70/20 kV Jumlah
140
270
120 120
330
30
240
30
2060 120
120
330
30
240
30
2300
Rencana Pengembangan Penyaluran Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi
Area
Dari
Ke
Tegangan
Conductor
kms
Juta US$
COD
Status
Sumber
456 4
Kalsel
Kalselteng Barikin
Amuntai
150 kV
2 cct, ACSR 1x240 mm2
66
5,87
2011
Operasi
APLN
Kalsel
Kalselteng Seberang Barito
Kayutangi
150 kV
2 cct, ACSR 1x240 mm2
42
3,74
2011
Operasi
APLN
Kalsel
Kalselteng PLTU Asam-asam (Perpres)
Mantuil
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
220
26,98
2011
Operasi
APLN
Kalsel
Kalselteng Asam-asam
Batu licin
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
248
30,41
2012
on going
APBN
Kalsel
Kalselteng Tanjung
Perbatasan
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
284
34,83
2012
on going
ADB
Kalsel
Kalselteng Rantau
Incomer 2 phi (Barikin - Cempaka)
150 kV
4cct, ACSR 2 x 240 mm2
2
0,25
2012
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng Up rating Asam-Asam
Pelaihari-Cempaka-Mantuil
150 kV
2cct, ACCC 460 mm2
180
30,00
2013
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng Batu Licin
Landing point P. Laut
70 kV
2cct, ACCC 460 mm2
6
4,50
2013
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng Landing point P. Laut
Kotabaru
70 kV
2cct, ACCC 460 mm2
74
6,59
2013
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng PLTU Kalsel Baru-1(FTP 2)
Tanjung
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
100
12,26
2014
Planned
IPP
Kalsel
Kalselteng Barikin
Kayutangi
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
240
29,43
2014
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng PLTA Kusan
Single phi (Cempaka - Rantau)
150 kV
2cct, ACSR 1 x 240 mm2
138
12,28
2016
Planned
Unall
Kalsel
Kalselteng Reconduktor Cempaka *)
Barikin
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
212,5
26,06
2017
Planned
Unall
Kalteng Kalselteng Palangkaraya
Sampit
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
346
30,79
2012
on going
APBN
Kalteng Kalselteng Kasongan
Incomer phi (Sampit - P raya)
150 kV
2cct, ACSR 2x 240 mm2
2
0,25
2012
on going
APBN
Kalteng Kalselteng Tanjung
Buntok
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
260
31,88
2012
Planned
APBN
Kalteng Kalselteng Sampit
Pangkalan Bun
150 kV
2cct, ACSR 1 x 240 mm2
344
30,62
2013
Planned
APBN
K lt Kalteng K l lt Kalselteng PLTGU B Bangkanai k i
M Muara T Tewehh
150 kV
2 t ACSR 22x240 2cct, 240 mm22
100
12 26 12,26
2013
Pl Planned d
APLN
Kalteng Kalselteng Muara Teweh
Buntok
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
220
26,98
2013
Planned
APBN
Kalteng Kalselteng PLTU P.Pisau
Incomer 2 phi (P. Raya -Selat)
150 kV
4cct, ACSR 1 x 240 mm2
4
0,36
2013
on going
APLN
Kalteng Kalselteng Palangkaraya [New]
Incomer phi (Selat - P raya)
150 kV
2cct, ACSR 1 x 240 mm2
2
0,18
2014
Planned
Unall
Kalteng Kalselteng Muara Teweh
Puruk Cahu
150 kV
2cct, ACSR 2 x 240 mm2
94
8,37
2014
Propose
APBN
Rencana Pengembangan Penyaluran K li Kalimantan t S Selatan, l t T Tengah h dan d Timur Ti Propinsi
Area
Dari
Ke
Tegangan
Conductor
kms
Biaya MUSD
COD
Status
Sumber
457 4
Kalteng Kalselteng Puruk Cahu
Kuala Kurun
150 kV
2cct, ACSR 12x 240 mm2
196
17.44
2014
Planned
Unall
Kalteng Kalselteng PLTU Sampit
Sampit
150 kV
2cct, ACSR 1 x 240 mm2
40
3.56
2014
Planned
APBN
Kalteng Kalselteng PLTU Kalteng 1
Kasongan
150 kV
2cct, ACSR 2x 240 mm3
120
10.68
2014
Planned
APBN
Kalteng Kalselteng Kasongan
Kuala Kurun
150 kV
2cct, ACSR 2x 240 mm2
240
7.60
2015
Planned
Unall
Kaltim
Kaltim
Karang Joang
Kuaro
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
310
38.01
2012
on going
ADB
Kaltim
Kaltim
Kuaro
Perbatasan
150 kV
2cct, ACSR 2 x 240 mm2
93
11.40
2012
on going
ADB
Kaltim
Kaltim
Bontang
Sambutan
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
180
22.07
2012
Plan
APBN
Kaltim
Kaltim
GI Sembera
incomer Sambutan - Bontang
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
14
1.72
2012
plan
APBN
Kaltim
Kaltim
PLTG Senipah
incomer Manggar Sari - K.Joang
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
90
11.04
2012
Plan
IPP
Kaltim
Kaltim
Petung
Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro)
150 kV
2cct, ACSR 2 x 240 mm2
6
0.74
2012
Plan
APBN
Kaltim
Kaltim
PLTU Teluk Balikpapan
Incomer 2 phi (Karjo - Kuaro)
150 kV
4cct, ACSR 2x240 mm2
8
0.49
2012
Plan
APLN
Kaltim
Kaltim
Up rating Teluk Balikpapan K. Joang
150 kV
2cct, ACSR 2xZebra
16
1.60
2012
Plan
APLN
Kaltim
Kaltim
PLTU Kaltim 2 (FTP-2)
Bontang
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
30
3.70
2013
Plan
IPP
Kaltim
Kaltim
PLTG Senipah
Bukuan/Palaran
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
120
9.29
2014
Plan
APLN
Kaltim
Kaltim
Harapan Baru
Bukuan
150 kV
Up rating mejadi Twin Hawk
24
5.35
2014
Plan
Unall
Kaltim
Kaltim
Tenggarong gg g
Kota Bangun g
150 kV
2cct,, ACSR 1x240 mm2
110
8.90
2014
Plan
APBN
2cct, ACSR 2x240 mm2
16
1.96
2017
Plan
Unall
2cct, ACSR 2x240 mm2
8
0.98
2017
Plan
IPP
2cct, ACSR 2x240 mm2
90
11.04
2018
Plan
Unall
14.24
2018
Plan
Unall
31.88
2018
Plan
Unall
Kaltim Kaltim Kaltim
Kaltim Kaltim Kaltim
New Samarinda PLTU Kaltim (PPP) Bontang
Sambutan Incomer 2 pi (Senipah-Palaran/Bukuan) Sangatta
150 kV 150 kV 150 kV
Kaltim
Kaltim
Berau
Tanjung Selor
150 kV
2cct, ACSR 1x240 mm2
160
Kaltim
Kaltim
PLTA Kelai
Sangatta
150 kV
2cct, ACSR 2x240 mm2
260 60
Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi
458 4
Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel Kalsel
Nama Gardu Induk Amuntai (GI baru ) Barikin Ext LB Kayu Tangi (GI baru ) Seberang Barito Ext LB Asam asam Diameter 3 CB Asam asam Diameter 2 CB Asam-asam Ext LB Mantuil Ext LB Batu licin (GI Baru) Asam-asam Ext LB Tanjung Ext LB (Perbatasan) Batulicin (IBT) Kotabaru Tanjung Tanjung Ext LB Tanjung Ext LB (PLTU IPP) Banjarmasin Cempaka Kotabaru Rantau (Rekonfigurasi) Rantau (NEW LINE) Kayutangi Trisakti Batulicin Trisakti IBT Mantuil p g) Trisakti ((Uprating) Barikin Amuntai Rantau Kayutangi
Tegangan
Baru/Extension
Kap
Biaya MUSD
COD
Status
Sumber
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension New New Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
30 2 LB 30 2 LB 3 CB 2 CB 2 LB 2 LB 30 2 LB 2 LB 60 30 30 2 LB 2 LB 30 60 30 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 60 60 30 60 30 30 30
2,62 1,23 2,62 1,23 1,62 1,35 1,23 1,23 2,62 1,23 1,23 2,68 2,62 1,39 1,23 1,23 1,26 2,10 1,23 1,23 1,23 1,23 2,10 1,39 2,10 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,39
2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017
Operasi Operasi Operasi Operasi On Going On Going Operasi Operasi On Going On Going Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Proposed Planned Proposed Proposed p Proposed Proposed Planned Planned
APBN APBN APBN APLN APLN APLN APLN APLN APBN APLN Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall IBRD Unall IBRD IBRD IBRD IBRD Unall Unall
Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi
459 4
Kalsel Kalsel Kalsel Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kalteng Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim
Nama Gardu Induk Asam asam Rantau Ext LB (Kusan) Pelaihari Kasongan Kasongan Sampit (GI Baru) Palangkaraya Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Sampit Ext LB Buntok (GI Baru) Muara Teweh (GI Baru) Buntok Ext LB Muara Teweh Ext LB (PLTGU) Sampit Palangkaraya (GI Baru) Palangkaraya New Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Kuala Kurun (GI Baru) Muara Teweh Ext LB Sampit Ext LB (PLTU ) Puruk Cahu Bukuan/Palaran Ext LB Sambutan Bukuan/Palaran g Joang/Giri g Rejo j Ext LB Karang Kuaro / Tanah Grogot Petung Sambutan Ext LB Bontang
Tegangan
Baru/Extension
Kap
Biaya MUSD
COD
Status
Sumber
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension Extension Extension New New New Extension New Extension New New Extension Extension Extension New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension New Ekst Relocating Extension New (4 LB) New Extension New
30 2 LB 30 30 4LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 2 LB 30 20 2 LB 30 30 2 LB 30
1,39 1,23 1 39 1,39 2,62 5,24 2,62 1,23 2,62 1,23 2,62 2,62 1,23 1,23 2,10 3,34 1,23 1,39 2,62 1,23 1,23 2,62 1,23 2,62 0,52 1,23 , 3,85 1,75 1,23 2,62
2017 2017 2017 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2014 2015 2015 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012
Planned Planned Proposed On Going On Going On Going On Going Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Planned Proposed Proposed Planned Planned Proposed Planned Operasi Plan On Going g On Going Plan On Going On Going
Unall Unall IBRD APBN APBN APBN APBN APBN APLN APBN APBN APBN APLN Unall Unall Unall IBRD IBRD Unall APLN IBRD APLN APBN APLN APLN APLN APBN APBN APBN
Rencana Pengembangan Gardu Induk Kalimantan Selatan, Tengah dan Timur Propinsi
460 4
Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim K lti Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim Kaltim
Nama Gardu Induk GI PLTG Sambera Industri/Gunung Malang Sei Kleidang / Harapan Baru Tengkawang/Karang Asem Sambutan Bontang Bontang Ext LB Kariangau / Tel. Balikpapan Tenggarong / Bukit Biru Kariangau / Teluk Balikpapan Kota Bangun Berau / Tj Redep Bulungan / Tj Selor New Industri Berau / Tj Redep Sambutan Kuaro / Tanah Grogot Bontang New Industri N New S Samarinda i d Sangatta Sambutan Ext LB Petung New Samarinda Sambutan New Industri Sei Kleidang / Harapan Baru Tenggarong / Bukit Biru
Tegangan
Baru/Extension
150/20 kV New (4 LB - 2x30) 150/20 kV Uprating 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV New 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV New 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV N New 150/20 kV New 150/20 kV Ekstension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension 150/20 kV Extension
Kap
Biaya MUSD
COD
Status
Sumber
60 60 60 60 30 30 2 LB 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30
4,57 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,23 2,62 1 39 1,39 1,39 1,75 2,62 2,62 2,62 1,39 2,10 1,39 1,39 2,10 2 62 2,62 2,62 1,23 1,39 1,39 2,10 , 2,10 2,10 1,39
2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2020
Plan Plan Plan On Going Plan Plan Proposed On Going Plan Plan Plan Plan Plan Proposed Plan Plan Plan Plan Plan Pl Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan Plan
APBN Unall Unall APBN Unall Unall Unall APLN Unall Unall APBN Unall Unall IBRD Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall Unall
L LAMPIRA AN B1.7
PE ETA PENG GEMBANG GAN PENY YALURAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI KALSE ELTENGT TIM
461
Peta Kelistrikan Sistem Kalselteng 2013 2015 PLTG BANGKANAI 140 MW (2013) 70 MW (2014), 70 MW (2015) Puruk Cahu
D
Muara Teweh
D
D ACSR 2X240 mm2 110 km (2013)
PLTU KUALA KURUN 2X3 MW (2013)
U
U
2011 2012 ACSR 1X240 mm2 172 km (2013)
PLTU CENKO 2X7 MW (2011)
Sampit
D
U
U Pangkalan Bun
D
PLTU SAMPIT 2X25 MW (2014)
2012
New Palangkaraya
D
D
PLTU PULANG PISAU 2X60 MW (2012)
Tanjung
2010 U
ACSR 2X240 mm2 21 km (2011) Barikin
ACSR 2X240 mm2 120 km (2014)
Ranatu PLTA KUSAN 2X32,5 MW (2017)
Kayutangi
D Seberan g Barito
2010
D
Amuntai
U Selat
ACSR 2X240 mm2 142 km (2012)
ACSR 2X240 mm2 130 km (2012)
PLTU KALSEL [IPP] 2X100 MW (2015/16)
Palangkaraya ACSR 2X240 mm2 174 km (2012)
Buntok
D
ACSR 2X240 mm2 60 km (2015)
Kasongan
2016
ke GI Kuaro ( KALTIM)
2012
PLTU BUNTOK 2X7 MW (2013)
ACSR 2X240 mm2 172 km (2015)
PLTU KALTENG-1 2X100 MW (2020)
2013
ACSR 2X429 mm2 40 km (2013)
ACSR 1X240 mm2 98 km (2014)
Kuala Kurun
U
ACSR 1X240 mm2G 47 km (2014)
Trisakti
A
Ulin Mantuil
PLTU ASAM ASAM #1 & 2 (2X65 MW)
A PLTA RIAM KANAN 3X10 MW
Cempaka ACSR 2X240 mm2 Pelaihari 124 km (2012)
U
Kotabaru
Batu Licin
2011 D
ACSR 1X240 mm2 40 kkm (2013)
PLTU ASAM ASAM 2X65 MW (2011)
U PLTU Sewa 3X50 MW (2013)
Peta Kelistrikan Sistem Kaltim SABAH (MALAYSIA)
BRUNEI DARUSSALAM
2013 Tj. Selor
PLTU Tj. Selor 2x7 MW – 2012
U
2011 SARAWAK (MALAYSIA)
Tj. Redep
PLTU Tj. Redep 2x7 MW – 2012
U
2010
Sangata
PT PLN (Persero)
/ / / / / / / / / / / /
PLTU Kaltim-2 (IPP) 2x100 MW – 2015/16
Bontang
KALIMANTAN BARAT2015
U G
Sewa 2012100PLTG MW – 2012
G
PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TIMUR
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana
Edit Juli 2011
U
PLTU Embalut (Ekspansi) 1x50 MW – 2014
PLTU Kaltim (MT) 2x27.5 MW – 2014 U
Karangjoang G
KALIMANTAN TENGAH
2012
PLTU Kaltim (PPP) 2x100 MW – 2017
Manggarsari U Industri
Petung Kuaro
ke GI Tanjung (Kalsel)
2012 KALIMANTAN SELATAN
PLTG Senipah 2x41 MW – 2013 PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP1 2 100 MW – 2014 2x100 PLTU Sewa 2x120 MW - 2013
SULAWESI SELATAN
SULAWESI TENGAH
L LAMPIRA AN B1.8
ANAL LISIS ALIR RAN DAY YA SISTE EM iNTER RKONEKS SI KALSELTENGTIM
464
Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2013 PLTU PULPIS 2X60 MW 18.5
U SELAT 12.0 42
5.8
27.4
PLTU SAMPIT 2X25 MW
PLTU PULPIS 3.6
152.2
54.3
1.7
33.2
5992.0
U SAMPIT
1.4 PALANGKA 50.1
154.1
24.3
6420.0
20.7
152.1
6.7 0.0
3670.0 PULPIS
13.18
3.9
4.1
1.9
SEBAR 15.4 7.4
149.8
KAYUTANGI
22.0
13.2
3.2
6.4
6485.0
149.6
11 0 11.0
9.3
3.1
4.5 18.1
1.7
1.6
1.8
153.1
2285.0 M TEWEH 8.3
5079.0
4.0
155.5
1491.0
PLTG 128 0 B A NGKA NA I 140 M W 128.0
15.8
71.8
465
TRISAKTI 150 16.1
13.6
25.0
149.7
AMUNTAI
0.2
14.4
TRISAKTI 70 12.1
6650.0
7.0
ULIN 40.6
65.4
19.7
65.4
MANTUIL 15.0
9.4 4.6
RANTAU
20.4
25.94
21.0
15.7
7.1
BARIKIN 32.5
150.3
15.7
3625.0
1.5
TANJUNG 19.9
151.6
4318.0
10.9
67.2
9.6 41.8
-5.8 6.5 -9.0
+ +
47.2 9.6
9.8 6.4
CEMPAKA
PELAIHARI
50.37
38.3
13.4
13.8
18.5
150.3
36.3 2.3
6794.0
6.5
151.3
4707.0
ASAM ASAM 14.5 7.0 73.4
155.3
8024.0
10.8 U NAMA GI MW MVAR
KV
SC LEVEL
PLTU ASAM ASAM 4X65 MW Beban Sistem
:
Losses
:
Flow dalam MW/MVAR
504.0 MW 5.6 MW
####
154.0
4421.0
27.0
12.9
4817.0
6917.0
36.6
3.9 14.6
CEMPAKA 70
150.0
2149.0 61.8
A
9.8
155.3
14.4
A 50.8
5.6
3030.0
5209.0
5254.0
BUNTOK 11.5
151.1
PLTA RIAM KANAN 30 MW
31.1
G
13 2 13.2
D
33.2
155.6
3307.0
KASONGAN
154.1
5250.0
10.0
15.8
BATULICIN
4.4
15.8 7.7
154.1
2333.0
U
PLTU BUNTOK 2X7 MW
Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2015 PLTU PULPIS 2X60 MW PLTU SAMPIT 2x25 MW U SELAT 13.9 0.4
6.7
13
2.1
10.2
22.0
1.0
PULPIS 5.0
148.1
14.6
41.8
19.8
60.4
2.4
151.1
PALANGKA
KASONGAN
46.3
9.9
22.6
151.4
4.8
SAMPIT 23.4
153.4
11.4
PBUN 21.5
151.7
10.4
K KURUN 3.6 1.7
KAYUTANGI 19.8
145.9
9.6
3.6
155.6
6.8 140
145.1
6.7
155.9
3.3
35.8
32.2
M TEWEH
36.2
GU PLTGU BANGKANAI 280 MW
15.8 11.6
129.8 22.0 U
RANTAU
TRISAKTI
466 4
14.5
44.5 20.2
TRISAKTI
145.7
31.5 15.2
15.8
ULIN
M
29.9
7.6
66.1
AMUNTAI
147.8
25.4 `12.2
BUNTOK 7.5
146.2
66.2
3.5
25.4
132.4
6.6
12.2
1.8 113.8
31.2 15.2
13
29.2
40.0
15.0
12.0
21.6
9.1 4.6
148.5
TANJUNG 19.2 158
68.1
46
26.2
6.7
5.9
U PLTU KALSELTENG 100 MW
58.6 13.0 52.1 11.8
CEMPAKA 38.4 18.6
70.1 PELAIHARI 17.5
146.2
8.5
14.2
20.5
ASAM ASAM 18.6
147.1
9.0 87.8 22.0
150.9 U
PLTU ASAM ASAM 4X65 MW KET : NAMA GI MW MVAR
KV
Beban Sistem
:
Losses
:
Flow dalam MW/MVAR
623.0 MW 10.3 MW
9.4
150.4
9.3
24.4
CEMPAKA
146.1
TRANSFER KE KALTIM BARIKIN
A
12.4
PLTU BUNTOK 2X7 MW
153.9
64.3
PLTA RIAM KANAN 30 MW
MANTUIL
153.1 U
`
SEBAR 8.0
20.0
45.0
6 .0
16.6
9.6
U
BATULICIN 14.2 6.8
150.4
24.4 22.2
Analisa Aliran Daya Kalimantan Selatan dan Tengah Tahun 2020 PLTU PULPIS 2X60 MW
PLTU SAMPIT 2x25 MW
PLTU PULPIS 1X100 MW U SELAT 24.7 50.2
8.1
5.5
68.2
60.8
11.6
13.2
15.0
PULPIS 19.3
148.4
74.6
48.4
6.4
152.0
PALANGKA
KASONGAN
37.2
23.3
12.2
149.0
7.7
19.2
U
7.2
SAMPIT 42.2
153.2
13.9
60.4
PBUN 31.4
149.1
10.3
33.6
U
14.8
PLTU CENKO 2X7 MW
K KURUN 16.4
40.4
6.8
14.8
SEBAR 19.8 6.5
18.0 51.6
24.3 8.0
63.4
144.8
24.2
PRK CAHU 10.4
PLTA KUSAN 65 MW 46.4 46.8
154.6
7.4
KAYUTANGI
144.6
5.9
15.6
20.0
3.4
A
23.4
M TEWEH 2.8
116.2
BANGKANAI
40.2
13.0
0.0
4.3
154.8
GU
6.8
52.4
PLTGU BANGKANAI 280 MW
0.4 RANTAU
75.0
467 4
24.7
64.7 7.1
TRISAKTI
144.1
28.2 14.4
PLTA RIAM KANAN 30 MW BANDARA 36.1 11.9
8.1
60.6
38.4 12.6
144.6
A
144.3
4.2
BUNTOK 21.8
145.6
3.7
26
52.4 04 0.4 TRANSFER KE KALTIM
BARIKIN 26.2 25.8
8.6
5.6
146.6
TANJUNG 38.3 153.6
12.6
8.7
PLTU KALSETENG 2X100 MW
1.4 116 59.9 19.7
31.2
41.4
CEMPAKA
PELAIHARI 24.1
144.8
7.9
29.6
19.2
ASAM ASAM 32.1
147.9
10.6 107.4 36 2 36.2
155.2 U
PLTU ASAM ASAM 4X65 MW KET : NAMA GI MW MVAR
KV
Daya Pembangkit
;
962.0
MW
Beban Sistem
:
942.0
MW
Losses
:
20.0
MW 2.12%
Flow dalam MW/MVAR
14.2
0.8 31.8
66.6
1.4
150.8
34.6
0.4
66.6
PLTU BUNTOK 2X100 MW
12 2 12.2 8.6
34.8
63.0
154.5
PLTU BUNTOK 2X7 MW
25
KANDAGAN 17.1 64.2 5.6
CEMPAKA 12.7
26.4 8.7
23.0 MANTUIL
U AMUNTAI
144.6
60.7
76.4 16.6
24.6
ULIN
M TRISAKTI
148.1
BATULICIN 29.8 9.8
152.4
Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2011
40.0 MW
PLTU CFK
U 144.3
40.0 EMBALUT 9.2
144.2
3.0 15.2
MW
MW 77.4
MW TENGKAWANG 54.0 25.8
G
D
SAMBUTAN
MW
21.1
143.3
64.0
22
G
20
6.9
MW
MW
21.2
142.5
MW
61.8 BUKIT BIRU 15.2 5.0
HARAPAN BARU
MW
36.1
143.9 6
11.9
U
MW
142.9
D
BUKUAN 30.4
MW
9.2 3.0
142.6
26.3 MW
30.0
468 4
MW
58.6 KARANG JOANG 20.3 6.7
Keterangan : GI MW MVAR
kV
MW
MVAR
GEN
270.3
139.8
LOAD
268.4
112.4
LOSS
1.9
53.7
140.7
MANGGAR SARI 29.4
MW
31.8 15.4
147.5
MW INDUSTRI 71.6 34.7
D
G
D
D
20.0
40.0
21.0
13.2
MW
MW
MW
MW
138.9
Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2015 107.4
BONTANG
MW
32.6 60.0 MW
12.0 4.0
60.0
151.8
MW
MW
15.0
G
109.8
21.6
140.0
MW
MW
EMBALUT
43.4
MW TENGKAWANG 88.5
149.9
4.3
U
SEMBERA
150.0
13.0
153.0
15.8
PLTU CFK
U
42.9
G
34.6
149.1
45.2
MW
SAMBUTAN 11.4 MW
74.2
150.0
MW
18.0 BUKIT BIRU 21.6 7.1
HARAPAN BARU
MW
51.2
149.5
16.8
149.2
BUKUAN 91.8
MW
13.0 4.3
149.8
PLTU MT
13.8 MW
469 4
5.6
U
30.0 MW
150.2
MW PLTG SENIPAH 60.0
G
60.0 MW
151.2
MW 59.9 140.0
U
MW
KARIANGAU 29.6 18.3
151 4 151.4
KARANG JOANG 52.0
MW
28.8 9.5
150 3 150.3
69.2
MW
33.8 16.4
MW
16.0 MW 2.0
Keterangan : GI MW MVAR
kV
MW
MVAR
GEN
479.0
193.1
LOAD
508.6
217.1
KALSEL
-33.0
24.0
LOSS
3.6
69.3
MW KUARO 19.8 11.1
MW
6.5
152.0
33.0
MW
PENAJAM 19.6 6.4
INDUSTRI 68.7
147 5 147.5
G 8.5
MW
MANGGAR SARI
151.4 KALSEL
51.0
MW
NEW INDUSTRI 41.9 20.3
148.5
8.9
MW
33.3
148 3 148.3
Analisa Aliran Daya Kalimantan Timur Tahun 2020 KELAI
150.0 MW
150.0
40.7
156.3
13 4 13.4 202.6
MW
NEW SMARINDA
144.5
84.8 41.1
90 0 90.0
13.1
142.1
4.3
34.6
MW
MW
20.0
142.0
G
207.2 141.2
MW TENGKAWANG 79.7
144.3
6.8
MW
160.0
MW
MW
EMBALUT 20.7
U
SEMBERA
MW
84.8
105.6
141.4
29.1
PLTU CFK
U
152.9
BONTANG
MW
60.0 90.0
SANGATTA
MW
A
38.6
G
66.3
143.3
9.4
MW
SAMBUTAN 21.8 MW
53.0
142.5
MW
36 0 36.0 BUKIT BIRU 34.6 11.4
HARAPAN BARU
MW
81.8
143.6
26.9
143.2
INFRASTRUKTUR
BUKUAN 178.0
MW
20.7 6.8
143.7
160.0
MW
160.0
144.9
PLTU MT
13.8 86.2
U
MW
U
MW
50.0 MW
470 4
145.3
MW 63.8 MW
PLTG SENIPAH
143.6
G
80.0 MW
145.2
MW 64 146.5
U
MW
KARANG JOANG
KARIANGAU 56.7 35.1
145 1 145.1
12 1.2
MW
46.1 15.2
143 5 143.5
40 6 40.6
MW
54.0 26.2
MW
40.0 MW 34.1
Keterangan : GI MW MVAR
kV
MW
MVAR
GEN
982.5
416.1
LOAD
898.2
381.1
KALSEL
65.0
-4.3
LOSS
20.9
219.7
MW KUARO 36.2 17.3
PENAJAM 35.9 11.8
146.0
MW
11.9
65.0
149.6
U
INDUSTRI 86.9
147 5 147.5
G 53.7
MW
MANGGAR SARI
MW
50.0 MW KALSEL
104.2
MW
NEW INDUSTRI 80.2 38.9
140.0
23.3
MW
42.1
139 6 139.6
L LAMPIRA AN B1.9
KEBUTU UHAN FIS SIK PENG GEMBANG GAN DISTRIBUSI SIST TEM INTE ERKONEK KSI KALSELTENGT TIM
471
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalsel, Kalteng & Kaltim JTM
JTR
Trafo
2011
kms 4,098
kms 2,655
MVA 142
2012
3,914
4,202
159
81,400
2013
4,584
5,117
244
111,623
2014
5,296 5, 96
6,040 6,0 0
241
121,788 , 88
2015
4,783
4,138
204
130,679
2016
4,973
3,997
181
109,389
2017
5,545
4,330
191
113,650
2018
6,209
4,727
204
120,054
2019
6 987 6,987
5 204 5,204
221
129 114 129,114
2020
7,780
5,628
234
134,229
2011-2020
54,169
46,037
2,022
1,161,166
Tahun
Pelanggan 109,239
472 4
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi P Propinsi i i Kalsel, K l l Kalteng K lt & Kaltim K lti Tahun
JTM
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
34,0 43,5 55,0 65,5 53,4 52,8 58,2 64,6 72,2 79,4
2011-2020
578,5
JTR 63,2 67,5 77,0 88,4 71,7 74,1 82,0 91,1 101,7 112,5 829,1
Trafo
Pelanggan
Total
10,3 11,6 17,7 17,5 14,8 13,1 13,9 14,8 16,0 16,9
3,3 4,0 5,5 6,0 6,4 5,4 5,6 5,9 6,3 6,6
110,8 126,6 155,2 177,4 146,4 145,4 159,6 176,3 196,3 215,4
146,7
55,0
1609,3
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalimantan Selatan JTM
JTR
Trafo
2011
kms 1,254
kms 865
MVA 45
2012
1,465
982
50
32,071
2013
1,369
828
51
33,413
2014
1 417 1,417
804
44
34 814 34,814
2015
1,591
880
47
36,277
2016
1,787
964
51
37,805
2017
2,008
1,057
55
39,400
2018
2,256
1,159
59
41,066
2019
2,536
1,272
63
42,806
2020
2,850
1,395
68
44,622
2011-2020
18,533
10,206
533
373,060
Tahun
Pelanggan 30,786
473 4
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Selatan Juta USD Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM
JTR
Trafo
Pelanggan
Total
9,1 10 4 10,4 8,7 8,5 9,3 10,2 11,2 12,2 13,4 14,7
21,4 24 9 24,9 23,3 24,1 27,1 30,4 34,2 38,4 43,2 48,6
3,2 36 3,6 3,7 3,2 3,4 3,7 4,0 4,3 4,6 5,0
1,5 16 1,6 1,7 1,7 1,8 1,9 2,0 2,0 2,1 2,2
35,3 40 5 40,5 37,4 37,5 41,6 46,2 51,3 57,0 63,3 70,4
107,7
315,7
38,6
18,5
480,5
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi Kalimantan Tengah JTM
JTR
Trafo
2011
kms 2,208
kms 1,294
MVA 43
2012
792
464
15
15,010
2013
740
391
17
15,782
2014
766
380
18
16,595
2015
860
415
19
17,450
2016
966
455
20
18,348
2017
1,085
499
22
19,293
2018
1,219
547
24
20,287
2019
1 371 1,371
600
25
21 332 21,332
2020 2011-2020
1,540
659
27
22,431
11,547
5,706
230
226,341
Tahun
Pelanggan 59,813
474 4
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Tengah Juta USD Tahun
JTM
JTR
Trafo
Pelanggan
Total
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
14,0 49 4,9 4,1 4,0 4,4 4,8 5,3 5,8 6,3 7,0
36,6 13,5 13 5 12,6 13,0 14,6 16,5 18,5 20,8 23,3 26,2
3,1 1,1 1 1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6 1,7 1,8 2,0
0,7 0,7 0 7 0,7 0,8 0,8 0,8 0,9 0,9 1,0 1,0
54,4 20,2 20 2 18,7 19,1 21,2 23,6 26,2 29,2 32,5 36,1
2011-2020
68,5
209,3
19,5
10,7
308,0
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Propinsi p Kalimantan Timur JTM
JTR
Trafo
2011
kms 636
kms 495
MVA 54
2012
1,658
2,756
94
34,319
2013
2 474 2,474
3 898 3,898
176
62 429 62,429
2014
3,113
4,855
180
70,379
2015
2,332
2,843
138
76,953
2016
2,220
2,577
110
53,236
2017
2,452
2,774
115
54,957
2018
2 734 2,734
3 020 3,020
122
58 701 58,701
2019
3,080
3,332
133
64,976
2020
3,389
3,574
138
67,176
2011-2020
24,089
30,125
1,260
561,765
Tahun
Pelanggan 18,641
475 4
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi Propinsi Kalimantan Timur Tahun
JTM
JTR
Trafo
Pelanggan
Total
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
10,8 28 2 28,2 42,1 53,0 39,7 37,8 41 8 41,8 46,6 52,5 57,7
5,2 29,1 29 1 41,1 51,2 30,0 27,2 29 3 29,3 31,9 35,1 37,7
3,9 6,8 6 8 12,7 13,0 10,0 8,0 83 8,3 8,8 9,6 10,0
1,1 1,7 1 7 3,1 3,5 3,8 2,7 27 2,7 2,9 3,2 3,4
21,1 65,9 65 9 99,1 120,8 83,6 75,7 82 1 82,1 90,2 100,5 108,8
2011-2020
418,3
331,5
94,2
30,7
874,6
L LAMPIRA AN B1.10 0
P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SISTE EM INTER RKONEKSI KALSEL LTENGTIM M
476
Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng, Kaltim
Tahun
JTM kms
Trafo
JTR kms
MVA
Unit
Jumlah Pelanggan
Listrik murah & hemat (RTS)
2011
655
313
24
370
29.770
2012
424
190
17
197
9.875
2013
774
360
30
373
18.190
-
2014
755
351
29
364
17.753
-
Total
740
2.609 1.214 99 1.304 75.588 740
477 4
Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng, Kaltim (Juta Rp)
Tahun
JTM
JTR
Trafo
Total
Listrik murah & hemat (RTS)
2011
175.620
60.053
33.557
272.398
-
2012
133.142
36.353
26.961
196.456
2.590
2013
239.918
69.357
50.198
359.472
-
2014
234.145
67.688
48.990
350.822
-
Total
782.824 233.451 159.706 1.179.148 2.590
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Selatan Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
kms
kms
Trafo MVA
Listrik m urah
Jm l Pelanggan
dan Hem at (RTS)
Unit
186.0
143.0
7.3
131
15,000
117.2
60.0
3.0
37
4,500
188.7
96.7
4.8
60
7,249
184.2
94.3
4.7
58
7,075
676.1
394.0
19.8
286
33,824
150
150
478 4
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Selatan (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
Pembangkit
Total
47,693.6 ,
27,417.3 ,
11,561.4 ,
86,672.2 ,
38,169.4
10,837.6
5,029.8
54,036.9
61,489.4
17,459.0
8,102.8
87,051.2
60,009.8
17,038.8
7,907.9
84,956.5
207,362.2 207 362 2
72,752.7 72 752 7
32,601.9 32 601 9
‐
312,716.8 312 716 8
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
525.0
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
kms
kms
Trafo MVA
Jm l Pelanggan
Unit
272.0
111.0
7.0
138
10,000
167.0
95.0
5.5
100
4,000
367.3
209.0
12.1
220
8,798
358.5
203.9
11.8
215
8,586
1,164.8
618.9
36.4
673
31,384
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
175
175
479 4
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah (juta Rp) Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah (juta Rp) Tahun
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
Trafo
Pembangkit
Total
72,867.3
25,635.5
10,802.6
109,305.4
47,439.5
18,924.4
12,346.6
78,710.5
104,344.1
41,624.7
27,156.7
173,125.4
101,833.3
40,623.1
26,503.2
168,959.6
326,484.1 126,807.6 79,559.2 ‐
530,100.9
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
612.5
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Timur Tahun
JTM
JTR
kms
kms
Trafo MVA
Jm l Pelanggan
Unit
2011
197.0
59.0
9.5
101
4,770
2012
139.9
34.8
8.1
60
1,375
2013
218.0
54.3
12.6
94
2,143
2014 Total
212.8
53.0
12.3
91
2,092
767.7
201.1
42.5
346
10,380
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
415
415
Perkiraan Biaya Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Timur (juta Rp)
480 4
Tahun
JTM
JTR
Trafo
2011
55,059.0
7,000.7
11,192.6
2012
47,532.6
6,591.1
9,584.7
10,272.9
14,938.6
2013 2014 Total
74,084.1
Pembangkit
Total
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
76,420.1 63,708.4
1,452.5
99,295.6
72,301.5
10,025.7
14,579.2
96,906.3
248,977.2
33,890.4
50,295.0
336,330.4
1,452.5
LAM MPIRAN B1.12
PROYEKSII KEBUTU UHAN INV VESTASI SIST TEM INTER RKONEKS SI KALSE ELTENGTIIM
481
Proyeksi Kebutuhan Investasi Pembangkit, Transmisi & Distribusi (j t USD) (juta (Juta US$)
Tahun
Investasi Pembangkit TL dan GI Distribusi
Total
482 4
2011
244.1
56.73
110.8
411.6
2012
72.6
248.38
126.6
447.5
2013
484.6
157.06
155.2
796.9
2014
788.3
121.44
177.4
1087.1
2015
356.0
31.01
146.4
533.4
2016
150.4
17.16
145.4
312.9
2017
399.1
45.37
159.6
604.0
2018
148.9
61.00
176.3
386.2
2019
140.9
9.08
196.3
346.3
2020
284.0
1.39
215.4
500.8
Total
3068.8
748.62
1,609.3 ,
5426.7
*) Distribusi : Nilai investasi untuk total wilayah Kalselteng dan Kaltim
PENJELASAN LAMPIRAN B1 SISTEM INTERKONEKSI KALSELTENGTIM B1.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Saat ini ada dua sistem besar kelistrikan di Kalimantan yang masuk wilayah operasi Indonesia Timur, yaitu sistem Mahakam di Kalimantan Timur dan sistem Barito di Kalimantan Selatan & Kalimantan Tengah. Sistem Barito dan Sistem Mahakam direncanakan akan terhubung menjadi satu sistem Kalseltengtim pada akhir tahun 2012 dengan selesainya pembangunan transmisi 150 kV Tanjung (Kalsel) – Kuaro – Karangjoang (Kaltim). Sistem interkoneksi Kalimantan Timur (Sistem Mahakam) Untuk memenuhi kebutuhan listrik periode tahun 2011-2020, produksi listrik pada sistem Mahakam meningkat rata-rata 13,3% per tahun termasuk adanya pengalihan dari isolated masuk ke sistem, yaitu 1.757 GWh pada tahun 2011 menjadi 5.571 GWh pada tahun 2020, dengan faktor beban diperkirakan berkisar antara 69% sampai 69,7% Beban puncak sistem interkoneksi Mahakam diperkirakan naik dari 288 MW pada tahun 2011 menjadi 922 MW pada tahun 2020 setelah interkoneksi dengan sistem Bontang, Sangatta, Petung dan Tanah Grogot. Sistem interkoneksi Kalimantan Selatan & Kalimantan Tengah (Sistem Barito) Untuk memenuhi kebutuhan listrik dalam tahun 2011-2020, produksi listrik pada sistem Barito meningkat rata-rata 12,0% per tahun, yaitu dari 2.122 GWh pada tahun 2011 naik menjadi 5.892 GWh pada tahun 2020 dengan faktor beban diperkirakan berkisar antara 67% sampai 71% Beban puncak sistem interkoneksi Barito naik dari 362 MW pada tahun 2011 menjadi 942 MW pada tahun 2020 setelah interkoneksi dengan sistem Pangkalan Bun, Sampit, Buntok, Muara Teweh, Puruk Cahu dan Kuala Kurun. Proyeksi kebutuhan beban sistem Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran B1. B1.2 Neraca Daya Sistem interkoneksi Kalimantan Selatan, Kalimantahn Tengah dan Kalimantan Timur (Kalseltengtim) termasuk wilayah yang memiliki potensi pertumbuhan sangat
483
tinggi, yaitu diproyeksikan tumbuh rata-rata 12,6% per tahun sampai dengan tahun 2020. Pada saat ini kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP adalah 564 MW, serta sewa dan excess power 174 MW. Beberapa pembangkit di sistem ini masih menggunakan BBM sehingga biaya operasinya tinggi. Pada periode 2011 sampai dengan 2016, di sistem Kalseltengtim akan ada penambahan pembangkit baru baik milik PLN maupun IPP termasuk sewa PLTU dan PLTG sekitar 1.934 MW, dimana saat ini dalam tahap proses pengadaan dan sebagian sudah konstruksi. Mengingat Kalimantan mempunyai cadangan batubara yang melimpah, maka sebagian besar pembangkit yang akan dibangun berupa PLTU batubara dengan total kapasitas 1.374 MW, berikut PLTG 560 MW. Selanjutnya setelah tahun 2016, direncanakan akan ada penambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 715 MW yang terdiri dari PLTU batubara 400 MW, PLTG gas 100 MW dan PLTA 215 MW. Untuk mengurangi penggunaan BBM pada waktu beban puncak, direncanakan membangun PLTG peaking berbahan bakar gas alam lengkap dengan gas storage (CNG/LNG storage) yaitu PLTG Kaltim peaking 2x50 MW dan PLTG Bangkanai 4x70 MW. Pembangkit-pembangkit tersebut dijadwalkan beroperasi secara bertahap mulai tahun 2012 sampai 2015. Secara geografis, neraca daya masing-masing sistem Kalselteng dan sistem Kaltim telah memenuhi kriteria regional balance sehingga ketergantungan daya antar sub sistem relatif rendah. Sebagaimana diketahui bahwa tingkat keberhasilan proyek pembangkit di Kalimantan masih rendah dan sebagai antisipasi terhadap kondisi tersebut, maka dilakukan sewa PLTU batubara di Kalsel 3x50 MW dan di Kaltim 2x120 MW serta sewa PLTG peaking di Bontang Kaltim 100 MW dengan mengakomodir reserve margin sampai sekitar 76%. Rencana reserve margin yg sangat tinggi hingga 76% pada tahun 2013 didasarkan pada keinginan PLN yang sangat kuat untuk memastikan kebutuhan listrik di provinsi Kaltim, Kalsel, Kalteng akan tercukupi, bahkan mungkin berlebihan, mengingat ketiga Propinsi di Kalimantan ini merupakan sumber energi primer nasional yang sangat besar baik batubara maupun gas alam, namun sudah lama menderita kekurangan pasokan listrik.
484
Selain itu, sewa PLTU batubara dan PLTG gas tersebut juga dimaksudkan untuk secepatnya dapat mengurangi penggunaan BBM di sistem Kalseltengtim. Untuk mengantisipasi terjadinya kelebihan pasokan pada tahun 2013 sampai 2017, PLN akan memonitor progres proyek dari tahun ke tahun. Apabila progres fisik proyek berjalan baik sesuai rencana, maka PLN akan mengimbanginya dengan pemasaran listrik yang agresif untuk menyeimbangkan penjualan dengan pasokan, dan menunda jadwal proyek pembangkit berikutnya. Salah satu yang dapat dilakukan adalah mendorong pertumbuhan industri padat energi di Kalimantan seperti industri baja, industri keramik, kaca dan sebagainya. Adapun proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah : − PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan (Perpres 1) 2 x 100 MW, karena proyek ini dapat menurunkan biaya operasi dan mencukupi kebutuhan listrik di Sistem Mahakam Kalimantan Timur. − PLTG Bangkanai 4x70 MW, untuk memenuhi kebutuhan beban pada tahun 2013 sebelum PLTU IPP beroperasi, kemudian pada tahun-tahun berikutnya digunakan sebagai pembangkit peaking untuk mengurangi penggunaan BBM. − Tambahan pasokan gas ke PLTGU Tanjung Batu untuk menurunkan biaya operasi sistem Kalimantan Timur. − Penyediaan gas untuk PLTG Sambera 2 x 20 MW dan untuk PLTD Cogindo 40 MW yang saat ini masih dioperasikan dengan bahan bakar MFO. − PLTU Asam-Asam (Perpres 1) 2x65 MW. Sedangkan proyek-proyek yang diperkirakan mundur dari jadwal : - PLTU Pulang Pisau 2x60 MW karena permasalahan kondisi tanah pondasi. - PLTA Kusan, perlu penanganan khusus untuk aspek lingkungan sehubungan adanya satu jenis spesies langka (kera berhidung merah) yang diperkirakan hidup dikawasan hutan sekitar lokasi proyek. Neraca Daya Sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.2.
B1.3 Proyek-proyek IPP Yang Terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran B1.3
485
B1.4 Neraca Energi Rencana pembangunan beberapa PLTU batubara dan PLTG peaking di sistem Kalseltengtim merupakan salah satu upaya menurunkan biaya operasi mengingat sebagian besar pembangkit di Kalseltengtim masih berbahan bakar minyak. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.
Peranan MFO dan HSD pada tahun 2011 untuk sistem Kalseltengtim masih cukup tinggi dimana konsumsi MFO dan HSD adalah sebesar 1.776 GWh atau 49% dari produksi total sistem Kalseltengtim.
b.
Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU batubara, diharapkan penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan ini dapat dikurangi.
c.
Selain itu, rencana pengembangan PLTG Bangkanai 4x70 MW, PLTG Kaltim peaking 2x50 MW serta PLTA Kusan 65 MW dan PLTA Kelai 150 MW, diharapkan dapat menurunkan peran BBM khususnya pada waktu beban puncak. Demikian halnya dengan PLTG Sambera 40 MW dan PLTG Senipah 2x41 MW diharapkan akan semakin memperkecil penggunaan BBM.
d.
Dengan beroperasinya PLTU, PLTG gas dan PLTA, peranan pembangkit berbahan bakar HSD dan MFO akan menurun dimana hingga tahun 2020 produksi pembangkit berbahan bakar minyak sebesar 238 GWh atau 2 % dari produksi total sistem Kalseltengtim.
Kebutuhan energi primer di sistem Kalseltengtim dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B1.4. Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO cenderung menurun dari tahun 2011 hingga tahun 2020. Pada tahun 2011 penggunaan HSD dan MFO sebesar 513 juta liter dan pada tahun 2020 menjadi 24 juta liter. Volume pemakaian batubara meningkat dari 1,05 juta ton pada tahun 2011 menjadi 5,87 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat hampir 5,6 kali lipat. Kebutuhan bahan bakar di sistem Kalseltengtim dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B1.4.
486
B1.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Kalseltengtim sampai dengan tahun 2020 akan mencapai 2.330 MVA Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Kalseltengtim seperti pada Lampiran B1.5. B1.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran sistem Kalseltengtim dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan sekaligus untuk mengurangi penggunaan BBM pada sistem kelistrikan yang sebelumnya masih isolated, meliputi :
Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit percepatan tahap I dan tahap II, proyek pembangkit IPP, PLTG peaking dan PLTA serta untuk menggantikan PLTD.
Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar di sistem Kalseltengtim dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.
Sedangkan proyek transmisi 150 kV yang perlu segera beroperasi pada tahun 2012 adalah, transmisi 150 kV Tanjung – Kuaro – Karangjoang untuk menghubungkan sistem Kalselteng dan Kaltim serta transmisi 150 kV PLTGU Tanjung – Buntok – Muara Teweh – Bangkanai.
Kebutuhan pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV baru dan up rating untuk sistem Kalseltengtim sampai dengan tahun 2020 sekitar 5.315 kms. Untuk keperluan pengendalian operasional sistem interkoneksi 150 kV dan 70 kV Kalseltengtim khususnya pada subsistem Kalselteng dalam rangka menjaga tingkat mutu dan keandalan sistem penyaluran, direncanakan pembangunan sistem SCADA (supervisory control and data acquisition) termasuk media komunikasi dan prasarananya di Kalimantan Selatan. Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.6.
487
B1.7 Peta Pengembangan Penyaluran Cukup jelas.
B1.8 Analisis Aliran Daya Sistem Kalimantan Timur (Sistem Mahakam) Analisa aliran daya pada sistem Mahakam dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 20112020 ini, hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2017. Prakiraan aliran daya sistem Mahakam dapat dijelaskan sebagai berikut: 1. Tahun 2011
Tambahan transmisi baru dari tahun 2010 s.d 2011 adalah : Bukuan – Sambutan. Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar Tanjung Batu ke GI Tengkawang sebesar 77 MW. Pembebanan trasmisi masih di bawah 50 % sehingga masih memenuhi keandalan N-1. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal dengan tegangan tertinggi di GI Manggarsari (148 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Industri (139 kV). 2. Tahun 2015 Dari tahun 2011 hingga tahun 2015, ada beberapa tambahan pembangkit yaitu PLTG Kaltim 50 MW, PLTU Teluk Balikpapan 2 x 100 MW, PLTG Senipah 2x41 MW, PLTU Kaltim – 2 (FTP-2) dan PLTU Embalut Ekspansi 50 MW. Sedangkan PLTU Kaltim MT 2x15 MW diperkirakan akan mundur. Tambahan ruas transmisi pada tahun 2011-2015 adalah : PLTG Senipah – incomer single pi Manggarsari (2012) – Karangjoang, PLTG Senipah – PLTU MT Kaltim(2014), PLTU MT Kaltim-Bukuan (2014), Karang Joang - Kuaro (2012), Teluk Balikpapan Incomer 2 phi Karang Joang – Kuaro (2012), Penajam Incomer 1 phi Karang Joang – Kuaro, PLTG (FTP2) – Sambutan (2012), Uprating Harapan Baru – Bukuan (2013), dan Berau – Tanjung Selor (2015). Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar di Bontang ke GI Sambera sebesar 107 MW, dan sistem Mahakam Kalimantan Timur menerima transfer energi dari sistem Barito Kalimantan Selatan sebesar 33 MW. Pembebanan trasmisi masih di bawah 50 % sehingga masih memenuhi keandalan N-1.
488
Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan tertinggi terjadi di GI Bontang (153 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Manggarsari (147 kV) 3. Tahun 2020 Pada tahun 2020, PLTG Kaltim 50 MW peaking (2018), PLTU Kaltim Infrastruktur 200 MW (PPP book) dan PLTA Kelai 2x75 MW telah beroperasi. Tambahan ruas transmisi 150 kV pada tahun 2016-2020 adalah : New Samarinda - Sambutan(2017) dan PLTA Kelai – Sangatta (2018) Bontang. Aliran daya dari pusat pembangkit terbesar di Kelai dan Bontang ke GI Sambera sebesar 202 MW, dan sistem Mahakam Kalimantan Timur mengirimkan transfer energi ke sistem Barito Kalimantan Selatan sebesar 65 MW. Pembebanan trasmisi masih dibawah 50% sehingga masih memenuhi keandalan N-1. Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan tertinggi di GI Kelai (156 kV) sedangkan tegangan terendah di GI Industri (139,6 kV) Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah ( Sistem Barito) Analisa aliran daya pada sistem Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah (Sistem Barito) dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit dan beban yang ada pada neraca daya. Pada RUPTL 2011-2020 ini hanya dilakukan analisa untuk tahun 2012, 2015 dan 2017. Prakiraan aliran daya sistem Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah (Sistem barito) dapat dijelaskan sebagai berikut : 1. Tahun 2013
Pada tahun 2013 sistem isolated Sampit, Kasongan, Batulicin dan Buntok telah terhubung dengan sistem Barito, dan adanya penambahan pembangkit baru di sistem Barito yaitu PLTU Asam–Asam (FTP-1) 2x65 MW, PLTU Pulang Pisau 2x60 MW dan PLTG Bangkanai 140 MW. Pada tahun 2013 ini diperkirakan telah terjadi interkoneksi sistem Barito dengan sistem Mahakam (Kalimantan Timur). Total beban interkoneksi sistem Barito sebesar : 504 MW. Profile tegangan pada sistem interkoneksi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah masih memenuhi standar. Tegangan terendah terjadi pada GI Kayu Tangi sebesar
489
149,6 kV, sedangkan tegangan tertinggi terjadi pada GI Sampit dengan tegangan sebesar 155,6 kV. Losses yang terjadi pada kondisi ini sebesar : 5,6 MW (1,2%). 2. Tahun 2015
Penambahan pembangkit baru masuk sistem Barito terdiri dari PLTG Bangkanai extension sebesar 2x70 MW, PLTU Sampit 2x25 MW, dan PLTU Kalsel (FTP-2) unit 1 100 MW. Sedangkan perluasan/penambahan jaringan transmisi untuk menghubungkan sistem isolated ke sistem interkoneksi meliputi sub sistem Puruk Cahu, Kuala Kurun dan Pangkalan Bun. Total beban sistem Barito sebesar 623 MW dengan Losses 10,3 MW (1,7 %). Aliran daya dari Kalteng ke Kalsel sebesar 0,4 MW, sedangkan dari Kalimantan Selatan ke Kalimantan Timur sebesar 24,4 MW dengan pembebanan masing-masing wilayah dalam kondisi regional balance. Tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan terendah terjadi pada GI Kayutangi sebesar 145,1 dan tertinggi pada GI Muara Teweh sebesar 155,9 kV. 3. Tahun 2020 Hingga tahun ini terjadi penambahan pembangkit PLTA Kusan sebesar 65 MW, PLTU Kalteng-1 2x100 MW dan PLTU Kalsel (FTP-2) unit 2 (100 MW) ke sistem Barito. Perluasan transmisi meliputi segmen Kuala Kurun – Kasongan dan PLTA Kusan – Kadongan. Total beban sistem Barito sebesar 942 MW dan Losses 20 MW (2,1 %) Aliran daya dari Kalsel ke Kalteng sebesar 50,2 MW, sedangkan dari Kalimantan Selatan ke Kalimantan Timur sebesar 0,8 MW, pembebanan masing-masing wilayah dalam kondisi regional balance. Profil tegangan sistem masih dalam batas normal dengan tegangan terendah terjadi pada GI Trisakti sebesar 144,1 kV dan tertinggi pada GI Muara Teweh sebesar 154,8 kV. B1.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk, Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan baru. Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan Perbaikan SAIDI dan SAIFI 490
Menurunkan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua
Proyeksi kebutuhan fisik distribusi wilayah Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur seperti pada Lampiran B1.9.
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi 2011-2020 Propinsi Kalsel, Kalteng dan Kaltim
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
JTM kms 4.098 3.914 4.584 5.296 4.783 4.973 5.545 6.209 6.987 7.780
JTR kms 2.655 4.202 5.117 6.040 4.138 3.997 4.330 4.727 5.204 5.628
Trafo MVA 142 159 244 241 204 181 191 204 221 234
2011-2020
54.169
46.037
2.022
Tahun
Pelanggan 109.239 81.400 111.623 121.788 130.679 109.389 113.650 120.054 129.114 134.229 1.161.166
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi 2011-2020 Propinsi Kalsel, Kalteng dan Kaltim Juta USD Tahun
JTM
JTR
Trafo
Pelanggan
Total
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
34,0 43,5 55,0 65,5 53,4 52,8 58,2 64,6 72,2 79,4
63,2 67,5 77,0 88,4 71,7 74,1 82,0 91,1 101,7 112,5
10,3 11,6 17,7 17,5 14,8 13,1 13,9 14,8 16,0 16,9
3,3 4,0 5,5 6,0 6,4 5,4 5,6 5,9 6,3 6,6
110,8 126,6 155,2 177,4 146,4 145,4 159,6 176,3 196,3 215,4
2011-2020
578,5
829,1
146,7
55,0
1.609,3
Dari tabel perkiraan kebutuhan distribusi regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut :
491
Pada tahun 2012 terjadi penurunan jumlah pelanggan yang akan disambung disebabkan sebagian besar daftar tunggu calon pelanggan di Kalselteng diselesaikan di tahun 2011 sehingga pada tahun 2012 calon pelanggan sudah berkurang. Sebaliknya dengan di Kaltim, tahun 2011 tidak semua daftar tunggu bisa disambung karena keterbatasan kemampuan pasokan. Akibatnya tambahan pelanggan baru pada tahun 2012 tidak sebanyak yang akan disambung pada tahun 2011.
Rencana JTM, JTR dan gardu distribusi yang akan dibangun, tidak selamanya mengalami peningkatan volume/kapasitas yang sama atau lebih tinggi, tetapi disesuaikan dengan kondisi dan kebutuhan dilapangan.
Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 54.169 kms, JTR 46.037 kms, gardu distribusi dengan kapasitas 2.022 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 1,16 juta pelanggan.
Perkiraan biaya total untuk pengembangan sistem distribusi tersebut membutuhkan sekitar US$ 1.609 juta dengan rincian JTM US$ 578 juta, JTR US$ 829 juta, gardu distribusi US$ 146 juta, dan sambungan pelanggan US$ 55 juta. Kebutuhan anggaran per tahun diperkirakan sebesar US$ 160 juta.
B1.10 Program Listrik Perdesaan Prakiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Kalsel, Kalteng dan Kaltim 2011-2014
Tahun
JTM kms
JTR kms
Trafo MVA
Unit
Jumlah Pelanggan
Listrik murah & hemat (RTS)
2011
655
313
24
370
29.770
2012
424
190
17
197
9.875
2013
774
360
30
373
18.190
-
2014
755
351
29
364
17.753
-
Total
740
2.609 1.214 99 1.304 75.588 740
492
Prakiraan Biaya Jaringan Listrik Perdesaan (Rp Juta) Regional Kalsel, Kalteng dan Kaltim 2011-2014 Tahun
JTM
JTR
Trafo
Total
Listrik murah & hemat (RTS)
2011
175.620
60.053
33.557
272.398
-
2012
133.142
36.353
26.961
196.456
2.590
2013
239.918
69.357
50.198
359.472
-
2014
234.145
67.688
48.990
350.822
-
Total
782.824 233.451 159.706 1.179.148 2.590
Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya listrik perdesaan regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur tahun 20112014 diatas, dapat dijelaskan sebagai berikut :
Selama kurun waktu tahun 2011-2014 direncanakan membangun JTM 2.609 kms, JTR 1.214 kms, gardu distribusi dengan kapasitas 99 MVA.
Perkiraan total biaya selama kurun waktu tersebut untuk kegiatan listrik perdesaan sebesar Rp 1,18 triliun dengan rincian JTM Rp 782 miliar, JTR Rp 233 milyar, gardu distribusi Rp 160 milyar, dan sambungan pelanggan Rp 2,59 milyar.
Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 64% tahun 2010, menjadi 75,7% di tahun 2014 dan 92,6% di tahun 2020 untuk regional Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur.
B1.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Cukup jelas sebagaimana diuraikan dalam sub Bab 4.3 s/d. 4.6.
B1.12 Proyeksi Kebutuhan Investasi
Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Kalseltengtim diberikan pada Lampiran B1.12.
493
L LAMPIRA AN B2
SISTEM INTERK KONEKSII SULUTTENGGO DAN SISTEM INTERK KONEKSII SULSEL LRABAR
494
L LAMPIRA AN B2
B2. SISTE EM INTERKO ONEKSI SUL LAWESI UTA ARA, SULAW WESI TENGAH DAN GORONTALO (SUL LUTTENGGO O) DAN SIST TEM INTERKONEKSI SULA AWESI SELA ATAN, SULA AWESI TENGGAR RA DAN SUL LAWESI BARAT (SULSE ELRABAR) B2.1. Proyeksi Ke ebutuhan Tenaga Listrik Neraca Day ya B2.2. Proyek-Pro oyek IPP Terk kendala B2.3. Neraca Ene ergi B2.4. Capacity Ba alance Gardu u Induk B2.5. Rencana Pengembanga P an Penyalura an B2.6. Peta Penge embangan Pe enyaluran B2.7. Analisis Aliran Daya B2.8. stribusi Kebutuhan Fisik Pengembangan Dis B2.9. aan Program Listrik Perdesa B2.10. nergi Baru da an Terbaruka an Program En B2.11. Proyeksi Ke ebutuhan Inv vestasi B2.12. ASAN LAMPIIRAN B2 PENJELA
495
LA AMPIRA AN B2.1
PROYE EKSI KEBU UTUHAN TENAGA A LISTRIK SISTEM INTERK KONEKSII SULUTTENGGO DAN SISTEM INTERK KONEKSII SULSEL LRABAR
496
Proyeksi y Kebutuhan Tenaga g Listrik Sistem Interkoneksi di Wilayah Suluttenggo No 1.
