REPUBLIK INDONESIA
KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005
TENTANG
RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL
DEPARTEMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL JAKARTA, 25 April 2005 www.djlpe.go.id
MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAY A MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALlSTRIKAN NASIONAL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, Menimbang : a. bahwa dalam rangka penyediaan tenaga listrik yang cukup, merata, andal, dan berkesinambungan bagi seluruh masyarakat perlu adanya perencanaan umum ketenagalistrikan nasional yang terpadu dengan memperhatikan berbagai pemikiran dan pandangan yang hidup dalam masyarakat serta aspirasi daerah dalam sektor ketenagalistrikan; b. bahwa Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional sebagaimana ditetapkan dalam Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0954 K/30/MEM/2004 tanggal 15 April 2004, tidak sesuai lagi dengan perkembangan peraturan perundang-undangan di bidang ketenagalistrikan; c. bahwa berdasarkan pertimbangan sebagaimana dimaksud dalam huruf a dan b, dan sesuai ketentuan Pasal 3 ayat (2) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik, perlu menyempurnakan dan menetapkan kembali Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional dalam suatu Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral; Mengingat :
1. Undang-undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan (Lembaran Negara RI Tahun 1985 Nomor 74, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3317); 2. Undang-undang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah (Lembaran Negara RI Tahun 2004 Nomor 125, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 4437); 3. Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (Lembaran Negara RI Tahun 1989 Nomor 24, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3394), sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (Lembaran Negara RI Tahun 2005 Nomor 5, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 4469);
-24. Peraturan Pemerintah Nomor 25 Tahun 2000 tentang Kewenangan Pemerintah dan Kewenangan Provinsi sebagai Daerah Otonom (Lembaran Negara RI Tahun 2000 Nomor 54, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3952); 5. Keputusan Presiden Republik Indonesia Nomor 187/M Tahun 2004 tanggal 20 Oktober 2004; 6. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 150 Tahun 2001 tanggal 2 Maret 2001 jo. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1915 Tahun 2001 tanggal 23 Juni 2001 tentang Organisasi dan Tata Kerja Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral; MEMUTUSKAN : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALlSTRIKAN NASIONAL. Menetapkan : KESATU
: Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, selanjutnya disebut RUKN adalah sebagaimana tercantum dalam Lampiran yang merupakan bagian tidak terpisahkan dari Keputusan Menteri ini.
KEDUA
: RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum Kesatu digunakan sebagai pedoman bagi Pemerintah, Pemerintah Daerah, dan Pelaku Usaha dalam membuat kebijakan, melaksanakan pengembangan dan pembangunan ketenagalistrikan.
KETIGA
: RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum Kesatu dapat ditinjau kembali setiap tahun sesuai dengan perkembangan keadaan.
KEKEMPAT
: Dengan ditetapkannya Keputusan Menteri ini, Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0954 K/30/MEM/2004 tanggal 15 April 2004 dicabut dan dinyatakan tidak berlaku.
KELIMA
: Keputusan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan. Ditetapkan di Jakarta pada tanggal 25 April 2005
MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
Tembusan : 1. Menteri Dalam Negeri 2. Menteri Negara Perencanaan Pembangunan NasionallKepala Bappenas 3. Sekretaris Jenderal Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 4. lnspektur Jenderal Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 5. Para Direktur Jenderal di lingkungan Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 6. Para Kepala Badan di lingkungan Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 7. Para Gubernur di seluruh Indonesia 8. Para BupatilWalikota di seluruh Indonesia 9. Direktur Utama PT PLN (Persero)
SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
Sesuai amanat pasal 5 Undang-undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan pemerintah wajib menyusun Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN), selanjutnya sesuai ketentuan Pasal 2 Peraturan Pemerintah Nomor 10 tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan T enaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005, RUKN tersebut ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. RUKN ini berisikan tentang perkiraan kebutuhan tenaga listrik untuk kurun waktu sepuluh tahun ke depan, potensi sumber energi primer di berbagai daerah atau yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik, sasaran dan rencana penyediaan tenaga listrik serta kebutuhan investasi. RUKN ini dapat memberikan informasi secara luas tentang kebijakan Pemerintah dalam perencanaan ketenagalistrikan, dan wajib menjadi acuan bagi Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) dan pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (PIUKU) untuk menyusun Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik di dalam wilayah usahanya masingmasing. RUPTL tersebut agar disampaikan sebulan setelah RUKN ini ditetapkan. Sesuai dengan perkembangan penyediaan tenaga listrik, RUKN ini akan dimutakhirkan secara berkala setiap tahun sehingga masukan seluruh stakeholder sektor ketenagalistrikan sang at diperlukan untuk penyusunan RUKN 2006 - 2016.
Jakarta,25 April 2005 MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL
i
DAFTAR ISI
Sambutan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Daftar Isi Daftar Tabel Daftar Lampiran
i ii v vi
BAB I. PENDAHULUAN
1
1. 2. 3. 4.
Latar Belakang Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan Tujuan Penyusunan RUKN Landasan Hukum RUKN
BAB II. KEBIJAKAN SEKTOR TENAGA LISTRIK 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Perkembangan Kebijakan Sektor Tenaga Listrik Kebijakan Penyediaan Sektor Tenaga Listrik Tarif Kebijakan Pemanfaatan Energi Baru untuk Pembangkitan Tenaga Listrik Penanganan Listrik Desa dan Misi Sosial Kebijakan Lindungan Lingkungan Standarisasi, Keamanan dan Keselamatan serta Pengawasan Manajemen Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik
BAB III. KONDISI KELISTRIKAN
1 1 2 2 3 3 4 4 5 5 6 6 7 8
1. Pulau Sumatera Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Provinsi Sumatera Utara Provinsi Sumatera Barat Provinsi Riau Provinsi Jambi Provinsi Sumatera Selatan Provinsi Bengkulu Provinsi Lampung Provinsi Kepulauan Bangka Belitung Batam
8 8 9 9 9 9 10 10 10 10
2. Pulau Jawa dan Bali Provinsi Bali Provinsi Jawa Timur Provinsi Jawa Tengah dan DIY Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten Daerah Khusus Ibu Kota Jakarta dan Tangerang
11 11 11 12 12
3. Pulau kalimantan Provinsi Kalimantan Timur Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan Provinsi Kalimantan Barat
12 12 13
ii
4. Pulau Sulawesi Provinsi Sulawesi Utara Provinsi Sulawesi Tengah Provinsi Gorontalo Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara
13 13 14 14
5. Kepulauan Nusa Tenggara Provinsi Nusa Tenggara Barat Provinsi Nusa Tenggara Timur
14 15
6. Pulau Maluku Provinsi Maluku dan Maluku Utara
15
7. Papua
15
8. Kondisi Sistem Penyaluran Tenaga Listrik
15
BAB IV.
RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK
1. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 2. Sarana Penyediaan Tenaga Listrik Pembangkit Pengembangan Penyaluran Pengembangan Distribusi 3. Produksi dan Kebutuhan Energi Primer untuk Pembangkit 4. Prakiraan Kebutuhan Dan Penyediaan Tenaga Listrik Secara Regional A. Jawa-Bali Jawa – Madura - Bali Sistem Jawa – Madura - Bali B. Sumatera Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Provinsi Sumatera Utara Provinsi Sumatera Barat Provinsi Riau Kelistrikan S2JB Provinsi Lampung Neraca Daya Sistem Sumatera Kelistrikan Bangka Belitung Batam C. Kalimantan Provinsi Kalimantan Barat Provinsi Kalimantan Timur Kelistrikan Kalimantan Selatan dan Tengah D. Sulawesi Provinsi Sulawesi Selatan dan Tenggara Sistem Sulutenggo E. Nusa Tenggara Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) Provinsi Nusa Tenggara Timur (NTT) F. Maluku Kelistrikan Maluku dan Maluku Utara
iii
17 17 18 18 19 20 20 21 21 21 21 22 22 22 22 23 23 23 23 24 24 25 25 25 26 26 26 26 27 27 27 28 28
G. Papua 5. Kebutuhan Tenaga Listrik Nasional 6. Program Elektrifikasi Desa
28 28 28
BAB V. POTENSI SUMBER DAYA ENERGI
30
1. Pemanfaatan Sumber Energi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik Batubara Gas Alam Minyak Bumi Tenaga Air Panas bumi 2. Potensi Sumber Energi Di Provinsi/Daerah Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Sumatera Utara Sumatera Barat Riau Jambi Bengkulu Sumatera Selatan Lampung Bangka Belitung Kalimantan Timur Kalimantan Tengah Kalimantan Selatan Kalimantan Barat Nusa Tenggara Barat Nusa Tenggara Timur Sulawesi Selatan Sulawesi Utara Sulawesi Tengah Sulawesi Tenggara Gorontalo Maluku dan Maluku Utara Papua Bali Jawa Timur Jawa Tengah Jawa Barat Banten BAB VI. KEBUTUHAN DANA INVESTASI
30 30 30 30 30 31 31 31 31 32 32 32 32 32 33 33 33 33 33 33 34 34 34 34 35 35 35 35 35 35 36 36 36 38
iv
DAFTAR TABEL
Tabel 1. Rasio Elektrifikasi
17
Tabel 2. Sasaran Penjualan Listrik PLN
18
Tabel 3. Komposisi Energi Primer Untuk Pembangkit
20
Tabel 4. Data Potensi Sumber Energi
37
Tabel 5. Kebutuhan Dana Investasi Sarana Penyediaan Tenaga Listrik Tahun 2005 s/d 2015
39
v
DAFTAR LAMPIRAN
LAMPIRAN I. JARINGAN TRANSMISI A. B. C. D. E. F. G.
Jaringan Transmisi JAWA – BALI Jaringan Transmisi JAWA BARAT Jaringan Transmisi JAWA TENGAH dan D.I.Y Jaringan Transmisi JAWA TIMUR dan BALI Jaringan Transmisi SUMATERA Jaringan Transmisi KALIMANTAN Jaringan Transmisi SULAWESI
40 41 42 43 44 45 46
LAMPIRAN II. NERACA DAYA DAN PRAKIRAAN KEBUTUHAN A. B. C. D. E. F. G. H. I. J. K. L. M. N. O. P.
Neraca Daya Sistem Jawa – Madura – Bali Neraca Daya Sistem Kelistrikan Sumatera Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah BABEL Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Batam Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kalbar Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kaltim Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kaltengsel Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Sulut – Sulteng & Gorontalo Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Sulsel & Tenggara Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah NTB Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah NTT Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Maluku dan Maluku Utara Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Papua Rincian Pengembangan Pembangkit Wilayah Jamali Rincian Pengembangan Pembangkit Wilayah Luar Jamali Prakiraan Kebutuhan Beban Indonesia
47 49 51 53 55 57 59 61 63 65 67 69 71 73 75 77
LAMPIRAN III. RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI, GARDU INDUK DAN DISTRIBUSI A. Rencana Pengembangan Sistem Transmisi dan Gardu Induk B. Rencana Pengembangan Sistem Distribusi
79 80
LAMPIRAN IV. RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR A. Produksi Menurut Jenis Bahan Bakar B. Rencana Kebutuhan Pemakaian Bahan Bakar
81 83
LAMPIRAN V. POTENSI SUMBER DAYA ENERGI A. B. C. D.
