1

RINGKASAN EKSEKUTIF RENCANA UMUM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) PLN 2012-2021

EXECUTIVE SUMMARY PLN’S ELECTRICAL POWER SUPPLY BUSINESS PLAN (RUPTL) 2012-2021

Tujuan dan Lingkup RUPTL

Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) 2012-2021 bertujuan untuk memenuhi amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik dan untuk menjadi pedoman pengembangan sarana ketenagalistrikan dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah usaha PLN secara efisien dan terencana guna menghindari ketidak-efisienan perusahaan sejak tahap perencanaan. RUPTL memuat proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pengembangan kapasitas pembangkit, rencana pengembangan transmisi dan gardu induk, serta pengembangan distribusi. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik dibuat rinci per provinsi dan per sistem tenaga listrik, termasuk sistem kelistrikan yang isolated di pulau-pulau tersebar. Rencana pengambangan kapasitas pembangkit, transmisi dan gardu induk juga dibuat rinci hingga proyek-proyeknya.

Proyeksi kebutuhan tenaga listrik (demand forecast) disusun untuk memperkirakan energi listrik yang diperlukan untuk mendukung pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan Pemerintah dan memperhatikan pertumbuhan penduduk.

Pengembangan kapasitas pembangkit direncanakan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan margin cadangan (reserve margin) tertentu dan sedapat mungkin direncanakan secara optimal dengan prinsip biaya terendah (least cost). Pengembangan pembangkit juga mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat, terutama energi terbarukan seperti panas bumi dan tenaga air. Beberapa proyek pembangkit telah dinyatakan akan dikerjakan sebagai proyek PLN atau proyek listrik swasta (IPP), sedangkan beberapa proyek lagi masih belum ditetapkan sebagai proyek PLN atau IPP. Hal ini dimaksudkan agar PLN nanti, atas persetujuan Pemerintah, akan memutuskan apakah suatu proyek dimple-mentasikan sebagai proyek PLN atau IPP.

Pengembangan sistem transmisi direncanakan untuk memperoleh keseimbangan antara kapasitas pembangkitan dan kebutuhan daya listrik secara efisien dengan memenuhi kriteria keandalan dan kualitas tertentu. Pada sistem kelistrikan yang sudah

Objectives and Scope of RUPTL PLN’s Electrical Power Supply Business Plan

(RUPTL) for the period 2012-2021 has been issued to comply with the mandate of the Government Regulation No.14/2012 on Electric Power Supply Business Activities and as guidance for a well planned and efficient development of electrical power infrastructure to supply the needs of electricity within PLN business areas in order to prevent company inefficiency starting from the planning stage. RUPTL covers electricity demand and supply projections, and development of related transmission, distribution and substation grids. Electricity demand projection has been prepared in details for every province and electrical power system, including isolated electrical power system in remote islands. Generating capacity development plan and transmission and substation development plan are also provided in details to their respective projects.

Electricity demand forecast has been composed to project electric energy needed to support economic growth targeted by government and to take into consideration the population growth.

Generating capacity development has been optimally planned to meet electricity demand growth and certain reserve margin with due consideration on the least cost principle. The power generation development also prioritizes utilization of local energy resources, especially renewable energy such as geothermal and hydro power. Several projects have been confirmed to be constructed as PLN projects or Independent Power Producers projects (IPP); some other projects have not been determined whether they would be handled by PLN or given to IPP. This is intended for PLN to decide later, with government approval, whether a project will be implemented as PLN or IPP projects.

The development of transmission system has been planned to reach a balance between generating capacity and electricity demand in an efficient manner to meet certain reliability and quality criteria. In large electrical power systems such as Sumatera and Java grids, it has

2

besar seperti Sumatera dan Jawa, direncanakan pula satu sistem transmisi yang menjadi tulang punggung sistem kelistrikan (backbone) berupa saluran transmisi tegangan ekstra tinggi.

also been planned for a transmission system to become the back bone of the electrical power system in the form of extreme high voltage transmission line.

Pertumbuhan Usaha dan Kondisi Kelistrikan Saat Ini

Dalam lima tahun terakhir, yaitu antara tahun 2007 dan 2011, usaha PLN terus mengalami pertumbuhan. Penjualan listrik meningkat dari 120 TWh pada 2007 menjadi 158 TWh pada 2011, jumlah pelanggan meningkat dari 37 juta pada 2007 menjadi hampir 46 juta pada 2011, dan rasio elektrifikasi meningkat dari 60,6% pada 2007 menjadi 71,2% pada 2011.

Kondisi kelistrikan pada akhir tahun 2011 dapat digambarkan sebagai berikut. Kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur sekitar 7.600 MW, tidak termasuk pembangkit sewa sebanyak 3.030 MW. Kapasitas pembangit tersebut pada dasarnya hanya pas-pasan dalam melayani kebutuhan masyarakat, sehingga dapat mengalami defisit manakala ada sebuah pembangkit yang terganggu atau menjalani pemeliharaan rutin. Sebagai ilustrasi, sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi, sering mengalami defisit dan mengoperasikan banyak pembangkit berbahan bakar BBM. Sistem Sumatera Bagian Selatan juga mengalami hal yang sama, yaitu hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi yang cukup. Hal serupa terjadi di beberapa daerah lain, seperti Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Sulawesi Tenggara, Minahasa-Gorontalo, Palu, Lombok, Ambon, Ternate dan Jayapura. Kondisi sistem kelistrikan yang lebih kecil juga banyak yang mengalami defisit.

Sedangkan di wilayah Jawa Bali, kapasitas pembangkit PLN dan IPP yang mencapai hampir 26.700 MW pada dasarnya cukup untuk memenuhi kebutuhan daya. Hal yang menjadi masalah operasi selama tahun 2011 adalah tidak cukupnya pasokan gas ke pembangkit-pembangkit listrik PLN dan pembebanan banyak trafo yang sudah sangat tinggi, serta semakin besarnya transfer listrik dari Jawa bagian tengah/timur ke Jawa bagian barat yang berdampak pada penurunan tegangan di sistem transmisi pada perioda beban puncak.

Business Growth and Today’s Electricity Conditions

In the last five years, within 2007 to 2011, PLN business had flourished significantly. Electric sales raised up sharply, from 120 TWh in 2007 became 158 TWh in 2011. Number of customers increased from 37 million in 2007 to become 46 million in 2011. And the electrification ratio increased from 60.6% in 2007 to 71.2% in 2011.

The electricity condition by the end of 2011 can be described as follows: PLN and IPP installed generating capacity in the West and East Indonesia was about 7.600 MW, excluding rental generating units of 3.030 MW. This condition was considered as “sufficient” to serve people’s needs as long as it runs well. However, should there be any generating malfunction or it was in routine maintenance, electricity shortage happened. For example, North Sumatera that almost all this year doesn’t have any operational reserve is quite often to suffer power supply deficit and in order to cover its deficit, PLN North Sumatera puts quite many liquid fuel generating units in operation. The South Sumatera system also suffers shortage of electricity the year round. This condition is also experienced in areas like East and South Kalimantan, Southeast Sulawesi, Minahasa-Gorontalo, Palu, Lombok, Ambon, Ternate and Jayapura. Electricity deficit also happens in many smaller electrical systems.

Java-Bali has 26.700 MW generated by PLN and IPP. Basically it is enough to serve power needs in those areas. However, in 2011, it still had operational problems because quite often PLN and IPP were unable to get enough gas supply for their power plants. Besides gas supply problem, over-loaded transformers had caused unstable electric supply. The increasing electricity transferred from Central/East Java to West Java, had resulted under voltage conditions in the transmission system especially during peak-load hours.

Upaya Penanggulangan Jangka Pendek

Masalah penyediaan tenaga listrik yang mendesak adalah upaya memenuhi listrik pada daerah-daerah yang kekurangan pasokan listrik dan

Short-term Resolution Efforts

The urgent issues of to be resolved in te electrical power supply are efforts to overcome shortages of electricity in the regions, replacing oil fuel with non-oil

3

mengganti pembangkit berbahan bakar minyak dengan bahan bakar non minyak serta melistriki daerah yang belum mendapatkan pasokan listrik.

Tindakan yang telah dilakukan di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur meliputi sewa pembangkit, pembelian energi listrik dari IPP skala kecil, bermitra/kerjasama operasi pembangkit dengan Pemda setempat, pembelian excess power, percepatan pembangunan PLTU batubara PerPres 71/2006, membangun saluran transmisi, mengamankan kontinuitas pasokan energi primer dan memasang beberapa PLTS secara terbatas. Sedangkan tindakan jangka pendek di Jawa Bali berupa percepatan pengadaan trafo daya 150/20 kV dan trafo interbus 500/150 kV, menambah kapasitas pembangkit di Bali, mempercepat pembangunan kabel laut Jawa-Bali 150 kV sirkit 3 dan 4, dan memasang kapasitor shunt di sistem Jakarta untuk perbaikan tegangan.

fuel, and providing electricity in regions where there is no supply of electricity.

Actions taken in Indonesia Western and Eastern operating areas include renting generating units, purchasing electricity from small scale IPP, establishing partnership/joint operation with local government, purchasing excess power, accelerating construction of coal fired steam power plant (PLTU) projects as stipulated in Presidential Regulation No. 71/2006, built transmission lines, secure continuity of primary energy supply, and install limited solar power plants (PLTS). Short-term actions in the Java-Bali system include acceleration of procurement of power transformers 150/20 kV and inter-bus transformers 500/150 kV, adding generating capacity in Bali, accelerating installation of Java-Bali sub-marine cables third and fourth circuit, and installing shunt-capacitors in the Jakarta system to improve voltage.

Ketersediaan Energi Primer Sumberdaya batubara Indonesia sebesar 105

milyar ton dan cadangan 21,1 milyar ton menjadi basis bagi RUPTL dalam merencanakan PLTU batubara, baik PLTU ‘pantai’ yang menggunakan batubara pada harga pasar, maupun PLTU mulut tambang yang menggunakan batubara berkalori sangat rendah pada harga cost plus margin.

Untuk gas alam, walaupun Indonesia mempunyai cadangan yang cukup besar, yaitu165 TSCF, pada kenyataannya tidak tersedia gas yang cukup untuk pembangkitan tenaga listrik. Bahkan pasokan gas ke pembangkit PLN yang existing-pun telah dan akan mengalami penurunan hingga diperkirakan akan defisit jika tidak mendapat pasokan baru. Pada tahun 2012 telah dimulai pasokan LNG ex Bontang via FSRU Jakarta untuk mengoperasikan pembangkit di teluk Jakarta selama perioda beban puncak. Harga gas dalam bentuk LNG relatif tinggi, sehingga secara ekonomi LNG hanya layak digunakan pada pembangkit beban puncak. Pada situasi pasokan gas seperti ini, RUPTL hanya dapat merencanakan 1 blok PLTGU klas 750 MW dengan harapan akan mendapat pasokan gas dari lapangan Cepu, dan 1 blok lagi dengan pasokan gas yang belum diketahui sumbernya. LNG untuk pembangkitan tenaga listrik juga akan dikembangkan di Arun yang akan memasok pembangkit beban puncak di Arun dan Pangkalan Brandan serta pembangkit existing di Belawan.

Masih mengenai pemanfaatan gas, RUPTL merencanakan beberapa pembangkit beban puncak yang akan beroperasi dengan mini LNG atau CNG di kawasan Indonesia Timur. Dengan telah direncanakannya PLTU batubara, maka kebutuhan

Availability of Primary Energy Indonesian coal resources of 105 billion tons and

reserves of 21.1 billion tons become the basis of RUPTL in planning for coal fired PLTU, be they be “coastal” PLTU which use coal at market price as well as “mine-mouth” PLTU which utilize low caloric value coal at cost plus margin price.

For natural gas, although Indonesia has sufficiently large reserves, 165 TSCF, in reality there is not enough gas to fuel electric power generation. In fact, gas supply to existing PLN power plants has been and will be declining so that there will be gas deficit if there is no new gas supply. In 2012, LNG supply from Bontang through floating storage re-gasification unit plant (FSRU) in Jakarta was put in operation to operate power plants in the Jakarta bay during peak load period. The price of gas in the form of LNG is only economically viable if the gas is used for the peaking power plants. With this type of gas supply, RUPTL can only plan one block of Combined Cycle Gas Turbine Generator (PLTGU), Class 750 MW, with gas supply source from Cepu Field and one more block from another unknown LNG source. LNG for power generation will also be developed in Arun, which will supply peaking power plants in Arun and Pangkalan Brandan and existing power plant at Belawan.

Still on gas utilization, RUPTL plans a number of

peaking power plants which will be operated using “mini LNG” or compressed natural gas (CNG) in the eastern part of Indonesia. With the planned coal fired PLTU, the base load requirements will be met by these

4

pembangkit beban dasar (base load) akan dipenuhi dari PLTU, sedangkan sumber gas sedapat mungkin digunakan untuk pembangkit beban puncak (peaker) untuk menghindari pemakaian minyak.

Energi terbarukan terutama yang skala besar, yaitu panas bumi dan tenaga hidro, telah direncanakan dalam RUPTL dalam jumlah banyak.

PLTU, whereas gas will be used mainly for the peaking power plants to substitute fuel oil utilization.

Large scale Renewable Energy such as geothermal

and hydro power, have been included in the RUPTL in large numbers.

Kebijakan dan Kriteria Perencanaan Sistem Kelistrikan

Perencanaan sistem pembangkit dilakukan dengan optimisasi keekonomian, bertujuan untuk mendapatkan konfigurasi pengembangan pembangkit yang memberikan nilai NPV total biaya penyediaan listrik yang terendah (least cost), dengan tetap memenuhi kriteria keandalan tertentu. Konfigurasi yang termurah diperoleh melalui proses optimasi suatu objective function yang mencakup biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan dan biaya energy not served. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan model yang disebut WASP (Wien Automatic System Planning).

Sistem Interkoneksi

Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability (LOLP) lebih kecil dari 0.274%. Hal ini berarti kemungkinan/probabilitas terjadinya beban puncak melampaui kapasitas pembangkit yang tersedia adalah lebih kecil dari 0.274%. Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve margin tertentu yang nilainya tergantung pada ukuran unit pembangkit (unit size), tingkat ketersediaan (availability) setiap unit, banyaknya unit, dan jenis unit.

Pada sistem Jawa Bali, kriteria LOLP < 0.274% adalah setara dengan reserve margin ≥ 25-30% dengan basis daya mampu netto. Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve margin yang dibutuhkan adalah sekitar 35%.

Sedangkan untuk sistem-sistem di wilayah operasi Indonesia Timur dan Barat, reserve margin ditetapkan sekitar 40% dengan mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih sedikit, unit size yang relatif besar dibandingkan beban puncak, derating yang prosentasenya lebih besar, dan kecepatan pertumbuhan yang lebih tinggi dibanding Jawa Bali.

Pembangkit energi terbarukan, khususnya panas bumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan sebagai ’fixed system’ (ditetapkan untuk masuk grid tanpa menjalani optimisasi keekonomian) pada tahun-tahun yang sesuai dengan

Electrical Power System Planning Policy and Criteria

The electrical power system planning is carried out with economic optimization with the objective to obtain configuration of power generation development that will provide the least cost or the lowest total net present value of power generation cost whilst still meeting certain reliability criteria. The most inexpensive configuration is attained through optimization process, an objective function which covers capital cost, fuel cost, operating and maintenance cost, and the cost of energy not served. The simulation and optimization are carried out using a model known as WASP (Wien Automatic System Planning).

Interconnection System

The reliability criteria used in the planning is Loss

of Load Probability (LOLP) < 0.274%. This means that the probability of the occurrence of peak load exceeds the available generating capacity is less than 0.274%. Calculation of generating capacity based on LOLP results certain reserve margin which value depends on the size of the generating unit (unit size), the availability factor of each unit, number of units, and type of units.

In the Java-Bali system, LOLP criteria < 0.274% is equivalent to a reserve margin > 25-30%, of the net capacity. If expressed in term of installed capacity, the required reserve margin is approximately 35%.

Whereas for Eastern and Western Indonesia regions, the reserve margin has been determine at about 40% in view of less number of generating units, relatively large unit size compared to peak load, larger percentage de-rating, and higher growth rate as compared to the Java-Bali system.

Renewable energy generating units, particularly geothermal and hydro power, in the optimization process is assumed as a “fixed system” (determined to come into the grid without economic optimization scrutiny) at the year the respective project is put in

5

kesiapan proyek tersebut.

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

Sistem Kecil Tidak Interkoneksi / Isolated

Perencanaan transmisi dibuat dengan menggunakan kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. Kriteria N-1 statis mensyaratkan apabila suatu sirkit transmisi padam, baik karena mengalami gangguan atau menjalani pemeliharaan, maka sirkit-sirkit transmisi yang tersisa harus mampu menyalurkan keseluruhan arus beban, sehingga kontinuitas penyaluran tenaga listrik terjaga. Kriteria N-1 dinamis mensyaratkan apabila terjadi gangguan hubung singkat 3 fasa yang diikuti oleh hilangnya satu sirkit transmisi, maka antara suatu kelompok generator dan kelompok generator lainnya tidak boleh kehilangan sinkronisasi.

Kriteria Perencanaan Transmisi

Kriteria yang pada umumnya diterapkan dalam RUPTL adalah kebutuhan penambahan kapasitas trafo di suatu GI ditentukan pada saat pembebanan trafo mencapai 70%-80%.

operation.

Power generation planning on small systems which have not been interconnected (isolated systems) does not apply the probabilistic method, nor the economic optimization, but use the deterministic method. In this method, the planning is based on N – 2 criteria, i.e. the minimum reserve shall be larger than one of the first largest units and one of the second largest units. By reserves it means the difference between total plant capacity and peak load.

Small Non-Interconnected/Isolated Systems

The transmission line planning has been executed by using the reliability criteria N – 1, static as well as dynamic methods. The static N -1 criteria requires that if a transmission line is down due to disruption or maintenance, the remaining transmission lines shall be capable to transmit power to all load, so that continuity of electric power transmission can be secured. The dynamic N – 1 criteria conditions that if disruption due to three-phase short circuit followed by the loss of one transmission circuit, then there shall be no loss of synchronization between a group of generators and other groups of generators.

Transmission Line Planning Criteria

Criteria which are generally applied in RUPTL is the need for additional transformer capacity in a substation determined when the transformer load reaches 70% to 80%.

Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Antara tahun 2012 dan 2021 pemakaian tenaga

listrik Indonesia diperkirakan akan meningkat dari 172 TWh menjadi 358 TWh dengan pertumbuhan rata-rata 8,5% per tahun. Jumlah pelanggan juga meningkat dari 46 juta menjadi 71 juta pada tahun 2021 atau bertambah rata-rata 2,7 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 72% menjadi 92%. Secara kewilayahan, kebutuhan listrik Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 132 TWh menjadi 259 TWh, atau tumbuh rata-rata 7,9% per tahun. Indonesia Timur tumbuh lebih cepat, meningkat dari 14,2 TWh menjadi 36,7 TWh atau tumbuh rata-rata 11,4% per tahun. Wilayah Indonesia Barat tumbuh dari 26 TWh menjadi 62 TWh atau tumbuh rata-rata 10,5% per tahun.

Electrical Power Demand Forecast Between 2012 and 2021, electrical power demand in Indonesia is projected to increase from 172 TWh to 358 TWh with an average growth rate of 8% per annum. Total consumers will also increase from 46 million to 71 million in 2021 or is increasing by 2.7 million per annum. The additional customers will increase the electrification ratio from 72% to 92%. By area, the electricity demand in Java-Bali is projected to increase from 132 TWh to 259 TWh or grows at the rate of 7.9% per annum. The Eastern Indonesia regions will grow more rapidly from 14.2 TWh to 36.7 TWh or a growth rate of 11.4%. The Western Indonesia regions grow from 26 TWh to 62 TWh or a growth rate of 10.5% per annum.

6

IB : 10,5%

26 TWh

62 TWh

IT : 11,4%

14 TWh

37 TWh

JB : 7,9%

132 TWh

259 TWh

2012 2021

Gambar 1. Peta pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik Indonesia hingga tahun 2021

[Figure 1. Map of electrical power demand growth through 2021]

Rencana Tambahan Pembangkit Untuk melayani pertumbuhan kebutuhan listrik

tersebut, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebanyak 57,3 GW untuk seluruh Indonesia, atau pertambahan kapasitas rata-rata mencapai 5,7 GW per tahun. Dari kapasitas tersebut diasumsikan PLN dan IPP akan membangun masing-masing 30,1 GW dan 27,2 GW.

PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 37,7 GW atau 66,0%. PLTGU gas yang direncanakan berkapasitas 2,5 GW atau 4,4%. Untuk energi terbarukan, yang terbesar adalah panas bumi sebesar 6,3 GW atau 11,1% dari kapasitas total, disusul oleh PLTA sebesar 6,3 GW atau 11,0%. Dari kapasitas tersebut, tambahan pembangkit di Jawa-Bali adalah sekitar 32,6 GW, Indonesia Barat sekitar 15,3 GW dan Indonesia Timur sekitar 9,4 GW. Di Indonesia Barat terdapat proyek PLTA Batang Toru berkapasitas 510 MW yang akan dikembangkan oleh swasta, dan di Indonesia Timur juga terdapat sebuah proyek PLTA Karama 450 MW yang akan dikembangkan oleh swasta.

Plan of Additional Power Generation To serve the additional power demand, additional

generating capacity of 57.3 GW is required for the entire Indonesia, or a growth rate of an average 5.7 GW annually. From this capacity, it is assumed that PLN and IPP will build 30.1 GW and 27.2 GW respectively.

Coal fired PLTU will dominate the types of power plant to be built, i.e. 37.7 GW or 66.0%. Combined Cycle Gas Turbine Power Plants (PLTGU) planned to reach 2.5 GW or 4.4%. For renewable energy, the largest one is geothermal power plants, 6.3 GW or 11.1% of the total capacity, followed by hydro electric power plants of 6.3 GW or 11.0%. From those power plant capacities, the additional generating capacity in Java-Bali is about 32.6 GW, Western Indonesia 15.3 GW and Eastern Indonesia 9.4 GW. In the Western Indonesia there is Hydro Electric Power Plant (PLTA) Batang Toru with capacity of 510 MW that will be developed by the private sector, and in the Eastern Indonesia there is PLTA Karama of 450 MW which will be developed by private sector.

7

Indonesia Jawa Bali

Indonesia Barat Indonesia Timur

IndustrialPublic

Commercial

Residential

IndustrialPublic

Commercial

Residential

IndustrialPublic

Commercial

Residential

IndustrialPublic

Commercial

Residential

Gambar 2. Komposisi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berdasar kelompok pelanggan di wilayah Indonesia

[Figure 2. Composition of electrical power demand growth base on customer groups in Indonesia regions]

Gambar 3. Rencana kebutuhan kapasitas pembangkit yang akan dikerjakan PLN dan IPP. Untuk proyek yang

belum committed, status sebagai proyek IPP atau PLN berbasis asumsi

[Figure 3. Plan of power generation requirement to be carried out by PLN and IPP. For non-commited projects, the project status of IPP or PLN is based on asumption]

Untuk sistem Jawa-Bali, tambahan pembang-kit adalah sekitar 32,6 GW atau rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Tambahan pembangkit tersebut didominasi oleh PLTU batubara, yaitu mencapai 24 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%. Sementara untuk energi terbarukan, telah direncanakan panas bumi sebanyak 2,9 GW atau 8,8%, PLTA/PLTM/pumped storage sebesar 2,5

For the Java-Bali system, the additional power generation of 32.6 GW or an average of 3.3 GW per annum, include Mini-hydro Power Plants (PLTMH) with total capacity 180 MW and 50 MW Wind Power Plant (PLTB). Coal fired PLTU dominated the additional power generations with total capacity of 24 GW or 73.6%, followed by Combined Cycle Gas Turbine Power Plant (PLTGU) with total capacity 2.2 GW or 6.9% and Simple Cycle Gas Turbine Power Plant (PLTG) of 1 GW or 3.1%. The plan for additional renewable energy power plants includes geothermal

8

GW atau 7,6%, dan pembangkit lainnya 0,05 GW atau 0,2%.

Komposisi produksi listrik pada tahun 2021

untuk gabungan Indonesia diproyeksikan akan menjadi 62,7% batubara, 18,8% gas alam (termasuk LNG), 11,0% panas bumi, 6,5% tenaga air, 1% minyak dan bahan bakar lainnya.

power plant 2.9 GW or 8.8%; Large or Mini Hydro pump storage power plant 2.5 GW or 7.6%; and other power plants 0.05 GW or 0.2%.

The composition of energy mix for electricity production in 2021 for all Indonesia has been projected to consist of 62.7% coal, 18.8% natural gas (including LNG, 11.0% geothermal, 6.5% hydro-electric, 1% oil and other fuel.

Gambar 4. Rencana kebutuhan kapasitas berdasar jenis pembangkit [Figure 4. Additional Plant Capacity by type of power generation plant]

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

450.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

Impor Biomass Surya/Hybrid HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Hydro

Geothermal

Coal

Gas

LNG

Oil

Gambar 5. Proyeksi kompisisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar se-Indonesia

[Figure 5. Composition of energy mix for electricity production by fuel type for Indonesia]

9

Kebutuhan bahan bakar gabungan Indonesia dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2021 diberikan pada tabel 1.

Table 1 shows the energy mix for all Indonesia from 2012 through 2021

No. FUEL TYPE 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 HSD (juta liter ) 6.269 4.785 1.987 955 1.041 625 703 817 898 973

2 MFO (juta liter) 2.788 2.826 2.348 377 13 22 36 57 37 37

3 Gas (bcf) 388 407 534 515 465 321 312 304 299 334

4 LNG (bcf) 46 53 93 121 146 237 230 232 264 265

5 Batubara (juta ton) 51 61 66 79 91 101 108 114 123 134

6 Biomass (ribu ton) 49 49 49 49 49 49 49 49 49 49

Tabel 1. Proyeksi kebutuhan energi primer [Table 1. Projected Primary Energy Consumption]

Rencana Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk

Pengembangan sistem penyaluran pada periode 2012-2021 berupa pengembangan sistem transmisi dengan tegangan 500 kV dan 150 kV di sistem Jawa-Bali, serta tegangan 500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV di sistem Indonesia Timur dan Indonesia Barat. Pembangunan sistem transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya kesesuaian antara kapasitas pembangkitan di sisi hulu dan permintaan daya di sisi hilir secara efisien. Di samping itu juga sebagai usaha untuk mengatasi bottleneck penyaluran dan perbaikan tegangan pelayanan.

Pengembangan transmisi 500 kV di Jawa pada umumnya dimaksudkan untuk mengevakuasi daya dari pembangkit-pembangkit baru maupun ekspansi dan untuk menjaga kriteria keandalan N-1, baik statik maupun dinamik. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kV dimaksudkan untuk menjaga kriteria keandalan N-1 dan sebagai transmisi yang terkait dengan gardu induk 150 kV baru.

Pengembangan transmisi 500 kV di Sumatera dimaksudkan untuk membentuk transmisi backbone yang menyatukan sistem interkoneksi Sumatera pada koridor timur. Pusat-pusat pembangkit skala besar dan pusat-pusat beban yang besar di Sumatera akan tersambung ke sistem transmisi 500 kV ini. Transmisi ini juga akan mentransfer tenaga listrik dari pembangkit listrik di daerah yang kaya sumber energi primer murah (Sumbagsel dan Riau) ke daerah yang kurang

Transmission and Substation Development Plan

The development of transmission line system for the period 2012-2021 includes the development of the 500 kV and 150 kV transmission system in the Java-Bali system and 500 kV, 275 kV, 150 kV and 70 kV in the Eastern and Western Indonesia system in general is directed to the attainment of synergy between generating capacity in the upstream side and power demand in the downstream side in efficient manner. Additionally, it is also aimed at overcoming the bottleneck of distribution and improvent of voltage served.

The development of the 500 kV transmission in Java in general is meeant to transmit power from new and expanded power generations and to maintain the reliability criteria N – 1, be it static or dynamic means. Whereas the development of the 150 kV transmission is to ensure reliability criteria N-1 and as transmission of power related to the new 150 kV substations.

The development of the 500 kV transmission in Sumatera is meant to create backbone transmission system which unit the Sumatera interconnection system in the east corridor. Large scale power plants and large scale load centers will be connected to this 500 kV system. This transmissionwill also transmit power from the regions with rich and inexpensive primary energy sources (South Sumatera and Riau) to regions which do not have significant and cheap primary energy (North Sumatera). Besides, the 500 kV

10

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

70 kV 150 kV 250 kV DC 275 kV 500 kV DC 500 kV AC

• 500 kVAC: 5200 kms• 500 kVDC: 1100 kms• 275 kV AC: 6200 kms• 250 kVDC: 460 kms• 150 kV: 38.600 kms• 70 kV: 3560 kmsTotal sekitar 55.200 kms

Gambar 6. Kebutuhan pengembangan saluran transmisi untuk berbagai tegangan [Figure 6. The need to develop transmission lines for various voltages]

• 500/275 kV: 3500 MVA• 500/150 kV: 35.200 MVA• 500 kVDC : 3.000 MVA• 275/150 kV: 11.400 MVA• 250 kVDC : 600 MVA• 150/70 kV : 460 MVA• 150/20 kV : 64.700 MVA• 70/20 kV : 3.400 MVATotal sekitar 122.000 MVA

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

70/20 kV 150/20 kV 150/70 kV 250 kV DC 275/150 kV 500 kV DC 500/150 kV 500/275 kV

Gambar 7. Kebutuhan pengembangan gardu induk dan trafo untuk berbagai tegangan [Figure 7. The needs for substation and transformer development at various voltages]

Rencana pengembangan sistem penyaluran di Indonesia hingga tahun 2021 diproyeksikan sebesar 55.234 kms jaringan transmisi tegangan tinggi/ekstra tinggi dan 122.261 MVA gardu induk dan trafo tegangan tinggi/ekstra tinggi.

Kebutuhan Investasi Untuk membangun sarana pembangkitan,

The plan to develop the transmission system in Indonesia through the year 2021 projects 55,234 kms of the HV and EHV transmission grids and 122,261 MVA substation and HE/EHV transformer.

Investment Needs To build the infrastructure of electrical power

memiliki sumber energi primer murah (Sumbagut). Selain itu transmisi 500 kV juga dikembangkan di Sumatera Selatan sebagai feeder pemasok listrik dari PLTU mulut tambang ke stasiun konverter transmisi HVDC yang akan menghubungkan pulau Sumatera dan pulau Jawa.

transmission will be developed in South Sumatera as a feeder for power from mine-mouth coal fired PLTU to the converter station of HVDC transmission which will be constructed to connect Sumatera island and Java island.

11

transmisi dan distribusi tenaga listrik diperlukan dana investasi sebesar US$ 64,9 miliar untuk proyek PLN saja dan total US$ 107,1 miliar jika digabung dengan proyek listrik yang diasumsikan akan dilaksanakan oleh swasta/IPP, dengan disbursement tahunan sebagaimana diperlihatkan pada gambar berikut ini.

generation, transmission and distribution, it requires investment fund of US$ 64.9 billion for just the PLN projects and a total of US$ 107.1 billion if combined with electrical power projects assumed to be carried out by private sector/IPP, with annual disbursement as shown in the following figure.

Pembangkit: 77.300Transmisi: 16.000Distribusi: 13.800

Total sekitar 107.100

Gambar 8. Kebutuhan investasi untuk pengembangan kelistrikan

[Figure 8. Investment need for development electricity development]

Selama ini sumber pembiayaan proyek-proyek PLN banyak diperoleh dari penerusan pinjaman luar negeri (two step loan), namun setelah tahun 2006 peranan pinjaman semacam ini mulai menurun dan sebaliknya pendanaan dengan obligasi terus meningkat, baik obligasi lokal maupun global. Proyek percepatan pembangkit 10.000 MW sepenuhnya dibiayai dari pinjaman yang diusahakan oleh PLN dengan garansi Pemerintah. Akhir-akhir ini PLN kembali berupaya memperoleh pinjaman dari lembaga keuangan multilateral dan bilateral untuk mendanai proyek-proyek kelistrikan yang besar, seperti Upper Cisokan Pumped Storage dan transmisi HVDC Sumatra – Jawa.

Rencana Pengembangan Sistem Jawa Bali

Tambahan kapasitas pembangkit tahun 2012-2021 untuk sistem Jawa Bali adalah 32,6 GW atau penambahan kapasitas rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 16,8 GW atau 51,5% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Partisipasi swasta direncanakan cukup besar, yaitu 15,8 GW atau 48,5%. PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 24,0 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%.

So far, most PLN projects had been financed through the “two-step” foreign loan. However, since 2006 the role of this role has been declining and on the other hand financing through local and global obligations has been increasing. The 10,000 MW accelerated power plant project has been fully financed by PLN initiated loan with Government guarantee. Lately, PLN has taken efforts to obtain loan from multilateral and bilateral financial institutions to financed large electrical power projects, such as Upper Cisokan Pumped Storage and HVDC Sumatera – Java transmission projects.

Development Plan of the Java-Bali System

The additional generating capacity for the period 2012-2021 for the Java-Bali system is 32.6 GW or 3.3 GW per year, including spread small scale PLTM (mini-hydro power plants with total capacity of 180 MW and Wind Power Plant of 50 MW. Out of afore mentioned capacity, PLN plan to build 16.8 GW or 51.5% of the overall additional capacity. Private participation has been planned large enough, i.e. 15.8 GW or 48.5%. Coal fired PLTU will dominate the type of power generation to be built, which is 24.0 GW or 73.6%, followed by gas fired PLTGU with total capacity of 2.2 GW or 6.9% and PLTG 1 GW or 3.1%.

12

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Kebutuhan GWh 132,371 143,474 156,387 170,461 185,803 198,747 212,568 227,381 242,878 259,431 Pertumbuhan % 9.6 8.4 9.0 9.0 9.0 7.0 7.0 7.0 6.8 6.8 Produksi GWh 151,519 163,649 178,652 194,723 212,102 226,656 242,781 259,710 277,393 296,408 Faktor Beban % 77.9 78.1 78.3 78.5 78.7 78.9 79.1 79.3 79.5 79.7 Beban Puncak Bruto MW 22,207 23,923 26,050 28,321 30,770 32,798 35,043 37,392 39,837 42,461 Pertumbuhan Beban Puncak 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

KAPASITASKapasitas Terpasang MW 22,506 22,306 22,282 22,282 22,282 21,450 21,250 21,450 21,250 21,450 PLN MW 18,471 18,271 18,247 18,247 18,247 17,415 17,215 17,415 17,215 17,415 Retired/Mothballed -51 -200 -25 0 0 -831 -200 0 0 0IPP MW 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035

PLN On-going dan Committed Priok Ext Blok 3 PLTGU 740 Lontar PLTU 630 Pelabuhan Ratu PLTU 1,050 Pacitan PLTU 315 315 Paiton Baru PLTU 660 Tj. Awar-awar PLTU 700 Adipala PLTU 660 Tanjung Jati B #4 PLTU 660 Indramayu #4 (FTP2) PLTU 1,000 Peaker Semarang PLTG 150 Upper Cisokan PS (FTP2) PLTA 1,040

Sub Total PLN On-going & Committed 3,005 2,065 660 150 - 1,040 1,000 - - - IPP On-going dan Committed

Cirebon PLTU 660 Paiton #3 PLTU 815 Celukan Bawang PLTU 380 Banten PLTU 625 Sumsel-8 MT PLTU 600 600 Sumsel-9 MT (PPP) PLTU 1,200 Sumsel-10 MT (PPP) PLTU 600

PROYEK

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Cilacap exp PLTU 600 Madura 2x200 MW (FTP2) PLTU 400 Jawa Tengah (PPP) PLTU 950 950 Rajamandala (FTP2) PLTA 47 PLTP FTP-2 PLTP - - 55 - 295 380 515 750 - -

Sub Total IPP On-going & Committed 1,475 - 435 - 2,567 1,930 3,265 750 - - RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS

Jawa-1 PLTGU 500 250 Jawa-2 PLTGU 750 Indramayu #5 PLTU 1,000 Lontar Exp #4 PLTU 315 Jawa-5 PLTU 1,000 1,000 Peaker Muara Karang PLTG 400 Peaker Grati PLTG 300 Peaker Pesanggaran PLTG 150 Karangkates #4-5 (Jatim) PLTA 100 Kesamben (Jatim) PLTA 37 Kalikonto-2 (Jatim) PLTA 62 Jatigede (Jabar) PLTA 110 Matenggeng PS PLTA 450 450 Jawa-1 PLTU 1,000 Jawa-3 PLTU 660 660 Jawa-4 PLTU 1,000 1,000 Jawa-6 PLTU 2,000 PLTP Non-FTP2 PLTP - - - - - 10 110 305 330 110

Sub Total Rencana Tambahan Kapasitas - - - 1,350 675 1,769 1,870 2,305 2,780 3,310 Total Tambahan 4,480 2,065 1,095 1,500 3,242 4,739 6,135 3,055 2,780 3,310 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 30,800 32,665 33,736 35,236 38,478 42,385 48,320 51,575 54,155 57,665

TOTAL KAPASITAS NETTO MW 29,568 31,433 32,503 34,003 37,245 41,153 47,088 50,343 52,923 56,433

PROYEK

Tabel 2. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Jawa Bali [Table 2. Power generation development Plan in Java-Bali System]

13

Sementara untuk energi terbarukan khususnya panas bumi sebesar 2,9 GW atau 8,8%, PLTA/PLTM/pumped storage sebesar 2,5 GW atau 7,6%, dan pembangkit lainnya 0,05 GW atau 0,2%.