2
497
3
4
5
Sistem
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Sistem Sulut - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )
1.045,4 61,4 194,4
1.144,8 61,9 211,2
1.254,1 62,4 229,5
1.374,0 62,0 253,1
1.505,6 62,5 274,9
1.650,6 63,1 298,7
1.809,8 63,7 324,6
1.984,8 64,2 352,8
2.177,2 64,8 383,6
2.394,3 65,3 418,7
Sistem Gorontalo - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )
257,4 57,2 51,4
278,4 57,4 55,3
301,2 57,7 59,6
321,1 56,4 65,0
346,0 56,5 69,9
373,7 56,6 75,4
403,6 56,7 81,3
436,0 56,7 87,7
471,0 56,8 94,6
511,0 57,1 102,2
Sistem Tolitoli-Moutong - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )
66,9 40,2 19,0
74,2 40,3 21,0
82,3 40,5 23,2
91,0 40,1 25,9
100,6 40,3 28,5
111,6 40,5 31,5
123,7 40,7 34,7
137,0 40,9 38,2
151,6 41,2 42,0
165,6 41,3 45,7
Sistem Sulut-Gtalo-Tolitoli - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban B b P Puncakk ( MW )
1.302,8 60,5 245 8 245,8
1.423,2 61,0 266 5 266,5
1.555,3 61,4 289 1 289,1
1.786,1 59,3 344 0 344,0
1.952,2 59,7 373 3 373,3
2.135,9 60,1 405 5 405,5
2.337,2 60,6 440 5 440,5
2.557,8 61,0 478 7 478,7
2.799,8 61,4 520 3 520,3
3.070,9 61,9 566 6 566,6
Sistem Interkoneksi Sulteng - Produksi ( GWh ) - Load Factor (%) - Beban Puncak ( MW )
1.302,8 60,5 245 8 245,8
1.423,2 61,0 266 5 266,5
1.555,3 61,4 289 1 289,1
1.786,1 59,3 344 0 344,0
1.952,2 59,7 373 3 373,3
2.135,9 60,1 405 5 405,5
2.337,2 60,6 440 5 440,5
2.557,8 61,0 478 7 478,7
2.799,8 61,4 520 3 520,3
3.070,9 61,9 566 6 566,6
Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Interkoneksi di Wilayah Sulselrabar SISTEM
2011
2012
2013
2014
4.604,7
5.135,7
5.651,7
63,1
63,1
63,2
833
929
3.865,3 63,1 698,7
4.420,9 63,2 798,0
152,3 59,1
Wil. SULSELRABAR Sistem Sulsel (Prop Sulsel & Sulbar) 4.017,6 Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) 63,0 728 Beban Puncak ((MW))
498
Sistem Sulsel (Prop Sulsel) Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Sistem Sulsel (Prop Sulbar) Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Sistem Sultra Energi g Produksi ((GWh)) Load Factor (%) Beban Puncak (MW) Interkoneksi SULSELRABAR Energi Produksi (GWh) Load Factor (%) Beban Puncak (MW)
2015
2016
6.229,6 6.845,9
2017
2018
2019
2020
9.984,9
7.525,5
8.275,0
9.102,0
63,2
63,2
63,3
63,4
63,4
1.021
1.127 1.237
1.358
1.491
1.639
1.799
4.913,1 63,3 885,6
5.391,9 63,4 970,5
5.918,8 6.500,3 63,5 63,6 1.063,6 1.166,4
7.141,4 63,7 1.279,6
7.847,7 63,8 1.404,1
8.626,6 63,9 1.541,1
9.456,6 63,8 1.691,1
183,9
222,6
259,8
310,7 345,6
528,3
59,3
59,1
59,2
29,4
35,4
43,0
50,1
300,0 53,2 64
355,4 53,9 75
409,3 54,6 86
449,0 55,3 93
492,9 56,0 100
4.015,6 63,1 726,6
5.212,5 61,5 967,3
5.885,7 61,5 1.092,3
6.100,7 62,6 1.113,3
6.722,4 62,5 1.227,7
63,1
384,0
427,2
475,5
55,6
55,7
55,8
55,7
55,8
63,6 70,9
78,7
87,4
97,4
108,2
541,2 56,7 109
594,5 57,5 118
653,3 58,2 128
718,3 59,0 139
793,1 59,7 152
7.387,1 62,6 1.346,2
8.119,9 62,8 1.476,4
8.928,3 62,9 1.619,6
9.820,3 63,1 1.777,6
10.778,0 63,1 1.950,8
55,8
LA AMPIRAN N B2.2
NERACA DAYA D SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSEL LRABAR
499
MW
Grafik Neraca Daya Sistem Sulut-Gorontalo
900
Reserve Margin PLTG PLN
PLTG60% PLN
PLTA/MPLN
800
68%
PLTP PLN
PLTG PLN
PLTP IPP
58%
PLTU IPP
700
64%
PLTU PLN PLTU Sewa
600
47%
PembangkitIPP &Sewa
64%
57%
PembangkitTerpasangPLN
500
Beban Puncak
500
PLTP PLN
69%
PLTP IPP
65%
PLTU IPP
57%
400 300
PLTU PLN
PLTD Sewa
200
PLTU Sewa
Pembangkit Terpasang
100 2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020 500
Neraca Daya Sistem Sulut Sulut-Gorontalo Gorontalo Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang PLN SWASTA IPP SEWA Retired & Mothballed PLTD
501 1
Tambahan Pasokan SEWA Rencana PLTU Sewa Amurang (2x25) PLN On-Going Project Mini Hydro 20 kV Sulut II (FTP1) Gorontalo ((FTP1)) Lahendong IV Rencana Sulut I (FTP1) Tolitoli (3x15 MW) Kotamobagu I (FTP2) Kotamobagu II (FTP2) Sawangan Minahasa GT (Peaking) Gorontalo GT (Peaking) IPP On-Going Project Molotabu (2x10 MW) Sulut I (Kema) Rencana Lahendong V (FTP2) Lahendong VI (FTP2) Sulut (PPP) Gorontalo, 2x6 MW (Terkendala)
Jumlah Pasokan (Terpasang) Reserve Margin (Terpasang)
Unit GWh % MW
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
1.303 61 246
1.423 61 267
1.555 61 289
1.786 59 344
1.952 60 373
2.136 60 405
2.337 61 441
2.558 61 479
2.800 61 520
3.071 62 567
MW MW
314 168
318 172
271 172
209 174
169 166
169 166
149 146
149 146
149 146
149 146
MW MW
3 111
3 111
3 64
-
20
PLTU
PLTM PLTU PLTU PLTP
3 -
-
3 -
40
3 -
-
20
3
3
3
-
-
-
-
-
-
50
1 50 25
25
20
PLTU PLTU PLTP PLTP PLTA PLTG PLTG
50 45 40 40 16 25
PLTU PLTU
25 25
25
20 25
PLTP PLTP PLTU PLTU
MW %
-
3 -
25
20 20 110 12 *)
385 57
439 65
487 69
565 64
586 57
666 64
696 58
806 68
831 60
831 47
MW
Grafik Neraca Daya Sistem Sulsel Reserve Margin
3.000
PLTG PLN PLTGU IPP
53% 61%
PLTM (PLN+IPP) PLTA PLN
2.500
PLTA IPP PLTU PLN
PLTGU IPP
PLTU IPP
63%
PLTU Sewa
2.000
Pembangkit IPP & Sewa Pembangkit Terpasang PLN
502
Beban Puncak
70%
62%
52%
49%
PLTA PLN
PLTG PLN
61%
PLTGU IPP
1.500
PLTA IPP
56%
1.000
PLTU PLN 11%
PLTU IPP 500
Pembangkit IPP & Sewa
PLTU Sewa
Pembangkit g Terpasang p g
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Neraca Daya Sistem Sulsel No. 1
2
3
Kebutuhan dan Pasokan
503
Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto Pasokan Kapasitas Daya Terpasang PLN IPP Sewa Mesin Retired & Mothballed Tambahan Kapasitas SEWA Rencana PLTU Sewa Barru 2x(120-150) PLN On-going Project Sulsel - Barru (FTP1) Mini hydro 20 kV Rencana Sulsel Baru Makassar (Peaking) Takalar (FTP2) S l l-B Sulsel Barru (Ek (Ekspansi) i) Sulsel-2 Bakaru II PLTA Poko IPP On-going Project Sengkang Sengkang Poso (Transfer ke Selatan) Mini hydro 20 kV Sulsel-1 / Jeneponto Bosowa Rencana Bonto Batu (Buttu Batu 1) Malea Mamuju (FTP2) Sulsel-3 (Takalar) Mini hydro 20 kV
4 5
Jumlah Pasokan Reserve Margin
Satuan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh % MW
4.018 63,0 728
4.605 63,1 833
5.136 63,1 929
5.652 63,2 1.021
6.230 63,1 1.127
6.846 63,2 1.237
7.525 63,2 1.358
8.275 63,3 1.491
9.102 63,4 1.639
9.985 63,4 1.799
MW MW MW MW
786 254 257 275 81
786 254 257 275 -
530 213 197 120 41
401 146 135 120 67
281 146 135 -
281 146 135 -
281 146 135 -
281 146 135 -
281 146 135 -
281 146 135 -
100
50 100 100 150
100 150 126
PLTU
PLTU PLTM
240
100 8
PLTG PLTG PLTU PLTU PLTU PLTA PLTA
PLTG PLTGU PLTA PLTM PLTU
100 50
117
60
10
PLTA PLTA PLTU PLTU PLTM MW %
130 5,0 200
(60) 180 7,5
100 90
806 11
3
11
1.304 56
1.577 70
100
50 100
1.648 61
1.828 62
2.018 63
2.018 49
2.268 52
2.644 61
2.761 53
L LAMPIRA AN B2.3
PROY YEK-PROY YEK IPP YANG Y TER RKENDAL LA SIST TEM INTERKONEK KSI SULUT TTENGGO O DAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULSE ELRABAR R
504
B2.3 Proyek--Proyek IPP Ya ang Terkendalla Dalam perenccanaan pemban ngkit IPP, ada beberapa proyyek pembangkkit IPP yang Perrjanjian Pembe elian Tenaga Listrik L (PPTL) nya mengalam mi kendala. Kateg gori PPTL terke endala adalah,, • Kate egori 1, tahap p operasi adalah tahap dima ana IPP suda ah men ncapai COD. • Kate egori 2, tahap pembangunan/konstruksi dim mana IPP suda ah men ncapai Financia al Closing (FC) tapi belum me encapai COD. Kate egori 3, Tahap p pendanaan IP PP yang sudah memiliki PPTL L, teta api belum menccapai Financial Closing (FC). •
Pembangkit IP PP yang terkendala di sistem Sulawesi S adala ah, • PLT TU Tawaeli 2x13.5 MW masukk dalam katego ori 1 • PLT TA Poso 3x65 MW M masuk dala am kategori 2 • PLT TU Jeneponto 2x100 2 MW massuk dalam kate egori 2 • PLT TA Manippi 1x10 MW masuk dalam d kategori 2 • PLT TU Gorontalo 2x6 MW masuk dalam kategorri 2 • PLT TU Molotabu 2xx10 MW masukk dalam katego ori 2 Saat ini penyyelesaian IPP terkendala tersebut sedang g diproses oleh Komite Direktu ur untuk IPP da an Kerjasama Kemitraan. K Beberapa pro oyek kategori 2 sudah dalam tahap konstruksi da an diharapkan tah hun 2012/2013 sudah beroperasi.
505
LA AMPIRAN N B2.4
N NERACA E ENERGI SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULUTTENGGO O DAN N SISTEM INTE ERKONEK KSI SULS SELRABAR
506
Proyeksi Neraca Energi Sistem Sulut - Gorontalo Jenis
2011
Batubara Gas LNG HSD MFO Geot. H d Hydro
99
Jumlah
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
(GWh) 2020
295 157 430 322
378 154 139 430 322
578 39 84 103 430 322
866 38 7 514 322
823 39 0 644 385
564 39 0 1.136 398
695 78 1.157 408
902 78 0 1.164 414
1.106 116 0 1.164 414
1.373 117 0 1.164 416
1.303
1.423
1.555
1.747
1.891
2.136
2.337
2.558
2.800
3.071
507
Proyeksi Neraca Energi Sistem Sulselrabar Jenis
2011
Batubara
133
Gas
2012
(GWh)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
684
1.068
1.934
2.628
2.860
3.528
3.954
4.393
5.114
1.514
1.518
2.194
2.197
2.187
2.207
2.200
2.196
2.198
2.201
LNG
-
-
238
226
213
223
235
239
239
398
HSD
259
120
29
14
-
-
-
-
-
-
MFO
1.521
1.073
401
93
-
-
-
-
-
-
Geot.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hydro
591
1.209
1.205
1.189
1.201
1.556
1.563
1.886
2.272
2.272
Jumlah
4.018
4.605
5.136
5.652
6.230
6.846
7.525
8.275
9.102
9.985
Proyeksi Neraca Energi Sistem Interkoneksi Sulut-Gorontalo dan Sistem Sulselrabar (GWh)
508
Jenis
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Batubara
232
1.063
1.646
2.801
3.451
3.424
4.222
4.856
5.499
6.487
Gas
1.514
1.518
2.194
2.197
2.187
2.207
2.200
2.196
2.198
2.201
LNG
-
-
277
264
252
262
313
317
355
515
HSD
554
274
113
20
0
0
0
0
0
MFO
1.678
1.212
505
93
Geot.
430
430
430
514
Hydro
913
1.531
1.527
Jumlah
5.320
6.028
6.691
-
2018
-
2019
2020
-
-
-
-
-
644
1.136
1.157
1.164
1.164
1.164
1.511
1.586
1.953
1.971
2.300
2.687
2.688
7.399
8.120
8.982
9.863
10.833
11.902
13.056
P Proyeksi k iK Kebutuhan b t h E Energii P Primer i Si Sistem t S Sulut l t - Gorontalo G t l Jenis
Satuan
2011
2012
Batubara
10^3 ton
79
303
465
700
664
456
561
714
800
999
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Gas
bcf
LNG
2013
2014
2015
2016
0
0
0
0
4
0
0
HSD
10^3 kl
168
88
48
MFO
10^3 kl
40
35
26
2017
2018
1 -
2019
2020
1
1
1
0
0
0
-
-
-
-
-
-
-
Geot. Geot
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hydro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
509
Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Sulselrabar Jenis
Satuan
2011
2012
Batubara
10^3 ton
88
454
bcf
13
13
Gas LNG
-
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
698
1.261
1.713
1.863
2.297
2.575
2.861
3.335
17
17
17
17
17
17
17
17
3
3
3
3
3
3
3
5
-
2020
HSD
10^3 kl
72
33
10
4
-
-
-
-
-
-
MFO
10^3 kl
387
273
102
24
-
-
-
-
-
-
Geot Geot.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hydro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Proyeksi Kebutuhan Energi Primer Sistem Sulut – Gorontalo dan Sistem Sulselrabar Jenis
Satuan
2011
2012
Batubara
10^3 ton
167
bcf
13
Gas LNG
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
756
1.163
1.960
2.376
2.319
2.858
3.289
3.662
4.334
13
17
17
17
17
17
17
17
17
3
3
3
3
4
4
4
6
0
0
-
0
0
0
-
-
510
HSD
10^3 kl
240
121
57
8
MFO
10^3 kl
427
308
128
24
Geot. Geot
-
-
-
Hydro
-
-
-
2020
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
LAM MPIRAN B2.5
CA APACITY BALANC CE GARDU U INDUK SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULUT TTENGGO O DAN N SIST TEM INTE ERKONEK KSI SULSE ELRABAR R
511
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
Unit
2011 Total
Peak
Size
Add
Peak
Trans
(MVA)
(MVA)
2013
2012 Add
Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
Add
2017 Peak
Trans
Add
2018 Peak
Trans
Add
2019 Peak
Trans
2020
Add
Peak
Trans
(MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)
Makassar Branch 1
Pangkep 70/20
1
20
150/20
1
30
st 30 30
2.
(APLN 2011) 16.7
19.4
66%
38%
30
(APLN 2018) 21.5
23.5
25.8
28.1
30.4
32.9
35.5
42%
46%
51%
55%
60%
64%
35%
60
38.2 37%
Mandai
512
70/20
1
5
-
70/20
1
2.5
-
1996 : ex Pnkng
1
20
20
2005 : ex Pnkng
1
20
20 40
3.
(2012 - 20 MVA - relok dr Bontoala) 23.5
27.2
69%
53%
20
Daya
2015 - beban GI Mandai sebagian diambil GI KIMA
30.0
32.8
33.1
35.9
35.9
35.9
35.9
35.9
59%
64%
65%
70%
70%
70%
70%
70%
2013 - beban GI Daya sebagian diambil GI Maros
2005 : ex Pnk
70/20
2
20
40 (2012 - relok 30 MVA dr Bontoala) 40
2014 - beban GI Daya sebagian diambil GI Daya Baru & GI Maros
2019-sebagian GI KIMA
32.3
38.2
30
12.8
14.3
15.9
17.6
19.4
21.3
23.4
21.3
95%
64%
-20
22%
24%
27%
30%
33%
36%
39%
36%
23.8
26.6
29.3
32.4
35.5
38.9
47%
52%
58%
63%
70%
38%
20 MVA stand by-dibatasi trafo bay 4
Daya Baru 2013
150/20
1
60
-
(APLN 2012)
-
21.4
60
42% 5
(APLN 2018) 60
46.9 46%
Maros 2011
70/20
1
10
150/20
1
30
Add Trans
10 Jalur Tengah g
((APLN 2012))
10
8.3
30
10.3
20.6
33%
-10
40%
27%
(2011 - relok 10 MVA - ke Nii Tanasa)
60
23.5
27.0
30.6
34.7
39.1
44.1
49.7
31%
35%
40%
45%
51%
58%
65%
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
Unit
2011 Total
Peak
Size
2012
Add
Peak
Trans
(MVA)
(MVA)
2013
Add
Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
2016
Add
Peak
Trans
2017
Add
Peak
Trans
2018
Add
Peak
Trans
2019
Add
Peak
Trans
Add
2020 Peak
Trans
Add Trans
(MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)
Makassar Branch 6
KIMA Makassar 2015
150/20
1
60
-
(APLN 2014) 7.7
60
15%
8.3
12.0
15.8
19.7
30.5
16%
24%
31%
39%
60%
2015 - KIMA ambil sebagian beban Mandai & Tallo Lama 7
Tello 1992
30/20
1
20
-
2004
150/20
1
30
30 30
513
s.d 2010 - 20 kV disuplai PLTD Sewatama Tello 8
(APLN 2016) 42.4
60
49.0
54.0
58.9
64.4
69.8
75.5
42%
-30
48%
53%
58%
63%
68%
49%
2020-sebagian
60
81.3
87.4
86.3
53%
57%
56%
(2011- relok 30 MVA - ke Palopo)
Tallo Lama
2015 - beban GI Tallo Lama sebagian diambil GI KIMA
1995
150/20
2
30
60 60
(APLN 2011) 44.8
51.9
88%
51%
(APLN 2016)
60
2020-beban GI
57.2
62.6
63.8
69.3
75.1
60
81.0
87.2
87.2
56%
61%
63%
68%
59%
-30
64%
68%
68%
(2017 - relok 30 MVA - ke Majene) 9
Bontoala
(2012 - relok 20 MVA ke Mandai)
1995
70/20
2
20
40 (2012 - relok 30 MVA ke Daya)
70/20
1
30
30 (2012 - relok 20 MVA ke Borongloe) 70
52
61
67
75
83
91
100
109
118
129
118.2
128.6
58%
63%
GIS Bontoala-II 2011
150/20
1
60
(APLN 2014) -
51.6
60
47%
60.5
60
59%
67.5
74.6
82.8
66%
73%
54%
60
(APLN 2017) 90.8
99.5
108.6
59%
65%
53%
60
70 kV masih dipertahankan 10
Panakukang 1995 2005
70/20
2
20
70/20
1
20
2
30
150/20
2018 - beban GI Panakukang sebagian diambil 60 60
(APLN 2012) 60.0 59%
60
(APLN 2015)
70.4
78.5
60
86.8
96.2
105.7
60
115.8
115.8
115.8
115.8
69%
62%
-30
68%
75%
69%
-30
76%
76%
76%
76%
(2013 - relok 30 MVA - ke Makale)
(2018 - relok 30 MVA - ke Sinjai)
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
Unit
2011 Total
Peak
Size (MVA)
Add
Peak
Trans (MVA)
2013
2012 Add
Peak
Trans
Add
2014 Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
2017
Add
Peak
Trans
Add
2018 Peak
Trans
2019
Add
Peak
Trans
2020
Add
Peak
Trans
Add Trans
(MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)
Makassar Branch 11
Panakukang Baru / Antang 2018
150/20
(APLN 2017) 1
60
10.6
60
21%
(APLN 2019) 21.8
56.4
43%
55%
60
Ambil sebagian beban Panakukang - Tello - Ta 12
Tanjung Bunga 2006
2020 - Beban G
150/20
1
30
30 30
514
13
28.2
33.3
37.4
41.6
46.4
51.3
56.6
62.2
37%
44%
49%
54%
61%
67%
74%
49%
60
68.2
59.7
53%
47%
Borongloe 2006
70/20
1
10
70/20
1
20
st
2023 - Beban G 20 20
14
(APLN 2017)
(2012 - relok 20 MVA dr Bontoala) 20
(APLN 2015)
15.9
18.3
20.1
21.8
23.8
25.7
27.6
29.6
31.7
33.9
94%
54%
59%
64%
70%
43%
30
46%
50%
53%
57%
23.1
25.5
28.0
30.7
33.4
36.3
39.2
42.3
60
45.6
41%
45%
50%
55%
60%
65%
70%
45%
-16
49%
Tallasa 1996
150/20
1
16
16
2000
150/20
1
20
20 36
(APLN 2018) 19.9
30
35%
(2019 - relok 16 MVA - ke ... .. 15
Sungguminasa 1998
150/20
1
30
30 30
(APLN 2019) 25.1 33%
60
29.2
32.2
35.3
38.8
42.3
45.9
49.7
53.6
57.8
38%
42%
46%
51%
55%
60%
65%
70%
45%
60
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
SUBSTATION
No
2011
2012
Unit Total Peak
Add
Size
Trans
Peak
2013
Add
Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
Add
2017 Peak
Trans
Add
2018 Peak
Trans
Add
2019 Peak
Trans
Add
2020 Peak
Trans
Add Trans
(MVA)(MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Pare - Pare Branch 1.
Pare-pare 150/20
1
16
16 16
2.
(APLN 2019) 13.2
30
15.4
17.0
18.6
20.4
22.2
24.0
26.0
28.0
30.1
34%
39%
43%
47%
52%
57%
61%
66%
72%
47%
6.7
7.7
8.5
9.2
10.0
10.8
11.6
12.5
13.3
14.2
79%
23%
25%
27%
29%
32%
34%
37%
39%
42%
5.7
6.6
7.3
8.0
8.8
9.6
10.4
11.2
12.1
13.0
34%
39%
43%
47%
52%
56%
61%
66%
71%
31%
30
Barru 150/20
2
5
10 10
30
515 Pinrang Branch 1
Bakaru 150/20
1
20
20 20
2
(APLN 2019) 30
Pinrang 1
5 st
diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan
150/20
1
16
16
150/20
1
20
20 36
(APBN 2012) 19.9
23.0
25.4
65%
75%
45%
30
(APBN 2019) 27.8
30.5
33.2
36.0
38.9
41.9
45.1
30
50%
54%
59%
64%
69%
75%
66%
-16
2019- relok 16 M
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
SUBSTATION
No
Unit
2011
Total Peak
Size
2012
Add
Peak
Trans
Add
2013 Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
2015
Add
Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
Add
2017 Peak
Trans
2018
Add
Peak
Trans
2019
Add
Peak
Trans
Add
2020 Peak
Trans
Add Trans
(MVA)(MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Mamuju Branch 1
Polmas 2000
diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan 150/20
1
20
20 20
2
150/20
1
20
13.8
15.2
16.5
17.9
19.3
20.8
22.3
23.8
25.4
71%
81%
36%
30
39%
42%
45%
49%
52%
56%
60%
7.7
8.9
9.7
10.6
11.5
12.4
13.3
45%
52%
57%
62%
68%
73%
31%
8.6
9.9
10.8
11.8
12.8
13.8
14.9
15.9
17.0
18.2
51%
58%
64%
28%
30%
33%
35%
37%
40%
43%
15 8 15.8
17 2 17.2
18 5 18.5
19 9 19.9
21 3 21.3
22 7 22.7
24 2 24.2
37%
40%
43%
47%
50%
53%
57%
20 20
516
12.0
Majene 2000
3
(APBN 2012)
(2017 -30 MVA -relok dari Tallo Lama) 30
14.3
15.3
16.3
34%
36%
38%
Mamuju 2009
150/20
1
20
20 20
(APBN 2013) 30
Watampone Branch 1.
Soppeng 1995
150/20
1
20
20 diusulkan ke PIKITRING untuk ditambahkan
2000
150/20
1
20
20
150/20
1
-20
-20
2008- 1 unit ke
20
2.
(APBN 2012) 11 6 11.6
13 3 13.3
14 5 14.5
68%
78%
34%
30
Bone / Watampone
Sebagian beban GI Bone diam
1995
150/20
1
20
20
2000
150/20
1
20
20 40
(APBN 2017) 23.4 39%
30
27.2
30.1
33.1
36.4
39.7
43.2
46.84
30
37.98
38.3
46%
51%
56%
61%
67%
73%
55%
-20 20
56%
56%
(2018 - relok 20 MVA - ke ...)
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
Unit
2011
Total Peak
Size
2012
Add
Peak
Trans
Add
2013 Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
Add
2017 Peak
Trans
Add
2018 Peak
2019
Add
Trans
Peak
Trans
2020
Add
Peak
Trans
Add Trans
(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Watampone Branch 3.
Sidrap 1995
150/20
1
20
20 20
(APBN 2017) 17.4
30
41% 4
24.6
27.0
29.4
31.9
34.5
48%
53%
58%
64%
69%
75%
51%
30
37.3
40.2
55%
59%
(APBN 2018) 150/20
1
30
-
19.6
30
(APBN 2019) 24.6
77%
48%
30
Sengkang 1999 2002 (rusak th.2
150/20
1
16
150/20
1
30
-
1
20
20
2008-dari sopeng
-
517
20
17.4
30
41% 6
22.4
Kajuara 2019
5
20.3
20.1
17.6
19.1
20.8
22.5
24.2
25.9
27.7
29.7
47%
41%
45%
49%
53%
57%
61%
65%
70%
14.2
15.5
16.8
18.2
19.6
21.1
22.6
51%
56%
61%
66%
71%
38%
41%
44%
19 2 19.2
21 1 21.1
22 9 22.9
25 0 25.0
27 1 27.1
29 2 29.2
31 4 31.4
33 6 33.6
36 0 36.0
45%
50%
54%
59%
64%
69%
46%
49%
53%
19.3
21.3
23.2
25.5
27.6
29.9
32.2
45%
50%
55%
60%
65%
70%
47%
18.3
20.2
22.0
24.0
25.9
28.0
30.1
32.3
43%
47%
52%
56%
61%
66%
71%
47%
Siwa / Keera 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012)
-
13.0
30
(APBN 2017) 30
Bulukumba Branch 1.
Bulukumba 2006
150/20
1
20
20 20
(APBN 2017) 16 6 16.6
30
39% 2
Sinjai 2007
150/20
1
20
20 20
2018 -30 MVA - relok dr Panakukang 16.6
30
39% 3
30
30
27.7
29.1
41%
43%
Jeneponto 2006
150/20
1
20
20 20
2019 -relok 30 MVA - dr Tanjun 15.9 37%
30
30
34.6 51%
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
2011
2012
Unit Total Peak
Add
Size
Trans
Peak
Add
2013 Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
Add
2015 Peak
Trans
Add
2016 Peak
Trans
2017
Add
Peak
Trans
Add
2018 Peak
Trans
Add
2019 Peak
Trans
Add
2020 Peak
Trans
Add Trans
((MVA)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) ((MW)) ((MVA)) Palopo Branch 1.
Palopo 2006
(2013-sebagian beban diambil GI Siwa) 150/20
2
20
40 (2011 -Relok 30 MVA -dari Tello) 40
26.7 45%
30
(APBN 2019)
31.0
25.7
28.1
30.9
33.6
36.4
39.3
42.4
45.7
60
52%
43%
47%
52%
56%
61%
66%
71%
49%
-20
2020 -relok 20 M 2.
Makale 2006
150/20
1
20
20 20
518 8
3.
(2013 - 30 MVA - relok dr Panakukang) 11.4
13.1
14.5
67%
77%
34%
30
beban Makale sebagian diambil Enrekang
15.8
17.3
11.2
12.1
13.1
14.0
15.1
37%
41%
26%
29%
31%
33%
35%
8.1
8.7
9.4
10.0
32%
34%
37%
39%
Enrekang (SY PLTA B.Batu) 2016
150/20
1
30
-
(APBN 2015)
-
7.5 29%
4
Wotu 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012) 9.3
30
36% 5
30
10.2
11.2
12.2
13.3
14.4
15.6
16.8
40%
44%
48%
52%
56%
61%
66%
11.9
13.1
14.2
15.5
16.8
18.2
19.7
47%
51%
56%
61%
66%
71%
39%
Malili 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012) 10.8 42%
30
(APBN 2019) 30
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
2011
2012
Unit Total Peak
Add
Size
Trans
Peak
Add
2013 Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
2015
Add
Peak
Trans
2016
Add
Peak
Trans
Add
2017 Peak
Trans
Add
2018 Peak
Trans
Add
2019 Peak
Trans
2020
Add
Peak
Trans
Add Trans
(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Kendari Branch 1.
Kolaka 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012)
-
12.2
30
48% 2
150/20
1
30
-
5.21
30
519
20%
16.5
17.9
19.5
51%
55%
60%
65%
70%
38%
30
21.2 42%
5.6
6.0
6.5
7.1
7.7
8.3
9.1
22%
24%
26%
28%
30%
33%
36%
22.7
24.5
26.6
28.9
31.5
34.3
44%
48%
52%
57%
62%
67%
Unaha 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012) (APBN 2013) 19.6
30
77% Kendari 2011-Mandon
21.0 41%
30
2011 - 30 MVA - 70/20 - Mandonga 70/20
1
30
30
2013 - operasi p GI lain di Sistem Kendari ((Unaaha,, Kendari150)) 54.7
2011/12 - 20 kV disuplai PLTD (77 MW) 5
15.2
(APBN 2012)
-
4
14.0
Lasusua 2013
3
(APBN 2018) 13.0
30
((APBN 2018))
60.6
11.8
12.6
13.6
14.7
16.0
17.4
18.9
18%
42%
46%
49%
53%
58%
63%
68%
37%
30
20.6
50.0
50.0
44.2
47.9
52.1
56.7
61.8
58%
63%
68%
74%
48%
40%
Kendari-150 kv 2013
150/20
1
30
30
(APBN 2012) 35.3
2013/14 - 20 kV disuplai PLTD (30 MW)
30
(APBN 2014) 37.9
40.8
21%
31%
53%
30.0
30.0
60
(APBN 2019) 60
Capacity Balance GI Sistem Sulselrabar CAPACITY Exist' 2009 No.
No
SUBSTATION
Unit
2011
Total Peak
Size
2012
Add
Peak
Trans
2013
Add
Peak
Trans
2014
Add
Peak
Trans
2015
Add
Peak
Trans
2016
Add
Peak
Trans
2017
Add
Peak
Trans
2018
Add
Peak
Trans
2019
Add
Peak
Trans
2020
Add
Peak
Trans
Add Trans
(MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) Kendari Branch 6
Nii Tanasa
2011 - 10 MVA - baru (SY PLTU Nii Tanasa)
2011-PLTU N
70/20
1
10
10 2011 - 10 MVA - relok dari Maros 70 kV
2011-relok dr M
70/20
1
10
10
(APBN 2014) 9.7
20
57% 7
10.7
11.8
12.6
13.6
63%
69%
74%
40%
14.7
16.0
17.4
18.9
20.6
43%
47%
51%
56%
61%
Raha 2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012)
-
9.3
30
9.9
10.7
11.5
12.5
13.5
14.7
15.9
39%
42%
45%
49%
53%
57%
62%
18.6
20.0
21.6
23.4
25.4
27.6
30.0
41%
45%
51%
42%
46%
50%
54%
59%
70 7.0
70 7.0
70 7.0
36% 8
20
Bau-Bau
520
2013
150/20
1
30
-
(APBN 2012)
-
17.3
20 kV di disuplai l i PLTD & PLTM (7 MW)
30
(APBN 2015) 30
Big Consumer 1.
2
3
Tonasa III & IV 150/20
3
32
150/30/20
1
20
2
45
Barawaja
95
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
39.0
20
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
53 5.3
90
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
32.0
10
Semen Bosowa 150/20
TOTAL PEAK KONSUMEN BESAR
(MW)
76
TOTAL PEAK LOAD 1
(MW)
389
330
454
250
504
180
555
-
614
120
671
90
733
120
797
180
865
180
938
150
TOTAL PEAK LOAD 2
(MW)
211
210
244
-
289
210
315
30
345
-
375
30
405
30
437
150
470
60
505
180
TOTAL PEAK LOAD 3
(MW)
64
50
71
-
122
180
131
30
141
80
153
30
166
-
180
-
196
60
214
60
TOTAL SYSTEM PEAK LOAD
(MW)
740
590
846
250
992
570
1,078
60
1,177
200
1,275
150
1,380
150
1,490
330
1,607
300
1,733
390
SCENARIO NORMAL
(MW)
ANNUAL DIVERSITY FACTOR 849
76
76
76
76
76
76
76
76
76
727
831
970
1,056
1,153
1,249
1,352
1,460
1,574
1,697
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
1.02
Capacity p y Balance GI Sistem Sulutenggo gg Kapasitas Trafo No.
GARDU INDUK
2011
Teg. Jumlah Unit Total Add Peak Sistem Size Trafo
2012
2013
2014
2015
Add Peak
Add Peak
Add Peak
Add Peak
Add
Trafo
Trafo
Trafo
Trafo
Trafo
2016 Peak
2017
2018
2019
2020
Add Peak
Add Peak
Add Peak
Add Peak
Add
Trafo
Trafo
Trafo
Trafo
Trafo
(MVA) (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 1 GI Ranomut
70/20
3
20
- Beban Puncak ( MW )
2 GI Sawangan
60
70/20
1
10
- Beban Puncak ( MW )
3 GI Bitung
60
70/20
1
20
44.64
26.17
78%
46%
10 10
- Beban Puncak ( MW )
Sebagian beban dialihkan ke GI Paniki -
31.67
34.83
38.32
42.15
46.36
46.36
46.36
51%
56%
61%
67%
74%
81%
81%
81%
(Relokasi dari GI Teling 10 MVA) -
8.93
9.27 10.00
9.62
9.98
10.34
10.78
11.24
11.71
12.20
12.73
94%
49%
51%
53%
54%
57%
59%
62%
64%
67%
20 20
Sebagian Beban dialihkan ke GI Paniki (Beban Ranomuut 8
28.79
Beban dialihkan ke GI Kema serta antisipasi GI Kema terlambat ( Catatan : PLTU Amurang 2 x 25 MW dan PLTP Lahendong IV 20 MW dan -
16.78
521
8.73 20.00
9.61
10.57
11.62
12.79
14.07
15.47
17.02
18.72
88%
23%
25%
28%
31%
34%
37%
41%
45%
49%
5.94
7.18
7.60
8.04
8.51 10.00
9.05
9.63
10.24
10.89
11.58
62%
76%
80%
85%
45%
48%
51%
54%
57%
61%
- Beban Sewa Genset (MW) 4 GI Tonsealama
70/20
1
10
- Beban Puncak ( MW )
5 GI Teling
10 10
70/20
1
10
10
1
20
20
1
20
20
- Beban Puncak ( MW )
50
-
Mengantisipasi COD GIS Teling terlambat up grade trafo dari 10 MVA menjadi 20 MVA
-
45 33 45.33 95%
6 GI Teling 150 kV (GIS)
150/20
1
0
- Beban Puncak ( MW )
7 GI Tomohon - Beban Puncak ( MW )
70/20
2
10
22 20 10.00 22.20 10 00 22.87 22 87 39%
0
Beban dr GI Teling 70 kV
0
18.99 30.00 21.84
40%
24.97
23 55 23.55
24 24 24.24
25 09 25.09
25 96 25.96
26 86 26.86
27 79 27.79
29 33 29.33
41%
43%
44%
46%
47%
49%
51%
32.14
36.45
41.18
46.38
56%
64%
72%
81%
61%
68%
18.76
20.39
22.16
24.09
26.20
39%
43%
47%
51%
55%
28.40 30.00
67%
77%
88%
50%
12.58
13.62
14.74
15.95
66%
72%
78%
84%
52.12 30.00
57.90
20 20
-
17.25 30.00 36%
Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas Trafo No.
GARDU INDUK
Teg. Teg Sistem
Jumlah Unit Total Add Size
2011 Peak
Trafo
2012
Add
Peak
Trafo
Add
2013 Peak
Trafo
Add
2014 Peak
Trafo
2015
Add
Peak
Trafo
2016
Add
Peak
Trafo
2017 Add
Peak
Trafo
2018
Add
Peak
Trafo
2019
Add
Peak
Trafo
Add
2020 Peak
Trafo
Add Trafo
(MVA) (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) 8
GI Kawangkoan
150/20
1
20
- Beban Puncak ( MW )
9
GI Lopana
20
150/20
1
20
- Beban B b P Puncak k ( MW )
10 GI Tasik Ria
70/20
1
20
1
20
- Beban Puncak ( MW )
-
-
20
70/20
1
20
522
- Beban Puncak ( MW )
13 GI Kema
-
1
0
- Beban Puncak ( MW )
14 GI Lolak
1
0
- Beban Puncak ( MW )
15 GI Bintauna
1
0
- Beban Puncak ( MW )
16 GI Paniki
1
0
- Beban Puncak ( MW )
17.56 30.00
21.97
23.70
25.58
27.62
40%
43%
46%
50%
54%
58%
13 23 20.00 13.23 20 00
15 52 15.52
17 10 17.10
18 83 18.83
20 72 20.72
22 93 22.93
25 37 25.37
28 07 28.07
31 05 31.05
32 30 32.30
35%
41%
45%
50%
55%
60%
67%
74%
82%
85%
11.19
12.31
13.54
14.89
16.38
19.82
21.81
23.99
28.46
59%
65%
71%
78%
86%
38%
42%
46%
50%
60%
10.65
11.62
12.68
56%
61%
67%
10.00
10.00
10.00
5.25
5.78
28%
30%
18.02 30.00
23.85 30.00
26.23
28.86
31.74
34.92
50%
55%
61%
67%
74%
38.41 30.00 51%
42.25 56%
6.36
6.99
7.69
8.46
9.30
10.24
11.26
12.38
33%
37%
40%
45%
49%
54%
59%
65%
17.35 30.00
19.51
21.88
24.47
30.79
34.44
61%
68%
77%
86%
27.48 30.00 48%
54%
60%
38.47 30.00 45%
42.95 50%
5.19 20.00
5.71
6.28
6.91
7.60
8.36
9.19
10.11
11.13
12.24
27%
30%
33%
36%
40%
44%
48%
53%
59%
64%
0.00
3.00 10.00
3.18
3.37
3.57
3.79
4.01
4.26
4.51
4.78
32%
33%
35%
38%
40%
42%
45%
47%
50%
0
0 0
150/20
20.35
37%
0.00
0
150/20
18.85
86%
0 0
150/20
16.35
80%
20 20
150/20
15.22
72%
20
- Beban Pembangkit Kota (MW)
12 GI Likupang
13.75
20 20
150/20
-
20 20
- Beban Puncak ( MW )
11 GI Otam
20
0 28.43
31.51
35.05
38.90
43.08
80%
45%
50%
55%
61%
68%
76%
61%
72%
0.00
0.00
0.00
4.50 20.00
4.82
5.15
5.51
5.90
6.31
6.75
0%
0%
0%
24%
25%
27%
29%
31%
33%
36%
TOTAL BEBAN GARDU INDUK
222.48
225.46
245.6
267.47
292.39
320.74
351.71
385.54
422.63
462.90
TOTAL BEBAN PUNCAK SISTEM
209.44
227.00
247.0
268.34
291.60
317.03
344.76
375.02
408.02
445.12
17 GI Molibagu
0
150/20
- Beban Puncak ( MW )
1
0
0.00
22.94 30.00
25.57 30.00
52.28 30.00
61.89
0 0
TOTAL BEBAN KONSUMEN BESAR
DIVERSITY FACTOR PENAMBAHAN TRANSFORMATOR
1.06 0.0
0.99 70.0
0.99 110.0
1.00 30.0
1.00 90.0
1.01 40.0
1.02 60.0
1.03 0.0
1.04 0.0
1.04 120.0
0.0
Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas Trafo No.
GARDU INDUK
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Teg. Jumlah Unit Total Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Sistem Unit Size Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)
1 GI Talise
70/20
1
30
30
1
10
10
- Beban Puncak ( MW )
40
70/20
1
20
- Beban Puncak ( MW )
523
3 GI Silae
70/20
2
0
150/20
1
0
150/20
1
0
- Beban Puncak ( MW )
32.38 30.00 35.62
43.10
47.4
50%
55%
61%
67%
74%
52.15 30.00 57.37 57%
62%
16 9 16.9
18 61 18.61
20 47 20.47
37%
40%
44%
48.5 30.00 53.34
58.67
150/20
1
0
1
0
9 55 9.55
10 50 10.50
11 55 11.55
12 71 12.71
13 98 13.98
47%
52%
57%
63%
69%
76%
0.00
0.00
15 38 30.00 15.38 30 00 33%
(catatan : Sebagian Beban 20 kV PLTD Silae dialihkan ke Transmisi) 22.08 30.00 33.12 30.00 36.43
40.08
44.08
80%
60%
66%
73%
80%
7.49 30.00 15.00
59%
64%
71%
0.00
24.2 30.00 26.57
29.23
16.50
18.15
19.97
21.96
27%
54%
60%
66%
72%
80%
44%
48%
53%
0.00
2.23 10.00
5.00
5.50
6.05
6.66
7.32
8.05 30.00
8.86
9.74
24%
54%
60%
66%
72%
80%
22%
24%
26%
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
5.32
0 0
150/20
8 68 8.68
0 0
- Beban Puncak ( MW ) 7 GI Kolonedale
39.18
80%
0 0
- Beban Puncak ( MW ) 6 GI Ampana
29.44
80%
0 0
- Beban Puncak ( MW ) 5 GI Tentena
29.44
70% 20 20
- Beban Puncak ( MW )
4 GI Poso
25.60
50.00 Pembangkit Silae
PLTD Silae 2 GI Parigi
((catatan : Sebagian g Beban 20 kV PLTD Silae dialihkan ke Transmisi))
0.00
5.88
6.50
7.17
29%
20.0
32%
35%
39%
0.00
0.00
5.46
0 0
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
30%
20.0
6.03 33%
Capacity Balance GI Sistem Sulutenggo Kapasitas K it Trafo No.
GARDU INDUK
2011
2012
2013
2014
2015
2017
2016
2018
2019
2020
Teg. Jumlah Unit Total Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Peak Add Sistem Unit Size Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo Trafo (MVA) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA) (MW) (MVA)
8 GI Palu Baru
150/20
1
0
- Beban Puncak ( MW ) 9 GI Leok
0 150/20
1
- Beban Puncak ( MW ) 10 GI Toli-Toli Toli Toli
150/20
1
- Beban Puncak ( MW )
524
11 GI Moutong
150/20
1
- Beban Puncak ( MW ) 12 GI Siboa
150/20
1
- Beban Puncak ( MW ) 13 GI Luwuk
150/20
1
- Beban Puncak ( MW ) 14 GI Moilong
0
150/20
- Beban Puncak ( MW )
1
0
0
20
0
0
0
30
0
0
0
30
0
0
0
30
0
0
0
20
0
0
0
30
0
dari Sebagian GI Talise 0.00
17.82 30.00 21.21
0.00
0.00
40.08
44.08
53.3
58.7
65%
77%
60%
66%
73%
80%
59%
64%
71%
0.00
0.00
5.00 20.00
5.50
6.05
6.66
7.32
8.05
8.86
27%
30%
33%
36%
40%
44%
48%
10.80 30.00 11.88
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
0.00
33.12 30.00 36.43
0.00
0.00
0.00
48.49 30.00
13.07
14.37
15.81
17.39
19.13
39%
43%
47%
52%
57%
63%
69%
7.60 30.00
8.36
9.20
10.12
11.13
12.24
13.46
28%
30%
33%
37%
40%
44%
49%
5.00 30.00
5.50
6.05
6.66
7.32
8.05
8.86
18%
20%
22%
24%
27%
29%
32%
15.00 30.00 16.50
18.15
19.97
21.96
24.16
30.0 26.57
54%
60%
66%
72%
80%
44%
48%
5.00 20.00
5.50
6.05
6.66
7.32
8.05
8.86
27%
30%
33%
36%
40%
44%
48%
TOTAL BEBAN KONSUMEN BESAR TOTAL BEBAN GARDU INDUK TOTAL BEBAN PUNCAK SISTEM DIVERSITY FACTOR PENAMBAHAN TRANSFORMATOR
34.3
66.5
103.2
180.6
198.6
218.5
245.7
270.3
302.8
333.1
126.8
140.5
155.5
171.8
189.6
210.0
232.3
256.6
283.5
308.9
0.27
0.47 0.0
0.66 70.0
1.05 30.0
1.05 90.0
1.04 0.0
1.06 0.0
1.05 50.0
1.07 120.0
1.08 50.0
0.0
LAM MPIRAN B2.6
RENCA ANA PENG GEMBANGAN PEN NYALURA AN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTTENGGO O DAN SISTEM INTER RKONEKS SI SULSE ELRABAR
525
Proyeksi Kebutuhan Fisik Transmisi dan GI Sulawesi Kms Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jumlah
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
T/L 500 kV T/L 275 kV T/L 150 kV
482 1006 8 1006.8
488
1417
24
62
14
1030.8
1032
1431
T/L 70 kV
526
Jumlah
482 1451
254
112
308
524
380
170
1 1451
6110 8 6110.8 101
255
112
308
524
380
170
6693.8
MVA Tegangan
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Jumlah
270
90
360
60 400
63 490
183
150/20 kV
60 610
70/20 kV
80
30
30
750
760
673
500/275 kV 275/150 kV 150/70 kV
Jumlah
590 590
150
390
140
420
30
60
20
20
180
450
160
440
460 460
290
3940
20
290
310
4773
Pengembangan Transmisi Sulawesi
Propinsi
Dari
Ke
Tegangan
Conductor
kms
Juta US$
COD
Status
Sumber Pendanaan
Gorontalo Isimu
Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
90
8.01
2011
On Going
IPP
Gorontalo Isimu
Marisa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
220
19.58
2011
On Going
APBN
Gorontalo Isimu
Buroko
APBN
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
76
6.76
2011
Selesai
Gorontalo PLTU Gorontalo Energi (IPP) Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
16
1.42
2012
Planned
IPP
Gorontalo PLTU Gorontalo (Perpres)
150 kV
4 cct, ACSR 1 x 240 mm2
14
1.25
2013
On Going
APBN
Incomer double phi Buroko-Isimu
527
Gorontalo PLTU TLG (Molotabu) (IPP)
Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
30
2.67
2014
Planned
IPP
Gorontalo Marisa
Moutong
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
180
16.02
2014
Planned
Unall
Gorontalo New PLTG (Marisa)
Marisa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
20
1.78
2017
Planned
Unall
Sulteng PLTA Poso (Tentena)
Poso
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
80
7.12
2012
Commited
APLN
Sulteng Poso
Palu Baru
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
238
21.18
2012
Commited
APLN
Sulteng Palu Baru
Silae
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
50
4.45
2012
Commited
APBN
Sulteng Palu Baru
Talise
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
30
1.87
2012
Planned
APBN
Sulteng
Wotu
275 kV
2 cct, Zebra, 430 mm
272
61.22
2012
On Going
IPP
TIP 24 (Talise-Parigi)
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
14
0.87
2013
Planned
Unall
Tentena (PLTA Poso)
Sulteng PLTU Tawaeli Expansion Sulteng PLTMG Cendana Pura
Luwuk
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
180
16.02
2013
Planned
Unall
Sulteng Toli-toli
Leok
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
216
19.22
2014
Planned
Unall
Sulteng Toli-toli
Siboa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
260
23.14
2014
Planned
Unall
Sulteng Moutong
Incomer Single phi (Toli2 (Toli2-Siboa) Siboa)
150 kV
2 cct cct, ACSR 1 x 240 mm2
220
19 58 19.58
2015
Planned
Unall
Sulteng Poso
Ampana
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
248
22.07
2017
Planned
Unall
Sulteng Bunta
Luwuk
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
190
16.91
2019
Planned
Unall
Sulteng Kolonedale
Incomer single phi Poso-Ampana
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
164
14.60
2019
Planned
Unall
Sulteng Ampana
Bunta
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
170
15.13
2020
Planned
Unall
Sulut
PLTU Sulut II (Pepres)
Lopana
150 kV
2 cct, ACSR 2 x 240 mm2
36
4.41
2011
On Going
APLN
Sulut
Lopana
Teling (GIS)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
96
8.54
2011
On Going
APBN
Pengembangan Transmisi Sulawesi
Propinsi
Dari
Ke
Tegangan
Conductor
kms
Juta US$
COD
Status
Sumber Pendanaan
Sulut
Teling (GIS)
Ranomut Baru (Paniki)
150 kV
2 cct cct, ACSR 1 x 240 mm2
16
1 42 1.42
2012
Commited
APBN
Sulut
Ranomut Baru (Paniki)
Tanjung Merah (Kema)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
60
5.34
2012
Commited
APBN
528
Sulut
Bintauna
Tapping (Lolak - Buroko)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
4
0.36
2012
Planned
Unall
Sulut
PLTP Lahendong V & VI
Kawangkoan
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
10
0.90
2013
Planned
Unall
Sulut
Likupang
Bitung
70 kV
1 cct, ACSR 1 x 240 mm2
32
5.70
2013
Planned
APLN
Sulut
Otam
Molibagu
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
132
11.75
2014
Planned
Unall
Sulut
PLTG Minahasa
Likupang
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
1
0.09
2014
Planned
Unall
Sulut
PLTP Kotamobagu
Otam
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
32
2.85
2015
Planned
Unall
Sulut
PLTA Sawangan
Sawangan
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
1
0.06
2015
Planned
Unall
Sulut
PLTU Sulut I (IPP)
Tanjung Merah (Kema)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
20
1.78
2018
Planned
IPP
Sulsel
Sidrap
Maros (New) - Ags 2011 operasi
150 kV
2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
260
25.61
2011 Sdh operasi
APBN
Sulsel
Maros ((New))
Sungguminasa gg - Ags g 2011 operasi p
150 kV
2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
80
7.88
2011 Sdh operasi p
APBN
Sulsel
Sengkang
Sidrap - Ags 2011 operasi
150 kV
2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
130
12.81
2011 Sdh operasi
APBN
Sulsel
PLTU Perpres - Barru
Incomer 2 phi (barru-pare)
150 kV
4 cct, Hawk, 240 mm
4.8
0.43
2011
On Going
APBN
Sulsel
Tallo Lama (Uprating Cond)
Tello (Uprating Cond)
150 kV
2 cct, TACSR
14
0.78
2011
On Going
APBN
Sulsel
Wotu PLTU Bosowa Jeneponto
Palopo TIP. 57
275 kV
2 cct, Zebra, 430 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
210
47.27
2012
On Going
IPP
150 kV
12
1.18
2012
On Going
APBN
Sulsel Sulsel
PLTU Bosowa Jeneponto
TIP 58 TIP.