Cadangan Batubara Indonesia Cadangan Gas Bumi Indonesia Cadangan Minyak Bumi Indonesia Distribusi Lokasi Panas Bumi
85 86 87 88
vi
BAB I PENDAHULUAN
1. LATAR BELAKANG Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) adalah suatu rencana pembangunan sektor ketenagalistrikan terpadu yang mencakup kebijakan sektor ketenagalistrikan, rencana penyediaan tenaga listrik, sarana penyediaan tenaga listrik pemanfaatan sumber energi untuk pembangkit dan kebutuhan dana untuk pembangkit tenaga listrik. RUKN ditetapkan sebagai acuan dalam pembangunan dan pengembangan sektor ketenagalistrikan di masa yang akan datang bagi Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) dan Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk kepentingan umum (PIUKU). Peranan RUKN akan semakin penting dengan adanya perubahan lingkungan strategis baik dalam lingkup lokal, nasional, regional maupun internasional. Disamping itu partisipasi swasta pada sektor tenaga listrik diharapkan semakin meningkat sehingga RUKN ini dapat memperjelas dan membakukan penentuan proyek yang dilaksanakan baik oleh PKUK maupun yang akan dikerjasamakan dengan pihak lain. Adanya dinamika masyarakat terutama peningkatan ekonomi akan mengakibatkan kebutuhan tenaga listrik semakin meningkat, sehingga diperlukan suatu perencanaan ketenagalistrikan yang lebih pasti secara kuantitatif. Untuk membuat perencanaan ketenagalistrikan yang lebih pasti, maka RUKN dibuat dengan rentang waktu perencanaan selama 20 (dua puluh) tahun. Untuk mengantisipasi perkembangan kebutuhan tenaga listrik maka RUKN ditinjau ulang setiap tahun. Sesuai dengan Undang-Undang No 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan, Peraturan Pemerintah No.10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik dan Peraturan Pemerintah No. 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Peraturan Pemerintah No.10 Tahun 1985, maka seluruh pelaku usaha penyediaan tenaga listrik yang memiliki wilayah usaha wajib membuat Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) di wilayah usahanya masing-masing dengan mengacu kepada RUKN ini. 2. VISI DAN MISI SEKTOR KETENAGALISTRIKAN Visi Sektor Ketenagalistrikan Visi sektor ketenagalistrikan adalah dapat melistriki seluruh rumah tangga, desa serta memenuhi kebutuhan industri yang berkembang cepat dalam jumlah yang cukup, transparan, efisien, andal, aman dan akrab lingkungan untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional dan meningkatkan kesejahteraan rakyat.
1
Misi Sektor Ketenagalistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sesuai visi tersebut, maka Pemerintah mengambil langkah-langkah sebagai berikut: a. membangkitkan tenaga listrik dalam skala besar untuk masyarakat perkotaan, daerah yang tingkat kepadatannya tinggi atau sistim kelistrikan yang besar; b. untuk kelistrikan desa dan daerah terpencil yang memerlukan tenaga listrik dalam skala kecil diprioritaskan membangkitkan tenaga listrik dari energi terbarukan; c. menjaga keselamatan ketenagalistrikan dan kelestarian fungsi lingkungan; dan d. memanfaatkan sebesar-besarnya tenaga kerja, barang dan jasa produksi dalam negeri. 3. TUJUAN PENYUSUNAN RUKN Pada prinsipnya tujuan penyusunan RUKN ini adalah memberikan pedoman serta acuan bagi PKUK dan PIUKU dalam memenuhi kebutuhan usaha penyediaan tenaga listrik di wilayah usahanya masing-masing. Diharapkan bahwa RUKN ini dapat memberikan arahan dan informasi yang diperlukan bagi berbagai pihak yang turut berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik. RUKN ini mempunyai cakrawala waktu sampai 20 tahun kedepan dalam bentuk kuantitatif. Seperti lazimnya dalam perencanaan, semakin jauh jangkauannya semakin kualitatif proyeksinya karena kuantifikasi yang jauh ke depan kemungkinan penyimpangannya akan lebih besar. 4. LANDASAN HUKUM RUKN Penyusunan RUKN ini didasarkan Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan dan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 yang mengamanatkan bahwa Menteri menetapkan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional secara menyeluruh dan terpadu.
2
BAB II KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 1. PERKEMBANGAN KEBIJAKAN SEKTOR TENAGA LISTRIK Selama tiga dasawarsa terakhir, penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh PT PLN (Persero) sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK). Permintaan listrik yang tinggi dalam kurun waktu tersebut tidak mampu dipenuhi, sehingga partisipasi dari pelaku-pelaku lain seperti koperasi, swasta dan industri sangat diperlukan untuk membangkitkan tenaga listrik baik untuk kepentingan sendiri maupun untuk kepentingan umum. Dengan terbitnya Keputusan Presiden Nomor 37 Tahun 1992 tentang Usaha Penyediaan Tenaga Listrik oleh Swasta membuka jalan bagi usaha ketenagalistrikan untuk kepentingan umum skala besar, baik bagi proyek yang direncanakan oleh Pemerintah maupun melalui partisipasi swasta. Akibat krisis ekonomi yang menerpa Indonesia pada pertengahan tahun 1997, Pemerintah menerbitkan Keputusan Presiden Nomor 39 Tahun 1997 tentang Penangguhan/Pengkajian Kembali Proyek Pemerintah, Badan Usaha Milik Negara, dan Swasta Yang Berkaitan Dengan Pemerintah/Badan Usaha Milik Negara, maka proyekproyek yang telah direncanakan oleh Pemerintah maupun proyek yang diusulkan oleh swasta ditangguhkan atau dikaji kembali. Sesuai Keputusan Presiden Nomor 15 Tahun 2002 tentang Pencabutan Keputusan Presiden Nomor 39 Tahun 1997 tentang Penangguhan/Pengkajian Kembali Proyek Pemerintah, Badan Usaha Milik Negara, dan swasta yang berkaitan dengan Pemerintah/Badan Usaha Milik Negara, maka proyek 26 IPP yang ditunda telah selesai dinegosiasi ulang. Melalui Keputusan Presiden Nomor 7 Tahun 1998 tentang Kerjasama Pemerintah dan Badan Usaha Swasta Dalam Pembangunan dan atau Pengelolaan Infrastruktur, pelaksanaan pembangunan infrastruktur diatur melalui tender, termasuk untuk pengadaan sektor ketenagalistrikan. Pada tahun 2002 telah diundangkan Undang-undang Nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan. Undang-undang tersebut mengatur penyelenggaraan usaha ketenagalistrikan menurut fungsi usaha. Penyediaan tenaga listrik perlu diselenggarakan secara efisien melalui kompetisi dan transparansi dalam iklim usaha yang sehat dengan pengaturan yang memberikan perlakuan yang sama kepada semua pelaku usaha dan memberi manfaat yang adil dan merata kepada semua konsumen. Namun sesuai putusan Mahkamah Konstitusi tanggal 15 Desember 2004 Undangundang tersebut dibatalkan dan demi kekosongan hukum Undang-Undang No 15 Tahun1985 tentang Ketenagalistrikan diberlakukan kembali. Dengan demikian maka usaha penyediaan tenaga listrik untuk umum diselenggarakan oleh PKUK dan Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan. Untuk kelengkapan peraturan sektor tenaga listrik Pemerintah pada tanggal 16 Januari 2005 telah menerbitkan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik. Khusus untuk sektor tenaga listrik, pengaturan tentang kerjasama atau pembelian tenaga listrik, pengelolaan, pelaksanaan pembangunan serta pengadaan usaha penyediaan tenaga listrik tunduk kepada Peraturan Pemerintah
3
Nomor 3 Tahun 2005 ini yang dulunya diatur melalui Keputusan Presiden Nomor 7 Tahun1998.
2. KEBIJAKAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Tenaga listrik sebagai salah satu infrastruktur yang menyangkut hajat hidup orang banyak maka penyediaan tenaga listrik harus dapat menjamin tersedianya dalam jumlah yang cukup, harga yang wajar dan mutu yang baik. Dalam rangka terciptanya industri ketenagalistrikan yang efektif, efisien, dan mandiri serta mewujudkan tujuan pembangunan ketenagalistrikan, maka usaha penyediaan tenaga listrik berazaskan pada peningkatan efisiensi dan transparansi. Penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh negara dan diselenggarakan oleh BUMN yang ditugasi untuk melaksanakan usaha penyediaan tenaga listrik. Agar tenaga listrik tersedia dalam jumlah yang cukup dan merata dan untuk meningkatkan kemampuan negara sepanjang tidak merugikan kepentingan negara maka dapat diberikan kesempatan seluas-luasnya kepada koperasi dan badan usaha lainnya berdasarkan izin usaha penyediaan tenaga listrik. Sesuai Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 usaha penyediaan tenaga listrik dapat meliputi usaha pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, dan distribusi tenaga listrik dan menurut geografis. Pemerintah mempunyai keterbatasan finansial untuk pendanaan sektor tenaga listrik sehingga peran swasta sangat diharapkan dan dengan ditetapkannya Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dimungkinkan adanya izin bagi swasta selain dimungkinkan pembelian tenaga listrik bagi PKUK dan PIUKU. 3. TARIF Kebijakan Pemerintah tentang tarif dasar listrik adalah bahwa tarif listrik secara bertahap dan terencana diarahkan untuk mencapai nilai keekonomiannya sehingga tarif listrik rata-rata dapat menutup biaya yang dikeluarkan. Kebijakan ini diharapkan akan dapat memberikan signal positif bagi investor dalam berinvestasi di sektor ketenagalistrikan. Penetapan kebijakan tarif dilakukan sesuai nilai keekonomian. Namun, khusus untuk pelanggan kurang mampu juga mempertimbangkan kemampuan bayar pelanggan. Kebijakan subsidi untuk tarif listrik masih diberlakukan, namun mengingat kemampuan Pemerintah yang terbatas, maka subsidi akan lebih diarahkan langsung kepada kelompok pelanggan kurang mampu dan atau untuk pembangunan daerah perdesaan dan pembangunan daerah-daerah terpencil dengan mempertimbangkan atau memprioritaskan perdesaan/daerah dan masyarakat yang sudah layak untuk mendapatkan listrik dalam rangka menggerakkan ekonomi masyarakat. Kebijakan tarif listrik yang tidak seragam (non-uniform tariff) dimungkinkan untuk diberlakukan di masa mendatang, hal ini berkaitan dengan perbedaan perkembangan pembangunan ketenagalistrikan dari satu wilayah dengan wilayah lainnya.
4
4. KEBIJAKAN PEMANFAATAN ENERGI PRIMER UNTUK PEMBANGKITAN TENAGA LISTRIK Kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik ditujukan agar pasokan energi primer tersebut dapat terjamin. Untuk menjaga keamanan pasokan tersebut, maka diberlakukan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO), pemanfaatan sumber energi primer setempat, dan pemanfaatan energi baru terbarukan. Kebijakan pengamanan pasokan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dilakukan melalui dua sisi yaitu pada sisi pelaku usaha penyedia energi primer dan pada sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik. Kebijakan di sisi pelaku usaha penyedia energi primer antara lain: pelaku usaha di bidang energi primer khususnya batubara, dan gas diberikan kesempatan yang seluasluasnya untuk memasok kebutuhan energi primer bagi pembangkit tenaga listrik sesuai harga dengan nilai keekonomiannya. Kebijakan lainnya seperti pemberian insentif dapat pula diimplementasikan. Kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik dapat terdiri dari fosil (batubara lignit, gas marginal) maupun non-fosil (air, panas bumi, biomasasa, dan lain-lain). Pemanfaatan energi primer setempat tersebut memprioritaskan pemanfaatan energi terbarukan dengan tetap memperhatikan aspek teknis, ekonomi, dan keselamatan lingkungan. Sedangkan kebijakan di sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik antara lain: kebijakan diversifikasi energi untuk tidak bergantung pada satu sumber energi khususnya energi fosil dan konservasi energi. Untuk menjamin terselenggaranya operasi pembangkitan maka pelaku usaha di pembangkitan perlu membuat stockfilling untuk cadangan selama waktu yang disesuaikan dengan kendala keterlambatan pasokan yang mungkin terjadi. Sesuai dengan Kebijakan Energi Nasional (KEN) bahwa penggunaan energi terbarukan untuk pembangkit tenaga listrik perlu ditingkatkan pemanfaatannya sehingga target pada tahun 2020 sekurang-kurangnya 5% dari penggunaan energi berasal dari energi terbarukan antara lain; panas bumi, biomassa, tenaga air dan energi terbarukan lainnya dapat tercapai. Bila masyarakat menginginkan, energi nuklir sebagai energi alternatif terakhir dapat dimungkinkan dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik untuk program jangka panjang. Pemanfaatan energi ini dapat dipertimbangkan bila aspek teknis dan ekonomis memungkinkan disamping mengurangi efek rumah kaca dan dalam rangka meningkatkan jaminan keamanan pasokan tenaga listrik sehingga pemanfaatan energi fossil yang ada dapat diperpanjang penggunaannya .