Pada tahun 2015 reserve margin diperkirakan akan sangat tipis karena beberapa proyek pembangkit skala besar yang dalam RUPTL direncanakan beroperasi pada tahun 2015 diperkirakan akan terlambat. Pembangkit dimaksud adalah PLTA Pumped Storage Upper Cisokan 1.000 MW dan PLTU Lontar unit-4 660 MW yang merupakan proyek PLN, serta proyek PLTU IPP Cirebon unit-2 660 MW, Cilacap unit-3 600 MW, Madura 2x200 MW dan PLTP Kamojang, Wayang Windu, Karaha, Dieng, Tangkuban Perahu sebesar 350 MW.

Untuk memperbaiki reserve margin menjadi minimum 25% pada tahun 2015, PLN berupaya untuk menambah kapasitas pembangkit tenaga listrik sekitar 1.500 MW secara cepat. Mengingat jenis pembangkit yang dapat diimplementasikan secara cepat adalah pembangkit listrik berbahan bakar gas seperti PLTG dan PLTGU, maka PLN akan mempercepat pembangunan PLTG 800 MW dan PLTGU 750 MW yang memang telah direncanakan dalam RUPTL 2011-2020. PLTG tersebut akan dipasang di Muara Karang 400 MW dan Pesanggaran 150 MW yang akan dioperasikan dengan LNG, serta di Grati 300 MW yang akan dioperasikan dengan CNG. Sedangkan 1 blok PLTGU 750 MW akan dibangun di Gresik untuk dioperasikan dengan gas lapangan yang ada, namun dengan capacity factor rendah sehingga diperlukan tambahan pasokan gas baru. PLN berharap akan mendapatkan alokasi gas dari blok Cepu.

Whereas for renewable energy, particularly geothermal planned capacity is 2.9 GW or 8.8% , PLTA/PLTM /pumped storage 2.5 GW or 7.6% and other energy fueled power plants 0.05 GW or 0.2%.

In 2015, the reserve margin has been estimated very thin due to the large scale power plants which had been planned in the RUPTL for completion by 2015 would be late. These projects are PLTA Pump Storage Cisokan 1,000 MW and PLTU Lontar Unit-4 660 MW, which are PLN projects, and PLTUs IPP Cirebon Unit-2 660 MW, Cilacap Unit-3 600 MW, Madura 2x200 MW and PLTP (geothermal power plants) Kamojang, Wayang Windu, Karaha, Dieng, Tangkuban Parahu with total capacity 350 MW.

To improve the reserve margin to be a minimum of 25% by 2015, PLN has taken efforts to accelerate adding generating capacity by 1,500 MW. Because the type of generating plant that can be accelerated is gas fired power plants such PLTG and PLTGU, PLN would accelerate the construction of 800 MW PLTG and 750 MW PLTGU which have been planned in the 2012-2021 RUPTL. The aforementioned PLTGs are 400 MW PLTG Muara Karang and 150 MW PLTG Pesanggaran, which will be operated on LNG and 300 MW PLTG at Grati which will be operated using CNG. Whereas one block of 750 MW PLTGU at Gresik will be operated using natural gas available from existing field, but with low capacity factor so that it requires additional supply of new gas. PLN expects to obtain gas allocation from the Cepu Block.

GITET 500 kV Kit 500 kV

CIRATA

SAGULING

TASIKMALAYA

BANDUNGSELATAN

TANJUNG JATI B

INDRAMAYU

UNGARAN

PEDAN

MANDIRANCAN

A

CIBATU

A

U

U

U

U

PEMALANG

PLTU ADIPALA

RAWALO

BANTUL

UJUNGBERUNG

PLTU JAWA-1PLTUJAWA-3

UPLTU CILACAP

PLTU JATENG

UU

PSMATENGGENG

‒ Reinforcement MDRCN–UBRNG-BDSLN from 2cct to 3cct

‒ Connecting one of TASIK-DEPOK lines to BDSLN (single pi)

‒ Change of connection point: Jawa-1 CFPP connected to MDRCN and Jawa-3 CFPP to Switching Station between PMLNG-IDMYU

‒ Capacity increase for IDMYU– CBATU from 2cct 4xZebra to 4cct 4xDove

New 500 kV lines not connected to MDCRN

Gambar 9. Rencana perkuatan transmisi 500 kV di koridor utara pulau Jawa

[Figure 9. Plan to strengthen 500 kV transmission in the north corridor of Java Island]

14

Sistem transmisi 500 kV akan mengalami perubahan topologi terkait dengan tambahan kapasitas PLTU skala besar, peningkatan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem transmisi 500 kV Jakarta sebagaimana diilustrasikan pada gambar 11. SUTET Pemalang – Indramayu diubah menjadi tidak connect ke GITET Mandirancan. Selain itu terdapat sisipan switching station sebagai titik koneksi PLTU Jawa-3. PLTU Jawa-3 akan connect ke SUTET Pemalang-Indramayu pada switching station yang akan dibangun, dan PLTU Jawa-1 connect ke GITET Mandirancan. Sejalan dengan peningkatan power flow, dilakukan juga perkuatan SUTET 500 kV ruas Mandirancan – Ujung Berung – Bandung Selatan dari 2 sirkit menjadi 3 sirkit dengan memodifikasi salah satu menara sirkit tunggal menjadi menara sirkit ganda. Selain itu diperlukan juga pembangunan incomer single pi ke Bandung Selatan dari transmisi 500 kV Tasik – Depok eksisting. Kapasitas SUTET Indramayu – Cibatu juga diperkuat dari 2 sirkit dengan konduktor 4xZebra menjadi 4 sirkit dengan konduktor 4xDove terkait dengan pembangunan PLTU Jawa-4 dan pengembangan PLTU skala besar lainnya di masa yang akan datang

The 500 kV transmission system will undergo topological changes related to additional large capacity PLTU, inreased reliability and operational flexibility of the Jakarta 500 kV transmission system as illustrated in Figure 11. The EHV transmission line (SUTET) Pemalang – Indramayu will be changed to not-connected to EHV Substation (GITET) Mandirancan. Besides, there is an insertion of a switching station as a connecting point of PLTU Java-3. PLTU Java-3 will be connected to the EHV Pemalang-Indramayu at the switching station that will be built, and PLTU Java-1 will be connected to GITET Mandirancam. In line with the upgrading of power flow, the 500 kV SUTET portion of Mandirancam – Ujung Berung – Bandung will be upgraded from 2 circuits into 3 circuits by modification of one of the single circuit tower to become double circuit. Additionally, there is a need to build a single pi incomer to Bandung South from the existing 500 kV Tasik – Depok line. The capacity of SUTET Indramayu – Cibatu will also be strengthened from 2-cicuits with 4xZebra conductors to 4-circuits with 4xDove conductors with the construction of PLTU Java-4 and development of other large scale PLTU in the future.

MLNIUM

MGBSR II

PGLNG II

CLDUG III

DKTASII

MKRNG

ANGKE

ANCOL

KTPNG MGBSR

GBLMA

GRGOL

BDKMYOld

New

CKRNG

KBJRK

TGBRU

TGRNG

JTAKE

PSKMS

SPTAN

TNAGA

CKUPA

KMBNG

BLRJA

CITRA

TGRSA

LKONGLEGOK

SRPNG

PTKNG

PDNDH

GNDUL

CSW

KMANG

DEPOK III

DPBRU

CWANG

JTNGN

JTWRGMNTUR

SGLNG

CIBNG

BGBRU

CLGSI

SCBNG

PNCOL

GDMKR

JBEKAPDKLP

CKRNG

FAJAR

KSBRU

PGLNGPGSAN

PLMAS

CIPNG

MTWAR

MRNDA

KLPGD

KDSPI

PLPNG

PRIOK

GMBRU

GPOLA

MGRAI

KBSRH

DKTAS

STBDI

TMRSD

DRTGA

DNYSAMPANG

SMBRT

KARET

SNYAN

CKNDE

T E L U K J A K A R T A

Old New

Old

GDRIA

ASPEK

KMYRN

BNTEN

BNTRO

TMBUN

SNTUL

TSMYA

CMGIS

MAXIMTTNGI

AGPNSYAN

PKRNG

KDBDK

ITP

CSW II

TMBUN II

CLGSI II/JONGGOL

CIBNG II

JBEKA II

KSBRU II

LAUTS

GRGOL II

NSYAN II

CIPNG II

MNTUR II

KMYRN II

TMRSD II

DRKSB

MKRNG

TJBRT

CMGIS II

DMGOT

DNYSA II

JTWRG II

KLPGD II

GNSRIMKRNG III

TGBRU II

LKONG II

TNAGA II

SPTAN II

TGRSA II

SPTAN III

PLTU LONTAR3 x 300 MW

TGRNG III

CLDUG II

DRKSB III

PDNDH II

CSW 3

CBTUBR

BGORX

CLGON

RGNAN

KDSPI II

BKASIPGDNGCLDK

SKMDI

SMBRT II

LIPPO

LIPPO II

AGP II

CKG TWSHP

LKONGBNTRO II

BNTRO III

PSMEDE

CBATU

TMBUN

CWANGBR

HRPDH

CBATU

CBBUR

KAPUK

CSENG

GBLMA-2

PCRAN2

LKONG III

HVDC

Gambar 10. Rencana perkuatan transmisi 500 kV di Jakarta

[Figure 10. Plan to strengthen 500 kV transmission in Jakarta]

Untuk memperkuat pasokan sistem Jakarta, telah direncanakan pembangunan SUTET ruas Duri Kosambi – Muara Karang - Priok – Muara Tawar (looping SUTET jalur utara kota Jakarta). SUTET baru ini juga akan meningkatkan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem kelistrikan Jakarta dan

To strengthen the incoming power to the Jakarta system, it has been planned to construct SUTET for the intersection Duri Kosambi –Muara Karang – Priok – Muara Tawar (looping SUTET for north Jakarta route). This new SUTET will increase the reliability and flexibility of the Jakarta and Bekasi electrical

15

Bekasi.

Pada gambar 11 terlihat bahwa batubara akan mendominasi energi primer yang digunakan, yaitu 65% dari seluruh produksi pada tahun 2021, disusul oleh gas alam (termasuk LNG) sebesar 21%, panas bumi 10%, PLTA 3% dan BBM dalam jumlah yang sangat kecil. Peranan BBM yang pada tahun 2012 masih sekitar 6% akan menurun dan menjadi sangat kecil pada tahun 2021. Penurunan ini dapat diwujudkan apabila bahan bakar tersedia dalam jumlah seperti yang direncanakan dan hal ini harus diusahakan secara maksimal dalam rangka menekan biaya pokok produksi. Kontribusi gas alam akan menurun dari 22% pada 2012 menjadi 11% pada 2021 karena diperkirakan tidak ada tambahan pasokan gas lapangan yang pasti. Sedangkan peran LNG akan meningkat dari 4% pada tahun 2012 menjadi 10% pada tahun 2021 untuk mengoperasikan pembangkit beban puncak dan pembangkit ’must run’. Kontribusi panas bumi yang pada tahun 2012 hanya 5% akan naik menjadi 10% pada tahun 2021.

power system operation.

Figure 11 shows that coal will dominate the utilization of primary energy by 65% of the entire electricity production by 2021, followed by natural gas (including LNG) at 21%, geothermal (PLTP) 10%, Hydro-electric 3%, and oil fuel at a very small fraction. The role of oil fuel in 2012 will still be 6%, but it will decline to very small percentage in 2021. This decline can be achieved if alternative fuels are available in sufficient quantity as planned; and this could be achieved with maximal efforts to suppress the basic production cost of electricity. The contribution of natural gas is expected to go down from 22% in 2012 to 11% by 2021 because there is no certainty of gas supply from the fields. The role of LNG will increase by 4% in 2012 to 10% in 2021 to operate peaking power plants and the “must-run” power plants. The contribution of geothermal energy in 2012 is only 5% and it will increase to 10% by 2021.

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Gambar 11. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Jawa Bali [Figure 11. Projection of composition of electricity production by type of fuel in Java-Bali]

Pasokan gas berdasarkan kontrak saat ini diperlihatkan pada tabel 3. Untuk Tambak Lorok, diharapkan akan ada pasokan dari SPP (Lapangan Gundih) 50 mmscfd pada tahun 2013 dan Petronas (Lapangan Kepodang) 111 mmscfd pada tahun 2014 dan menjadi 116 mmscfd mulai 2016. Muara Karang dan Priok: PGN 27 mmscfd hingga tahun 2012; PHE ONWJ 120 mmscfd dan menurun

Table 3 shows the gas supply based on the prevailing contract. It is expected that:

a) Tambak Lorok will obtain gas from SPP (Gundih Field) at 50 mmscfd in 2013 and Petronas (Kapodang Field) 111 mmscfd beginning 2016.

b) Muara Karang and Priok from PGN at 27 mmscfd through 2012; from PHE ONWJ at 120 mmscfd

16

hingga 41 mmscfd pada 2016; PHE ONWJ (excess capacity) 20 mmscfd hingga 2017; FSRU Jakarta 100 mmscfd sejak tahun 2012; meningkat menjadi 167 mmscfd pada tahun 2013 dan menurun hingga 133 mmscfd pada tahun 2021. Muara Tawar: Dari Pertamina 25 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2016; PGN 79 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2017; Jambi Merang 33 mmscfd tahun 2011 dan menurun menjadi 7 mmscfd pada tahun 2014-2018; Medco 20 mmscfd hingga tahun 2014; PHE ONWJ 15 mmscfd mulai akhir tahun 2014 hingga 2018.

Perpanjangan kontrak gas tersebut perlu dipastikan. Cilegon: CNOOC 80 mmscfd kontrak jangka panjang; PGN 30 mmscfd. Gresik: Kodeco 110 mscfd hingga 2013 (selanjutnya ada potensi 100 mmscfd mulai tahun 2014); Hess 50 mmscfd hingga 2021; KEI 110 mmscfd tahun 2012 dan naik menjadi 130 mmscfd tahun 2013-2014 (selanjutnya menurun menjadi 60 mmscfd); MKS 22 mmscfd hingga tahun 2013. Grati: Santos Oyong 30 mmscfd hingga 2015; Santos Wortel 30 mmscfd hingga 2017 dan menurun menjadi 20 mmscfd mulai 2018; Sampang Mandiri Perkasa (SMP) 17 mmscfd hingga tahun 2018; Pasuruan migas 3 mmscfd hingga 2018.

and down to 41 mmscfd in 2016; PHE ONWJ excess capacity at 20 mmscfd through 2017; FSRU Jakarta at 100 mmscfd since 2012, going up to 167 mmscfd in 2013 and declining to 133 mmscfd in 2021.

c) Muara Tawar: From Pertamina at 25 mmscfd through 2013 and can be extended through 2016; PGN at 79 mmscfd through 2013and can be extended to 2017; Jambi Merang at 33 mmscfd since 2011 and down to 7 mmscfd in 2014-2018; Medco at 20 mmscfd through 2014; PHE )NWJ 15 mmscfd beginning 2014 to 2018.