12
1 18 1.18
2012
On Going
APBN
Sengkang
Siwa/Keera (New)
150 kV 150 kV
2 cct cct, 2xZebra 2xZebra, 2x430 mm
Sulsel
2 cct, 2xHawk, 240 mm
140
17.17
2013
Planned
APBN
Sulsel
Siwa/Keera
Palopo
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm
180
22.07
2013
Planned
APBN
Sulsel
Tallo Lama (loop)
Bontoala (loop)
150 kV
2 cct, UGC, XLPE, 400 mm
9
2.75
2013
Planned
APBN
Sulsel
Wotu Daya Baru
Malili (New) Inc. 1 phi (Maros-Sungguminasa)
150 kV 150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
10.06
2013
Planned
APBN
PLTU Takalar Punaga
Tanjung Bunga
150 kV
2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
82 2 80
0.20 7.88 88
2014 2014
Planned Pl Planned d
APBN IPP
Sulsel S l l Sulsel
Pengembangan Transmisi Sulawesi
529
kms
Juta US$
COD
Status
Sumber Pendanaan
2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 2 cct, Hawk, 240 mm
2
0.61
2015
Planned
APBN
2
0.18
2016
Planned
IPP
150 kV
2 cct, Zebra, 430 mm
30
2.67
2016
Planned
IPP
150 kV
40
4.91
2017
Planned
Unall
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm
24
2.36
2018
Planned
Unall
Inc. 1 phi (SInjai-Bone)
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
6
0.53
2019
Planned
Unall
PLTU Sewa barru
Inc. 2 phi (Sidrap-Maros)
150 kV
4 cct, 2xZebra, 2x430 mm
20
1.78
2019
Planned
Unall
PLTU P Perpres - Nii T Tanasa Malili (New)
M d Mandonga/Kendari /K d i Lasusua (New)
70 kV 150 kV
2 cct, t O Ostrich t i h (ex-P3B ( P3B JB) 2 cct, 2xHawk, 240 mm
24
1 89 1.89
2011
O Going On G i
APBN
Sultra
290
35.56
2013
Planned
APBN
Sultra
Lasusua (New)
Kolaka (New)
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm
232
28.45
2013
Planned
APBN
Sultra
Kolaka (New)
Unahaa (New)
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm
150
18.39
2013
Planned
APBN
Sultra
PLTU Kolaka (FTP2)
Kolaka
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
20
1.78
2013
Planned
IPP
Sultra
Unahaa (New)
Kendari (New)
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm
110
13.49
2013
Planned
APBN
Sultra
Kendari (new)
Raha (new)
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
220
19.58
2014
Planned
APBN
Sultra
Kendari (new)
Raha (new) - Kabel Laut
150 kV
2 cct, Kabel Laut
10
10.68
2014
Planned
APBN
Sultra
PLTU Kendari (FTP2)
Inc. 2 phi (Kendari-Raha)
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
10
0.89
2014
Planned
IPP
Sultra
Raha (new)
Bau-Bau (New)
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
170
15.13
2014
Planned
APBN
Sultra
PLTA Konawe
Unahaa (New)
150 kV
2 cct, 2xHawk, 240 mm
80
9.81
2016
Planned
Unall
Propinsi
Dari
Ke
Tegangan
Sulsel Sulsel
KIMA Makassar (New) SY PLTA Bbatu/Enrekang
Inc. 1 phi (Pangkep-Tello) Inc. 2 phi (Makale-Sidrap)
150 kV 150 kV
Sulsel
PLTA Malea
Makale
Sulsel Sulsel
PLTA Bakaru II Panakukang baru/Antang
Enrekang Inc. 1 phi (Maros-Sungguminasa)
Sulsel
Kajuara - (New)
Sulsel S lt Sultra
Conductor
Sultra
PLTA Watunohu 1
Lasusua (New)
150 kV
2 cct cct, 2xHawk 2xHawk, 240 mm
80
9 81 9.81
2018
Planned
Unall
Sulbar
Pasangkayu
Silae
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
90
11.04
2014
Planned
APBN
Sulbar
PLTU Mamuju (FTP2)
Mamuju
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
50
4.45
2014
Planned
IPP
Sulbar
Pasangkayu
Mamuju
150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2
400
49.05
2018
Planned
Unall
Sulbar
PLTA Poko
Bakaru
150 kV
2 cct, Hawk, 240 mm
40
3.60
2019
Planned
Unall
Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/Extension
Kap
Juta US$
COD
Status
Sumber
150/20 kV
New
30
2.62
2011
On going
APLN
2011
On going
APBN
2011
On going
APBN
2011
On going
APBN
4.47
2011
On going
APBN
30
1.90
2013
Planned
Unall
30
1.90
2013
Planned
Unall
Extension
30
1.39
2011
On going
APLN
Extension
30
1.39
2011
On going
APLN APBN
P Propinsi i i
Wilayah
Gorontalo
Suluttenggo
Botupingge
Gorontalo
Suluttenggo
PLTU Gorontalo
150/20 kV
New
20
3.24
Gorontalo
Suluttenggo
Isimu
150/20 kV
New
30
2.62
Gorontalo
Suluttenggo
Marisa
150/20 kV
New
30
2.62
Gorontalo
Suluttenggo
Buroko
150/20 kV
New
20
Gorontalo
Suluttenggo
Botupingge
150/20 kV
Extension
Gorontalo
Suluttenggo
Isimu
150/20 kV
Extension
Sulbar
Sulselrabar
Polmas
150/20 kV
Sulbar
Sulselrabar
Majene
150/20 kV
530
Sulbar
Sulselrabar
Pasangkayu
150/20 kV
New
20
2.38
2014
Operasi
Sulbar
Sulselrabar
Mamuju
150/20 kV
Extension
30
1.39
2014
On going
APLN
Sulsel
Sulselrabar
Mandai
70/20 kV
Extension
20
0.00
2011
Relok
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Tallo Lama
150/20 kV
Extension
60
2.10
2011
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Bontoala
150/20 kV
Extension
60
2.10
2011
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Borongloe
70/20 kV
Extension
20
0.00
2011
Relok
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tallasa
150/20 kV
Extension
60
2.10
2011
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Pare-pare p
150/20 kV
Extension
30
0.00
2011
On g going g
APLN
Sulsel
Sulselrabar
Bulukumba
150/20 kV
Extension
30
1.39
2011
On going
APLN/APBN
Sulsel
Sulselrabar
Sinjai
150/20 kV
Extension
30
1.39
2011
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Daya
70/20 kV
Extension
30
0.00
2012
Relok
APLN
Sulsel
Sulselrabar
Siwa/Keera - (GI Baru)+2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2012
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Sengkang, Ext LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2012
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Tallo Lama ((loop p Btoala), ), Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2012
On g going g
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Bontoala (loop T.Lama), Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2012
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Pangkep
150/20 kV
Extension
30
1.39
2012
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Bone
150/20 kV
Extension
30
1.39
2012
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Jeneponto
150/20 kV
Extension
30
1.39
2012
On going
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Barru
150/20 kV
Extension
30
1.39
2012
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Makale
150/20 kV
Extension
30
1.39
2012
On g going g
APLN
Sulsel
Sulselrabar
Palopo IBT
275/150 kV
New
180
14.45
2012
Planned
IPP
Pengembangan Gardu Induk Sulawesi
531
Tegangan
Baru/Extension
Kap
Juta US$
COD
Status
Sumber
Palopo + Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
30
2.62
2012
On going
APBN
Sulselrabar
Siwa, Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2012
On going
APBN
Sulselrabar
Pinrang
150/20 kV
Extension
30
1.39
2013
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Soppeng
150/20 kV
Extension
30
1.39
2013
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Maros
150/20 kV
Extension
60
2.10
2013
Planned
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Panakkukang
150/20 kV
Extension
60
2.10
2013
Planned
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Wotu IBT
275/150 kV
New
90
7.22
2013
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Wotu - (GI Baru) + 2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2013
Planned
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Malili - (GI Baru) + 4 LB
150/20 kV
New
30
3.85
2013
Planned
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Tanjung Bunga, Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2014
Planned
APBN
Sulsel
Sulselrabar
Daya Baru - (GI Baru) + 2 LB
150/20 kV
New
60
3 34 3.34
2014
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tello
150/20 kV
Extension
60
2.10
2014
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tallo Lama
150/20 kV
Extension
60
2.10
2014
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
KIMA Makassar - (GI baru) + 2 LB
150/20 kV
New
60
3.34
2015
Proposed
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Bontoala
150/20 kV
Extension
60
2.10
2015
Proposed
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Sidrap
150/20 kV
Extension
30
1.39
2015
Planned
Unall
S l l Sulsel
S l l b Sulselrabar
P Panakkukang kk k
150/20 kV
E t Extension i
60
2 10 2.10
2016
P Proposed d
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Tanjung Bunga
150/20 kV
Extension
60
2.10
2016
Proposed
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Borongloe
70/20 kV
Extension
30
1.26
2016
Proposed
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Sungguminasa
150/20 kV
Extension
60
2.10
2016
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Pinrang
150/20 kV
Extension
30
1.39
2016
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Bulukumba
150/20 kV
Extension
30
1.39
2016
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
SY PLTA Bontobatu/Enrekang
150/20 kV
New
30
2.62
2016
Proposed
IBRD
Sulsel
Sulselrabar
Makale, Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2016
Proposed
PLTA Malea
Sulsel
Sulselrabar
Sidrap, Ext 2 LB
150/20 kV
Extension
2 LB
1.23
2017
Proposed
PLTA Bakaru-II
Sulsel
Sulselrabar
Bone
150/20 kV
Extension
30
1.39
2017
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Sinjai
150/20 kV
Extension
30
1.39
2017
Planned
Unall
Proposed
PLTA Poko
P Propinsi i i
Wilayah
Sulsel
Sulselrabar
Sulsel Sulsel
Nama Gardu Induk
Sulsel
Sulselrabar
Bakaru, Ext 4 LB
150/20 kV
Extension
4 LB
2.47
2018
Sulsel
Sulselrabar
Pangkep
150/20 kV
Extension
60
2.10
2018
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tello
150/20 kV
Extension
60
2.10
2018
Planned
Unall
Pengembangan Gardu Induk Sulawesi P i i Propinsi
Wila ah Wilayah
Sulsel
Sulselrabar
Sulsel
Sulselrabar
Tegangan
Bar /E tension Baru/Extension
Kap
Juta US$
COD
Tallo Lama
150/20 kV
Extension
60
2.10
Bontala - GIS II - (GI baru)
150/20 kV
New
60
2.10
Nama Gard Gardu Ind Induk k
Stat s Status
S mber Sumber
2018
Planned
Unall
2018
Planned
Unall
532
Sulsel
Sulselrabar
Panakukang baru/Antang - (GI baru 150/20 kV
New
60
3.34
2018
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Pare-Pare
150/20 kV
Extension
30
1.39
2018
Relok
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Daya Baru
150/20 kV
Extension
60
2 10 2.10
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Maros
150/20 kV
Extension
60
2.10
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tallasa
150/20 kV
Extension
60
2.10
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Bone
150/20 kV
Extension
30
1.39
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Sidrap
150/20 kV
Extension
30
1.39
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Kajuara - GI New + 2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Kajuara
150/20 kV
Extension
30
1.39
2019
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Malili
150/20 kV
Extension
20
0.00
2019
Relok
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Panakukang baru/Antang
150/20 kV
Extension
60
2.10
2020
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Tanjung Bunga
150/20 kV
Extension
60
2.10
2020
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Soppeng
150/20 kV
Extension
30
1.39
2020
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Siwa/Keera
150/20 kV
Extension
30
1.39
2020
Planned
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Jeneponto
150/20 kV
Extension
20
0.00
2020
Relok
Unall
Sulsel
Sulselrabar
Wotu
150/20 kV
Extension
30
1.39
2020
Planned
Unall
Commited
APBN
Sulteng
Suluttenggo PLTA Poso
150/20 kV
New
10
2.98
2012
Sulteng
Suluttenggo Tentena IBT
275/150 kV
New
90
4.86
2012
Planned
IPP
Sulteng
Suluttenggo Poso
150/20 kV
New
30
2.62
2012
Commited
APLN & APBN
Sulteng
Suluttenggo Palu Baru
150/20 kV
New
30
2 62 2.62
2012
Commited
APLN & APBN
Sulteng
Suluttenggo Silae
150/20 kV
New
30
2.62
2012
Commited
APLN & APBN
Sulteng
Suluttenggo Silae
150/20 kV
Extension
30
1.90
2013
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Palu Baru
150/20 kV
Extension
30
1.90
2013
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Leok
150/20 kV
New
20
3.24
2014
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Toli-Toli
150/20 kV
New
30
2.62
2014
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Moutong
150/20 kV
New
30
2.62
2014
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Siboa (PLTU)
150/20 kV
New
30
2.62
2014
Planned
Unall
Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Propinsi
Wilayah
Nama Gardu Induk
Tegangan
Baru/Extension
Kap
Juta US$
COD
Status
Sumber Unall
Sulteng
Suluttenggo Luwuk
150/20 kV
New
30
2.62
2014
Planned
Sulteng
Suluttenggo Moilong
150/20 kV
New
20
3.24
2014
Planned
Unall APBN
Sulteng
Suluttenggo Talise
70/20 kV
Extension
30
1.38
2016
Proposed
Sulteng
Suluttenggo Poso
150/20 kV
Extension
30
1 86 1.86
2016
Proposed
IBRD
Sulteng
Suluttenggo Ampana
150/20 kV
New
20
2.38
2017
Proposed
IBRD
Sulteng
Suluttenggo Palu Baru
150/20 kV
Extension
30
1.90
2018
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Luwuk
150/20 kV
Extension
30
1.90
2018
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Kolonedale
150/20 kV
New
20
3.24
2019
Planned
Unall
g Sulteng
Suluttenggo gg Silae
150/20 kV
Extension
30
1.90
2019
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Tentena
150/20 kV
Extension
30
1.90
2020
Planned
Unall
Sulteng
Suluttenggo Parigi
70/20 kV
Extension
20
1.51
2020
Planned
Unall
533
Sultra
Sulselrabar
Kendari
70/20 kV
Extension
30
1.26
2011
Proposed
APBN
Sultra
Sulselrabar
Nii Tanasa
70/20 kV
Extension
10
0.00
2011
Relok
APLN
Sultra
Sulselrabar
Kolaka - (GI Baru) + 2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2012
Proposed
APBN
Sultra
Sulselrabar
Kendari - (GI Baru 150 kV) + 2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2012
Proposed
APBN
Sultra
Sulselrabar
Lasusua - (GI Baru) + 4 LB
150/20 kV
New
30
3.85
2013
Planned
APBN
Sultra
Sulselrabar
Kolaka, Ext 4 LB
150/20 kV
Extension
4 LB
2.47
2013
Planned
APBN
Sultra
Sulselrabar
Unahaa - (GI Baru) + 4 LB
150/20 kV
New
30
3.85
2013
Planned
APBN
Sultra
Sulselrabar
Unaaha
150/20 kV
Extension
30
1.39
2013
Planned
APBN
Sultra
Sulselrabar
Kendari Ext 4 LB Kendari,
150/20 kV
Extension
4 LB
2 47 2.47
2013
Planned
Unall
Sultra
Sulselrabar
Kendari - IBT 2x31,5 MVA
150/70 kV
New
63
0.00
2013
Relok
APBN
Sultra
Sulselrabar
Raha - (GI Baru) - 2 LB
150/20 kV
New
30
2.62
2013
Planned
Unall
Sultra Sultra
Sulselrabar Sulselrabar
Bau-Bau Kolaka
150/20 kV 150/20 kV
New Extension
30 30
2.62 1.39
2014 2014
Planned Planned
Unall Unall
Pengembangan Gardu Induk Sulawesi Tegangan
Baru/Extension
Kap
Juta J t US$
COD
Raha
150/20 kV
Extension
30
1.39
2014
Planned
Unall
Bau-Bau
150/20 kV
Extension
30
1.39
2016
Proposed
IBRD
2.10
2016
Proposed
IBRD
2.10
2017
Planned
Unall
Propinsi
Wilayah
Nama Gardu Induk
Sultra
Sulselrabar
Sultra
Sulselrabar
Sultra
Sulselrabar
Kendari
150/20 kV
Extension
60
Sultra
Sulselrabar
Unahaa
150/20 kV
Extension
60
Sultra
Sulselrabar
Nii Tanasa
70/20 kV
Extension
20
0.00
2018
Relok
Unall
Sulut
Suluttenggo Teling (GIS)
150/20 kV
New
30
4.00
2011
On going
APLN
Sulut
Suluttenggo Teling (GIS)
150/20 kV
New
30
2.62
2011
On going
APLN
Status
Sumber
534
Sulut
Suluttenggo Tomohon (IBT)
150/70 kV
Extension
60
2.62
2011
Proposed
APBN/APLN
Sulut
Suluttenggo Kema/Tanjung Merah
150/20 kV
New
30
2.62
2012
Commited
APBN
S l t Sulut
S l tt Suluttenggo P iki Paniki
150/20 kV
N New
30
2 62 2.62
2012
C Commited it d
APBN
Sulut
Suluttenggo Teling (IBT)
150/70 kV
Extension
60
2.62
2012
Proposed
APLN & APBN
Sulut
Suluttenggo Bintauna (Tap)
150/20 kV
New
10
2.27
2013
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Kawangkoan
150/20 kV
Extension
30
1.90
2013
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Paniki
150/20 kV
Extension
30
1.90
2013
Planned
Unall
Sulut
gg Tomohon Suluttenggo
70/20 kV
Extension
30
1.63
2013
On g going g
Unall
Sulut
Suluttenggo Molibagu
150/20 kV
New
20
2.38
2014
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Otam
150/20 kV
Extension
30
1.90
2014
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Teling
150/20 kV
Extension
30
1.90
2014
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Kema/Tanjung Merah
150/20 kV
Extension
30
1.90
2014
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Sawangan
70/20 kV
Extension
30
1.63
2015
Planned
Unall
S l Sulut
S l Suluttenggo T li Teling
70/20 0/20 kV
E Extension i
20
1 38 1.38
201 2017
Pl Planned d
U ll Unall
Sulut
Suluttenggo Otam
150/20 kV
Extension
30
1.90
2018
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Paniki
150/20 kV
Extension
30
1.90
2019
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Kema/Tanjung Merah
150/20 kV
Extension
30
1.90
2019
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Teling
150/20 kV
Extension
30
1.90
2019
Planned
Unall
Sulut
Suluttenggo Kema/Tanjung Merah
150/20 kV
Extension
30
1.90
2020
Planned
Unall
LA AMPIRAN N B2.7
PETA A PENGE EMBANGA AN PENYA ALURAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTTENGGO O DAN SISTEM INTER RKONEKS SI SULSE ELRABAR
535
Provinsi Sulawesi Utara PT PLN (Persero) (P )
PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI UTARA
/ / / / / / / / / / / /
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTG Minahasa 3x25 MW - 2012/2017/2019
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana
Likupang G 2
PLTA Sawangan 2x8 MW – 2015
ACSR 1x240 mm 8 km - 2012 Paniki Teling
Edit Juli 2011
ACSR 1x240 mm2 Bitung D Ranomut 30 km - 2012
Tasik Ria
Kema A
U
Sawangan ACSR 1x240 mm 48 km - 2012
PLTU Sewa 2x25 MW - 2013
2
P P
Lopana
PLTU Sulut II (FTP1) 2x25 MW – 2011
U
Tomohon
P
PLTU Sulut I (FTP1) 2x25 MW - 2014 U
Lolak
Bintauna ACSR 1x240 mm2 40 km - 2011
Otam
ACSR 1x240 mm2 40 km - 2011
ACSR 1x240 mm2 16 km - 2015 P
PLTP Kotamobagu I&II 2x40 MW – 2016
GORONTALO
ACSR 1x240 mm2 64 km - 2014
Molibagu
PLTU Sulut (PPP) 2x55 MW - 2017/2018
PLTP Lahendong I,II&III 3x20 MW
Kawangkoan ACSR 1x240 mm2 10 km - 2013
Buroko
Tonsealama
PLTU Sulut I (Kema) 2x25 MW - 2014/2015
U
ACSR 2x240 mm2 18 km - 2011
ke GI Isimu (Gorontalo)
U
PLTP Lahendong IV 1x20 MW - 2011 PLTP Lahendong V & VI 2x20 MW – 2014/2015
Provinsi Gorontalo
PLTU Gorontalo (FTP1) 2x25 MW – 2012/2013
SULAWESI TENGAH
ACSR 1x240 mm2 76 km - 2011 U
ke GI Buroko (Sulut)
ACSR 1x240 mm2 8 km - 2013 Isimu
ke GI Moutong (Sulteng)
ACSR 1x240 mm2 105 km - 2014
ACSR 1x240 mm2 110 km - 2011 Marisa G
Moutong
PLTG Gorontalo 1x25 MW – 2017
PT PLN (Persero)
PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI GORONTALO
/ / / / / / / / / / / /
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana
Edit Desember 2010
Buroko
ACSR 1x240 mm2 27 km - 2012 Botupingge
ACSR 1x240 mm2 8 km - 2012 U
ACSR 1x240 mm2 15 km - 2014 U
PLTU GE 2x6 MW – 2013 PLTU TLG 2x10 MW – 2013
SULAWESI UTARA
Provinsi Sulawesi Tengah PLTU Tolitoli 3x15 MW - 2014
KALIMANTAN TIMUR
Leok
Tolitoli ACSR 1x240 mm2 60 km – 2014
U
ACSR 1x240 mm2 108 km - 2014
ACSR 1x240 mm2 70 km – 2014 Moutong Siboa
PLTU PJPP #3 & 4 2x15 MW - 2013
ACSR 1x240 mm2 110 km - 2015
GORONTALO
U
P
Bunta
PLTU Ampana 2x3 MW–2013/14
Talise ACSR 1x240 mm2 ACSR 1x240 mm2 15 km - 2012 25 km - 2014 Palu Baru
U
ACSR CS 1x240 mm2 119 km - 2012
Poso
ACSR 1x240 mm2 124 km – 2017
U
Toili G
A
SULAWESI SELATAN
ACSR 1x240 mm2 90 km k - 2013
PLTMG Luwuk 2x10 MW–2012/13
Tentena
PT PLN (Persero)
K l Kolonedale d l
PLTA Poso 65 MW – 2011
PLTU Luwuk (FTP 2) 2x10 MW–2015/16
Luwuk
ACSR 1x240 mm2 72 km - 2019
ACSR 1x240 mm 80 km - 2012
ACSR 1x240 mm2 90 km – 2019
Ampana
ACSR 1x240 mm2 85 km – 2020
2
SULAWESI BARAT
SULAWESI UTARA
PLTP Marana/Masaingi (FTP2) 1x20 MW - 2018
Silae
ke g y GI Pasangkayu (Sulbar)
ke GI Marisa (Gorontalo)
/ / / / / / / /
ke GI Wotu (Sulsel)
SULAWESI TENGGARA
PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGAH
/ / / /
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Ek i ti Kit Rencana
Edit Juli 2011
Provinsi Sulawesi Selatan ke GI Barru Pangkep
ke GI Tentena/ PLTA Poso (Sulteng)
ke GI Sidrap
SULAWESI BARAT
Tonasa ACSR 2x430 mm2 130 km - 2011
SULAWESI TENGAH
ACSR 1x430 mm2 136 km - 2012 ACSR 1x240 mm2 41 km - 2013 Malili
PLTA Malea 2x45 MW – 2016 Maros Bosowa Mandai Kima ACSR 2x430 mm2 Tallo Daya Lama 40 km - 2011 Bontoala Daya Baru Tello G PLTG Sulsel Baru (Peaking) Panakukang 2x50 MW-2012 Tanjung Sungguminasa Bunga PLTG Makassar (Peaking) ke ke 1x50 MW-2013 PLTU GI Tallasa 1x50 MW-2015 Takalar
PLTA Bonto B t Batu B t 2x50 MW – 2016
ACSR 1x430 mm2 120 km - 2012
Wotu ACSR 1x240 mm2 145 km - 2013
PLTA Bakaru II 2x63 MW – 2019
ke A PLTA Poso ACSR 1x430 mm2 15 km - 2016 (Sulbar)
ke GI Lasusua (Sultra)
Palopo Makale
ke GI Polman (Sulbar)
BakaruA
ACSR 1x430 mm2 90 km - 2013
A A
Enrekang ACSR 2x430 mm2 150 km - 2016
Pare
Keera/ Siwa
ACSR 2x430 mm2 65 km - 2011
Pinrang D
ACSR 1x430 mm2 70 km - 2013 Sengkang
Sidrap GU
PLTU Sewa 2x100 MW-2013
PLTGU Sengkang 180 MW – 2013
Soppeng
U U
PLTM Tangka/Manipi 10 MW – 2011
Barru 2
ACSR 2x430 mm 130 km - 2010 Tonasa
Tallasa U
Pangkep
Maros Bosowa
Tello D Sungguminasa
Sinjai
PLTU Takalar Punaga IPP 2x100 MW – 2014/2015 PLTU Bosowa 2x100 MW – 2013 PLTU Jeneponto eks Spanyol (Takalar-FTP II) 2x100 MW – 2014/2015
Kajuara
ACSR 2x430 mm2 40 km - 2010
G
PLTBG Selayar 2x4 MW – 2012/2013
Bone
PT PLN (Persero)
Jeneponto
U
PLTG Sengkang 60 MW – 2012
G
PLTU Sulsel-Barru (FTP1) 2x50 MW - 2012
Bulukumba
SULAWESI TENGGARA
A
M
U
/ / / / / / / /
Tallasa Bulukumba U U
Jeneponto
/ / / /
PERENCANAAN SISTEM
PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI SELATAN GI 500 kV Existing / Rencana U / U PLTU Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana G / G PLTG Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana P / P PLTP Existing / Rencana A / A PLTGU Existing / GI 70 kV Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GU GU Rencana / GI 500/275/150 kV Existing / RencanaGB / GB PLTGB Existing / M / M GI 275/150 kV Existing g / Rencana Rencana D / D GI 150/70 kV Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana Kit Eksisting T/L 70 kV Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana Kit Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana Edit Juli 2011 T/L 500 kV Existing / Rencana
Provinsi Sulawesi Barat ke GI Silae (Sulteng) ACSR 2x240 mm2 45 km - 2014
Pasangkayu
SULAWESI TENGAH
ACSR 2x240 mm2 200 km - 2018
PLTU Mamuju (FTP2) 2x25 MW - 2015
SULAWESI SELATAN
U
Mamuju
PT PLN (Persero)
PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI BARAT
PLTA Poko 117 MW – 2020 A
Polmas Majene
ke GI Pinrang (Sulsel)
/ / / / / / / / / / / /
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing g / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing g / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana
Edit Mei 2011
Provinsi Sulawesi Tenggara
L LAMPIRA AN B2.8
ANA ALISIS AL LIRAN DAY YA SIS STEM INTE ERKONEK KSI SULU UTTENGG GO DA AN SIS STEM INTE ERKONEK KSI SULS SELRABA AR
542
Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2013) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2013 Capasitor : Pembangkit Beban Susut
1,1
20 MW LIKUPANG 5,0 66,7 2,3 O
314,1 MW 310,8 MW 3,3 MW
PANIKI 23,3 145,0 10,5
45 MW
%
150 kV 70 kV 30 kV
RANOMUUT 20,1 65,4 9,0
TELING
61 MW
44,1
MW
145,4
19,9
15 MW
7 21 MW 27
543
44 U MW ANGGREK 7,8 150,0 3,5
MW 1 MW
BUROKO 2,7 148,2 1,2
BINTAUNA 1,6 147,7 0,7
44 MW
U
36 MW
U
ISIMU 21,2 147,9 9,5
O
LOPANA 8,4 147,6 3,8
SAWANGAN
26 MW
12,3
A
5,5
BITUNG 8,2
66,7
3,7 31 MW
D
8
15
MW
MW TOMOHON 14,9 66,9 6,7
7 MW
15 MW
TNSEALMA 6,6 66,8 3,0
31 8 MW
LEOK 4,3 150,0 1,9
31 MW
MW OTAM 27,6 146,8 12,4
7 MW
BTPNGGE 22,7 147,3 10,2 D
8 MW
MW 26 MW KAWANGKN 15,5 147,0 7,0
15
MARISA 6,6 147,5 3,0
18 MW
4 MW LOLAK 4,2 147,2 1,9
12 MW
TASIKRIA 6,9 66,4 3,1
G
18 MW
A
5 MW
46 MW P 72 MW
A 7 MW
KEMA 21,1 144,5 9,5
67,1
D 24 MW
Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2015) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2015 Capasitor : Pembangkit Beban Susut
369,8 MW 366,0 MW 3,8 MW 1,0
PANIKI 28,4 145,5 12,8
35 MW
%
150 kV 70 kV 30 kV
LIKUPANG 6,0 65,0 2,7
RANOMUUT 23,5 65,2 10,6
TELING
74 MW
53,2
MW
145,8
23,9
6 MW
11 6 MW 12
12 MW ANGGREK 9,0 150,0 4,1
544
U
35 MW
24 U MW BUROKO 3,1 149,0 1,4
MW BINTAUNA 1,8 149,1 0,8
36 MW
U
62 MW U SIBOA 9,9 149,0 4,4
U TOLI-TOLI 11,88 11 149,1 5,3
LOPANA 9,2 148,4 4,2
LOLAK 5,0 149,2 2,2
12 MW
7
ISIMU 24,6 147,8 11,1
MARISA 7,6 147,9 34 3,4
A
6,6
BITUNG 9,6
66,2
4,3
D
4 MW
MW 9 MW
59 MW
TNSEALMA 7,4 66,5 3,3
KAWANGKN 17,1 148,1 7,7 OTAM 31,7 149,4 14,3
BTPNGGE 26,4 147,1 11 9 11,9 D
9 MW
A
5 MW
13 MW
70 MW
KEMA 25,99 25 145,5 11,7
P P
P
A 7 MW
72 MW 36 MW
U
20
65,4
D 0 MW
8
MW
MW 19 MW
11 MW
14,6
32 3 MW
17
MOUTONG 8,4 148,3 38 3,8
SAWANGAN
34 MW
16 MW
TOMOHON 17,9 66,9 8,1
46 MW
LEOK 55,22 150,0 2,3
3 MW
23 MW
41 MW
12 MW
2 MW
TASIKRIA 8,4 66,3 3,8
G
15 MW
MW
Sistem Interkoneksi Sulut – Gorontalo (2020) SISTEM INTERKONEKSI MINAHASA - GORONTALO 2020 Capasitor : Teling - 150 kV Isimu - 150 kV
-
20 Mvar 20 Mvar
568,7 MW 555,4 MW 13,3 MW
Pembangkit Beban Susut
2,3
%
150 kV 70 kV 30 kV
LIKUPANG 9,5 61,9 4,3
PANIKI 46,8 144,2 21,1
54 MW
RANOMUUT 34,9 63,0 15,7
TELING
7 MW
85,2
101
MW
144,2
38,4
9 MW
26 MW 9
24 MW ANGGREK 13,3 145,5 6,0 U
545
75 MW
24 U MW BUROKO 4,4 145,3 2,0
MW BINTAUNA 2,4 146,1 1,1
44 MW
U
105 MW U SIBOA 14,7 144,3 6,6 ISIMU 36,5 143,1 16,4
U TOLI-TOLI 17,0 144,1 7,7
LOPANA 11,88 11 146,8 5,3
LOLAK 7,5 147,1 3,4
12 MW
4
MARISA 11,1 144,3 5,0
G
15 MW
A
10,2
BITUNG 14,5
63,9
6,5
D
4
22
MW
MW 24 MW
TNSEALMA 9,9 64,4 4,4
MW 96 MW KAWANGKN 21,8 145,2 9,8
MW 29 MW
31 MW
22,7
52 38 MW
39
MOUTONG 13,3 143,6 6,0
SAWANGAN
34 MW
24 MW
TOMOHON 28,4 65,2 12,8
89 MW
LEOK 8,4 145,2 3,8
17 MW
29 MW
82 MW
12 MW
3 MW
TASIKRIA 13,9 64,1 6,2
G
47 MW
OTAM 44,9 148,2 20,2 BTPNGGE 39,2 141,7 17,6
A
23 MW
67 MW
74 MW
KEMA 43,3 146,0 19,5
P P
P
A 7 MW
72 MW 36 MW
U
144 MW
62,7
D 0 MW
SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ POSO ‐ PALU ‐ 2013
Eksisting 150 kV
2009
Rencana 150 kV
2015
Eksisting
2015
50 Pangkep‐70 kV 20 Daya ‐ 70 kV 10 Tello ‐ 70 kV
PLTG TELLO G
MAJENE
73 Reaktor : ‐120 43 Palopo ‐ 275 kV ‐120
Capacitor :
20
PLTU BARRU
9.7
2 X 50 MW
4.0 PLTD SUPPA
POLMAS 15.2
133.8 TELLO 54.0
144 0 144.0
23.6
22.2
PANGKEP 21.5
144 4 144.4
8.8
70 kV
17.0
145 3 145.3
70 kV
148 5 148.5
7.0 8.5 3.5
'2012
149.0
6.2 PARE2
16.6
BARRU New
148.7 8
4.5
2011 G
57.2
149.0 90
G
10
2011 (Uprating) TL. LAMA
MAMUJU 10.8
PINRANG 25.4
147.1
10.5
BAKARU 7.3
147.9
3.0
150.0
G PLTA BAKARU 2X63 MW
146.2 BONTOALA 67.5 27.8
BOSOWA
PANAKUKANG 78.5
143.7
32.3
32.0
144.1
13.2
MAROS5 ‐ JT 20.6
144.5
8.5
144.8
20.4 MAKALE
SIDRAP
2011
22.4
23.8
14.5
148.8
9.2
6.0
149.7
1.0
546
2011 TN. BUNGA 37.4
144.0
15.4
SG.MINASA 32.2 13.3
2011
144.4
DAYA BARU
169.8
21.4
24.8
8.8
144.5
PALOPO 25.7
17.6 17.4 17 4
110 6 110.6
7.8
2.0
10.5
SOPPENG
145.0
14.5 6.0
53 5.3
150.3
150.2
2011
51.6 (275 kV)
2012 2013
1.6 16
WOTU G
TALLASA 25.5
13.0
150.0
73 7.3
10.6
2013 KEERA/SIWA
SENGKANG
PLTGU SENGKANG 135 MW
148.9
G
9.3 3.8
PLTGU SENGKANG
PLTA POSO Sul. Tengah
70.6
180 MW
17.0
2012
2013 LASUSUA
MALILI 10.8
G
4.4
PLTU NII TANASA 14.6
PLTU BOSOWA JENEPONTO
BULUKUMBA
20.2
21.1
8.3
145.4
8.7
145.3
SINJAI 21.3 8.8
BONE 30.1
145.5
12.4
2013 NII TANASA
147.1
11.8 4.8
69.6
2013 KENDARI 47.0 19.4
PLTM Bili
120 PLTG Skg1 g 6 PLTG Skg2
PLTGU Skg
135 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka PLTG ‐ GE Tello ‐ PLTM Rtballa PLTD Suppa
PLTU Sulsel‐1
2.1
60
10 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3
33.3
Sulteng : g 32 PLTU Tawaeli 20.0 PLTU Kdri(2x25) 20 PLTU Tawaeli Ex 25.0 14 PLTA Poso 180 PLTU Kolaka
33.3
PLTU Bau
80
‐
60 PLTU Bsowa 60 PLTG Tello1
Sultra
180 33.3
P LTU Nii Tanasa
12
Pembangkit
:
Distribusi
:
1,116.2 MW 1,078.9 MW
Susut Transmisi
:
37.2 MW
Flow dalam MW/MVAR
2013 RAHA 9.3 3.3%
3.8
2013 UNAAHA 19.6
149.1
G
KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) PLTA Bakaru
5.2
152.1
151.7
4 X 10 MW G
4.2
2x100 MW
ke Sistem
G
152.4
8.1
2013 KOLAKA 12.2
149.3
5.0
150.0 G
PLTU KENDARI
PLTU KOLAKA
2 X 25 MW
2 X 10 MW BAU‐BAU 17.3
148.4
7.1 G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW
147.5
Keterangan : NAMA GI MW MVAR
KV
SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ (+ POSO ‐ PALU ‐ LUWUK) ‐ 2015 Eksisting 150 kV Rencana 150 kV
2010
2015
Eksisting
50 Pangkep‐70 kV 20 Daya ‐ 70 kV 10 Tello ‐ 70 kV
PLTG PEAKING G
MAJENE
2015 80 Reaktor Reaktor :: 50 Palopo ‐ 275 kV
Capacitor : Capacitor :
5 ‐51
PLTU BARRU PLTU BARRU
11.5
‐51
2 X 50 MW
4.7
20
G PLTU MAMUJU
G 2011
2X25 MW POLMAS 17.9
119.4 TL. LAMA
TELLO 64 4 64.4
143.9
26.3
26.5
PANGKEP
KIMA MKS 7.7 77
144.3
3.2
25.8 25 8
144.2
10.6
7.4
22.0
144.5
70 kV
ke Ps. Kayu ‐ Silae ‐ Palu
149.2
PARE2 20 4 20.4
147.3
8.4
PINRANG
BARRU 70 kV
151.3
5.3
10 G
63 8 63.8
MAMUJU 12.8
149.9
10.0 4.1
30.5
145.5
12.6
148.0
BAKARU 8.8
146.7
3.6
150.0
G PLTA BAKARU 2X63 MW
16.4 BONTOALA 82.8 34.1
BOSOWA
PANAKUKANG 96.2
143.7
39.6
32.0
143.9
13.2
MAROS5 ‐ JT 27.0
144.5
11.1
144.8
2015 MAKALE
SIDRAP
2010
27.0
65.7
17.3
148.3
11.1
7.1
149.1
4.6
547
2x120 MW 2010 TN. BUNGA 46.4
38.8
144.7
19.1
DAYA BARU
177.8
26.6
42.8
SG.MINASA 16.0
2010
144.6
10.9
144.6
PLTGU SENORO PALOPO 30.9
SENGKANG 20.8 G PLTU PUNAGA TAKALAR
122.2
5.8
7.0
12.6
SOPPENG 17.2 7.1
6.4
177.4 ((275 kV))
150 2 150.2
2013
G
PLTGU SENGKANG
11.2 4.6
PLTGU SENGKANG
135 MW
148.6
7.4
3x65 MW PLTA POSO
154.7
54 5.4
PLTU NII TANASA PLTU NII TANASA 5.4
2013 LASUSUA
JENEPONTO
BULUKUMBA
24.0
25.0
9.9
146.4
10.3
145.7
SINJAI 25.5 10.5
BONE 36.4
145.1
15.0
2013 NII TANASA
146.7
13.6 5.6
2013 KENDARI 54.4
69.6
22.4
PLTM Bili PLTGU Skg PLTD Suppa PLTG ‐ GE Tello
Sultra : 110 PLTG Skg1 6 PLTG Skg2 120 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka ‐ PLTM Rtballa
25 2.5
50 PLTU Sulsel‐1 50 PLTU Bsowa 50 PLTG Tello1 6 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3
‐ PLTU Mamuju 140 PLTU Jnponto 23.9 PLTU PUNAGA 23.9 23.9
Sulteng :
34 PLTU Nii Tanasa 24 PLTU Tawaeli 60.0 PLTU Kdri(2x25) 36 PLTU Tawaeli Ex 140.0 12 PLTA Poso PLTU Kolaka 22 PLTGU Senoro PLTU Bau
‐
1
20
Pembangkit
:
20
Distribusi
:
165
Susut Transmisi
:
200.0
Flow dalam MW/MVAR
1,338.7 MW 1,303.3 MW 35.3 MW
22.7 9.3
153.3
RAHA 4.4
149.4
2013 KOLAKA 14.0
149.8
PLTU KENDARI 2 X 25 MW
10.7 2.6%
2013 UNAAHA
149.5
G
KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) Sulselbar : PLTA Bakaru
6.0
154.3
4 X 10 MW G
10.8
PLTU JNPONTO 2X100 MW
Sul. Tengah (Poso)
11.8
MALILI 13.1
PLTU BOSOWA 2X100 MW
ke Sistem
G (275 kV)
62.4
180 MW 2013
G
Sul. Tengah (Luwuk)
WOTU G
145.8
15.5
150 0 150.0
8.6
TALLASA 30.7
2 X 100 MW
16.8
12.7
2013 KEERA/SIWA
ke Sistem
G 150.0
5.8 PLTU KOLAKA
2013 BAU‐BAU 20.0 8.2
149.0
G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW & 2X10 MW
2 X 10 MW Keterangan : NAMA GI MW MVAR
KV
150.8 G
SISTEM SULSELBAR ‐ LASUSUA ‐ KOLAKA ‐ KENDARI ‐ RAHA ‐ BAU‐BAU ‐ (+ POSO ‐ PALU ‐ LUWUK) ‐ 2020 Eksisting 150 kV Rencana 150 kV
2010
2020
Eksisting
2020
50 Pangkep‐70 kV 20 Daya ‐ 70 kV 10 Tello ‐ 70 kV
PLTG PEAKING G
MAJENE
80 Reaktor : 50 Palopo ‐ 275 kV
Capacitor :
‐63
PLTU BARRU
16.3
‐63
2 X 50 MW
6.7
20
MAMUJU 18.2
148.3
150.0
7.5
G PLTU MAMUJU
G
10 2011
2X25 MW POLMAS 25.4
203.6 TL. LAMA 87.2
TELLO 86.3
136.6
35.9
35.5
KIMA MKS 30.5
137.2
12.6
PANGKEP 38.2
136.8
15.7
10.5
70 kV
‐ Silae ‐ Palu
PARE2
14.8
30.1
137.7
145.6
12.4 BARRU
70 kV
ke Ps. Kayu
147.7
14.2 5.9
PINRANG 45.1
141.6
246.6
18.6
G
BAKARU 13.0
144.6
5.4
PLTA BAKARU BLOK I DAN II
PLTA POKO
149.7
66.6 BONTOALA 128.6
PANAKUKANG 115.8
136.3
53.0
47.7
BOSOWA 32.0
136.7
13.2
MAROS5 ‐ JT 49.7
138.3
20.4
138.6
2015 SIDRAP
2010
40.2
71.7
ENREKANG 10.0
146.9
16.6
4.1
22
MAKALE 15.1
149.1
6.2
G
150.2
PLTA MALEA 2X45 MW 2X45 MW
548
G 2010 TN. BUNGA 59.7
SG.MINASA 57.8
138.3
24.6
23.8
DAYA BARU
150.0
46.9
89.2
PNK BARU 56.4
138.0
23.2
137.6
19.3
137.9
G PLTU PUNAGA TAKALAR
5.6
31.0
45.6 18.8
SOPPENG 24.2 10.0
22 6 22.6 9.3
(Luwuk)
140 0 140.0
149.9
3.2
2013
3x65 MW
G
PLTGU SENGKANG
6.9
PLTGU SENGKANG
135 MW
147.4
16.8
PLTA POSO
154.3
G (275 kV)
(Poso)
5.4
2013
G
81 8.1
PLTU NII TANASA PLTU NII TANASA 15.8
2013 LASUSUA
23.0 BULUKUMBA
34.6
36.0
14.2
14.8
141.6
SINJAI 29.1 12.0
140.8
KAJUARA 24.6 10.1
141.3
BONE 38.3 15.8
2013 NII TANASA
143.9
20.6 8.5
68.6
2013 KENDARI
Sulselbar : PLTA Bakaru PLTM Bili PLTGU Skg PLTD Suppa PLTG ‐ GE Tello
45 PLTG Skg1 4 PLTG Skg2 120 PLTU cc Skg ‐ PLTM Tangka ‐ PLTM Rtballa
37 3.7
82.4 33.9
2013 UNAAHA 34.3
146.6
14.1
KOMPOSISI PEMBANGKITAN ( MW ) PLTA Bakaru II
9.1
153.6
152.3
4 X 10 MW G
JENEPONTO 143.0
ke Sistem Sul. Tengah
68.4
180 MW MALILI
PLTU JNPONTO 2X100 MW
Sul. Tengah
(275 kV)
19.7
PLTU BOSOWA 2X100 MW
ke Sistem
G
149.9
WOTU G
141.1
18.8
2013 KEERA/SIWA
150.0
12.2
TALLASA
2 X 100 MW
PLTGU SENORO PALOPO
29 7 29.7 160.2
2x120 MW
2X50 MW 45.7
SENGKANG 7.4
PLTA B.BATU
47.27 PLTA poko 50 PLTU Sulsel‐1
PLTA Malea 195.0 PLTA B.Batu 80 PLTU Mamuju
50 PLTU Bsowa 50 PLTG Tello1
140 PLTU Jnponto 40.0 PLTU PUNAGA
6 PLTG Tello2 2 PLTG Tello3
40.0 PLTG Tello4 40.0 PLTG Tello5
70.0 Sultra : 80
G
‐
PLTU KENDARI 2 X 25 MW
34 PLTU Nii Tanasa 24 PLTU Tawaeli 110.0 PLTU Kdri(2x25) 36 PLTU Tawaeli Ex 12 PLTA Poso 140.0 PLTU Kolaka ‐ PLTU Bau 22 PLTGU Senoro 40.0 PLTA
40
74 PLTG Palu
20
Pembangkit
:
20
Distribusi
:
1,995.9 MW 1,933.5 MW 62.4 MW
165
Susut Transmisi
:
200.0
Flow dalam MW/MVAR
RAHA 15.9 3.1%
6.6
145.9
21.2
148.7 G
Sulteng :
2013 KOLAKA 8.7
PLTA KONAWE
G PLTU KOLAKA
PLTA LALINDU 2013 BAU‐BAU
30.0 12.4
145.5
G PLTU BAU‐BAU 2X7 MW & 2X10 MW
149.8
2 X 10 MW Keterangan : NAMA GI MW MVAR
KV
LAM MPIRAN B2.9
KEBUTUHA AN FISIK PENGEM MBANGAN N DISTRIB BUSI SISTE EM INTERKONEKSI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKSI SULSEL LRABAR
549
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi Regional Sulawesi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 1,094
kms 1,351
MVA 549
2012
657
900
338
126,778
2013
830
1,016
402
144,805
2014
1,006
1,119
401
152,880
2015
1,143
1,196
419
162,940
2016
1,297
1,277
454
173,498
2017
1,497
1,372
493
185,989
2018
1,634
1,437
523
194,034
2019
1 831 1,831
1 520 1,520
560
204 542 204,542
2020 2011-2020
2,156
1,669
613
222,095
13,145
12,857
4,749
1,796,276
Tahun
Pelanggan 228,717
550
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi R i Regional l Sulawesi S l i Tahun
JTM
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
13,2 8,4 10,0 11,6 12,8 14,2 16,0 17 3 17,3 19,1 22,2
2011-2020
144,9
JTR 9,4 6,3 6,9 7,5 8,0 8,5 9,0 94 9,4 9,9 10,9 85,8
Trafo 23,1 15,1 17,6 17,6 18,4 19,9 21,5 22 7 22,7 24,2 26,5 206,6
Pelanggan 7,7 5,7 6,4 7,0 7,5 8,0 8,6 91 9,1 9,6 10,5 80,2
Total 53,4 35,5 40,9 43,7 46,7 50,6 55,1 58 5 58,5 62,9 70,1 517,6
LA AMPIRA AN B2.10
P PROGRAM M LISTRIK K PERDES SAAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULUTT TENGGO DAN SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSELRABAR
551
Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sulawesi Perkiraan Kebutuhan Fisik Jaringan Listrik Perdesaan Regional Sulawesi Tahun
552
2011 2012 2013 2014 Total
JTM
JTR
kms
kms
Trafo MVA
Jm l Pelanggan
Unit
1,325.0
1,292.0
89.8
1,287
50,322.0
772.5
931.8
69.8
1,021
53,797.0
1,107.0
1,081.8
106.6
1,346.5
85,741.8
1,080.4
1,055.7
104.0
1,314.1
83,678.6
4,284.9 4 284 9
4,361.3 4 361 3
370.2 370 2
4,969 4 969
273,539 273 539
Listrik m urah dan Hem at (RTS)
3,423
3,423 3 423
LA AMPIRAN N B2.12
PR ROYEKSI KEBUTU UHAN INVESTASI SISTE EM INTER RKONEKS SI S SULUTTE NGGO DAN N SISTE EM INTER RKONEKS SI SULSELR S RABAR
553
Proyeksi Kebutuhan Investasi Sistem Interkoneksi Sulutenggo (Juta US$)
Tahun
Investasi Pembangkit
TL dan GI
Distribusi
Total
554
2011
79.92
72.13
15.6
167.61
2012
393.00
127.94
16.4
537.31
2013
179.54
40.06
17.1
236.71
2014
372.11
97.94
17.8
487.88
2015
205.50
24.12
18.6
248.22
2016
131.75
3.24
19.5
154.45
2017
41.90
27.61
20.3
89.82
2018
327.50
7.49
21.2
356.21
2019
166.00
42.37
22.2
230.55
2020
56
20.45
24.3
100.76
Total
1953 22 1953.22
463 34 463.34
193 0 193.0
2609 52 2609.52
Proyeksi Kebutuhan Investasi Sistem Interkoneksi Sulselrabar (Juta US$)
Tahun
Investasi Pembangkit
TL dan GI
Distribusi
Total
555
2011
53.48
62.51
28.0
144.0
2012
515.65
86.42
29.4
631.5
2013
391.30
187.04
26.4
604.8
2014
453.90
87.78
26.7
568.4
2015
396.60
7.44
29.1
433.2
2016
322.50
30.35
32.1
384.9
2017
93.50
11.01
35.8
140.3
2018
392.90
76.83
37.5
507.3
2019
582.80
19.00
41.0
642.8
2020
172.50
8.36
46.0
226.9
Total
3375.13
576.74
332.14
4284.0
PENJELASAN LAMPIRAN B.2 SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI UTARA-GORONTALO, SULAWESI TENGAH DAN SISTEM INTERKONEKSI SULAWESI SELATAN, SULAWESI TENGGARA DAN SULAWESI BARAT (SULSELRABAR) B2.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sistem Sulawesi Utara – Gorontalo Saat ini sistem Sulawesi Utara (Sulut) masih terpisah dengan sistem Gorontalo, namun pada tahun 2012 kedua sistem tersebut akan terinterkoneksi. Beban puncak sistem Sulut pada akhir tahun 2011 diperkirakan sekitar 194 MW dan sistem Gorontalo sebesar 51 MW. Dengan pertumbuhan rata-rata 11,4% per tahun sampai tahun 2020, maka beban puncak sistem Sulut – Gorontalo diperkirakan akan meningkat dari 246 MW pada tahun 2011 menjadi 567 MW pada tahun 2020. Sistem Sulawesi Tengah (Sulteng) Sistem Sulteng (selama ini disebut sistem Palu) melayani beban kota Palu dan kota Parigi dengan beban puncak pada akhir 2011 diperkirakan akan mencapai sekitar 75 MW. Pada tahun 2012 sistem Sulteng direncanakan mendapatkan pasokan daya dari PLTA Poso melalui gardu induk Poso sehingga beban puncak sistem Sulteng pada tahun 2020 diperkirakan akan mencapai 192 MW. Untuk melayani beban di Propinsi Sulawesi Barat yang berdekatan dengan Sulteng yaitu daerah Pasangkayu, pada tahun 2014 akan dibangun transmisi 150 kV Palu – Pasangkayu dan selanjutnya interkoneksi sistem Sulteng dengan sistem Sulselrabar melalui Pasangkayu akan dibangun setelah memenuhi kelayakan. Sistem Sulawesi Selatan, Barat dan Tenggara (Sulselrabar) Saat ini sistem Sulawesi Selatan yang juga memasok sebagian Sulawesi Barat (disebut sistem Sulselbar), direncanakan pada akhir tahun 2012 akan terhubung dan mendapatkan pasokan daya dari PLTA Poso di Sulawesi Tengah melalui transmisi 275 kV Poso-Palopo milik IPP seiring dengan beroperasinya PLTA Poso. Selanjutnya pada tahun 2013 sistem Sulselbar direncanakan interkoneksi dengan sistem Sulawesi Tenggara (Sultra) melalui GI Wotu 275/150 kV membentuk sistem Sulselrabar.
556
Beban puncak pada akhir tahun 2011 untuk sistem Sulselbar diperkirakan 728 MW dan sistem Sultra 64 MW. Dengan pertumbuhan rata-rata 11,9% per tahun sampai tahun 2020, maka beban puncak sistem Sulselrabar diperkirakan akan meningkat dari 728 MW ditahun 2011 menjadi 1.950 MW pada tahun 2020. Proyeksi kebutuhan beban sistem Sulut–Gorontalo, sistem Sulteng dan sistem Sulselrabar tahun 2011 – 2020 diberikan pada Lampiran B2.1.
B2.2 Neraca Daya Sistem Sulawesi Utara – Gorontalo (Sulut-Gorontalo) Sistem Sulut-Gorontalo memiliki potensi pertumbuhan yang cukup tinggi, yaitu rata-rata 12,2% per tahun sampai dengan tahun 2020 termasuk penambahan dari sistem isolated. Untuk mengimbangi pertumbuhan beban yang tinggi tersebut, banyak pembangkit baru yang akan dibangun selama kurun waktu 2011-2020 yaitu mencapai 681 MW, terdiri dari PLTU 425 MW (termasuk PLTU sewa 50 MW), PLTP 140 MW, PLTA 16 MW dan PLTG peaking 100 MW. Banyaknya proyek pembangkit tersebut selain dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan beban, juga sebagai antisipasi terhadap kemungkinan tertundanya penyelesaian beberapa proyek yang ada agar tidak terjadi krisis listrik dikemudian hari serta untuk menurunkan biaya operasi. Oleh karena itu, secara teoritis tersedia reserve margin yang cukup tinggi pada sistem Sulut - Gaorontalo yaitu mencapai 69% pada tahun 2013. Kondisi sistem Sulut pada tahun 2011 diperkirakan masih cukup rawan karena tanpa cadangan yang memadahi, walaupun proyek percepatan tahap I yaitu PLTU II Sulut 2x25 MW yang berlokasi di Amurang akan beroperasi. Proyek pembangkit berikutnya yang diperkirakan dapat selesai pada tahun 2011 adalah PLTP Lahendong IV 1x20MW yang dibangun oleh PLN dan uap panas bumi disediakan oleh Pertamina Geothermal Energy dengan pendanaan dari Loan ADB 1982 – INO. Namun demikian, terdapat beberapa proyek pembangkit lain yang diperkirakan akan mundur dari jadwal semula yaitu :
557
PLTU Gorontalo 2x25 MW di Gorontalo mengalami keterlambatan dan diperkirakan baru akan beroperasi pada tahun 2012/2013
PLTG Minahasa 1x25MW sebagai pembangkit peaking yang didanai APLN, akan mundur ke tahun 2013 dan untuk tahap awal diperkirakan masih akan menggunakan BBM sebelum gas LNG tersedia.
PLTU IPP Sulut I di Kema (2x25 MW) mundur menjadi tahun 2014/2015.
Proyek pembangkit program percepatan tahap II : - PLTP Kotamubagu I dan II masing-masing 40 MW mundur ke tahun 2016 sehubungan sumber panas bumi berada di daerah hutan cagar alam Gunung Ambang, menggunakan pendanaan dari pinjaman luar negeri. - PLTP Lahendong V dan VI (2x20 MW) IPP, rencana operasi diperkirakan mundur ke tahun 2014/15.
Proyek baru yang akan dibangun dan dijadwalkan beroperasi mulai 2014 yaitu:
PLTU I Sulut 2x25 MW (Proyek percepatan tahap I) dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi 2014 untuk memperkuat sistem Sulut-Gorontalo sehubungan proyek PLTU IPP Minahasa 2x55 MW tidak berlanjut.
PLTU Tolitoli 3x15 MW untuk menggantikan PLTU skala kecil di Tolitoli, Buol dan Moutong, dijadwalkan beroperasi 2014 bersamaan interkoneksi sistem Tolitoli dengan sistem Sulut-Gorontalo melalui Moutong.
PLTA Sawangan 2x8 MW memanfaatkan DAS Tondano, akan dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi tahun 2015.
PLTU Sulut (PPP) kapasitas 2x55 MW yang telah diusulkan masuk dalam PPP Book Bappenas 2011, direncanakan beroperasi tahun 2018.
Sehubungan masih tingginya tingkat ketidakpastian penyelesaian proyek-proyek tersebut dan untuk mengatisipasi keterlambatan proyek agar tidak terjadi krisis daya dikemudian hari, maka saat ini tengah diproses sewa PLTU batubara 2x25 MW di Sulut dan dijadwalkan dapat beroperasi pada tahun 2013.
Proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah : − PLTU percepatan tahap I, yaitu PLTU Sulut II 2x25MW, merupakan proyek yang strategis karena selain proyek ini akan memasok permintaan tenaga
558
listrik pada tahun 2011, juga sekaligus untuk mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting. − Proyek PLTP Lahendong IV 1x20MW. − PLTU I Sulut (Perpres tahap I) 2x25 MW − PLTU IPP Sulut I (Kema) 2x25MW Sistem Sulawesi Tengah (Sulteng) Sistem Sulawesi Tengah memiliki potensi pertumbuhan yang cukup tinggi yaitu diproyeksikan tumbuh rata-rata 12,3% per tahun sampai dengan tahun 2020 termasuk penambahan dari sistem isolated. Pada tahun 2011, sistem Sulteng dalam kondisi tanpa cadangan dan belum mampu melayani seluruh kebutuhan calon pelanggan baru dan penambahan daya pelanggan eksisting. Untuk mengimbangi kondisi tersebut, maka selama kurun waktu 2011-2020 akan dibangun pembangkit baru dengan total kapasitas mencapai 280 MW, terdiri dari PLTA 130 MW, PLTU 60 MW, PLTG peaking 50 MW dan PLTP 65 MW. Pasokan listrik di sistem Palu saat ini didominasi oleh PLTU IPP dan untuk beban puncak masih mengandalkan PLTD. Dalam waktu dekat, diharapkan PLTA Poso IPP akan beroperasi pada tahun 2012 bersamaan dengan selesainya transmisi 150 kV Poso-Palu sehingga kebutuhan beban di Sulteng akan dapat tercukupi. Beberapa pembangkit yang akan dibangun dalam waktu dekat antara lain:
Ekspansi PLTU IPP Tawaeli dengan kapasitas 2x15 MW, dijadwalkan dapat beroperasi pada tahun 2014.
PLTU Palu 2x15 MW dibangun oleh PLN dan dijadwalkan beroperasi 2015.
Sistem Sulawesi Selatan - Barat - Tenggara (Sulselrabar) Sistem Sulsel-Barat (sistem Sulselbar) memiliki potensi pertumbuhan yang tinggi yaitu rata-rata tumbuh 11,2% per tahun sampai dengan tahun 2020. Sampai dengan tahun 2012, sistem Sulselbar masih dalam kondisi cukup rawan karena beroperasi tanpa cadangan yang memadahi dan sebagian besar dipasok dari pembangkit IPP dan sewa. Sebagaimana diketahui bahwa porsi pembangkit PLN hanya 262 MW, sedangkan pembangkit IPP dan sewa mencapai 544 MW. Masa kontrak sewa pembangkit
559
akan diakhiri setelah proyek pembangkit baru selesai dan mampu menggantikan peran pembangkit sewa. Dalam rangka memenuhi kebutuhan beban yang cukup tinggi dan sekaligus sebagai antisipasi terhadap kemungkinan terjadinya proyek tidak bisa selesai tepat waktu, akan dibangun pembangkit baru dalam jumlah cukup besar termasuk sewa PLTU dengan memberikan toleransi reserve margin yang cukup tinggi yaitu 70%. Reserve margin yang tinggi juga dimaksudkan untuk mengantisipasi penurunan kemampuan PLTA pada musim kering1. Selama periode 2011-2020 akan dibangun pembangkit baru dengan kapasitas total mencapai 2.480 MW terdiri dari PLTU 1.490 MW (termasuk PLTU sewa), PLTA/M 594 MW, PLTGU 180 MW dan PLTG peaking 200 MW. Tambahan pembangkit baru yang dapat terealisasi pada tahun 2011 diperkirakan hanya PLTMH PLN 8 MW dan PLTMH IPP 20 MW yang terhubung ke 20 kV. Proyek-proyek yang diperkirakan akan mengalami keterlambatan antara lain:
Proyek percepatan tahap I yaitu PLTU Sulsel Barru 2x50 MW, semula dijadwalkan beroperasi pada tahun 2010 namun mundur menjadi tahun 2012.
Pembangkit program percepatan tahap II PLTU Takalar FTP-2 (2x100 MW), akan mundur dari tahun 2014 menjadi tahun 2014/2015.
Tambahan pembangkit baru yang merupakan proyek IPP diperkirakan dapat selesai 2012-2013, yaitu sebagai berikut : − PLTG/U Sengkang IPP 2x60 MW: mundur dari tahun 2010 menjadi 2012. − PLTA Poso 3x65 MW: progres pekerjaan proyek ini di lapangan sudah mencapai 80% dan diperkirakan dapat beroperasi tahun 2012. − PLTU Sulsel-1 Jeneponto 2x100 MW: progress proyek mencapai 80%, diharapkan tahun 2012 sudah beroperasi.
Untuk mengantisipasi adanya keterlambatan proyek-proyek IPP dan PLN, dilakukan sewa PLTU 2x120 MW yang ditempatkan bersebelahan dengan PLTU Barru di Sulsel dan dijadwalkan dapat beroperasi pada 2013.
Proyek-proyek strategis yang perlu direalisasikan tepat waktu adalah :
1
Sistem Sulsel mempunyai cukup banyak PLTA dan kemampuan produksi PLTA sangat dipengaruhi oleh variasi kondisi musim.
560
− PLTU percepatan tahap I, yaitu PLTU Sulsel Barru 2x50MW, karena dapat mengatasi kekurangan pasokan daya dan sekaligus akan mengurangi pemakaian BBM dari pembangkit-pembangkit eksisting. − PLTU IPP Sulsel-1 Jeneponto 2x100 MW: proyek ini sangat penting untuk memenuhi peningkatan permintaan listrik jangka pendek dan menengah khususnya pada periode 2012-2014. − PLTG/U Sengkang IPP extension 2x60MW, proyek ini akan dapat mengatasi kekurangan pasokan daya terutama untuk tahun 2012. − PLTA Poso IPP 2x65 MW untuk sistem Sulselbar. − PLTU Sulsel-3 (Takalar) IPP 2x100 MW, dijadwalkan beroperasi tahun 2014/2015. Sebagaimana diketahui bahwa potensi tenaga air di Sulawesi terutama di Wilayah Sulselrabar sangat besar dan salah satu lokasi yang diindikasikan adalah di DAS sungai Karama. Saat ini tengah dilakukan studi kelayakan pada lokasi tersebut dan bila hasil studi menyatakan layak dibangun PLTA, maka rencana PLTA tersebut akan dimasukkan dalam neraca daya pada RUPTL periode berikutnya sesuai kebutuhan sistem untuk menggantikan rencana pembangkit berbahan bakar fosil yang mempunyai peran sejenis dan belum ada komitmen untuk pembangunannya. Neraca Daya sistem Sulut – Gorontalo dan sistem Sulselrabar sebagaimana diperlihatkan pada lampiran B2.2
B2.3 Proyek-Proyek IPP Yang Terkendala Telah cukup jelas diuraikan pada Lampiran B2.3.
B2.4 Neraca Energi Produksi Energi Energi yang diproduksi pembangkit pada suatu sistem kelistrikan selaras dengan pertumbuhan demand dan keberagaman jenis pembangkit yang akan dibangun. Untuk menghitung alokasi produksi per unit pembangkit agar diperoleh nilai bauran energi yang paling ekonomis dan optimal, digunakan software ProSym yang pada prinsipnya menggunakan kaidah merit order. 561
Hasil perhitungan simulasi produksi energi per jenis energi primer di sistem Sulawesi sebagaimana diberikan pada Lampiran B2.4, dengan asumsi : − Ketersediaan gas alam hanya berdasarkan pada kontrak yang ada. − Ketersediaan batubara tidak terbatas. − Pemanfaatan tenaga panas bumi dan tenaga air sesuai dengan proyek PLTP dan PLTA pada neraca daya. Lampiran B2.4 menunjukkan bahwa peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: a.
Peranan MFO dan HSD di sistem interkoneksi Sulut-Gorontalo pada tahun 2011 masih tinggi yaitu masing-masing 157 GWh dan 295 GWh. Mulai tahun 2014/2015 peran MFO dan HSD akan habis digantikan dengan gas LNG, sehubungan masuknya PLTG peaking dengan bahan bakar gas LNG dan beroperasinya PLTU batubara serta berakhirnya kontrak PLTD sewa.
b.
Hal yang sama juga terjadi pada sistem interkoneksi Sulselbar, yaitu peran MFO dan HSD pada tahun 2011 masih besar masing-masing 1.521 GWh dan 259 GWh. Mulai tahun 2015 peran keduanya akan habis dan digantikan dengan gas LNG sehubungan masuknya PLTG peaking dan beroperasinya PLTU batubara serta berakhirnya kontrak PLTD sewa. Penggunaan HSD untuk jangka panjang tidak menjadi nol karena HSD masih tetap dibutuhkan oleh pembangkit kecil pada sistem isolated.
c.
Peranan pembangkit gas meningkat pada sistem interkoneksi di Sulawesi dari 1.514 GWh pada tahun 2011 menjadi 2.716 GWh pada tahun 2020. Hal ini karena adanya penambahan kapasitas pembangkit pada PLTG Sengkang dan pembangkit peaking berbahan bakar LNG.
d.
Peranan pembangkit batubara akan menjadi dominan, yaitu dari rencana 272 GWh pada tahun 2011 akan naik menjadi 6.487 GWh pada tahun 2020 untuk sistem interkoneksi besar di Sulawesi. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTU batubara yang pada tahun 2010 hanya 27 MW akan menjadi 1.955 MW pada tahun 2020.
e.
Peranan pembangkit hidro semakin meningkat khususnya di Sulawesi Selatan, yaitu dengan masuknya beberapa proyek PLTA berikut: Bakaru II, Bonto Batu, Poso, Malea, Konawe dan Watunohu. Bakaru II, Bonto Batu dan
562
Poko merupakan pembangkit beban puncak, sedangkan PLTA lainnya merupakan pembangkit beban menengah/dasar. f.
Peranan panas bumi akan meningkat khususnya di Sulawesi Utara dengan akan beroperasinya PLTP Lahendong IV dan V serta PLTP Kotamobagu dari 430 GWh tahun 2011 menjadi 1.164 GWh pada tahun 2020.
Kebutuhan Bahan Bakar Kebutuhan energi primer di sistem Sulawesi dari tahun 2011 sampai dengan tahun 2020 dapat dilihat pada Lampiran B2.4. Kebutuhan HSD akan turun tajam dari 240 juta liter pada tahun 2011 menjadi nol pada tahun 2015. Sama halnya dengan pemakaian MFO dari 427 juta liter pada tahun 2011 menjadi nol pada tahun 2015. Pemakaian gas di Sulawesi oleh pembangkit IPP yaitu PLTGU Sengkang, dan diasumsikan pasokan gas tetap ada hingga tahun 2020. Pemakaian gas oleh PLN hanya untuk pembangkit peaking sehubungan pembatalan proyek PLTGU di Senoro akibat alokasi gas Senoro kepada PLN hanya 20 mmscfd. Pembangunan PLTGU Donggi-Senoro menjadi tidak optimal karena lokasinya sangat jauh dari pusat beban. Gas Senoro akan diambil PLN dalam bentuk LNG untuk bahan bakar pembangkit peaking di Sulsel dan Sulut. Pemakaian LNG di Sulawesi akan dimulai pada tahun 2013 sebesar 3,4 bcf dan akan menjadi 6 bcf pada tahun 2020. Sedangkan volume pemakaian batubara meningkat dari 0,17 juta ton pada tahun 2011 menjadi 4,33 juta ton pada tahun 2020 atau meningkat 26 kali lipat.
B2.5 Capacity Balance Gardu Induk Capacity Balance dibuat berdasarkan prakiraan beban per GI sampai tahun 2020 dengan kriteria penambahan trafo GI dilakukan saat pembebanan trafo terpasang sudah melebihi 70%. Dengan kriteria tersebut kebutuhan pembangunan GI baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem Sulawesi sampai dengan tahun 2020 sebesar 4.773 MVA. Proyeksi kebutuhan pengembangan gardu induk sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.5.
563
B2.6 Rencana Pengembangan Penyaluran Rencana pengembangan penyaluran sistem Sulut – Gorontalo, system Sulteng dan sistem Sulselrabar dalam rangka memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik meliputi, •
Pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU percepatan, PLTU IPP, PLTA IPP dan PLTP IPP.
•
Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar di sistem Sulut–Gorontalo, sistem Sulteng dan sistem Sulselrabar dalam rangka memenuhi kriteria keandalan (N-1) dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi.
Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.6. B2.7 Peta Pengembangan Penyaluran Cukup jelas seperti terlihat pada Lampiran B2.7.