5. PENANGANAN LISTRIK DESA DAN MISI SOSIAL Penanganan misi sosial dimaksudkan untuk membantu kelompok masyarakat tidak mampu, dan melistriki seluruh wilayah Indonesia yang meliputi daerah yang belum berkembang, daerah terpencil, dan pembangunan listrik perdesaan. Penanganan misi sosial dimaksudkan untuk menjaga kelangsungan bantuan bagi masyarakat
5
tidak mampu, menjaga kelangsungan upaya perluasan akses pelayanan listrik pada wilayah yang belum terjangkau listrik, mendorong pembangunan/pertumbuhan ekonomi, dan meningkatkan kesejahteraan rakyat. Penanganan misi sosial yang diperlukan untuk dapat dilaksanakan secara operasional melalui PKUK. Agar efisiensi dan transparansi tercapai, maka usaha penyediaan tenaga listrik dapat dilakukan dengan pemisahan fungsi sosial dan komersial melalui pembukuan yang terpisah. 6. KEBIJAKAN LINDUNGAN LINGKUNGAN Pembangunan di bidang ketenagalistrikan dilaksanakan untuk mendukung pembangunan yang berkelanjutan dan berwawasan lingkungan. Untuk itu kerusakan dan degradasi ekosistem dalam pembangunan energi harus dikurangi dengan membatasi dampak negatif lokal, regional maupun global yang berkaitan dengan produksi tenaga listrik. Sejalan dengan kebijakan di atas, Undang-undang Nomor 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 1999 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta produk hukum lainnya, mengharuskan pemrakarsa memperhatikan norma dasar yang baku tentang bagaimana menyerasikan kegiatan pembangunan dengan memperhatikan lingkungan serta harus memenuhi baku mutu yang dikeluarkan oleh instansi yang berwenang. Untuk itu semua kegiatan ketenagalistrikan yang berpotensi menimbulkan dampak besar dan penting wajib melakukan AMDAL (ANDAL, RKL dan RPL) sedangkan yang tidak mempunyai dampak penting diwajibkan membuat Upaya Pengelolaan Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL) sesuai peraturan perundang-undangan. 7. STANDARDISASI, KEAMANAN DAN KESELAMATAN, SERTA PENGAWASAN Listrik selain bermanfaat bagi kehidupan masyarakat juga dapat mengakibatkan bahaya bagi manusia apabila tidak dikelola dengan baik. Pemerintah dalam rangka keselamatan ketenagalistrikan menetapkan standardisasi, pengamanan instalasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan antara lain melindungi masyarakat dari bahaya yang diakibatkan oleh tenaga listrik, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan, meningkatkan efisiensi dalam pengoperasian dan pemanfaatan tenaga listrik. Kebijakan dalam standardisasi meliputi: 1. Standar Peralatan Tenaga Listrik, yaitu alat atau sarana pada instalasi pembangkitan, penyaluran, dan pemanfaatan tenaga listrik. 2. Standar Pemanfaat Tenaga Listrik, yaitu semua produk atau alat yang dalam pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk berfungsinya produk atau alat tersebut, antara lain: • alat rumah tangga (household appliances) dan komersial / industri
6
• • •
alat kerja (handheld tools) perlengkapan pencahayaan perlengkapan elektromedik listrik.
Atas pertimbangan keselamatan, keamanan, kesehatan dan aspek lingkungan maka SNI terbagi dalam standar sukarela dan peralatan dan pemanfaatan harus memenuhi standar wajib. Kebijakan keamanan instalasi meliputi: kelaikan operasi instalasi tenaga listrik, keselamatan peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, dan kompetensi tenaga teknik. Instalasi tenaga listrik yang laik operasi dinyatakan dengan Sertifikat Laik Operasi. Untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang memenuhi Standar Nasional Indonesia dinyatakan dengan Sertifikat Produk untuk dapat membubuhi Tanda SNI (SNI) pada peralatan tenaga listrik dan penerbitan Sertifikat Tanda Keselamatan ( S ) pada pemanfaat tenaga listrik dan tenaga teknik yang kompeten dinyatakan dengan Sertifikat Kompetensi. 8. MANAJEMEN PERMINTAAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di berbagai wilayah/daerah belum terpenuhi baik secara kualitas maupun kuantitas sesuai yang dibutuhkan konsumen. Hal ini disebabkan permintaan listrik yang tinggi tetapi tidak dapat diimbangi dengan penyediaan tenaga listrik. Program-program yang perlu dilakukan untuk memenuhi kebutuhan listrik baik secara kualitas maupun kuantitas yaitu dengan melaksanakan program di sisi permintaan (Demand Side Management) dan di sisi penyediaan (Supply Side Management). Program Demand Side Management dimaksudkan untuk mengendalikan pertumbuhan permintaan tenaga listrik, dengan cara mengendalikan beban puncak, pembatasan sementara sambungan baru terutama di daerah kritis, dan melakukan langkah-langkah efisiensi lainnya di sisi konsumen. Program Supply Side Management dilakukan melalui optimasi penggunaan pembangkit tenaga listrik yang ada dan pemanfaatan captive power.
7
BAB III KONDISI KELISTRIKAN
Dalam perkembangannya Sistem Kelistrikan Nasional dapat dibedakan dalam 2 (dua) sistem yaitu sistem kelistrikan terinterkoneksi dan sistem kelistrikan terisolasi. Sistem kelistrikan se Jawa-Madura-Bali dan Sumatera merupakan sistem yang telah berkembang dan merupakan sistem kelistrikan yang terinterkoneksi melalui jaringan transmisi tegangan tinggi dan jaringan transmisi tegangan ekstra tinggi. Sistem kelistrikan di luar pulau Jawa-Madura-Bali dan Sumatera merupakan sistem kelistrikan yang relatif belum berkembang, dimana satu sama lain belum sepenuhnya terinterkoneksi. Sistem masih terdiri dari sub-sistem dan sub-sistem kecil yang masing-masing terpisah satu sama lain dan masih terdapat daerah-daerah terpencil yang berdiri sendiri dan terisolasi. Bab ini menjelaskan kondisi kelistrikan yang telah dicapai selama ini sesuai wilayah regional maupun provinsi.
1. PULAU SUMATERA Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi NAD adalah beban puncak sebesar 210 MW dengan produksi sebesar 748 GWh. Sekitar 50% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi NAD. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 708,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 472 GWh (66.6%), komersial 83 GWh (11.7%), Industri 48,5 GWh (6.8%), Publik 104,8 GWh (14,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi NAD untuk tahun 2004 baru mencapai 56,4%. Provinsi Sumatera Utara Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Sumatra Utara adalah beban puncak sebesar 926 MW dengan produksi sebesar 4.870 GWh. Hampir seluruh (99,1%) beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi di pulau-pulau Nias, Tello dan Sembilan. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 4.525,6 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 1.950,9 GWh (43,1%), komersial 578 GWh (12,7%), Industri 1.651,5 GWh (36,4%), Publik 345,2 GWh (7,6%). Rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Utara untuk tahun 2004 baru mencapai 67,5%.
8
Provinsi Sumatera Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Sumatra Barat adalah beban puncak sebesar 295 MW dengan produksi sebesar 1.676 GWh. Sekitar 90% beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagSel melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Sumatera Barat. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.466,9 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 630,8 GWh (43%), Komersial 131,6 GWh (8,9%), Industri 590,7 GWh (40.2%), Publik 114 GWh (7,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 61,1%. Provinsi Riau Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Riau adalah beban puncak sebesar 322 MW dengan produksi sebesar 1.654 GWh. Sekitar 55% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Riau. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.428,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 871,5 GWh (61%), Komersial 313 GWh (21,9%), Industri 139,3 GWh (9,7%), Publik 104,4 GWh (7,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Riau untuk tahun 2004 baru mencapai 38,9%. Provinsi Jambi Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kV dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Bagian Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB), maka kondisi kelistrikan Provinsi Jambi merupakan representasi dari kondisi kelistrikan S2JB secara keseluruhan, yaitu beban puncak Wilayah S2JB pada tahun 2004 adalah sebesar 471,8 MW dengan produksi sebesar 117,6 GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 39,8%. Sekitar 90% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah S2JB. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 470,6 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 290,6 GWh (62%), Komersial 77 GWh (16%), Industri 70,3 GWh (15%), Publik 32,7 GWh (7%). Provinsi Sumatera Selatan Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kV dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB). Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.448 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 766,2 GWh (53%), Komersial 192,1 GWh (13%), Industri 381,4 GWh (26%), Publik 108,3 GWh (7%).
9
Provinsi Bengkulu Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kV dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB), maka kondisi kelistrikan Provinsi Bengkulu merupakan representasi dari kondisi kelistrikan S2JB. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 227,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 163,3 GWh (71,8%), Komersial 29,6 GWh (13%), Industri 14,8 GWh (6,5%), Publik 19,5 GWh (8,5%). Provinsi Lampung Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Lampung adalah beban puncak sebesar 306 MW dengan produksi sebesar 1.370 GWh. Sekitar 99% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagSel melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Lampung. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.207 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 718,5 GWh (59,5%), Komersial 160,9 GWh (13,3%), Industri 227 GWh (18.8%), Publik 100,1 GWh (8,2%). Rasio elektrifikasi Provinsi Lampung untuk tahun 2004 baru mencapai 37,1%. Provinsi Kepulauan Bangka Belitung Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kepulauan Bangka Belitung adalah beban puncak sebesar 60 MW dengan produksi sebesar 273 GWh. Seluruh beban ini dipasok oleh pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kepulauan Bangka Belitung. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 234 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 173 GWh (73,9%), Komersial 25,1 GWh (10,6%), Industri 22,6 GWh (9,7%), Publik 13,2 GWh (6%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kepulauan Bangka Belitung untuk tahun 2004 baru mencapai 53,1%. Batam Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Daerah Otorita Batam adalah beban puncak sebesar 31,8 MW dengan produksi sebesar 838 GWh. Seluruh beban ini dipasok oleh pembangkit PT PLN Batam yang sebagian wilayahnya telah terinterkoneksi dengan jaringan transmisi 150 kV. Sedangkan khusus untuk industri di kawasan Muka Kuning Industrial Park, kebutuhan kelistrikannya di suplai oleh PT Batamindo yang memiliki pembangkit sendiri dengan kapasitas seluruhnya mencapai 166 MW. Penjualan PT PLN Batam pada tahun 2004 mencapai 662 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 199,4 GWh (30%), Komersial 317,3 GWh (48%), Industri 110,1 GWh (17%), Publik 35,2 GWh (5%). Rasio elektrifikasi Daerah Otorita Batam untuk tahun 2004 baru mencapai 67%.
10
2. PULAU JAWA DAN BALI Pulau Jawa, Madura dan Bali telah terinterkoneksi, sehingga kebutuhan kelistrikan pada sistem ini disuplai dari pembangkit se JAMALI dengan produksi sebesar 92.634 GWh. Rincian konsumsi kelistrikan di Provinsi Jawa dan Bali dapat diuraikan di bawah ini. Provinsi Bali Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Bali adalah beban puncak sebesar 389 MW. Dimana 40% beban ini (200 MW) dipasok dari sistem kelistrikan Pulau Jawa melalui kabel laut jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok dari unit Pembangkit Pesanggarahan (150 MW) dan PLTG Gilimanuk (100 MW). Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.896 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 838,4 GWh (44,2%), Komersial 878,6 GWh (46,3%), Industri 76,4 GWh (4%), Publik 102,3 GWh (5,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Bali untuk tahun 2004 baru mencapai 76,6%. Provinsi Jawa Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Timur adalah beban puncak sebesar 3.107 MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi Jawa Timur dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kV) dan SUTT (150 kV dan 70 kV), serta dari pembangkit-pembangkit kecil/embedded (PLTA Wonorejo – PJB dan Captive) melalui jaringan Tegangan Menengah, pembangkit sendiri (PLTD dan PLTM Sampean Baru), dan pembangkit sewa. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 16.421 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 5.887 GWh (35,8%), Komersial 1.717 GWh (10,4%), Industri 7.946 GWh (48,3%), Publik 872 GWh (5,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 59,1%. Provinsi Jawa Tengah dan DIY Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Tengah dan DIY adalah beban puncak sebesar 2.220 MW. Pasokan utama sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Tengah dan DIY dilayani atau dipasok dari PLTU Tambaklorok, PLTA Mrica dan pusat pembangkit lain yang disalurkan melalui jaringan interkoneksi JAMALI 500 kV dan 150 kV. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 10.843 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 5.384 GWh (49,7%), Komersial 1.056 GWh (9,7%), Industri 3.457 GWh (31,9%), Publik 946 GWh (8,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Tengah dan DIY untuk tahun 2004 baru mencapai 81,3%.