Extension of the gas contracts should be ensured for: a) Cilegon: long term contract with CNOOC for 80

mmscfd; PGN for 30 mmscfd b) Gresik: Kodeco 110 mmscfd through 2013 (there

is a potential supply of 100 mmscd starting 2014); Hess 50 mmscfd through 2021; KEI 110 mmscfd in 2012 increasing to 130 mmscfd in 2013-2014 and down to 60 mmscfd after 2014; MKS 22 mmscfd through 2013.

c) Grati: Santos Oyong 30 mmscfd through 2015; Santos Wortel 30 mmscfd through 2017 and down to 20 mmscfd beginning 2018; Sampang Madura Perkasa (SMP) 17 mmscfd through 2018; and Pasuruan Migas at 3 mmscfd through 2018.

bbtud

No Pembangkit Pemasok 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021PHE ONWJ (GSA) 100.0 100.0 80.0 50.0 41.0 PHE ONWJ (Excess capacity) 20.0 PGN - Priok (GSA-IP) 27.0 FSRU PT NR (proses GSA) 100.0 166.7 166.7 166.7 133.3 133.3 133.3 133.3 133.3 133.3 Jumlah 247.0 266.7 246.7 216.7 174.3 133.3 133.3 133.3 133.3 133.3 PERTAMINA - P Tengah (GSA) 25.0 25.0 25.0 25.0 25.0 PGN (GSA) 79.0 79.0 79.0 79.0 79.0 79.0 MEDCO Eks Keramasan 20.0 20.0 20.0 Ex kontrak PLN Jambi Merang*) 33.0 25.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 PHE ONWJ 15.0 15.0 15.0 15.0 Jumlah 157.0 149.0 131.0 126.0 126.0 101.0 22.0 - - - CNOOC (GSA) 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 PGN (GSA) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 Jumlah 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 110.0 Petronas (Approval GSA) 111.0 116.0 116.0 116.0 116.0 116.0 116.0 116.0 SPP (GSA-IP) 25.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 Jumlah - 25.0 161.0 166.0 166.0 166.0 166.0 166.0 166.0 166.0 Kodeco (GSA)* 110.0 110.0 Hess (GSA) 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 KEI (GSA) 110.0 130.0 130.0 60.0 60.0 60.0 60.0 60.0 60.0 60.0 MKS (GSA) 22.0 22.0 WNE (GSA)Petronas-Bukit Tua (potensi-PJB)Ext Kodeco 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 Jumlah 292.0 312.0 280.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 210.0 Santos Oyong (GSA-IP) 30.0 30.0 30.0 30.0 Santos Wortel (GSA-IP) 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 30.0 20.0 20.0 20.0 20.0 Sampang Mandiri Perkasa (GSA-IP) 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 Pasuruan Migas (GSA-IP) 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 Jumlah 80.0 80.0 80.0 80.0 50.0 50.0 40.0 20.0 20.0 20.0

Jumlah Pasokan Gas di Jawa 886.0 942.7 1,008.7 908.7 836.3 770.3 681.3 639.3 639.3 639.3

1 Muara Karang dan Priok

2 Muara Tawar

3 Cilegon

4 Tambaklorok

5 Gresik

6 Grati

Tabel 3. Situasi pasokan gas untuk pembangkit listrik Jawa Bali

[Table 3. Gas supply situation for the Java-Bali electrical power generation]

17

No. Power Plant Role MW 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211 Muara Karang 247 267 247 217 174 133 133 133 133 133

CC Blok 1 Medium 507 83 83 100 67 67 40 40 40 63 63 CC Blok 2 (Rep) Medium 720 90 69 68 73 73 70 70 70 83 83 STEAM Base 400 38 39 38 GT Baru Peak 400 20 20 20 20 20 20 20

2 Tanjung PriokCC Blok 1 Medium 590 38 60 57 60 65 65 65 65 65 CC Blok 2 Medium 590 60 57 60 65 65 65 65 65 CC Blok 3 (Ext) Medium 743 36 76 80 86 82 67 55 66 67 67

Sum of Demand 3.950 247 267 367 398 400 326 314 326 362 362 Supply 147 100 80 50 41 Supply LNG 100 167 167 167 133 133 133 133 133 133 Surplus-Deficit 0 0 -120 -181 -225 -193 -181 -192 -229 -229

3 Muara TawarCC Blok 1 Medium 640 83 75 108 108 74 77 77 77 97 97 GT Blok 2 Peak 280 37 37 29 30 30 30 35 35 GT Blok 3 Peak 429 22 22 74 74 32 34 34 34 45 45 GT Blok 4 Peak 429 22 22 49 49 32 34 34 34 45 45 CC Blok 5 Medium 234 29 29 35 35 33 34 34 34 36 36

Sum of Demand 2.012 157 149 303 303 200 209 209 209 257 257 Supply 157 149 151 146 146 121 42 20 20 20 Supply LNGSurplus-Deficit 0 0 -152 -157 -54 -89 -168 -189 -237 -237

4 GresikCC Blok 1 Medium 526 64 70 55 58 58 57 59 57 56 56 CC Blok 2 Medium 526 64 70 55 59 59 59 59 59 59 59 CC Blok 3 Medium 526 64 70 55 59 59 59 59 59 59 59 STEAM Base 400 101 102 94 59 60 CC Jawa-5 Medium 750 35 72 72 72 72 72 72

Sum of Demand 2.729 292 312 260 270 308 247 249 248 246 246 Supply 292 312 280 210 210 210 210 210 210 210 Surplus-Deficit 0 0 20 -60 -98 -37 -39 -38 -36 -36

No. Power Plant Role MW 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20215 Tambak Lorok

CC Blok 1-2 Medium 1.034 25 161 158 158 158 159 133 123 123 GT Peak 150 8 8 8 8 8 8 8 STEAM 200

Sum of Demand 1.384 25 161 166 166 166 166 140 130 130 Supply 25 161 166 166 166 166 140 130 130 Surplus-Deficit 0 0 0 0 0 0 0 0 0

6 GratiCC Blok 1 Medium 462 80 80 80 61 57 61 61 60 61 61 GT Blok 2 Peak 302 16 16 16 16 16 16 16 GT Baru Peak 300 15 15 15 15 15 15 15 CC Jawa-7 Medium 750 82

Sum of Demand 1.814 80 80 80 92 87 91 91 90 91 173 Supply 80 80 80 80 50 50 40 20 20 20 Surplus-Deficit -12 -37 -41 -51 -70 -71 -153

7 CC Cilegon Medium 740 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 Supply 110 110 110 110 110 110 110 110 110 110 Surplus-Deficit

8 GT Pesanggaran Peak 250 19 26 26 12 12 12 12 12 SupplySurplus-Deficit -12 -12 -12 BALANCE

Total Demand 886 943 1.300 1.364 1.296 1.162 1.153 1.135 1.209 1.291 Total Supply 786 776 862 762 723 657 568 500 490 490 Surplus/Deficit -101 -166 -438 -602 -573 -505 -585 -635 -719 -801

Tabel 4. Neraca gas pembangkit listrik Jawa Bali

Kebutuhan gas untuk pembangkit tenaga listrik di Jawa-Bali ditunjukkan pada tabel 4. Pada tahun-tahun mendatang direncanakan akan ada tambahan kapasitas pembangkit berbahan bakar gas sebagai berikut: PLTG peaker 850 MW tahun 2015, PLTGU Jawa 1 (di Gresik) 750 MW pada tahun 2015/2016 menggunakan gas yang ada dan mulai tahun 2017 diharapkan akan menggunakan gas dari blok Cepu, PLTGU Jawa 2 (di Grati) 750 MW pada tahun 2021

Demand of gas for Java-Bali power generation is shown in Table 4. In the coming years, it is planned to have additional gas fired generating plant capacity as follows: (i) PLTG peaker 850 MW in 2015;

(ii) PLTGU Java-1 (in Gresik) 750 MW in 2015/2016 using available gas and starting 2017 from Cepu Block;

(iii) PLTGU Java-2 (Gresik) 750 MW in 2021, the gas

18

perlu diupayakan pasokan gasnya.

Dari tabel 4 terlihat bahwa apabila volume LNG dari FSRU Jakarta adalah hanya 167 mmscfd, maka akan terjadi kekurangan pasokan gas untuk Muara Karang dan Priok mulai tahun 2014 karena kedua pembangkit tersebut harus beroperasi dengan output yang tinggi. Tabel tersebut juga menunjukkan adanya defisit pasokan gas untuk Muara Tawar yang cukup besar, karena sifat must run pembangkit ini dalam memasok Jakarta khususnya selama beban puncak yang berlangsung cukup lama. Dari tabel tersebut juga terlihat pasokan gas di Gresik akan berlebih dalam jangka pendek, yaitu pada 2012-2014.

Rencana Pengembangan Sistem Sumatera

Neraca daya sistem Sumatera diberikan pada tabel 5. Rencana pengembangan pembangkit yang baru pada sistem Sumatera meliputi sebagai berikut: PLTU mulut tambang Riau Kemitraan dengan kapasitas sekitar 1200 MW dan rencana beroperasi pada tahun 2018. Proyek PLTU ini bekaitan dengan rencana interkoneksi antara Sumatera dan Semenanjung Malaysia melalui transmisi HVDC 250 kV. PLTA Batang Toru 510 MW merupakan proyek unsolicited yang didesain sebagai pembangkit peaking. PLTA Ketahun 3 61 MW direncanakan untuk beroperasi pada tahun 2018 untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaking di Bengkulu. PLTP Seulawah Agam berkapasitas 110 MW mengingat potensi panas bumi cukup besar dan untuk lebih meningkatkan daya tarik proyek bagi pengembang.

Rencana pengembangan penyaluran di sistem Sumatera meliputi proyek transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek pembangkit PLTU fast track program, PLTA, PLTU IPP dan PLTP IPP; pembangunan transmisi baru 275 kV terkait proyek pembangkit PLTU fast track program dan IPP; pengembangan transmisi 150 kV tersebar di Sumatera dalam rangka memenuhi kriteria keandalan dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi; pembangunan transmisi 275 kV dan 500 kV sebagai tulang punggung transmisi interkoneksi Sumatera, pembangunan transmisi dan kabel laut Sumatera – Peninsular Malaysia yang bertujuan untuk mengoptimalkan operasi kedua sistem.

supply source has yet to be searched.

Table 4 reveals that if the LNG volume from FSRU Jakarta is only 167 mmscfd, then there will be shortage of gas for Muara Karang and Priok starting fro 2014, because both power plant should operate at high output. Table 4 also shows that there will be large gas supply deficit for Muara Tawar, because of the “must run” condition of this power plant to especially supply Jakarta during peak hours which last quite a long time. The table also reveals that there will be surplus gas supply for Gresik during a short period between 2012 to 2014.

Sumatera System Development Plan

Table 5 shows the power supply and demand balance of the Sumatera power system. Plan for new power plants in the Sumatera system includes the following: (i) Coal mine-mouth PLTU Riau Partnership (Public Private Partnership) with 1,200 MW capacity and commercial operating date 2018. This project is related to the plan of interconnecting Sumatera and Malaysia Peninsula through 250 kV HVDC. (ii) PLTA Batang Toru 510 MW is an unsolicited project designed as a peaking power plant. (iii) PLTA ransmission lines -3 61 MW planned to be in operation by 2018 to meet the peak load demand in Bengkulu. (iv) PLTP (geothermal) Seulawah 110 MW – in view of the large geothermal resource potential and to attract interest of developers.

The transmission development plan in the Sumatera system include: (i) new 150 kV related to fast track program covering hydro electric, coal fired steam turbine and geothermal IPPs; (ii) construction of new 275 kV transmission line related to fast track coal fired PLTU program and IPP; (iii) spread out 150 kV transmission line development in order to meet system reliability criteria and to overcome transmission bottleneck, improvement of service voltages and operational flexibility; (iv) construction of the 275 kV and 500 kV backbone transmission lines of the Sumatera interconnection and construction of Sumatera – Malaysian Peninsula submarine cable to optimize operations of both systems.

19

No. Demand & Power Plant Unit 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 Electricity DemandProduction GWh 28.153 30.275 33.098 36.414 40.060 44.213 48.783 53.768 59.324 65.405 Peak Load MW 4.464 4.800 5.322 5.938 6.533 7.210 7.955 8.768 9.674 10.516

2 Existing PlantsInstall Capacity MW 5.202 5.184 4.630 3.580 3.529 3.337 3.337 3.337 3.337 3.337

3 NEW CAPACITY ADDITIONPLN ON-GOING & COMMITTED

Tarahan (FTP1) Coal 200 Meulaboh #1,2 (FTP1) Coal 220 Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Coal 440 Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Coal 224 Riau (Amandemen FTP1) Coal 220 Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) Coal 400 Duri 1 (Ex Relokasi Jawa) GT 32 Sungai Gelam (CNG/Peaker) Gas Eng 12 92 Jaka Baring (CNG/Peaker) Gas Eng 50 Duri Gas Eng 112 P. Brandan GT/GE 200 Arun GT/GE 200 Batanghari CC 30 Keramasan CC 40 40 Ulubelu #1,2 Geo 110 Hululais (FTP2) Geo 110 Sungai Penuh (FTP2) Geo 110 Peusangan 1-2 Hydro 88 Asahan III (FTP2) Hydro 174

RENTALBorang GT 30 -30 Payo Selincah GT 100 Tarahan #5,6 Coal 240 Dumai Coal 240 Sumbagut Coal 360

IPP ON-GOING & COMMITTEDBanjarsari Coal 230 Keban Agung Coal 113 113 Sumsel - 5 Coal 150 150 Sumsel - 7 Coal 300 Riau Kemitraan (PLN-TNB-PTBA) Coal 1.200 **)

No. Demand & Power Plant Unit 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021Jambi KPS Coal 400 400 Sumsel - 6 Coal 600 Gunung Megang, ST Cycle CC 30 Lumut Balai (FTP2) Geo 110 110 Ulubelu #3,4 (FTP2) Geo 55 55 Sarulla I (FTP2) Geo 110 220 Rajabasa (FTP2) Geo 220 Muara Laboh (FTP2) Geo 220 Rantau Dedap (FTP2) Geo 110 110 Wampu Hydro 45 PLTM Tersebar Sumut Mini Hydro 4 45 55 91 Batang Toru (Tapsel) Hydro 510

UNALLOCATEDMeulaboh #3,4 Coal 200 200 PLTU Mulut Tambang Sumsel-1 Coal 600 Aceh Timur GT 70 Lampung Peaker GT/GE 100 Jambi Peaker GT/GE 100 Riau Peaker GT/GE 200 Duri CC 50 50 Sarulla II (FTP2) Geo 110 Seulawah (FTP2) Geo 110 ***)Sorik Marapi (FTP2) *) Geo 240 *)Suoh Sekincau Geo 110 110 Wai Ratai Geo 55 Simbolon Samosir Geo 55 55

` Sipoholon Ria-Ria Geo 55 G. Talang Geo 20 Danau Ranau Geo 110 Bonjol Geo 165 Kepahiyang Geo 220 Simonggo-2 Hydro 86 Masang-2 Hydro 55 Ketahun-3 Hydro 61 Simpang Aur (FTP2) Hydro 23 Semangka (FTP2) Hydro 56 Hasang (FTP2) Hydro 40 Peusangan-4 (FTP2) Hydro 83 Merangin Hydro 350

4 SUM OF SUPPLY MW 5.740 6.515 7.236 8.237 9.852 11.576 13.219 14.595 15.545 16.145

Tabel 5. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sumatera Table 5. Power generation development plan in Sumatra

20

Rencana pengembangan sistem kelistrikan Sumatera diperlihatkan pada gambar dibawah ini.

Development plan of the Sumatera electrical power system is shown in the following figure.

Prabumulih

Baturaja

Tarahan

Tes HEPP

Sukamerindu

Bangko

Tl. Kelapa

MarianaLubuk

Linggau

Payo Selincah

Adijaya

B. TegiHEPP

1 . PLTG Apung2. PLTG Ex Pulo Gadung3 . IPP Palembang Timur

KiliranjaoSalak

Lubuk Alung Pauh

Limo

S.Haru

Bagan Batu

Kulim

S.Penuh

PagarAlam

SingkarakHEPP

Pd. Luar

Teluk Lembu

Duri

Banda Aceh Sigli Bireun Lhokseumawe

Idie

PLTA Sipan

Tele

Brastagi

PLTU/GU

K. Tanjung

G.Para

P. Siantar

Porsea

Kisaran

Aek Kanopan

R. Prapat

K. Pinang

Panyabungan

Asahan IHEPP

Meulaboh

Takengon

Tembilahan

Muara Bungo

Bagan Siapi- api

P. Kerinci

ManinjauHEPP

Manna

Bangkinang

Sibolga

Glugur

Mabar

T . Morawa

KIM

Pd. Panjang

Keramasan

Simpang 3

Sribawono

Borang

Gumawang

New Tarahan

Kalianda

Sp.Banyak

Mukomuko

Simpang 4

Tapak Tuan

Sabulusalam

PLTU

P. Susu

P. Pangarayan

PLTU Riau Kemitraan

Musi HEPP

Sumbar Pessel

PLTUL. Angin

PLTG G. Megang

SistemJAWA

Sukarame

B. Umpu

Tualang Cut

Jantho

Seulawah

New G.Sakti

Garuda Sakti

TNBMalaysia

Malaka

5

671

2

3 4

P.Pasir

T. Tinggi

Labuhan

Tegineneng

Sutami

Binjai

P.Geli

Namorambe

Titi KuningDenai

Galang

P. Brandan

Batusangkar

Ombilin

Payakumbuh

Perawang

Tenayan

Siak Sri Indra Pura

T. Kuantan

Bungus

Indarung

Kt. PanjangHEPP

MeranginHEPP

Peusangan 1-2HEPP

Blangkjeren

Kuta Cane

Lawe MamasHEPP

Pasir Putih

Perbaungan

Belawan

Lamhotma

Aur Duri

PLTUJambi (KPS)

Lahat

BukitAsam

Betung

PLTG Kaji

PLTUS. Belimbing

PLTUBanjarsari

PLTUK. Agung

KotabumiBukit

Kemuning

PLTPL.Balai

Liwa

Bengkunat

NatarGd. Tataan

Tlk . Betung

Tlk. Ratai

WampuHEPP

Metro

PLTP Wai Ratai

.