B2.8 Analisis Aliran Daya Analisa Aliran Daya Sistem Minahasa –Gorontalo Analisa aliran daya pada sistem interkoneksi Minahasa-Gorontalo dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit, GI serta transmisi eksisting dan yang akan dibangun baru. Analisa load flow dilakukan beberapa tahun yaitu tahun 2012. 2015 dan tahun 2019 dengan hasil sebagai berikut : a. Tahun 2013 Aliran daya masih mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo yaitu dari kelompok pembangkit (PLTP dan PLTU Sulut II) ke utara yaitu GI Teling, GI Paniki dan GI Ranomuut (87 MW) dan ke Gorontalo yaitu GI Isimu dan GI Botupingge (36 MW). Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Anggrek (150,0 kV) dan tegangan terendah di GI Kema (144,5 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Bitung (67,1 kV) dan terendah di GI Ranomuut (65,4 kV). Total beban sistem sebesar 310.8 MW dengan jumlah pasokan sebesar 314,1 MW. Berdasarkan hasil simulasi aliran daya susut sistem sebesar 3,3 MW. Tambahan transmisi baru dari tahun 2011 hingga 2013 ada tujuh ruas transmisi, yaitu SUTT 150 kV PLTU Sulut II – Lopana, SUTT 150 kV Lopana – Teling, 564
SUTT 150 kV Teling – Paniki, SUTT 150 kV Paniki – Kema, SUTT 150 kV Buroko – Isimu (GI Anggrek incomer), SUTT 150 kV Isimu – Botupingge dan SUTT 150 kV Isimu – Marisa. Sedangkan pembangkit baru yang dijadwalkan akan beroperasi yaitu PLTU Sulut II #1 dan #2, PLTU Anggrek #2, dan PLTG Minahasa #1. b. Tahun 2015 Aliran daya mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo masing-masing sebesar 133 MW ke Manado dan 62 MW ke Gorontalo. Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Anggrek (150,0 kV) dan tegangan terendah di GI Kema (145,5 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Tomohon (66,9 kV) dan terendah di GI Ranomuut (65,2 kV). Total beban sistem sebesar 366 MW dengan jumlah pasokan sebesar 369,8 MW. Berdasarkan hasil simulasi load flow susut sistem sebesar 3,8 MW. Pada tahun ini sub sistem Tolitoli telah interkoneksi dengan sistem, dimana penambahan ruas transmisi ada beberapa ruas yaitu SUTT 150 kV Moutong – Marisa, SUTT 150 kV GI Otam – PLTP Kotamobagu, SUTT 150 kV PLTU Kema – GI Kema dan GI Kawangkoan – PLTP #5 dan #6. Sedangkan pembangkit baru yang akan beroperasi yaitu PLTP Lahendong #5 dan #6, PLTU Sulut I (Kema) #1 dan PLTA Sawangan 2 unit, PLTU 1 Sulut di Buroko, PLTU Tolitoli. c. Tahun 2020 Aliran daya masih mengarah ke pusat kota Manado dan Gorontalo masingmasing sebesar 150 MW ke Manado dan 105 MW ke Gorontalo. Tegangan sistem 150 kV tertinggi di GI Otam (148,2 kV) dan tegangan terendah di GI Botupingge (141,7 kV), sedangkan untuk sistem 70 kV tertinggi di GI Tomohon (65,2 kV) dan terendah di GI Likupang (61,9 kV). Untuk mempertahankan level tegangan pada batas normal dibutuhkan tambahan kapasitor 20 MVar yang terpasang di GI Isimu sehingga total kapasitor sebesar 40 Mvar. Total beban sistem sebesar 555,4 MW dengan jumlah pasokan sebesar 568.7 MW. Berdasarkan hasil simulasi load flow susut sistem sebesar 13,3 MW. Pada tahun 2016 hingga 2020 ada penambahan transmisi baru, yaitu SUTT 150 kV PLTU Sulut (PPP) ke Kema/Tanjung Merah. Sedangkan pembangkit baru yang akan beroperasi yaitu PLTG Gorontalo #1, PLTG Minahasa #2, #3 , PLTU Sulut I (kema) #2, dan PLTU Sulut (PPP) #1, #2. 565
Analisa Aliran Daya Sistem Sulawesi Selatan Analisa aliran daya pada sistem Sulsel dilakukan dengan memperhatikan seluruh pembangkit eksisting dan penambahan pembangkit baru sesuai neraca daya 2011–2020, meliputi sistem 150 kV dan 70 kV. Analisa load flow dilakukan untuk tahun 2012, 2015 dan 2019. a. Tahun 2013 Sebagian besar kebutuhan energi listrik di pusat beban kota Makassar dan sekitarnya, masih dipasok dari pembangkit yang posisinya berada di bagian utara Propinsi Sulawesi Selatan yaitu dari PLTGU/G Sengkang, PLTA Bakaru dan PLTA Poso sehingga ada daya sekitar 370 MW yang mengalir dari utara ke selatan propinsi Sulawesi Selatan. Pada kondisi tersebut, tegangan sistem masih dalam batas normal. Tegangan tertinggi terjadi di GI Wotu 152,4 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 143,7 kV. Total beban sistem sebesar 833 MW dan pembangkit beroperasi sebesar 870,2 MW, dengan susut transmisi sebesar 37,2 MW (3,3 %). Pembangkit yang beroperasi adalah PLTA Bakaru 2 x 63 MW, PLTGU Sengkang 135 MW, PLTGU Sengkang 3 x 60 MW, PLTD Suppa 60 MW dan PLTA Poso 3 x 65 MW. Tambahan pembangkit baru pada tahun 2011 – 2013 adalah, PLTGU Sengkang 2 x 60 MW, ekspansi 2 dan 3 (2011/12), PLTA Poso 3 x 65 MW (145 MW Transfer ke Selatan – 2012), PLTU Sulsel Perpres 1 di Barru 2x50 MW (2012), PLTU Bosowa 2 x 100 MW (2012). Tambahan transmisi baru pada tahun 2011 – 2013 adalah, TL 150 kV jalur tengah Sidrap – Maros (New S/S) – Sungguminasa (2011), TL 150 kV Sengkang – Sidrap (2011), TL 150 kV Sengkang – Siwa/Keera (2011), Underground 150 kV Bontoala – Tallo Lama, Uprating TL 150 kV Tello – Tallo Lama, TL 150 kV PLTU Takalar – Tanjung Bunga, TL 275 kV PLTA Poso – Palopo. b. Tahun 2015 Pada tahun ini sistem Sulselbar sudah terinterkoneksi dengan sistem Sultra melalui transmisi 150 kV. Aliran daya sistem Sulselbar masih dari utara ke pusat beban kota Makassar dan sekitarnya, melalui transmisi 150 kV, dengan 566
transfer daya sebesar 368 MW. Sedangkan sistem Sultra mendapat pasokan daya dari PLTA Poso, dengan transfer daya sebesar 62 MW. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal, tegangan tertinggi di GI Wotu 154,7 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 143,7 kV (sistem Sulsel bagian Selatan) dan GI Raha 149,4 kV (sistem Sultra). Total beban sistem sebesar 1.127 MW dengan jumlah pasokan sebesar 1.162,3 MW dan susut transmisi sebesar 35,3 MW (2,6 %). Tambahan pembangkit baru pada tahun 2013 - 2015 adalah, PLTU Sulsel-3 (Takalar) 2x100 MW (2014/15), PLTU Takalar (eks loan Spanyol) FTP2 2x100 MW (2014/15) dan PLTU Mamuju FTP2 2x25 MW (2014). Tambahan transmisi baru pada tahun 2013 – 2015 adalah TL 150 kV Wotu – Malili – Kolaka – Unaaha – Kendari (2014). c. Tahun 2020 Aliran daya masih dari utara ke pusat beban kota Makassar dan sekitarnya sebesar 600 MW. Tegangan sistem masih dalam batas-batas normal, tegangan tertinggi di GI Wotu 154,3 kV dan tegangan terendah di GI Bontoala 136,3 kV (sistem Sulsel bagian Selatan) dan GI Raha 145,9 kV (sistem Sultra). Total beban sistem sebesar 1.933,5 MW dengan jumlah pasokan sebesar 1.995,9 MW, dengan susut transmisi sebesar 62,4 MW (3,1 %). Tambahan pembangkit baru pada tahun 2016 – 2020 adalah, PLTA Bontobatu 2 x 50 MW (2016), PLTA Malea 2 x 45 MW (2016), PLTA Konewa 2 x 25 MW (2016), PLTA Bakaru-II 2 x 63 MW (2019), PLTG Makassar 100 MW (2020), PLTP Lainea 20 MW (2017) ,PLTU Sulsel 3 2 x 150 MW (2018/19). Gambaran yang lebih rinci untuk kondisi pada tahun-tahun tertentu hasil simulasi aliran daya untuk sistem besar di Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.8.
B2.9 Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi Kebutuhan pengembangan sistem distribusi diperlukan untuk,
Meningkatkan keandalan dan mutu tegangan pelayanan
Perbaikan SAIDI dan SAIFI 567
Menurunkan susut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan yang tua
Meningkatkan penjualan tenaga listrik dengan menambah pelanggan
Menurunkan suut teknis jaringan dan rehabilitasi jaringan distribusi yang sudah tua dan tidak layak dioperasikan
Proyeksi kebutuhan distribusi diberikan pada Lampiran B2.9.
Proyeksi Kebutuhan Fisik Distribusi 2011-2020 se Sulawesi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 1,094
kms 1,351
MVA 549
2012
657
900
338
126,778
2013
830
1,016
402
144,805
2014
1,006
1,119
401
152,880
2015
1,143
1,196
419
162,940
2016
1,297
1,277
454
173,498
2017
1,497
1,372
493
185,989
2018
1,634
1,437
523
194,034
2019
1,831
1,520
560
204,542
2020 2011-2020
2,156
1,669
613
222,095
13,145
12,857
4,749
1,796,276
Tahun
568
Pelanggan 228,717
Proyeksi Kebutuhan Investasi Distribusi 2011-2020 se Sulawesi Juta USD Tahun
JTM
JTR
Trafo
Pelanggan
Total
2011
13.2
9.4
23.1
7.7
53.4
2012
8.4
6.3
15.1
5.7
35.5
2013
10.0
6.9
17.6
6.4
40.9
2014
11.6
7.5
17.6
7.0
43.7
2015
12.8
8.0
18.4
7.5
46.7
2016
14.2
8.5
19.9
8.0
50.6
2017
16.0
9.0
21.5
8.6
55.1
2018
17.3
9.4
22.7
9.1
58.5
2019
19.1
9.9
24.2
9.6
62.9
2020
22.2
10.9
26.5
10.5
70.1
2011-2020
144.9
85.8
206.6
80.2
517.6
Dari tabel perkiraan kebutuhan fisik dan biaya distribusi regional Sulawesi tahun 2011-2020 dapat dijelaskan sebagai berikut :
Selama kurun waktu tahun 2011-2020 direncanakan membangun JTM 13.145 kms, JTR 12.857 kms, Kapasitas gardu distribusi 4749 MVA untuk menunjang penyambungan sejumlah 1,8 juta pelanggan.
Perkiraan biaya total selama kurun waktu tersebut untuk menunjang pengembangan sistem distribusi, membutuhkan biaya sebesar US$ 517.6 juta (JTM US$ 145 juta, JTR US$ 85.8 juta, gardu US$ 206.6 juta, dan sambungan pelanggan US$ 80,2 juta) dan diperkirakan setiap tahunnya dibutuhkan anggaran sebesar US$ 52 juta.
Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 60,3 % tahun 2009, menjadi 69,8 % di tahun 2014 untuk regional Sulawesi.
B2.10 Program Listrik Pedesaan Program listrik pedesaan pemerintah yang tertuang dalam RPJM 2010-2014 adalah meningkatkan ratio elektrifikasi Indonesia pada tahun 2014 menjadi 80%. Untuk menunjang program tersebut di pulau Sulawesi direncanakan membangun JTM 4.285 kms, JTR 4.361 kms, kapasitas gardu distribusi 370,2 MVA. Kegiatan tersebut diharapkan dapat meningkatkan rasio elektrifikasi dari 60,3% (tahun 2010) menjadi 69,8% di tahun 2014 untuk regional Sulawesi . 569
Proyeksi kebutuhan jaringan distribusi untuk listrik pedesaan diberikan pada Lampiran B2.10 B2.11 Program Energi Baru dan Terbarukan Lihat Bab 4.3 s/d 4.6 B2.12. Proyeksi Kebutuhan Investasi Proyeksi kebutuhan Investasi pembangkit, transmisi dan gardu induk sistem Sulawesi diberikan pada Lampiran B2.12.
570
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PER PROVINSI WILAYAH OPERASI INDONESIA TIMUR
LAMPIRAN B3. PROVINSI KALIMANTAN SELATAN LAMPIRAN B4. PROVINSI KALIMANTAN TENGAH LAMPIRAN B5. PROVINSI KALIMANTAN TIMUR LAMPIRAN B6. PROVINSI SULAWESI UTARA LAMPIRAN B7. PROVINSI SULAWESI TENGAH LAMPIRAN B8. PROVINSI GORONTALO LAMPIRAN B9. PROVINSI SULAWESI SELATAN LAMPIRAN B10. PROVINSI SULAWESI TENGGARA LAMPIRAN B11. PROVINSI SULAWESI BARAT LAMPIRAN B12. PROVINSI MALUKU LAMPIRAN B13. PROVINSI MALUKU UTARA LAMPIRAN B14. PROVINSI PAPUA LAMPIRAN B15. PROVINSI PAPUA BARAT LAMPIRAN B16. PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT (NTB) LAMPIRAN B17. PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR (NTT)
571
LAMPIRAN B.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN SELATAN
B3.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan sebagian besar dipasok dari sistem Barito, sedangkan sistem–sistem isolated tersebar antara lain sistem Pagatan, Kotabaru serta Unit Listrik Desa (ULD)1 dipasok dari PLTD setempat. Total daya terpasang adalah sekitar 423 MW dengan daya mampu 311 MW dan beban puncak 292 MW pada kwartal ketiga tahun 2011. Jumlah pelanggan pada waktu yang sama adalah sekitar 757 ribu pelanggan, sehingga rasio elektrifikasi sekitar 73,4%. Situasi sistem kelistrikan di provinsi ini pada dasarnya masih terbatas dan tanpa cadangan. Konfigurasi saat ini dan rencana pengembangan sistem kelistrikan interkoneksi di Kalimantan Selatan dapat dilihat pada gambar B3.1.
Gambar B3.1 Peta pengembangan sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan 1
ULD adalah unit satuan pelayanan PLN yang dikelola oleh badan usaha di daerah terpencil yang mengelola pembangkit, jaringan dan pelanggan PLN .
572
Sistem Interkoneksi Barito Sistem Barito merupakan sistem interkoneksi dengan jaringan transmisi 150 kV dan 70 kV, dipasok dari beberapa jenis pembangkit meliputi PLTA, PLTU, PLTD minyak dan PLTG minyak. Sistem Barito merupakan pemasok utama kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah. Pusat beban sistem Barito berada di Provinsi Kalimantan Selatan dengan porsi sekitar 80% dari seluruh beban sistem Barito. Kondisi sistem kelistrikan Barito saat ini masih belum cukup untuk memenuhi seluruh kebutuhan masyarakat, mengingat daya yang ada masih sangat terbatas. Sistem Barito akan dapat melayani kebutuhan masyarakat setelah PLTU Kalsel di Asam-Asam beroperasi. Upaya yang telah dilakukan untuk mengatasi kondisi kekurangan pasokan tersebut adalah menyewa PLTD minyak jangka pendek dengan total daya 128 MW, dan menambah daya melalui pembelian tenaga listrik excess power dari industri yang mempunyai cadangan daya. Daya mampu sistem Barito saat ini sekitar 280 MW dengan beban puncak 265 MW. Akibat kondisi kelistrikan yang terbatas ini, untuk sementara penambahan pelanggan baru dilaksanakan dengan cara selektif. Sistem Isolated Pagatan Di Kalimantan Selatan masih banyak terdapat sistem-sistem kecil isolated tersebar, dan beberapa diantaranya yang relatif besar adalah: -
Sistem Pagatan/Batulicin, merupakan sistem yang terhubung dengan jaringan tegangan menengah 20 kV, melayani kebutuhan pelanggan di kabupaten Tanah Bumbu dan sebagian kabupaten Pulau Laut. Kondisi kelistrikan di sistem Pagatan ini juga mengalami keterbatasan daya pembangkit dan untuk memenuhi kebutuhan dilakukan sewa PLTD minyak serta membeli excess power. Sistem Pagatan direncanakan akan diinterkoneksikan dengan sistem Barito menggunakan transmisi 150 kV.
-
Sistem Kotabaru juga merupakan sistem isolated dengan pasokan listrik dari PLTD, terhubung melalui jaringan 20 kV dan melayani kebutuhan pelanggan di kabupaten Pulau Laut. Sistem Kotabaru terletak di pulau Laut yang terpisah dari daratan pulau Kalimantan.
-
ULD merupakan sistem kelistrikan yang tersebar di daerah terpencil untuk memenuhi kebutuhan masyarakat desa setempat dan bebannya masih rendah. Jumlah ULD adalah sebanyak 20 unit dengan daya terpasang 6,7 MW. 573
Daya terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Selatan dapat dilihat pada tabel B3.1. Tabel B3.1 Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan per Oktober 2011 Sistem
Kabupaten
Daya Terpasang [ MW ]
Daya Mampu [ MW ]
Beban Puncak [ MW ]
Keterangan
Kota Banjarmasin Kota Banjarbaru Kab Banjar Kab Tapin Kab HSS 1. Sistem Barito
387,5
280,6
265,5
Kab Tanah Bumbu
17,1
15,6
14,3
Isolated
3. Sistem Kotabaru
Kab Kotabaru
11,4
10,3
8,1
Isolated
4. ULD (20 Lokasi Tersebar)
Tersebar
6,7
4,7
4,3
Isolated
422,7
311,3
292,2
Kab HST Kab HSU Kab Tabalong Kab Balangan Kab Barito Kuala Kab Tanah Laut
2. Sistem Batulicin
TOTAL
B3.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kalimantan Selatan memiliki sumber daya energi yang cukup banyak dengan tersedianya cadangan batubara dan gas methane yang cukup besar. Di beberapa kawasan, kondisi tanahnya juga cocok ditanami kelapa sawit. Eksploitasi sumber daya alam berupa batubara dan mulai berkembangnya perkebunan kelapa sawit telah membuat ekonomi Kalimantan Selatan tumbuh dinamis dan prospektif. Kondisi demikian akan berpengaruh kepada pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Kalimantan Selatan. Berdasarkan realisasi pengusahaan lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diberikan pada tabel B3.2.
574
Tabel B3.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh) 1.454,2 1.586,7 1.732,1 1.891,7 2.066,9 2.259,2 2.470,5 2.702,7 2.958,0 3.238,7
Produksi (GWh) 1.800,9 2.057,2 2.225,4 2.426,2 2.646,7 2.889,5 3.156,7 3.450,8 3.774,5 4.131,1
9,3%
9,3%
Beban Puncak (MW) 331 366 390 423 459 499 542 589 641 697 9,4%
Jumlah Pelanggan 740.758 772.829 806.241 841.055 877.332 915.137 954.538 995.604 1.038.410 1.083.032 4,3%
B3.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan yang meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Kalimantan Selatan dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat dan sebaran penduduknya sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Kalimantan Selatan merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber energi primer yang banyak, meliputi batubara, gas methan batubara (coal bed methana /CBM) dan tenaga air. Potensi batubaranya sangat besar dengan berbagai tingkat kalori sebagaimana dapat dilihat pada table B3.3. Deposit batubara diperkirakan lebih dari 1,8 miliar ton, sementara produksinya rata-rata mencapai 12 juta ton per tahun. Potensi energi primer yang potensial untuk dikembangkan khususnya bagi desadesa tertinggal yang sulit dijangkau oleh jaringan PLN adalah batubara, tenaga air dan energi surya. Sampai saat ini batubara Kalsel telah dipakai sebagai bahan bakar di berbagai PLTU di Indonesia termasuk di PLTU Asam-Asam.
575
Tabel B3.3 Potensi Batubara Kalimantan Selatan No.
Kualitas Kelas
Kriteria (Kal/gr, adb)
1
Kalori Rendah
7100
17,62
0,00
12,00
29,62
0,14
5.517,81
334,48
3.249,09
9.101,38
1.867,84
Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, Badan Geologi KESDM, 2006
Sumber Tenaga Air/Hidro Kalimantan Selatan merupakan daerah yang mempunyai sumber daya tenaga air, antara lain DAS Barito, Riam Kanan, Riam Kiwa, Balangan, Batang Alai, Amandit, Tapin, Kintap, Batulicin, dan Sampanahan. Umumnya DAS tersebut berhulu di pegunungan Meratus dan bermuara di laut Jawa dan selat Makassar. Keberadaan DAS tersebut kurang berpotensi untuk dijadikan PLTA run-off-river karena topografinya landai, sehingga head-nya relatif kecil. Secara rinci potensi tenaga air dapat dilihat pada tabel B3.4. Tabel B3.4 Potensi energi air di Kalimantan Selatan NO
NAMA BENDUNGAN
KABUPATEN
KAPASITAS
1
PLTA Kusan
Tanah Bumbu
65 MW
2
PLTMH Riam Kiwa
Banjar
10 MW
3
PLTMH Muara Kendihin
Hulu Sungai Selatan
0,6 MW
4
PLTMH Kiram Atas
Banjar
0.86 MW
5
PLTMH Sampanahan
Kotabaru
0.6 MW
6
PLTMH Gendang Timburu
Kotabaru
0,6 MW
Total
99,6 MW
Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi, Propinsi Kalimantan Selatan
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik periode 2011-2020 direncanakan tambahan 6 proyek pembangkit listrik berkapasitas 609 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTU batubara, PLTA dan PLTG peaking. Tabel B3.5 menampilkan perincian pengembangan pembangkit dimaksud. 576
Tabel B3.5 Rencana Pengembangan Pembangkit di Kalsel No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Asam Asam (FTP1)
PLN
PLTU
2x65
2011
On Going
2
Kotabaru (APBN)
PLN
PLTU
2x7
2013
On Going
3
Kusan
PLN
PLTA
65
2017
Rencana
4
Kalsel (Peaking)
PLN
PLTG
50
2019
Rencana
5
Asam Asam
Sewa
XPLTU
3x50
2013
Rencana
6
Kalsel-1 (FTP2)
Swasta
PLTU
2x100
2015/16
Rencana
Total Kapasitas
609
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Beban kelistrikan di sistem interkoneksi Kalimantan Selatan relatif besar dan jaringan tegangan tinggi akan menjangkau beban yang secara geografis semakin jauh, sehingga pengembangan sistem dilakukan dengan menggunakan tegangan 150 kV. Selain itu pembangunan sistem transmisi juga dimaksudkan untuk meningkatkan kemampuan daya hantar listrik mengingat adanya rencana pembangunan PLTU dalam satu kawasan di Asam-Asam. Adanya potensi tenaga air di DAS Kusan yang lokasinya jauh dari pusat beban memerlukan transmisi 150 kV untuk menyalurkan energinya. Selama periode 2011-2020 direncanakan akan dibangun saluran transmisi 150 kV dan 70 kV sepanjang 1.725 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 212 juta seperti ditampilkan dalam tabel B3.6. Rencana pengembangan sistem interkoneksi 70 kV untuk menghubungkan grid Barito dengan sistem Kotabaru di pulau Laut, dimana saat ini dalam tahap studi kelayakan dan studi dasar laut.
577
Tabel B3.6 Rencana pembangunan Transmisi 150 kV No 1
Dari Barikin
Ke Amuntai
Tegangan
Konduktor
Panjang Anggaran (kms) (juta USD)
COD
150 kV
2 cct, 1xHAWK
66 5.9
2011
2
Seberang Barito
Kayutangi
150 kV
2 cct, 1xHAWK
42 3.7
2011
3
PLTU Asam‐Asam (FTP1)
Mantuil
150 kV
2 cct, 2xHAWK
220 27.0
2011
4
Asam‐asam
Batu licin
150 kV
2 cct, 2xHAWK
248 30.4
2012
5
Tanjung
150 kV
2 cct, 2xHAWK
284 34.8
2012
6
Rantau
150 kV
4cct, 2xHAWK
2 0.2
2012
7
Up rating Asam‐Asam
150 kV
2cct, 1xZEBRA
180 30.0
2013
8
Batu Licin
Perbatasan Incomer 2 phi Barikin ‐ Cempaka Pelaihari‐Cempaka‐ Mantuil Landing point P. Laut
70 kV
2 cct, 1xHAWK
6 4.5
2013
9
Landing point P. Laut
Kotabaru
70 kV
2 cct, 1xHAWK
74 6.6
2013
10
Tanjung
11
PLTU Kalsel 1 (FTP 2) Barikin
150 kV 150 kV
2 cct, 2xHAWK 2 cct, 2xHAWK
100 12.3 240 29.4
2014 2014
12
PLTA Kusan
150 kV
2 cct, 1xHAWK
138 12.3
2016
13
Reconduktor Cempaka *) Barikin
150 kV
2 cct, 2xHAWK
213 26.1
2017
Kayutangi Single phi Cempaka ‐ Rantau
Jumlah 1,813 223.2
Catatan: Tingkat tegangan kabel laut yang menginterkoneksi Pulau Laut dan Kalimantan sedang dalam kajian.
Pengembangan Gardu Induk Jumlah GI yang direncanakan akan dibangun sampai dengan tahun 2020 termasuk perluasannya, akan mencapai 24 buah dengan kapasitas total 750 MVA. Khusus di Pulau Laut, direncanakan pengembangan GI 70/20 kV dan saat ini masih dalam tahap kajian. Biaya investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 55 juta dengan rincian terdapat pada tabel B3.7. Rencana pembangunan gardu induk baru pada tabel B3.7 tersebut dapat dibangun secara minimalis untuk mengakomodasi beban yang masih relatif kecil untuk mempercepat pembangunan dan menekan biaya investasi.
578
Tabel B3.7 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34
Gardu Induk Amuntai (GI baru ) Barikin Ext LB Kayu Tangi (GI baru ) Seberang Barito Ext LB Asam asam Diameter 3 CB Asam asam Diameter 2 CB Asam‐asam Ext LB Mantuil Ext LB Batu licin (GI Baru) Asam‐asam Ext LB Tanjung Ext LB (Perbatasan) Batulicin (IBT) Batulicin Kota Baru (GI baru ) Tanjung Tanjung Ext LB Tanjung Ext LB (PLTU IPP) Banjarmasin Cempaka Rantau (Rekonfigurasi) Rantau (NEW LINE) Kayutangi Trisakti Batulicin Trisakti IBT Mantuil Trisakti (Uprating) Barikin Amuntai Rantau Kayutangi Asam asam Rantau Ext LB (Kusan) Pelaihari
Daya (MVA) 30 2 LB 30 2 LB 3 CB 2 CB 2 LB 2 LB 30 2 LB 2 LB 60 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 2 LB 2 LB 60 30 60 60 30 60 30 30 30 30 2 LB 30
Anggaran (juta USD) 2,62 1,23 2,62 1,23 1,62 1,35 1,23 1,23 2,62 1,23 1,23 2,10 0,94 3,16 1,39 1,23 1,23 1,26 2,10 1,23 1,23 1,23 2,10 1,39 2,10 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,39 1,39 1,23 1,39
Jumlah 750
55,42
Tegangan
Baru/Extension
150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150/70 kV 70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 70/20 kV 150/20 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017
Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, direncanakan juga pembangunan jaringan distribusi 20 kV. Proyeksi kebutuhan jaringan distribusi sampai tahun 2020 termasuk untuk listrik pedesaan adalah 18.533 kms JTM, 10.206 kms JTR dan 533 MVA trafo distribusi dengan rincian ditunjukkan dalam tabel B3.8. Proyeksi tersebut dimaksudkan untuk menambah rata-rata 37.000 pelanggan per tahun selama 10 tahun. 579
Tabel B3.8 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 1,254
kms 865
MVA 45
2012
1,465
982
50
32,071
2013
1,369
828
51
33,413
2014
1,417
804
44
34,814
2015
1,591
880
47
36,277
2016
1,787
964
51
37,805
Tahun
Pelanggan 30,786
2017
2,008
1,057
55
39,400
2018
2,256
1,159
59
41,066
2019
2,536
1,272
63
42,806
2020
2,850
1,395
68
44,622
2011-2020
18,533
10,206
533
373,060
B3.4 Sistem Kelistrikan Isolated Kalimantan Selatan dengan wilayah daratan yang sangat luas mempunyai banyak kelompok penduduk yang tersebar jauh dan terisolasi. Sistem kelistrikannya dipasok dengan PLTD dan dikelola oleh Unit Listrik Desa. Untuk melayani masyarakat sekaligus sebagai upaya meningkatkan ratio elektrifikasi di Kalimantan Selatan, beberapa sistem isolated diupayakan secara bertahap masuk ke dalam sistem interkoneksi Barito melalui grid extension. Untuk yang belum terjangkau grid, daerah isolated dibangun PLTU batubara skala kecil seperti Pulau Laut. PLN juga mendorong pengembangan PLTMH oleh swasta untuk memanfaatkan potensi tenaga air. Selain itu PLN secara sangat terbatas juga berencana memasang PLTS komunal.
B3.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 di Provinsi Kalimantan Selatan diberikan pada tabel B3.9.
580
Tabel B3.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011 2012
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Produksi Pembangkit GI Transmisi Anggaran Puncak (GWh) (MW) (MVA) (kms) (juta USD) (MW) 280.0 1,454 1,801 331 130 60 328 111.1 1,587 2,057 366 30 534
Sales (GWh)
2013
1,732
2,225
390
164
210
260
121.6
2014
1,892
2,426
423
100
60
340
225.0
100
180
-
189.3
90
138
61.9
120
213
181.6
2015
2,067
2,647
459
2016
2,259
2,890
499
2017
2,471
3,157
542
2018
2,703
3,451
589
2019
2,958
3,775
641
2020
3,239 4,131 Jumlah
697
65 50 609
581
750
-
57.0
-
88.3
-
70.4
1,813
1,386.3
LAMPIRAN B.4 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TENGAH B4.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Tengah dipasok dari sistem interkoneksi Barito dengan transmisi 150 kV dari Kalimantan Selatan melalui beberapa GI di Kalteng yaitu GI Selat, GI Pulang Pisau dan GI Palangkaraya. GI Selat memasok beban di kabupaten Kuala Kapuas dan sekitarnya, GI Pulang Pisau memasok beban di kabupaten Pulang Pisau dan GI Palangkaraya memasok beban kota Palangkaraya dan kabupaten Katingan. Sistem kelistrikan di daerah lainnya masih merupakan sistem isolated tersebar, dengan daya mampu pembangkitan rata-rata dalam kondisi pas-pasan. Beban puncak total non coincident se Kalimantan Tengah pada tahun 2011 adalah sekitar 140 MW, dimana 66 MW diantaranya masuk dalam sistem Barito. Sedangkan daya mampu pembangkit sekitar 147 MW dengan rincian 54,4 MW di sistem Barito dan 81,56 MW di sistem isolated tersebar. Jumlah pelanggan Provinsi Kalimantan Tengah pada akhir tahun 2010 adalah sekitar 284 ribu pelanggan dengan rincian 249 ribu pelanggan rumah tangga, 23 ribu pelanggan bisnis, 11 ribu pelanggan publik dan 104 pelanggan industri. Peta sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dan rencana pengembangan sistemnya diperlihatkan pada gambar B4.1.
582
Gambar B4.1. Peta sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah
Sedangkan rincian data pembangkit dan beban puncak sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah dapat dilihat pada tabel B4.1. Tabel B4.1 Sistem Kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah per Oktober 2011 Sistem
Kalimantan Tengah
Daya Terpasang [ MW ]
Daya Mampu [ MW ]
Beban Puncak [ MW ]
Keterangan
66,0
Daya Mampu sistem Barito adalah 335 MW dengan beban Puncak sebesar 331.5 MW
Kota Palangka Raya Kab Kapuas 1. Sistem Barito
58,3
Kab Pulang Pisau
54,4
Kab Katingan/Kasongan Kab Barito Timur / Tamiyang Layang 2. Sistem Sampit
Kab Kotawaringin Timur
52,1
23,8
20,8
Isolated
3. Sistem Pangkalan Bun
Kab Kotawaringin Barat
39,7
25,8
18,7
Isolated
4. Sistem Buntok
Kab Barito Selatan
16,5
9,4
7,4
Isolated
5. Sistem Muara Teweh
Kab Barito Utara
6,7
6,2
5,4
Isolated
6. Sistem Kuala Pambuang
Kab Seruyan
7,1
3,7
2,3
Isolated
7. Sistem Nanga Bulik
Kab Lamandau
2,8
2,2
1,3
Isolated
8. Sistem Kuala Kurun
Kab Gunung Mas
5,3
3,5
2,2
Isolated
9. Sistem Puruk Cahu
Kab Murung Raya
4,1
2,7
1,7
Isolated
10. Sistem Sukamara
Kab Sukamara
3,0
11. UL D (57 Lokasi tersebar)
Tersebar Total
195,6
1,9
1,9
Isolated
14,0
12,6
Isolated
147,6
140,1
B4.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kalimantan Tengah memiliki sumber energi yang cukup banyak dengan tersimpannya cadangan batubara dan gas methan batubara (CBM) dalam jumlah yang cukup besar. Eksploitasi batubara telah membuat ekonomi Kalimantan Tengah tumbuh dinamis dan prospektif, hal itu akan berpengaruh pada kebutuhan listrik di Kalimantan Tengah. Mengingat rasio elektrifikasi di Kalimantan Tengah masih cukup rendah (sekitar 55%) termasuk pelanggan listrik non PLN, maka pertumbuhan kebutuhan listrik di masa mendatang diperkirakan akan tinggi. Memperhatikan realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya termasuk dengan memperhitungkan daftar tunggu yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik Provinsi Kalimantan Tengah tahun 2011–2020 diberikan pada tabel B4.2.
583
Tabel B4.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Prov Kalimantan Tengah
Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh) 741,8 817,1 888,1 966,5 1.052,9 1.148,1 1.253,1 1.369,0 1.496,8 1.637,8 11,0%
Produksi (GWh) 843,5 924,1 1.043,9 1.135,2 1.236,0 1.346,7 1.468,7 1.603,1 1.751,3 1.914,8 11,2%
Beban Puncak (MW) 127,0 152,3 173,8 187,0 201,4 216,8 234,0 252,3 272,3 294,1 9,8%
Jumlah Pelanggan 343.361 358.371 374.152 390.748 408.197 426.545 445.839 466.126 487.458 509.889 6,0%
B4.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Kalimantan Tengah dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Kalimantan Tengah merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber daya energi yang besar, yaitu utamanya batubara, dan beberapa gas alam. Potensi energi yang potensial untuk dikembangkan di Kalimantan Tengah adalah batubara. Selain itu khusus untuk perdesaan yang sulit dijangkau oleh jaringan PLN, selain pembangkit batubara juga dapat dikembangkan mikrohidro dan biomassa. Batubara Propinsi Kalimantan Tengah mempunyai potensi batubara yang cukup banyak dan kabupaten Barito Utara merupakan kabupaten yang paling banyak memiliki cadangan batubara. Survey yang telah dilakukan sejak tahun 1975 oleh beberapa institusi, baik pemerintah maupun perusahaan asing seperti PT BHP - Biliton memperkirakan terdapat sekitar 400 juta ton batubara dengan nilai kalori di atas 7.000 kkal per kg dan juga ditemukan batubara dengan kandungan kalori di atas 8.000 kkal per kg di kabupaten Barito Utara dan Murung Raya bagian utara. Batubara ditemukan di daerah 584
Muara Bakah, Bakanon, Sungai Montalat, Sungai Lahei, Sungai Maruwai dan sekitarnya. Potensi batubara di Kalimantan Tengah dapat dilihat pada Table B4.3 Tabel B4.3 Potensi Batubara Kalimantan Tengah Sumberdaya ( Juta Ton)
Kriteria No.
Kualitas (Kal/gr, adb)
Hipotetik
Tereka
Tertunjuk
Terukur
Jumlah
Cadangan (Juta Ton)
1
Kalori Rendah
7100
‐
247,6
‐
77,0
324,6
44,5
122,7
974,4
5,1
194,0
1.613
48,6
Jumlah
Sumber : Pusat Sumber Daya Geologi, 2006
Gas Alam Potensi gas alam di Kalimantan Tengah terdapat di Bangkanai di dekat Muara Teweh, dan berdasarkan hasil penelitian daerah ini memiliki potensi gas yang akan dieksploitasi sebesar 20 mmscfd selama 20 tahun, walaupun diperkirakan akan turun secara bertahap menjadi 16 mmscfd mulai tahun ke 16. Sumber Tenaga Air Kalimantan Tengah memiliki potensi tenaga air yang berkaitan dengan DAS Barito dan Katingan di daerah Puruk Cahu, Muara Teweh dan Kasongan. Status potensi tersebut dalam tahap identifikasi oleh Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Kalimantan Tengah, dan memerlukan studi lebih lanjut untuk dapat dikembangkan. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2020 termasuk memenuhi daftar tunggu, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 693 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun adalah PLTU batubara di beberapa lokasi dan PLTG gas di Bangkanai sebagai pembangkit peaking dengan menggunakan gas storage CNG (compress natural gas). Tabel B4.4 berikut menampilkan perincian pengembangan pembangkit di Kalimantan Tengah.
585
Tabel B4.4 Rencana Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Pulang Pisau (FTP1)
PLN
PLTU
2x60
2012
On Going
2
Bangkanai #1, #2 (FTP2)
PLN
PLTG
2x70
2013
Rencana
3
Buntok
PLN
PLTU
2x7
2013
On Going
4
Kuala Pambuang
PLN
PLTU
2x3
2013
Rencana
5
Kuala Kurun
PLN
PLTU
2x3
2013
Rencana
6
Bangkanai #3 (FTP2)
PLN
PLTG
1x70
2014
Rencana
7
Sampit (FTP2)
PLN
PLTU
2x25
2014
On Going
8
Bangkanai #4 (FTP2)
PLN
PLTG
1x70
2015
Rencana
9
Kuala Pambuang Ekspansi
PLN
PLTU
3
2017
Rencana
10
Pangkalan Bun (Cenko)
Swasta
PLTU
2x7
2011
Operasi
11
Kalteng - 1
Swasta
PLTU
2x100
2020
Rencana
Total Kapasitas
693
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Seiring dengan rencana pembangunan PLTU batubara dan PLTG di Bangkanai serta untuk menyambung sistem isolated masuk ke grid Barito, direncanakan akan dibangun transmisi 150 kV untuk menyalurkan energi listrik dari pembangkit tersebut ke pusat beban. Sebagaimana diketahui bahwa sebaran penduduk Kalimantan Tengah sangat berjauhan, sehingga transmisi 150 kV yang akan dibangun menjadi sangat panjang. Selain itu letak sumber gas alam Bangkanai juga berada di ujung sebelah timur laut Provinsi Kalimantan Tengah dan jauh dari pusat beban. Pembangunan transmisi juga dimaksudkan untuk dapat melistriki lebih banyak penduduk Kalimantan Tengah sekaligus untuk mengambil-alih PLTD minyak masuk ke grid Kalselteng 150 kV dalam rangka menurunkan biaya pokok produksi. Selama tahun 2011-2020 transmisi 150 kV yang akan dibangun sekitar 1.968 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 202 juta seperti ditampilkan dalam tabel B4.5. Rencana pengembangan sistem transmisi di Provinsi Kalimantan Tengah adalah sesuai dengan peta yang diperlihatkan pada gambar B4.1.
586
Tabel B4.5 Rencana pembangunan transmisi 150 kV
2 cct, 2xHAWK
Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 346 30,8
2012
2 cct, 2xHAWK
2 0,2
2012
150 kV
2 cct, 2xHAWK
260 31,9
2013
Pangkalan Bun
150 kV
2 cct, 1xHAWK
344 30,6
2013
Muara Teweh
150 kV
2 cct, 2xHAWK
100 12,3
2013
Muara Teweh
Buntok
150 kV
2 cct, 2xHAWK
220 27,0
2013
7
PLTU P.Pisau
Incomer 2 phi (P. Raya ‐Selat)
150 kV
4 cct, 1xHAWK
4 0,4
2013
8
Palangkaraya [New]
Incomer phi (Selat ‐ P raya)
150 kV
2 cct, 1xHAWK
2 0,2
2014
9
Muara Teweh
Puruk Cahu
150 kV
2 cct, 2xHAWK
94 8,4
2014
10
Puruk Cahu
Kuala Kurun
150 kV
2 cct, 2xHAWK
196 17,4
2014
11
PLTU Sampit
Sampit
150 kV
2 cct, 1xHAWK
40 3,6
2014
12
PLTU Kalteng‐1
Kasongan
150 kV
2 cct, 1xHAWK
120 10,7
2014
13
Kasongan
Kuala Kurun
150 kV
2 cct, 2xHAWK
240 29,4
2015
Jumlah
1.968 202,8
No
Dari
1
Palangkaraya
2
Kasongan
3
Tanjung
4 5 6
Ke
Tegangan
Konduktor
Sampit
150 kV
Incomer phi (Sampit ‐ P raya)
150 kV
Buntok
Sampit PLTGU Bangkanai
COD
Pengembangan Gardu Induk Di luar sistem Barito terdapat banyak sistem isolated relatif kecil dan berlokasi saling berjauhan yang dipasok PLTD minyak. Pengembangan gardu induk ini dimaksudkan untuk mendukung interkoneksi sistem isolated tersebut dengan sistem Barito yang selanjutnya disebut sistem Kalselteng dengan transmisi 150 kV. Pengembangan grid tersebut juga dimaksudkan untuk meningkatkan keandalan pasokan dan menurunkan biaya pokok produksi. Gardu induk yang akan dibangun pada tahun 2011-2020 tersebar di 8 lokasi dengan daya 330 MVA, termasuk trafo untuk perluasan, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 39 juta seperti ditunjukkan pada tabel B4.6.
587
Tabel B4.6 Rencana pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Nama Gardu Induk Kasongan Kasongan Sampit (GI Baru) Palangkaraya Ext LB Pangkalan Bun (GI Baru) Sampit Ext LB Buntok (GI Baru) Muara Teweh (GI Baru) Buntok Ext LB Muara Teweh Ext LB (PLTG) Sampit Palangkaraya (GI Baru) Palangkaraya New Ext LB Kuala Kurun (GI Baru) Puruk Cahu (GI Baru) Pangkalan Bun (GI Baru) Muara Teweh Ext LB Sampit Ext LB (PLTU )
Tegangan
Baru/Extension
Kapasitas (MVA)
Anggaran (juta USD)
COD
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
New New New Extension New Extension New New Extension Extension Extension New Extension New New Extension Extension Extension
30 4LB 30 2 LB 30 2 LB 30 30 2 LB 2 LB 30 60 2 LB 30 30 30 2 LB 2 LB
2,62 5,24 2,62 1,23 2,62 1,23 2,62 2,62 1,23 1,23 2,10 3,34 1,23 2,62 2,62 1,39 1,23 1,23
2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015
Jumlah
330 39,04
Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, dilakukan juga rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan, seperti ditunjukkan pada tabel B4.8. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 11.547 kms JTM, 5.706 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 230 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B4.7. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 60.000 ribu pelanggan baru selama 2011. Pada periode berikutnya akan disambung sekitar 18.500 pelanggan setiap tahunnya.
588
Tabel B4.7 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 2,208
kms 1,294
MVA 43
2012
792
464
15
15,010
2013
740
391
17
15,782
2014
766
380
18
16,595
2015
860
415
19
17,450
2016
966
455
20
18,348
2017
1,085
499
22
19,293
2018
1,219
547
24
20,287
2019
1,371
600
25
21,332
2020 2011-2020
1,540
659
27
22,431
11,547
5,706
230
226,341
Tahun
Pelanggan 59,813
B4.4 Sistem Kelistrikan Barito dan Sistem-Sistem Isolated Sistem Barito Permasalahan ketidakcukupan pasokan pembangkit di sistem Barito sudah berlangsung cukup lama dan PLN pada saat ini tengah berupaya membangun PLTU batubara yang diprogramkan dalam proyek percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap 1 (FTP1), yaitu PLTU Pulang Pisau, dan beberapa PLTU lain yang ditunjukkan pada tabel B4.5. Progres pembangunan PLTU tersebut lebih lambat daripada yang direncanakan, sehingga dilakukan sewa PLTD jangka pendek. Sistem Isolated Sistem kelistrikan yang kecil pada daerah terpencil yang pada saat ini dipasok oleh PLTD minyak pada dasarnya akan diambil oleh jaringan intekoneksi Kalimantan dengan grid extension, kecuali sistem isolated yang berlokasi sangat jauh dari grid dimana direncanakan PLTU skala kecil, misalnya PLTU Kuala Pambuang.
589
B4.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 sebagaimana diperlihatkan pada tabel B4.8. Tabel B4.8 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
742 817 888 966 1.053 1.148 1.253 1.369 1.497 1.638 Jumlah
844 924 1.044 1.135 1.236 1.347 1.469 1.603 1.751 1.915
Beban Puncak (MW) 127 152 174 187 201 217 234 252 272 294
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 14 286 120 70
GI (MVA) 30 30 120 120 30
3
200 693
590
330
Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 348 928 452 240 1.968
80,1 60,3 441,4 192,1 89,5 23,6 33,1 29,2 32,5 316,1 1.297,9
LAMPIRAN B.5 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI KALIMANTAN TIMUR B5.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini
Sistem kelistrikan di Kalimantan Timur secara keseluruhan masih didominasi oleh pembangkit-pembangkit berbahan bakar minyak, sehingga biaya pokok produksi masih relatif tinggi. Peta kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur ditunjukkan pada Gambar B5.1. Kapasitas terpasang keseluruhan sistem kelistrikan di Provinsi Kalimantan Timur pada tahun 2010 sekitar 495 MW dengan daya mampu sekitar 401 MW dan beban puncak 340 MW. Sedangkan untuk sistem Mahakam pada tahun yang sama, daya mampu sekitar 274 MW dengan beban puncak 243 MW sesuai tabel B5.1. Sistem kelistrikan yang paling berkembang di Provinsi Kalimantan Timur adalah sistem Mahakam, yaitu sebuah sistem interkoneksi tegangan tinggi 150 kV yang melayani kota Samarinda, Balikpapan dan Tenggarong. Sistem Mahakam dipasok dari beberapa jenis pembangkit yaitu PLTU, PLTD, PLTGU dan PLTG dengan daya terpasang pada Oktober 2011 mencapai 405 MW, daya mampu sekitar 280 MW dan beban puncak 261 MW. Kapasitas tersebut termasuk pembangkit sewa untuk memenuhi kebutuhan beban yang terus meningkat. Kalimantan Timur saat ini tidak lagi mengalami defisit daya sepanjang tidak menambah pelanggan besar baru. Sistem kelistrikan di beberapa wilayah di Kabupaten lain, yaitu Kabupaten Berau, Nunukan, Bulungan, Malinau, Sangatta, Kota Bontang, Melak, Kotabangun, Petung, dan Tanah Grogot masih dilayani dengan sistem jaringan tegangan menengah 20 kV dan dipasok dari PLTD HSD. Khusus untuk kota Bontang dan Petung, selain PLTD HSD juga sebagian telah dipasok menggunakan PLTMG berbahan bakar gas alam. Kemampuan daya di sistem kelistrikan ini masih mengalami keterbatasan akibat dalam beberapa tahun terakhir hampir tidak ada penambahan pembangkit baru, sedangkan beban yang ada tumbuh dengan cepat. Akibatnya pada waktu-waktu tertentu masih terjadi pemadaman secara terbatas, utamanya bila ada salah satu pembangkit yang mengalami gangguan. Sedangkan di beberapa daerah lain yang berpenduduk relatif sedikit, sistem kelistrikannya masih sangat kecil dan dilayani dengan jaringan tegangan rendah 220 volt yang tersambung langsung dari PLTD setempat.
591
Gambar B5.1 Peta kelistrikan di Provinsi Kaltim
Tabel B5.1 Kondisi kelistrikan per Sistem per akhir tahun 2010
No
SISTEM
Daya (MW) Mampu
Beban Puncak
1
Mahakam
274
243
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Petung Tanah Grogot Kotabangun Melak Bontang Sangatta Berau Bulungan Nunukan Malinau
11,2 8,05 2,2 7,1 26 11,7 15,4 5,13 5,2 4,4
0,6 8 1,89 5,9 15,7 10,01 6,96 5,05 4,7 3,3
592
DAERAH PELAYANAN Samarinda, Balikpapan, Tenggarong, Samboja dan Muara Jawa Penajam, dan Petung Tanah Grogot dan Kuaro Kotabangun Melak Bontang Sangatta Tanjung Redeb Tanjung Selor Nunukan Malinau
Rasio elektrifikasi di Provinsi Kalimantan Timur tahun 2010 adalah 67%, termasuk masyarakat yang dilistriki secara swadaya oleh perusahaan swasta dan pengguna PLTS. B5.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Kalimantan Timur Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur2 selama 5 tahun terakhir tumbuh cukup tinggi, yaitu rata-rata 8,3% per tahun. Pertumbuhan tertinggi adalah pada sektor bisnis (10,9% per tahun), sedangkan terendah adalah pada sektor industri yang tumbuh negatif (-2,2% per tahun). Pertumbuhan ekonomi Provinsi Kaltim selama 2006–2010 relatif rendah, yaitu hanya rata-rata 3,32% per tahun, sedangkan untuk pertumbuhan ekonomi non migas cukup tinggi sebesar 8,03%. Dalam beberapa tahun terakhir, kondisi sistem kelistrikan di Kaltim tidak mampu mengimbangi pertumbuhan beban listrik yang begitu tinggi karena banyak proyek PLTU batubara yang semula akan dibangun oleh investor swasta ternyata banyak yang tidak terwujud. Akibatnya daftar tunggu terutama konsumen industri dan bisnis menumpuk. Adanya daftar tunggu ini membuat tambahan beban yang akan datang diperkirakan akan naik sangat tinggi setelah PLTU batubara baru beroperasi. Mengacu pada realisasi penjualan tenaga listrik PLN selama lima tahun terakhir termasuk adanya daftar tunggu calon pelanggan yang cukup besar, dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 ditunjukkan pada tabel B5.2. Daftar tunggu konsumen besar di Kalimantan Timur direncanakan dapat dilayani setelah pembangkit-pembangkit baru skala cukup besar beroperasi.
2
Tidak termasuk Tarakan
593
Tabel B5.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik
Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh)
Produksi (GWh)
Beban Puncak (MW)
Jumlah Pelanggan
2.131,6
2.367,1
402,1
499.605
2.396,1
2.659,4
451,4
533.923
2.820,2
3.172,7
536,8
596.352
3.299,8
3.710,2
628,7
666.731
3.707,1
4.165,8
714,6
743.684
4.045,2
4.543,2
783,7
796.919
4.398,8
4.937,7
856,2
851.876
4.775,1
5.357,3
933,8
910.577
5.183,4
5.812,1
1.018,7
975.553
5.610,8
6.287,9
1.107,9
1.042.729
11,2%
11,2%
11,7%
8,0%
B5.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Sebagai upaya untuk memenuhi kebutuhan beban yang tinggi di Provinsi Kalimantan Timur, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi dan distribusi, dengan mempertimbangkan ketersediaan potensi energi primer setempat. Kalimantan Timur merupakan lumbung energi primer, sebagai daerah penghasil batubara dan migas dalam jumlah besar. Potensi Energi Primer Sumber energi primer di Kalimantan Timur tersedia dalam jumlah besar. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Pemprov Kalimantan Timur, sumber energi yang ada meliputi : - Cadangan batubara mencapai 25 milyar ton dengan tingkat produksi mencapai 120 juta ton per tahun, - Cadangan gas bumi mencapai 46 TSCF dengan produksi 2 TSCF per tahun, - Cadangan minyak bumi di Kalimantan Timur sebesar 985 MMSTB dan produksinya mencapai 57 MMSTB per tahun, - Potensi gas metan batubara (CBM) sebesar 108 TSCF,
594
- Potensi tenaga air yang cukup besar, antara lain 1.500 MW di Kayan, Tanjung Selor sekitar 300 km dari Sangatta, dan 205 MW di Tabang, Kutai Kartanegara sekitar 214 km dari Tenggarong, yang perlu distudi lebih lanjut. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, direncanakan tambahan pembangkit baru dengan kapasitas total sekitar 1.661 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B5.3 berikut. Tabel B5.3 Rencana Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
PROYEK Sebatik Tanjung Selor Malinau Tanjung Redeb Kaltim (FTP 2) Melak Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) Sangatta Sangatta Tanjung Redeb (Ekspansi) Sangatta (Peaking) Malinau Ekspansi Tana Tidung (Peaking) Nunukan Melak Berau Kelai #1&2 Kaltim (Peaking) Nunukan Ekspansi Berau Benuo Taka Arena Maju Bersama Bontang Kariangau Melak Lati (Ekspansi) Kotabangun Mahakam (Senipah) Tanah Grogot (Terkendala) Tana Tidung Kaltim (MT) Nunukan Embalut (Ekspansi) Tana Tidung Kaltim-2 (FTP2) Kaltim (PPP)
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Sewa Sewa Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
PLTS PLTU PLTU PLTU PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTMG PLTU PLTD PLTMG PLTMG PLTMG PLTA PLTG PLTMG PLTMG PLTMG PLTD XPLTG XPLTU PLTGB PLTU PLTGB PLTG PLTU PLTGB PLTU PLTU PLTU PLTGB PLTU PLTU
0,3 2x7 2x3 2x7 2x50 2x7 2x110 2x7 7 14 2x5 2x3 2x1 2x3 3x3 10 2x75 50 2x3 5 2x3,2 3x7,5 100 2x120 6 5 3 2x41 2x7 4 2x27,5 2x7 50 2 2x100 2x100
2011 2012 2012 2012 2013 2013/14 2014 2014 2017 2015 2015/20 2015/18 2016/19 2016 2016/18/20 2016 2018/19 2018 2018 2019 2011/12 2011/12/13 2012 2013 2011 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015/16 2017
On Going On Going Rencana On Going On Going Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going Rencana Rencana On Going Rencana On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going Rencana
Total Kapasitas
1.661
595
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Beban sistem kelistrikan Kalimantan Timur sudah cukup besar tetapi masih banyak daerah yang belum terjangkau oleh sistem Mahakam. Sebagai upaya untuk menurunkan penggunaan BBM dan pengembangan kelistrikan, di daerah-daerah terpencil yang masih menggunakan PLTD secara bertahap akan diupayakan untuk dibangun jaringan transmisi 150 kV dan diinterkoneksikan dengan sistem Mahakam. Sampai dengan tahun 2020, direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 1.535 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 175.3 juta seperti ditampilkan dalam tabel B5.4. Tabel B5.4. Rencana Pengembangan Transmisi di Kaltim No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Dari 112342001 112342002 112342003 112342004 112342005 112342006 112342007 112342008 112342009 112342010 112342011 112342012 112342013 112342014 112342015 112342016 112342017
Karang Joang Kuaro Bontang GI Sembera PLTG Senipah Petung PLTU Teluk Balikpapan Up rating Teluk Balikpapan PLTU Kaltim 2 (FTP‐2) PLTG Senipah Harapan Baru Tenggarong New Samarinda PLTU Kaltim (PPP) Bontang Berau PLTA Kelai
Ke
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Panjang (kms) 2cct, ACSR 2x240 mm2 310 2cct, ACSR 2 x 240 mm2 93 2cct, ACSR 2x240 mm2 180 2cct, ACSR 2x240 mm2 14 2 cct, ACSR 2x240 mm2 90 2cct, ACSR 2 x 240 mm2 6 4cct, ACSR 2x240 mm2 8 2cct, ACSR 2xZebra 16 2 cct, ACSR 2x240 mm2 30
Anggaran (juta USD) 38.0 11.4 22.1 1.7 11.0 0.7 0.5 1.6 3.7
2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
2 cct, ACSR 2x240 mm2 Up rating ke Twin Hawk 2cct, ACSR 1x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2 2cct, ACSR 1x240 mm2 2cct, ACSR 2x240 mm2
9.3 5.3 9.8 2.0 1.0 11.0 14.2 31.9
2014 2014 2014 2017 2017 2018 2018 2018
Tegangan
Kuaro Perbatasan Sambutan incomer Sambutan ‐ Bontang Incomer 1 pi (Manggar Sari‐Industri) Incomer 2 phi (Karjo ‐ Kuaro) Incomer 2 phi (Karjo ‐ Kuaro) K. Joang Bontang Bukuan/Palaran Bukuan Kota Bangun Sambutan Incomer 2 pi (Senipah‐Bukuan) Sangata Tanjung Selor Sangata
Konduktor
Jumlah
120 24 110 16 8 90 160 260
1,535.0 175.3
COD
Pengembangan Gardu Induk Seiring dengan pembangunan transmisi 150 kV untuk memenuhi pertumbuhan beban, direncanakan akan dibangun GI 150 kV di 12 lokasi tersebar termasuk perluasannya dengan kapasitas total 1.190 MVA seperti pada tabel B5.5. Rencana pengembangan GI baru untuk menggantikan PLTD adalah GI Kuaro/Tanah Grogot, GI Petung, GI Bontang dan GI Sangatta. Sedangkan rencana pengembangan GI baru terkait dengan proyek pembangkit adalah GI PLTG Sembera dan GI Kariangau.
596
Rencana GI baru untuk mengantisipasi GI yang sudah tidak dapat dikembangkan lagi adalah GI New Industri dan GI New Samarinda. Pengembangan GI lainnya merupakan pengembangan dari rencana GI baru. Tabel B5.5 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36
Gardu Induk Bukuan/Palaran Ext LB Sambutan Bukuan/Palaran Karang Joang/Giri Rejo Ext LB Kuaro / Tanah Grogot Petung Sambutan Ext LB Bontang GI PLTG Sambera Industri/Gunung Malang Sei Kleidang / Harapan Baru Tengkawang/Karang Asem Sambutan Bontang Bontang Ext LB Kariangau / Tel. Balikpapan Tenggarong / Bukit Biru Kota Bangun Kariangau / Teluk Balikpapan Berau / Tj Redep Bulungan / Tj Selor New Industri Berau / Tj Redep Sambutan Kuaro / Tanah Grogot Bontang New Industri New Samarinda Sangatta Sambutan Ext LB Petung New Samarinda Sambutan New Industri Sei Kleidang / Harapan Baru Tenggarong / Bukit Biru
Tegangan
Baru/Extension
150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
Extension New Ekst Relocating Extension New (4 LB) New Extension New New (4 LB ‐ 2x30) Uprating Extension Extension Extension Extension Extension New Extension New Extension New New New Extension Extension Extension Extension Extension New New Ekstension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
Jumlah
Daya (MVA) 2 LB 30 20 2 LB 30 30 2 LB 30 60 60 60 60 30 30 2 LB 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 60 30 30 2 LB 30 30 60 60 60 30
Anggaran (juta USD) 1,23 2,62 0,52 1,23 3,85 1,75 1,23 2,62 4,57 2,10 2,10 2,10 1,39 1,39 1,23 2,62 1,39 1,75 1,39 2,62 2,62 2,62 1,39 2,10 1,39 1,39 2,10 2,62 2,62 1,23 1,39 1,39 2,10 2,10 2,10 1,39
1.190 70,27
597
COD 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2020
GI Bontang U G
ACSR 2X240 mm 2 90 km (2012)
PLTU Tanjungselor 2x7 MW (2014/15)
GI Kotabangun
ACSR 1X240 mm 2 50 km (2018)
U
GI Tenggarong
PLTU CFK 2x25 MW
GI Semberah
G
U
GU PLTGU Batakan 2x25 MW
Samarinda GI Tengkawang ACSR 1X240 mm 2 60 km (2018)
PLTG Sewa 100 MW (2012)
PLTU Embalut (Exp) 1x50 MW (2014)
U
PLTU Kaltim-2 FTP2 2x100 MW (2016/17)
GI Harapan Baru
GI Sambutan
GI Palaran/Bukuan ACSR 2X240 mm 2 30 km (2013)
PLTU Tanjungredep 2x7 MW (2012/13)
U U U
ACSR 2X240 mm 2 30 km (2013)
G
GI Karang Joang
ACSR 2X240 mm 2 155 km (2012)
GI Petung
ACSR 2X240 mm 2 40 km (2012)
PLTU Kaltim (PPP) 2x100 MW (2017/18) PLTU Kaltim (MT) 2x27,5 MW (2014)
PLTG Mahakam/Senipah 2x40 MW (2013)
GI Manggarsari
GI Industri U Balikpapan U PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP-1 2x100 MW (2013/14) PLTU Sewa Kariangau 2x120 MW (2013)
GI Kuaro ACSR 2X240 mm 2 93 km (2012)
Gambar B5.2 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi Kaltim
Pengembangan Distribusi Rencana pengembangan jaringan distribusi termasuk listrik perdesaan selama kurun waktu 2011-2020 sebagaimana ditunjukkan pada tabel B5.6, untuk mendukung rencana penambahan pelanggan baru rata-rata 56.200 sambungan per tahun. Jaringan distrubusi yang akan dibangun meliputi JTM sepanjang 24.089 kms, JTR sekitar 30.125 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 1.260 MVA.