11
Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten adalah beban puncak sebesar 4.682 MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi JawaMadura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kV) dan SUTT (150 kV dan 70 kV), serta dari pembangkit-pembangkit kecil/embedded melalui jaringan Tegangan Menengah, dan pembangkit sendiri. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 27.279 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 8.102 GWh (29,7%), Komersial 1.721 GWh (6,3%), Industri 16.762 GWh (61,4%), Publik 694 GWh (2,5%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten untuk tahun 2004 baru mencapai 57,2%. Provinsi Daerah Khusus Ibukota Jakarta dan Tangerang Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi DKI Jakarta adalah beban puncak sebesar 3.912 MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi DKI Jakarta dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kV) dan SUTT (150 kV dan 70 kV). Penjualan pada tahun 2004 mencapai 23.333 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 7.767 GWh (33,3%), Komersial 6.436 GWh (27,5%), Industri 7.526 GWh (32,3%), Publik 1.571 GWh (6,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi DKI Jakarta dan Tangerang untuk tahun 2004 baru mencapai 81,3%.
3. PULAU KALIMANTAN Provinsi Kalimantan Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kalimantan Timur adalah beban puncak sebesar 245 MW dengan produksi sebesar 1.420 GWh. Sekitar 70% dari beban ini dipasok oleh Sistem Mahakam melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kalimantan Timur. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.214,1 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 658,4 GWh (54,2%), Komersial 260,2 GWh (21,4%), Industri 183,7 GWh (15,1%), Publik 111,8 GWh (9,2%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 49,6%.
Provinsi Kalimantan Tengah dan Provinsi Kalimantan Selatan Mengingat bahwa Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kV, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Kalimantan Selatan dan Tengah (Kalselteng), sehingga
12
kondisi kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah direpresentasikan oleh kondisi kelistrikan Wilayah Kalselteng, yaitu beban puncak Wilayah Kalselteng pada tahun 2004 adalah sebesar 289 MW dengan produksi sebesar 1.551,5 GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 52,9%. Sekitar 80% dari beban ini dipasok oleh Sistem Barito – Banua Lima melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Kalselteng. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.251,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 722,2 GWh (57,7%), Komersial 165,2 GWh (13,2%), Industri 254,9 GWh (20,3%), Publik 108,9 GWh (8,7%). Provinsi Kalimantan Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kalimantan Barat adalah beban puncak sebesar 196 MW dengan produksi sebesar 989 GWh. Sekitar 60% dari beban ini dipasok oleh pembangkit dari Sistem Kapuas melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kalimantan Barat. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 799,7 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 478,6 GWh (59,8%), Komersial 158,8 GWh (19.8%), Industri 82,9 GWh (10,3%), Publik 79,4 GWh (9,9%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 44,5%. 4. PULAU SULAWESI Provinsi Sulawesi Utara Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kV, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo). Sehingga kondisi beban puncak Wilayah Suluttenggo pada tahun 2004 adalah sebesar 242.026 MW dengan produksi sebesar 1124.949 GWh, Rasio elektrifikasinya sebesar 47,1%. Sekitar 60% dari beban ini dipasok oleh Sistem Minahasa melalui jaringan transmisi 70 kV dan 150 kV, sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Suluttenggo. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 553.203 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 325.862 GWh (59%), Komersial 108.410 GWh (20%), Industri 63.056 GWh (11%), Publik 55.873 GWh (10%). Provinsi Sulawesi Tengah Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kV, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo).
13
Penjualan pada tahun 2004 mencapai 292.584 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 199.819 GWh (68%), Komersial 41.191 GWh (14%), Industri 15.209 GWh (5%), Publik 36.365 GWh (12%), lainnya 3.290 GWh (1%). Provinsi Gorontalo Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kV, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo). Penjualan pada tahun 2004 mencapai 106.510 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 67.801 GWh (64%), Komersial 12.142,2 GWh (11%), Industri 11.668 GWh (11%), Publik 14.682 GWh (14%). Provinsi Sulawesi Selatan dan Provinsi Sulawesi Tenggara Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kV, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Selatan dan Tenggara (Sulseltra). Sehingga kondisi beban puncak Wilayah Sulseltra pada tahun 2004 adalah sebesar 490 MW dengan produksi sebesar 2.485 GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 53,8%. Sekitar 85% dari beban ini dipasok oleh Sistem Makassar melalui jaringan transmisi 150 kV dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Sulseltra. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 2.066 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 1.090,4 GWh (52,7%), Komersial 266,6 GWh (12,9%), Industri 528,8 GWh (25,5%), Publik 183,3 GWh (8,8%).
5. KEPULAUAN NUSA TENGGARA Provinsi Nusa Tenggara Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Nusa Tenggara Barat adalah beban puncak sebesar 105. MW dengan produksi sebesar 422,8 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Nusa Tenggara Barat . Penjualan pada tahun 2004 mencapai 400,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 293,4 GWh (73,3%), Komersial 65,7 GWh (16,4%), Industri 7,5 GWh (1,8%), Publik 33,8 GWh (8,4%). Rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 28,1 %.
14
Provinsi Nusa Tenggara Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Nusa Tenggara Timur adalah beban puncak sebesar 62 MW dengan produksi sebesar 262,7 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Nusa Tenggara Timur. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 227,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 150,4 GWh (66,1%), Komersial 39,8 GWh (17,5%), Industri 3,2 GWh (1,4%), Publik 33,8 GWh (14,8%). Rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 22,5%.
6. PULAU MALUKU Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara Walaupun Pulau Maluku telah dipecah menjadi 2 provinsi yaitu Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara, namun pelayanan kelistrikannya oleh PT PLN (Persero) masih dijadikan satu wilayah, yaitu Wilayah Maluku. Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Maluku adalah beban puncak sebesar 78 MW dengan produksi sebesar 305 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Maluku dan Maluku Utara. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 269,8 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 181,6 GWh (67,3%), Komersial 44 GWh (16,3%), Industri 6 GWh (2,2%), Publik 38,1 GWh (14,1%). Rasio elektrifikasi Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara untuk tahun 2004 baru mencapai 50,6%. 7. PROVINSI PAPUA Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Papua adalah beban puncak sebesar 90 MW dengan produksi sebesar 465 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Papua. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 398 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 250 GWh (62,8%), Komersial 94 GWh (23,3%), Industri 6 GWh (1,5%), Publik 48 GWh (12%). Rasio elektrifikasi Provinsi Papua untuk tahun 2004 baru mencapai 28,3%.
8. KONDISI SISTEM PENYALURAN TENAGA LISTRIK Sistem kelistrikan yang ada di kepulauan Indonesia belum sepenuhnya terintegrasi dengan jaringan transmisi. Saat ini yang telah terintegrasi hanya sistem kelistrikan se Jawa-Madura-Bali dengan jaringan transmisi 500 KV. Pulau Sumatera, sistem Sumatera Bagian Utara yang menghubungkan Provinsi Nanggroe Aceh Darusalam (NAD) dan Sumatera Utara telah terinterkoneksi dengan jaringan transmisi 275 KV, namun belum seluruhnya terhubung. Sistem yang menghubungkan sistem Sumbar dengan Riau sudah terintegrasi dengan baik.
15
Sistem Sumbagsel telah mengintegrasikan Provinsi Sumatera Selatan, Provinsi Jambi, Bengkulu dan Lampung. Pada bulan November 2004, sistem Sumatera Bagian Selatan telah terhubung dengan Sistem Sumbar-Riau dengan Provinsi lainnya di Sumatera Bagian Selatan, dimana semula masih adanya masalah right of way pada jalur Bangko-Lubuk Linggau, saat ini telah diselesaikan. Pada sistem kelistrikan Pulau Kalimantan sudah terhubung melalui jaringan 150 KV sebagian kecil Provinsi Kalimantan Tengah dengan Kalimantan Selatan. Diharapkan sistem se Kalimantan juga dapat terinterkoneksi dengan jaringan transmisi di masa mendatang. Sistem kelistrikan pulau Sulawesi yang meliputi Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Tenggara, Sulawesi Utara dan Gorontalo masih banyak dipasok dengan sistem yang tersebar, akan tetapi beberapa daerah telah terhubung dengan jaringan transmisi 150 KV. Sistem penyaluran kelistrikan melalui Jaringan Transmisi dapat dilihat pada Lampiran I.
16
BAB IV RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK
Sesuai dengan Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 maka RUKN berisi antara lain prakiraan kebutuhan tenaga listrik, sasaran penyediaan tenaga listrik menurut sektor pemakai, jumlah desa yang dilistriki dan sasaran rumah tangga yang akan dilistriki, sarana penyediaan tenaga listrik, jenis sumber energi primer dan kebutuhan investasi yang diperlukan. RUKN ini akan dijadikan acuan bagi PKUK dan PIUKU dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Seperti lazimnya dalam perencanaan sektor tenaga listrik, rencana sarana penyediaan tenaga listrik untuk kurun waktu lima tahun merupakan rencana yang lebih pasti (committted proyek) untuk dilaksanakan karena sebagian besar proyek sarana penyediaan tenaga listrik dalam kurun waktu tersebut sedang dalam tahap pembangunan dan pendanaannya sudah jelas. Sedangkan untuk kurun waktu lima sampai dengan sepuluh tahun kedepan tingkat kepastiannya berkurang karena pendanaanya yang belum pasti namur aspek kuantitatif kebutuhan tenaga listrik harus dapat dipenuhi. Untuk kurun waktu jangka menengah dan jangka panjang tingkat kepastian kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN ini semakin berkurang. Oleh sebab itu rencana ini perlu untuk dimutakhirkan setiap tahun. 1. PRAKIRAAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan tenaga listrik akan meningkat sejalan dengan perkembangan ekonomi daerah dan pertumbuhan penduduk. Semakin meningkatnya ekonomi pada suatu daerah maka konsumsi tenaga listrik juga akan semakin meningkat. Kondisi ini tentunya harus diantisipasi sedini mungkin agar penyediaan tenaga listrik dapat tersedia dalam jumlah yang cukup dan harga yang memadai. Asumsi pertumbuhan ekonomi untuk sepuluh tahun mendatang yang digunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhan tenaga listrik adalah rata-rata 6,5 % per tahun secara nasional Disamping pertumbuhan ekonomi, perkembangan tenaga listrik juga dipengaruhi oleh faktor perkembangan penduduk dalam pengertian jumlah rumah tangga yang akan dilistriki. Pertumbuhan penduduk secara nasional untuk dua puluh tahun kedepan diperkirakan mencapai 0,9%, berturut turut di pulau Jawa sebesar 0,8 % per tahun dan diluar pulau Jawa-Bali 1,1% per tahun. Sasaran yang ingin dicapai adalah rasio elektrifikasi dan untuk sepuluh tahun mendatang pada masing-masing Provinsi dapat dilihat pada tabel berikut. Table 1. Rasio Elektrifikasi (%)
No. 1. 2. 3. 4.
PROVINSI/DAERAH/ WILAYAH NAD Sumut Sumbar Riau
2005
2010
2015
2020
2025
61 70 64 41
76 84 81 52
85 96 95 60
100 100 100 75
100 100 100 100
17
5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18.
Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu Lampung Babel Batam Jawa-Bali-Madura Kaltim Kalselteng Kalbar Sulutenggo Sulseltra NTB NTT Maluku dan Maluku Utara Papua Total Indonesia
42
56
70
80
95
39 63 81 62 53 55 47 49 54 29 25 53 30 51
60 78 100 71 75 66 65 57 57 36 32 73 37 69
80 90 100 85 94 79 81 68 61 45 42 91 48 76
91 100 100 100 100 96 93 88 85 70 69 100 75 90
100 100 100 100 100 100 99 95 96 85 84 100 90 93
Berdasarkan asumsi makro di atas serta dengan memperhatikan kebijakan pemerataan pembangunan di daerah maka disusun sasaran prakiraan kebutuhan tenaga listrik menurut sektor pemakai. Pada Tabel 2 ini digambarkan sasaran yang dapat dipasok terutama oleh PT PLN (Persero) sebagai PKUK. Tabel 2. Sasaran Penjualan Listrik PT PLN (Persero) Tahun Jawa-Bali (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik Luar Jawa-Bali (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik Indonesia (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik
2005
2010
2015
81 28 13 35 3 20 11 3 4 1 102 40 16 40 5
118 37 22 54 4 31 17 4 6 2 150 54 27 60 8
175 47 38 83 5 49 28 8 9 5 222 74 45 92 10
2020
2025
299 58 62 123 6 71 41 11 12 7 370 99 73 135 13
345 66 94 181 7 100 57 15 18 10 445 123 109 199 17
2. SARANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Pembangkit Pembangunan pembangkit baru, baik yang dilaksanakan oleh PKUK atau PIUKU maupun yang akan dimitrakan dengan Koperasi dan Badan Usaha lainnya berdasarkan RUKN ini. Adapun kriteria yang digunakan dalam penyusunan kebutuhan daya 18
berdasarkan kepada cadangan daya yang diinginkan (reserve margin). Untuk pulau Jawa-Bali cadangan daya diproyeksikan antara 30%-35% untuk kurun waktu sepuluh tahun kedepan, sedangkan untuk waktu jangka menengah dan jangka panjang diproyeksikan semakin berkurang yaitu15%-25% karena sejalan dengan kapasitas sistem yang semakin besar. Asumsi ini dengan mempertimbangkan kemungkinan adanya slipper projects maupun kendala pendanaan dan penundaan pembangunan sarana penyediaan tenaga listrik. Untuk Luar Pulau Jawa yang umumnya sistim terisolasi menggunakan kriteria cadangan daya yang lebih tinggi berkisar antara 40%– 50% untuk kurun waktu sepuluh tahun kedepan dan 25%-35% untuk kurun waktu jangka menengah dan panjang kecuali sistim Sumatera yang sudah terintegrasi menggunakan asumsi cadangan daya 40% untuk sepuluh tahun kedepan dan 20% 30% untuk kurun waktu jangka panjang. Kebutuhan daya pada tahun tertentu akan ditentukan oleh kapasitas pembangkit yang sudah ada (kapasitas terpasang), pembangkit baru yang pasti akan masuk (committed projects) termasuk proyek swasta atau kerjasama PKUK dengan Koperasi dan Badan Usaha lainnya. Pembangkit yang sudah committed adalah pembangkit yang sedang dalam pembangunan baik oleh PKUK maupun oleh swasta dan yang belum dibangun PKUK tetapi pendanaannya sudah pasti serta pembangkit swasta yang sudah mendapat pendanaannya. Tambahan pembangkit adalah pembangkit baru yang harus dibangun agar kebutuhan tenaga listrik dapat dipenuhi. Uraian kebutuhan neraca daya yang diperlukan untuk seluruh wilayah dan Provinsi dapat dilihat pada Lampiran II. Pengembangan Penyaluran Prinsip dasar pengembangan sistim penyaluran diarahkan kepada pertumbuhan sistim, peningkatan keandalan sistim dan mengurangi kendala pada sistim penyaluran dan adanya pembangunan pembangkit baru. Pada saat ini, sistim besar sudah terintegrasi adalah sistim Jawa-Bali dan sistim Sumatera. Sedangkan sistim kelistrikan di pulau lainnya seperti Sulawesi sudah terintegrasi di daerah bagian selatan. Sistim di Provinsi Kalimantan Selatan dan Provinsi Kalimantan Tengah sebagian wilayah ini telah terintegrasi dan diharapkan Provinsi Kalimantan Selatan juga akan terintegrasi dengan sistim tersebut. Untuk kurun waktu jangka menengah sistim Sumatera diharapkan sudah terintegrasi seluruhnya menggunakan jaringan tegangan ekstra tinggi 275 kV. Dengan masuk pembangkit yang berskala besar, dalam kurun waktu jangka panjang sistim di Kalimatan dan Sulawesi diharapkan pula sudah terhubung dengan baik. Pengembangan sistim penyaluran di pulau Jawa-Bali menggunakan sistim 500 kV dan 150 kV sedangkan sistim 70 kV tidak dikembangkan kecuali bagi daerah pertumbuhannya kurang pesat. Pengembangan transmisi 500 kV di Jawa dimaksudkan untuk menjaga kestabilan sistim dan penyambungan pembangkit skala besar dan kebutuhan Gardu Induk Transmisi Extra Tinggi (GITET). Pengembangan Gardu induk tergantung kepada pengembangan sistim transmisinya. Pengembangan gardu induk baru dipertimbangkan bila pasokan pada suatu kawasan sudah tidak mampu dibebani oleh gardu induk tersebut dengan batas toleransi maksimal 70%. Rincian rencana sistim transmisi untuk sepuluh tahun kedepan dapat dilihat pada Lampiran III A.
19
Pengembangan Distribusi Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk dapat mengantisipasi pertumbuhan penjualan tenaga listrik, mempertahankan tingkat keandalan yang diinginkan dan efisien, meningkatkan kualitas pelayanan. Rincian rencana fasilitas distribusi untuk sepuluh tahun kedepan dapat dilihat pada Lampiran III B.
3. PRODUKSI DAN KEBUTUHAN ENERGI PRIMER UNTUK PEMBANGKIT Kebutuhan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dirancang dengan menggunakan energi yang termurah (least cost). Produksi tenaga listrik yang dibangkitkan agar kebutuhan tenaga listrik terpenuhi menurut jenis sumber energi untuk sistem Jawa-Bali dan Luar Jawa-Bali untuk dua puluh tahun mendatang dapat dilihat pada Lampiran IV A. Komposisi penggunaan batubara masih dominan sebagai pemikul beban dasar yaitu naik dari 39% pada tahun 2005 menjadi 51% tahun 2025. Penurunan pemakaian BBM akan terjadi signifikan terutama untuk kurun waktu dua puluh tahun mendatang. Hal ini disebabkan replacement dengan penggunaan bahan bakar gas pada tahun 2006. Komposisi penggunaan BBM menurun dari 23% pada tahun 2005 menjadi 6% tahun 2025. Produksi panas bumi meningkat pada tahun 2010 yaitu 5% dan sedikit menurun pada tahun 2025 sebesar 4%. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik pada masa jangka panjang mendatang diperlukan tambahan pembangkit (4000 MW per tahun) berskala besar dan kemungkinan untuk itu perlu diantisipasi penggunaan uranium (PLTN) bila masyarakat menginginkan terutama di sistim Jawa-Bali-Madura. Perkembangan komposisi produksi energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dapat dilihat pada Tabel 3. Komposisi penggunaan BBM akan mengalami penurunan yang signifikan dari tahun 2005. Penggunaan BBM ini hanya digunakan sebagai pemikul beban puncak untuk PLTG. Seiring dengan produksi tenaga listrik pemanfaatan batubara sebagai pemikul beban dasar akan terjadi peningkatan yang tajam yaitu 52% pada tahun 2020 sehingga batubara pada tahun 2020 diperlukan 244 juta ton dan pada tahun 2025 meningkat menjadi 326 juta ton. Produksi pemakaian bahan bakar gas untuk pembangkit tenaga listrik akan tumbuh dari 60 TWH pada tahun 2010 meningkat menjadi 146 TWH pada tahun 2025. Produksi pemanfaatan panas bumi pada tahun 2010 diperkirakan mencapai 10 TWh meningkat menjadi 20 TWh pada tahun 2025. Kebutuhan energi primer ini untuk kurun waktu sepuluh tahun mendatang dapat dilihat pada Lampiran IV B. Tabel 3. Persentase Komposisi Energi Primer Untuk Pembangkit Energi Primer - Batubara - Gas - BBM - Panas Bumi - Hydro - Uranium
2005 38 30 22 3 7 0
2010 40 34 15 5 6 0
2015 44 34 11 5 6 0
20
2020 52 29 7 3 4 5
2025 51 27 7 4 4 7
4. PRAKIRAAN KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK SECARA REGIONAL A. JAWA-BALI Jawa-Madura-Bali Asumsi pertumbuhan penduduk tahun 2005 - 2025 diperkirakan tumbuh 0,9% per tahun dan pertumbuhan PDRB untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 6,2% per tahun, rasio elektrifikasi pada tahun 2025 diharapkan mencapai 93%. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005–2025 diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7,2% per tahun dengan komposisi sektor tumbuh berturutturut adalah rumah tangga tumbuh 4%, komersial 10%, publik 2,5% dan industri 8% sehingga pada akhir tahun 2025 konsumsi tenaga listrik di Jawa-Bali mencapai 345 TWh. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diharapkan mencapai 59 GW. Suplai tenaga listrik yang mencakup wilayah ini dapat dilihat pada sistem JawaMadura-Bali Lampiran II A. Sistem Jawa-Madura-Bali Sistem Jawa Bali menyuplai Provinsi seluruh pulau Jawa, Madura dan Bali melalui sistem transmisi 500 KV, sedangkan interkoneksi dari Provinsi Jawa dengan Provinsi Bali dihubungkan dengan kabel laut 150 KV demikian juga halnya dengan penyaluran ke pulau Madura. Pertumbuhan beban listrik diperkirakan sampai dengan tahun 2025 adalah rata sebesar 7,2 % per tahun. Dengan asumsi bahwa faktor beban untuk sistem tersebut 74% dan total losses dan susut pada tahun 2025 diharapkan mencapai 13%, maka diproyeksikan bahwa beban puncak pada tahun 2025 akan mencapai 59 GW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut sedang dibangun beberapa proyek pembangkit dan beberapa pembangkit yang sudah dialokasikan pendanaannya adalah sebesar 2.450 MW yang dibangun oleh PT PLN (Persero) dan 2.910 MW melalui partisipasi swasta (IPP). Rincian proyek tersebut adalah PLTGU Cilegon 730 MW beroperasi tahun 2006, PLTP Cibuni 10 MW, PLTGU Pemaron 50 MW dan PLTGU Muara Tawar 145 MW yang diharapkan masuk tahun 2007. Disamping itu tahun 2008 diperkirakan masuk PLTGU Muara Tawar 225 MW, PLTGU Muara Karang 720 MW, PLTGU Muara Tawar 225 MW, PLTGU Tanjung Priok 720 MW diharapkan dapat beroperasi tahun 2009. Proyek pembangkit swasta yang telah selesai dinegosiasikan kembali dan diharapkan dapat masuk ke sistem pada tahun 2006 adalah PLTU Tanjung Jati B 1.320 MW, PLTU Cilacap 600 MW, PLTP Kamojang 60 MW dan PLTP Patuha 60 MW. Selain itu proyek pembangkit swasta lainnya yang dapat masuk ke sistem pada tahun 2007 adalah PLTP Wayang Windu 110 MW, PLTP Dieng 60 MW, dan PLTP Bedugul 10 MW. Untuk tahun 2008 adalah PLTP Dieng 60 MW, PLTP Patuha 120 MW dan PLTGU Anyer 400 MW. Cadangan daya sistem diasumsikan berkisar antara 30% - 35% untuk tahun 2005 sampai dengan tahun 2015 dan 15%-25% untuk tahun 2015 -2025. Asumsi
21
cadangan ini telah memperhatikan diantaranya adalah kemungkinan terjadinya slipe projects dalam pembangunan pembangkit maupun pengadaan dengan pihak swasta dan dengan memperhatikan commited proyek sebesar 4.378 MW, maka masih diperlukan tambahan pembangkit secara akumulasi sampai tahun 2015 sebesar 15.750 MW baik pembangunan yang dilaksanakan oleh PT. PLN (Persero) maupun oleh swasta antara lain PLTGU Cikarang extension 150 MW dan proyek swasta yang akan ditenderkan adalah PLTU di Jawa Barat 500 MW, PLTU Tanjung Jati C 1.320 MW, PLTU Paiton 3-4 sebesar 800 MW dan PLTGU Pasuruan 500 MW. Untuk kurun waktu 2015 -2025 diperlukan tambahan daya secara akumulasi adalah sebesar 33.440 MW. Neraca daya untuk Sistem Jawa Bali dapat dilihat pada Lampiran II A. Dalam rangka meningkatkan keandalan sistem baik di Pulau Jawa maupun Pulau Sumatera maka dimungkinkan kedua sistem ini untuk diinterkoneksikan melalui sub-marine cable.