S. Lilin

B. Lincir

M. ENIM

PLTUMeulaboh

Pd . Sidempuan

PLTPUluBelu

Pagelaran

K. Agung

PLTPRajabasa

Langkapura

Besai HEPP

PLTPS. Sekincau

Menggala

P. Ratu

PLTPHulu Lais

PLTPR.Dedap

MuaraDua

PLTPD. Ranau

T.Tinggi

Sekayu

KayuAgung

T.Api-api

GIS Kota I

P.Baai

Muara Bulian

Sarolangun

MuaraRupit

K. Tungkal

KambangPLTUSumbar-1

PLTPM.Laboh

Pariaman

PIP

GIS Kota

SolokPLTP

G. Talang

KandisMinas

DumaiKID

T.Pura

D. Sanggul

TarutungPLTPP. Bukit

SidikalangRenun HEPP

G.Tua

PLTPSarulla&

Sipaholon

Simangkok Asahan IIIHEPP

Asahan IV&VHEPP

Sei.SeiRotan

PLTUSumut-2

PLTPS. Merapi

K. NamuP. Batu

Ulee Kareng

Samalanga

C. Trueng

P. Labu

Rengat

D

P

U

Blang Pidie

PekalonganArgamakmur

Mesuji

Dipasena

PLTA B. Toru

Langsa

Note :1. GI 275 kV Sigli – COD 20162. GI 275 kV Meulaboh – COD 20173. GI 275 kV Lhokseumawe – COD 20164. GI 275 kV Sarulla – COD 20145. GI 275 kV Payakumbuh – COD 20146. GI 275 kV Kiliranjao – COD 20147. GI 275 kV Muara Bungo – COD 20148. GI 275 kV Bangko - COD 20149. GI 275 kV Lubuk Linggau - COD 201410. GI 275 kV Lahat - COD 201411. GI 275 kV Gumawang – COD 201412. GI 275 kV Muara Enim – COD 201513. GI 275 kV Betung – COD 201414. GI 275 kV New Aur Duri – COD 2015

GI 500 kV New Aur Duri – COD 201615. GI 500 kV Rengat – COD 201616. GI 275 kV New Garuda Sakti – COD 2014

GI 500 kV New Garuda Sakti – COD 201617. GI 275 kV P. Sidempuan – COD 201418. GI 275 kV Simangkok – COD 201119. GI 275 kV Galang – COD 201320. GI 275 kV Binjai – COD 201321. GI 275 kV Pangkalan Susu – COD 201322. GI 275 kV Ulee Kareeng – COD 201623. GI 275 kV & 500 kV Rantau Prapat – COD

201824. GI 500 kV Sei Rotan - 2018

Gambar 12. Rencana pengembangan sistem transmisi di Sumatera [Figure 12. Development plan of transmission system in Sumatra]

Gambar 13 menunjukkan peranan masing-

masing energi primer di Sumatera sebagai berikut : peranan minyak (HSD dan MFO) yang pada tahun 2012 masih tinggi, yaitu sekitar 8,0 TWh, akan sangat berkurang menjadi sekitar 236 GWh pada tahun 2021. Hal ini terjadi karena penggunaan BBM untuk pembangkit peaker diganti dengan LNG/CNG. Peranan LNG akan mulai dirasakan pada tahun 2014, yaitu sekitar 4.027 GWh dan cenderung konstan berdasarkan sumber pasokan LNG Arun. Peranan pembangkit gas yang semula 7,9 TWh pada tahun 2012 akan naik menjadi 8,7 TWh pada tahun 2014, dan secara bertahap akan menurun kembali menjadi 5.249 GWh pada tahun 2021. Hal ini karena pengoperasian pembangkit gas disesuaikan dengan ketersediaan gas dari kontrak yang ada. Peranan pembangkit batubara akan semakin dominan. Pada tahun 2012 hanya 8,1 TWh

Figure 13 shows the role of each primary energy in Sumatra as follows: i). The role of oil fuel (HSD and MFO) which is still high in 2012, i.e. about 8.0 TWh, will be reduced to approximately 236 GWh in 2021. This is due to the substitution of oil fuel used for power plant peaker will be substituted by LNG/CNG; ii). The role of LNG will be felt after 2014, i.e. about 4.027 GWh and tend to be steady based on supply from LNG Arun; iii). The role of gas fired power plants which was 7.9 TWh in 2012 will increase to 8.7 TWh in 2014, and will cascaded down to 5.249 GWh in 2012. This is because the operation of gas fired power plant will be adjusted with the availability of gas supply from the available contracts; (iv) The role of coal will become increasingly dominant. In 2012, it’s only 8.1 TWh and it will increase to 36.3 TWh in 2012; (v) The role of hydro-electric in 2011 was 4.6 TWh and will be growing with incoming PLTA Asahan-3, PLTA

21

akan naik 4 kali lipat menjadi 36,3 TWh pada tahun 2021. Peranan pembangkit hidro pada tahun 2011 semula 4,6 TWh dan akan semakin besar dengan masuknya PLTA Asahan 3, PLTA Peusangan 1-2 pada tahun 2016 dan PLTA Merangin pada tahun 2018 serta PLTA Simonggo-2 dan PLTA Masang-2 pada tahun 2017, PLTA Ketahun-3 dan PLTA Batang Toru pada tahun 2019. Peranan hydro pada tahun 2021 akan mencapai 36,3 TWh.

Kontribusi pembangkit panas bumi akan meningkat luar biasa besar pada tahun 2021 dengan produksi 11,8 TWh, atau 18% dari produksi total. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTP yang pada tahun 2009 hanya 1.0 GW akan meningkat menjadi hampir 2.500 MW pada tahun 2021. 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. Namun banyaknya kandidat proyek PLTP yang kepastian implementasinya masih rendah akan membuat situasi yang cukup rawan bagi Sumatera mengingat ketidakpastian pelaksanaan beberapa PLTU IPP lain juga tinggi.

Peusangan 1-2 in 2016 and PLTA Merangin in 2018 as well as PLTA Simonggo-2 and PLTA Masang-2 in 2017, PLTA Ketahun-3 and PLTA Batang Toru in 2019. The role of hydro power in 2021 will reach 36.3 TWh.

Contribution of geothermal power plants (PLTP) will significantly increase in 2021 with total production of 11.8 TWh, or 18% of the total electricity production. This happened due the large addition of PLTPs, which was only 1.0 GW in 2009 and will increase to 2,500 MW in 2021. The many candidates of PLTP projects in Sumatera will result capacity factor of other generating plants, i.e. coal fired PLTU, will be low if all PLTU and PLTP projects are completed on time. However, the certainty of PLTP project implementation is low, making the supply situation critical in Sumatera because the uncertinty of implementation some IPP PLTUs is also high.

-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Pro

du

ksi e

ner

gi (

GW

h)

MFO HSD LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Gambar 13. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sumatera

[Figure 13. Projection of composition of electriciry production by fuel type in Sumatra]

22

No Power PlantCap.

(MW)COD

Quantity(bbtud)

Gas SourceCF 80% with Eff

1 GT Duri 1 (Relokasi) 60 2012 8,2 Jambi Merang 30%2 GT Payo Selincah 100 2012 19,3 Jambi Merang 34%3 GE Duri 112 2013 16,3 Jambi Merang 45%4 CC Duri (CF 85%) 100 2014/15 20 Jambi Merang 40%5 GE Rengat 20 2012 3 Jambi Merang 45%6 GT Aceh Timur 70 2014 15 Medco 34%7 CC Keramasan 80 2013/14 13 40%8 GE Sungai Gelam 12 2012 2 Sungai Gelam 45%9 GT Borang 60 2011/12 11,6 Borang 34%

10 GE Borang 30 2011 4,5 Borang 45%11 GT Talang Duku (CF 55%) 60 2011 8 Talang Duku 34%

No Power PlantCap.

(MW)COD

Quantity(bbtud)

Gas SourceCF 25% with Eff

1 GT (Aero) Jaka Baring 50 2012 3 Jaka Baring (CNG) 36%2 GE Sei Gelam 104 2012/13 5 Sei Gelam (CNG) 45%3 GT/GE Arun 200 2014 12/9 34%/45%4 GT/GE P. Brandan 200 2014 12/9 Tangguh (LNG) + 34%/45%5 GT Paya Pasir + Task Force 140 Eksisting 10 Regasifikasi Arun 30%6 CC Belawan (CF 50%) 800 Eksisting 75 38%7 GT/GE Riau Peaker 200 2015 12/9 Jambi Merang (CNG) 34%/45%8 GT/GE Jambi Peaker 100 2015 6/4,5 unallocated (CNG) *) 34%/45%

10 GT/GE Lampung Peaker 200 2015 12/9 unallocated (CNG) **) 34%/45% Tabel 6. Rencana pasokan gas untuk pembangkit di sistem Sumatera [Table 6. Plan of gas supply for power generation in Sumatera system]

23

No Power Plants Gas Supplier 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211 Aceh Timur Medco Blok A - - 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 2 Belawan, P. Pasir, Kambuna 13,0 5,0 - - - - - - - -

P. Brandan dan FSRU LNG Tangguh - - 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 Arun Anggor (Potensi) 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0

3 Teluk Lembu Kalila 9,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 4 PLTG sewa Bentu Kalila Bentu (Potensi) 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 5 PLTG sewa Melibur Kondur (Potensi) 0,6 0,6 0,6 0,6 6 PLTG sewa Jabung Petro China (Potensi) 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 7 Sungai Gelam EMP Sungai Gelam 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 - - -

PEP - TAC Sungai Gelam 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 - - - - 8 Simpang Tuan Perusda Jambi 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 9 Payo Selincah Energasindo 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 - - -

Jambi Merang 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 - - 10 Jakabaring (CNG) PDPDE Sumsel 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 - - 11 Indralaya Medco E&P Indonesia 24,0 - - - - - - - - - 12 Talang Duku PGN 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 - - - 13 Borang Medco E&P Indonesia 15,0 15,0 - - - - - - - - 14 Keramasan Medco E&P Indonesia 22,0 22,0 - - - - - - - -

Pertamina EP 15,0 15,0 15,0 15,0 - - - - - - 15 PLTMG Duri Jambi Merang - 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 25,0 - -

PLTG Duri Relokasi Jambi Merang 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 10,0 16 Rengat Jambi Merang 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - - 17 Bangka Peaker PLN Batam (mini LNG) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - - 18 Rengat PLN Batam (mini LNG) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - - 19 Rengat PLN Batam (mini LNG) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 - -

Sum 220,1 237,1 360,1 360,1 344,5 344,5 309,0 278,0 195,0 195,0 [Tabel 7. Neraca gas pembangkit di sistem Sumatera]

[Table 7. Power generation gas balance in Sumatera system]

Beberapa tabel diatas menggambarkan kebutuhan dan rencana pasokan gas untuk sistem Sumatera.

Rencana Pengembangan Sistem Kalimantan Barat

Kapasitas terpasang pembangkit saat ini adalah 252 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 sedang konstruksi dan direncanakan beroperasi pada tahun 2014.

PLN dan perusahaan listrik Sarawak (Sesco) telah menandatangani PEA (power exchange agreement) yang berisi rencana PLN membeli listrik untuk memasok sistem Kalimantan Barat dari Serawak sebesar 50 MW flat (sebagai baseload) dan pada beban puncak dapat membeli hingga 230 MW mulai awal tahun 2015 hingga tahun 2019. Dalam jangka panjang dimungkinkan seluruh pembelian tenaga listrik dari Serawak adalah hanya selama beban puncak. Hal ini dapat menunda kebutuhan pembangkit peaking yang berbahan bakar mahal. Namun untuk mengurangi ketergantungan yang terlalu besar terhadap pasokan dari Sarawak, maka direncanakan pembangunan PLTG/MG 100 MW di

Some tables above describes demand of electricity and gas supply plan for the Sumatera system.

Development Plan of West Kalimantan System

Present installed capacity is 252 MW (including rental). All power plants in West Kalimantan use oil fuel so that operating cost is very high. All additional power plants in the West Kalimantan system are still in the planning stage, except Accelerated (coal fired) PLTU Phase I: PLTU Parit Baru (2x50 MW) and PLTU Kura-kura (2x25 MW) which are under constructin and planned to be operational in 2014.

PLN and Sarawak Electricity Company (SESCO) has signed Power Exchange Agreement (PEA) whereby PLN plans to buy electricity to supply West Kalimantan system from SESCO for 50 MW flat (as base load) and during peak load may buy 230 MW beginning early 2015 through 2019. In the long-term the electricity purchase will only be during peak load period. This will enable postponement of peaking power plant requirement that uses expensive fuel. However, to reduce large dependency of supply from Serawak, it has been planned to build gas fired PLTG/MG 100 MW in 2019, when the PEA (import energy agreement) from Serawak expires.

24

tahun 2019, yaitu pada saat berakhirnya perjanjian impor energi dari Serawak.

Dari neraca daya sistem Kalimantan Barat terlihat bahwa reserve margin akan mencapai 58% pada tahun 2020. Namun hal ini masih dapat diterima dengan pertimbangan proyek-proyek PLTU Kalbar berisiko terlambat karena berbagai sebab, interkoneksi dengan Serawak tidak ada klause take or pay yang berbasis power pada waktu beban puncak.

The power supply and demand balance of the West

Kalimantan system reveals that the reserves margin will reach 58% in 2020. This situation is still acceptable since the West Kalimantan PLTU projects have risk of being delayed due to various problems, and interconntion with Serawak has no power base take-or-pay during peak load.

Tabel 8. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Kalimantan Barat [Table 8. Power generation plan in West Kalimantan System]

roduksi energi per jenis energi primer di sistem Kalimantan Barat diberikan pada gambar dibawah ini. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: pada tahun 2012 karena belum adanya pengoperasian pembangkit baru berbahan bakar selain BBM, maka produksi dengan BBM untuk sistem interkoneksi akan mencapai 1.374 GWh. Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU batubara dan impor lstrik dari Sarawak, maka penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan Kalbar dapat jauh dikurangi. Sumber energi air terdapat di daerah Nanga Pinoh sehingga direncanakan PLTA Nanga Pinoh 98 MW yang direncanakan beroperasi pada tahun 2019. Terdapat rencana pengiriman LNG dari Batam ke Kalbar yang akan dimanfaatkan untk pembangkit peaker 100 MW dengan kebutuhan gas

Electricity production by types of primary energy in West Kalimantan system is shown in the Figure below. The role of each primary energy can be explained as follows: (i) In 2012, because there is no other power plants operation but using oil fuel (BBM), the electricity production using BBM in the interconnection system would reach 1,374 GWh. In line with the operation of coal fired PLTU and electricity import from Serawak, the use of BBM as the primary fuel in the West Kalimantan system can be significantly reduced; (ii) Hydro power resources are found in the Nanga Pinoh area. It has been planned to build PLTA Nanga Pinoh 98 MW to be operational in 2019; (iii) There is also a plan to shiiped LNG from Batam to West Kalimantan which will be used to fuel peaking power plant of 100 MW with gas demand of 5 bbtud; (iv) The role of high speed diesel oil through 2021 remains important but in smaller

No. Satuan 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 KebutuhanProduksi GWh 1.374 1.725 1.993 2.176 2.525 2.707 2.879 3.060 3.304 3.567 Faktor Beban % 72 75 66 67 66 65 66 66 67 67 Beban Puncak MW 219 262 346 371 405 472 501 532 564 609

2 PasokanDaya Mampu Netto MW 252 339 284 94 50 75 61 61 69 69 PLN MW 52 52 52 52 Interkoneksi sistem-sistem isolated MW - 12 47 42 50 75 61 61 69 69 Sewa MW 200 275 185 - - - - - - - Retired & Mothballed (PLN) MW - - - 153 - - - - - -

3 Tambahan KapasitasPLN ON-GOING DAN COMMITTED

Pantai Kura-Kura (FTP1) PLTU 55Parit Baru (FTP1) PLTU 100Parit Baru - Loan China (FTP2) PLTU 100

IPP ON-GOING DAN COMMITTED Pontianak - 3 PLTU 50

RENCANA TAMBAHAN KAPASITASKalbar-1 PLTU 100 100Pontianak Peaker PLTG/MG 100Nanga Pinoh PLTA 98

Impor dari SESCo (Peaking) 275 KV 120 50Impor dari SESCo (Baseload) 275 KV 50 -50

4 Jumlah Pasokan MW 252 339 439 519 525 650 736 786 892 942

Kebutuhan dan Pasokan

25

5 bbtud. Peranan HSD hingga tahun 2021 tetap penting namun dalam volume yang lebih kecil untuk melistriki sistem-sistem kecil terisolasi.

volume to operate small power plants in isolated systems.

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Pro

duks

i ene

rgi (

GW

h)

MFO HSD SESCO Hydro

Coal

LNG

Import from SESCO

Fuel Oil

Hydro

Gambar 14. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Kalimantan Barat [Figure 14. Projection of composition of power generation for each type of fuel in West Kalimantan]

Rencana Pengembangan Sistem Kalseltengtim

Sistem Kalselteng dan sistem Kaltim ini telah lama mengalami kekurangan pasokan daya dan seringkali mengalami defisit daya. Upaya perbaikan jangka pendek telah dilakukan PLN, yaitu dengan sewa PLTD. Penyelesaian jangka panjang yang sedang dilakukan adalah membangun dan merencanakan beberapa proyek PLTU batubara, PLTG/MG gas dan PLTA. Namun pada kenyataannya banyak proyek pembangkit mengalami hambatan, sehingga penyelesaian proyek tertunda dari jadwal. Akibatnya pasokan daya dari upaya jangka pendek (sewa PLTD) menjadi tidak cukup karena kalah cepat dengan kenaikan bebannya. Dampak selanjutnya pemeliharaan mesin pembangkit tidak dapat dilakukan sebagaimana mestinya karena pembangkit harus tetap beroperasi, dan beberapa calon pelanggan potensial dengan daya cukup besar tidak dapat dilayani.

Pada saat ini daya mampu pembangkit PLN dan IPP termasuk sewa PLTD dan excess power di sistem Kalseltengtim adalah 669 MW, dengan beban puncak sekitar 660 MW, belum termasuk PLTU Asam-Asam unit 3 dan 4 yang diperkirakan akan commisioning pada triwulan 4 tahun 2012 dan

Development Plan of South, Central and East Kalimantan System

The South and Central Kaimantan (Kalselteng) and the East Kalimantan (Kaltim) systems suffer shortage of power supply. Short-term efforts to improve the situation have been taken by PLN using rental PLTD (diesel engine generating units). Long-term solution which is being done is to build and plan a number of coal fired PLTU, gas fired PLTG/MG and hydro electric power plants (PLTA). In reality, however, many power generating projects have faced some barriers so that project completions have been delayed from the schedule. As a result, power supply from the short-term solution (rental PLTD) has been insufficient, as they could not catch up with the rapid growth of demand. Further impact is that maintenance of the power plant machinery could not be conducted as planned because the plants have to be operated continuously and some candidates of customers with large demand of power could not be served.

Presently, the capability of PLN and IPP power plants, including rental PLTD and excess power in the South, Central and East Kalimantan (Kalseltengtim) is 669 MW, with peak load at 660 MW, excluding PLTU Asam-asam Units 3 and 4 which are estimated to be on line during the 4th quarter 2012 and Commercial

26

COD 2013. Porsi pembangkit yang beroperasi dengan BBM di sistem Kalseltengtim masih cukup besar sehingga biaya pokok produksinya masih tinggi.

Penambahan pembangkit di sistem ini direncanakan cukup banyak sebagai antisipasi bila ada proyek yang mengalami hambatan. Banyaknya rencana proyek pembangkit ini tercermin dalam neraca daya sistem Kalseltengtim, dimana reserve margin tahunan berkisar antara 40% sampai 63% kecuali tahun 2013 hanya 22% terhadap daya mampu netto. Reserve margin yang paling tinggi diperkirakan terjadi pada tahun 2018 apabila semua proyek selesai tepat waktu. Namun melihat pengalaman PLN selama ini, tingkat keberhasilan proyek pembangkit khususnya di Kalimantan relatif rendah. Proyek PLTU IPP yang direncanakan beroperasi pada tahun 2012-2014 tertunda sekitar satu tahun, bahkan ada yang tertunda hingga tiga tahun. PLTU PLN Asam-Asam (FTP1) diperkirakan mundur satu tahun, sedangkan PLTU Pulang Pisau diperkirakan mundur dua tahun.

Operation Date in 2013. Portion of power generation operating on oil fuel in the Kalseltengtim system is still large so that the generation cost is still high.