598
Tabel B5.6. Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 636
kms 495
MVA 54
2012
1,658
2,756
94
34,319
2013
2,474
3,898
176
62,429
2014
3,113
4,855
180
70,379
2015
2,332
2,843
138
76,953
2016
2,220
2,577
110
53,236
2017
2,452
2,774
115
54,957
2018
2,734
3,020
122
58,701
2019
3,080
3,332
133
64,976
2020
3,389
3,574
138
67,176
2011-2020
24,089
30,125
1,260
561,765
Tahun
Pelanggan 18,641
B5.4 Sistem Kelistrikan Isolated Kabupaten Tana Tidung Kabupaten Tana Tidung merupakan kabupaten baru dan mulai resmi beraktivitas pada tahun 2007 dengan luas wilayah 4.828 km2 dengan jumlah penduduk 28 ribu jiwa. Rencana pengembangan kelistrikan di Kabupatan Tana Tidung dimasukkan dalam kelompok sistem isolated tersebar karena beban puncak masih di bawah 1 MW. Selanjutnya akan dilakukan studi untuk membangun jaringan distribusi 20 kV dari Tana Tidung ke Malinau setelah PLTU 2 x 3 MW beroperasi. Sistem Kelistrikan Daerah Terpencil Sistem kelistrikan skala sangat kecil di daerah terpencil yang sangat jauh dari pusat beban saat ini direncanakan untuk dipasok dengan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) melalui kerja sama dengan Pemerintah Daerah. Untuk daerah-daerah yang memiliki potensi pembangkit listrik tenaga mikro hidro (PLTMH), Pemerintah Daerah atau Satuan Kerja Listrik Perdesaan berencana akan membangun PLTMH dan pengelolaannya diserahkan ke penduduk setempat.
599
Sistem Kelistrikan Daerah Perbatasan Ada dua kabupaten di Kalimantan Timur yang berbatasan langsung dengan Sabah, Malaysia yaitu Nunukan dan Malinau. Wilayah Indonesia di daerah perbatasan sebagian besar masih belum berlistrik. Untuk melistriki daerah perbatasan tersebut, PLN akan membangun PLTMG dengan memanfaatkan gas yang terdapat di Sembakung/ Sebaung di daratan Kaltim dan listriknya akan disalurkan ke Nunukan dan Sebatik melalui jaringan kabel laut 20 kV. Selain itu PLN berencana akan melakukan bekerja sama dengan Pemerintah Daerah dan Satuan Kerja Listrik Perdesaan untuk mambangun PLTMH dan PLTS. PLN tengah berupaya untuk mendapatkan pasokan gas alam, termasuk gas skala kecil, untuk pembangkit listrik setempat untuk menggantikan penggunaan BBM.
B5.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B5.7 Tabel B5.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Produksi Beban Pembangkit (GWh) Puncak (MW) (MW)
GI (MVA)
Transmisi Anggaran (kms) (juta USD)
2011
2,132
2,367
402
17
50
2012
2,396
2,659
451
145
210
717
242.8
2013
2,820
3,173
537
463
240
30
263.2
2014
3,300
3,710
629
360
60
144
664.4
2015
3,707
4,166
715
124
90
-
284.9
2016
4,045
4,543
784
120
30
-
227.4
2017
4,399
4,938
856
207
210
24
389.3
2018
4,775
5,357
934
137
30
620
297.0
2019
5,183
5,812
1,019
81
240
-
113.0
2020
5,611
6,288
1,108
8
30
-
114.2
1,661
1,190
Jumlah
600
-
1,535
33.3
2,629.6
LAMPIRAN B.6 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI UTARA
B6.1 Kondisi Kelistrikan Sulawesi Utara Saat Ini Kelistrikan Daratan Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara daratan pada akhir tahun 2010 mempunyai beban puncak sekitar 167 MW. Sistem kelistrikan ini dipasok oleh beberapa jenis pembangkit, yakni PLTA, PLTP dan PLTD yang disalurkan melalui sistem transmisi 70 kV dan 150 kV dengan 12 gardu induk (GI), yaitu GI Ranomuut, Teling, Sawangan, Bitung, Tonsea Lama, Tomohon, Kawangkoan, Lopana, Tasikria, Likupang, Otam dan Lolak. Kapasitas terpasang seluruh GI adalah 290 MVA. Tabel B6.1 berikut adalah rincian pembangkit eksisting dan peta sistem kelistrikan dimaksud termasuk rencana pengembangannya ditunjukkan pada gambar B6.1.
Gambar B6.1 Peta kelistrikan di Provinsi Sulawesi Utara
601
Tabel B6.1. Kapasitas Pembangkit di Sulut Daratan No
Pembangkit
Pemilik
Bahan Bakar
Daya (MW) Terpasang
Mampu
1
PLTA Tonsealama
PLN
Hydro
14,38
13,00
2
PLTA Tanggari I
PLN
Hydro
18,00
16,30
3
PLTA Tanggari II
PLN
Hydro
19,00
17,00
4
PLTD Bitung
PLN
HSD
56,52
28,00
5
PLTD Lopana
PLN
HSD
10,00
9,00
6
PLTP Lahendong I
PLN
Geothermal
20,00
20,00
7
PLTP Lahendong II
PLN
Geothermal
20,00
20,00
8
PLTP Lahendong III
PLN
Geothermal
20,00
20,00
9
PLTM Poigar I
PLN
Hydro
2,40
2,40
10
PLTM Lobong
PLN
Hydro
1,60
1,60
11
PLTD Kotamobagu
PLN
HSD
8,02
4,65
12
PLTD Sewa Minahasa
Sewa
HSD
35,00
35,00
13
PLTD Sewa Kotamobagu
Sewa
HSD
11,00
11,00
14
PLTM Mobuya
IPP
Hydro
3,00
3,00
15
PLTD Molibagu
PLN
HSD
2,73
1,13
241,65
202,08
Total Sistem
Kelistrikan Pulau-Pulau Di Provinsi Sulawesi Utara terdapat beberapa pulau yang berlokasi dekat dengan daratan Sulut maupun sejumlah besar pulau-pulau yang tersebar hingga ke perbatasan Filipina, seperti Miangas di kabupaten Talaud, Marore di kabupaten Sangihe, serta pulau-pulau kecil lainnya. Kelistrikan di seluruh pulau tersebut dipasok dari PLTD dan 1 PLTM di pulau Sangihe, menggunakan jaringan tegangan menengah 20 kV. Sistem di pulau-pulau yang relative besar adalah sistem Sangihe dengan beban puncak sekitar 5,82 MW. Daftar pembangkit di pulau-pulau tersebar dengan beban relative besar sebagaimana diperlihatkan pada tabel B6.2. Selain itu masih terdapat cukup banyak sistem-sistem sangat kecil yang langsung terhubung ke beban menggunakan jaringan 220 volt dan lokasinya tersebar.
602
Tabel B6.2 Kapasitas Pembangkit Pulau-Pulau Tersebar No
Pembangkit
Pemilik
Bahan Bakar
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
PLTD Tahuna PLTD Peta PLTD Lesabe PLTD Tamako PLTM Ulupeliang PLTB Malamenggu PLTD Sewa (Peta) PLTD Ondong PLTD Lirung PLTD Tagulandang PLTD Beo PLTD Melongnguane PLTD Mangaran PLTD Essang PLTD Tersebar Cab Manado PLTD Tersebar Cab Tahuna Jumlah
PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN
HSD HSD HSD HSD Hydro Bayu HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD HSD
Daya (MW) Terpasang 5.962 0 1.022 1.260 1.000 80 2.800 4.760 2.510 1.770 1.450 1.850 900 850 2.420 1.540
Mampu 3.615 0 840 900 915 0 2.500 3.055 1.665 1.320 1.140 1.400 615 650 2.143 1.204
30.174
21.962
B6.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Setelah kegiatan berskala internasional “World Ocean Conference” sukses dilaksanakan pada tahun 2009, Sulawesi Utara kini sedang giat menyiapkan infrastruktur untuk pengembangan industri pengolahan hasil laut dan pelabuhan internasional serta menjadikan Sulawesi Utara sebagai daerah tujuan wisata internasional. Dengan demikian ekonomi Sulawesi Utara diharapkan akan tumbuh lebih cepat terutama pada sektor industri pariwisata dan perhotelan. Hal tersebut akan berdampak langsung kepada peningkatan kebutuhan energi listrik. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir termasuk memperhitungkan adanya daftar tunggu calon pelanggan baru yang cukup besar dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai dimasa yang akan datang, proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada tabel B6.3.
603
Tabel B6.3 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sulawesi Utara
Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh) 973,4 1.068,3 1.172,7 1.287,4 1.413,5 1.552,4 1.705,2 1.873,5 2.058,6 2.267,3
Produksi (GWh) 1.120,2 1.226,3 1.342,7 1.470,5 1.610,7 1.765,1 1.934,6 2.120,8 2.325,3 2.556,2
9,7%
9,4%
Beban Puncak (MW) 209,4 227,4 247,0 268,3 291,6 317,0 344,8 375,0 408,0 445,1 8,5%
Jumlah Pelanggan 420.975 435.064 449.540 464.356 479.536 495.107 511.037 527.288 543.842 563.291 3,3%
B6.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut.
Potensi Energi Primer Sulawesi Utara memiliki potensi sumber energi terbarukan yang cukup besar berupa panas bumi hingga 700 MW yang tersebar di Lahendong, Tompaso dan Kotamobagu (gunung Ambang). Dari potensi panas bumi tersebut, yang dieksploitasi baru sebesar 78 MW yaitu di Lahendong unit 1, 2, 3 dan 4 dan berpeluang untuk dikembangkan adalah potensi sebagaimana terdapat pada table B6.4, termasuk potensi tenaga air. Kendala yang dihadapi untuk mengembangkan potensi panas bumi dan tenaga air tersebut adalah masalah status lahan, dimana sebagian besar potensi tersebut berada di kawasan cagar alam Kotamobagu (Gunung Ambang). Namun demikian dengan terbitnya PP No. 10/2010 dan PP No. 28/2011, PLN bersama instansi terkait berencana mengusulkan kepada Menteri Kehutanan untuk pengalihan status sebagian cagar alam gunung Ambang menjadi Taman Wisata Alam. Perubahan 604
status lahan ini akan membuka peluang bagi PLN untuk mengembangkan potensi energi terbarukan di lokasi tersebut. Beberapa lokasi yang dapat dikembangkan potensinya menjadi PLTA adalah Poigar II (30 MW), Poigar III (20 MW), Poigar IV (14 MW). Sumber energi terbarukan yang tersedia di pulau-pulau berupa tenaga angin dan radiasi matahari. Karakteristik tenaga angin yang cenderung tidak kontinu dan radiasi matahari yang efektifitasnnya cukup rendah memerlukan penerapan sistem pembangkit baik photo voltaic maupun tenaga bayu dengan desain khusus, pengembangan pembangkit di pulau-pulau ke depan diprioritaskan menggunakan sistem hibrid (interkoneksi dengan PLTD eksisting).
Tabel B6.4 Potensi Energi Terbarukan Air dan Panas Bumi Potensi Tenaga Air No
Nama Proyek
Interkoneksi ke Sistem
Lokasi
Potensi (MW)
Wulurmahatus /Modoinding
30,0
Sistem Minahasa Sistem Minahasa
Jarak Kit ke Sistem
Status
1
Poigar II
2
Poigar III
Wulurmahatus /Modoinding
20,0
3
Woran
Woran/Tombasian
0,6
Sistem Minahasa
0,10
SSI
4
Morea
Morea / Belang
0,6
Sistem Minahasa
1,00
SSI
5
Molobog
Molobog / Kotabuan
0,6
Sistem Minahasa
1,00
SSI
6
Lobong II
Bilalang IV/ Passi
0,5
Sistem Minahasa
4,00
SSI
7
Apado
Bilalang IV/ Passi
0,3
Sistem Minahasa
0,55
SSI
8
Kinali
Otam /Pasi
1,2
Sistem Minahasa
1,00
SSI
9
Bilalang
Bilalang I/ Pasi
0,3
Sistem Minahasa
0,40
SSI
10
Salongo
Salongo / Bolaang Uki
0,9
Sistem Minahasa
5,50
SSI
11
Tangangah
Tengangah/ Bolaang Uki
1,2
Sistem Minahasa
1,20
SSI
12
Milangodaa I
Milangodaa I/ Bolaang Uki
0,7
Sistem Minahasa
4,50
FS Tahun 2008
13
Milangodaa II
Milangodaa II/ Bolaang Uki
0,7
Sistem Minahasa
5,00
FS Tahun 2008
14
Pilolahunga
Mamalia/ Bolaang Uki
0,8
Sistem Minahasa
2,50
SSI
15
Ulupeliang II
Ulung Peliang/ Tamako
0,3
Sistem Tahuna
1,50
SSI
16
Belengan
Belengan /Manganitu
1,2
Sistem Tahuna
0,05
SSI
Jarak Kit ke Sistem
Status
Jumlah Potensi Air
59,7
Potensi Panas Bumi No
Nama Proyek
Lokasi
Potensi (MW)
Interkoneksi dengan Sistem
21
Lahendong V
Tompaso
20,0
Sistem Minahasa
On Going
22
Lahendong VI
Tompaso
20,0
Sistem Minahasa
On Going
23
Gunung Ambang
Kotamobagu
400,0
Sistem Minahasa
Pra FS
Jumlah Potensi Panas Bumi
440
Potensi tenaga air: Studi potensi hidro oleh PLN PI Sarana Fisik dan Fasilitas Penunjang, 1994 Potensi panas bumi: Distamben Prov Sulut, 2006
605
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 direncanakan tambahan 16 unit pembangkit baru dengan kapasitas total 559 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTP, PLTA, PLTMH, PLTU batubara, serta PLTG peaking. Tabel B6.5 berikut menampilkan rincian rencana pengembangan pembangkit di Provinsi Sulawesi Utara. Tabel B6.5 Pengembangan Pembangkit di Sulawesi Utara No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Lahendong IV
PLN
PLTP
20
2011
On Going
2
Sulut II (FTP 1) / Amurang
PLN
PLTU
2x25
2011/12
On Going
3
Minahasa GT (Peaking)
PLN
PLTG
3x25
2012/17/19
Rencana
4
Talaud
PLN
PLTU
2x3
2013/14
Rencana
5
Sulut I (FTP 1)
PLN
PLTU
2x25
2014
Rencana
6
Lelipang/Belengan
PLN
PLTM
2x0,6
2014
Rencana
7
Duminanga
PLN
PLTM
1x0,5
2014
Rencana
8
Kotamobagu I (FTP 2)
PLN
PLTP
2x20
2016
Rencana
9
Kotamobagu II (FTP 2)
PLN
PLTP
2x20
2016
Rencana
10
Sawangan
PLN
PLTA
2x8
2015
Rencana
11
Amurang
Sewa
XPLTU
2x25
2013
Rencana
12
Tahuna (FTP 2)
Swasta
PLTGB
8
2013
Rencana
13
Lahendong V (FTP 2)
Swasta
PLTP
20
2014
Rencana
14
Sulut I - Kema
Swasta
PLTU
2x25
2014/15
On Going
15
Lahendong VI (FTP 2)
Swasta
PLTP
20
2015
Rencana
16
Tahuna
Swasta
PLTGB
3
2017
Rencana
17
Sulut (PPP)
Swasta
PLTU
2x55
2018
Rencana
Total Kapasitas
559,7
Selain daftar rencana tersebut diatas, juga diberikan peluang pengembangan pembangkit skala kecil lainnya yang berbasis energi terbarukan seperti PLTMH, PLTS jenis terkonsentrasi /komunal serta PLT biomas.
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Kondisi beban sistem kelistrikan Sulut sudah cukup besar dan untuk menjangkau daerah yang semakin jauh, direncanakan pengembangan transmisi menggunakan tegangan 150 kV dan 70 kV. Berdasarkan proyeksi beban dan kondisi geografis di Sulawesi Utara, sampai dengan tahun 2020 jaringan transmisi 150 kV dan 70 kV yang 606
akan dibangun sepanjang 463 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 48 juta seperti ditampilkan pada tabel B6.7. Tabel B6.7 Pembangunan Transmisi 150 kVdan 70 kV No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang Anggaran (kms) (juta USD)
COD
1
PLTU Sulut II (FTP1)
Lopana
150 kV
2 cct, ACSR 2 x 240 mm2
36 4,4
2011
2
Lopana
Teling (GIS)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
96 8,5
2011
3
Teling (GIS) Ranomut Baru (Paniki)
Ranomut Baru (Paniki) Tanjung Merah (Kema)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
16 1,4
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
60 5,3
2012 2012
Bintauna Likupang
Tapping (Lolak ‐ Buroko) Bitung
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
4 0,4
70 kV
1 cct, ACSR 1 x 240 mm2
32 5,7
PLTP Lahendong V & VI (FTP2) Otam
Kawangkoan Molibagu
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
1 0,1
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
132 11,7
PLTG Minahasa Bitung
Likupang Likupang
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
1 0,1
70 kV
1 cct, ACSR 1 x 240 mm2
32 5,7
PLTP Kotamobagu (FTP2) PLTA Sawangan
Otam Sawangan
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
32 2,8
12
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
1 0,1
2015 2015
13
PLTU Sulut I (IPP)
Tanjung Merah (Kema)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
20 1,8
2018
Jumlah
463 48,1
4 5 6 7 8 9 10 11
2012 2012 2013 2014 2014 2014
Pengembangan Gardu Induk (GI) Sejalan dengan rencana pengembangan transmisi, gardu induk yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 termasuk perluasannya adalah GI 150 kV tersebar di 17 lokasi dan GI 70 kV di 2 lokasi dengan kapasitas trafo total sekitar 620 MVA. Dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 44 juta sebagaimana ditunjukkan pada tabel B6.8. Khusus kota Manado dimana harga tanah untuk membangun GI telah semakin mahal dan sulit didapat, pada masa yang akan datang akan menerapkan GI jenis gas insulated switchgear (GIS) seperti yang sedang dibangun di Teling Baru. Sedangkan untuk GI yang masih jauh di luar kota Manado akan menggunakan tipe outdoor karena secara ekonomi masih lebih menguntungkan dari pada tipe GIS.
607
Tabel B6.8 Pengembangan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Gardu Induk Teling (GIS) Teling (GIS) Tomohon (IBT) Kema / Tanjung Merah Paniki Teling (IBT) Bintauna (Tap) Kawangkoan Paniki Tomohon Otam Teling Kema / Tanjung Merah Molibagu Sawangan Teling Otam Paniki Kema / Tanjung Merah Teling
Tegangan
Baru/Extension
Daya (MVA)
Anggaran (juta USD)
COD
150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV
New New Extension New New Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Extension Extension
30 30 60 30 30 60 10 30 30 30 30 30 30 20 30 20 30 30 30 30
4,00 2,62 2,62 2,62 2,62 2,62 2,27 1,90 1,90 1,63 1,90 1,90 1,90 2,62 1,63 1,38 1,90 1,90 1,90 1,90
2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2017 2018 2019 2019 2019
Jumlah
620
43,76
Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Sulawesi Utara dimaksudkan untuk memenuhi rencana tambahan pelanggan baru sekitar 154 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020 atau rata-rata 15.400 sambungan setiap tahun. Pengembangan jaringan distribusi tersebut belum termasuk adanya rencana interkoneksi dari daratan Sulawesi Utara dengan pulau kecil yang berdekatan, dimana dalam implementasinya akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.394 kms JTM, 2.015 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 389 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B6.9.
608
Tabel B6.9 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 144
kms 209
MVA 42
2012
124
179
33
14,089
2013
127
184
35
14,476
2014
130
188
36
14,816
2015
133
193
37
15,180
2016
137
198
38
15,571
2017
140
202
39
15,929
2018
143
206
41
16,251
2019
145
210
42
16,554
2020 2011-2020
171
247
47
19,449
1,394
2,015
389
154,641
Tahun
Pelanggan 12,325
B6.4 Sistem Kelistrikan di Kepulauan Gugusan kepulauan di Sulawesi Utara merupakan bagian dari Sabuk Wallacea, sebagian pulau memiliki gunung berapi. Jarak antar pulau cukup jauh dan transportasi laut yang digunakan masih sebatas kapal motor berkapasitas kecil, kecuali untuk pulau Sangihe, Talaud, dan Siau. Akses untuk mendapatkan energi primer dari luar sangat dipengaruhi oleh kondisi cuaca terutama gelombang laut. Sebagian besar mata pencaharian dari penduduk di kepulauan tersebut adalah nelayan tradisional dan hanya mengandalkan hasil laut. Di Kabupaten Talaud terdapat empat pulau terdepan dari wilayah NKRI, yakni pulau Miangas, Marore, Marampit dan pulau Karatung. Mengingat letaknya yang sangat strategis bagi NKRI, kecukupan dan keandalan pasokan listrik PLN yang telah ada disana perlu ditingkatkan dengan melaksanakan pembangunan pusat listrik tenaga surya (PLTS) dengan sistem hybrid. B6.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti pada tabel B6.10.
609
Tabel B6.10 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Produksi Beban Pembangkit (GWh) Puncak (MW) (MW)
GI (MVA)
Transmisi Anggaran (kms) (juta USD)
2011
973
1,120
209.4
45.0
120
132
103.2
2012
1,068
1,226
227.4
50.0
130
112
86.9
2013
1,173
1,343
247.0
61.0
90
1
28.9
2014
1,287
1,471
268.3
98.0
110
165
228.6
2015
1,414
1,611
291.6
61.0
30
33
136.6
2016
1,552
1,765
317.0
80.0
2017
1,705
1,935
344.8
28.0
20
2018
1,873
2,121
375.0
111.0
30
2019
2,059
2,325
408.0
25.0
90
2020
2,267
2,556
445.1
Jumlah
120.3 26.8 20
101.3 27.1 10.3
559.0
610
-
620
463
870.1
LAMPIRAN B.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGAH
B7.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini
Sistem kelistrikan yang melayani pelanggan di Provinsi Sulawesi Tengah terdiri dari sistem interkoneksi 70 kV Palu-Parigi dan sistem isolated 20 kV dengan lokasi tersebar. Pada umumnya sistem-sistem tersebut dipasok dari pembangkit jenis PLTD dan sebagian PLTMH. Khusus sistem Palu, selain mendapatkan pasokan listrik dari PLTD juga dipasok dari PLTU batubara. Sistem Interkoneksi 70 kV Palu-Parigi Sistem kelistrikan kota Palu dan sekitarnya dilayani oleh sistem interkoneksi Palu-Parigi 70 kV melalui GI Talise dan GI Parigi, dipasok dari pembangkit PLTU IPP Tawaeli dan PLTD Parigi. Selain itu, kota Palu juga dipasok dari PLTD Silae dan PLTD Sewa di Palu melalui jaringan 20 kV dengan total beban puncak tahun 2010 sekitar 63 MW. Gambar sistem interkoneksi Palu-Parigi eksisting dan rencana pengembangannya sebagaimana terlihat pada gambar B7.1. PLTU Tolitoli 3x15 MW - 2014
KALIMANTAN TIMUR
Leok
Tolitoli ACSR 1x240 mm2 60 km – 2014
U
ACSR 1x240 mm2 108 km - 2014
ACSR 1x240 mm2 70 km – 2014
ke GI Marisa (Gorontalo)
Moutong Siboa
PLTU PJPP #3 & 4 2x15 MW - 2013
ACSR 1x240 mm2 110 km - 2015
U
ACSR 1x240 mm2 25 km - 2014 Palu Baru
Bunta
PLTU Ampana 2x3 MW–2013/14
Talise ACSR 1x240 mm2 15 km - 2012
U
ACSR 1x240 mm2 119 km - 2012
Poso
ACSR 1x240 mm2 124 km – 2017
U
Toili G
ACSR 1x240 mm2 90 km - 2013
PLTMG Luwuk 2x10 MW–2012/13
Tentena
PETA JARINGAN PROPINSI SULAWESI TENGAH / / / / / / / /
ke GI Wotu (Sulsel)
SULAWESI TENGGARA
PERENCANAAN SISTEM
PT PLN (Persero)
Kolonedale
PLTA Poso 65 MW – 2011
SULAWESI SELATAN
PLTU Luwuk (FTP 2) 2x10 MW–2015/16
Luwuk
ACSR 1x240 mm2 72 km - 2019
A
ACSR 1x240 mm2 90 km – 2019
Ampana
ACSR 1x240 mm2 85 km – 2020
ACSR 1x240 mm2 80 km - 2012
SULAWESI BARAT
SULAWESI UTARA
PLTP Marana/Masaingi (FTP2) 1x20 MW - 2018 P
Silae
ke GI Pasangkayu (Sulbar)
GORONTALO
/ / / /
GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana
Gambar B7.1. Sistem Kelistrikan di Sulawesi Tengah
611
U G P A GU GB M D
/ / / / / / / /
U G P A GU GB M D
PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana
Edit Juli 2011
Sistem Isolated Di Sulawesi Tengah terdapat sistem kelistrikan yang terhubung dengan jaringan 20 kV seperti sistem Tolitoli, sistem Poso dan sistem Luwuk dipasok dari PLTM dan PLTD, dengan beban masing-masing sistem sudah diatas 5 MW. Selain itu masih terdapat sistem isolated kecil tersebar lainnya, yang semuanya dipasok dari PLTD PLN dan PLTD sewa serta di beberapa lokasi dibantu PLTD oleh Pemkab setempat. Rincian kapasitas pembangkit dan baban puncak sistem kelistrikan isolated di Sulawesi Tengah pada tahun 2010 sebagaimana terdapat pada tabel B7.1 dan B7.2. Tabel B7.1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Palu-Parigi (dalam MW)
1
PLTD Silae
Daya Terpasang (MW) 41,2
2
PLTD Parigi
5,5
2,6
3
PLTD Sewa
27,0
22,0
4
PLTU Tawaeli
30,0
25,5
103,7
74,5
No Jenis Pembangkit
Total
Daya Mampu (MW) 24,4
Beban Puncak (MW) *
58,0
*) Beban puncak 2010 sekitar 58 MW
Tabel B7.2 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Kecil Tersebar (per Sistem) No
Sistem Kelistrikan
PLTD PLN
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Poso Tentena Kolonedale Bungku Tolitoli Leok Moutong‐KRaya‐Palasa Bangkir Luwuk ‐ Moilong Ampana Bunta Banggai Sulteng Tersebar
4,2 1,7 3,4 1,5 8,1 2,0 7,1 2,0 9,9 5,0 2,2 2,0 13,5
Jumlah
62,6
PLTD Sewa/ PLTM PLN PEMDA 4,8 2,6 2,0 3,2 3,3 2,8 1,6 4,2 2,8 5,0
1,6
PLTM IPP Total (MW) 0,4
3,8 1,5
28,1
612
5,8
5,7
11,7 4,1 6,6 4,7 12,5 6,2 9,9 2,0 20,3 5,0 3,7 2,0 13,5 102,1
B7.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tengah Sulawesi Tengah sebagai salah satu penghasil utama komoditi coklat mempunyai potensi ekonomi yang baik. Selain itu adanya potensi gas alam di Luwuk yang akan dikelola secara komesial akan memberikan dampak positip terhadap pertumbuhan ekonomi di Sulawesi Tengah. Seiring dengan tingginya potensi ekonomi tersebut, diperkirakan kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tengah juga akan terus meningkat. Memperhatikan data penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011 – 2020 diberikan pada tabel B7.3. Tabel B7.3 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh) 523,1 591,8 656,5 727,4 805,0 894,6 993,1 1.101,3 1.221,4 1.336,7 11,0%
Produksi (GWh) 594,1 671,4 744,0 823,4 910,3 1.010,5 1.120,6 1.241,3 1.375,1 1.503,3 10,9%
Beban Puncak (MW) 129,2 145,3 160,3 176,6 194,3 214,7 237,0 261,3 288,1 313,5 10,4%
Jumlah Pelanggan 344.377 366.981 390.928 416.307 443.200 471.678 501.844 533.722 567.404 602.963 6,5%
B7.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Tengah dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat termasuk pola sebaran penduduknya sebagai berikut. Potensi Energi Primer Potensi energi primer yang tersedia di Sulawesi Tengah sangat besar dan berpeluang besar untuk dikembangkan, terutama tenaga air, gas alam dan panas bumi. Potensi tenaga air yang besar adalah DAS Poso yang dapat dikembangkan menjadi PLTA skala besar hingga 580 MW. Pengembangan tenaga air pada skala tersebut akan dapat memenuhi seluruh kebutuhan tenaga listrik di Sulawesi Tengah dan bahkan masih 613
berlebih untuk dikirim ke Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara. Menurut Indonesia Energy Outlook and Statistic 2006 yang dibuat oleh Pengkajian Energi Universitas Indonesia, di Sulawesi Tengah juga terdapat potensi tenaga air skala kecil yang tersebar di Poso, Palu, Tentena, Taripa, Tomata, Moutong, Luwuk, Bunta, TatabaBulagi, dengan kapasitas total sekitar 64 MW. Namun terdapat tantangan dalam pengembangan PLTMH karena jarak antara lokasi PLTMH dan pusat beban sangat jauh. Masih menurut Energy Outlook tersebut, di Sulawesi Tengah juga terdapat potensi tenaga panas bumi yang cukup besar dan tersebar di Donggala dan Poso hingga sejumlah lebih dari 500 MW, dengan status resource masih speculative serta reserve possible, sehingga masih memerlukan studi lebih lanjut. Sedangkan pemanfaatan gas alam untuk pembangkitan tenaga listrik tergantung pada kebijakan pemerintah. Khusus pasokan gas dari lapangan Donggi dan Senoro, semula direncanakan PLN akan mendapat alokasi pasokan gas 60 mmscfd sehingga PLN telah merencanakan pembangunan PLTGU 240 MW di Senoro3. Namun alokasi gas tersebut kemudian turun menjadi hanya 25 mmscfd. Volume gas ini tidak cukup untuk mengoperasikan PLTGU 240 MW, sehingga PLN telah mengusulkan kepada Pemerintah untuk membatalkan rencana proyek PLTGU Senoro. Selanjutnya PLN berencana memanfaatkan gas Donggi-Senoro dalam bentuk LNG untuk digunakan pada pembangkit beban puncak di Sulawesi dan kawasan timur Indonesia.
Rencana Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020, direncanakan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 617 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B7.4. Sebanyak 280 MW atau 55% dari total tambahan kapasitas pembangkit akan dibangun oleh PLN dan sisanya sebesar 337 MW atau 45% direncanakan dibangun oleh swasta. PLTA akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu 352 MW atau 68%, sementara PLTU menempati urutan kedua dengan kapasitas 134 MW dan selanjutnya PLTG/PLTMG serta PLTP mempunyai porsi yang sama masing-masing 65 MW. Mempertimbangkan potensi energi terbarukan dan potensi beban yang ada di Sulawesi Tengah, maka pengembangan PLTA Poso selain untuk melayani kebutuhan
3
PLTGU Senoro ini juga masuk dalam proyek FTP2.
614
masyarakat di Provinsi Sulawesi Tengah sendiri juga dapat membantu memenuhi kebutuhan masyarakat di Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara. Untuk daerah-daerah yang masih isolated, selain dikembangkan pembangkit energi terbarukan setempat, yaitu PLTMH, juga dikembangkan PLTU batubara skala kecil pada daerah yang tidak mempunyai sumber energi terbarukan. Tabel B7.4 Pengembangan pembangkit Sulawesi Tengah No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
PLN
PLTM
0.8
2011
On Going
1
Sansarino
2
Luwuk PLTMG
PLN
PLTMG
2x10
2013
Rencana
3
Morowali
PLN
PLTMG
10
2013
Rencana
4
Ampana
PLN
PLTU
2x3
2013/14
Rencana
5
Ampana
PLN
PLTU
3
2014
Rencana
6
Tolitoli
PLN
PLTU
3x15
2014
Rencana
7
Halulai/Wuasa
PLN
PLTM
2x0,6
2014
Rencana
8
Buleleng
PLN
PLTM
2x0,6
2014
Rencana
9
Morowali
PLN
PLTMG
2x5
2014/15
Rencana
10
Palu
PLN
PLTU
2x15
2015
Rencana
11
Palu (Peaker)
PLN
PLTG
25
2017
Rencana
12
Poso 2
PLN
PLTA
2x65
2018/19
Rencana
13
Hek di Luwuk
Swasta
PLTM
2.5
2011
On Going
14
Poso Energy
Swasta
PLTA
65
2012
On Going
15
Poso Energy
Swasta
PLTA
130
2012
On Going
16
Bambalo 3
Swasta
PLTM
2.25
2013
Rencana
17
Biak I
Swasta
PLTM
1.5
2013
Rencana
18
Biak II
Swasta
PLTM
1.3
2013
Rencana
19
Biak III
Swasta
PLTM
1.2
2013
Rencana
20
Kotaraya
Swasta
PLTM
0.8
2013
Rencana On Going
21
Mampueno/Sakita
Swasta
PLTM
2
2013
22
Pakasalo
Swasta
PLTM
2x0.6
2013
Rencana
23
Wawopada
Swasta
PLTM
5.3
2013
On Going
24
Batubota
Swasta
PLTM
2.5
2014
Rencana
25
Bunta
Swasta
PLTM
2x1,25
2014
Rencana
26
Lambangan
Swasta
PLTM
2x1,6
2014
Rencana
27
Tawaeli (Ekspansi)
Swasta
PLTU
2x15
2014
Rencana
28
Luwuk (FTP2)
Swasta
PLTU
2x10
2015/16
Rencana
29
Borapulu
Swasta
PLTP
2x20
2019/20
Rencana
30
Bora (FTP 2)
Swasta
PLTP
5
2018
Rencana
31
Marana/Masaingi (FTP 2)
Swasta
PLTP
20
2018
Rencana
Total Kapasitas
616.8
615
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Untuk menjangkau seluruh wilayah Provinsi Sulawesi Tengah yang secara geografis memanjang dengan sebaran komunitas penduduk yang berjauhan, diperlukan transmisi yang sangat panjang. Topografi yang berbukit dan adanya hutan cagar alam merupakan tantangan dalam pengembangan transmisi 150 kV dan 70 kV di Sulawesi Tengah. Rencana pengembangan saluran tranmisi 150 kV yang direncanakan adalah seperti ditampilkan dalam tabel B7.6. Selain itu untuk evakuasi daya dari PLTA Poso sedang dibangun transmisi 275 kV ke arah selatan (Palopo) dan transmisi 150 kV ke sistem Palu. Panjang saluran transmisi baru yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 adalah 2.332 kms. Tabel B7.6 Pembanguan Transmisi di Sulawesi Tengah No
Dari
Ke
Tegangan
Panjang (kms)
Konduktor
Anggaran (juta USD)
COD
1
Tentena (PLTA Poso)
Wotu
275 kV
2 cct, Zebra, 430 mm
272,0 61,2
2011
2
PLTA Poso (Tentena)
Poso
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
80,0 7,1
2012
3
Poso
Palu Baru
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
238,0 21,2
2012
4
Palu Baru
Silae
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
50,0 4,5
2012
5
Palu Baru
Talise
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
30,0 2,7
2012
6
PLTU Tawaeli
TIP 24 (Talise‐Parigi)
70 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
14,0 0,9
2013
7
PLTMG Cendana Pura
Luwuk
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
180,0 16,0
2013 2014
8
Toli‐toli
Leok
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
216,0 19,2
9
Toli‐toli
Siboa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
260,0 23,1
2014
10
Moutong
Incomer Single pi (Toli2‐Siboa)
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
220,0 19,6
2015
11
Poso
Ampana
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
248,0 22,1
2017
12
Bunta
Luwuk
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
190,0 16,9
2019
13
Kolonedale
Incomer single pi Poso‐Ampana
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
164,0 14,6
2019
14
Ampana
Bunta
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
170,0 15,1
2020
Jumlah 2.332,0 244,2
Pengembangan Gardu Induk Penambahan dan perluasan gardu induk untuk menyalurkan listrik ke pusat beban sampai dengan tahun 2020 berupa penambahan kapasitas GI 150 kV sekitar 510 MVA, dan kapasitas secara keseluruhan (termasuk IBT 275/150 kV dan trafo 70 kV) sebesar 650 MVA, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 54,5 juta sebagaimana diperlihatkan pada tabel B7.7.
616
Tabel B7.7 Pengembangan GI No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
Gardu Induk PLTA Poso PLTA Poso Poso Palu Baru Silae Leok/Buol Toli‐Toli Moutong Siboa Silae Palu Baru Luwuk Moilong Talise Ampana Palu Baru Luwuk Kolonedale Silae Tentena Kema Parigi
Tegangan 150/20 kV 275/150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV
Baru/ Extension
Kap
New New New New New New New New New Extension Extension New New Extension New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Jumlah
10 90 30 30 30 20 30 30 30 30 30 30 20 30 20 30 30 20 30 30 30 20 650
Anggaran (juta USD) 2,98 4,86 2,62 2,62 2,62 3,24 2,62 2,62 2,62 1,90 1,90 2,62 3,24 1,38 2,38 1,90 1,90 3,24 1,90 1,90 1,90 1,51 54,50
COD 2012 2012 2012 2012 2012 2014 2014 2014 2014 2013 2013 2014 2014 2016 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2020
Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, jaringan distribusi termasuk listrik pedesaan yang akan dibangun sampai dengan tahun 2020 sekitar 1.075 kms JTM, 1.260 kms JTR dan 361 MVA trafo distribusi, sebagaimana ditunjukkan dalam tabel B7.8. Pengembangan sistem distribusi tersebut untuk melayani tambahan pelanggan baru sebanyak 282.000 pelanggan sampai dengan tahun 2020 atau rata-rata 28.200 pelanggan per tahun.
617
Tabel B7.8 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 76.9
kms 87.5
MVA 11.2
2012
85.9
102.6
30.7
22,603
2013
91.0
108.7
32.5
23,947
2014
96.5
115.1
34.4
25,379
2015
102.2
122.0
36.5
26,894
2016
108.3
129.2
38.6
28,477
2017
114.7
136.8
40.8
30,166
2018
124.1
144.6
43.2
31,879
2019
134.1
152.8
45.6
33,682
2020 2011-2020
141.6
161.3
48.1
35,559
1,075.4
1,260.5
361.6
282,167
Tahun
Pelanggan 23,581
B7.4 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B7.9. Tabel B7.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Sales (GWh) 523,1 591,8 656,5 727,4 805,0 894,6 993,1 1.101,3 1.221,4 1.336,7
Produksi (GWh) 594,1 671,4 744,0 823,4 910,3 1.010,5 1.120,6 1.241,3 1.375,1 1.503,3
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit GI (MVA) Puncak (MW) (MW) 129,2 3,3 145,3 195,0 190 160,3 46,9 60 176,6 96,6 160 194,3 45,0 214,7 10,0 30 237,0 25,0 20 261,3 90,0 60 288,1 85,0 50 313,5 20,0 80
Jumlah
616,8
618
650
Transmisi (kms)
Anggaran (juta USD)
272 398 194 476 220 248 354 170
73,4 349,7 82,3 249,2 108,4 28,8 45,1 173,0 199,4 86,2
2.332
1.395,5
LAMPIRAN B.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI GORONTALO B8.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Gorontalo saat ini pada dasarnya dipasok oleh PLTD berbahan bakar BBM, dengan pembangkit terbesar adalah PLTD Telaga di kota Gorontalo, serta beberapa PLTD yang lain relatif kecil adalah PLTD Buroko, Marisa dan Tilamuta. Pembangkit non PLTD masih terbatas, yaitu hanya PLTM Mongango, sehingga BPP di Gorontalo masih sangat tinggi. Daya terpasang total PLTD adalah 75,5 MW dengan daya mampu sekitar 47 MW. Jumlah beban puncak non coincident dari semua sistem di Gorontalo adalah sekitar 36 MW.
PLTD Sumalata
PLTD Buroko
PLTD Tilamuta
PLTD Gorontalo
Gambar 1. Peta Lokasi Pembangkit di Gorontalo
Energi listrik semuanya masih dapat disalurkan dengan jaringan distribusi 20 kV dan sistem interkoneksi 150 kV Gorontalo-Minahasa masih dalam tahap persiapan operasi. Rincian kapasitas pembangkit sistem Gorontalo sampai dengan tahun 2010 berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya diberikan pada tabel B8.1.
619
Tabel B8.1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Gorontalo (MW) No
Pembangkit
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Telaga Sewa Telaga Marisa Sewa Marisa Tilamuta Boroko Mongango Lemito Sumalata Tolinggula
Jenis Jenis Bahan Owner Pembangkit Bakar PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTM PLTD PLTD PLTD
HSD HSD HSD HSD HSD HSD Hydro HSD HSD HSD
Daya Terpasang Daya Mampu (MW) (MW)
PLN Sewa PLN Sewa PLN PLN PLN PLN PLN PLN
Total Sistem
22,08 36,96 5,11 3,2 1,65 2,29 1,5 2,13 0,3 0,25
13,7 22,6 3,2 2,5 1,18 1,4 1,2 1,18 0,18 0
75,47
47,14
B8.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Gorontalo Provinsi Gorontalo sebagai sebuah provinsi yang relatif baru bermaksud akan mengejar ketertinggalannya dari provinsi lain di Sulawesi, sehingga pembangunan proyek prasarana dan fasilitas umum terus dipacu. Pemerintah daerah mendorong ekonomi untuk tumbuh lebih cepat dengan meluncurkan berbagai program pemberdayaan ekonomi masyarakat dan pertanian yang sesuai dengan kondisi alam Gorontalo. Pada beberapa tahun terakhir ekonomi Gorontalo berhasil tumbuh signifikan mencapai ratarata diatas 7% per tahun, dan hal ini menyebabkan kebutuhan pasokan listrik meningkat signifikan. Pasokan listrik di Gorontalo mulai pertengahan tahun 2010 secara bertahap sudah mulai membaik. Pemadaman bergilir sudah dapat diselesaikan dan penyambungan pelanggan baru serta tambah daya mulai dilayani. Namun demikian masih banyak calon pelanggan yang belum dapat dilayani pada tahun 2010, sehingga pada tahun 2011 diprogramkan kembali penyambungannya dan disesuaikan dengan kemampuan pasokan. Memperhatikan perkembangan penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi setempat, pertambahan jumlah penduduk serta target peningkatan rasio elektrifikasi, kebutuhan listrik 2011 – 2020 diperkirakan akan tumbuh seperti ditunjukkan pada tabel B8.2.
620
Tabel B8.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
Penjualan (GWh)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
234,0 261,1 281,3 302,9 326,2 352,6 381,3 412,5 446,4 483,1
Produksi (GWh) 259,4 289,2 311,3 334,9 360,3 389,2 420,6 454,7 491,6 531,7
8,8%
8,7%
Beban Puncak (MW) 52,9 58,7 62,9 67,3 72,1 77,6 83,5 89,8 96,7 104,2 8,2%
Jumlah Pelanggan 139.859 148.968 158.628 168.888 179.749 191.296 203.518 216.469 230.132 244.603 8,0%
B8.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik di Gorontalo dalam jumlah yang cukup, direncanakan akan dibangun beberapa proyek pembangkit, transmisi dan sistem distribusinya, dengan memperhatikan potensi energi setempat. Potensi Energi Primer Di Gorontalo terdapat potensi tenaga air dan panas bumi yang walaupun tidak terlalu besar namun mempunyai peluang untuk dikembangkan. Menurut Energy Outlook and Statistic 2006 yang dibuat oleh Pengkajian Energi Universitas Indonesia, potensi tenaga air skala kecil terdapat di Suwawa dan Sumalata dengan potensi total sekitar 8 MW. Sedangkan potensi panas bumi terdapat di Lombong dan Limboto dengan potensi 14 MW. Pengembangan Pembangkit Posisi Gorontalo relatif dekat dengan pulau Kalimantan yang merupakan sumber utama batubara, sehingga di Gorontalo direncanakan akan dibangun beberapa PLTU batubara, baik oleh PLN maupun oleh swasta, beberapa daripadanya sedang dalam pelaksanaan.
621
Selain itu juga direncanakan akan dibangun PLTG peaking4 dan PLTMH. Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan pembangkit sekitar 112 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B.8-5. Mengenai rencana pengembangan tenaga air yang merupakan energi bersih, selain dari yang sudah terdaftar dalam tabel B8.3, tetap dimungkinkan untuk dikembangkan PLTM lain selama hal itu seimbang dengan kebutuhan tenaga listrik yang ada, atau dapat direncanakan sebagai pengganti pembangkit non EBT (selama belum ada kontrak) sesuai peranannya dalam sistem kelistrikan.
Tabel B8.3 Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Gorontalo (FTP1)
PLN
PLTU
2x25
2012/13
On Going
2
Gorontalo GT (Peaking)
PLN
PLTG
25
2017
Rencana
3
Taludaa II
Swasta
PLTM
1x2
2012
On Going
4
Taludaa I
Swasta
PLTM
1x3
2013
Rencana
5
Molotabu/TL Gorontalo
Swasta
PLTU
2x10
2013
On Going
6
Gorontalo Energi *)
Swasta
PLTU
2x6
2013
Rencana
Total Kapasitas
112
*) IPP Terkendala
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Seiring dengan rencana pembangunan PLTU dan rencana interkoneksi dengan sistem Minahasa serta untuk menyalurkan daya dari pusat pembangkit ke pusat beban, direncanakan pengembangan saluran tranmisi 150 kV sepanjang 646 kms dengan biaya investasi sekitar US$ 57,5 juta sebagaimana ditampilkan pada tabel B8.4. Peta rencana pengembangan transmisi 150 kV sistem Gorontalo sebagaimana ditunjukkan pada gambar B8.2.
4
Berbahan bakar gas CNG
622
Tabel B.8-4. Pengembangan Transmisi 150 kV No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang (kms)
Anggaran (juta USD)
COD
1
Isimu
Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
90,0 8,01
2011
2
Isimu
Marisa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
220,0 19,58
2011
3
Isimu
Buroko
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
76,0 6,76
2011
4
PLTU Gorontalo Energi (IPP)
Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
16,0 1,42
2012
5
PLTU Gorontalo (Perpres)
Inc. double phi Buroko‐Isimu
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
14,0 1,25
2013
6
PLTU TLG Molotabu (IPP)
Botupingge
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
30,0 2,67
2014
7
Marisa
Moutong
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
180,0 16,02
2014
8
New PLTG (Marisa)
Marisa
150 kV
2 cct, ACSR 1 x 240 mm2
20,0 1,78
2017
Jumlah
646,0 57,49
Gambar B8.2 Peta Rencana Pengembangan Sistem 150 kV Gorontalo
Pengembangan Gardu Induk Sampai dengan tahun 2020 akan dibangun GI 150 kV termasuk perluasan dan penambahan trafo tersebar di 7 lokasi dengan kapasitas keseluruhan 190 MVA dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 19,4 juta seperti pada tabel B8.5. Dapat dilihat bahwa semua proyek GI direncanakan akan selesai dalam waktu dekat.
623
Tabel B8.5 Pengembangan GI
1
Botupingge
150/20
Baru/ Extension New
2
PLTU Gorontalo
150/20
New
20
3,24
2011
3
Isimu
150/20
New
30
2,62
2011
4
Marisa
150/20
New
30
2,62
2011
5
Buroko
150/20
New
20
4,47
2011
6
Botupingge
150/20
Extension
30
1,90
2013
7
Isimu
150/20 Jumlah
Extension
1,90 30 190 19,38
2013
No
Tegangan (kV)
Gardu Induk
Daya (MVA) 30
Anggaran (juta USD) 2,62
2011
COD
Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2020 direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 131 ribu sambungan. Khusus tahun 2011 akan disambung 26.000 pelanggan untuk mencapai rasio elektrifkasi 60% pada tahun 2011, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 11.600 pelanggan per tahun. Untuk mendukung rencana tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melistriki daerah perdesaan yaitu JTM sepanjang 702 kms, JTR sekitar 1.200 kms dan tambahan trafo distribusi sekitar 90 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B8.6. Tabel B8.6 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 137.1
kms 250.1
MVA 21.3
2012
49.2
82.0
7.2
2013
52.2
86.9
7.6
9,661
2014
55.4
92.3
7.2
10,259
2015
58.6
97.7
7.2
10,861
2016
62.3
103.9
7.7
11,547
2017
66.0
109.9
7.7
12,222
2018
69.9
116.5
7.7
12,952
2019
73.7
122.9
8.3
13,663
2020 2011-2020
78.1
130.1
8.3
14,471
702.5
1,192.4
90.2
130,976
Tahun
624
Pelanggan 26,232 9,109
B8.4 Penyelesaian PLTU Gorontalo Sebagaimana diketahui bahwa proyek PLTU Gorontalo 2x25 MW yang termasuk bagian dari program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap 1 ini mengalami banyak hambatan antara lain masalah tanah dan kondisi site yang berbatu sehingga penyelesaiannya tertunda dari semula ditargetkan 2011 menjadi mundur. Dari perspektif kebutuhan sistem Gorontalo, keberhasilan proyek PLTU Gorontalo ini sangat penting, mengingat kebutuhan listrik di Gorontalo cukup tinggi seiring dengan tingginya pertumbuhan ekonomi Provinsi ini. Selain itu, pembangkit yang ada belum mampu mencukupi seluruh kebutuhan calon pelanggan baru mengingat kondisinya masih paspasan dan biaya operasinya sangat mahal. Mengingat penting dan strategisnya PLTU Gorontalo ini, diharapkan kendala-kendala yang ada dapat segera diatasi sehingga proyek ini dapat diselesaikan secepatnya dan dapat beroperasi memasok kebutuhan listrik di Gorontalo.
B8.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti tersebut dalam tabel B8.7. Tabel B8.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
2011
234.0
259.4
2012
261.1
289.2
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 57.1 52.9 130.0 386.0 53.0 58.7 27.0 16.0
2013
281.3
311.3
62.9
14.0
123.9
2014
302.9
334.9
67.3
210.0
21.8
2015
326.2
360.3
72.1
-
3.2
2016
352.6
389.2
77.6
2017
381.3
420.6
83.5
60.0
60.0
25.0
-
3.4
20.0
17.9
2018
412.5
454.7
89.8
-
3.8
2019
446.4
491.6
96.7
-
4.0
2020
483.1
531.7
104.2
-
4.2
646
292.4
112.0
Jumlah
625
190
LAMPIRAN B.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI SELATAN
B9.1 Kondisi kelistrikan saat ini Sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan (Sulsel) saat ini dipasok oleh pembangkitpembangkit yang terhubung ke sistem interkoneksi 150 kV dan 70 kV Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Jumlah gardu induk eksisting di Sulsel adalah 28 buah dengan kapasitas total 1.568 MVA termasuk trafo interbus IBT 150/70kV. Daya mampu pembangkit yang ada adalah 617 MW, sedangkan beban puncak yang harus dilayani sebesar 601 MW 5. Dengan demikian sistem kelstrikan Sulselbar beroperasi tanpa cadangan. Kondisi tersebut membuat sistem Sulselbar kadang-kadaang mengalami defisit daya pembangkit, sehingga terjadi pemadaman bergilir terutama pada saat beban puncak selama musim kering. Kekurangan pembangit juga menyebabkan penyambungan pelanggan baru belum dapat dilayani secara penuh. Peta sistem kelistrikan Propinsi Sulsel dipelihatkan pada gambar B9.1.
Gambar B.1 Peta Sistem Kelistrikan Sulsel 5
sistem Sulselbar Oktober 2011
626
Mengenai sistem kelistrikan di pulau Selayar sepenuhnya dilayani PLTD BBM dengan kapasitas pembangkit sekitar 6.5 MW namun daya mampu hanya 4,2 MW. Dengan beban puncak sekitar 3.8 MW, sistem kelistrikan di pulau ini masih belum cukup andal.
B9.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulsel Makassar sebagai ibukota Provinsi Sulawesi Selatan berada di tengah wilayah geografi Indonesia dan merupakan pintu masuk bagi kawasan timur Indonesia (KTI), sehingga Makassar memegang peran sangat strategis. Makassar telah tumbuh menjadi daerah industri dan sekaligus sebagai pusat perdagangan untuk kawasan timur Indonesia. Pertumbuhan ekonomi regional Sulawesi Selatan jauh lebih tinggi daripada pertumbuhan ekonomi rata-rata nasional, yaitu mencapai 8,62% per tahun hingga semester II tahun 20116. Pertumbuhan ekonomi tersebut perlu diimbangi dengan penyediaan listrik yang terus bertambah agar pertumbuhan ekonomi dapat tetap terjaga. Penjualan listrik PLN di Provinsi Sulawesi Selatan selama 5 tahun terakhir tumbuh cukup tinggi, yaitu mencapai 8,9% per tahun. Pertumbuhan masih dapat mencapai setinggi itu walaupun sebetulnya telah dilakukan pembatasan penjualan karena keterbatasan pasokan daya listrk. Berdasarkan realisasi penjualan listrik lima tahun terakhir termasuk banyaknya daftar tunggu calon pelanggan potensial, dan memperhatikan pertumbuhan ekonomi regional serta penambahan jumlah penduduk, proyeksi kebutuhan listrik Provinsi Sulawesi Selatan 2011 – 2020 diberikan pada table B9.1. Tabel B9.1 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik
Tahun
6
Penjualan (GWh)
Produksi (GWh)
Beban Puncak (MW)
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
3.435 3.933 4.376 4.807 5.282 5.806 6.385 7.023 7.729 8.505
3.893 4.457 4.959 5.446 5.984 6.577 7.231 7.954 8.752 9.629
706 808 898 985 1.081 1.187 1.304 1.433 1.575 1.731
Growth
11,1%
11,1%
11,0%
Antara News, 26 Sept 2011
627
Jumlah Pelanggan 1.354.637 1.408.751 1.472.590 1.544.365 1.622.631 1.705.085 1.794.077 1.884.983 1.980.098 2.083.609 5,0%
B9.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Sulawesi Selatan dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan listrik dan ketersediaan potensi energi primer setempat serta sebaran penduduknya. Potensi Sumber Energi Provinsi Sulawesi Selatan mempunyai banyak sumber energi, terutama berupa tenaga air yang dapat dikembangkan menjadi PLTA. Potensi tenaga air mencapai 1.836 MW untuk dibangun PLTA dan 160 MW untuk menjadi PLTM. Selain itu terdapat potensi gas alam di Kabupaten Wajo dengan cadangan terukur sebesar 470 BSCF. Di beberapa kabupaten di Sulawesi Selatan terdapat potensi batubara, namun jumlah cadangan terukur hanya 37,3 juta ton 7. Pengembangan Pembangkit Demand kelistrikan di Provinsi Sulawesi Selatan sebagian besar berada di bagian selatan, sehingga sebagian besar konsumen berada di selatan. Sebaliknya, potensi energi primer (hidro dan gas) berada di bagian utara provinsi ini. Kondisi ini menjadi persoalan tersendiri bagi penyediaan pembangkit listrik di Sulawesi Selatan, khususnya menyangkut penyaluran tenaga listrik dari pembangkit-pembangkit di utara ke pusat beban yang banyak berada di selatan. PLTA baru yang direncanakan untuk memanfaatkan potensi tenaga air di utara adalah PLTA Bakaru-II, PLTA Malea dan PLTA Bonto Batu. Untuk memenuhi kebutuhan listrik yang tumbuh cepat, direncanakan pembangunan pembangkit lain di luar proyek PLTA sebagaimana tersebut diatas. Pembangkit baru tersebut direncanakan lebih mendekati pusat beban di selatan, yaitu PLTU batubara di Jeneponto dan Takalar, serta PLTG peaking di selatan. Di Sulawesi Selatan terdapat proyek PLTU swasta (IPP) yang sedang konstruksi, yaitu PLTU Bosowa di Jeneponto berkapasitas 2x100 MW 8. Direncanakan satu unit dari PLTU ini akan beroperasi untuk memasuk sistem kelistrikan Sulselbar. Konstruksi PLTA Poso masih mengalami hambatan, namun diharapkan pada tahun 2012 akan dapat beroperasi. Untuk mengantisipasi keterlambatan proyek-proyek pembangkit dan untuk
7
Sumber: informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Sulsel.
8
Selain itu ada PLTA Poso yang berlokasi di provinsi Sulteng juga memasok listrik ke provinsi Sulsel sekitar 130 MW
628
lebih memastikan krisis daya di Sulsel dapat diatasi, PLN bermaksud akan menyewa PLTU batubara berkapasitas 2x120 MW di Barru. Tambahan pembangkit baru di Provinsi Sulsel hinga tahun 2020 mencapai sekitar 2.126 MW, dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel B9.2 berikut: Tabel B9.2 Pengembangan Pembangkit di Prop Sulsel No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Mini Hydro 20 kV
PLN
PLTA
8
2011
On Going
2
Sulsel Barru (FTP 1)
PLN
PLTU
2x50
2012
On Going
3
Makassar (Peaking)
PLN
PLTG
50
2013
Rencana
4
Sulsel Baru (Peaking)
PLN
PLTG
2x50
2013
Rencana
5
Takalar (FTP2)
PLN
PLTU
2x100
2014/15
Rencana
6
Sulsel Baru (Peaking)
PLN
PLTG
50
2015
Rencana
7
Selayar (new)
PLN
PLTD
2x1
2015/18
Rencana
8
Sulsel - 2
PLN
PLTU
2x150
2018/19
Rencana
9
Sulsel - Barru (Ekspansi)
PLN
PLTU
2x100
2018/19
Rencana Rencana
10
Bakaru II
PLN
PLTA
2x63
2019
11
Barru
Sewa
XPLTU
2x120
2013
Rencana
12
Mini Hydro 20 kV
Swasta
PLTA
10
2011
On Going
13
Sengkang, Op. Cycle - Unit 2
Swasta
PLTG
60
2012
On Going
14
Sulsel-1/Jeneponto Bosowa
Swasta
PLTU
2x100
2012
On Going
15
Mini Hydro 20 kV
Swasta
PLTA
5
2012
Rencana
16
Selayar (FTP 2)
Swasta
PLTGB
8
2012/13
Rencana
17
Sengkang-ST Unit 3 -> Comb. Cycle
Swasta
PLTGU
60
2013
On Going
18
Tamboli
Swasta
PLTM
2x4,8
2013
Rencana
19
Mini Hydro 20 kV
Swasta
PLTA
7,5
2013
Rencana
20
Sulsel-3 (Takalar)
Swasta
PLTU
2x100
2014/15
Rencana
21
Bontobatu (Buttu batu 1)
Swasta
PLTA
2x50
2016
Rencana
22
Malea
Swasta
PLTA
2x45
2016
Rencana
Total Kapasitas
2.126
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Posisi sumber energi primer, khususnya tenaga air dan gas, yang cukup jauh dari pusat beban membuat pengembangan transmisi diarahkan pada penggunaan tegangan 150 kV. Secara keseluruhan transmisi yang akan dibangun hingga tahun 2020 adalah sepanjang 1.340 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 170 juta. Ruas transmisi yang akan direncanakan dapat dilihat pada tabel B9.3.
629
Tabel B9.3 Pembangunan Transmisi No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
Dari Sidrap Maros (New) Sengkang PLTU Perpres ‐ Barru Tallo Lama (Uprating Cond) Wotu PLTU Bosowa Jeneponto PLTU Bosowa Jeneponto Sengkang Siwa/Keera Tallo Lama (loop) Wotu Daya Baru PLTU Takalar Punaga KIMA Makassar (New) SY PLTA Bbatu/Enrekang PLTA Malea PLTA Bakaru II Panakukang baru/Antang ‐ (New) Kajuara ‐ (New) PLTU Sewa barru
Ke
Tegangan
Maros (New) ‐ Ags 2011 operasi Sungguminasa ‐ Ags 2011 operasi Sidrap ‐ Ags 2011 operasi Incomer 2 phi (barru‐pare) Tello (Uprating Cond) Palopo TIP. 57 TIP. 58 Siwa/Keera (New) Palopo Bontoala (loop) Malili (New) Inc. 1 phi (Maros‐Sungguminasa) Tanjung Bunga Inc. 1 phi (Pangkep‐Tello) Inc. 2 phi (Makale‐Sidrap) Makale Enrekang Inc. 1 phi (Maros‐Sungguminasa) Inc. 1 phi (SInjai‐Bone) Inc. 2 phi (Sidrap‐Maros)
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 275 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV
Panjang (kms) 2 cct, 2xZebra 260,0 2 cct, 2xZebra 80,0 2 cct, 2xZebra 130,0 4 cct, 1xHawk 4,8 2 cct, TACSR 14,0 2 cct, 1xZebra 210,0 2 cct, 2xZebra 12,0 2 cct, 2xZebra 12,0 2 cct, 2xHawk 140,0 2 cct, 2xHawk 180,0 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 9,0 2 cct, 2xHawk 82,0 2 cct, 2xZebra 2,0 2 cct, 2xZebra 80,0 2 cct, UGC, XLPE, 400 mm 2,0 2 cct, 1xHawk 2,0 2 cct, Zebra 30,0 2 cct, 2xHawk 40,0 2 cct, 2xZebra 24,0 2 cct, 1xHawk 6,0 4 cct, 2xZebra 20,0 Konduktor
Jumlah
Anggaran (juta USD) 25,61 7,88 12,81 0,43 0,78 47,27 1,18 1,18 17,17 22,07 2,75 10,06 0,20 7,88 0,61 0,18 2,67 4,91 2,36 0,53 1,78
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2016 2016 2017 2018 2019 2019
1.340 170,29
Pengembangan Gardu Induk (GI) Gardu induk baru yang akan dibangun berada di 9 lokasi dengan kapasitas total 420 MVA untuk kurun waktu 2011-2020. Penambahan gardu induk ini akan dapat menampung penambahan pelanggan baru dan meningkatkan keandalan penyaluran. Keberadaan gardu induk baru pada lokasi dimana PLTD berada dimaksudkan untuk mengambil alih peran PLTD sebagai pasokan listrik utama, dan menggantinya dengan pasokan dari sistem interkoneksi. Penambahan kapasitas trafo GI hingga tahun 2020 adalah 2.630 MVA dengan biaya investasi sekitar US$ 130 juta sebagaimana terdapat pada tabel B9.4.