B. SUMATERA Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Pertumbuhan permintaan tenaga listrik untuk periode 2005–2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 5,2% per tahun dan diharapkan rasio elektrifikasi akan mencapai 100% pada tahun 2020. Pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 1,8 TWh. Sebagian besar kelistrikan di Provinsi NAD sudah terintegrasi dengan Provinsi Sumatera Utara.
Provinsi Sumatera Utara Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Sumatera Utara tahun 2005-2025 diperkirakan rata-rata 0.89% per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 8,5% per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100 % pada tahun 2020 Permintaan energi listrik untuk periode 2005-2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 7% per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 18 TWh. Sebagian besar pemenuhan kebutuhan tenaga listrik untuk Provinsi Sumut dan NAD dipenuhi oleh sistem Sumbagut. Provinsi Sumatera Barat Asumsi pertumbuhan penduduk tahun 2005-2025 diperkirakan rata-rata 0.89 % per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 6,5 % per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100 % pada tahun 2020. Permintaan energi listrik untuk periode 2005-2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 6 % per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 5,5 TWh. Sistem Sumatera Barat saat ini dipasok dari sistem interkoneksi Sumatera Bagian Selatan.
22
Provinsi Riau Asumsi pertumbuhan penduduk tahun 2005-2025 diperkirakan rata-rata 0.89 % per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 7,6 % per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100% pada tahun 2025. Permintaan energi listrik untuk periode 2005-2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 13 % per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 13 TWh. Kelistrikan S2JB (Sumatera Selatan, Jambi, Bengkulu) Asumsi perkiraan pertumbuhan ekonomi di sistem kelistrikan S2JB sebesar 8% pada tahun 2005–2025 sedangkan pertumbuhan penduduk 0,89%. Pertumbuhan rata-rata kebutuhan tenaga listrik mencapai 7% per tahun. Dengan demikian kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 diperkirakan mencapai 9,5 tWh. Sistim kelistrikan dapat dilihat dalam Lampiran II B. Provinsi Lampung Variabel-variabel yang akan mempengaruhi permintaan tenaga listrik di Provinsi Lampung pada masa mendatang adalah proyeksi pertumbuhan ekonomi untuk tahun 2005-2025 sebesar 5%, dan pertumbuhan penduduk sebesar 0,89% per tahun. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005–2025 diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7% per tahun. Proyeksi perkembangan rasio elektrifikasi pada tahun 2025 mencapai 100%, Sistim kelistrikan di Provinsi Lampung disuplai dengan sistim kelistrikan Sumatera Bagian Selatan dan beberapa tahun kedepan sistim Sumatera diharapkan dapat terinterkoneksi. Suplai tenaga listrik akan dapat dilihat pada Lampiran II B. Neraca Daya Sistem Sumatera Dalam waktu dekat sistim Sumatera akan terintegrasi, dengan asumsi reserve margin 40% terhadap beban puncak pada tahun 2005-2010, 35% untuk tahun 2011-2015 dan 20%-30% untuk tahun 2015-2025. Untuk kurun waktu tersebut diperlukan tambahan kapasitas sebesar 8700 MW diluar pembangkit yang sudah direncanakan. Neraca Daya Sistem Sumatera dapat dilihat pada Lampiran II B. Proyek pembangkit yang sedang dalam pembangunan di Provinsi NAD adalah PLTA Peusangan sebesar 82 MW yang diharapkan beroperasi pada tahun 2013, sedangkan di Provinsi Sumatera Utara adalah PLTU Labuan Angin sebesar 200 MW yang diharapkan beroperasi tahun 2009. Selain itu juga dibangun pembangkit PLTU Tarahan (batubara) sebesar 200 MW yang diharapkan selesai pada tahun 2007dan 2008, PLTP Ulubelu 110 MW akan beroperasi tahun 2011 di Provinsi Lampung. Di Provinsi Bengkulu sedang dilanjutkan pembangunan PLTA Musi sebesar 210 MW yang diharapkan sudah masuk sistem pada akhir tahun 2007. Proyek yang dibangun dengan skema IPP yaitu PLTU Sicanang 105 MW tahun 2007/08 dan PLTA Asahan 180 MW tahun 2011. Disamping pembangkit tersebut juga perlu tambahan pembangkit baru untuk mengantisipasi perkembangan beban di Sumatera sampai tahun 2025 diperlukan tambahan daya secara
23
akumulatif sebesar 8700 MW antara lain diperkirakan dari PLTU batubara sebesar 6060 MW, PLTG 850 MW, PLTA 350 MW, PLTGU 900 MW dan PLTP 550 MW. Pembangkit PLTU Sumut 200 MW yang akan ditawarkan melalui mekanisme tender termasuk dalam rencana tersebut. Neraca Daya Sistem Sumatera dapat dilihat pada Lampiran II B. Untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke pusat beban maka perlu pengembangan jaringan transmisi maupun distribusi yang saat ini sedang dibangun terutama mempercepat penyelesaian Transmisi Biruen - Sigli - Banda Aceh agar sarana pasokan listrik terpenuhi untuk Pantai Timur NAD. Sebagai peningkatan beban maka perlu pengembangan jaringan transmisi terutama dengan mempercepat pembangun transmisi Sibolga-Padang Sidempuan (71 Kms), Kisaran – Rantau Parapat (101 Kms), Sidikalang – Tarutung (122 Kms), JL. Listrik – Titi Kuning (18 Kms), Rantau Prapat – P. Sidempuan 127 kms selesai beroperasi tahun 2005, P.Sidempuan – Panyambuangan 70 kms beroperasi tahun 2005. Kemudian jaringan transmisi yang menghubungkan Rantau Prapat dengan Kota Pinang sepanjang 50 kms diharapkan selesai tahun 2005, Labuan angin dengan Sibolga sepanjang 38 kms beroperasi tahun 2006, Sarulla-Tarutung 30 kms tahun 2005 diharapkan dapat beroperasi. Untuk meningkatkan keandalan sistim dan menyalurkan tenaga listrik dari pusat beban ke titik konsumen perlu interkoneksi antara pulau Sumatera dan Jawa yang diharapkan akan terealisasi pada program jangka menengah maupun jangka panjang. Kelistrikan di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung Diasumsikan untuk kurun waktu sepuluh tahun mendatang diperkirakan pertumbuhan ekonomi rata-rata 7,5% per tahun. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005 – 2025 diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 6,4% per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 akan mencapai 143 MW. Sistim kelistrikan di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung belum terintegrasi saat ini Untuk mengantisipasi pertumbuhan beban tenaga listrik dan menjaga keamanan pasokan tenaga listrik sampai dengan tahun 2025 perlu tambahan daya listrik sebesar 85 MW (asumsi cadangan daya 40%). Neraca Daya untuk Sistem Bangka Belitung dapat dilihat pada Lampiran II C. Batam Perkembangan kebutuhan tenaga listrik di Batam didasarkan atas rencana pengembangan kawasan, pertumbuhan ekonomi regional/Singapura/Malaysia, dan interkoneksi kelistrikan Batam – Bintan.
24
Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005–2025 diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 9,5 % per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 akan meningkat menjadi 770 MW. Dengan asumsi reserve margin 40% pada tahun 2005-2010 dan 30% pada tahun 2011-2025 maka kebutuhan kapasitas akan terus dibutuhkan sehingga perlu tambahan kapasitas baru sampai tahun 2025 sebesar 750 MW, hal ini dapat dilihat pada neraca daya Lampiran II D.
C. KALIMANTAN Provinsi Kalimantan Barat Variabel-variabel yang mempengaruhi permintaan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat adalah petumbuhan penduduk dan ekonomi. Proyeksi pertumbuhan penduduk sampai dengan tahun 2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 0,89% per tahun dan pertumbuhan ekonomi Provinsi Kalimantan Barat diproyeksikan 7,4%. Sehingga rasio elektrifikasi untuk tahun 2025 diperkirakan mencapai sebesar 99%. Pertumbuhan permintaan energi listrik diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 4,3% per tahun. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 402 MW. Asumsi reserve margin atau cadangan daya adalah sebesar 40%-45% sampai tahun 2025. Pembangkit yang sudah committed adalah PLTD tersebar sebesar 12 MW, PLTM Merasap 1,5 MW yang masuk sistim tahun 2007. Untuk memenuhi kebutuhan beban puncak yang mencapai 402 MW pada akhir tahun 2025, masih diperlukan tambahan pembangkit baru 335 MW yang diharapkan terdiri dari PLTU 235 MW, PLTD 45 MW dan PLTG 55 MW. PLTU Parit Baru sebesar 110 (2x55) MW yang akan ditawarkan kepada pihak swasta termasuk dalam rencana tersebut. Dengan demikian total kapasitas pembangkit pada tahun 2025 diharapkan mencapai 570 MW dapat dilihat pada Lampiran II E. Provinsi Kalimantan Timur Pertumbuhan penduduk di Provinsi Kalimantan Timur pada masa sepuluh tahun mendatang rata-rata sebesar 0,89% per tahun, pertumbuhan ekonomi diproyeksikan 7,6%. Mengacu kepada asumsi makro tersebut pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005 – 2025 diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 10 % per tahun. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 1928 MW. Untuk memenuhi pertumbuhan beban sampai dengan tahun 2025 dan asumsi cadangan 30%-40% maka masih diperlukan proyek-proyek pembangkit baru sebesar 2171 MW sampai tahun 2025 yang terdiri dari PLTU batubara 1040 MW, PLTU biomass 20 MW, PLTGU 600 MW, PLTG 480 MW dan PLTD 31 MW seperti neraca daya pada Lampiran II F.
25
Kelistrikan KalSelteng (Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah) Sistem kelistrikan Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami perkembangan yang cukup pesat. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik sebesar 7% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2025 akan mencapai 2045 MW. Dengan asumsi reserve margin 25%-45% dan untuk memenuhi kebutuhan beban sampai tahun 2025 maka total kapasitas sistem diharapkan mencapai 2574 MW. Diharapkan pemenuhan kebutuhan tersebut dapat dicapai dengan membangun pembangkit kurang lebih 2392 MW yang terdiri dari PLTU batubara 1220 MW, PLTG 540 MW, PLTGU 450 MW, PLTA 130 MW dan PLTD untuk daerah terpencil 52 MW. Prakiraan kebutuhan beban untuk Daerah Kalimantan Selatan dan Tengah dapat dilihat pada Lampiran II G.