A large number of additional power plants have been planned in this system in anticipation of project delays. This large number of power plant projects is reflected in the power balance of the Kalseltengtim system, where the annual reserve margin is 40% to 63%; with exception in 2013 when the reserve margin is only 22% of the net available capacity. The highest reserve margin will occur in 2018 when all projects are completed on time. However, based on PLN experience so far, the success ratio of power generation projects, particularly in Kalimantan, is relatively low. The IPP PLTU project which has been planned to be operational by 2012-2014 have been delayed by one year, in fact it could be delayed by three years. PLN PLTU Asam-asam (FTPI) is estimated to be delayed by one year, whereas PLTU Pulang Pisau is estimated to be delayed by two years.

No. Unit 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 Kebutuhan GWh 788 2,232 2,439 2,666 2,916 3,191 3,191 3,191 3,191 Produksi GWh 4,619 5,654 6,577 7,300 8,041 8,800 9,599 10,460 11,404 12,433 Faktor Beban % 67.1 67.5 67.4 67.1 67.5 67.9 68.1 68.1 68.3 68.4 Beban Puncak MW 786 956 1,113 1,242 1,359 1,479 1,609 1,753 1,906 2,074

2 PasokanDaya Mampu MW 670 851 752 682 501 345 345 345 345 345

PLN 375 375 375 375 322 249 249 249 249 249 SWASTA 296 476 377 307 179 96 96 96 96 96 Retired & Mothballed - - - - - - - - - -

3 Tambahan Kapasitas

PLN ON GOING & COMMITTEDPulang Pisau (FTP1) PLTU - - 120 - - - - - Asam Asam (FTP1) PLTU - 130 - - - - - - - - Bangkanai (FTP2) PLTG/MG - - 140 70 70 - - - - - Kaltim Peaking (APBN) PLTG - 100 - - - - - - - - Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) PLTU - - 220 - - - - - - - Sampit (APBN) PLTU - - 50 - - - - - - -

IPP ON GOING & COMMITTEDSenipah PLTG - 82 - - - - - - Kalsel - 1 (FTP2) PLTU - - - - 100 100 - - - - Embalut (Ekspansi) PLTU - - - 50 - - - - - - Kaltim - 2 (FTP2) PLTU - - - - 200 - - - - - Kaltim (MT) PLTU - - - 55 - - - - - - Senipah (ST) PLTU - - - 35 - - - - - -

RENCANA TAMBAHAN KAPASITASKaltim Peaker 1 (Ex Sewa Bontang) PLTG/MG - - - - - 100 - - - - Kalselteng Peaker PLTG/MG - - - - - - 50 - - - Kelai PLTA - - - - - - - 75 - Kusan PLTA - - - - - - - 65 - - Kalselteng 1 PLTU - - - - - 100 100 - - - Kalselteng 2 PLTU - - - - - 100 100 - - Kalselteng 3 PLTU - - - - 100 - - - - - Kaltim 3 PLTU - - - - - - 100 100 - - Kaltim 4 PLTU - - - - - - - - 150 150

4 MW 670 1163 1594 1734 2023 2267 2617 2782 3007 3157

Kebutuhan dan Pasokan

Jumlah Pasokan (Basis DMN)

Tabel 9. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Kalseltengtim [Table 9. Powergeneration development plan in South, Central and East Kalimantan system]

27

Dengan penjelasan diatas dapat dipahami bahwa perencanaan reserve margin yang cukup tinggi (hingga 63%) dimaksudkan semata-mata untuk memberikan kepastian yang lebih tinggi kepada masyarakat Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur bahwa pasokan listrik di daerahnya akan tersedia dalam jumlah yang cukup dan bahkan berlebih.

Pada periode 2012-2021 direncanakan penambahan kapasitas pembangkit baru baik milik PLN maupun IPP sebesar 2.826 MW, termasuk yang sudah dalam tahap proses pengadaan dan yang sedang konstruksi. Porsi paling besar adalah PLTU batubara, yaitu 2.074 MW kemudian disusul PLTG/MG peaker 530 MW, PLTA 140 MW dan PLTGU 117 MW.

Rencana pengembangan sistem transmisi 150 kV dan 70 kV Kalseltengtim dimaksudkan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan untuk menyambung sistem-sistem isolated ke grid (sistem interkoneksi). Pengembangan transmisi ini juga dimaksudkan untuk mendukung perkembangan daerah sehinga pasokan listrik dapat lebih terjamin. Hal ini sejalan dengan terbentuknya Provinsi Kalimantan Utara yang akan berdampak pada peningkatan kebutuhan listrik.

Rencana pengembangan transmisi di Kalseltengtim meliputi: pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek PLTU percepatan tahap I dan proyek PLTU/PLTG/MG percepatan tahap II, proyek PLTU dan PLTG IPP, PLTG/MG peaker dan PLTA. Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar dalam rangka untuk menyambung sistem kelistrikan yang selama ini masih isolated, mengatasi bottleneck penyaluran sehingga memenuhi kriteria keandalan (N-1), perbaikan tegangan pelayanan dan peningkatan fleksibilitas operasi. Pembangunan transmisi 150 kV terkait dengan rencana pengembangan kawasan industri yang telah dicanangkan didalam MP3EI di Kaltim, yaitu dari Sangatta ke kawasan industri Maloi. Pengembangan transmisi 70 kV terkait dengan rencana interkoneksi antara sistem Kalselteng daratan dengan sistem Kotabaru di Pulau Laut, saat ini dalam tahap kejian kelayakan. Proyek transmisi 150 kV yang diharapkan dapat segera beroperasi karena sangat dibutuhkan oleh sistem adalah ruas Tanjung – Kuaro – Karangjoang (2013) untuk menghubungkan sistem Kalselteng dan Kaltim, serta ruas PLTGU Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung (2014) untuk menyalurkan daya PLTG/MG Bangkanai ke sistem Kalseltengtim.

Kebutuhan pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV baru serta uprating untuk periode 2012–2021 adalah 6.560 kms.

With aforementioned explanation, it is understood why the reserve margin has been high (up to 63%). It is maily intended to ensure sufficient supply of electricity to the people of South Kalimantan, Central Kalimantan, and East Kalimantan.

During the period 2012-2021, it is planned to add new generating capacity from PLN as well as IPP by 2,826 MW, including those already in the procurement process and under construction. The largest portion is coal fired PLTU, 2,074 MW, followed by gas fired PLTG/MG peaker 530 MW, PLTA 140 MW and PLTGU (combined cycle gas turbine) 117 MW.

The development plan of Kalseltengtim 150 kV and 70 kV transmission system is intended to meet electricity demand growth and to interconnect isolated systems to the grid. The transmission system development is also intended to support regional development to ensure availability of needed power supply. This is in line with the establishment of the North Kalimantan province which will impact increasing electricity demand.

The trasmission system development in Kalseltengtim includes: a). Construction of new 150 kV transmission line related to accelerated coal fired PLTU under the 1st Fast Track projects and accelerated coal and gas fired PLTU/PLTG/MG under the 2nd Fast Track projects, PLTU and PLTG IPP projects, PLTG/MG peakers, and PLTA; b). Development of 150 kV transmission in spreaded locations to connect isolated electrical systems, to overcome bottlenecks in the electrical power distribution to meet reliability criteria (N-1), improve service voltage and increase operational flexibility; c). Construction of 150 kV transmission system associated with development of industrial estates as directed in the MP3EI (Master Plan for Development of Economy and Industry) in East Kalimantan, i.e. from Sangata to Maloi industrial zone; d). Development of 70 kV transmission associated with interconnection plan between on-shore Kalselteng system and Kotabaru system in Pulau Laut, presently under feasibility study; e). 150 kV Transmission Project which are critically required and expected to be operational in 2013 for the section of Tanjung – Kuaro – Karangjoang aand in 2014 for the section connecting PLTGU Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung to distribute power of PLTG/MG Bangkania to the Kalseltengtim system.

The need for the construction and uprating of 150 kV and 70 kV transmission for the period 2012-2021 is 6,560 kms

28

2013

2015

2013

20122012

2010

2011

2011

Barikin

Tanjung

Rantau

Buntok

Palangkaraya

Kuala Kurun

PurukCahu

Muara Teweh

Kasongan

Sampit

SeberangBarito

Selat

TrisaktiMantuil

Ulin

Cempaka

Batu Licin

Kayutangi

U

Amuntai

Pelaihari

New Palangkaraya

Kotabaru

PLTG/MG Bangkanai 140 MW – 2014PLTG/MG Bangkanai 2x70 MW – 2015/16

PLTU Kalselteng 1 2x100 MW – 2017/18

PLTU Pangkalan Bun2x7 MW

PLTU Sampit 2x25 MW – 2014

PLTU Pulang Pisau 2x60 MW – 2014

PLTU Kalsel 1 (FTP 2)2x100 MW – 2016/17

PLTU Asam-Asam 1,2 2x65 MW

PLTA Kusan 65 MW – 2019

Satui

G

2

Sukamara

Nangabulik

PangkalanBun

ke GI Melak(Kaltim)

PangkalanBanteng

Bandara

ke GI Kuaro(Kaltim)

PLTU Kalselteng 3 2x50 MW – 2016

PLTG/MG Kalselteng Peaker 50 MW – 2018

Parenggean

ACSR 1x240 mm2

172 km - 2014ACSR 2x240 mm2

80 km - 2012

ACSR 2x240 mm2

120 km - 2015

ACSR 2x240 mm2

65 km - 2012

ACSR 2x240 mm2

96 km - 2014

ACSR 2x240 mm2

47 km - 2014 2xZebra

50 km - 2013

ACSR 2x240 mm2

110 km - 2013

ACSR 2x240 mm2

130 km - 2013

ACSR 2x240 mm2

120 km - 2015

ACSR 1x240 mm2

69 km - 2018

ACSR 2x240 mm2

124 km - 2012

ACCC 460 mm2

37 km - 2015

ACSR 2x240 mm2

142 km - 2012

D

D

D

D

D

D

D

D

D

U

PLTU Kuala Pambuang2x3 MW - 2014

U

U

U

U

U

U

U

PLTU Asam-Asam (FTP 1) 2x65 MW – 2013

PLTU Kalselteng 2 2x100 MW – 2017/18

APLTA Riam Kanan

3x10 MW

A

PT PLN (Persero) PETA JARINGAN INTERKONEKSI KALSELTENG

T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana

////

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana

G

A

U

P

////

PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana

GB

D

GU

M

GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana

////////

GB

D

GU

M

G

A

U

P

////

Kit EksistingKit Rencana

Edit November 2012

PERENCANAAN SISTEM

ACSR 1x240 mm2

70 km - 2016

ACSR 1x240 mm2

140 km - 2016

Gambar 15. Rencana pengembangan sistem transmisi di Kalimantan Selatan dan Tengah [Figure 15. Transmission system development plan in South and Central Kalimantan]

29

KALIMANTANTENGAH

KALIMANTANBARAT

KALIMANTANSELATAN

SARAWAK(MALAYSIA)

SABAH (MALAYSIA)BRUNEI DARUSSALAM

SULAWESI SELATAN

SULAWESI TENGAH

Kuaro

ke GI Tanjung

(Kalsel)

U

PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP12x110 MW – 2014

Sangatta

Bontang U

PLTU Kaltim-2 2x100 MW – 2016

PT PLN (Persero) PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TIMUR

T/L 70 kV Existing / Rencana T/L 150 kV Existing / Rencana T/L 275 kV Existing / Rencana T/L 500 kV Existing / Rencana

////

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana

G

A

U

P

////

PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana

GB

D

GU

M

GI 500 kV Existing / Rencana GI 275 kV Existing / Rencana GI 150 kV Existing / Rencana GI 70 kV Existing / Rencana GI 500/275 kV Existing / Rencana GI 500/275/150 kV Existing / Rencana GI 275/150 kV Existing / Rencana GI 150/70 kV Existing / Rencana

////////

GB

D

GU

M

G

A

U

P

////

Kit EksistingKit Rencana

Edit November 2012

PERENCANAAN SISTEM

Tj. Selor

Tj. Redep

UPLTU Tj. Selor2x7 MW – 2014

UPLTU Tj. Redep2x7 MW – 2014

PLTG Senipah2x41 MW – 2013

U

PLTU Embalut (Ekspansi) 1x50 MW – 2015

Karangjoang

ManggarsariIndustri

GU

Petung

PLTU Kaltim (MT)2x27.5 MW – 2015

PLTU Kaltim 32x100 MW – 2018/19

PLTU Kaltim 42x150 MW – 2020/21

U

G

PLTG Kaltim Peaker 12x50 MW – 2017

PLTG Senipah(ST)35 MW – 2015

G

Maloi

ke PLTG/MG Bangkanai(Kalteng)

Melak

MalinauTidang Pale

Kota Bangun

A

PLTA Kelai75 MW – 2020

GPLTMG Tj. Selor

20 MW – 2013

G

PLTG Kaltim Peaking2x50 MW – 2013

ACSR 2x240 mm2

80 km - 2015

ACSR 2x240 mm2

102 km - 2016

ACSR 2x240 mm2

155 km - 2013

ACSR 2x240 mm2

47 km - 2013

Sambutan

ACSR 2x240 mm2

80 km - 2017

ACSR 2x240 mm2

170 km - 2017

ACSR 2x240 mm2

134 km - 2018

ACSR 2x240 mm2

100 km - 2015

ACSR 2x240 mm2

170 km - 2020

ACSR 2x240 mm2

26 km - 2016

U

PLTU Melak (FTP 2)2x7 MW – 2015

Gambar 16. Rencana pengembangan sistem transmisi di Kalimantan Timur [Figure 16. Transmission system development plan in East Kalimantan]

Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO di sistem Kalseltengtim cenderung terus menurun, dari 792 juta liter pada tahun 2012 menjadi nol pada tahun 2016. Sedangkan penggunaan batu bara akan meningkat dari 960.000 ton pada tahun 2012 menjadi 6,42 juta ton pada tahun 2021. Volume pemakaian gas alam termasuk dalam bentuk CNG dan LNG juga akan meningkat dari 0,4 bcf pada tahun 2012 menjadi 7 bcf pada tahun 2021. Produksi dari tenaga air juga meningkat dari 126 GWh pada tahun 2012 menjadi 725 GWh pada tahun 2021.

Kebutuhan energi primer di sistem Kalselteng-tim dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2021 terlihat pada gambar dibawah ini.

Rencana Pengembangan Sistem Sulawesi Bagian Utara

Rencana penambahan pembangkit baru di sistem Sulbagut cukup banyak sebagaimana tercermin dalam reserve margin (RM) tahunan yang berada pada kisaran antara 30% sampai 57%, kecuali tahun 2013 dan 2014 yang cukup rendah, yaitu hanya 24% sampai 27%. Hal ini terjadi akibat beberapa proyek pembangkit, yaitu PLTU IPP Sulut I (Kema), PLTG/MG Minahasa peaker, PLTP Lahendong V dan VI mundur dari jadwal semula dan diperkirakan mulai beroperasi pada 2015. Rencana RM yang

Requirements of High Speed Diesel and Marine Fuel Oil in Kalseltengtim sistem tend to drop from 792 milliom liters in 2012 to zero in 2016. Utilization of coal will increase from 960,000 ton in 2012 to 6.42 million ton in 2021. The volume of gas utilization in the form of CNG and LNG will also increasefrom 0.4 bcf in 2012 to 7 bcf in 2021. Electricity production from hydro-power will also i in 2012 to 725 GWh in 2021.ncrease from 126 GWh.

The primary energy requirements in Kalseltengtim system from 2012 to 2021 are shown in the following table.

Development Plan of the Northern Sulawesi System

Additional new generating plants in the North Sulawesi system are quite large as reflected in the annual reserve margin (RM) which lies between 30% to 57%, except during 2013-2014 which is significantly low, between 24% to 27%. This happens due to the delays of some projects from its initial completion schedule and expected to be in operation in 2015, i.e. PLTU IPP Sulut I (Kema). PLTG/MG Minahasa peaker, and PLTP Lahendong V and VI. The planned high Reserve Margin of up to 57% is

30

tinggi hingga 57% dimaksudkan untuk mengantisipasi ketidakpastian penyelesaian proyek PLTP Kotamobagu I dan II.

Tambahan kapasitas pembangkit baru yang direncanakan selama periode 2012-2021 adalah 917 MW, terdiri dari PLTU 515 MW, PLTP 140 MW, PLTG/MG peaker lengkap dengan gas storage 250 MW dan PLTA 12 MW.

intended to anticipate uncertainty of the completion of PLTP Kotamobagu I and II project.

Additional capacity of new power plants planned during the period 2012-2021 is 917 MW, consisting of coal fired PLTU 515 MW, geothermal power plant (PLTP) 140 MW, gas fired PLTG/MG peaker with gas storage 250 MW, and hydro-electric (PLTA) 12 MW.

Batubara

GasLNG

BBM

Air

Panas Bumi

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

Surya/Bayu/Hybrid HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Hydro

LNG

Fuel Oil

Coal

Gas

Gambar 17. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Kalseltengtim

[Figure 17. Projection of the composition of electrical energy production by types of fuel in South, Central and East Kalimantan]

31

No. Pasokan/Kebutuhan Unit 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211 Kebutuhan

Produksi Energi GWh 1,521 1,677 1,896 2,135 2,392 2,603 2,835 3,089 3,375 3,686 Load Factor % 61 62 60 60 60 61 61 62 62 63 Beban Puncak MW 284 311 364 406 452 488 527 570 618 670

2 PasokanKapasitas Terpasang MW 300 293 230 176 149 130 100 100 100 100 Daya Mampu Netto MW 300 293 230 176 149 130 100 100 100 100

PLN MW 150 161 163 146 146 127 97 97 97 97 SWASTA

IPP MW 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 SEWA MW 147 129 64 27 - - - - - -

Retired & Mothballed

3 Tambahan Pasokan SEWA Rencana PLTU Sewa Amurang (2x25) PLTU 50 PLN ON GOING & COMMITTED Mini Hydro 20 kV PLTM Sulut II (FTP1) PLTU 50 Gorontalo (FTP1) PLTU 50 Sulut I (FTP1) PLTU 25 25 Lahendong IV PLTP 20 IPP ON GOING & COMMITTED Molotabu (2x10 MW) PLTU 20 Sulut I (Kema) PLTU 50 Gorontalo, 2x6 MW (Terkendala) PLTU 12 *) Kotamobagu I (FTP2) PLTP 40 Kotamobagu II (FTP2) PLTP 40

Lahendong V (FTP2) PLTP 20 Lahendong VI (FTP2) PLTP 20

RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Tolitoli (3x15 MW) PLTU 15 30

Sulut 3 PLTU 50 50 Gorontalo 2 PLTU 50 50 Sawangan PLTA 12 Minahasa Peaker 3x25 PLTG/MG 50 25 Gorontalo Peaker 1x25 PLTG/MG 25

Sulut Peaker PLTG/MG 50 50 50

4 Jumlah Pasokan MW 371 384 461 582 592 668 738 838 968 1018 Tabel 10. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sulawesi Bagian Utara

[Table 10. Power generation plan in Northern Sulawesi Region]

Peranan BBM di sistem Sulbagut pada tahun 2012 diperkirakan masih tinggi, yaitu sekitar 596 GWh (39%). Mulai tahun 2015 peran BBM direncanakan akan habis dan digantikan dengan gas alam sehubungan masuknya PLTG peaker dengan bahan bakar gas LNG/CNG serta beroperasinya PLTU batubara. Peran PLTU makin besar dari 260 GWh (17%) pada tahun 2012 menjadi 1.772 GWh (48%) pada tahun 2021. Peran batubara akan melampaui PLTP mulai tahun 2014 setelah sebagian proyek PLTU beroperasi. Peranan PLTP akan meningkat sehubungan dengan akan beroperasinya PLTP Lahendong IV dan V dan PLTP Kotamobagu dari 429 GWh (28%) tahun 2012 menjadi 1.419 GWh (38%) pada tahun 2021. Kebutuhan BBM di sistem Sulbagut akan terus menurun dari 161 juta liter pada tahun 2012 menjadi nol pada tahun 2016 setelah pembangkit non BBM beroperasi penuh.