630
Tabel B9.4 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67
Gardu Induk
Tegangan
Mandai 70/20 kV Tallo Lama 150/20 kV Bontoala 150/20 kV Borongloe 70/20 kV Tallasa 150/20 kV Pare‐pare 150/20 kV Bulukumba 150/20 kV Sinjai 150/20 kV Daya 70/20 kV Siwa/Keera ‐ (GI Baru)+2 LB 150/20 kV Sengkang, Ext LB 150/20 kV Tallo Lama (loop Btoala), Ext 2 LB 150/20 kV Bontoala (loop T.Lama), Ext 2 LB 150/20 kV Pangkep 150/20 kV Bone 150/20 kV Jeneponto 150/20 kV Barru 150/20 kV Makale 150/20 kV Palopo IBT 275/150 kV Palopo + Ext 2 LB 150/20 kV Siwa, Ext 2 LB 150/20 kV Pinrang 150/20 kV Soppeng 150/20 kV Maros 150/20 kV Panakkukang 150/20 kV Wotu 275/150 kV (Baru) 275/150 kV Wotu ‐ (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV Malili ‐ (GI Baru) + 4 LB 150/20 kV Tanjung Bunga, Ext 2 LB 150/20 kV Daya Baru ‐ (GI Baru) + 2 LB 150/20 kV Tello 150/20 kV Tallo Lama 150/20 kV KIMA Makassar ‐ (GI baru) + 2 LB 150/20 kV Bontoala 150/20 kV Sidrap 150/20 kV Panakkukang 150/20 kV Tanjung Bunga 150/20 kV Borongloe 70/20 kV Sungguminasa 150/20 kV Pinrang 150/20 kV Bulukumba 150/20 kV SY PLTA Bontobatu/Enrekang ‐ (GI baru) + 2LB 150/20 kV Makale, Ext 2 LB 150/20 kV Sidrap, Ext 2 LB 150/20 kV Bone 150/20 kV Sinjai 150/20 kV Bakaru, Ext 4 LB 150/20 kV Pangkep 150/20 kV Tello 150/20 kV Tallo Lama 150/20 kV Bontala ‐ GIS II ‐ (GI baru) 150/20 kV Panakukang baru/Antang ‐ (GI baru) + 2 LB 150/20 kV Pare‐Pare 150/20 kV Daya Baru 150/20 kV Maros 150/20 kV Tallasa 150/20 kV Bone 150/20 kV Sidrap 150/20 kV Kajuara ‐ GI New + 2 LB 150/20 kV Kajuara 150/20 kV Malili 150/20 kV Panakukang baru/Antang 150/20 kV Tanjung Bunga 150/20 kV Soppeng 150/20 kV Siwa/Keera 150/20 kV Jeneponto 150/20 kV Wotu 150/20 kV
631
Daya (MVA) Extension 20 Extension 60 Extension 60 Extension 20 Extension 60 Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 Extension 30 New 180 Extension 30 Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 60 Extension 60 New 90 New 30 New 30 Extension 2 LB New 60 Extension 60 Extension 60 New 60 Extension 60 Extension 30 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 60 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 2 LB Extension 2 LB Extension 30 Extension 30 Extension 4 LB Extension 60 Extension 60 Extension 60 New 60 New 60 Extension 30 Extension 60 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 30 New 30 Extension 30 Extension 20 Extension 60 Extension 60 Extension 30 Extension 30 Extension 20 Extension 30 Jumlah 2,630
Baru/Extension
Anggaran (juta USD) ‐ 2.10 2.10 ‐ 2.10 ‐ 1.39 1.39 ‐ 2.62 1.23 1.23 1.23 1.39 1.39 1.39 1.39 1.39 14.45 2.62 1.23 1.39 1.39 2.10 2.10 4.86 2.62 3.85 1.23 3.34 2.10 2.10 3.34 2.10 1.39 2.10 2.10 1.26 2.10 1.39 1.39 2.62 1.23 1.23 1.39 1.39 2.47 2.10 2.10 2.10 2.10 3.34 1.39 2.10 2.10 2.10 1.39 1.39 2.62 1.39 ‐ 2.10 2.10 1.39 1.39 ‐ 1.39 130
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2018 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2020 2020
Pengembangan Distribusi Sampai dengan tahun 2020 diproyeksikan akan ada tambahan pelanggan baru sebanyak 807 ribu pelanggan, atau rata-rata 81.000 pelanggan baru setiap tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan menyebabkan kenaikan beban puncak menjadi 2,5 kali lipat dalam kurun waktu 10 tahun dari 610 MW pada tahun 2010 menjadi sekitar 1.730 MW di tahun 2020. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan jaringan distribusi tegangan menengah 5.417 kms, jaringan tegangan rendah 4.273 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi 2.916 MVA, seperti dalam tabel B9.5. Tabel B9.5 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 275
kms 366
MVA 277
2012
190
254
192
54,114
2013
279
338
248
63,838
2014
319
312
252
71,776
2015
425
362
259
78,265
2016
545
415
283
82,455
2017
705
480
313
88,991
2018
709
519
333
90,906
2019
862
574
360
95,115
1,109
655
399
103,511
5,417
4,273
2,916
807,082
Tahun
2020 2011-2020
Pelanggan 78,110
B9.4 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah sebagaimana terdapat dalam tabel B9.6.
632
Tabel B9.6 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011
Sales (GWh) 3,435
Produksi (GWh) 3,893
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 147.0 706 18 310 699 517.9 808 369 420 24
2012
3,933
4,457
2013
4,376
4,959
898
471
330
411
383.6
2014
4,807
5,446
985
200
180
82
313.5
2015
5,282
5,984
1,081
251
150
2
331.7
2016
5,806
6,577
1,187
190
300
32
322.7
2017
6,385
7,231
1,304
60
40
32.7
2018
7,023
7,954
1,433
251
330
24
393.7
2019
7,729
8,752
1,575
376
320
26
582.1
2020
8,505 9,629 Jumlah
1,731
230
-
40.3
2,126
2,630
1,340
3,065.1
633
LAMPIRAN B.10 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI TENGGARA
B10.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Sulawesi Tenggara hingga akhir tahun 2010 pada dasarnya dipasok oleh PLTD dan PLTM dengan jaringan 20 kV. Selian itu terdapat beberapa sistem kelistrikan PLTD yang beroperasi secara isolated untuk melayani beban setempat. Kapasitas terpasang pembangkit yang masuk ke sistem 20 kV adalah 169 MW dengan daya mampu sekitar 94 MW di luar sistem-sistem isolated. Beban puncak keseluruhan sistem kelistrikan (non coincident) di Provinsi Sulawesi Tenggara pada bulan Oktober 2011 adalah 84,5 MW. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangan sistem kelistrikan Sulawesi Tenggara ditunjukkan pada Gambar B10.1.
Cab. Kendari
Cab. Baubau
Gambar B10.1 Peta sistem kelistrikan Prov Sulawesi Tenggara
Rincian pembangkit terpasang pada sistem interkoneksi 20 KV seperti ditunjukkan pada tabel B10.1.
634
Tabel B10.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang *) No
Pembangkit
Jenis Pembangkit
Bahan Bakar
Kapasitas (MW) Pemilik
Terpasang
Mampu
1 2 3 4 5 6 7
KENDARI PLTD Wua‐wua PLTD Poasia PLTD Lambuya Perusda Lambuya Sewa Lambuya Sewa PLTD Kendari PLTU Nii Tanasa
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTU
HSD & MFO MFO HSD HSD HSD HSD Coal
PLN PLN PLN Swasta Sewa Swasta PLN
23,9 14,3 5,4 5,1 5,0 36,3 20,0 110,1
10,5 2,3 1,7 2,1 5,0 33,0 ‐ 54,6
7 8 9
KOLAKA PLTD Kolaka PLTD Sewa Kolaka PLTM Sambilambo
PLTD PLTD PLTM
HSD HSD Air
PLN Sewa PLN
9,8 7,0 2,0 18,8
5,9 5,7 1,0 12,6
RAHA 10 PLTD Raha 11 Sewa PLTD Raha
PLTD PLTD
HSD HSD
PLN Swasta
7,5 3,0 10,5
3,1 3,0 6,1
BAU‐BAU 12 PLTD Bau 13 PLTM Winning 14 Sewa PLTD Bau‐Bau
PLTD PLTM PLTD
HSD ‐ HSD
PLN PLN Swasta
10,7 1,6 13,0 25,3
5,0 0,8 12,4 18,2
WANGI‐WANGI 15 PLTD Wangi‐wangi 15 Sewa PLTD
PLTD
HSD
PLN
2,6 2,0 4,6 169,2
1,4 1,6 3,0 94,4
Jumlah *) Belum termasuk sistem kecil isolated
B10.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tenggara Kendari, Kolaka, Bau-Bau dan Wangi-Wangi adalah kota-kota utama di Sulawesi Tenggara yang berkembang cukup pesat, namun pasokan listriknya belum sepenuhnya mencukupi kebutuhan mayarakat yang terus meningkat. Kendari sebagai ibukota Provinsi Sulawesi Tenggara dan Kolaka sebagai ibukota kabupaten Kolaka dalam dua tahun terakhir mengalami defisit daya dan secara berangsur telah dapat ditingkatkan kemampuan pasokan listriknya dengan sewa PLTD sambil menunggu penyelesaian proyek PLTU yang sedang dibangun. Akibatnya terjadi penumpukan permintaan sambungan listrik dan potensi kebutuhan listrik di kedua daerah tersebut lebih tinggi dari daerah lainnya. Sedangkan Wangiwangi, kota Baubau dan Raha pasokan listriknya dalam dua tahun terakhir masih mencukupi. Kota Wangiwangi merupakan pintu masuk ke kepulauan 635
Wakatobi, dimana terdapat obyek wisata Taman Nasional Laut Wakatobi yang sangat terkenal dan telah berkembang cukup pesat. Kebutuhan listriknya terus meningkat seiring dengan perkembangan kota-kota tersebut. Pertumbuhan ekonomi Provinsi Sulawesi Tenggara selama tahun 2006–2010 sangat tinggi, yaitu mencapai rata-rata 8,8% per tahun. Sejalan dengan itu pertumbuhan pemakaian energi listrik dalam periode yang sama meningkat rata-rata 8,9% per tahun. Peningkatan pemakaian listrik tersebut termasuk tinggi, mengingat pada saat itu penjualan listrik sebetulnya masih dikendalikan karena keterbatasan pasokan daya. Apabila pasokan listrik tersedia dalam jumlah yang cukup, diperkirakan tingkat pertumbuhan konsumsi listrik akan lebih tinggi lagi. Rasio elektrifikasi di Provinsi Sulawesi Tenggara saat ini masih sekitar 51%, sehingga potensi pelanggan baru masih banyak.
Berdasarkan pertumbuhan penjualan listrik dalam lima tahun terakhir, dan dengan mempertimbangkan pertumbuhan ekonomi yang tinggi, adanya daftar tunggu yang cukup besar, penambahan jumlah penduduk, maka kebutuhan listrik di Provinsi Sulawesi Tenggara akan tumbuh seperti pada tabel B10.2. Beban puncak di Sulawesi Tenggara akan meningkat dari 105 MW pada tahun 2010 menjadi 304 MW di tahun 2020. Demikian pula pemakaian listrik pada tahun 2010 sebesar 387 GWh akan meningkat menjadi 1.240 GWh pada tahun 2020, atau tumbuh 12,3% per tahun. Tabel B10.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth
Penjualan (GWh) 486,2 608,5 687,5 745,5 809,3 879,7 957,1 1.042,5 1.136,7 1.240,1 12,3%
Produksi (GWh) 551,5 690,2 779,8 845,4 917,7 997,3 1.085,0 1.181,7 1.288,3 1.405,3 12,3%
636
Beban Puncak (MW) 130,5 161,7 180,9 194,1 208,7 224,5 241,8 260,8 281,5 304,0 11,2%
Jumlah Pelanggan 294.452 309.806 330.774 348.582 369.806 393.878 420.247 448.961 480.046 513.494 9,1%
B10.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Sumber Energi Di Propinsi Sulawesi Tenggara terdapat banyak potensi sumber energi, terutama tenaga air dengan potensi PLTA sekitar 266 MW dan potensi PLTM sebesar 17 MW. Selain potensi tenaga air, juga terdapat potensi panas bumi walaupun tidak besar, yaitu di Laenia di Kendari dan Mangolo di Kolaka. Dari potensi energi terbarukan tersebut PLN berencana membangun PLTA Konawe berkapasitas 50 MW untuk memenuhi kebutuhan sistem interkoneksi 150 kV Kolaka – Kendari – Raha dan beberapa PLTM. Rencana pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Propinsi Sulawesi Tenggara adalah sebagai berikut. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik hingga tahun 2020, di Provinsi Sulawesi Tenggara diperlukan tambahan pembangkit baru sekitar 300 MW yang akan terhubung ke grid 150 kV, dan juga terhubung ke jaringan 20 kV. Salah satu pembangkit yang cukup besar adalah PLTU batubara Kendari 2x25 MW (salah satu proyek FTP2 oleh IPP) dan diperkirakan akan beroperasi pada tahun 2014. Kebutuhan batubara untuk PLTU ini akan dipasok dari luar Provinsi. Rencana penambahan pembangkit selengkapnya dapat dilihat pada tabel B10.3. Tabel B10.3 Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS On Going
1
Rongi
PLN
PLTM
2x0,4
2011
2
Sabilambo
PLN
PLTM
2x1
2011
On Going
3
Kendari - Nii Tanasa (FTP1)
PLN
PLTU
2x10
2011/12
On Going
4
Lapai-1
PLN
PLTM
2x2
2012
Rencana
5
Lapai-2
PLN
PLTM
2x2
2012
Rencana
6
Riorita
PLN
PLTM
2x0,5
2012
Rencana
7
Toaha
PLN
PLTM
2x0,5
2012
Rencana
8
Raha (FTP 2)
PLN
PLTU
2x3
2013
Rencana
9
Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi)
PLN
PLTU
10
2013
Rencana
10
Wangi-Wangi (FTP 2)
PLN
PLTU
2x3
2013/14
Rencana
11
Wangi-Wangi (Relokasi)
PLN
PLTD
2x2
2013/19
Rencana
12
Tamboli
PLN
PLTM
2x4,6
2013
Rencana
13
Bau-Bau (FTP2)
PLN
PLTU
2x10
2014
Rencana
14
Raha (Relokasi)
PLN
PLTD
3
2015
Rencana
15
Konawe
PLN
PLTA
2x25
2016/17
Rencana
16
Watunohu-1
PLN
PLTA
2x28
2018/19
Rencana
17
Bau-Bau
Swasta
PLTU
2x7
2013
Rencana
18
Kendari (FTP2)
Swasta
PLTU
2x25
2014
Rencana
19
Kolaka (FTP2)
Swasta
PLTU
2x10
2014
Rencana
20
Lainea
Swasta
PLTP
2x10
2017
Rencana
Total Kapasitas
301
637
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pembangunan transmisi di Provinsi Sulawesi Tenggara dimulai pada tahun 2010, yaitu dari PLTU Nii Tanasa 2x10 MW (salah satu proyek FTP1) ke kota Kendari dengan transmisi 70 kV. Selanjutnya pada tahun 2013 akan dibangun transmisi 150 kV dari Kendari ke Unaaha, Kolaka, Lasusua sampai Malili, dan dari Kendari ke Raha. Pembangunan transmisi ini akan menghubungkan sistem Sulselbar dengan sistem Sulawesi Tenggara. Keseluruhan panjang transmisi yang akan dibangun adalah 1.396 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 161 juta sebagaimana terdapat dalam tabel B10.4. Tabel B10.4 Pembangunan Transmisi Anggaran (juta USD)
COD
2 cct, Ostrich
24,0 1,89
2011
2 cct, 2xHawk
290,0 35,56
2013
150 kV
2 cct, 2xHawk
232,0 28,45
150 kV
2 cct, 2xHawk
150,0 18,39
2013 2013
150 kV
2 cct, 1xHawk
20,0 1,78
150 kV
2 cct, 2xHawk
110,0 13,49
150 kV
2 cct, 1xHawk
220,0 19,58
150 kV
2 cct, Kabel Laut
10,0 10,68
150 kV
2 cct, 1xHawk
10,0 0,89
150 kV
2 cct, 1xHawk
170,0 15,13
Dari
1
PLTU Nii Tanasa (FTP1)
Mandonga/Kendari
70 kV
2
Malili (New)
Lasusua (New)
150 kV
3
Lasusua (New) Kolaka (New)
Kolaka (New) Unahaa (New)
PLTU Kolaka (FTP2) Unahaa (New)
Kolaka Kendari (New)
Kendari (new) Kendari (new)
Raha (new) Raha (new) ‐ Kabel Laut
PLTU Kendari (FTP2) Raha (new)
Inc. 2 phi (Kendari‐Raha) Bau‐Bau (New)
PLTA Konawe PLTA Watunohu 1
Unahaa (New) Lasusua (New)
150 kV
2 cct, 2xHawk
80,0 9,81
150 kV
2 cct, 2xHawk
80,0 9,81
4 5 6 7 8 9 10 11 12
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang (kms)
No
Jumlah
2013 2013 2014 2014 2014 2014 2016 2018
1.396,0 165,47
Pengembangan Gardu Induk Antara tahun 2011 dan 2013 akan dilaksanakan pembangunan gardu Induk baru 150/20 kV dan 70/20 kV termasuk penambahan kapasitas trafo, dengan kapasitas total 543 MVA di Lasusua, Kolaka, Unaaha, Kendari, Baubau dan Raha. Proyek tersebut akan memerlukan dana investasi sekitar US$ 34 juta, seperti yang ditampilkan dalam tabel B10.5.
638
Tabel B10.5 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 11 12 12 13 13 14 14 15 15 16
Gardu Induk Kendari Nii Tanasa Kolaka ‐ (GI Baru) + 2 LB Kendari ‐ (GI Baru 150 kV) + 2 LB Lasusua ‐ (GI Baru) + 4 LB Kolaka, Ext 4 LB Unahaa ‐ (GI Baru) + 4 LB Unaaha Kendari, Ext 4 LB Kendari ‐ IBT 2x31,5 MVA Raha ‐ (GI Baru) ‐ 2 LB Kolaka Raha Bau Bau Raha Kendari Unahaa Nii Tanasa
Tegangan 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV
Baru/Extension Extension Extension New New New Extension New Extension Extension New New Extension Extension New Extension Extension Extension Extension Jumlah
Daya (MVA)
Anggaran (juta USD)
30 10 30 30 30 4 LB 30 30 4 LB 63 30 30 30 30 30 60 60 20 543
1,26 ‐ 2,62 2,62 3,85 2,47 3,85 1,39 2,47 ‐ 2,62 1,39 1,39 2,62 1,39 2,10 2,10 ‐ 34,13
COD 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2016 2017 2018
Pengembangan Jaringan Distribusi Untuk memenuhi kebutuhan listrik Propinsi Sulawesi Tenggara hingga tahun 2020, direncanakan penambahan pelanggan baru sekitar 300 ribu pelanggan. Khusus untuk tahun 2011 akan disambung 80.000 pelanggan baru untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% pada tahun 2011, untuk periode selanjutnya akan disambung rata-rata 24.000 pelanggan baru setiap tahunnya. Untuk menunjang penambahan pelanggan tersebut, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melayani perdesaan, yaitu JTM sepanjang 3.251 kms, JTR sekitar 2.753 kms dan trafo distribusi sebesar 592 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B10.6.
639
Tabel B10.6 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 323.4
kms 300.8
MVA 158.4
2012
144.3
160.3
30.4
15,353
2013
162.3
171.6
41.5
20,969
2014
280.5
281.4
35.3
17,807
2015
294.4
288.1
42.0
21,224
2016
310.0
295.1
47.7
24,072
2017
330.8
303.7
52.2
26,369
2018
444.3
309.0
56.9
28,714
2019
464.3
316.3
61.6
31,084
2020 2011-2020
496.3
327.1
66.2
33,448
3,250.7
2,753.3
592.2
299,035
Tahun
Pelanggan 79,994
B10.4 Pengembangan Interkoneksi Kendari-Pulau Muna dan Buton Jaringan transmisi 70 kV yang pertama kali dioperasikan di Kendari adalah ruas dari PLTU Kendari (FTP1) menuju ke kota Kendari pada tahun 2010. Adanya pembangkit baru dan transmisi tersebut akan melayani kebutuhan listrik di Kendari yang selama ini tertahan. Selain itu, direncanakan pengembangan sistem transmisi 150 kV Sultra untuk menjangkau beban isolated sehingga akan terhubung ke grid Sultra. Untuk dapat menjangkau pulau-pulau di sekitar daratan Kendari, sedang dilakukan kajian untuk pertama-tama menginterkoneksi kota Raha di pulau Muna dan Baubau di pulau Buton dengan SUTT dan sebagian kecil kabel laut 150 kV, selanjutnya akan dibuat interkoneksi pulau Muna ke sistem Kendari. Interkoneksi dengan kabel laut ini akan dilakukan apabila sesuai hasil kajian bahwa proyek layak secara teknis dan ekonomis.
B10.5 Rangkuman Rangkuman proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi propinsi Sulawesi Tenggara tahun 2011 - 2020 adalah seperti pada tabel B10.7.
640
Tabel B10.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW)
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
2011
486.2
551.5
130
12.8
40
24
102.3
2012
608.5
690.2
162
20.0
60
-
88.2
2013
687.5
779.8
181
44.2
183
802
131.9
2014
745.5
845.4
194
93.0
120
410
228.8
2015
809.3
917.7
209
3.0
-
28.6
2016
879.7
997.3
225
25.0
60
80
46.4
2017
957.1
1085.0
242
45.0
60
-
124.9
2018
1042.5
1181.7
261
28.0
20
80
50.5
2019
1136.7
1288.3
281
30.0
-
84.2
2020
1240.1
1405.3
304
-
24.7
1,396
910.3
Jumlah
301.0
641
543
LAMPIRAN B.11 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI SULAWESI BARAT B11.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Kebutuhan tenaga listrik Provinsi Sulawesi Barat saat ini dipasok dari 3 gardu induk 150 kV, yaitu Polmas, Majene dan Mamuju yang terinterkoneksi dengan sistem Sulawesi Selatan. Gardu induk tersebut mendapat pasokan dari pembangkitpembangkit yang ada di sistem kelistrikan interkoneksi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Barat (Sulselbar). Selain itu terdapat pembangkit skala kecil yang beroperasi pada sistem isolated untuk kebutuhan setempat. Peta kelistrikan saat ini dan rencana pengembangannya di Provinsi Sulawesi Barat dapat dilihat pada gambar B11.1.
Gambar B11.1. Peta kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat
Kapasitas ketiga gardu induk tersebut saat ini adalah 60 MVA. Sistem isolated yang belum tersambung ke grid masih dipasok dari PLTD. Beban puncak seluruh propinsi Sulbar adalah 30 MW. Adapun pembangkit yang beroperasi secara isolated pada saat ini diberikan pada tabel B11.1.
642
Tabel B11.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No
Pembangkit
Kapasitas (MW)
Jenis Pembangkit
Bahan Bakar
Pemilik
Terpasang
Mampu
Grid 20 kV Sist. SULSELBAR 1
PLTD Mamuju
PLTD
HSD
PLN
1,474
1,420
2 3 4 5 6
PLTD ISOLATED PLTD Mambi PLTD Babana PLTD Topoyo PLTD Karossa PLTD Baras
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
HSD HSD HSD HSD HSD
PLN PLN PLN PLN PLN
0,240 0,04 0,200 0,53 0,820
0,220 0,04 0,110 0,42 0,490
7
PLTD Pasang kayu
PLTD
HSD
PLN
2,82
2,01
8
PLTD sarjo
PLTD
HSD
PLN
0,140 4,79
0,123 3,41
6,26
4,83
JUMLAH
B11.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulbar Provinsi Sulawesi Barat yang dibentuk pada tahun 2003 dengan Mamuju sebagai ibukotanya merupakan daerah yang sedang berkembang. Rasio elektrifikasi baru sekitar 51%, sehingga masih terdapat banyak calon pelanggan rumah tangga yang membutuhkan pasokan listrik. Kondisi ini akan diikuti oleh tumbuhnya konsumen bisnis. Kebutuhan listrik di Provinsi Sulawesi Barat tahun 2006–2010 tumbuh rata-rata 9,6% per tahun, walaupun telah dilakukan pengendalian penyambungan baru karena keterbatasan daya pembangkit. Sedangkan dalam periode yang sama, pertumbuhan ekonomi meningkat rata-rata 8,8 % per tahun. Dari pertumbuhan konsumsi listrik dalam lima tahun terakhir, dan memperhatikan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk serta peningkatan rasio elektrifikasi, proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011–2020 diberikan pada tabel B11.2.
643
Tabel B11.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Propinsi Sulawesi Barat Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan (GWh) 138,7 165,2 196,7 227,6 250,8 275,7 302,5 331,4 362,4 395,8
Growth (%)
12,7%
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 162,0 33,3 193,0 39,6 229,8 47,2 265,8 54,5 292,9 60,0 322,0 66,1 353,3 72,4 386,9 79,1 423,1 86,7 462,0 94,6 12,6%
12,6%
Jumlah Pelanggan 109.590 121.099 133.013 145.856 156.372 167.747 180.059 193.390 207.834 223.490 8,3%
B11.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Potensi Energi Primer Provinsi Sulawesi Barat dengan kondisi alamnya yang bergunung-gunung menyimpan potensi tenaga air yang sangat besar untuk dikembangkan menjadi PLTA hingga sekitar 1000 MW. Pengembangan Pembangkit Memperhatikan besarnya potensi tenaga air di Sulawesi Barat, prioritas pertama dalam mengembangkan pembangkit adalah membangun PLTA, namun pembangunan PLTA tersebut perlu didukung oleh studi kelayakan yang baik. Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2020, di Provinsi Sulawesi Barat direncanakan akan dibangun pembangkit 167 MW yang akan masuk ke grid 150 kV sistem Sulselbar. Pembangkit tersebut adalah PLTU 2x25 MW (salah satu proyek FTP2) yang akan dibangun oleh swasta, dan PLTA Poko 117 MW yang akan dikembangkan oleh PLN sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.3. Apabila tambahan pembangkit baru 167 MW tersebut selesai beroperasi dan mengingat beban puncak Provinsi Sulbar pada saat itu sekitar 95 MW, maka Provinsi Sulbar akan memasok kelebihan daya ke sistem interkoneksi Sulselbar.
644
Selain itu terdapat potensi PLTA di sungai Karama yang sangat besar, yaitu mencapai 450 MW, dan saat ini sedang dibuat studi kelayakanya oleh perusahaan swasta bekerjasama dengan Pemerintah Provinsi Sulawesi Barat. Proyek PLTA ini merupakan sebuah proyek Kerjasama Pemerintah Swasta (KPS) “unsolicited”. Apabila hasil studi kelayakan menyatakan proyek ini layak dibangun dan sesuai dengan kebutuhan sistem tenaga listrik, maka proyek ini akan dimasukkan dalam RUPTL perioda berikutnya. Tabel B11.3 Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Mamuju (FTP2)
Swasta
PLTU
2x25
2015
Rencana
2
Poko
PLN
PLTA
117
2020
Rencana
Total Kapasitas
167
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Pada Provinsi Sulawei Barat direncanakan pembangunan transmisi 150 kV dari Silae ke Pasang Kayu ke Mamuju sepanjang 540 kms dan 150 kV dari PLTA Poko ke Bakaru sepanjang 40 kms, dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 68 juta sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.4. Tabel B11.4 Rencana Pembangunan Transmisi 150 kV No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang (kms)
Anggaran (juta USD)
COD
1
Pasangkayu
Silae
150 kV
2 cct,1xHAWK
90 11,0
2014
2
PLTU Mamuju (FTP2)
Mamuju
150 kV
2 cct,1xHAWK
50 4,5
2014
3
Pasangkayu
Mamuju
150 kV
2 cct,1xHAWK
400 49,1
2018
3
PLTA Poko
Bakaru
150 kV
2 cct,1xHAWK
40 3,6
2019
Jumlah
580 68,1
Pengembangan Gardu Induk Pada tahun 2014 direncanakan pembangunan gardu induk baru 150 kV di Pasangkayu dengan kapasitas 20 MVA yang terhubung ke GI Silae di kota Palu Sulawesi Tengah
645
sebagaimana ditunjukkan pada tabel B11.5. Selain itu trafo di GI eksisting akan ditambah sebesar 90 MVA seperti pada tabel tersebut.
Tabel B11.5 Pembangunan Gardu Induk
Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension
1
Polmas
150/20 kV
2
Majene
3 4
No
Extension
Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD) 30 1,39
2011
150/20 kV
Extension
30 1,39
2011
Pasangkayu
150/20 kV
New
20 2,38
2014
Mamuju
150/20 kV
Extension
30 1,39
2014
Jumlah
COD
110 6,5
Pengembangan Distribusi Hingga tahun 2020 akan dilakukan penambahan sambungan baru sekitar 122 ribu pelanggan, atau rata-rata 12.200 pelanggan setiap tahunnya. Akibatnya beban puncak pada 2020 akan menjadi sekitar 3,3 kali lipat dibanding beban puncak tahun 2010, yaitu naik dari 29 MW menjadi 95 MW pada tahun 2020. Jaringan distribusi yang akan dibangun, termasuk untuk melistriki perdesaan, terdiri dari JTM sepanjang 1.305 kms, JTR sekitar 1.363 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 400 MVA seperti diberikan pada Tabel B11.6.
Tabel B11.6 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 138.1
kms 138.4
MVA 38.8
2012
63.7
123.0
44.4
11,509
2013
119.2
127.3
37.6
11,914
2014
124.8
131.0
36.3
12,843
2015
129.1
133.6
37.2
10,516
2016
133.9
136.2
38.4
11,375
2017
140.3
139.5
39.9
12,312
2018
144.5
141.5
40.9
13,332
2019
150.7
144.3
42.3
14,444
2020 2011-2020
160.6
148.4
44.3
15,657
1,304.9
1,363.0
400.2
122,374
Tahun
646
Pelanggan 8,474
B11.4 Ringkasan Ringkasan prakiraan kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas sistem kelistrikan dan kebutuhan investasi di Provinsi Sulawesi Barat sampai dengan tahun 2020 sebagaimana terdapat dalam tabel B11.7. Tabel B11.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW)
2011
138.7
162.0
33.3
-
6.39
2012
165.2
193.0
39.6
-
3.27
2013
196.7
229.8
47.2
-
3.51
2014
227.6
265.8
54.5
2015
250.8
292.9
60.0
2016
275.7
322.0
66.1
2017
302.5
353.3
72.4
60
50 50 500
140
22.81
-
91.54
-
3.68
-
30.84
2018
331.4
386.9
79.1
400
53.02
2019
362.4
423.1
86.7
40
7.73
2020
395.8 462.0 Jumlah
94.6
-
176.85
580
399.64
117 167
647
610
LAMPIRAN B.12 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU B12.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku saat ini terdiri dari 8 sistem kelistrikan, adapun sistem yang cukup besar adalah sistem Ambon, Masohi, Kairatu-Piru, Namlea-Mako, Saparua, Tual, Dobo, dan Saumlaki. Selain itu terdapat 40 pusat pembangkit kecil tersebar. Beban puncak total non coincident seluruh Provinsi Maluku sekitar 83,5 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit PLTD tersebar yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV pada masing-masing sistem kelistrikan di setiap pulau seperti ditunjukkan pada gambar B12.1.
Gambar 1. Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku
Sistem kelistrikan terbesar di Provinsi Maluku adalah sistem Ambon, dimana sistem ini memiliki jumlah pasokan pembangkit 80,24 MW termasuk PLTD sewa, dengan daya mampu sekitar 41,8 MW dan beban puncak 40 MW. 648
Tabel B.12-1. Kapasitas Pembangkit Terpasang No
Sistem Isolated
I
Sistem Ambon 1. Hative Kecil 2. Poka 3. Sewa Mesin TOTAL Sistem Masohi 1. Masohi 2. Liang 3. Waipia 4. Sewa Mesin TOTAL Sistem Kairatu‐Piru 1. Kairatu 2. Sewa Mesin 3. Piru TOTAL Sistem Namlea‐Mako 1. Namlea 2. Mako 3. Sewa Mesin TOTAL Sistem Saparua Saparua Sistem Tual 1. Langgur 2. Sewa Mesin TOTAL Sistem Saumlaki 1. Saumlaki 2. Sewa Mesin TOTAL Dobo 1. Dobo 2. Sewa Mesin
II
III
IV
V VI
II
VIII
Jenis Pembangkit
Kapasitas [MW] Terpasang Daya Mampu
Beban Puncak [MW]
PLTD PLTD PLTD
21,5 33,6 25,2 80,2
6,2 14,3 21,3 41,8 40,0
PLTD PLTD PLTD PLTD
7,0 0,9 0,8 3,2 11,9
2,7 0,5 0.34 2,1 5,3 5,1
PLTD PLTD PLTD
3,8 3,2 3,1 10,1
1,6 3,1 1,8 1,7 65,5 1,7
PLTD PLTD PLTD
5,3 2,6 2,2 10,0
1,4 1,1 2,1 4,6 4,1
PLTD
3,7 1,5 1,5
PLTD PLTD
7,6 4,7 2,4 2,2 10,0 6,9 5,9
PLTD PLTD
3,8 1,5 2,0 1,5 5,8 3,0 2,0
PLTD PLTD
3,5 2,2 2,0 1,5
TOTAL
5,5 3,7 1,9
B12.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kota Ambon mempunyai populasi terbesar di Provinsi Maluku dan memiliki pelanggan komersial dalam jumlah yang cukup besar. Kebutuhan listrik diserap oleh konsumen rumah tangga (93,32%), komersial (3,75%), publik (2,9%) dan industri (0,02%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diperlihatkan pada tabel B12.2. 649
Tabel B12.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik
Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan (GWh) 315,6 342,5 371,3 402,1 434,9 470,9 509,7 551,6 596,5 644,7
Growth (%)
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 365,7 77,6 396,5 84,0 429,5 90,8 464,7 98,0 502,3 105,8 543,3 114,2 587,7 123,3 635,4 133,1 686,6 143,5 741,5 154,7
8,3%
8,2%
8,0%
Jumlah Pelanggan 230.760 243.639 255.872 267.473 279.601 293.289 307.649 322.716 338.524 355.110 5,8%
B12.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Maluku dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Maluku untuk pembangkit listrik terbatas pada sumbersumber hydro yang berada di Pulau Seram dan Pulau Buru serta panas bumi di Pulau Ambon dan Pulau Haruku. Saat ini pengeboran sumur eksplorasi panas bumi di Pulau Ambon telah selesai dilaksanakan untuk rencana pembangunan PLTP Tulehu 2x10 MW. Sedangkan PLTP Haruku masih dalam tahap survey. Selain itu potensi hidro di Seram cukup besar, bisa mencapai 100 MW lebih, namun sebagian berada di kawasan hutan konservasi sehingga ada hambatan untuk dikembangkan menjadi PLTA. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 akan dapat dipenuhi dengan mengembangkan pembangkit di Maluku berkapasitas total sekitar 192 MW, termasuk rencana PLTA Wai Tala 60 MW seperti ditampilkan pada tabel B12.3. Pengembangan PLTA Wai Tala, akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut mengingat daya yang dihasilkan akan dievakuasi ke Ambon menggunakan kabel laut 70 kV.
650
Tabel B12.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
PROYEK Waai (FTP1) Saparua (Peaking) Buru (KPI) Wae Mala Ruwapa Tene Makariki Langgur Haruku Nua (Masohi) Tulehu (FTP2) Waai (Ekspansi) Tual (Peaking) Wai Tala Wai Tala Isal Isal Tual Wai Nibe Mala-2 Wai Tina
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta
PLTU PLTD PLTGB PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTD PLTM PLTP PLTU PLTD PLTA PLTA PLTM PLTM PLTGB PLTM PLTM PLTM
2x15 0,5 6 2 1,2 4 4 6 3 6 2x10 15 3x2 13,5 40,5 2x1 3x2 2x4 4x1,25 6 2x4
2012/13 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014/15 2015 2016/18/19 2017 2018 2014/15 2018/19/20 2013 2013/14/16/17 2014 2014/15
On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana
Total Kapasitas
192,7
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit PLTA dan PLTP yang jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, perlu dibangun jaringan transmis 70 kV sepanjang 524 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Pembangunan kabel laut Ambon-Seram 70 kV terkait dengan pembangunan PLTA Tala 60 MW akan dilaksanakan setelah dilakukan studi dasar laut. Sedangan transmisi yang akan dibangun di pulau Seram akan digunakan untuk evakuasi daya dari beberapa PLTM ke pusat beban. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 54,4 juta seperti ditampilkan dalam tabel B12.4.
651
Tabel B12.4 Pembangunan SUTT 70 kV No
Dari
Ke
1 2 3 4
PLTU Waai PLTU Waai GI Passo PLTP Tulehu
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
GI Passo PLTU Piru GI Masohi PLTP Tulehu Landing Point Haruku 1 Landing Point Haruku 1 GI Haruku Landing Point Haruku 2 Landing Point Seram PLTA Tala
70 kV 70 kV 70 kV
1 cct, 1xHAWK 1 cct, 1xHAWK 1 cct, 1xHAWK
Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 18,0 1,57 30,0 2,62 12,0 1,05
70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV
1 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK kabel laut, 2cct 2 cct, 1xHAWK 2 cct, 1xHAWK kabel laut, 2cct 2 cct, 1xHAWK
12,0 26,0 92,0 210,0 6,0 10,0 2,0 26,0 14,0 36,0
0,52 1,14 5,61 12,80 0,37 9,59 0,12 1,58 13,42 2,19
2013 2013 2014 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017
70 kV
2 cct, 1xHAWK
30,0 1,83
2017
Tegangan
GI Passo GI Sirimau GI Sirimau Incomer single pi Sirimau‐ Waai GI Wayame GI Kairatu GI Kairatu Landing Point Ambon Landing Point Ambon GI Haruku Landing Point Haruku 2 Landing Point Seram GI Kairatu Incomer Single pi (Kairatu‐Masohi)
Konduktor
Jumlah
PLTMH Mala-2 IPP 2x3 MW (2014)
2012 2012 2012
524,0 54,40
PLTM Wae Mala 2x3MW (2013) PLTMH Isal 4x1 MW (2014/15/18/19)
PLTMH Nua 2x3 MW (2014)
A Piru
A
PLTMH Ruwapa 2x0,6 MW (2013)
A
PLTA Tala 4x15 MW (2017)
ACSR 1X240 mm 2 46 km (2014)
Kairatu
A
Waai
U Tulehu
COD
Haruku
A
Bula
A
A
A
ACSR 1X240 mm 2 105 km (2017)
Masohi
PLTMH Tene 2x2 MW (2013)
PLTMH Makariki 2x2 MW (2013)
Tehoru
P
ACSR 1X240 mm 2 24 km (2012)
Ambon
Gambar 2. Peta Rencana Pengembangan Sistem 70 kV Seram-Ambon
Pengembangan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan rencana pengembangan PLTA, PLTU serta pembangkit lainnya dan untuk mendistribusi listrik ke pelanggan, direncanakan dibangun gardu induk. Sampai dengan tahun 2020 diperlukan pembangunan GI 70 kV baru dan pengembangannya di 7 lokasi dengan kapasitas total 240 MVA dan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 21,7 juta seperti diperlihatkan pada tabel B12.5. 652
Tabel B12.5 Pengembangan GI di Maluku
Gardu Induk
Tegangan
1
Sirimau
70/20 kV
Baru/ Extension New
Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD)
COD
30
2,93
2012
2
Passo
70/20 kV
New
20
2,31
2012
3
Sirimau
70/20 kV
Extension
30
1,63
2013
4
Wayame
70/20 kV
New
20
2,31
2014
5
Sirimau
70/20 kV
Extension
30
1,63
2016
6
Masohi
70/20 kV
New
20
2,31
2017
7
Kairatu
70/20 kV
New
20
2,31
2017
8
Haruku
70/20 kV
New
20
2,31
2017
9
Piru
70/20 kV
New
20
2,31
2017
10
Passo
70/20 kV
Extension
30
1,63
2018
Jumlah
240
21,67
No
Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 152 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 16.000 pelanggan, dan pada tahun-tahun selanjutnya akan disambung rata-rata 14.000 pelanggan setiap tahun. Selain itu direncanakan pula jaringan 20 kV untuk menghubungkan pulau-pulau yang memiliki potensi sumber energi terbarukan dan murah dengan pulau di dekatnya yang tidak tersedia energi murah. Namun demikian, interkoneksi ini tetap mempertimbangkan kelayakan teknis dan ekonomis. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 sudah termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1,094 kms JTM, sekitar 889 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 74 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B12.6.
653
Tabel B.12-6. Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM kms 79,8 116,6 101,1 93,9 97,9 110,2 115,4 120,7 126,4 132,3 1.094,4
JTR kms 65,7 95,7 82,8 76,7 79,8 89,6 93,5 97,6 101,9 106,4 889,6
Trafo MVA 4,9 4,7 6,0 6,6 7,1 7,7 8,3 9,0 9,6 10,3 74,3
Pelanggan 28.176 12.879 12.233 11.601 12.127 13.688 14.361 15.067 15.808 16.586 152.526
B12.4 Ringkasan
Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diberikan pada tabel B12.7. Tabel B12.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
315,6 342,5 371,3 402,1 434,9 470,9 509,7 551,6 596,5 644,7 Jumlah
365,7 396,5 429,5 464,7 502,3 543,3 587,7 635,4 686,6 741,5
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran GI (MVA) Puncak (MW) (kms) (juta USD) (MW) 9,0 78 44,6 84 16 50 60 94,5 91 47 30 12 69,9 98 31 20 118 55,4 106 30 11,3 114 3 30 95,3 123 15 80 334 120,1 133 45 30 10,7 144 4 9,2 155 2 193 240 524 520,2
654
LAMPIRAN B.13 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI MALUKU UTARA B13.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara terdiri dari 7 sistem kelistrikan yang cukup besar yaitu sistem Ternate, Tobelo, Jailolo-Sofifi, Soa-Siu (Tidore), Bacan, Sanana dan Daruba. Selain itu juga terdapat 21 unit pusat pembangkit kecil tersebar. Beban puncak gabungan sistem-sistem kelistrikan di Provinsi Maluku Utara saat ini sekitar 60 MW, dipasok oleh PLTD tersebar yang terhubung langsung ke sistem distribusi 20 kV seperti dapat dilihat pada gambar B13.1.
Gambar B13.1 Peta Lokasi Pembangkit di Provinsi Maluku Utara
Sistem terbesar di Maluku Utara adalah sistem Ternate dimana sistem ini memiliki pasokan pembangkit sekitar 35 MW yang terdiri dari pembangkit sendiri 14,8 MW dan mesin sewa 20,3 MW. Sedangkan sistem isolated lainnya yang relatif agak besar sebagaimana dapat dilihat pada tabel B13.1. 655
Tabel B13.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang di Maluku Utara Sistem Terisolasi I Sistem Ternate
Jenis Pembangkit
Kapasitas Terpasang (MW)
Daya Mampu Beban Puncak [MW]
(MW)
1. Kayu Merah
PLTD
14,802
2,6
2. Sewa Mesin
PLTD
20,25
16
35,052
18,6
17,20
PLTD
7,84
5,5
TOTAL II Sistem Tobelo Tobelo Sewa Mesin TOTAL III Sistem Jailolo‐Sidangoli‐Sofifi Jailolo Sistem Sidangoli Sofifi Sewa Mesin TOTAL IV Sistem Soa Siu
PLTD
2,4
2
10,24
7,5
4,95
PLTD
4,64
2,71
1,9
PLTD
1,2
0,84
PLTD
3,2
2,4
2,01
4,4
3,24
2,79
Soa Siu
PLTD
4,93
Sewa Mesin
PLTD
3,2
1,1
8,13
3,89
3,48
PLTD
3
0,77
PLTD
2,8
2,28
5,8
3,05
2,54
Sanana
PLTD
1,93
0,5
Sewa Mesin
PLTD
5,6
4,48
7,53
4,98
1,9
2,93
1,52
1,1
TOTAL V Sistem Bacan Bacan Sewa Mesin TOTAL VI Sistem Sanana
TOTAL VII Sistem Daruba Daruba
B13.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Kota Ternate merupakan eks-Ibukota Provinsi Maluku Utara mempunyai populasi terbesar di provinsi ini. Pemakaian listrik diserap oleh pelanggan rumah tangga (92,4%), komersial (3,9%), publik (3,7%) dan industri (0,01%). Dari realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi di masa datang, maka proyeksi kebutuhan listrik tahun 2011 – 2020 diberikan pada tabel B13.2. 656
Tabel B13.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan (GWh) 186,1 206,0 261,1 282,3 305,3 332,0 361,0 392,5 426,8 463,3
Growth (%)
10,4%
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 207,5 49,4 229,6 54,4 290,9 68,6 314,4 73,8 339,7 79,5 369,2 86,0 401,3 93,1 436,1 100,8 473,9 109,1 514,1 117,9 9,6%
10,0%
Jumlah Pelanggan 129.490 140.411 148.914 157.944 167.533 178.515 190.230 202.727 216.058 230.279 7,3%
B13.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Maluku dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi yang tersedia di Maluku Utara untuk pembangkitan tenaga listrik terbatas pada tenaga air dan panas bumi yang berada di Pulau Halmahera dan Pulau Bacan. Sumber panas bumi di Halmahera adalah di Jailolo dengan potensi hingga 40 MW dan Songa Wayaua di Pulau Bacan. Pengembangan Pembangkit Kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2020 akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTU batubara, PLTP, PLTM dan PLTGB dengan kapasitas sekitar 71,7 MW seperti ditampilkan pada tabel B13.3.
657
Tabel B13.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
PROYEK
PEMILIK
Maluku Utara /Tidore (FTP1) Sofifi Sanana Tidore Ekspansi (FTP2) Bacan (Peaking) Sanana Goal Ngaoli Ibu Tobelo Songa Wayaua (FTP2) Jailolo (FTP2) Total Kapasitas
PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
JENIS
MW
COD
STATUS
PLTU PLTU PLTD PLTU PLTD PLTD PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTP PLTP
2x7 2x3 3 2x7 1,2 1 2x0,75 2 1 8 5 3x5
2012 2013 2014 2014 2014 2019 2012 2013 2013 2014 2017 2016/17/20
On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana
71,7
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk (GI) Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit PLTP yang jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, telah direncanakan pengembangan jaringan transmisi 150 kV sepanjang 494 km sirkit untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Selain itu terdapat rencana untuk memasang kabel laut 150 kV menghubungkan pulau Halmahera dan pulau Tidore. Implementasi pembangunan ini akan didahului dengan kajian kelayakan teknis dan ekonomis setelah dilakukan survey jalur dan survey dasar laut. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi SUTT tersebut sekitar US$ 44 juta seperti ditampilkan dalam tabel B13.4. Tabel B13.4 Pembangunan SUTT 150 kV No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang (kms)
Anggaran (juta USD)
COD
1
PLTP Jailolo
Buli
150 kV
2 cct, 1xHawk
228,0 20,29
2014
2
Incomer single pi (Jailolo‐Buli)
Sofifi
150 kV
2 cct, 1xHawk
46,0 4,09
2014
3
Tobelo
PLTP Jailolo
150 kV
2 cct, 1xHawk
220,0 19,58
2017
Jumlah
494,0 43,97
658
Gambar B13.2. Peta rencana pengembangan sistem 150 kV Halmahera
Pengembangan GI Berkaitan dengan rencana pengembangan pembangkit dan transmisi tersebut serta untuk menyalurkan listrik ke pelanggan, direncanakan dibangun gardu induk. Sampai dengan tahun 2020 direncanakan pengembangan GI 150 kV di 4 lokasi dengan total kapasitas 120 MVA dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 10,5 juta seperti diperlihatkan pada tabel B13.5. Tabel B13.5 Pengembangan GI di Maluku Utara
Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension
1
Tobelo
150/20 kV
2
Sofifi
3 4
No
Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD)
COD
New
30
2,62
2014
150/20 kV
New
30
2,62
2014
Buli
150/20 kV
New
30
2,62
2014
Jailolo
150/20 kV
New
30 Jumlah 120
2,62 10,48
2014
659
Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Maluku Utara dimaksudkan untuk memenuhi proyeksi tambahan pelanggan baru sekitar 116 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 30.000 pelanggan, dan pada periode selanjutnya akan disambung rata-rata 11.600 pelanggan setiap tahun. Selain itu direncanakan pula jaringan 20 kV untuk menghubungkan pulau-pulau yang memiliki potensi sumber energi terbarukan dan murah dengan pulau di dekatnya yang tidak tersedia energi murah. Namun demikian, interkoneksi ini tetap mempertimbangkan kelayakan teknis dan ekonomis. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan adalah 1.004 kms JTM, 816 kms JTR dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 118 MVA, secara rinci ditampilkan pada tabel B13.6. Tabel B13.6 Pengembangan Sistem Distribusi di Maluku Utara
Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM kms 76,2 98,3 92,9 87,6 91,1 102,3 106,7 111,3 116,2 121,2 1.003,9
JTR kms 62,7 80,7 76,1 71,6 74,2 83,1 86,5 90,0 93,7 97,6 816,0
Trafo MVA 7,7 7,6 9,6 10,5 11,2 12,2 13,2 14,2 15,2 16,2 117,6
Pelanggan 15.643 10.921 8.503 9.030 9.589 10.983 11.715 12.497 13.331 14.221 116.432
B13.4 Pengembangan Sistem Kelistrikan Terkait Industri Feronikel Di Halmahera terdapat potensi tambang nikel yang besar dan akan dikembangkan dan diolah menjadi FeNi oleh PT Antam di Buli. Adanya industri ekstraksi dan pengolahan tersebut diharapkan akan mendorong pertumbuhan ekonomi lebih cepat dan Halmahera akan menjadi salah satu pusat pertumbuhan ekonomi untuk kawasan Maluku. PLN berencana membangun pembangkit khusus yang cukup besar untuk memenuhi kebutuhan industri feronikel tersebut, yaitu sekitar 260 MW pada tahun 2014, dengan membentuk sebuah anak perusahaan PLN. Pembangkit tersebut tidak terdapat pada tabel B13.3 karena sebagian besar dari kapasitasnya didedikasikan 660
untuk melayani industri feronikel, walaupun dimungkinkan bagi PLN untuk membeli excess power dari anak perusahaan PLN tersebut.
B13.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 sebagaimana diperlihatkan pada tabel B13.7. Tabel B13.7 Rangkuman Tahun 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Proyeksi Kebutuhan Beban Sales Produksi Puncak (GWh) (GWh) (MW) 186,1 207,5 49,4 206,0 229,6 54,4 261,1 290,9 68,6 282,3 314,4 73,8 305,3 339,7 79,5 332,0 369,2 86,0 361,0 401,3 93,1 392,5 436,1 100,8 426,8 473,9 109,1 463,3 514,1 117,9 Jumlah
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 16 10 26
GI (MVA)
120
5 10 1 5 73
661
120
Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 274 220 494
5,8 37,5 24,3 81,6 4,6 19,1 52,9 5,6 6,8 20,2 258,5
LAMPIRAN B.14 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA
B14.1 Kondisikelistrikan saat ini Provinsi Papua terdiri dari 28 kabupaten dan 1 kota yang sistem kelistrikannya terdiri dari 7 sistem kelistrikan terisolasi. Sistem yang berbeban cukup besar adalah sistem Jayapura, Wamena, Timika, Merauke, Nabire, Serui dan Biak. Selain itu terdapat sistem kelistrikan yang beban puncak masih kecil (listrik perdesaan) tersebar di 55 lokasi. Beban puncak seluruh sistem kelistrikan di Provinsi Papua adalah 106,8 MW dan dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD dan PLTM. Energi listrik disalurkan melalui jaringan 20 kV. Sistem kelistrikan Jayapura merupakan sistem terbesar diantara ketujuh sistem kelistrikan di Provinsi Papua sebagaimana tabel B14.1. Peta sistem kelistrikan di Provinsi Papua seperti pada Gambar B14.1. Sistem Biak
PROVINSI PAPUA BARAT
Sistem Serui Sistem Jayapura
PROVINSI PAPUA Sistem Nabire
Sistem Wamena
Sistem Timika
Sistem Merauke
Gambar B14.1 Peta sistem kelistrikan Provinsi Papua
Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua ditunjukkan pada tabel B14.1.
662
Tabel B14.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang No. I
II
III
IV
V
VI
VII
VIII
Sistem Kelistrikan Sistem Jayapura 1. Yarmokh 2. Waena 3. Sentani 4. Arso Arso sewa 5. Genyem 6. Sarmi 7. Kit Sewa JUMLAH Sistem Wamena 1. Sinagma 2. Sinagma 3. Walesi JUMLAH Sistem Timika 1. Timika 2. Kit Sewa JUMLAH Sistem Biak 1. Karang Mulia 2. KIT Sewa JUMLAH Sistem Serui 1. Serui 2. KIT Sewa JUMLAH Sistem Merauke Kelapa Lima Kit Sewa JUMLAH Sistem Nabire 1. Nabire 2. Kalibobo 3. Kit Sewa JUMLAH Lisdes tersebar JUMLAH TOTAL
Jenis
Kapasitas (MW) Beban Puncak (MW) Terpasang Dya Mampu
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
8,2 38,6 0 1 2 2 32 79,8
2,9 18,4 0 1 1,4 1,9 32 54,3
52,4
2,4 0,4 1,6 4,4
2,1 0,2 1,6 3,9
3,8
5,3 13 18,3
3,2 11,8 15
13,4
13,8 3 16,8
11,1 3 14,1
8,4
6,4 2 8,4
3,6 2 5,6
3,7
5,2 15,6 20,8
3,4 11,6 15
11,1
3,4 6,4 4 13,8 13,5 13,5 175,8
2,6 5,8 3 11,4 9,3 9,3 128,6
PLTD PLTM PLTM
PLTD PLTD
PLTD PLTD
PLTD PLTD
PLTD PLTD
PLTD PLTD PLTD
8,7 5,3 106,8
B14.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Provinsi Papua Penjualan energi listrik PLN pada tahun 2010 adalah 490,4 GWh yang dikonsumsi oleh rumah tangga (51,1%), komersial (35,3%), publik (13%) dan industri (0,7%). Mengingat kondisi pasokan listrik yang terbatas, saat ini kebutuhan energi listrik belum seluruhnya dapat dipenuhi. Memperhatikan data penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan mempertimbangkan potensi pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah 663
penduduk dan peningkatan rasio elektrifikasi, maka proyeksi kebutuhan listrik 2011– 2020 diperlihatkan pada tabel B14.2. Tabel B14.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan
Produksi
(GWh)
(GWh)
Beban Puncak (MW)
Jumlah Pelanggan
622,9
694,6
144,5
404.694
740,2
815,5
167,9
424.547
810,3
891,1
181,7
445.692
884,5
970,9
196,1
467.543
966,5
1.059,1
211,8
487.443
1.057,1
1.156,4
229,1
508.346
1.157,3
1.263,9
248,0
530.432
1.268,0
1.382,4
268,7
554.610
1.390,2
1.513,3
291,4
579.718
1.525,4
1.657,8
316,3
609.048
12,0%
11,0%
9,9%
12,8%
Growth (%)
B14.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Papua dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat adalah sebagai berikut. Potensi Sumber Energi Sumber energi primer di Provinsi Papua yang dapat dimanfaatkan untuk membangkitkan tenaga listrik terbatas pada sumber-sumber potensi tenaga air. Berdasarkan hasil survei dan studi yang dilakukan oleh PLN Proyek Induk Sarana Fisik dan Penunjang, PLN Enjiniring dan PT Gama Epsilon selama periode 1996-2009, potensi tenaga air di Provinsi Papua yang terdata adalah sekitar 11.000 MW tersebar di 15 lokasi. Dari potensi-potensi tersebut yang sudah dilakukan studi kelayakan dan desain rinci adalah sebesar 26,6 MW, yaitu di Walesi, Kalibumi, Mariarotu dan Sanoba. Kurang maksimalnya pengembangan potensi tenaga air di provinsi Papua disebabkan oleh karena lokasi pembangkit berada jauh dari pusat beban, sehingga belum layak untuk dikembangkan. Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan beban sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 365 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada tabel 664
B14.3. Selain itu terdapat potensi PLTM yang akan dikembangkan oleh PLN yaitu PLTM Rendani 2x0,65 MW di Kabupaten Yapen, PLTM Serambokan 118 kW dan PLTM Digoel 1,1 MW distrik Okaom di Kabupaten Pegunungan Bintang yang saat ini dalam tahap studi kelayakan. Tabel B14.3 Pengembangan Pembangkit No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
PROYEK Walesi #5 Orya / Genyem (On Going) Sinagma I Walesi I Jayapura (FTP1) - Holtekamp Kalibumi I Jayapura - Holtekamp (Ekspansi) Timika Kurik / Merauke Orya 2 Kalibumi II Sanoba Mariarotu I Mariarotu II Serui Baliem Timika (Peaking) Kalibumi III Cascade Baliem Biak 1 Tatui Amai Jayapura II Nabire (CNG/LNG) Timika Walesi Blok II Jayapura (FTP2) -Skouw Biak (FTP2) Merauke (FTP2)-Gudang Arang Nabire-Kalibobo Merauke - 2
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
PLTM PLTA PLTM PLTM PLTU PLTM PLTU PLTGB PLTGB PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTA PLTGB PLTM PLTA PLTGB PLTM PLTM PLTU PLTMG XPLTU PLTM PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU
0,5 2x10 2x0,15 2x0,6 2x10 2,6 2x15 8 3x5 10 2x2,5 0,3 2x0,65 2x0,65 6 10 3x7 2x2,5 4x10 2x6 2x2 1,4 2x15 5 2x15 6x1 2x15 2x7 2x7 2x7 7
2011 2012 2012 2012 2012 2013 2013/14 2014 2014/15/18 2014 2014/15 2014 2014 2014/15 2015 2016 2016/17/20 2016/17 2017/18 2017/18 2017/18 2018 2018/19 2019 2013 2014 2014 2014 2014/15 2014 2016
On Going On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana
Total Kapasitas
365
Sebagaimana dapat dilihat pada tabel B14.3, di Papua akan dibangun PLTA Baliem secara bertahap (10 MW pada tahun 2016 dan 4x10 MW pada tahun 2017/2018). PLTA ini dimaksudkan untuk mempercepat pemerataan tersedianya pasokan listrik khususnya di sekitar Puncak Jaya. Listrik yang dibangkitkan akan disalurkan ke tujuh ibukota Kabupaten di sekitar Wamena menggunakan transmisi 150 kV.
665
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan PLTA yang berlokasi jauh dari pusat beban dan pengembangan PLTU batubara skala kecil tersebar di beberapa lokasi, direncanakan akan dibangun transmisi 70 kV sepanjang 236 kms dan 150 kV sepanjang 582 kms untuk menyalurkan energi listrik ke pusat beban. Dana investasi yang dibutuhkan untuk membangun transmisi tersebut sekitar US$ 68 juta seperti ditampilkan dalam tabel B14.4.