D. SULAWESI Sistem Suluttenggo (Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah, dan Gorontalo) Apabila kelistrikan di tiga Provinsi tersebut dapat terintegrasi maka pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik mencapai rata-rata 9% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 259 MW, tahun 2010 sebesar 443 MW, tahun 2015 sebesar 760 MW dan tahun 2025.akan mencapai 1336 MW. Diasumsikan bahwa cadangan daya 23%-40% maka daya yang dibutuhkan sampai tahun 2025 secara akumulatif sebesar 1.611 MW sedangkan total kapasitas sistem diharapkan mencapai 1.661 MW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut pembangkit baru di luar proyek committed terdiri dari proyek PLN maupun swasta akan masuk sistim diperkirakan mencapai 1.227 MW termasuk proyek PLTU Sulut yang akan ditawarkan kepada pihak swasta. Proyek-proyek pembangkit baru sampai tahun 2025 yang diharapkan terdiri dari PLTA 17 MW, PLTG 290 MW, PLTD 10 MW, PLTP 170 MW dan PLTU batubara 740 MW seperti neraca daya pada Lampiran II H. Disamping itu, di daerah yang tidak terintegrasi masih dibangun PLTD tersebar. Sistem Sulsetra (Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara) Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik untuk dua Provinsi tersebut di atas diperkirakan tumbuh sebesar 6,7% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 253 MW, tahun 2010 sebesar 753 MW tahun 2015 sebesar 1.042 MW dan akhir tahun 2025 mencapai 2.031 MW. Daya pada tahun 2025 diharapkan mencapai 2.476 MW dengan asumsi cadangan daya 20%-45 %. Proyek pembangkit committed yang diharapkan masuk pada sistim adalah PLTA Bili-Bili 20 MW tahun 2005, PLTD 23 MW serta proyek swasta PLTG Sengkang 65 MW tahun 2007. Pemenuhan beban diharapkan dari adanya tambahan pembangkit baru secara akumulatif sebesar 2.071 MW yang terdiri dari PLTA 350 MW, PLTU batubara 1.050 MW, PLTG 400 MW, PLTD 31 MW dan PLTGU 240 MW. Suplai daya dan kebutuhan beban untuk Sistem Sulseltra dapat dilihat pada Lampiran II I.
26
Untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke pusat beban perlu tambahan jaringan transmisi dan distribusi terutama dari lokasi pembangkit di utara sedangkan beban terkonsentrasi di bagian selatan. Sampai dengan tahun 2015 diperkirakan perlu pengembangan jaringan transmisi sepanjang 996 kms. Kemampuan jaringan transmisi yang ada sekarang hanya mampu menyalurkan daya sebesar 150 MW, sedangkan daya listrik yang harus disalurkan dari utara sebesar 232,2 MW, akibatnya terjadi bottle neck pada transmisi antara GI Pare Pare dan GI Pangkep. Penggunaan jaringan transmisi dengan tegangan 150 kV tidak memadai lagi setelah tahun 2010, perlu dipikirkan penggunaan tegangan 500 kV atau 275 kV, yang akan menjadi cikal bakal jaringan transmisi di Sulawesi dan diharapkan dalam program jangka panjang interkoneksi se Sulawesi sudah dapat diwujudkan.
E. NUSA TENGGARA Provinsi Nusa Tenggara Barat Proyeksi pertumbuhan penduduk sampai dengan tahun 2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 0,89% per tahun, pertumbuhan PDRB Provinsi NTB untuk periode tahun 2005–2025 diproyeksikan 7 % per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 568 MW. Kebutuhan listrik di NTB sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami pertumbuhan dan diperlukan tambahan daya sampai tahun 2025 sebesar 614 MW dengan asumsi cadangan daya antara 20-45%. Proyek yang sudah committed adalah 149 MW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut perlu dibangun tambahan pembangkit baru sebesar 519 MW. Kebutuhan tersebut dapat dilihat pada Lampiran II J. Provinsi Nusa Tenggara Timur Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 secara bertahap diperkirakan tahun 2005 sebesar 67 MW, tahun 2010 sebesar 109 MW, tahun 2015 sebesar 168 MW dan pada akhir tahun 2025 mencapai 313 MW. Daya yang dibutuhkan pada tahun 2025 diperkirakan mencapai 439 MW dengan asumsi cadangan daya 20%-50%. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut sedang direncanakan tambahan pembangkit yang sedang dibangun sebesar 25 MW. Potensi panas bumi juga akan dimanfaatkan sebesar 5 MW terdiri dari PLTP Ulumbu 3 MW dan Mataloko 2 MW. Selain itu masih diperlukan PLTD tersebar sebesar 15 MW khususnya daerah yang isolated. Pembangkit baru yang dibutuhkan sampai tahun 2025 secara akumulatif adalah 303 MW dan kebutuhan beban dan suplai untuk sistem NTT dapat dilihat pada Lampiran II K.
27
F. MALUKU Provinsi Maluku dan Maluku Utara Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku dan Maluku Utara sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami perkembangan kebutuhan tenaga listrik sebesar 6% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 69 MW, tahun 2010 sebesar 91 MW, tahun 2015 sebesar 114 MW dan pada akhir tahun 2025 diharapkan mencapai 184 MW. Kebutuhan daya sampai tahun 2025 sebesar 257 MW (asumsi cadangan daya 30%-40%). Tambahan pembangkit yang sudah committed adalah 40 MW sehingga masih diperlukan tambahan proyek-proyek pembangkit baru sampai tahun 2025 secara akumulatif sebesar 179 MW. Kebutuhan beban untuk Sistem Maluku – Maluku Utara dapat dilihat pada Lampiran II L. G. PAPUA Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode 2005–2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 8% per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 secara bertahap, diperkirakan tahun 2005 beban puncak sebesar 93 MW, tahun 2010 sebesar 145 MW, tahun 2015 sebesar 272 MW dan akhir tahun 2025 mencapai 376 MW. Sistem Papua sampai pada tahun 2025 diproyeksikan akan membutuhkan daya secara akumulatif sebesar 440 MW (asumsi cadangan daya 25%-55%), sedangkan tambahan pembangkit yang committed sampai saat ini hanya mencapai 12 MW. Dengan demikian masih diperlukan tambahan pembangkit baru untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi ini sebesar 343 MW yang diharapkan dari PLTD 58 MW, PLTA 16 MW, PLTG 140 MW dan PLTU batubara 130 MW. Kebutuhan beban untuk Sistem Papua dapat dilihat pada Lampiran II M.
5. KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK NASIONAL Dengan mengkompilasi data kebutuhan tenaga listrik seluruh daerah/sistem/wilayah tersebut di atas dapat disimpulkan bahwa kebutuhan listrik secara nasional untuk dua puluh tahun mendatang diperkirakan tumbuh 7,5% per tahun. Konsumsi tenaga listrik pada tahun 2025 diharapkan mencapai 450 TWh. Secara nasional dapat diproyeksikan bahwa beban puncak diperkirakan pada tahun 2025 adalah 80 GW. Dengan demikian kebutuhan tenaga listrik perlu dipersiapkan tambahan kapasitas pembangkit sekurangnya sebesar 68 GW (termasuk committed proyek) sampai tahun 2025. Akumulasi ini dapat dilihat pada Lampiran II P.
6. PROGRAM ELEKTRIFIKASI DESA Sampai dengan tahun 2003 secara administratif, jumlah desa diseluruh Indonesia adalah sebanyak 66.168 desa yang tersebar di daerah yang telah berkembang, daerah yang belum berkembang, maupun di daerah terpencil. Dari jumlah
28
tersebut, desa yang telah mempunyai akses tenaga listrik adalah sebesar 53.607 desa (81,02%). Dengan demikian masih ada 12.561 desa yang belum mempunyai akses tenaga listrik atau sebesar 18,98%. Sasaran yang ingin dicapai adalah untuk mencapai 100% desa berlistrik pada tahun 2010 dan 90% rasio elektrifikasi pada tahun 2020 yang berarti harus dapat melistriki rumah tangga termasuk di desa sejuta pelanggan baru per tahun. Pemanfaatan energi setempat khususnya energi baru dan terbarukan akan menjadi prioritas utama dalam melistriki desa bila energi ini dapat kompetitif. Rasio elektrifikasi pada tahun 2025 diharapkan mencapai 93% (lihat Tabel 1) namun pulau besar yang bebannya dapat terkonsentrasi seperti Sumatera, Jawa, Kalimantan, Sulawesi dan Maluku diharapkan mencapai 100%.
29
BAB V POTENSI SUMBER DAYA ENERGI
1. PEMANFAATAN SUMBER ENERGI UNTUK PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK Batubara Penggunaan bahan bakar batubara untuk pembangkit tenaga listrik yang saat ini kurang lebih berkapasitas 6.650 MW, yang dirancang sebagai pemikul beban dasar pada sistem Jawa-Bali, karena biaya paling murah, serta ketersediaan batubara di dalam negeri cukup memadai dan potensinya sangat besar di Indonesia. Salah satu kendala utama dalam pengembangan batubara di Indonesia adalah adanya dampak lingkungan dari PLTU Batubara yang merupakan tantangan dalam pengembangan batubara khususnya di Pulau Jawa di masa yang akan datang. Untuk memenuhi kebutuhan beban di pulau Jawa alternatif lain adalah dengan pengembangan PLTU Batubara di Pulau Sumatera dan ditransmisikan ke Pulau Jawa. Gas Alam Dari segi ekonomi, pembangkit tenaga listrik dengan bahan bakar gas dioperasikan sebagai pemikul beban menengah namun pada kenyataannya PLTGU yang ada di sistem JAMALI dioperasikan sebagai pemikul beban dasar karena kontrak pembelian gas alam menggunakan klausul Take or Pay. Pada tahun 2003 produksi gas alam sudah mencapai 8,42 BSCF, 58% dari jumlah yang diproduksi di ekspor ke luar negeri dalam bentuk LNG, LPG, dan pipe line. Pemakaian untuk domestik diperkirakan 42% dan dari jumlah ini pemakaian tenaga listrik baru mencapai 6,6%. Minyak Bumi Peran BBM sebagai sumber energi dalam pembangkitan tenaga listrik diusahakan semakin menurun dan sedapat mungkin dihindari, kecuali pada pusat-pusat beban yang kecil dan terisolasi yang umumnya menggunakan PLTD berkapasitas kecil-kecil atau untuk PLTG dan PLTGU yang masih menunggu tersedianya gas alam. Pemakaian BBM untuk pembangkit tenaga listrik pada tahun 2005 sebesar 2.898 Juta kilo liter dan pada tahun 2015 pemakaian minyak bumi untuk pembangkit tenaga listrik hanya mencapai 2.900 juta kilo liter. Tenaga Air Air merupakan sumber energi yang mempunyai potensi cukup besar sekitar 41.436 MW untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik yang semakin meningkat, sehingga potensi yang ada perlu dimanfaatkan semaksimal mungkin untuk menjamin security of supply penyediaan tenaga listrik. Pada tahun 2004 proyeksi produksi PLTA sebesar 90 TWh, dari kapasitas terpasang seluruhnya sekitar 3.395 MW.