Penggunaan batu bara terus meningkat dari 168.000 ton pada tahun 2012 menjadi 1,144 juta ton pada tahun 2021 atau naik sekitar 7 kali lipat. LNG mulai digunakan pada tahun 2015 sebesar 0,3 bcf dan akan meningkat menjadi 2 bcf pada tahun 2021. Pemakaian LNG hanya digunakan untuk operasi pembangkit peaker. Penggunaan panas bumi terus

The role of BBM in the Noth Sulawesi (Sulbagut) system in 2012 is still stimated high, at about 596 GWh (39%). Beginning 2015 the role of BBM has been planned to be deminised and replaced by natural gas with the availability of gas turbine power plant (PLTG) peaker using LNG/CNG gas and the operation of coal fired PLTU. The role of coal fired PLTU will increase from 260 GWh (17%) in 2012 to 1,772 GWh (48%) in 2012. The role of coal will passPLTP beginning 2014 after part of PLTU projectis operational. The role of PLTP will increase with the operation of PLTP Lahendong IV and V and PLTP Kotamobagu from 429 GWh (28%) in 2012 to 1,419 GWh (38%) in 2021. BBM consumption in the Sulbagut system will continually declined from 161 million liters in 2012 to zero by 2016 after the non-BBM power plants have been fully in operation.

The use of coal will be increasing from 168,000 ton in 2012 to 1,144 million ton in 2021 or 7 times increase. LNG will be used starting 2015 at 0.3 bcf and will increase to 2 bcf in 2021. LNG will be used to operate peaking power plant. The use of geothermal energy will continue to increase from 429 GWh in 2012 to 1,419 GWh in 2021. The increase of hydro-

32

meningkat dari 429 GWh pada 2012 menjadi 1.419 GWh pada 2021. Kenaikan produksi tenaga air kenaikannya kecil karena potensinya sudah tinggal sedikit, pada tahun 2012 sekitar 238 GWh menjadi 291 GWh pada tahun 2021.

power is relatively small since the remaining potential is small; it’s 238 GWh in 2012 to 291 GWh in 2021.

Batubara

GasLNG

BBM

Air

Panas Bumi

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

Surya/Bayu/Hybrid HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Geothermal

LNG

Fuel Oil

Hydro

Coal

Gambar 18. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sulbagut

[Figure 18. Projection of electrical power production by fuel types in Northern Sulawesi Regions]

Rencana Pengembangan Sistem Sulawesi Bagian Selatan

Sistem Sulbagsel yang mengintegrasikan Sulteng, Sulbar, Sultra dan Sulsel direncanakan akan terbentuk pada tahun 2014. Saat ini sistem Sulteng mengandalkan pasokan dari PLTU IPP Tawaeli 2x15 MW dan PLTD PLN serta PLTD sewa. Pada tahun 2013 sistem ini direncanakan akan mendapatkan tambahan pasokan dari PLTA Poso setelah transmisi 150 kV PLTA Poso – Palu Baru beroperasi. Selanjutnya sistem Sulteng dan Sulbar direncanakan akan terinterkoneksi dengan sistem Sulsel melalui transmisi 275 kV PLTA Poso – Palopo dan transmisi 150 kV Silae – Pasangkayu. Dengan interkoneksi tersebut di Sulteng dapat direncanakan PLTU dengan skala yang lebih besar agar lebih efisien.

Sistem Sulsel telah mendapat pasokan yang cukup dengan beroperasinya PLTU IPP Jeneponto, PLTU Barru dan PLTA Poso. Sedangkan sistem Sultra yang telah lama kekurangan dan defisit daya masih belum

Development Plan of South Sulawesi System The Sulbagsel system which integrate Central Sulawesi (Sulteng), West Sulawesi (Sulbar), East West Sulawesi (Sultra) and South Sulawesi (Sulsel) have been planned to be accomplished in 2014. Presently, the Central Sulawesi system (Sulteng) rely on supply from PLTU IPP Tawaeli 2x15 MW and PLN and rental Diesel Engine Power Plant (PLTD). In 2013, this system has been planned to have additional supply from PLTA Poso after the 150 kV transmission between PLTA Poso and Palu Baru is in operation. The Sulteng and Sulbar systems will be interconnected with Sulsel system through a 275 kV transmission line between PLTA Poso – Palopo and 150 kV transmission line between Silae and Pasangkayu. With this interconnection, large scale PLTUs can be planned to be more efficient.

The Sulsel system obtains sufficient supply with the operation of PLTU IPP Jeneponto, PLTU Barru and

33

sepenuhnya dapat diatasi, karena keandalan PLTU Kendari 2x10 MW (proyek FTP1) masih perlu ditingkatkan. Upaya jangka pendek yang perlu dilakukan adalah meningkatkan keandalan PLTU Kendari dan mempercepat transmisi 150 kV Wotu – Malili – Lasusa – Kolaka – Unaaha – Kendari yang pada saat ini sedang konstruksi.

Selanjutnya untuk memenuhi kebutuhan listrik jangka panjang 2012-2021 di sistem Sulbagsel telah direncanakan proyek-proyek pembangkit non BBM dengan kapasitas total 3.449 MW yang terdiri dari PLTA/M 1.434 MW, PLTU 1.610 MW, PLTG/GU/MG 320 MW dan PLTP 85 MW. Di dalam rencana tersebut sudah termasuk PLTA Karama 450 MW di Sulbar. PLTA Karama merupakan proyek IPP unsolicited yang proses pengadaannya akan dilakukan dengan skema KPS.

Rencana pengembangan penyaluran selain dimaksudkan untuk evakuasi daya dari pusat pembangkit ke pusat beban, juga dalam rangka membangun interkoneksi antar subsistem, menyambung sistem kelistrikan isolated masuk ke grid, dan mengatasi bottleneck serta untuk memenuhi kriteria keandalan N-1.

Rencana pengembangan sistem transmisi di sistem Sulbagsel sebagai berikut: transmisi 275 kV PLTA Karama – Mamuju – Enrekang – Sidrap – Makassar (GI Daya Baru) lengkap dengan GITET 275/150 kV untuk evakuasi daya dari PLTA Karama 450 MW. Sedangkan transmisi 275 kV Enrekang – Palopo sebagai antisipasi bila PLTA Poso II akan dikembangkan sekaligus untuk meningkatkan stabilitas sistem Sulbagsel terutama Kendari, serta fleksibilitas operasi sistem; GITET 275 kV Enrekang untuk evakuasi daya dari PLTA Bonto Batu, Poko dan Malea serta PLTA Bakaru II dan disalurkan ke pusat beban melalui 275 kV Enrekang – Sidrap – Makassar.

Pengembangan transmisi 150 kV terkait dengan proyek pembangunan PLTU, PLTA dan PLTG/MG, serta interkoneksi antar subsistem dalam rangka membentuk sistem Sulbagsel. Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi, memenuhi kriteria keandalan (N-1).

Proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan transmisi sistem se Sulawesi periode 2012-2021 sebanyak 8.081 kms dan dana investasi yang dibutuhkan sekitar US$ 1.035 juta.

PLTA Poso. Whereas the shortage and defisit of power of the Sultra system has not been fully overcome because the reliability of PLTU Kendari 2x10 MW (1st Fast Track Project) is still requiring improvement. The short-term efforts that should be done are to improve reliability of PLTU Kendari, accelerate the 150 kV transmission line project Wotu – Malili – Lasusa – Kolaka – Unaaha – Kendari which is currently under construction.

Consequently, to meet the long-term electricity demand 2012-2021 in the Sulbagsel system, it has been planned to add non-BBM projects with total capacity of 3,449 MW consisting of PLTA/M 1,434 MW, PLTU 1,610 MW, PLTG/GU/MG 320 MW and PLTP 85 MW. The plan includes PLTA Karama 450 MW in West Sulawesi. PLTA Karama is an IPP unsolicited project which procurement process had been carried out under cooperation contract scheme.

The distribution system development beside aiming at power evacuation form the power supply center to the demand center, is also intended to build the interconnection among sub-systems, connect isolated electrical system to the grid, and overcome the bottleneck as well as to meet the N-1 reliability criteria.

The transmission system development in the Sulbagsel system is as follows: a). 275 kV transmission PLTA Karama – Mamuju – Erekang – Sidrap – Makassar (Daya Baru Substation) complete with EHV Substation 275/150 kV to evacuate 450 MW power from PLTA Karama; b). 275 kV transmission Enrekang – Palopo to anticipate if PLTA Poso II will be developed simultaneously in order to increase the stability of the Sulbagsel system, especially Kendari, and gain operational flexibility; c). 275 kV EHV substation at Enrekang to evacuate power from PLTA Bonto Batu, Poko and Malea and PLTA Bakaru II – to supply the load center through 275 kV Enrekang – Sudrap – Makassar.

Development of the 150 kV transmission associated with PLTU, PLTA and PLTG/MG and interconnection among sub-system will be carried out in the frame work of establishing the Sulbagsel integrated system. The 150 kV transmission line development is spread areas is intended to overcome the distribution bottleneck, improve service voltage and operational flexibility, and meet the reliability criteria (N-1).

The development of transmission grid throughout Sulawesi for the period 2012-2021 covers 8,081 kms and require US$ 1.035 billion.

34

No. Satuan 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211 Kebutuhan Sistem Sulsel interkoneksi dengan Palu (2013) dan Sultra (2014)

Produksi GWh 5.027 5.808 6.607 7.380 8.495 10.943 11.750 12.653 13.619 14.660 Faktor Beban % 62,6 61,6 62,0 63,2 63,9 66,4 66,2 66,1 65,9 65,7 Beban Puncak Bruto MW 916 1.077 1.217 1.334 1.518 1.882 2.026 2.187 2.361 2.549

2 PasokanDaya Mampu MW 964 912 910 676 569 538 385 385 385 385 Derating Capacity MWPLN MW 350 319 319 319 275 243 153 153 153 153 IPP MW 294 294 294 294 294 294 232 232 232 232 Sewa PLTD MW 320 299 297 63 - - - - - -

3 Tambahan KapasitasSEWARencana

PLN ON GOING & COMMITTEDSulsel Barru (FTP1) PLTU 50 50 - - - - - - - - Punagaya/Takalar (FTP2) PLTU - - - 100 100 - - - Kendari - Nii Tanasa (FTP1) PLTU 20 - - - - - - - - - Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi) PLTU - 10 - - - - - - - - Mini hydro 20 kV PLTM - - - - - - - - - - Makassar Peaker PLTG/MG - - - 200 - - - - - -

IPP ON GOING & COMMITTEDSengkang (GT) PLTG 60 - - - - - - - - - Sengkang (ST) PLTGU - 60 - - - - - - - - Sulsel 1 / Jeneponto Bosowa PLTU 200 - - - - - - - - - Jeneponto 2 PLTU - - - - 200 - - - - - Kendari (FTP2) PLTU - - - - 50 - - - - - Mamuju (FTP2) PLTU - - - - 50 - - - - - Tawaeli Ekspansi PLTU - - - 30 - - - - - - Poso (Transfer ke Sulsel) PLTA 130 - - - - - - - - - Poso (Transfer ke Palu) PLTA - 65 - - - - - - - - Bonto Batu (FTP 2) PLTA - - - - - 110 - - - - Malea (FTP 2) PLTA - - - - - 90 - - - - Karama Peaking (Unsolicited) PLTA - - - - - - 150 - - - Karama Baseload (Unsolicited) PLTA - - - - - - - 300 - - Bora (FTP2) PLTP - - - - - - 5 - - - Masaingi (FTP2) PLTP - - - - - - 20 - - - PLTM Tersebar Sulselbar PLTM 3 11 - - - - - - - - PLTM Tersebar Sulselbar PLTM 5 8 - - - - - - - -

RENCANA TAMBAHAN KAPASITASSulsel Barru 2 PLTU - - - - 100 - - - - - Sulsel 2 PLTU - - - - - - 200 - - - Kendari 3 PLTU - - - - - 100 - - - - Palu 3 2x50 PLTU - - - - - 50 50 - - - Sulsel 3 / Takalar PLTU - - - - - - - - 200 - Palu 2 2x15 PLTU - - - 30 - - - - - - Kolaka PLTU - - - - 20 - - - - - Poso 2 2x65 PLTA - - - - - - - - 66 66 Poko PLTA - - - - - - - - 117 117 Bakaru 2 PLTA - - - - - - - - 126 - Konawe PLTA - - - - 25 25 - - - - Watunohu 1 PLTA - - - - - 20 - - - - Lainea PLTP - - - - - - - 20 - - Borapulu PLTP - - - - - - - 20 20 -

4 MW 1.435 1.586 1.584 1.710 2.149 2.512 2.785 3.125 3.654 3.837

Kebutuhan dan Pasokan

Jumlah Pasokan

Tabel 11. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sulawesi Bagian Selatan [Table 11. Power generation development plan in Southern Sulawesi]

Peran BBM pada tahun 2012 diperkirakan masih cukup besar 1.004 GWh (24%), namun mulai tahun 2016 peran BBM akan habis digantikan oleh gas alam berupa LNG sehubungan masuknya PLTG/MG Makassar peaker dan beroperasinya PLTU batubara. Peranan pembangkit gas secara nominal naik, tetapi secara persentase menurun, yaitu dari 1.442 GWh (34%) pada tahun 2012 menjadi 2.208 GWh (16,5%) pada tahun 2021. Hal ini karena adanya penambahan kapasitas pembangkit gas (PLTG Sengkang) oleh swasta dan pembangkit peaker dengan bahan bakar LNG. Peranan pembangkit batubara akan menjadi dominan, yaitu dari prakiraan 633 GWh (156%) pada tahun 2012 akan naik menjadi 4.826 GWh (36%)

The role of BBM in 2012 is estimated large enough, 1.004 GWh (24%), however starting 2016 the BBM role will deminised and replaced by natural gas in the form of LNG with the coming of PLTG/MG Makassar peaker and the operation of coal fired PLTU. The role of gas fired power plants will increase nominally but down percentage wise, i.e. from 1,442 GWh (34%) in 2012 to 2,208 GWH (16.5%) in 2021. This is due to additional capacity of gas fired power plants (PLTG Sengkang) by private sector and peaker power plant using LNG. The role of coal fired power plant will become dominant, estimated at 633 GWh (15.6%) in 2012, increasing to 4,826

35

pada tahun 2021. Peranan pembangkit hidro semakin meningkat dari 1.128 GWh (27%) tahun 2012 naik menjadi 6.130 GWh (46%) pada tahun 2021 dengan masuknya beberapa proyek PLTA yaitu Bonto Batu, Malea, Karama, Bakaru II, Poko, Poso II, Konawe dan Watunohu.

GWh (36%) in 2012. The role of hydro-powerr is increasing from 1,128 GWh (27%) in 2012 to 6,130 GWh (46%) in 2021 due to the coming of some PLTA projects, namely Bonto Baru, Malea, Karama, Bakaru II, Poko, Poso, Konawe, and Watunohu.

Gambar 19. Rencana pengembangan sistem transmisi di Sulawesi

[Figure 19. Transmission system development plan in Sulawesi]

36

Kebutuhan BBM di sistem Sulbagsel cenderung terus menurun, dari 407 juta liter pada tahun 2012 menjadi nol pada tahun 2016 setelah pembangkit non BBM beroperasi penuh. Penggunaan batu bara terus meningkat dari 526.000 ton pada tahun 2012 menjadi 3,5 juta ton pada tahun 2021 atau naik sekitar 7 kali lipat. Volume pemakaian gas alam termasuk LNG juga terus meningkat dari 5 bcf pada tahun 2012 menjadi 9 bcf pada tahun 2021. Pemakaian LNG hanya untuk operasi pembangkit peaker. Panas bumi akan mulai digunakan pada tahun 2018 sebesar 350 GWh dan akan terus meningkat menjadi 572 GWh pada tahun 2021. Pemakaian tenaga air meningkat tajam sehubungan dibangun banyak PLTA yaitu naik dari 1.204 GWh pada tahun 2012 menjadi 6.607 GWh pada tahun 2021 atau naik 5 kali lipat.

BBM demand in the Sulbagsel system tend to g down, from 407 million liter in 2012 to zero in 2016 after non-BBM plants are fully operational. The use of coal will be increasing from 526,000 ton in 2012 to 3.5 million ton in 2021 or increase seventh time. The volume of natural gas usage, including LNG is also increasing from 5 bcf in 2012 to 9 bcf in 2021. LNG is used only for peaking power plant. Geothermal utilization will start in 2018 in the amount of 35o GWh and will be increasing to 572 GWh in 2021. The use of hydropower will sharply increase in view of the construction of many new PLTA, i.e. it will increase from 1,204 GWh in 2012 to 6,607 GWh in 2021 or fifth time increase.