Tabel B14.4 Pembanguan SUTT 70 kV dan 150 kV
1
PLTU Holtekamp
GI Skyland
70 kV
2cct, 1 HAWK
Panjang Anggaran (kms) (juta USD) 36 2,2
2
GI Jayapura (Skyland)
GI Sentani
70 kV
2cct, 1 HAWK
40 2,4
3
PLTA Genyem
GI Sentani
70 kV
2cct, 1 HAWK
160 9,8
2013
4
PLTA Baliem
GI Wamena
150 kV
2 cct, 2 x HAWK
50 6,1
2016
5
PLTA Baliem
GI Sumohai
150 kV
2cct, 1 HAWK
50 4,5
2016
No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
COD 2012 2012
6
GI Wamena
GI Elelim
150 kV
2cct, 1 HAWK
122 10,9
2017
7
GI Wamena
GI Karubaga
150 kV
2cct, 1 HAWK
150 13,4
2017
8
GI Karubaga
GI Mulia
150 kV
2cct, 1 HAWK
130 11,6
2017
9
GI Mulia
GI Ilaga
150 kV
2cct, 1 HAWK
80 7,1
2017
Jumlah
818 67,9
Pengembangan Gardu Induk Pengembangan GI tegangan 70 kV dan 150 kV direncanakan untuk menyalurkan energi listrik dari pembangkit skala menengah yang beroperasi mulai tahun 2012 dengan total kapasitas 220 MVA seperti pada tabel B14.5. Kapasitas GI yang akan dibangun sekitar 490 MVA dengan biaya sekitar US$ 22 juta.
666
Tabel B14.5 Pengembangan GI No
Gardu Induk
Tegangan
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Skyland Sentani Skyland Sentani Sumohai Wamena Elelim Karubaga Mulia Ilaga Sentani Skyland
70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV
Baru/ Extension Baru Baru Extension Extension New New New New New New Extension Extension
Daya (MVA) 60 60 60 60 20 30 20 20 20 20 60 60
Anggaran (juta USD) 1,76 1,76 1,02 1,02 2,38 2,62 2,38 2,38 2,38 2,38 1,02 1,02
Jumlah
490
22,12
COD 2012 2012 2015 2015 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2020 2020
PLTD Sentani
PLTD Genyem PLTA Genyem 2x10 MW (2012)
D D
PLTA Orya 2 1x10 MW (2012)
A
PLTD Yarmoch
D
ACSR 1X240 mm 2 20 km (2012)
PLTU IPP Jayapura 2x15 MW (2014)
GI Sky Land
ACSR 1X240 mm 2 80 km (2013)
GI Sentani U
U
U
ACSR 1X240 mm 2 18 km (2012)
A
PLTU Holtekamp 2x10 MW (2012) Ekspansi 2x15 MW (2013/14) PLTU Jayapura II 2x15 MW (2018/19)
Gambar B14.2 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi 70 kV Jayapura
667
GI Elelim (Kab. Yalimo)
GI Karubaga (Kab. Tolikara)
ACSR 1x240 mm2 65 km ‐ 2017
ACSR 1x240 mm2 75 km ‐ 2017
ACSR 1x240 mm2 61 km ‐ 2017
GI Mulia (Kab. Puncak Jaya) ACSR 1x240 mm2 40 km ‐ 2017
(Kab. Lanny Jaya)
GI Wamena
GI ilaga (Kab. Puncak)
ACSR 2x240 mm2 25 km ‐ 2017 A
Kenyam (Kab. Nduga)
PLTA Baliem 50 MW (2017/2018)
ACSR 1x240 mm2 25 km ‐ 2017
GI Sumohai
200
Gambar B14.3 Peta rencana pengembangan sistem interkoneksi 150 kV Wamena
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik di provinsi ini, direncanakan tambahan sambungan baru sampai dengan tahun 2020 sekitar 426 ribu pelanggan. Untuk meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 222 ribu pelanggan baru selama 2011. Pada periode berikutnya akan disambung sekitar 22.000 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, direncanakan pembangunan jaringan tegangan menengah 1.030 kms, jaringan tegangan rendah 899 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 92 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B14.6.
668
Tabel B14.6 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM
JTR
Trafo
kms
kms
Pelanggan
66
58
MVA 5,9
72
63
6,4
19.853
78
68
7,0
21.145
85
74
7,6
21.851
93
81
8,3
19.900
102
89
9,1
20.903
113
99
10,1
22.086
125
109
11,2
24.179
140
122
12,5
25.107
156
136
14,0
29.330
1.030
899
92,0
426.586
222.232
B14.4 Sistem Kelistrikan di Daerah Perbatasan Papua - PNG Provinsi Papua mempunyai wilayah yang sangat luas, dengan kerapatan penduduk yang sangat rendah dan kondisi alam yang penuh tantangan. Sarana infrastruktur antar daerah masih sangat terbatas dan menjadi tantangan untuk melaksanakan elektrifikasi. Sepanjang perbataan antara wilayah Republik Indonesia dan Papua Nugini (PNG) pada umumnya didiami masyarakat asli Papua dengan tingkat penyebaran yang tidak merata, hidup berkelompok dan berpindah-pindah serta berpeluang terjadi migrasi lintas batas. Kelompok suku yang mendiami sepanjang daerah perbatasan ini beragam, ada sekitar 255 suku dengan bahasa masing-masing suku berbeda. Daerah perbatasan RI-PNG terdiri dari Kabupaten Jayapura, Keerom, Merauke dan kabupaten-kabupaten baru hasil pemekaran. Akses mencapai ibu kota kabupaten menggunakan pesawat perintis yang beroperasi berkat bantuan/subsidi dari pemerintah daerah. Kebutuhan listrik untuk kabupaten tersebut dipasok oleh pemerintah daerah dan belum mendapatkan pasokan listrik PLN. Elektrifikasi wilayah perbatasan direncanakan dengan membangun pembangkit yang memanfaatkan potensi energi terbarukan yang tersedia setempat. Diprogramkan pada tahun 2011 ibukota kabupaten sudah terlistriki dengan alternatif pertama memanfaatkan potensi tenaga air dengan membangun PLTM serta potensi tenaga surya (PLTS). Sehubungan kondisi demografi yang tersebar dan jumlah penduduk yang relatif sedikit, maka sistem kelistrikan yang diperlukan cukup dengan sistem isolated, tidak memerlukan pembangunan jaringan tegangan menengah. 669
B14.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 adalah seperti dalam tabel B14.7.
Tabel B14.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
623 740 810 885 967 1.057 1.157 1.268 1.390 1.525 Jumlah
695 816 891 971 1.059 1.156 1.264 1.382 1.513 1.658
Beban Puncak (MW) 144 168 182 196 212 229 248 269 291 316
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Pembangkit (MW) 0,5 41,5 47,6 113,8 21,2 26,5 37,5 49,4 20,0 7,0 364,9
670
GI (MVA)
120
120 130
120 490
Transmisi Anggaran (kms) (juta USD) 76 160 100 482 818
25,7 86,4 50,4 235,8 48,1 56,4 115,6 87,2 48,0 15,3 768,7
LAMPIRAN B.15 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI PAPUA BARAT
B15.1 Kondisi kelistrikan saat ini
Provinsi Papua Barat terdiri dari 10 kabupaten dan 1 kota yang sistem kelistrikannya terisolasi. Sistem yang berbeban cukup besar ada 4 yaitu sistem Sorong, Fakfak, Manokwari dan Kaimana. Selain itu terdapat 51 pusat pembangkit skala kecil (listrik perdesaan) tersebar. Beban puncak total non coincident seluruh sistem kelistrikan di Papua Barat sekitar 51,4 MW, dipasok dari pembangkit-pembangkit jenis PLTD, PLTM, dan dari excess power PLTMG/PLTG, yang terhubung langsung melalui jaringan 20 kV. Sistem kelistrikan Sorong merupakan sistem terbesar di Provinsi Papua Barat dengan beban puncak 25 MW. Peta sistem kelistrikan Provinsi Papua Barat seperti ditunjukkan pada Gambar B15.1. Sistem Sorong
Sistem Manokwari
PROVINSI PAPUA BARAT Sistem Fak Fak Sistem Kaimana
PROVINSI PAPUA
Gambar B15.1 Peta sistem kelistrikan Papua Barat
671
Rincian pembangkit terpasang dan beban puncak sistem kelistrikan di Provinsi Papua Barat sebagaimana ditunjukkan pada tabel B15.1. Tabel B15.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang Sistem Kelistrikan
Jenis Pmbgkit
Kapasitas Terpasang [MW]
Daya Mampu [MW]
PLTD PLTD PLTMG/PLTG PLTD
3,1 10,1 14 20
2,4 8 14 14
47,2
38,4
4,0 2,0 3,7
2,3 1,9 2,0
9,7
6,2
10,0 10,0
7,9 7,0
20,0
14,9
5,4
4,5
5,4
4,5
8,3
5,9
JUMLAH
8,3
5,9
3,9
TOTAL
90,6
69,9
51,4
I Sistem Sorong 1. Klademak 2. Klasaman 3. Excess Power 4. Kit Sewa JUMLAH
Beban Puncak (MW)
25,0
II Sistem Fak Fak 1. Kebun Kapas 2. Werba 3. Kit Sewa
PLTD PLTM PLTD
JUMLAH III Sistem Manokwari 1. Sanggeng 2. Kit Sewa
PLTD PLTD
JUMLAH IV Sistem Kaimana 1. PLTD Kaimana JUMLAH V Lisdes tersebar
PLTD
6,1
12,8
3,6
B15.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Provinsi Papua Barat Sampai dengan akhir tahun 2010, penjualan tenaga listrik PLN untuk Provinsi Papua Barat mencapai 274 GWh dengan komposisi penjualan terbesar diserap oleh konsumen rumah tangga (55,2%), komersial (32,3%), publik (11%) dan industri 1,5%. Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN selama lima tahun terakhir, dan dengan memperhatikan pertumbuhan penduduk, proyeksi pertumbuhan ekonomi regional serta peningkatan elektrifikasi, kebutuhan listrik 2011–2020 diberikan pada tabel B15.2.
672
Tabel B15.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan (GWh) 361,0 439,4 475,1 517,9 565,3 618,0 676,4 741,3 813,3 893,3
Growth (%)
12,5%
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 396,9 88,9 480,4 108,1 518,4 117,3 563,9 127,5 614,3 138,8 670,3 151,4 732,3 165,3 801,1 180,7 877,3 197,8 961,9 216,8 12,2%
13,7%
Jumlah Pelanggan 110.436 117.887 125.823 134.422 143.198 152.608 162.449 173.060 184.391 196.536 11,4%
B15.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana kelistrikan yaitu pembangkit, transmisi dan distribusi di Provinsi Papua Barat dilakukan dengan memperhatikan kebutuhan dan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Provinsi Papua Barat memiliki potensi energi primer yang cukup besar. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi Papua Barat, di provinsi ini terdapat potensi batubara sebesar 151 juta ton, gas alam 24 TSCF, potensi minyak bumi 121 MMSTB dan potensi energi air yang tersebar. Sumber energi primer yang sudah dikembangkan untuk dimanfaatkan menjadi energi listrik adalah energi air sebesar 2 MW di sistem Fakfak dan gas alam melalui pembelian excess power sebesar 14 MW di Sorong.
Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2020, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 112,6 MW dengan perincian seperti pada tabel B15.3. Selain itu, akan dilakukan pembelian tenaga listrik dari excess power di Tangguh dengan kapasitas sampai 5 MW untuk melistriki daerah sekitarnya. Sedangkan gas yang akan diperoleh dari Tangguh sekitar 5–10 mmscfd, akan digunakan untuk meningkatkan kemampuan pasokan listrik kota Bintuni dan sekitarnya, dimana saat ini masih dalam tahap pengkajian. 673
Tabel B15.3 Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1
Prafi
PLN
PLTM
2.5
2012
On Going
2
Manokwari
PLN
PLTGB
2x3
2013/14
Rencana
3
Kombemur
PLN
PLTM
2x3,3
2013/14
Rencana
4
Prafi II
PLN
PLTM
1
2013
Rencana
5
Waigo
PLN
PLTM
1
2013
Rencana
5
Ransiki
PLN
PLTM
6
2014
Rencana
6
Warsamson
PLN
PLTA
3x15,5
2015/16/17
Rencana
7
Andai (FTP2) - Maruni
Swasta
PLTU
2x7
2014
Rencana
8
Klalin (FTP2) - Makbusun/Sorong
Swasta
PLTU
2x15
2014/15
Rencana
Total Kapasitas
113.6
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Selaras dengan pengembangan pembangkit baru yaitu PLTU batubara dan PLTA serta untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat beban, direncanakan pengembangan transmisi (SUTT) 70 kV sepanjang 100 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 6,1 juta sebagaimana ditampilkan pada tabel B15.4.
Tabel B15.4 Pembangunan SUTT 70 kV No
Dari
Ke
Tegangan
Konduktor
Panjang (kms)
Anggaran (juta USD)
COD
1
PLTU Makbusun
GI Sorong
70 kV
2cct, 1 HAWK
60,0 3,66
2013
2
PLTA Warsamson
GI Sorong
70 kV
2cct, 1 HAWK
40,0 2,44
2015
Jumlah
100,0 6,09
Pengembangan Gardu Induk Rencana pembangunan gardu induk diperlukan seiring dengan rencana pembangunan transmisi 70 kV di Sorong yaitu untuk menyalurkan tenaga listrik ke pusat beban. Kapasitas trafo GI yang akan dibangun adalah 180 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 3,8 juta sebagaimana pada tabel B15.5. Tabel B15.5 Pengembangan GI
674
Gardu Induk
Tegangan
Baru/ Extension
1
Sorong
70/20 kV
Baru
60
1,76
2013
2
Sorong
70/20 kV
Extension
60
1,02
2015
3
Sorong
70/20 kV
Extension
60
1,02
2019
Jumlah
180
3,80
No
Kapasitas Anggaran (MVA) (juta USD)
COD
Pengembangan Distribusi Pengembangan distribusi di Provinsi Papua Barat dimaksudkan untuk memenuhi kebutuhan tambahan pelanggan baru sekitar 130 ribu sambungan sampai dengan tahun 2020. Pada tahun 2011 saja akan disambung 43.700 pelanggan untuk mencapai rasio elektrifikasi 60% dan pada tahun-tahun selanjutnya jumlah pelanggan yang akan disambung rata-rata 9.000 pelanggan per tahun. Jaringan distribusi yang akan dikembangkan selama periode 2011-2020 termasuk untuk melistriki perdesaan meliputi JTM sepanjang 1.424 kms, JTR sekitar 1.029 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 127 MVA, sebagaimana terdapat pada tabel B15.6. Tabel B15.6 Rincian Pengembangan Distribusi Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM kms 80,3 88,6 98,3 109,8 123,4 139,4 158,3 180,7 207,1 238,2 1.424,2
JTR kms 58,1 64,1 71,2 79,5 89,3 101,0 114,7 130,9 150,1 169,9 1.028,7
Trafo MVA 7,2 7,9 8,8 9,8 11,0 12,5 14,1 16,1 18,5 21,3 127,3
Pelanggan 43.704 7.451 7.936 8.599 8.776 9.410 9.841 10.611 11.331 12.145 129.803
Selain rencana tersebut, di Kabupaten Bintuni direncanakan akan dibangun jaringan SUTM dan kabel laut 20 kV untuk menyalurkan tenaga listrik dari PLTMG/PLTG yang akan dibangun di Tangguh ke kota Bintuni dan juga excess power 5 MW, namun dalam implementasinya akan didahului dengan studi kelayakan dan studi dasar laut.
675
B15.4 Sistem Kelistrikan Ibukota Provinsi Tingkat pertumbuhan ekonomi kota Sorong lebih tinggi dibandingkan daerah lain di provinsi ini, sehingga pemakaian listrik beberapa tahun terakhir tumbuh sangat tinggi. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, selain akan dipasok dari PLTU batubara dan PLTA, PLN akan menyiapkan pembangkit berbahan bakar gas flare yang diambil dari pulau Salawati untuk dibawa ke Sorong menggunakan teknologi CNG (compessed natural gas) yang saat ini dalam tahap pengkajian. Pemanfaatan gas flare tersebut telah mendapat persetujuan BP Migas dengan prakiraan daya 15 sampai 20 MW untuk jangka waktu 10 tahun. Penyiapan pembangkit berbahan bakar gas flare tersebut dapat menggunakan pola sewa.
B15.5 Rangkuman Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B15.7. Tabel B15.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
2011
361.0
396.9
2012
439.4
480.4
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 7.7 88.9 10.5 108.1 2.5 -
2013
475.1
518.4
117.3
8.3
2014
517.9
563.9
127.5
41.3
2015
565.3
614.3
138.8
30.5
2016
618.0
670.3
151.4
15.5 15.5
2017
676.4
732.3
165.3
2018
741.3
801.1
180.7
2019
813.3
877.3
197.8
2020
893.3 961.9 Jumlah
216.8
60 60
60 113.6
676
180
60.0
26.4
-
89.4
40.0
61.7
-
30.1
-
31.0
-
8.8
-
11.0
-
11.3
100
287.9
LAMPIRAN B.16 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA BARAT
B16.1 Kondisi Saat Ini
Sistem kelistrikan di Provinsi NTB terdiri atas tiga sistem yang saling terhubung dengan jaringan 20 kV dan beberapa sistem terisolasi, hampir semuanya dipasok dari PLTD dan sebagian kecil PLTM. Sistem tersebut adalah: - Sistem Lombok meliputi kota Mataram, kabupaten Lombok Barat, Lombok Tengah, Lombok Timur dan kabupaten Lombok Utara. - Sistem Sumbawa meliputi kota Sumbawa Besar dan kabupaten Sumbawa Barat. - Sistem Bima meliputi kota Bima, kabupaten Bima dan kabupaten Dompu. Sistem terisolasi terdiri dari atas pulau-pulau kecil yang tersebar di seluruh wilayah NTB. Pulau-pulau kecil ini mempunyai pembangkit sendiri. Peta sistem kelistrikan di provinsi NTB untuk ketiga sistem 20 kV tersebut ditunjukkan pada Gambar B16.1.
SISTEM LOMBOK
SISTEM SUMBAWA
SISTEM BIMA
Gambar B16.1 Peta Kelistrikan Provinsi NTB
Beban puncak gabungan non coincident Provinsi NTB tahun 2010 sebesar 184,9 MW dengan total produksi termasuk pembangkit sewa 852,24 GWh, sekitar 69,3 % produksi 677
total NTB ada di sistem Lombok. Hampir semua pembangkit di Provinsi NTB adalah PLTD sehingga mengakibatkan biaya pokok produksi menjadi sangat tinggi, yaitu mencapai Rp 2.557/kWh pada tahun 2010. Daya mampu ketiga sistem tersebut sekitar 83% dari daya terpasang dan beban puncak sekitar 92% dari daya mampu, sehingga sistem dalam kondisi siaga. Daftar tunggu di Provinsi NTB pada akhir tahun 2010 mencapai 181.000 pelanggan dengan daya 165 MVA telah dapat dilayani dengan menyewa pembangkit. Rincian komposisi kapasitas pembangkit per sistem ditunjukkan dalam tabel B16.1. Tabel B16.1 Komposisi kapasitas pembangkit tahun 2010
Sistem Sistem Interkoneksi 1. Sistem Lombok 2. Sistem Sumbawa 3. Sistem Bima Sistem Terisolasi Sektor Lombok 1. Gili Air 2. Gili Meno 3. Gili Trawangan 4. Maringkik Cabang Sumbawa 1. Sebotok 2. Labuhan Haji 3. Lebin 4. Bugis Medang 5. Klawis 6. Lunyuk 7. Lantung Cabang Bima 1. Bajo Pulau 2. Nggelu 3. Pai 4. Sai 5. Sampungu 6. Kempo 7. Kwangko 8. Pekat 9. Kuta Monta
Jenis
Kapasitas Trpasang [MW]
Daya Mampu [MW]
Beban Puncak [MW]
PLTD/M PLTD/M PLTD
168,9 34,1 32,4
140,8 29,1 26,8
129,2 26,2 26,0
PLTD PLTD PLTD PLTD
0,4 0,24 1,72 0,04
0,31 0,20 1,4 0,037
0,28 0,12 1,10 0,03
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,04 0,04 0,24 0,18 0,12 0,60 0,24
0,038 0,038 0,22 0,15 0,09 0,58 0,09
0,038 0,020 0,11 0,10 0,06 0,54 0,08
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,06 0,05 0,04 0,06 0,06 0,06 0,08 1,24 0,34
0,05 0,04 0,03 0,05 0,05 0,05 0,07 0,95 0,28
0,04 0,03 0,02 0,04 0,01 0,04 0,06 0,62 0,14
241,25
201,42
184,87
Total
678
B16.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Pertumbuhan penjualan listrik PLN dalam 5 tahun terakhir rata-rata 13,6% per tahun. Permintaan terbesar adalah dari sektor rumah tangga (62,6%) disusul sektor bisnis (24,1%). Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi setempat, pertambahan penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diperlihatkan pada tabel B16.2. Tabel B16.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Growth (%)
Penjualan (GWh) 1.056,3 1.422,8 1.525,4 1.620,0 1.707,4 1.799,6 1.896,8 1.999,3 2.106,2 2.218,2
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 1.209,5 227,8 1.682,3 316,9 1.801,6 339,3 1.911,2 360,0 2.012,3 379,0 2.118,6 399,1 2.230,6 420,1 2.348,5 442,4 2.471,5 465,5 2.600,1 489,7
11,5%
11,8%
11,4%
Jumlah Pelanggan 798.778 850.374 902.000 953.656 1.005.345 1.057.068 1.108.827 1.160.622 1.212.457 1.264.334 12,5%
Penjualan listrik pada tahun 2011 tumbuh tinggi dibanding tahun 2010 sehubungan adanya rencana untuk menaikkan target rasio elektrifikasi dari 30 % menjadi 60% dan menyelesaikan semua daftar tunggu serta mengalihkan pelanggan koperasi sekitar 20.000 menjadi pelanggan PLN.
B16.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut diatas, direncanakan pembangunan sarana kelistrikan meliputi pembangkit, transmisi dan distribusi dengan mempertimbangkan potensi energi primer setempat. Potensi Energi Primer Sumber energi primer yang tersedia di Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) meliputi potensi tenaga air, panas bumi dan angin dengan jumlah total potensi diperkirakan 216 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B16.3.
679
Tabel B16.3 Daftar Potensi Energi Primer No. I
II
III
Energi Primer Air Kokok Putih Segara Pekatan Brang Beh Brang Rhea Tengah Panas Bumi Sembalun Hu'u Maronge Angin NTB Tersebar
Lokasi
Potensi (MW)
Tahapan Yg Sudah Dicapai
Lombok Lombok Lombok Sumbawa Sumbawa Sumbawa
3,8 6,7 2 26 6,34 0,31
Konstruksi (Skema IPP) Konstruksi (Skema IPP) Studi Kelayakan dan Disain Rinci Studi Kelayakan Proses PPA (Skema IPP) Identifikasi Lokasi
Lombok
100
Hasil Studi Geo Sains & Pemboran Thermal Gradient Pra Studi Kelayakan Identifikasi Lokasi
Bima Sumbawa Lombok, Trawangan, Medang & Sa'i
65 6 0,01
Total 4 Pulau, masing - masing Pulau Lombok dan 3 Pulau Kecil
Sumber: Dinas Pertambangan dan Energi Provinsi NTB
Pengembangan Pembangkit Kapasitas pembangkit yang direncanakan di Provini NTB sampai dengan tahun 2020 adalah 630 MW dengan kebutuhan biaya investasi sekitar US$ 61 juta sebagaimana terdapat pada tabel B16.4. Sebagian besar pembangkit yang akan dibangun berada di pulau Lombok mengingat potensi bebannya jauh lebih besar dibanding pulau lainnya dan didominasi PLTU batubara. Untuk meminimalkan penggunaan BBM terutama waktu beban puncak, direncanakan akan dibangun PLTG dengan bahan bakar gas alam yang disimpan dalam bentuk CNG (compressed natural gas) atau mini LNG. Sedangkan rencana pembangunan pembangkit di pulau Sumbawa akan diupayakan sebanyak mungkin memanfaatkan potensi energi terbarukan setempat, yaitu PLTA/PLTM.
680
Tabel B16.4 Rencna Pengembangan Pembangkit No
PROYEK
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Lombok (APBN) Santong Lombok (FTP1) Bima (FTP1) Lombok (Peaker) Sumbawa Barat Brang Beh 2 Bima (Ekpansi) Lombok (FTP 2) Brang Beh 1 Lombok Peaker Ekspansi Lombok - 2 Sembalun (FTP2) Sembalun (Ekspansi) Lombok Kokok Putih Segara Anak Kukusan Rea Bintang Bano Rhee Lombok Sumbawa (FTP2) Hu'u (FTP2) Hu'u - 2
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Sewa Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
PLTU PLTM PLTU PLTU PLTG PLTU PLTA PLTU PLTU PLTA PLTG PLTU PLTP PLTP XPLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU PLTU PLTP PLTP
25 0,85 2x25 2x10 2x30 2x7 4,1 2x10 2x25 8 2x30 2x25 20 2x20 2x25 3,8 5,8 0,2 5,7 2x4 4,3 2x25 2x10 20 2x20
2012 2012 2013 2012/13 2013 2013/14 2014 2014/15 2015 2016 2016/20 2017 2017 2018/19 2013 2012 2012 2012 2013 2014 2014 2014 2014/15 2017 2018/19
On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana
Total Kapasitas
629,8
Pembangunan Transmisi dan Gardu Induk Pembangunan Transmisi Pembangunan pembangkit PLTU batubara, panas bumi dan PLTA di beberapa lokasi akan diikuti dengan pembangunan transmisi untuk evakuasi daya dari pembangkit ke pusat beban melalui gardu induk. Rincian rencana pembangunan transmisi ditampilkan pada tabel B16.5. Selama periode 2011-2020 akan dibangun transmisi 150 kV di Lombok dan 70 kV di pulau Sumbawa meliputi sistem Sumbawa dan sistem Bima. Untuk menghubungkan sistem 70 kV Sumbawa dengan sistem 70 kV Bima yang berjarak lebih dari 100 km, akan dibangun transmisi interkoneksi 150 kV. Panjang transmisi yang akan dibangun sekitar 1.139 kms dengan kebutuhan anggaran sekitar US$ 80 juta. Rencana interkoneksi tersebut akan didahului dengan kajian kelayakan teknis dan ekonomi.
681
Tabel B16.5 Pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV No
Dari
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
PLTU Jeranjang PLTU Jeranjang GI Sengkol GI Sengkol PLTU Bima (FTP1)/Bonto GI Bima GI Selong GI Ampenan GI Mantang PLTP Sembalun PLTU IPP Sumbawa (FTP2) GI Alas/Tano GI Taliwang PLTU Sumbawa Barat PLTU IPP Lombok PLTU Lombok FTP 2 PLTP Huu (FTP 2) GI Dompu
Ke GI Ampenan GI Sengkol GI Selong GI Kuta GI Bima GI Dompu GI Pringgabaya GI Tanjung Incomer Jeranjang‐Sengkol GI Pringgabaya GI Labuhan/Sumbawa GI Labuhan/Sumbawa GI Alas/Tano GI Taliwang GI Selong GI Pringgabaya GI Dompu GI Labuhan/Sumbawa
Tegangan
Konduktor
150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 150 kV 150 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 150 kV 150 kV 70 kV 150 kV
2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, AAAC 1x240 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1xOstrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, AAAC 1x240 2 cct, 1 HAWK
Panjang (kms) 15,2 68,2 76,0 21,0 30,0 48,0 60,0 30,0 30,0 30,0 24,0 120,0 30,0 20,0 100,0 92,0 60,8 283,8
Anggaran (juta US$) 0,84 3,78 6,76 1,87 1,46 7,31 2,67 4,27 4,27 5,34 1,83 6,09 5,61 1,22 2,67 2,67 3,71 17,30
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2016
Jumlah 1.139 79,67
Pembangunan Gardu Induk (GI) Berkaitan dengan proyeksi kebutuhan listrik dan penambahan pelanggan, akan dibangun GI 150/20 kV dan GI 70/20 kV serta IBT 150/70 kV untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke beban. Selain itu dilakukan perluasan GI eksisting untuk meningkatkan kapasitas dan keandalannya dengan menambah trafo di beberapa GI. Jumlah kapasitas trafo GI yang akan dibangun selama kurun waktu 2011-2020 adalah 750 MVA dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 65,6 juta. Rincian rencana pembangunan dan perluasan GI diperlihatkan pada tabel B16.6.
682
Tabel B16.6 Pembangunan Gardu Induk No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Gardu Induk Jeranjang Sengkol Selong Kuta Dompu Bima Sengkol Selong Ampenan Kuta Tanjung Pringgabaya Dompu Mantang Labuhan/Sumbawa Alas/Tano Taliwang Pringgabaya Labuhan/Sumbawa Labuhan/Sumbawa Jeranjang Selong Ampenan Dompu Labuhan/Sumbawa Bima Kuta Dompu Labuhan/Sumbawa Sengkol Dompu Jeranjang Alas/Tano Tanjung Bima
New New New New New New Ext 4 LB Ext 2 LB Ext 2 LB Extension New New Extension New New New New Ext 2 LB Ext 2 LB Extension Extension Extension Extension Ext 2 LB Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension Extension
Daya (MVA) 30 30 30 30 20 20 ‐ ‐ ‐ 30 30 30 20 30 20 20 20 ‐ ‐ 20 30 30 30 ‐ 20 20 30 30 30 30 20 30 20 30 20
Anggaran (juta USD) 4,18 4,18 2,94 2,94 2,20 3,14 2,47 1,23 1,23 1,39 2,94 2,94 1,01 2,94 2,20 2,20 2,20 1,23 1,26 1,01 1,39 1,39 1,39 0,94 1,01 1,01 1,39 2,02 2,02 1,39 1,01 1,39 1,01 1,39 1,01
Jumlah
750
65,59
Tegangan
Baru/Extension
150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150 kV 150 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 70/20 kV 150 kV 70 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 150/20 kV 70 kV 70/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 150/70 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV 150/20 kV 70/20 kV
683
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2019
Gambar B16.2 Peta rencana pengembangan sistem 150 kV Lombok
PLTU Bima Ekspansi 2x10 MW (2014/15)
PLTU Bima (FTP 1) 2x10 MW (2012)
PLTU Sumbawa (FTP 2) IPP 2x10 MW (2014/15) U
U
ACSR 1x240 mm2 7 km – 2014
U
GI Bima
GI Labuhan GI Dompu ACSR 1x240 mm2 96 km ‐ 2013
ACSR 1x240 mm2 60 km ‐ 2011
GI Taliwang
ACSR 1x240 mm2 30 km ‐ 2016 A
P
ACSR 1x240 mm2 142 km ‐ 2016
U
PLTU Sumbawa Barat 2x7 MW (2013/14)
P
PLTP Hu’u IPP 2x10 MW (2017)
PLTA Brang Beh-1 8MW (2016)
PLTP Hu’u Ekpansi 2x20 MW (2018/19)
Gambar B16.3 Peta rencana pengembangan sistem 150 kV dan 70 kV di pulau Sumbawa
Pengembangan Distribusi Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tenaga listrik di provinsi ini, direncanakan tambahan sambungan baru sampai dengan tahun 2020 sekitar 875 ribu pelanggan. Untuk
684
meningkatkan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, maka perlu disambung 409.000 pelanggan baru selama 2011. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut, direncanakan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi jaringan tegangan menengah 2.040 kms, jaringan tegangan rendah sekitar 1.965 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 143 MVA, seperti dalam tabel B16.7. Tabel B16.7 Rincian Pengembangan Distribusi JTM
JTR
Trafo
2011
kms 660.8
kms 636.1
MVA 44.4
2012
173.2
166.7
14.6
51,596
2013
173.2
166.7
14.6
51,626
2014
173.3
166.8
11.7
51,656
2015
179.2
172.5
12.0
51,689
2016
187.9
180.9
12.6
51,723
2017
155.9
150.1
10.5
51,759
2018
127.5
122.7
8.6
51,796
2019
105.8
101.9
7.1
51,835
2020 2011-2020
103.7
99.8
7.0
51,876
2,040.5
1,964.3
143.1
874,536
Tahun
Pelanggan 408,980
B16.4 Sistem Kelistrikan Pulau Gili Ketiga pulau Gili yaitu Gili Air, Gili Meno dan Gili Trawangan merupakan tujuan wisata yang menjadi andalan pemerintah daerah. Ketiga pulau Gili tersebut masuk dalam wilayah administrasi kabupaten Lombok Utara yang merupakan pemekaran dari kabupaten Lombok Barat. Sistem kelistrikan di ketiga pulau Gili merupakan sistem terisolasi, masing–masing dipasok dari PLTD Gili Air, PLTD Gili Meno dan PLTD Gili Trawangan melalui JTM 20 kV, dengan kondisi pembangkitan seperti pada tabel B16.8. Biaya pokok produksi ketiga PLTD tersebut adalah sangat tinggi, yaitu Rp 3.457,-/kWh.
685
Tabel B16.8 Data Pengusahaan Tiga Gili
1
Gili Air
400
310
Beban Puncak (kW) 282
2
Gili Meno
240
200
117
127
3
Gili Trawangan
1720
1400
1100
416
No
Sistem
Daya Terpasang (kW)
Daya Mampu (kW)
Jml Pelanggan 284
Pada tahun 2012 sistem kelistrikan di ketiga pulau Gili akan saling dihubungkan dengan kabel laut 20 kV dan disambung dengan sistem pulau Lombok.
B16.5 Ringkasan
Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan dana investasi sampai dengan tahun 2020 diberikan pada tabel B16.9. Tabel B16.9 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
2011
1,056
2012
1,423
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 175.8 1,209 228 46 160 258 205.6 1,682 317 183 140 90
2013
1,525
1,802
339
93
80
254
227.6
2014
1,620
1,911
360
70
60
253
141.9
2015
1,707
2,012
379
38
70
-
49.1
2016
1,800
2,119
399
90
90
284
215.2
2017
1,897
2,231
420
40
50
-
105.1
2018
1,999
2,349
442
40
50
-
103.2
2019
2,106
2,472
466
30
50
2020
2,218
2,600
490
Tahun
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
Jumlah
630
686
750
-
32.7
-
16.5
1,139
1,272.7
LAMPIRAN B.17 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN (Persero) DI PROVINSI NUSA TENGGARA TIMUR B17.1 Kondisi Saat Ini Sistem kelistrikan di Provinsi Nusa Tenggara Timur (NTT) terdiri dari 90 pusat listrik yang beroperasi secara terpisah dengan total beban puncak non coincident pada tahun 2010 sekitar 100 MW, dipasok dari PLTD, PLTMH, PLTS+PLTD hibrid dan PLTP. Tenaga listrik dari pembangkit ke pelanggan disalurkan melalui JTM 20 kV dan JTR 220 volt. Kebutuhan terbesar listrik di NTT adalah di Kupang sebagai ibu kota provinsi, yaitu 37%. Hampir semua pembangkit di NTT menggunakan PLTD dan terdapat satu unit PLTM serta PLTP, sehingga biaya pokok produksi listrik sangat tinggi. Rincian pembangkit terpasang di Provinsi NTT ditunjukkan pada tabel B17.1. Tabel B17.1 Daftar Pembangkit terpasang di NTT No.
Nama Pembangkit
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Sistem Kupang Sistem Seba, Oesao Sistem Soe Sistem Kefamananu Sistem Atambua Sistem Betun Sistem Kalabahi Sistem Rote Ndao Sistem Ende Sistem Wolowaru Sistem Aesesa Sistem Bajawa - Mataloko Sistem Ruteng Sistem Labuhan Bajo Sistem Maumere Sistem Larantuka Sistem Adonara Sistem Lembata Sistem Waingapu Sistem Waikabubak - Lokomboro Gab. Isol. Cab. Kupang Gab. Isol. Cab. FBB Gab. Isol. Cab. Sumba Gab. Isol. Cab. FBT Jumlah
13 14 15 16 17 18 19 20
21 22 23 24
Jenis Pembangkit
Pemilik
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTP PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTMH
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN
PLTD PLTD PLTD PLTD
PLN PLN PLN PLN
687
Kapasitas Terpasang (MW) 45,92 0,78 4,97 6,53 7,24 2,75 4,11 3,78 11,78 1,19 2,34 4,33 1,80 8,92 3,22 12,28 6,26 2,99 4,24 7,56 5,93 0,80
Beban Puncak (MW)
4,97 7,38 1,94 3,92 167,93
2,5 2,5 0,9 1,5 100,8
34,2 0,4 4,2 3,6 5,0 1,4 3,0 2,1 6,7 1,0 0,9 2,2 1,5 4,0 1,8 7,8 3,1 2,1 1,8 3,9 3,1 0,8
B17.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Berdasarkan realisasi penjualan tenaga listrik PLN dalam lima tahun terakhir dan dengan mempertimbangkan kecenderungan pertumbuhan ekonomi regional, pertambahan jumlah penduduk dan peningkatan rasio elektrifikai, proyeksi kebutuhan listrik 2011–2020 diperlihatkan pada tabel B17.2. Tabel B17.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Penjualan (GWh) 488,6 552,9 625,2 707,0 781,5 863,9 955,1 1.056,1 1.146,2 1.260,8
Growth (%)
Produksi Beban Puncak (MW) (GWh) 559,9 110,1 633,7 124,3 716,4 139,9 809,8 157,7 894,9 174,0 989,1 191,9 1.093,3 211,4 1.208,8 233,3 1.311,7 252,6 1.442,7 276,9
11,4%
11,5%
11,2%
Jumlah Pelanggan 623.997 689.066 715.598 734.855 754.919 775.137 807.635 843.088 873.896 913.261 12,8%
B17.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik sebagaimana tersebut diatas, direncanakan akan dibangun pembangkit, transmisi dan jaringan distribusi, dengan memanfaatkan potensi energi setempat. Potensi Energi Terbarukan Provinsi NTT mempunyai potensi energi terbarukan yang tersebar di beberapa pulau. Berdasarkan informasi dari Dinas Pertamben Provinsi NTT, potensi energi setempat yang siap dimanfaatkan adalah : -
Pulau Timor – Kupang, mempunyai potensi PLTB ± 2,02 MW dan PLTM ± 4,8 MW Pulau Flores, potensi PLTP ±115 MW, PLTA ± 23,22 MW, PLTB ± 0,5 MW Pulau Sumba, mempunyai potensi PLTM ± 12,40 MW dan PLT hibryd ± 1,5 MW Pulau Alor, mempunyai potensi PLTP ± 20 MW dan PLTM ± 28 kW Pulau Lembata, mempunyai potensi PLTP ± 5 MW Pulau Rote, mempunyai potensi PLTB ± 1 MW
688
Rencana Pengembangan Pembangkit Sampai dengan tahun 2020 kebutuhan tenaga listrik Provinsi NTT direncanakan akan dipenuhi dengan mengembangkan PLTP, PLTU batubara skala kecil, PLTA, PLTMH, PLTD, PLTS dan PLT-hybrid tersebar di beberapa lokasi, dengan total kapasitas mencapai 353,7 MW sebagaimana ditunjukkan pada tabel B17.3. Tabel B17.3 Rincian Rencana Pengembangan Pembangkit di NTT No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53
PROYEK Mataloko Ulumbu (APBN) Lembata NTT-1 Ropa (FTP1) Rote Peaking Ndungga Alor Atambua APBN NTT-2 Kupang (FTP1) Rote Ndao Ulumbu (ADB) Kalabahi Peaking Atambua APBN Kalabahi Peaking Maumere Peaking Kupang (Peaking) Oelbubuk-Soe Wae Rancang I - Manggarai Wae Rancang II - Manggarai Solar Thermal Kupang Larantuka (Peaking) Maubesi Lembata PLTD Peaking Bukapiting Atambua Ekspansi Kupang (Peaking) Ekspansi Larantuka (Peaking) Nangalili-Labuhan Bajo Lembata PLTD Peaking Kupang (Ekspansi) Kupang (Peaking) Ekspansi Lewa Lokomboro III Praikalala I Wae Roa - Ngada Umbuwangu I Praikalala II Lewa Lokomboro III Praikalala II Maidang Waekelosawa Wae Lega - Manggarai Wolodaesa Larantuka Sita - Borong Ulumbu Sokoria (FTP2) Mataloko Atadei Kupang Oka Larantuka Sokoria - 2
PEMILIK
JENIS
MW
COD
STATUS
PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN PLN Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta Swasta
PLTP PLTP PLTS PLTU PLTD PLTM PLTU PLTU PLTU PLTU PLTP PLTD PLTU PLTD PLTD PLTMG PLTB PLTM PLTM PLTS PLTD PLTH PLTD PLTP PLTU PLTMG PLTD PLTH PLTD PLTU PLTMG PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTGB PLTM PLTP PLTP PLTP PLTP PLTU PLTP PLTP
1,8 4x2,5 2x0,2 2x7 0,5 1,9 2x3 6 2x16,5 2x3 2x2,5 0,75 3x6 0,5 8 20 2x1 10 6 5 4 2x0,5 2,5 2x2,5 2x6 2x20 2 1 1 16,5 10 0,85 1 1 0,4 2x1 0,5 0,5 0,5 1 3x1 2x0,25 1,75 0,8 8 2x1 5 3x5 3x5 5 2x15 2x2,5 1x5
2011 2011/12/14/15 2011/12 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2014/17 2015 2015/16 2017/18 2015/18 2019 2019 2019 2019 2020 2011 2011 2011 2011 2011/12 2012 2012 2012 2013 2012/13/14 2012/13 2013 2013 2014 2014/15 2014 2015/16/17 2015/18/19 2016 2016/17 2016/17 2020
On Going On Going Rencana On Going Rencana On Going On Going On Going On Going On Going On Going Rencana On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going On Going Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana Rencana
Total Kapasitas
689
353,7
Untuk sistem kelistrikan di pulau Flores, jenis pembangkit yang diprioritaskan untuk dibangun adalah PLTP, mengingat di Flores tersedia potensi energi panas bumi. Kapasitas total poteni PLTP yang dapat dibangun sampai dengan tahun 2020 mencapai 61,8 MW, sehingga di masa depan Flores diharapkan akan menjadi daerah percontohan dimana pasokan listriknya didominasi oleh energi bersih panas bumi. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Rencana pengembangan jaringan transmisi 70 kV di Provinsi NTT akan dilaksanakan di dua pulau besar yaitu pulau Flores dan pulau Timor sesuai prospek beban setempat, sebagaimana terdapat dalam gambar B17.1 dan B17.2. Sedangkan untuk pulau-pulau kecil lainnya direncanakan pembangunan jaringan distribusi 20 kV. Selaras dengan rencana pembangunan pembangkit PLTP dan PLTU batubara tersebar di pulau Flores dan pulau Timor, jaringan transmis 70 kV yang akan dibangun adalah 1.280 kms dengan kebutuhan dana investasi sekitar US$ 78 juta sesuai tabel B17.4. Tabel B17.4 Pembanguan SUTT 70 kV No
Propinsi
Dari
Ke
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT NTT
Ropa Ropa Bolok Maulafa Naibonat Kefamenau Atambua Kefamenau Ropa PLTP Sokoria Bajawa PLTP Ulumbu Ruteng PLTP Mataloko
Ende Maumere Maulafa Naibonat Nonohonis/Soe Atambua Atapupu Nonohonis / Soe Bajawa Incomer Ropa‐Ende Ruteng Ruteng Labuan Bajo Bajawa
Tegangan 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV 70 kV
Konduktor 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 x Ostrich 2 cct, 1 x Ostrich 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK 2 cct, 1 HAWK
Panjang (kms) 88 120 30 62 102 150 36 102 190 26 120 40 170 50
Anggaran (juta USD) 5.4 7.3 1.8 3.8 6.2 9.1 2.2 6.2 11.6 1.6 7.3 2.4 10.4 3.0
COD 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014
Jumlah 1,286.0 78.34
Peta rencana pengembangan sistem transmisi 70 kV di pulau Timor dan pulau Flores Provinsi NTT sebagaimana gambar B17.1 dan B17.2.
690
Pengembangan GI Seiring dengan rencana pembangunan PLTP dan PLTU batubara serta jaringan transmisi 70 kV, juga direncanakan pembangunan gardu induk untuk menyalurkan daya ke beban distribusi. Sampai dengan tahun 2020 direncanakan akan dibangun 13 gardu induk baru 70/20 kV tersebar di pulau Timor dan pulau Flores. Kapasitas total trafo GI mencapai 395 MVA dengan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 35 juta sebagaimana diperlihatkan dalam tabel B17.5. Tabel B17.5 Pengembangan GI 70 kV di NTT No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Gardu Induk Ropa Ende Maumere Bolok Maulafa Naibonat Nonohonis Kefamenanu Atambua Atapupu Maumere Ende Maulafa Bajawa Ruteng Labuan Bajo Naibonat Maulafa Atambua Maulafa
Tegangan 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20 70/20
Baru/ Extension Daya (MVA) New New New New New New New New New New extension extension ektension New New New extension ektension extension ektension Jumlah
691
5 10 10 20 30 20 20 20 20 10 20 20 30 20 20 20 20 30 20 30
Anggaran (juta USD) 1,89 1,89 1,89 1,95 2,19 1,95 1,95 1,95 1,95 1,89 1,01 1,01 1,26 1,91 1,91 1,91 1,01 1,15 1,01 3,34
395 34,99
COD 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2011 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2015 2016 2018 2020
Atapupu 10 MVA (2012) PLTU Atambua APBN 4 x 6 MW (2012/13)
U
HAWK 2x240 mm2 18 km ‐ 2012 Atambua 20 MVA (2012)
HAWK 2x240 mm2 75 km ‐ 2012
Kefamenanu 20 MVA (2012)
HAWK 2x240 mm2 51 km ‐ 2014
Soe/Nonohonis 20 MVA (2012) ACSR 2x152 mm2 51 km ‐ 2012 PLTU Kupang Baru 2 x 16,5 MW (2012)
Naibonat 20 MVA (2012) ACSR 2x152 mm2 31 km ‐ 2012
PLTU Kupang IPP 2 x 15 MW (2013/14) U U
HAWK 2x240 mm2 15km ‐ 2012 Mulafa 30 MVA (2012) Bolok 20 MVA (2012)
Gabar B17.1 Peta rencana jaringan 70 kV pulau Timor
PLTGB Larantuka 2 x 4 MW (2014) PLTM Wae Rancang 16 MW (2014)
Labuhan Bajo 20 MVA (2014) ACSR 1x240 mm2 85 km ‐ 2014
Ruteng 20 MVA (2014)
PLTP Ulumbu APBN 4x 2,5 MW (2011/12/14/15) PLTP Ulumbu ADB 2 x 2,5 MW (2012)
P
G PLTU Ropa APBN 2 x 7 MW (2012)
A
ACSR 1x240 mm2 60 km ‐ 2014
Bajawa 20 MVA (2014)
ACSR 1x240 mm2 95 km ‐ 2014
Ropa 5 MVA (2011) ACSR 1x240 mm2 U 60 kmr ‐ 2012 ACSR 1x240 mm2 44 km ‐ 2012
Maumere 10 MVA (2012)
P P
Ende 10 MVA (2012)
PLTP Sokoria (FTP 2) 3 x 5 MW (2015/16/17)
PLTP Mataloko 1,8 MW (2011) PLTP Mataloko (IPP) 3x5 MW (2015/18/19)
Ende 20 MVA (2011) G Waingapu
Gambar B17.1 Peta rencana jaringan 70 kV pulau Flores
Pengembangan Distribusi Sejalan dengan pembangunan jaringan transmisi dan gardu induk 70 kV serta penambahan pembangkit di Provinsi NTT, direncanakan pembangunan jaringan distribusi 20 kV dan jaringan tegangan rendah serta penambahan pelanggan baru. 692
Sesuai proyeksi kebutuhan tenaga listrik, direncanakan selama 2011-2020 akan dilakukan penambahan pelanggan baru sekitar 639 ribu. Khusus untuk mempercepat peningkatan rasio elektrifikasi menjadi 60% pada akhir tahun 2011, direncanakan akan dilakukan penyambungan pelanggan rumah tangga sebanyak 350 ribu selama 2011. Pada tahun tahun selanjutnya akan ditambah pelanggan baru rata-rata 30 ribu sambungan per tahun. Selaras dengan penambahan pelanggan tersebut diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk listrik perdesaan, meliputi JTM sepanjang 1.573 kms, JTR sekitar 1.048 kms dan tambahan kapasitas trafo distribusi sekitar 134 MVA, seperti ditampilkan dalam tabel B17.6. Tabel B17.6 Pengembangan Sistem Distribusi di NTT Tahun
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2011-2020
JTM kms 144,8 158,9 160,0 160,7 160,9 160,6 159,8 158,3 156,0 152,9 1.572,9
JTR kms 135,9 125,0 121,4 117,0 111,6 105,2 97,6 88,8 78,6 66,8 1.047,7
Trafo MVA 10,3 10,8 11,5 12,1 12,8 13,6 14,3 15,2 16,0 17,0 133,6
Pelanggan 349.555 65.068 26.532 19.257 20.064 20.218 32.498 35.453 30.808 39.365 638.819
B17.4 Pengembangan PLTS Thermal dan EBT Lainnya Memperhatikan banyak energi radiasi matahari di pulau Timor, PLN mempunyai rencana untuk membangun sebuah pembangkit yang menggunakan teknologi panas matahari (solar thermal) dengan kapasitas sekitar 5 MW sebagai pilot project sekaligus sebagai sarana pembelajaran bagi SDM PLN dalam pengembangan energi terbarukan. Selain itu di beberapa pulau kecil direncanakan akan dibangun PLTB, PLTS dan PLTM yang akan dioperasikan secara hybrid dengan PLTD yang ada, yaitu di pulau Ende, Pamana, Samau, Pantar, Pura, Solor dan Sabu.
693
B17.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi sampai dengan tahun 2020 diperlihatkan pada tabel B17.7. Tabel B17.7 Rangkuman Proyeksi Kebutuhan Tahun
Sales (GWh)
Produksi (GWh)
2011
488.6
559.9
2012
552.9
633.7
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan
Beban Pembangkit Transmisi Anggaran Puncak GI (MVA) (MW) (kms) (juta USD) (MW) 44.2 110.1 8.8 165 169.6 124.3 78.9 594
2013
625.2
716.4
139.9
23.6
40
-
27.4
2014
707.0
809.8
157.7
69.5
90
692
178.6
2015
781.5
894.9
174.0
42.5
20
-
63.7
2016
863.9
989.1
191.9
30.0
30
-
84.0
-
80.1
20
-
47.2
2017
955.1
1,093.3
211.4
29.0
2018
1,056.1
1,208.8
233.3
31.0
2019
1,146.2
1,311.7
252.6
25.5
-
35.0
2020
1,260.8
1,442.7
276.9
15.0
30
-
35.0
353.7
395
1,286
764.8
Jumlah
694
B18.12.
B18.11.
B18.10.
B18.9.
B18.8.
B18.7.
B18.6.
B18.5.
B18.4.
B18.3.
B18.2.
B18.1.
Provinsi Bu usa Tenggarra Timur
Provinsi Bu usa Tenggarra Barat
Provinsi Pa apua Barat
apua Provinsi Pa
Provinsi Maluku Utara
Provinsi Maluku
Provinsi Su ulawesi Teng ggara
Provinsi Su ulawesi Selatan
Provinsi Su ulawesi Teng gah
Provinsi Su ulawesi Utara a
Provinsi Ka alimantan Tim mur
Provinsi Ka alimantan Te engah
Provinsi Ka alimantan Se elatan
LAMPIRAN B18 NE ERACA DAY YA SISTEM-S SISTEM ISOL LATED WILAYAH OPERASI W O IND DONESIA TIM MUR
B18.13.