Batubara

GasLNG

BBM

Air

Panas Bumi

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GW

h

Surya/Bayu/Hybrid HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro

Geothermal

LNG

Fuel Oil

Hydro

Coal

Gas

Gambar 20. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sulbagsel

[Figure 20. Projection of electrical power production composition by types of fuel In Sothern Sulawesi}

Sementara pasokan gas untuk sistem kelistrikan di Indonesia Timur dapat dilihat pada tabel dibawah ini.

Meanwhile, the gas supply for the Eastern Indonesia electricalpower system can be seen in the following table.

37

No Power Plants Gas Supplier 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 20211 Tanjung Batu TAC Semco 7,0 7,0 7,0 7,0 - - - - - - 2 Sambera TAC Semco - - - - - - - - - - 3 Tarakan Lap Bangkudulis (Potensi) 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 18,0 4 Nunukan Medco 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 2,5 5 CBM Sangata VICO 0,5 0,5 0,5 0,5 6 PLTG Kolonedale Job PTM-Medco Tiaka (Potensi) 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 7 Sengkang EEES 39,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 54,0 8 Bangkanai Salamander 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 9 Luwuk Job PTM-Medco Senoro (Potensi) 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0

10 Gas Tersebar Pertamina EP Matindok (Potensi) 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 11 KTI Tersebar Bontang (Potensi) 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 41,5 12 Makassar Peaker Sengkang (Wasambo) 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 13 Minahasa Peaker Senoro (Potensi) 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0

Sum 67,0 125,5 150,5 161,5 174,0 174,0 156,0 156,0 148,5 148,5

Tabel 12. Rencana pasokan pembangkit di Indonesia Timur [Table 12. Power plant plan in Eastern Indonesia]

Rencana Pengembangan EBT Tersebar

PLN telah menyusun rencana pengembangan EBT tersebar sebagai berikut : PLTMH, PLN mendorong pengembangan PLTMH terutama oleh swasta atau masyarakat untuk melistriki kebutuhan setempat dan juga untuk disalurkan ke grid atau sistem kelistrikan PLN; PLTB: karena potensi energi angin di Indonesia sangat terbatas, maka pengembangannya akan terbatas di daerah yang memiliki potensi; Biomassa: PLN bermaksud untuk membangun pembangkit listrik tenaga biomassa apabila PLN dapat mempunyai kendali atas pasokan biomassanya. Karena itu PLN sedang menjalin kerjasama dengan beberapa Pemerintah Kabupaten untuk merintis industri biomasa.

Energi kelautan: walaupun potensi energi kelautan diduga sangat besar, namun mengingat teknologi dan keekonomiannya masih belum diketahui, PLN baru akan melakukan uji coba skala kecil sebagai proyek penelitian dan pengembangan. Biofuel: tergantung kepada kesiapan pasar biofuel, PLN siap untuk memanfaatkan biofuel apabila tersedia. Gasifikasi batubara (PLTGB): PLN memandang jenis energi ini sebagai energi baru yang dapat diterapkan pada sistem kelistrikan isolated skala kecil.

Mempertimbangkan sebaran penduduk pada geografi yang sangat luas dan sulitnya menjangkau daerah terpencil, PLN merencanakan untuk membangun PLTS sebagai berikut: PLTS terpusat/komunal (mode operasi mandiri & hybrid), SHS (panel surya + lampu LED dengan batere di dalamnya) skala kecil tersebar, namun terbatas di provinsi-provinsi yang RE nya masih sangat rendah dan di daerah yang dalam waktu 5 tahun belum akan mendapatkan listrik konvensional. Pengembangan

Pembangunan PLTS

Development Plan of the Spread New and Renewbale Energy PLN has prepared the development plan of spread New and Renewable Energy as follows: a). Micro hydor powerp plants (PLTMH). PLN drive the development of PLTMH by private sector and community to meet the local demand and to be channel to the PLN grid or electrical system. b). Wind turbine generating plant (PLTB). Because the potential wind power in Indonesia is limited, the development of PLTB will be limited to areas with wind power potential. c). Biomass. PLN intends to build biomass power generation if PLN has control on the biomass supply. PLN is developing cooperation with some regional government to pioneer the biomass industry. d). Marine energy. Although the potential of marine energy is estimated to be hugh, the technology and economics of marine power plant development have not been known. PLN will be carrying a pilot test on a small scale as a research and development project. e). Biofuel. Depending on the readiness of biofuel market, PLN is ready to utilize biofuel if it is available. f). Coal gasification (PLTGB). PLN consider this type of energy a new energy which can be applied in the isolated electrical power system

Recognizing the spread of the people over a very large geography and the difficulties to reach remote areas. PLN plans to built PLTS as follows:

Construction of Solar PV Power Plant (PLTS)

a). Centralized/Communal PLTS (independent or hybrid) b). Solar home system (solar panel + LED lamps with battery) small scale and spread, limited to provinces where Renewable Energy (RE) application is still low and in areas where there will be no conventional electricity available within 5 years.

38

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

The development of those PLTS is intended to electrify remote areas as soon as possible, avoid utilization of BBM if they are served by diesel engine generating units, and to reduce the basic generating cost (BPP) in certain areas where BBM transportation is very expensive such as around the peak of Jayawijaya mountains in Papua. The electrification program with SHS or so called lentera “super hemat enegri” (SEHEN) does not constitute the capacity development program of the electricalpower system. The SEHEN electrification program is a temporary program and only applied in areas with low electrification ratio, such as in Nusa Tenggara Barat, Nusa Tenggara Timur and Papua, after first conducting the feasibility study. The SEHEN program can be substituted by PLTS central/communal (centralized solar pv). The construction of PLTS and installation of Solar Home System will be preceded by a feasibility study.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

1 PLTMH MW 40 99 113 112 101 185 188 201 189 260 1488

2 PLT SURYA MWp*) 6 84 125 150 100 75 75 80 80 80 855

3 PLT BAYU MW 0 10 50 50 15 15 20 20 25 25 230

4 PLT BIOMASS MW 22 40 90 35 40 40 45 45 50 40 447

5 PLT KELAUTAN MW 0 2 0 0 5 5 5 5 5 27 54

6 PLT BIO-FUEL MW**) 10 15 15 14 8 7 7 8 9 8 101

7 PLT GAS-BATUBARA MW 32 81 43 22 7 22 14 6 10 10 247

MW 110 331 436 383 276 349 354 365 368 450 3.422 TOTAL

NO PEMBANGKIT EBT SATUANTAHUN

TOTAL

Tabel 13. Rencana pengembangan EBT Tersebar [Table 13. Spread Renewable Energy and New Energy Development Plan]

Rencana Pengembangan Sistem Kelistrikan Isolated

Diluar 6 sistem kelistrikan yang telah terinterkoneksi, terdapat lebih dari seratus sistem-sistem isolated yang tersebar terutama di kawasan Indonesia Bagian Timur. Sistem-sistem tersebut tersebar di provinnsi-provinsi Maluku, Maluku Utara, Papua, Papua Barat, NTB, NTT dan Kepri. Selain itu bahkan di pulau yang listriknya telah terinterkoneksi masih terdapat beberapa sistem isolated seperti pulau Nias, Belitung, Buton, Selayar, Karimun Jawa, Bawean dan banyak lagi lainnya.

Analisis Risiko Berdasarkan tingkat probabilitas dan dampak

bila risiko tersebut terjadi, risiko dipetakan seperti pada diagram di bawah ini. Penetapan probabilitas

Development Plan of Isolated Electrical Power System

Outisde of the 6 interconnected electrical power systems, there are more than 100 isolated systems spread throughout the Eastern Indonesia regions. The systems are spread over Maluku, North Maluku, Papua, West Papua, West Nusa Tenggara, East Nusa Tenggara and Riau Islands. Even in the islands where the electrical power systems have been interconnected, there are isolated system such as in Nias, Beltiung, Buton, Selayar, Karimun Jawa, Bawean and many other islands.

Risk Analysis Based on the probability level and the impact

when the risks occur, the risks have been mapped as shown in the diagram below. The determination of

39

dan dampak dilakukan dengan metoda kualitatif berdasarkan pengalaman PLN dalam menjalankan program sejenis di masa lalu, dan pengalaman PLN menangani risiko tersebut di masa lalu.

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

risks and impact have been conducted with qualitative method based on PLN experience in carrying out similar programs in the past, and PLN experience in taking up the risks in the past.

Determination of risk impacts is based on the impact to corporate cash flow and the impact on corporate operational smoothness.

Keterangan; 1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN 2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP,

termasuk PLTP 3. Risiko prakiraan permintaan tenaga listrik 4. Risiko ketersediaan dan harga energi primer 5. Risiko merencanakan reserve margin terlalu

tinggi 6. Risiko likuiditas 7. Risiko produksi/operasi 8. Risiko bencana 9. Risiko lingkungan dan social 10. Risiko regulasi 11. Risiko Pendanaan

Remarks: 1. Risk of PLN project delays 2. Risk of IPP project delays, including geothermal

projects (PLTP) 3. Risk of electric power demand estimation 4. Risk of availability and price of primary energy 5. Risk of estimating reserve margin too high 6. Liquidity risk 7. Production / operation risk 8. Catastrophy risk 9. Environmental and social risk 10. Regulatory risk 11. Financing risk

Gambar 21. Diagram skala dampak dan tingkat kemungkinan terjadinya suatu risiko [Figure 21. Diagram of impact scale and probability level of risk occurrence]

40

KESIMPULAN Dengan menggunakan asumsi pertumbuhan

ekonomi sepuluh tahun mendatang rata-rata 6,9% per tahun dan bergerak dari realisasi kebutuhan tenaga listrik tahun 2011, proyeksi penjualan tenaga listrik pada tahun 2021 diperkirakan akan mencapai 358 TWh, atau mengalami pertumbuhan rata-rata 8,7% selama 10 tahun mendatang. Beban puncak pada tahun 2021 diproyeksikan akan mencapai 62 ribu MW. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik tersebut, diprogramkan pembangunan pembangkit listrik baru untuk periode 2012-2021 sebesar 57 ribu MW.

Sejalan dengan pengembangan pembangkit ini, diperlukan pengembangan transmisi sepanjang 55 ribu kms, yang terdiri atas 5.241 kms SUTET 500 kV AC, 1.100 kms transmisi 500 kV HVDC, 462 kms transmisi 250 kV HVDC, 6.207 kms transmisi 275 kV AC, 38.665 kms SUTT 150 kV, 3.560 kms SUTT 70 kV. Penambahan trafo yang diperlukan adalah sebesar 122 ribu MVA yang terdiri atas 64.631 MVA trafo 150/20 kV, 5.353 MVA 70/20 kV dan 35.175 MVA trafo interbus IBT 500/150 kV, 11.360 MVA IBT 275/150 kV, IBT 460 MVA IBT 150/70 kV, 3.500 MVA IBT 500/275 kV dan 600 MVA 250 kV DC. Untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik untuk periode 2012-2021 diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah 71.382 kms, tegangan rendah 94.700 kms dan kapasitas trafo distribusi 15.884 MVA.

Kebutuhan investasi pembangkit, penyaluran dan distribusi selama periode 2012 – 2021 untuk memenuhi kebutuhan sarana kelistrikan di Indonesia secara keseluruhan adalah sebesar US$ 107,1 milyar yang terdiri dari investasi pembangkit (termasuk IPP) sebesar US$ 77,4 milyar, investasi penyaluran sebesar US$ 16,0 milyar dan investasi distribusi sebesar US$ 13,7 milyar.

Kebutuhan investasi PLN akan dipenuhi dari

APBN sebagai penyertaan modal pemerintah (ekuiti), pinjaman baru, dan dana internal. Kemampuan pendanaan internal PLN sangat rendah sehingga seluruh investasi didanai dengan hutang. Kebutuhan investasi PLN harus ditunjang dengan meningkatnya kemampuan Pendanaan Sendiri, dan menjaga rasio hutang terhadap aset PLN agar dapat secara terus menerus mendukung perkembangan penyediaan listrik. Peran APBN setiap tahun menjadi sangat penting karena secara politis sangat sulit menaikkan tarif ke tingkat yang lebih tinggi daripada BPP dalam waktu dekat.

CONCLUSION By using the assumption that the economic

growth during the next ten years averaging 6.9% per annum and moving onward from the realization of electricity demand in 2011, the projected electricity sales in 2021 is estimated to reach 358 TWh or a growth rate of 8.7% for the next 10 years. Peak load in 2021 is projected to reach 62,000 MW. To meet the electrical power demand, it is planned to build new power plants during the period 2012-2021 with total capacity of 57,000 MW.

In line with the development of aforementioned power plants, development of transmission system of 55,000 km will be required, consisting of 5,241 kms of EHV 500 kV AC, 1,100 kms 500 kV HVDC transmission line, 462 kms 250 kV HVDC transmission lines, 6,207 kms 275 kV AC transmission lines, 38,665 kms 150 kV and 3,560 kms 70 kV HV transmission lines. Additional transformer capacity needed is 122,000 MVA consisting of 64,631 MVA 150/20 kV transformers, 5,353 MVA 70/20 kV and 35,175 MVA inter-bus transformers, IBT 500/150 kV, 11.360 MVA IBT 275/150 kV, IBT 460 MVA IBT 150/70 kV, 3.500 MVA IBT 500/275 kV and 600 MVA 250 kV DC. To anticipate electricity sales growth during the period 2012-2021, it is required to add 71,382 kms of medium voltage grids, 94,700 kms low voltage distribution grids and 15,884 MVA distribution transformer capacities.

The overall investment needs for power generation, transmission and distribution for the period 2012-2021 to meet the requirement of electrical power infrastructure development in Indonesia are US$ 107.1 billion, consisting of power generation investment (including IPP) of US$ 77.4 billion, transmission system investment of US$ 16.0 billion, and distribution system investment of 13.7 billion.

The requirement for PLN investment will be met by the State Budget (APBN) as Government equity participation, new loan, and internal funds. PLN internal funding capacity is very low so that all investment needs will be obtained from loan. PLN investment needs should be supported by increasing capacity for Self Funding and safeguarding the debt ratio against PLN assets, so that it would always support the development of electrical power supply. The role of APBN every year will be significant because for political reason it would be difficult to raise electricity tariff to higher than the basic power generating cost (BPP) in the near term.

41

INDONESIAN ABREVIATIONS/ACRONYMS

ABREVIATION INDONESIAN ENGLISH

APBN Anggaran Pendapatan & Belanja Negara The State Revenue and Expenditure Budget

BBM Bahan Bakar Minyak Oil (Liquid) Fuel

BCF Billion Cubic Feet Billion Cubic Feet

BPP Biaya Pokok Pembangkitan Basic Electricity Generation Cost

CNG Gas Alam Bertekanan Compressed Natural Gas

CNOOC China National Offshore Oil Company China National Offshore Oil Company

CTGE

EBT Energi Baru dan Terbarukan New and Renewable Energy

EHV Tegangan Ekstra Tinggi Extreme High Voltage

FSRU Unit Re-gasidikasi Terapung Floating Storage Re-gasification Unit

FTPI

GI Gardu Induk Substation

GITET Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi Extreme High Voltage Sub-station

GW Seribu Mega-watt Gega-watt = 1,000 Mega-watt

HSD Minyak Solar (Diesel) High Speed Diesel Oil

HVDC Tegangan Tinggi Arus Searah High Voltage Direct Current

IBT Indonesia Bagian Timur Eastern Indonesian Regions

IPP Pengembang Listrik Swasta Independent Power Producer

Kepri Kepulauan Riau Riau Islands

kV Kilo-Volt Kilo-Volt

LED Dioda Pemancar Sinar Light Emitting Diode

LNG Gas Alam Cair Liquid Natural Gas

LOLP Probibilitas Kehilangan Beban Loss of Load Probability

MFO Bahan Bakar Minyak Kapal Laut Marine Fuel Oil

mmscfd Juta standar kubik kaki per hari Million standard cubic feet per day

MP3EI Masterplan Percepatan dan Perluasan Pem-bangunan Ekonomi Indonesia 2011-2025

Master Plan – Acceleraation & Expansion of Indonesia Economic Development 2011-2025

MW Mega-watt = 1,000 Kilo-watt Mega-watt = 1,000,000 W

MW 1,000,000 Watt Mega-Watt = 1,000,000 Watt

NPV Nilai Bersih Sekarang Net Present Value

NTB Nusa Tenggara Barat West Nusa Tenggara Islands

NTT Nusa Tenggara Timur East Nusa Tenggara Islands

Perpres Peraturan Presiden Presidential Regulation

PGN PT Perusahaan Gas Negara The State Gas Enterprise

PHE ONWJ

42

PLTA Pusat Listrik Tenaga Air Hydro-electric Power Plant

PLTB Pusat Listrik Tenaga Bayu Wind (Turbine) Power Plant

PLTG Pusat Listrik Tenaga Gas (Open-cycle) Gas turbine Power Plant

PLTG/MG Pusat Listrik Tenaga Gas Turbine/ Mesin Gas Gas Turbine/Engine Power Plant

PLTGU Pusat Listrik Tenaga Gas-Uap Combined Cycle Gas Turbine Power Plant

PLTM Pusat Listrik Tenaga Mini (hidro) Mini Hydro-electric Power Plant < 10 MW

PLTMG Pusat Listrik Tenaga Mesin Gas Gas Engine Power Plant

PLTP Pusat Listrik Tenaga Panas Bumi Geothermal Power Plant

PLTS Pembangkit Listrik Tenaga Solar Solar (photovoltaic) Power Plant

PLTU Pusat Listrik Tenaga Uap Steam (Turbine) Power Plant

PT PLN (Persero) PT “Perusahaan Listrik Negara” (Persero) The State Electricity Enterprise

RE Energi Terbarukan Renewable Energy

RM Margin Cadangan Reserve Margin

RUPTL Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Eletrical Power Supply Business Plan

SEHEN

SESCO

SPP

Sulbagsel Sulawesi Bagian Selatan

Sulbagut Sulawesi Bagian Utara

Sulbar Sulawesi Barat

Sulsel Sulawesi Selatan

Sulteng Sulawesi Tenggara

Sultra Sulawesi Utara

SUTET Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi Extreme High Voltage Transmission Line

SUTT Saluran Udara Tegangan Tinggi High Voltage Transmission Line

TSCF Triliun Standar Kaki Kubik Trillion Standard Cubic Feet

TWh Teta Watt Hours =1012 Watt jam 1012 Watt-hours

WASP Sistem Perencanaan Otomatis Wien Wien Automatic System Planning

Note: Translated from PT PLN (Persero)’s Ringkasan Eksekutif Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PLN 2012-2021