695
Lampiran B1 18.1 PROVINSI KA ALIMANTA AN SELATA AN
696
Neraca Daya Sistem Kotabaru `
697
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture SWD SWD KUBOTA WARTSILA WARTSILA MIRRLEES KUBOTA Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD
Size Jmlh Unit 0 37 0,37 1 0,40 1 0,60 1 1,25 1 1,25 1 0,94 1 0,60 , 1
Project PLN PLTD Peaking PLTU Kotabaru [APBN-P] Project Swasta
UNIT
2011
2012
GWh % MW
42,77 63,08 7 74 7,74
48,2 63,2 87 8,7
80,8 63,3 14 6 14,6
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
PLTD MW MW MW MW MW MW MW
0,4 0 4 0,4 0,6 1,3 1,3 0,9 0,6 ,
0,4 0 4 0,4 0,6 1,3 1,3 0,9 0,6 ,
MW
8,0
8,0
MW MW
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
98,2 63,4 17 7 17,7
109,5 63,5 19 7 19,7
114,8 63,6 20 6 20,6
119,5 63,7 21 4 21,4
124,5 63,8 22 3 22,3
129,8 63,9 23 2 23,2
135,1 64,0 24 1 24,1
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
5,4 1,2 -
14,0
MW Disuplai dari Grid Barito tahun 2013 melalui Kabel Laut Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
12,2 2,2 1,3 09 0,9 2,2
12,2 2,2 1,3 09 0,9 1,3
Neraca Daya Sistem Batulicin/Pagatan URAIAN
698
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan K Kapasitas it Terpasang T Derating Capacity Pembangkit PLN (PLTD Pagatan) Size Manufacture KUBOTA 0,30 KUBOTA 0,30 SCODA 0,66 SCODA 0,66 DEUTZ MWM 0,70 PERKINS 0,50 MTU 0,53 MTU 0,53 MTU 0,53 Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [Sewatama] Sewa PLTD MFO [IHM] Sewa Relokasi Maburai Pembelian Energi PT. Indocement Tunggal Prakarsa Project PLN
UNIT
Unit 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2011
GWH % MW
68,8 57,3 13,7 0,1 4,7 2,4 0,6
MW MW MW MW MW MW MW MW MW
0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,5 0,5
MW MW MW
3,0 1,5 5,0
MW
3,5
MW MW MW MW MW
15,3 1,3 0,7 0,6 4,4
2012
77,4 57,8 15,3 0,1 4,7 2,4
2013
85,2 58,3 16,7 0,1 4,7 2,4
2014
92,3 58,9 17,9 0,1 4,7 2,4
2015
101,4 59,5 19,5 0,1 4,7 2,4
2016
111,3 60,0 21,2 0,1 4,7 2,4
Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2017
122,0 60,6 23,0 0,1 4,7 2,4
2018
133,6 61,2 24,9 0,1 4,7 2,4
2019
146,3 61,8 27,0 0,1 4,7 2,4
2020
158,7 62,4 29,1 0,1 4,7 2,4
Lam mpiran B B18.2 P PROVINSI KALIMANTAN TENG GAH
699
Neraca Daya Sistem Kuala Kurun URAIAN Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture
UNIT
Size
700
3
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2
2019
2020
5,2 48,1 1,2
6,0 49,3 1,4
6,7 50,6 1,5
7,3 51,8 1,6
8,1 53,2 1,7
9,1 54,5 1,9
10,1 55,9 2,1
11,2 57,4 2,2
12,4 58,8 2,4
13,6 60,3 2,6
MW MW
2,5 0,0 -
2,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
8,5 0,0 -
PLTD
2,5
2,5
2,5
PLTU
6,0
Project Swasta Disuplai p dari Grid Barito tahun 2014 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2018
GWH % MW
Unit
Sewa Pemda PLTD Sewa Sewa PLTD Project PLN PLTU Kuala Kurun
2011
MW MW MW MW MW
5,0 0,9 0,5 0,4 2,9
5,0 0,9 0,5 0,4 2,7
17,0 0,9 0,5 0,4 14,6
Neraca Daya Sistem Kuala Pambuang URAIAN
701
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Unit Manufacture MWM 0 22 0,22 1 MWM 0,22 1 MWM 0,22 1 MWM 0,22 1 MAN 0,24 1 DEUTZ MWM 0,50 1 MTU 0 50 0,50 1 KOMATSU 0,24 1 Pembangkit Sewa Sewa PLTD Project PLN PLTU Kuala Pambuang PLTU Kuala Pambuang Ekspansi Project Swasta PLTU IPP Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
UNIT
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWH % MW
13,1 63,5 24 2,4
14,6 63,8 26 2,6
15,9 64,1 28 2,8
17,1 64,4 30 3,0
18,7 64,7 33 3,3
20,3 65,1 36 3,6
22,1 65,4 39 3,9
24,0 65,7 42 4,2
26,1 66,1 45 4,5
28,1 66,4 48 4,8
MW MW
2,4 0,8 -
2,4 0,8 -
1,9 0,8 -
1,9 0,8 -
1,9 0,7 0,1
1,9 0,7 0,1
1,9 0,7 0,1
1,9 0,7 0,1
1,9 0,7 0,1
1,9 0,7 0,1
MW MW MW MW MW MW MW MW
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5 0,2
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5 0,2
02 0,2
02 0,2
0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
0,2 0 2 0,2 0,2 0,2 0,5 05 0,5
MW
2,0
2,0
2,0
10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,5
10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,2
10,2 3,5 05 0,5 3,0 1,9
PLTU PLTU
6,0 30 3,0
PLTU MW MW MW MW MW
3,6 0,7 02 0,2 0,5 0,5
3,6 0,7 02 0,2 0,5 0,3
9,1 3,5 05 0,5 3,0 2,8
7,1 3,5 05 0,5 3,0 0,6
7,2 3,5 05 0,5 3,0 0,4
7,2 3,5 05 0,5 3,0 0,1
10,2 3,5 05 0,5 3,0 2,8
N Neraca D Daya Si t Sistem Muara Teweh M T h URAIAN
702
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture SWD 0,34 SWD 0,34 MIRRLEES 0,94 DAIHATSU 1,25 MTU 0,63 Pembangkit Sewa Sewa PLTD
UNIT
Unit 1 1 1 1 1
2011
2012
GWH % MW
28 0 28,0 64,4 5,0 0,0 3,5 1,2 -
31,7 31 7 66,7 5,4 0,1 3,5 1,2 -
MW MW MW MW MW
0,3 0,3 0,9 1,3 0,6
0,3 0,3 0,9 1,3 0,6
MW
8,0
8,0
MW MW MW MW MW
10,3 10 3 2,3 1,3 1,0 3,0
10,3 10 3 2,3 1,3 1,0 2,6
2013
35,0 35 0 68,7 5,8 0,1 3,5 1,2
2014
38,0 38 0 69,8 6,2 0,1 3,5 1,2
2015
41,9 41 9 71,0 6,7 0,1 3,5 1,2
2016
46,2 46 2 72,2 7,3 0,1 3,5 1,2
2017
50,8 50 8 73,4 7,9 0,1 3,5 1,2
2018
55,8 55 8 74,6 8,5 0,1 3,5 1,2
8,0
Project PLN Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2019
61,4 61 4 75,8 9,2 0,1 3,5 1,2
2020
66,8 66 8 77,0 9,9 0,1 3,5 1,2
Neraca Daya Sistem Puruk Cahu URAIAN
703
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Puruk Cahu MTU DEUTZ MWM MTU MAN MAN MTU PLTD Muara Laung Deutz MWM MWM PLTD Tumbang Laung Deutz PLTD Muara Untu Deutz PLTD Mangkahui Deutz Deutz Pembangkit Sewa Sewa PLTD
UNIT GWH % MW
Size
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
MW MW
11,5 69,9 1,9 0,0 3,2 0,8
12,7 71,0 2,0 0,1 3,2 0,8
13,8 70,9 2,2 0,1 3,2 0,8
14,7 70,9 2,4 0,1 3,2 0,8
15,9 70,9 2,6 0,1 3,2 0,8
17,2 70,9 2,8 0,1 3,2 0,8
18,6 70,9 3,0 0,1 3,2 0,8
20,0 70,9 3,2 0,1 3,2 0,8
21,6 70,8 3,5 0,1 3,2 0,8
23,1 70,8 3,7 0,1 3,2 0,8
0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6
0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6
0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6
-
-
-
-
-
-
-
Unit
0,5 0,5 , 0,5 0,5 0,6
1,0 1,0 , 1,0 1,0 1,0
MW MW MW MW MW MW
0,1 0,1 0,0 ,
2,0 1,0 1,0 ,
MW MW MW
0,2 0,1 0,0 ,
0,2 0,1 0,0 ,
0,2 0,1 0,0 ,
0,0
2,0
MW
0,1
0,1
0,1
0,0
1,0
MW
0,0
0,0
0,0
0,0 0,1 ,
1,0 1,0 ,
MW MW
0,0 0,1 ,
0,0 0,1 ,
0,0 0,1 ,
MW
2,0
2,0
Project PLN PLTD /PLTGB
MW
Jumlah Kapasitas C d Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
3,0 Disuplai dari Sistem Barito tahun 2014 4,4 11 1,1 0,6 0,5 1,4
7,4 11 1,1 0,6 0,5 4,3
5,4 11 1,1 0,6 0,5 2,1
Neraca Daya Sistem Buntok URAIAN
704
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture DEUTZ MWM 0,50 DEUTZ MWM 0 50 0,50 MIRRLEES 0,94 MIRRLEES 0,94 DEUTZ MWM 0,50 DEUTZ AG 1,00 MTU 0,80 DEUTZ MWM 0,50 , DEUTZ AG 1,00 Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [PEMDA] Sewa PLTD Project PLN PLTU 2 x 7 MW
UNIT
GWH % MW
Unit 1 1 1 1 1 1 1 1 1
2011
29,70 56,10 6,00 6% 6,7 1,4 0,0
2012
33,5 57,6 6,6 01 0,1 6,7 1,4 -
MW MW MW MW MW MW MW MW MW
0,5 0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0
0,5 0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0
MW MW
3,0
4,0
MW
2013
37,1 58,6 7,2 01 0,1 6,7 1,4
2014
40,4 59,6 7,7 01 0,1 6,7 1,4 -
2015
44,6 60,7 8,4 01 0,1 6,7 1,4 -
2016
49,2 61,7 9,1 01 0,1 6,7 1,4 -
2017
2018
54,1 62,8 9,8 01 0,1 6,7 1,4 -
0,5 0 5 0,9 0,9 0,5 1,0 0,8 0,5 , 1,0
14,0
Project Swasta Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
8,3 1,9 1,0 0,9 0,4
9,3 1,9 1,0 0,9 0,8
59,6 63,9 10,6 01 0,1 6,7 1,4 -
2019
65,6 65,1 11,5 01 0,1 6,7 1,4 -
2020
71,5 66,2 12,3 01 0,1 6,7 1,4 -
Neraca Daya Sistem Pangkalan Bun URAIAN
705
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak P Pasokan k Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Size Manufacture KUBOTA 0,80 SKODA 0,53 SKODA 0,53 MAK 2,80 MAK 2,80 MAK 2,70 MAK 2,70 PLTD Kumai MAK MAK CAT Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD Sewa Pangkalan Banteng Project Swasta PLTU Cenko [Mengatasi kritis]
UNIT GWH % MW MW
2011 100,9 65,7 17,5 9% 10,1 2,3 0,6
Unit 1 1 1 1 1 1 1
MW MW MW MW MW MW MW
0 0
MW MW
0,8 0,5 0,5 2,8 2,7 2,7 -
PLTD PLTD
11,0 2,4
PLTU
11,0
MW MW MW MW MW
32,2 8,3 , 5,5 2,8 6,4
2012 112,9 65,9 19,6 11% 10,1 2,3 -
2013 123,7 66,2 21,3 9% 10,1 2,3
2014 133,3 66,6 22,9 7% 10,1 2,3
2015 145,7 66,9 24,9 9% 10,1 2,3
2016 159,1 67,3 27,0 9% 10,1 2,3
2017 173,5 67,6 29,3 8% 10,1 2,3
0,8 0,5 0,5 2,8 2,8 2,7 2,7 7,0 2,4
Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2013 Jumlah Kapasitas Cadangan g Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
28,2 8,3 , 5,5 2,8 0,3
2018 189,0 68,0 31,7 8% 10,1 2,3
2019 205,9 68,3 34,4 8% 10,1 2,3
2020 222,3 68,7 37,0 7% 10,1 2,3
Neraca Daya Sistem Sampit URAIAN
UNIT
2011
GWH % MW
127,6 66,4 21,9 9% 16,08 4,08 ‐
706
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture COCKERILL MAK CATERPILLAR NIIGATA DAIHATSU MAK MAK DEUTZ
Size 1,00 1,28 1,20 3,00 3,00 2,80 2,80 , 1,00
Unit 1 1 1 1 1 1 1 1
MW MW MW MW MW MW MW MW
1,00 1,28 1,20 3,00 3,00 2,80 2,80 , 1,00
Pembangkit Sewa Sewa PLTD HSD [Kaltimex] Sewa PLTD HSD [Baru]
1,1 1,0
12 7
MW MW
8,8 7,0
Project PLN PLTU Sampit FTP FTP-2 2
20 2
MW
PLTU
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
0,12 143,2 66,7 24,5 12% 16,1 4,1
0,10 157,3 67,0 26,8 9% 16,1 4,1
0,08 170,0 67,3 28,8 8% 16,1 4,1
0,10 186,3 67,7 31,4 9% 16,1 4,1
0,10 204,0 68,0 34,2 9% 16,1 4,1
0,09 222,9 68,3 37,2 9% 16,1 4,1
0,09 243,5 68,7 40,5 9% 16,1 4,1
0,09 266,1 69,0 44,0 9% 16,1 4,1
0,08 288,0 69,4 47,4 8% 16,1 4,1
40,0 40 0
Project Swasta
Disuplai dari Grid Barito 150 kV tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
27,8 5,8 3,0 30 2,8 0,1
Lam mpiran B18.3 P PROVINSI KALIMANTTAN TIMU UR
707
Neraca Daya Sistem Petung Pasokan/Kebutuhan
708
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Skoda 0,49 Mirless 0,94 MWM 0,50 Catterpilar 1,20 MAN 0,50 Deutz 1 20 1,20 Pembangkit Sewa Sewatama Perusda Benuo Taka Kaltimex PLTMG Benuo Taka Project PLN
Unit
Jlh unit 2 1 1 1 4 2
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2019
2020
GWh MW %
54,8 10,2 61 3 61,3
59,2 10,9 61 8 61,8
65,3 12,1 61 8 61,8
72,0 13,3 61 8 61,8
81,0 15,0 61 8 61,8
88,5 16,4 61 8 61,8
96,4 17,8 61 9 61,9
104,8 19,3 61 9 61,9
113,9 21,0 61 9 61,9
123,5 22,8 61 9 61,9
MW MW
15,0 2,6
11,2 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
8,0 2,6
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
1,0 0,9 0,5 1,2 2,0 24 2,4
PLTD PLTD PLTD PLTMG
2,0 0,2 1,6 3,2
3,2
MW MW MW MW MW
12,5 2,1 1,2 0,9 0,1
PLTD
Project Swasta Disuplai dari grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit
2018
Neraca Daya Sistem Long Ikis Pasokan/Kebutuhan
709
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Deutz 0,40 MTU 0,50 KOMATSU 0,72 MAN 0,50 Pembangkit P b kit Sewa S PLTD Sewa
Unit
Unit 3 1 1 2
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2019
2020
GWh MW %
11,4 2,3 56 7 56,7
11,9 2,4 56 6 56,6
12,5 2,5 56 6 56,6
13,1 2,6 56 6 56,6
14,8 3,0 56 7 56,7
16,3 3,3 56 7 56,7
17,9 3,6 56 9 56,9
19,7 3,9 56 9 56,9
21,6 4,3 57 0 57,0
23,6 4,7 57 0 57,0
MW MW
4,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
3,4 0,8
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
1,2 0,5 0,7 1,0
PLTD
PLTD
1,0
Proyek PLN Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2
2018
MW MW MW MW MW
3,6 1,2 0,7 0,5 0,1
Neraca Daya Sistem Batu Sopang Pasokan/Kebutuhan
710
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Deutz Deutz MAN MAN MTU CUMMINS (Pemda) CUMMINS Pembangkit Sewa
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2019
2020
GWh MW %
9,4 1,9 55,4
9,8 2,0 55,3
10,3 2,1 55,3
10,7 2,2 55,3
12,2 2,5 55,4
13,5 2,8 55,5
14,8 3,0 55,6
16,3 3,3 55,7
17,9 3,7 55,8
19,6 4,0 55,9
MW MW
3,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
2,4 0,4
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
0,1 0 1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
0,1 0 1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
01 0,1 0,3 0,3 0,5 0,3 0,8 0,2
Size 0 10 0,10 0,26 0,25 0,54 0,28 0,40 0,10
Unit 1 1 1 1 1 2 2
PLTD
0,5
2
PLTD
1,0
Proyek PLN Project Swasta Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2
2018
MW MW MW MW MW
3,0 0,9 0,5 0,4 0,2
Neraca Daya Sistem Tanah Grogot Pasokan/Kebutuhan
711
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size MAN (Pemda) 0 50 0,50 MWM 0,27 Deutz 0,26 Mirrless 0,94 Daihatsu 1,25 Cummins 1,00 Pembangkit Sewa Adiquatro Sewa Baru Proyek PLN
Unit
Jlh unit 3 1 2 1 1 1
Project Swasta Tanah Grogot (Terkendala)
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
56,8 9,4 69,1
61,3 10,1 69,6
67,7 11,1 69,6
74,8 12,3 69,6
84,2 13,8 69,6
92,0 15,1 69,6
100,1 16,4 69,7
108,9 17,8 69,6
118,3 19,4 69,6
128,3 21,0 69,6
MW MW
13,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
5,5 1,4
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
1,5 1 5 0,3 0,5 0,9 1,3 1,0
PLTD
PLTD PLTD
4,0 4,0
PLTU
14,0 Disuplai dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
12,1 2,3 13 1,3 1,0 0,4
Neraca Daya Sistem Melak Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
712
Pembangkit PLN dan Pemda Manufacture Size Unit MAN 0,5 5 DEUTZ 0,3 1 DEUTZ 0,6 1 DEUTZ 1,6 2 Pembangkit Sewa A Arena Maju M j B Bersama
2011
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
41,1 73 7,3 64,4
44,4 78 7,8 64,7
60,0 10 6 10,6 64,7
67,8 12 0 12,0 64,6
76,3 13 5 13,5 64,6
83,4 14 7 14,7 64,6
90,9 16 0 16,0 64,7
98,8 17 4 17,4 64,7
107,4 18 9 18,9 64,7
116,4 20 5 20,5 64,7
MW MW
8,9 2,4
8,9 2,4
8,9 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
6,4 2,4
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
2,4 0,3 0,6 3,2
25 2,5
25 2,5
25 2,5
PLTD
PLTD
Project PLN PLTMG/D Peaking PLTU Melak
7,0
2
PLTMG/D PLTU
Project Swasta S Sewa PLTGB
05 0,5
12
PLTGB
60 6,0
MW MW MW MW
12,5 2,2 1,6 0,6 30 3,0
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi S l /D fi it (N Surplus/Defisit (N-2) 2)
2012
3,0
12,5 2,2 1,6 0,6 25 2,5
7,0
7,0
19,5 8,6 7,0 1,6 03 0,3
24,0 8,6 7,0 1,6 34 3,4
24,0 8,6 7,0 1,6 19 1,9
27,0 10,0 7,0 3,0 22 2,2
3,0
27,0 10,0 7,0 3,0 09 0,9
30,0 10,0 7,0 3,0 25 2,5
3,0
30,0 10,0 7,0 3,0 10 1,0
33,0 10,0 7,0 3,0 24 2,4
Neraca Daya Sistem Kotabangun Pasokan/Kebutuhan
713
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Komatsu 0,2 MAN 0,2 Komatsu 0,5 MAN 0,5 MTU 0,5 Pembangkit Sewa Sewa PLTD
Unit
Jlh unit 1 1 1 4 1
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
12,0 2,7 51 7 51,7
16,6 3,6 52 3 52,3
17,9 3,9 52 3 52,3
19,4 4,2 52 3 52,3
21,9 4,8 52 3 52,3
24,1 5,2 52 4 52,4
26,3 5,7 52 5 52,5
28,8 6,2 52 6 52,6
31,4 6,8 52 6 52,6
34,3 7,4 52 7 52,7
MW MW
5,9 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
3,4 0,7
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
0,2 0,2 0,5 2,0 0,5
3,0 , Dipasok dari Grid Mahakam melalui 20 kV Senoni 7,0 9,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 5,4 8,1 7,8 7,2 6,8 6,3
12,7 0,7 0,5 0,2 5,7
12,7 0,7 0,5 0,2 5,2
12,7 0,7 0,5 0,2 4,6
PLTD
PLTD
2,5
Proyek PLN Project Swasta g PLTGB Kotabangun Transfer dari grid Mahakam Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
PLTGB MW MW MW MW MW MW
5,2 0,7 0,5 0,2 1,8
Neraca Daya Sistem Bontang Pasokan/Kebutuhan
714
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size MAK 2,5 Cummins (Pemda) 0,8 PLTMG Bontang 7,2 Pembangkit Sewa Sewatama Se a PLTG Peaking Sewa
Unit 4 4 2
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
114,8 17,4 75 1 75,1
125,1 20,6 69 5 69,5
160,8 26,4 69 5 69,5
206,6 33,9 69 5 69,5
232,1 38,1 69 5 69,5
253,3 41,6 69 5 69,5
275,5 45,2 69 6 69,6
299,1 49,1 69 6 69,6
324,7 53,3 69 6 69,6
351,6 57,7 69 5 69,5
MW MW
31,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
27,9 4,4
PLTD MFO HSD PLTMG
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
10,2 3,3 14,4
PLTD PLTG
4,0 100
Proyek PLN Project Swasta PLTU Kaltim ((FTP-2))
PLTU
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit N-2
MW MW MW MW MW
100 100 Dipasok dari Grid Mahakam 150 kV Tahun 2012 27,5 9,7 7,2 2,5 0,3
Neraca Daya Sistem Sangatta Pasokan/Kebutuhan
715
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture MAN CAT DEUTZ DEUTZ Pembangkit Sewa Sewatama S Sewa PLTD
Unit
Size 0 50 0,50 1,00 0,70 1,20
Unit 3 2 1 1
Project PLN PLTU Sangatta PLTMG Peaking Project Swasta Sewa PLTGB Transfer dari Bontang Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2011
2012
2013
18
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
77,2 10,8 81,6
84,2 13,9 69,2
91,7 15,1 69,5
100,9 16,6 69,4
113,5 18,7 69,3
123,9 20,4 69,3
134,9 22,2 69,4
146,5 24,1 69,4
159,2 26,2 69,4
172,5 28,4 69,4
MW MW
9,9 2,0
10,4 2,0
11,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
5,4 2,0
PLTD MW MW MW MW
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
1,5 1 5 2,0 0,7 1,2
PLTD
4 4,5
5,0 0
60 6,0
PLTU PLTMG 0,5
2014
MW MW MW MW MW MW MW
14,0
7,0 5,0
5,0
0,0 Disuplai dari GI Bontang melalui 20 kV Tahun 2011 8,0 15,9 2,2 1,2 1,0 2,9
16,4 2,2 1,2 1,0 0,3
17,4 2,2 1,2 1,0 0,1
25,4 8,2 7,0 1,2 0,6
30,4 9,5 7,0 2,5 2,2
30,4 9,5 7,0 2,5 0,5
37,4 9,5 7,0 2,5 5,7
37,4 9,5 7,0 2,5 3,8
37,4 9,5 7,0 2,5 1,7
42,4 9,5 7,0 2,5 4,5
Neraca Daya Sistem Tanjung Redep (Berau) Pasokan/Kebutuhan
716
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Mirelees 1,1 Caterpillar 1,2 MWM 0,5 Deutz 1,2 MAN 0,5 Pembangkit Swasta PLTU Lati 7,0 Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tj. Redeb 7 Tj. Redep Ekspansi PLTMG Berau (Peaking) Project Swasta PLTU Berau Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2) (N 2)
Unit
Jlh unit 1 2 2 1 2
2012
2013
2014
2015
GWh MW %
79,3 12,9 70,3
96,0 15,5 70,5
108,1 17,5 70,5
118,3 19,2 70,5
133,0 21,6 70,5
MW MW
20,6 3,0
14,6 3,0
14,6 3,0
14,6 3,0
0,0 3,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
8,0 6,0
8,0
8,0
8,0
2016
2017
2018
2019
2020
145,2 23,5 70,4
158,0 25,6 70,5
171,7 27,8 70,5
186,5 30,2 70,5
202,0 32,7 70,5
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
1,0 2,4 1,0 1,2 1,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
8,0
PLTD
2
2
2011
PLTU PLTU PLTMG
14,0 14,0 10,0
PLTU MW MW MW MW MW
5,0
5,0 , 20,6 5,2 4,0 1,2 25 2,5
28,6 5,2 4,0 1,2 79 7,9
33,6 12,0 7,0 5,0 41 4,1
33,6 12,0 7,0 5,0 24 2,4
Interkoneksi 150 KV dengan Sistem Tanjung Selor 33,0 43,0 43,0 43,0 48,0 48,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
5,0 -0 0,6 6
5,0 75 7,5
5,0 54 5,4
5,0 32 3,2
5,0 58 5,8
5,0 33 3,3
Neraca Daya Sistem Tanjung Selor Pasokan/Kebutuhan
Unit
717
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size Jlh unit Kubota 0 30 0,30 2 Mirrlees 0,94 1 Daihatsu 1,25 2 MWM 0,80 2 MAN 0,60 1 Pembangkit g Sewa Sewatama Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tjg Selor Tjg Selor (Peaking)
7
2
GWh MW % MW MW
2011 36,8 6,3 66,3
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
44,6 7,6 66,6
50,0 8,6 66,6
54,4 9,4 66,4
61,3 10,5 66,4
67,0 11,5 66,4
73,0 12,5 66,5
79,4 13,6 66,5
86,4 14,8 66,5
93,7 16,1 66,5
10,7 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
6,2 2,3
0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6
0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
0,6 0 6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
06 0,6 0,9 2,5 1,6 0,6
PLTD
2,0 2,5
PLTU PLTMG
14,0 50 5,0
Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
10,7 2,2 13 1,3 0,9 2,2
20,2 8,3 70 7,0 1,3 4,3
20,2 8,3 70 7,0 1,3 3,4
20,2 8,3 70 7,0 1,3 2,6
Interkoneksi 150 KV dengan Sistem Berau 20,2 20,2 25,2 25,2 25,2 8,3 8,3 8,3 8,3 8,3 70 7,0 70 7,0 70 7,0 70 7,0 70 7,0 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,4 0,5 4,4 3,3 2,1
25,2 8,3 70 7,0 1,3 0,9
Neraca Daya Sistem Interkoneksi Tanjung Redep ‐ Tanjung Selor Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan P d k iE Produksi Energii Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN
GWh MW %
sie Sistem Berau *) Sistem Tjg Selor
718
Pembangkit Swasta PLTU Lati 70 7,0 Sewa PLTD Proyek PLN PLTU Tj. Redeb 7 Tj. Redep Ekspansi PLTMG Berau (Peaking) PLTU Tjg Selor Project Swasta PLTU Berau Kapasitas Tjg Redep + Tjg Selor Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
Unit 5 5
79 3 79,3 12,9 70,3
2012 96 0 96,0 15,5 70,5
2013
2014
108,1 108 1 17,5 70,5
118,3 118 3 19,2 70,5
2015
2016
2017
2018
2019
2020
194,3 32,1 69,1
212,3 35,1 69,1
231,1 38,1 69,2
251,1 41,4 69,2
272,9 45,0 69,2
295,7 48,8 69,2
MW MW
16,4 3,0
11,4 3,0
11,4 3,0
13,4 3,0
20,8 5,3
20,8 5,3
20,8 5,3
20,8 5,3
20,8 5,3
20,8 5,3
PLTD MW MW
1,0 2,4
1,0 2,4
1,0 2,4
1,0 2,4
0,0 6,2
0,0 6,2
0,0 6,2
0,0 6,2
0,0 6,2
0,0 6,2
80 8,0 5,0
80 8,0
80 8,0
8,0 8 0 2,0
80 8,0
80 8,0
80 8,0
80 8,0
80 8,0
80 8,0
2
2
2011
PLTU PLTU PLTMG PLTU
14,0 14,0 10,0
PLTU MW MW MW MW MW
5,0
14,0 5,0 16,4 7,0 7,0 0,0 -3,5
39,4 7,0 7,0 0,0 16,9
44,4 7,0 7,0 0,0 19,9
46,4 7,0 7,0 0,0 20,2
*) Th 2016 dst, PLTD Berau tidak dioperasikan (sebagai unit cadangan)
Interkoneksi 150 KV Sistem Berau - Tanjung Selor 53,2 63,2 63,2 63,2 68,2 68,2 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0
5,0 9,1
5,0 16,2
5,0 13,1
5,0 9,8
5,0 11,2
5,0 7,4
Neraca Daya Sistem Nunukan - Sebatik Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor P Pasokan k Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN Manufacture Size SWD 0,34 Daihatsu 1,25 MAN 0,50
719
Pembangkit Sewa Arena Maju Bersama Sewa PLTD SEWA PLTMG Project PLN PLTMG Nunukan PLTMG Ekspansi Project Swasta PLTU Nunukan
4 5
Jumlah Kapasitas Jumlah Kapasitas + Sebatik Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
Unit 1 1 7
4
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
36,5 9,3 44,9
38,9 12,7 35,1
63,6 17,2 42,2
76,2 19,4 44,9
85,9 21,1 46,6
94,0 22,5 47,7
102,6 24,0 48,9
111,7 25,6 49,9
121,6 27,3 50,9
132,1 30,1 50,0
MW MW
27,6 2,3
23,6 2,3
23,6 2,3
21,1 2,3
21,1 2,3
15,1 2,3
15,1 2,3
15,1 2,3
15,1 2,3
15,1 2,3
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
0,3 1,3 3,5
4,0 2,5 16,0
2,5 16,0
2,5 16,0
16,0
16,0
10,0
10,0
10,0
10,0
10,0
38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 3,8
38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 1,0
PLTD
MW MW MW 2 PLTMG PLTMG
6,0 6,0
PLTU MW MW MW MW MW MW
25,3 25,3 6,5 4,0 2,5 9,5
14,0 Interkoneksi 20 KV dengan Sistem Sebatik 21,3 21,3 32,8 32,8 32,8 23,7 23,7 35,2 35,2 35,2 6,5 6,5 10,0 10,0 10,0 4,0 4,0 7,0 7,0 7,0 2,5 2,5 3,0 3,0 3,0 4,5 0,0 5,8 4,1 2,7
32,8 35,2 10,0 7,0 3,0 1,2
38,8 41,2 10,0 7,0 3,0 5,6
Neraca Daya Sistem Sebatik Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
720
Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size CUMMINS 0,20 MAN 0,25 Deutz 0,50 MAN 0 50 0,50 Proyek PLN PLTS 340 kWp
Unit 1 1 3 2
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
9,2 1,6 65,6
9,6 1,8 61,1
10,0 2,0 56,3
10,5 2,1 56,3
11,9 2,4 56,4
13,2 2,7 56,5
14,5 2,9 56,6
15,9 3,2 56,7
17,5 3,5 56,7
19,2 3,9 56,8
MW MW
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
3,0 0,9
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
0,2 0,3 1,5 10 1,0
Interkoneksi 20 KV dengan Sistem Nunukan 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4 2,4
2,4
2,4
PLTD
PLTS
0,3
j Swasta Project Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
2,4 0,8 0,5 0,3 0,0
Neraca Daya Sistem Malinau Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
721
Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size MWM 0,60 MAN 0,53 Komatsu 0,72 CUMMINS 1,00 Pembangkit Sewa Sewa Proyek PLN PLTU Malinau Malinau Ekspansi Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
3
Unit 2 5 2 2
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
25,4 4,0 72 5 72,5
30,7 5,4 65 2 65,2
34,5 6,0 65 2 65,2
37,6 6,6 65 1 65,1
42,3 7,4 65 1 65,1
46,4 8,1 65 1 65,1
50,6 8,9 65 2 65,2
55,1 9,6 65 2 65,2
60,0 10,5 65 2 65,2
65,1 11,4 65 1 65,1
MW MW
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
7,3 2,1
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
1,2 2,6 1,4 2,0
17,2 4,0 3,0 1,0 2,6
17,2 4,0 3,0 1,0 1,7
PLTD
PLTD 2
1,0
PLTU PLTU
MW MW MW MW MW
6,0 3,0
6,2 1,7 1,0 0,7 0,4
11,2 4,0 3,0 1,0 1,8
11,2 4,0 3,0 1,0 1,1
11,2 4,0 3,0 1,0 0,6
14,2 4,0 3,0 1,0 2,7
3,0
14,2 4,0 3,0 1,0 2,0
14,2 4,0 3,0 1,0 1,3
17,2 4,0 3,0 1,0 3,5
Neraca Daya Sistem Tana Tidung Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Pembangkit PLN / Pemda Manufacture Size Unit DEUTZ 0,10 1 DEUTZ 0,24 1
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
3,0 0,6 54 4 54,4
5,4 1,6 37 7 37,7
7,0 2,5 32 4 32,4
9,3 3,0 35 9 35,9
12,2 3,6 39 0 39,0
13,5 3,8 40 3 40,3
15,0 4,1 41 5 41,5
16,6 4,4 42 6 42,6
18,4 4,8 43 7 43,7
20,3 5,7 40 7 40,7
MW MW
2,3 0,0
2,8 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,3 0,0
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
0,1 0,2
PLTD
722
Pembangkit Sewa Sewa PLTD
PLTD
Proyek PLN Tana Tidung (Peaking)
PLTD
Proyek IPP PLTGB G Tana Tidung Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)
2,0
2,5
1,0
PLTGB G MW MW MW MW MW
4,0 2,3 0,7 0,5 02 0,2 0,9
2,8 0,9 0,5 04 0,4 0,3
4,3 1,4 1,0 04 0,4 0,4
1,0
2,0 4,3 1,4 1,0 04 0,4 0,0
6,3 1,4 1,0 04 0,4 1,4
7,3 1,4 1,0 04 0,4 2,1
7,3 1,4 1,0 04 0,4 1,8
7,3 1,4 1,0 04 0,4 1,5
8,3 1,4 1,0 04 0,4 2,1
8,3 1,4 1,0 04 0,4 1,2
Lam mpiran B B18.4 PROVINSI SULAW WESI UTARA A
723
Neraca Daya Sistem Molibagu Pasokan/Kebutuhan
Unit
724
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN DAF / DKT 1160 A DAF / DKT 1160 A Komatsu SAA 6D 125-2 Caterpillar 3412 Deutz TBD 616 V12 MAN D 2842 LE 201 MTU 18 V 2000 G62
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Project Swasta Milangodaa
3,0
7,4 2,1 39,9
8,0 2,3 40,1
8,8 2,5 40,3
9,6 2,7 40,6
10,5 2,9 40,8
11,4 3,2 41,0
12,5 3,5 41,2
13,7 3,8 41,4
14,9 4,1 41,6
16,4 4,5 41,8
MW MW
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
2,7 1,2
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,1 01 0,1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 01 0,1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
0,1 0,1 0 1 0,3 0,5 0,5 0,5 0,7
MW Interkoneksi 20 kV sistem Minahasa PLTM 0,0 0,0 0,5
PLTM
0,0
0,0
0,7 Interkoneksi 150 kV dengan sistem Minahasa
Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)
2020
GWh MW %
Pembangkit Sewa Project PLN Transfer dar sistem Minahasa Duminanga
2019
MW MW MW MW %
5,7 1,2 0,7 05 0,5 1,2
5,7 1,2 0,7 05 0,5 1,0
6,4 1,2 0,7 05 0,5 1,5
Neraca Daya Sistem Tahuna Pasokan/Kebutuhan
725
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Tahuna PLTD P Petta tt PLTD Lesabe PLTD Tamako PLTM Ulung Peliang PLTB Malamenggu Sewa PLTD
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
29,1 5,7 58,1
31,9 6,2 58,6
34,9 6,7 59,1
38,3 7,3 59,6
41,9 8,0 60,0
46,0 8,7 60,5
50,4 9,4 61,0
55,3 10,3 61,5
60,7 11,2 62,0
66,8 12,2 62,4
MW MW
11,3 4,7
11,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
9,3 4,7
MW MW MW MW MW MW MW
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 2,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 2,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
6,0 0,0 0 0 1,0 1,3 1,0 0,1 0,0
24,0 1,7 1,0 07 0,7 7,4
24,0 1,7 1,0 07 0,7 6,5
24,0 1,7 1,0 07 0,7 5,4
Pembangkit Sewa Project PLN PLTGB Tahuna PLTGB Tahuna Ekspansi Relokasi/Sewa PLTD Lelipang / Belengan Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)
PLTGB PLTGB PLTD PLTM
MW MW MW MW MW
8,0 3,0 2,5 1,2
13,8 1,7 1,0 07 0,7 1,7
13,8 1,7 1,0 07 0,7 1,2
19,8 1,7 1,0 07 0,7 6,7
21,0 1,7 1,0 07 0,7 7,3
21,0 1,7 1,0 07 0,7 6,7
21,0 1,7 1,0 07 0,7 6,0
24,0 1,7 1,0 07 0,7 8,2
Neraca Daya Sistem Talaud Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD B Beo PLTD Melonguane PLTD Essang
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
726
GWh MW %
9,9 , 2,3 49,9
10,8 2,5 , 50,3
11,9 2,7 , 50,7
13,0 2,9 , 51,1
14,2 3,2 , 51,5
15,6 3,4 , 51,9
17,1 3,7 , 52,3
18,7 4,1 , 52,7
20,5 4,4 , 53,1
22,5 4,8 , 53,5
MW MW
3,6 1,9
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
3,6 1,7
MW MW MW
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
1,5 2,1 0,1
3,0
3,0
8,6 1,2 0,7 0,5 3,1
11,6 4,0 3,0 1,0 3,0
11,6 4,0 3,0 1,0 2,8
11,6 4,0 3,0 1,0 2,5
11,6 4,0 3,0 1,0 2,2
11,6 4,0 3,0 1,0 1,9
11,6 4,0 3,0 1,0 1,5
11,6 4,0 3,0 1,0 1,1
Pembangkit Sewa PLTD Sewa
PLTD
Project PLN Relokasi PLTU Talaud
PLTD PLTU
2,0
MW MW MW MW MW
5,6 1,2 0,7 0,5 0,3
Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
5,6 1,2 0,7 0,5 0,3
Neraca Daya Sistem Ondong P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h
727
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Deutz BA 6M-816 Deutz BA 6M-816 Deutz MWM TBD232 Deutz BA 12M-816 Deutz MWM TBD 616 Daihatsu 6PSTc-22 Komatsu SAA 6D125 DAF/Dinaf 1160 Caterpillar D 3306 Deutz BF8M-716 Komatsu SAA 12V140 MTU 18 V 2000 G 63
U it Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
11,0 2,4 53,3
12,1 2,6 53,8
13,2 2,8 54,2
14,5 3,0 54,7
15,9 3,3 55,1
17,4 3,6 55,6
19,1 3,9 56,0
20,9 4,2 56,5
22,9 4,6 56,9
25,2 5,0 57,4
MW MW
4,8 2,0
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
4,8 1,8
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,3 0,3 , 0,2 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
0,3 0,3 0,2 , 0,6 0,5 0,3 0,3 0,1 0,2 0,7 0,7 0,7
PLTS PLTD
1,5
MW MW MW MW MW
6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,6
8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,6
8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,1
Pembangkit Sewa PLTD Sewa Project PLN PLTS PLTD Relokasi
1,0
1,0
Project Swasta Jumlah Kapasitas Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,6
6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,4
6,3 6 3 1,3 0,7 0,6 0,1
7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,9
7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,6
7,3 7 3 1,3 0,7 0,6 0,3
8,3 8 3 1,3 0,7 0,6 0,9
Lam mpiran B B18.5 PROVINSSI SULAWEESI TENGA AH
728
Neraca Daya Sistem Palu – Parigi – Poso Pasokan/Kebutuhan
729
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Silae PLTD Parigi PLTD Poso PLTD Tentena Pembangkit IPP & Sewa PLTU Tawaeli Sewa PLTD Silae Sewa PLTD Talise Sewa PLTD MFO (Rencana) Project PLN Palu (Peaker) Palu (Batch 3) Poso 2 Project Swasta Tawaeli (Ekpansi) Poso (Transfer ke Palu) Bora (FTP 2) Masaingi (FTP 2) Borapulu Jumlah Kapasitas Terpasang Reserve Margin (Daya Mampu)
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
406,0 75,7 61,2
463,1 84,3 62,7
513,5 93,7 62,6
568,9 103,9 62,5
629,7 115,2 62,4
699,9 128,2 62,3
777,2 142,4 62,3
862,3 158,1 62,3
956,8 175,4 62,3
1047,9 192,1 62,3
MW MW
116,5 30,3
132,2 30,3
108,7 26,0
65,0 14,9
45,0 14,9
45,0 14,9
45,0 14,9
25,0 5,5
25,0 5,5
25,0 5,5
MW MW MW MW
43,7 7,8 10,2 5,5
43,7 7,8 10,2 5,5
43,7 -
20,0 -
20,0 -
20,0 -
20,0 -
0,0 -
0,0 -
0,0 -
MW MW MW MW
25,0 10,0 , 10,0 20,0
25,0 10,0 10,0 , 20,0
25,0 10,0 10,0 , 20,0
25,0 20,0
25,0 -
25,0 -
25,0 -
25,0 -
25,0 -
25,0 -
65,0
65,0
(30,0) 5,0 20,0
(65,0)
PLTG PLTU PLTA
25,0 30,0
PLTU PLTA PLTP PLTP PLTP MW %
65,0
116,5 14,0
197,2 98,1
30,0 30,0
20 0 20,0
20 0 20,0
Interkoneksi sistem Palu dengan Poso & Tentena 173,7 190,0 200,0 200,0 225,0 265,0 285,0 57,7 68,5 60,7 44,4 47,5 64,1 59,3
305,0 55,9 729
Neraca Daya Sistem Poso
730
P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h
U it Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor
GWh MW %
36.0 7.3 56.4
40.0 8.1 56.6
44.5 8.9 56.8
49.3 9.9 57.0
54.7 10.9 57.2
60.8 12.1 57.4
67.5 13.4 57.6
74.9 14.8 57.7
83.1 16.4 57.9
90.9 17.9 58.1
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity
MW MW
10.2 1.2
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
2.7 0.4
Pembangkit PLN PLTD Poso PLTM Bambalo 1 PLTD Malino
MW MW MW
45 4.5 2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
2.6 0.1
Pembangkit Sewa Sewa PLTD (Poso)
MW
3.0
65.0
65.0
-30 0 -30.0
-65 0 -65.0
Project PLN Bambalo 3 Poso 2
PLTM PLTA
Project Swasta Poso (Transfer ke Palu-Poso)
PLTA
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2.3
65 0 65.0
30 0 30.0
Interkoneksi ke sistem 150 kV Palu-Parigi Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
10.2 1.8 10 1.0 0.8 0.0
730
N Neraca Daya Sistem Tentena D Si t T t Pasokan/Kebutuhan
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN
731
PLTD Tentena PLTD Pendolo PLTD Tomata PLTD Taripa PLTM Sawidago 2
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
8,1 3,2 3 2 28,4
8,9 36 3,6 28,4
9,8 39 3,9 28,5
10,7 43 4,3 28,6
11,8 47 4,7 28,6
13,0 52 5,2 28,7
14,3 57 5,7 28,7
15,7 62 6,2 28,8
17,3 68 6,8 28,9
18,7 74 7,4 28,9
MW MW
5,6 0,9
5,6 0,9
0,9 -
0,9 -
0,9 -
0,9 -
0,9 -
0,9 -
0,9 -
0,9 -
MW MW MW MW MW
1,7 1 7 0,7 1,1 0,2 0,9
1,7 1 7 0,7 1,1 0,2 0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
0,9
MW
10 1,0
10 1,0
Project PLN On Going Project Rencana Project
Project Swasta
Interkoneksi 150 KV Sistem Sulteng (Palu-Parig-Poso)
On Going Project Rencana Project
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan O Operasi i Surplus/Defisit (N-2)
2020
GWh MW %
Pembangkit Sewa S Sewa Genset G t (Tentena) (T t )
2019
MW MW MW MW MW
5,6 1,0 0,5 05 0,5 0,4
5,6 1,0 0,5 05 0,5 0,1
Neraca Daya Sistem Tolitoli Pasokan/Kebutuhan
732
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Toli-Toli PLTM Kolondom Pembangkit Sewa Sewa PLTD
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
32,9 , 8,3 45,2
36,1 9,1 , 45,4
39,6 9,9 , 45,7
43,4 10,8 , 45,9
47,4 11,8 , 46,1
52,1 12,8 , 46,3
57,1 14,0 , 46,5
62,5 15,3 , 46,7
68,5 16,6 , 47,0
74,0 17,9 , 47,2
MW MW
11,8 1,4
11,8 1,4
11,8 1,4
1,6 0,2
1,6 0,2
1,6 0,2
1,6 0,2
1,6 0,2
1,6 0,2
1,6 0,2
MW MW
8,2 1,6
8,2 1,6
8,2 1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
MW
2,0
2,0
2,0
Project PLN Relokasi PLTD Toli-Toli
PLTD PLTU
Project Swasta B b Batubota
PLTM
2,0 45,0
2,5 Interkoneksi 150 kV sistem Minahasa
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2))
MW MW MW MW MW
11,8 1,5 1,0 0,5 0,5
13,8 1,5 1,0 0,5 1,8
13,8 1,5 1,0 0,5 0,9 732
Neraca Daya Sistem Leok Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Leok 733
Pembangkit Sewa PLTD Pemda Buol Project PLN Relokasi PLTD
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
10,9 3,3 37,7
12,3 3,7 37,9
13,8 4,1 38,1
15,5 4,6 38,4
17,4 5,2 38,6
19,6 5,8 38,9
22,0 6,4 39,1
24,8 7,2 39,3
27,8 8,0 39,6
30,8 8,8 39,8
MW MW
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
6,2 2,4
MW
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
4,2
MW
4,2
PLTD
2,0
4,2
Project Swasta
Interkoneksi 150 kV sistem Tolitoli Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
8,2 1,5 1,0 0,5 1,0
8,2 1,5 1,0 0,5 0,6
8,2 1,5 1,0 0,5 0,2 733
Neraca Daya Sistem Moutong – Kotaraya – Palasa Pasokan/Kebutuhan
734
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Moutong PLTD Palasa PLTD Kota Raya PLTM Tomini Pembangkit Sewa Sewa Genset
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
20,1 5,5 41 8 41,8
22,5 6,1 42 0 42,0
25,2 6,8 42 2 42,2
28,1 7,6 42 4 42,4
31,3 8,4 42 6 42,6
35,0 9,3 42 8 42,8
39,1 10,4 42 9 42,9
43,6 11,5 43 1 43,1
48,6 12,8 43 3 43,3
53,4 14,0 43 5 43,5
MW MW
10,1 1,7
10,1 1,7
10,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
8,1 1,7
MW MW MW MW
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
2,7 2 7 2,9 0,5 2,0
MW
2,0
2,0
2,0
Project PLN Project Swasta Kotaraya
PLTM
0,8 I Interkoneksi k k i 150 1 0 kV d dengan grid id Gorontalo G l & Tolitoli T li li
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi S l /D fi it (N Surplus/Defisit (N-2) 2)
MW MW MW MW MW
10,1 1,5 1,0 0,5 14 1,4
10,1 1,5 1,0 0,5 08 0,8
10,9 1,5 1,0 0,5 08 0,8
Neraca Daya Sistem Bangkir Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Bangkir
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
2,9 , 1,7 19,3
3,3 1,9 , 19,4
3,6 2,1 , 19,4
4,0 2,3 , 19,5
4,5 2,6 , 19,6
5,0 2,9 , 19,7
5,5 3,2 , 19,8
6,1 3,5 , 19,9
6,8 3,9 , 20,0
7,4 4,2 , 20,1
MW MW
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
2,0 0,2
PLTD
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
2,0
Pembangkit Sewa 735
Project j PLN Relokasi PLTD Project Swasta Pekasalo
PLTD
2,0
PLTM
1,2 Intekoneksi dengan grid Tolitoli
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
4,0 1,4 0,7 0,7 0,7
4,0 1,4 0,7 0,7 0,5
5,2 1,4 0,7 0,7 1,5
Neraca Daya Sistem Ampana P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN p PLTD Ampana PLTD Mantangisi Pembangkit Sewa 736
Project PLN On Going Project Sansarino Rencana Project PLTU Ampana PLTD Relokasi
U it Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
15,6 3,0 58,5
17,3 3,4 58,7
19,1 3,7 59,0
21,2 4,1 59,2
23,4 4,5 59,5
25,9 5,0 59,7
28,7 5,5 60,0
31,8 6,0 60,2
35,2 6,6 60,5
38,4 7,2 60,7
MW MW
5,0 1,5
5,0 2,3
5,0 2,3
5,0 2,3
5,0 2,3
5,0 2,3
5,0 -
5,0 -
5,0 -
5,0 -
PLTD PLTD
, 2,2 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
2,2 , 2,8
PLTM
0,8 3,0
3,0
PLTU PLTD
1,0
2,0
Project Swasta Interkoneksi 150 kV sistem Sulteng Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
6,8 1,8 1,0 0,8 0,5
8,8 1,8 1,0 0,8 1,4
11,8 4,0 3,0 1,0 1,8
14,8 4,0 3,0 1,0 4,4
14,8 4,0 3,0 1,0 4,0
14,8 4,0 3,0 1,0 3,5
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
0,0 0,0
Neraca Daya Sistem Luwuk‐Bunta
737
Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Luwuk PLTM Hanga-Hanga I PLTD Moilong PLTD Bunta Pembangkit IPP PLTM Kalumpang PLTM Hanga-Hanga II Pembangkit Sewa Sewa PLTD
Unit
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
74,3 15,7 54,2
82,5 19,0 49,4
92,0 21,0 50,1
101,8 23,1 50,3
124,9 25,4 56,1
138,1 28,0 56,2
152,5 30,9 56,3
168,0 34,0 56,4
185,1 37,4 56,4
201,1 40,7 56,5
MW MW
24,6 4,3
22,5 2,3
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
6,5 1,2
MW MW MW MW
6,9 1,6 3,0
6,9 1,6 3,0
1,6 -
1,6 -
1,6 -
1,6 -
1,6 -
1,6 -
1,6 -
1,6 -
MW MW
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
1,3 2,5
MW
5,0
5,0
10,0
10,0
58,7 15,0 10,0 5,0 11,6
58,7 15,0 10,0 5,0 8,5
58,7 15,0 10,0 5,0 5,1
58,7 15,0 10,0 5,0 1,9
Project PLN Luwuk PLTMG
PLTMG
Project Swasta Hek (on going) Luwuk (FTP2) Biak I Biak II Biak III Lambangan Bunta
PLTM PLTU PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2011
MW MW MW MW MW
20,0 2,5 1,5 1,3 12 1,2
27,1 2,3 1,3 1,0 4,8
3,2 2,5 Interkoneksi 20 kV Sistem Bunta (2012) 25,0 33,0 38,7 48,7 2,3 6,3 6,5 15,0 1,3 5,0 5,0 10,0 1,0 1,3 1,5 5,0 1,4 4,6 7,9 7,1
58,7 15,0 10,0 5,0 14,5
Neraca Daya Sistem Kolonedale - Bungku Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
102.6 19.7 38.8
112.9 21.6 38.9
Kebutuhan
738
Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN PLTD Kolonedale PLTD Tompira Pembangkit Sewa Sewa PLTD Tompira Sewa PLTD Kolonedale IPP PLTD Pemda Bungku Project PLN PLTG/MG Bohunsuai Morowali Project Swasta Mampueno / Sakita Wawopada
GWh MW %
30.5 6.1 57.6
33.6 6.7 57.6
47.9 9.5 38.2
55.8 11.0 38.3
MW MW
12.2 3.0
12.2 3.0
6.0 1.9
1.0
MW MW
1.7 1.7
1.7 1.7
1.7 1.7
1.7 1.7
MW MW
2.0 1.0
2.0 1.0
1.0
1.0
MW
4.3
4.3
10.0
5.0
PLTMG
PLTM PLTM
63.7 12.5 38.4
71.7 14.0 38.5
82.4 16.0 38.6
93.2 18.0 38.7
5.0
2.0 5.3 Interkoneksi 20 kV dengan Bungku Interkoneksi 150 kV Sulteng
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
12.2 1.7 10 1.0 0.7 1.4
12.2 1.7 10 1.0 0.7 0.8
23.3 6.0 50 5.0 1.0 5.9
23.3 6.0 50 5.0 1.0 6.3
27.3 6.0 50 5.0 1.0 8.8
27.3 6.0 50 5.0 1.0 7.3
27.3 6.0 50 5.0 1.0 5.3
27.3 6.0 50 5.0 1.0 3.3
5.0 5 0 1.0
5.0 5 0 1.0
Neraca Daya Sistem Bungku Pasokan/Kebutuhan
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
GWh MW %
3,7 2,2 19 0 19,0
4,1 2,4 19 1 19,1
4,5 2,7 19 1 19,1
4,9 2,9 19 2 19,2
5,3 3,2 19 2 19,2
5,9 3,5 19 2 19,2
6,4 3,8 19 3 19,3
7,0 4,2 19 3 19,3
7,7 4,6 19 3 19,3
8,3 4,9 19 4 19,4
MW MW
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
4,9 1,1
MW
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
MW
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
3,3
Project PLN PLTD Relokasi
PLTD
1,0
Project Swasta Mampueno / Sakita
PLTM
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity g PLN Pembangkit PLTD Bungku
739
Pembangkit Sewa Mesin Pemda Bungku
2019
2020
MW
2,0 Interkoneksi 20 kV dengan Kolonedale Interkoneksi 150 kV Sulteng
Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
5,9 1,5 10 1,0 0,5 1,0
7,9 1,5 10 1,0 0,5 2,8
Neraca Daya Sistem Banggai Kepulauan Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak L dF Load Factor t Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit g PLN PLTD Banggai PLTD Lelang 740
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
6,3 1,5 47,5
7,0 1,7 47,6
7,8 1,9 47,7
8,6 2,0 47,8
9,5 2,3 48,0
10,6 2,5 48,1
11,7 2,8 48,2
13,0 3,1 48,3
14,4 3,4 48,4
15,7 3,7 48,5
MW MW
2,3 1,0
2,3 1,0
2,3 1,0
2,3 1,0
2,3 0,6
2,3 0,6
0,6 0,2
0,6 0,2
0,6 0,2
0,6 0,2
PLTD PLTD
1,0 1,2
1,0 1,2
1,0 1,2
1,0 1,2
1,0 1,2
1,0 1,2
0,1 0,5
0,1 0,5
0,1 0,5
0,1 0,5
PLTD PLTD PLTM
2,0
MW MW MW MW MW
4,3 1,5 1,0 05 0,5 0,2
5,7 1,5 1,0 05 0,5 1,0
5,7 1,5 1,0 05 0,5 0,7
5,7 1,5 1,0 05 0,5 0,4
Pembangkit Sewa Project PLN PLTD Relokasi Banggai PLTM Banggai
1,0 2,0 0,1
Project Swasta Jumlah KapasitasTerpasang Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
4,3 1,5 1,0 05 0,5 0,1
5,3 1,5 1,0 05 0,5 0,9
5,4 1,5 1,0 05 0,5 0,8
5,4 1,5 1,0 05 0,5 1,0
5,4 1,5 1,0 05 0,5 0,7
5,7 1,5 1,0 05 0,5 1,3
Lamp piran B1 18.6 PROVINSI SSULAWESII SELATAN N
741
Neraca Daya Sistem Selayar
742
Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor
GWh MW %
19,6 3,8 58,9
22,0 4,3 59,0
24,0 4,6 59,1
25,9 5,0 59,2
27,9 5,4 59,3
30,1 5,8 59,4
32,4 6,2 59,5
35,0 6,7 59,6
37,8 7,2 59,6
39,9 7,6 59,7
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
MW MW
6,5 1,6
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
4,9 1,3
PLTD PLTD PLTD PLTD
0,4 0,9 1,8 1,8
1,8 1,8
14,9 2,2 1,2 10 1,0 4,2
14,9 2,2 1,2 10 1,0 3,8
Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu MTU Deutz Deutz
Size 0,50 1,06 1,22 1,22
Unit 1 1 2 2
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Pembangkit Sewa Project PLN Selayar (new PLTD) Project Swasta Selayar (FTP2) Jumlah Efektif Cadangan : Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
PLTD
1,0
PLTGB MW MW MW N MW
6,5 2,2 1,2 10 1,0 0,5
4,0
4,0
8,9 2,2 1,2 10 1,0 1,1
12,9 2,2 1,2 10 1,0 4,8
12,9 2,2 1,2 10 1,0 4,4
13,9 2,2 1,2 10 1,0 5,0
1,0
13,9 2,2 1,2 10 1,0 4,6
13,9 2,2 1,2 10 1,0 4,2
14,9 2,2 1,2 10 1,0 4,7
742
Lam mpiran B1 18.7 PR ROVINSI SULAWESI TENGGAR RA
743
Neraca Daya Sistem Kendari
744
P Pasokan/Kebutuhan k /K b t h
U it Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Kebutuhan Produksi Energi Load Faktor Beban Puncak
GWh % MW
300.0 53.2 64.3
355.4 53.9 75.3
409.3 54.6 85.6
449.0 55.3 92.7
492.9 56.0 100.4
541.2 56.7 108.9
594.5 57.5 118.1
653.3 58.2 128.1
718.3 59.0 139.1
793.1 59.7 151.6
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
MW MW
45.8 8.8
40.7 7.3
40.7 7.3
40.7 7.3
40.7 7.3
40.7 7.3
Pembangkit PLN PLTD Wua-Wua PLTD Lambuya PLTD Poasia - ex PJB Perusda Lambuya
PLTD PLTD PLTD PLTD
19.1 19 1 1.8 12.5 3.6
19.1 19 1 1.8 12.5
19.1 19 1 1.8 12.5
19.1 19 1 1.8 12.5
19.1 19 1 1.8 12.5
19.1 19 1 1.8 12.5
Pembangkit Sewa
PLTD
51.0
51.0
51.0
20.0
−
Tambahan Pembangkit PLN Kendari - Nii Tanasa (FTP1) Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi) Konawe Watunohu 1
PLTU PLTU PLTA PLTA
20.0
28.0
28.0
IPP Lainea Kendari (FTP2)
10.0 25.0
PLTP PLTU
25.0
20.0 50.0 Interkoneksi dengan Sistem Sulsel - Kolaka - Kendari - 2014
Jumlah Efektif
MW
108.0
104.4
114.4
133.4
113.4
138.4
150.0
178.0
206.0
206.0
Reserve Margin
%
68
39
34
44
13
27
27
39
48
36 744
Neraca Daya y Sistem Kolaka Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
745
Project PLN Sabilambo Ratelimbong Lapai-1 Lapai 1 Lapai-2 Riorita Toaha Kolaka Project Swasta Kolaka (FTP2) Tamboli
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
53,6 14,3 42,9
63,4 16,7 43,4
72,9 18,9 43,9
79,9 20,5 44,5
87,6 22,2 45,0
96,0 24,1 45,5
105,3 26,1 46,1
115,6 28,3 46,6
126,9 30,7 47,2
139,9 33,4 47,7
MW MW
7,6 2,1
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
7,6 2,6
5,49
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
5,0
PLTD PLTD PLTD
20 2,0 3,0 6,0
2,0 2 0 3,0 4,0
2,0 2 0 3,0 4,0
2,0
Pembangkit PLN Total PLTD PLN Sewa S Sewa PLTD HSD HSD-1 1 Sewa PLTD HSD-2 Sewa PLTD MFO
2011
1,0 1,2 20 2,0 2,0 0,5 0,5 10
2 2 2 2 2 2 2
PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTU
10 4,8
2 2
PLTU PLTM
4,0 4 0 4,0 1,0 1,0 20,0 9,6 Interkoneksi dengan Sistem Sulsel - Kolaka - Kendari - 2013
Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N (N-2) 2)
MW MW MW MW MW
18,5 3,5 2,5 1,0 07 0,7
26,0 3,5 2,5 1,0 58 5,8
35,6 4,4 2,5 1,9 12 2 12,2
46,6 7,3 4,8 2,5 18 8 18,8
46,6 14,8 10,0 4,8 96 9,6
46,6 14,8 10,0 4,8 77 7,7
46,6 14,8 10,0 4,8 57 5,7
46,6 14,8 10,0 4,8 35 3,5
46,6 14,8 10,0 4,8 11 1,1
46,6 14,8 10,0 4,8 (1 7) (1,7)
745
Neraca Daya Sistem Bau‐Bau Pasokan/Keb t han Pasokan/Kebutuhan
Unit
Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Factor
GWh MW %
72,1 14,3 57,7
85,1 16,7 58,3
97,8 18,9 59,0
107,0 20,5 59,7
117,1 22,1 60,4
128,2 24,0 61,1
140,4 25,9 61,8
153,9 28,1 62,5
168,7 30,5 63,2
185,8 33,2 63,9
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
MW MW
10,5 3,0
10,5 3,0
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
9,4 2,6
PLTD PLTD PLTD PLTM
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
1,7 1,7 , 1,9 1,5
5,0 5,0 3,0 20 5
5,0 5,0 3,0 20 5
5,0 5,0 3,0 19 8
68
68
68
68
68
68
68
Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu eut Deutz Mirrlees Biwater - Winning
Size Jlh unit 1,250 2 1,224 , 2 2,860 1 0,800 2
746
Sewa Sewa Diesel HSD-1 PLTD Sewa Diesel HSD-2 PLTD Sewa Diesel HSD HSD-3 3 (ex rencana Raha) Project PLN Rongi Bau-Bau (FTP2)
0,4 10
2 2
PLTM PLTU
Project Swasta Bau-Bau au au
7
2
PLTU U
Suplai dari Sistem Kendari Jumlah Efektif Cadangan P Pemeliharaan lih Operasi Surplus/Defisit (N-2)
MW MW MW MW MW
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
0,8 20,0
14,0 ,0 Interkoneksi dg grid Sulsel - Kendari - 2015 4,0 5,0 Interkoneksi 20 kV Sistem Bau-Bau - Raha - 2011 21,3 21,3 34,6 41,6 41,6 45,6 45,6 50,6 50,6 50,6 2,9 2,9 8,9 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 19 1,9 19 1,9 70 7,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 10 0 10,0 1,0 1,0 1,9 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 4,1 1,7 6,8 4,1 2,5 4,6 2,7 5,5 3,1 0,4
746
Neraca Daya Sistem Raha
747
Pasokan/Kebutuhan P k /K b t h Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor
GWh MW %
36,5 7,7 7,7
43,0 8,9 8,5
49,3 10,1 9,3
53,8 10,9 9,9
58,8 11,8 10,7
64,3 12,8 11,5
70,3 13,8 12,5
76,9 14,9 13,5
84,2 16,2 14,7
92,5 17,6 15,9
Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity Daya mampu
MW MW MW
83 8,3 2,7 5,7
8,3 8 3 2,7 5,7
8,3 8 3 2,7 5,7
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
4,1 4 1 1,5 2,6
PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD PLTD
0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8
0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8
0,7 0,8 02 0,2 0,2 0,3 0,8 0,2 1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
1,7 0,8
Pembangkit Sewa Sewa Diesel HSD-1 Sewa Diesel HSD-2
PLTD PLTD
3,0 3,0
3,0 3,0
3,0 4,0
Project PLN Raha (FTP II) Raha (new PLTD)
PLTU PLTD
23,6 4,7 3,0 1,7
23,6 4,7 3,0 1,7
2,7
1,3
Pembangkit PLN Manufacture SWD Daihatsu D t BA12M Deutz-BA12M Deutz-BA6M Caterpillar MAN MWM Mirrlees Deutz BV
U it Unit
Size 0,34 0,50 0 56 0,56 0,26 0,40 0,53 0,27 2,86 1,22
Unit 2 2 1 1 1 2 1 1 1
Suplai dari Sistem Bau-Bau Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi
MW MW
Surplus/Defisit (N-2)
MW
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
6,0 3,0 Interkoneksi dengan Sistem S Kendari - 2015 Interkoneksi dengan Sistem Bau-Bau - 2014 8,0 4,0 Interkoneksi 20 kV Sistem Bau-Bau - Raha - 2011 11,7 11,7 18,7 16,6 19,6 19,6 19,6 23,6 2,7 2,7 2,7 4,7 4,7 4,7 4,7 4,7 1,7 1,7 1,7 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 1,0 1,0 1,0 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,2
0,0
5,8
0,9
3,0
2,1
1,1
3,9
747
Neraca Daya Sistem Wangi‐Wangi Pasokan/Kebutuhan Kebutuhan Produksi Energi Beban Puncak Load Faktor Pasokan Kapasitas Terpasang Derating capacity
748
Pembangkit PLN Manufacture Daihatsu SWD Daihatsu
Size 0,500 0,536 0,520
Unit 1 3 1
Pembangkit Sewa Sewa Diesel HSD-1 Project PLN Wangi-Wangi (FTP II) Wangi Wangi (Peaking) Wangi-Wangi Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
2x1 MW
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
GWh MW %
10,0 2,2 51 9 51,9
11,8 2,6 52 6 52,6
13,5 2,9 53 2 53,2
14,7 3,1 53 9 53,9
16,1 3,4 54 5 54,5
17,5 3,6 55 2 55,2
19,1 3,9 55 9 55,9
20,9 4,2 56 6 56,6
22,8 4,5 57 3 57,3
25,0 4,9 58 0 58,0
MW MW
2,6 1,0
2,6 1,0
2,6 1,0
PLTD PLTD PLTD
0,4 0,8 0,4
0,4 0,8 0,4
0,4 0,8 0,4
PLTD
3,0
3,0
3,0
10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,5
10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,1
PLTU PLTD MW MW MW MW MW
4,6 1,8 1,0 08 0,8 0,6
4,6 1,8 1,0 08 0,8 0,2
3,0 2,0 2 0
3,0
9,6 4,0 3,0 10 1,0 2,7
8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,9
20 2,0 8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,6
8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,4
8,0 4,0 3,0 10 1,0 0,1
10,0 4,0 3,0 10 1,0 1,8
748
Lam mpiran B1 18.8 PROV VINSI MALLUKU
749
N Neraca Daya Sistem Ambon D Si A b Uraian
750
Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Hative Kecil PLTD Poka Pembangkit Sewa Sewa HSD Sewa MFO Project PLN Waai #1,2 (FTP 1) Waai #3 (Ekspansi) Tulehu (FTP 2) Wai Tala Project IPP / Swasta Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
*) PLTU Maluku
Unit
Size 21,5 33,6
2011
2012
2013
2014
2015
2016
GWh % MW
224,0 59 1 59,1 43,3
241,5 58 3 58,3 47,3
266,0 57 4 57,4 52,9
292,1 56 6 56,6 59,0
320,0 55 7 55,7 65,6
350,6 54 9 54,9 72,9
MW MW
55,1 20,1
55,1 20,1
55,1 20,1
55,1 20,1
55,1 20,1
55,1 20,1
MW MW
15,2 20,8
15,2 20,8
15,2 20,8
15,2 20,8
15,2 20,8
15,2 20,8
MW MW
20,2
25 0 25,0
25 0 25,0
25 0 25,0
15,0 *)
15,0 *)
PLTU PLTU PLTP PLTA
MW MW MW MW MW
10,0
-
2017 383,9 54 1 54,1 81,1
76,0 19,5 15,0 4,5 9,2
91,0 19,5 15,0 4,5 18,6
101,0 25,0 15,0 10,0 17,0
420,1 53 3 53,3 90,0
-
15,0 10,0
101,0 25,0 15,0 10,0 10,4
101,0 25,0 15,0 10,0 3,1
2019 459,4 52 5 52,5 100,0
2020 501,9 51 7 51,7 110,9
Interkoneksi Pulau Ambon - Seram
13,5
56,2 8,3 4,5 3,8 4,6
2018
40,5
Neraca Daya Sistem Seram y Uraian
751
Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Derating Capacity Pembangkit PLN Manufacture PLTD Masohi PLTD Liang PLTD Waipia PLTD Kairatu PLTD Piru Pembangkit Sewa Masohi K i Kairatu Project PLN Wai Tala Nua (Masohi) Wae Mala Ruwapa T Tene Makariki Project IPP / Swasta Mala-2 Jumlah Efektif Cadangan Pemeliharaan Operasi Surplus/Defisit (N-2)
Unit
2011
2012
2013
2014
2015
2016
GWh % MW
26,5 51,3 5,9
28,4 51,3 6,3
31,0 51,3 6,9
MW MW
6,7 2,0
6,7 2,0
6,7 2,0
14,4 4,3
14,4 4,3
14,4 4,3
6,7
6,7
6,7
6,7 0,6 0,3 4,0 2,7
6,7 0,6 0,3 4,0 2,7
6,7 0,6 0,3 4,0 2,7
-
-
-
Size 6,7 0,4 0,4 4,0 2,7 PLTD PLTD
2,0 20 2,0
2,0 3,0 3 0
PLTA PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM PLTM MW MW MW MW MW
2,0 3,0 3 0
2017
6,0 2,0 1,2 40 4,0 4,0
9,7 2,5 14 1,4 1,1 0,9
20,9 2,4 13 1,3 1,1 11,7
2019
6,0 33,3 5,0 30 3,0 2,0 15,1
33,3 5,0 30 3,0 2,0 13,9
33,3 5,0 30 3,0 2,0 12,6
2020 89,4 46,5 21,9
Interkoneksi Pulau Ambon - Seram
13,5
8,7 2,4 13 1,3 1,1 0,5
2018
View more...
Comments