30
Panas Bumi Potensi panas bumi diperkirakan dapat mencapai 27 GW dan merupakan potensi yang terbesar di dunia yakni 40% dari potensi dunia terdapat di 151 lokasi yang tersebar di wilayah Indonesia. Cadangan terduga panas bumi diperkirakan mencapai 10.027 MW tersebar di 271 lokasi antara lain di Pulau Sumatera sebesar 5.433 MW, Pulau Jawa 3.086 MW, Sulawesi 721 MW, kepulauan Nusa Tenggara 645 MW dan kepulauan Maluku 142 MW. Dari jumlah ini kapasitas pembangkit panas bumi yang beroperasi saat ini sebesar 804,3 MW atau sekitar 2% dari total potensi yang ada dan sebagian besar yang beroperasi terdapat pada sistem JAMALI. Diharapkan tambahan kapasitas pembangkit untuk sepuluh tahun mendatang adalah 725 MW sehingga sampai tahun 2015 total pembangkit dari panas bumi menjadi 1.529,3 MW. Pengembangan panas bumi masih terkendala namun mengingat sifat dari panas bumi yang termasuk energi terbarukan dan bersih lingkungan sehingga perannya perlu ditingkatkan sejalan dengan Kebijakan Energi Nasional (KEN). 2. POTENSI SUMBER ENERGI DI PROVINSI Potensi sumber energi secara nasional menurut jenis sumber energi dapat dilihat pada lampiran V. Nanggroe Aceh Darussalam Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) memiliki beraneka ragam potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari potensi air, panas bumi, batubara. Diperkirakan potensi sumber tenaga air mencapai 2.626 MW yang tersebar di 15 lokasi di wilayah NAD. Salah satu dari potensi tersebut yang sedang dalam proses pembangunan adalah PLTA Peusangan dengan daya sebesar 89 MW. Potensi tenaga air yang cukup besar terdapat di daerah Jambo Aye yang diperkirakan mencapai 471 MW, Lawe Alas sebesar 268 MW, dan Tampur sebesar 126 MW. Potensi panas bumi juga menjadi alternatif energi selain air yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik yang diperkirakan sebesar 282 MW yang tersebar di 17 lokasi diantaranya terdapat di Gunung Seulawah, Krueng Raya, Sabang dan di Gayo Lesten. Di samping itu juga terdapat potensi batubara yang dapat dikembangkan adalah sebesar 450 juta ton. Sumatera Utara Provinsi Sumatera Utara memiliki potensi sumber energi yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari potensi air sebesar 12 MW tersebar di 13 lokasi, potensi panas bumi sebesar 1.627 MW yang tersebar di 16 lokasi diantaranya terdapat di Sarulla 100 MW, Sibual-buali 150 MW dan G.Sorik-Merapi sebesar 150 MW serta G. Sibayak sebesar 70 MW. Selain itu juga terdapat potensi energi biomass yang belum dapat dihitung. Sumatera Barat Provinsi Sumatera Barat memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari tenaga air dan batubara. Potensi sumber tenaga air untuk membangkitkan tenaga listrik yang berskala besar sudah sebagian besar dimanfaatkan. Batubara hanya sebagian kecil
31
lagi yang dapat dimanfaatkan sedangkan pemanfaatannya sebagian besar untuk menunjang kebutuhan industri yang ada di Provinsi ini. Dan juga potensi panas bumi sebesar 700 MW tersebar di 16 lokasi wilayah Sumatera Barat. Sumber potensi untuk pembangkit tenaga listrik baru adalah PLTM Leter W (3MW), PLTM Mangani (1,2MW), PLTU skala kecil Pesisir Selatan (2X16MW), PLTU Sampah (2X9MW). Riau Kepulauan Riau memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi diperkirakan sebesar 4.535 juta barel, gas bumi sebesar 52.081 BSCF di Natuna dan 3.220 BSCF di Riau daratan sedangkan potensi batubara 2.057 juta ton, gambut 12.684 juta ton dan tenaga air sebesar 949 MW. Jambi Provinsi Jambi memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi 3,5 juta barel, gas bumi 1,3 TCF, batubara sekitar 1.592 juta ton. Potensi minyak bumi, gas bumi dan batubara tersebar di Provinsi Jambi. Sedangkan potensi panas bumi yang diperkirakan 358 MW tersebar di 8 lokasi dan tenaga air 370 MW yang terdapat di Kabupaten Kerinci. Bengkulu Provinsi Bengkulu memiliki potensi energi primer yang terdiri dari batubara, panas bumi yang diperkirakan cadangannya mencapai 198 juta ton, panas bumi yang diperkirakan potensinya mencapai 600 MW dan tersebar pada 3 lokasi Gedang Hulu Lais, Tambang Sawah dan Bukit Daun. Sedangkan tenaga air diperkirakan mencapai 1.000 MW dan salah satu potensi yang sedang dibangun adalah PLTA Musi sebesar 210 MW. Sumatera Selatan Provinsi Sumatera Selatan memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi diperkirakan sebesar 887 juta barel, gas bumi sebesar 14.260 BSCF, dan batubara diperkirakan sekitar 22.240 juta ton serta panas bumi sebesar 794 MW yang tersebar di 8 lokasi. Lampung Provinsi Lampung memiliki potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik yang terdiri dari tenaga air, panas bumi, batubara dan potensi biomassa. Potensi tenaga air untuk skala besar adalah 524 MW dan telah dimanfaatkan adalah PLTA Besai 90 MW dan Batu Tegi 28 MW. Potensi tenaga air yang belum dimanfaatkan adalah Danau Ranau diperkirakan 250 MW, Way Semangka Upper dan Way Semangka Lower diperkirakan mencapai 152 MW. Potensi panas bumi diperkirakan juga sangat besar yaitu mencapai 1.072 MW yang terdapat di Ulu Belu, Suoh, Sekicau, Gunung Rajabasa dan Gunung Ratai. Kapasitas terbukti tahap pertama yaitu 110 MW.
32
Bangka Belitung Provinsi Bangka Belitung sangat bergantung dengan pembangkit diesel milik PT PLN (Persero) maka pengembangan sumber potensi energi yang dimiliki sangat penting. Kalimantan Timur Provinsi Kalimantan Timur memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik yaitu minyak bumi yang diperkirakan 920 juta barrel, gas bumi 31.814 BSCF, batubara 19.567 juta ton dan tenaga air 5.916 MW. Disamping energi terbarukan seperti biomassa, tenaga surya dan angin terdapat di pantai Tarakan. Kalimantan Tengah Provinsi Kalimantan Tengah merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber daya energi yang banyak dan beragam. Potensi energi yang potensial untuk dikembangkan di Kalimantan Tengah khususnya bagi desa-desa tertinggal yang sulit dijangkau oleh jaringan PT PLN (Persero) adalah batubara, mikrohidro, biomassa dan angin. Potensi batubara diperkirakan mencapai 1399 juta ton. Kalimantan Selatan Provinsi Kalimantan Selatan memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik antara lain Batubara 8,674 Juta Ton, Biomassa 133,201 kW, Sekam padi 1.345.680 Ton, Sekam sawit 1.295.505 Ton, Penyinaran Tenaga Surya 23-69% dan Tenaga Angin Kecepatan 20-24 Knot. Kalimantan Barat Provinsi Kalimantan Barat memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari batubara, tenaga air dan gambut. Diperkirakan bahwa potensi batubara sebesar 527 juta ton yang tersebar di perbagai tempat. Di samping itu, potensi tenaga air yang dapat dikembangkan adalah PLTA Ng. Pinoh sebesar 138 MW, PLTA Pade Kembayung 40 MW, PLTA Sibat 21 MW. Nusa Tenggara Barat Provinsi Nusa Tenggara Barat memiliki potensi sumber energi relatif kecil. Panas bumi terdapat di 3 lokasi dengan total daya 300 MW dan potensi air sebesar 149 MW.
33
Nusa Tenggara Timur Provinsi Nusa Tenggara Timur memiliki potensi sumber energi primer yang terdiri dari panas bumi, air dan angin. Sepanjang daratan Flores – Alor terdapat potensi panas bumi sebesar 575 MW. PLTP Ulumbu rencana pembangunan awal 2004 dengan kapasitas sebesar 6,5 MW. PLTP Mataloko dalam proses pengeboran 4 sumur. Total potensi hidro sebesar 143 MW. Potensi energi angin yang sudah disurvei adalah di Desa Nangalili, sebesar 0,1 MW. Potensi angin yang belum di survei adalah di Pulau Sumba, Pulau Rote dan Pulau Timor. Sulawesi Selatan Provinsi Sulawesi Selatan memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu gas bumi, minyak bumi, batubara, air (PLTA, Minihidro, dan mikro hidro), dan panas bumi. Cadangan gas alam yang sudah ditemukan berlokasi di Kabupaten Wajo dengan besarnya cadangan 3.654 BSCF dan baru dimanfaatkan untuk pembangkit sebesar 85 MW atau sebesar 20%. Cadangan batubara sebesar 132 juta ton. Batubara baru digunakan untuk bahan bakar keperluan rumah tangga dan industri kecil dalam bentuk briket batubara. Potensi sumber daya air (PLTA) yang tersebar di berbagai Kabupaten, dengan daya terpasang besarnya 3.094,1 MW. Potensi Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro (PLTM) besarnya 102.097 kW, tersebar di 21 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Sedangkan potensi mikrohidro (PLTMH) sebesar 3.037,3 kW, tersebar di 51 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Potensi panas bumi diperkirakan sebesar 49 MW yang tersebar di 16 lokasi. Sulawesi Utara Provinsi Sulawesi Utara memiliki potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu panas bumi, dan tenaga air. Potensi panas bumi yang ada diperkirakan 540 MW yang tersebar di 5 lokasi dan potensi air sebesar 160,7 MW. Disamping itu ditemukan cekungan minyak bumi yang perlu disurvei lebih lanjut besar potensinya. Sulawesi Tengah Provinsi Sulawesi Tengah memiliki potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik, yaitu air (PLTA, Minihidro, dan mikro hidro), dan panas bumi. Potensi air sebesar 759 MW untuk PLTA dengan skala cukup besar antara lain terdapat di Kabupaten Donggala, Palu besarnya 74,8 MW, dan di Kabupaten Poso mempunyai total potensinya sebesar 684 MW. Sedangkan potensi air skala kecil (minihidro) dengan kapasitas antara 0,5 – 3 MW banyak tersebar di berbagai kabupaten, secara total kapasitasnya mencapai sekitar 26,45 MW. Potensi panas bumi yang ada tidak terlalu besar terletak di desa
34
Bora Donggala sebesar 5 MW. Dan potensi panas bumi diperkirakan sebesar 66 MW tersebar di 14 lokasi. Sulawesi Tenggara Provinsi Sulawesi Tenggara memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu air (PLTA Mikrohidro) dan panas bumi. Potensi sumber daya air (PLTA) yang tersebar di beberapa Kabupaten, dengan daya terpasang yang dapat dikembangkan sekitar 239 MW. Potensi Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH) besarnya 30,33 MW, tersebar di 15 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Potensi panas bumi cukup besar, dengan total kapasitas diperkirakan sebesar 51 MW yang tersebar di 35 Kabupaten. Gorontalo Provinsi Gorontalo memiliki potensi sumber energi air sebesar 78 MW di Sungai Bone 1,2 dan 3 dan Randagan, mikrohidro di 14 lokasi sebesar 514 kW, energi angin sebesar 15 – 20 knot, panas bumi di 2 lokasi sebesar 15 MW. Maluku dan Maluku Utara Provinsi Maluku memiliki potensi energi air yang tersebar di 27 lokasi di P. Seram dengan diperkirakan dapat membangkitkan daya sebesar 217 MW selain itu ada panas bumi sebesar 142 MW, batubara dan minyak bumi yang belum terukur. Papua Provinsi Papua memiliki potensi sumber energi yang cukup besar, dengan batubara cadangan terbukti 138,3 juta ton, minyak bumi sebesar 18 Juta Barrel, gas bumi sebesar 14.872 BSCF, dan sumber potensi air sebesar 24.974 MW. Bali Provinsi Bali memiliki potensi energi yang dapat dikembangkan untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari tenaga air, panas bumi sebesar 226 MW yang tersebar di 5 lokasi, biomass dan tenaga surya. Tenaga air yang berpotensi untuk dikembangkan adalah PLTA Ayung sebesar 20 MW dan PLTP Bedugul yang diperkirakan mencapai 200 MW. Jawa Timur Provinsi Jawa Timur memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari gas alam, minyak bumi dan tenaga air. Adapun potensi gas bumi yang dapat dikembangkan adalah sebesar 4289 BSCF, minyak bumi 581 juta barel dan tenaga air 10 MW serta panas bumi yang diperkirakan mencapai 654 MW yang tersebar di 11 lokasi.
35
Jawa Tengah Provinsi Jawa Tengah memiliki potensi tenaga air yang dapat dikembangkan adalah diperkirakan mencapai 24 MW dan panas bumi yang diperkirakan mencapai 614 MW yang tersebar di 14 lokasi. Jawa Barat Provinsi Jawa Barat memiliki bermacam sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik yang terdiri dari tenaga air yang sebagian besar sudah dikembangkan, panas bumi, minyak bumi, dan gas alam. Potensi panas bumi yang dapat dikembangkan diperkirakan sebesar 1.297 MW yang tersebar di 40 lokasi. Banten Provinsi Banten memiliki potensi panas bumi yang dapat dikembangkan untuk tenaga listrik yang diperkirakan mencapai 285 MW yang tersebar di 50 lokasi, sedangkan potensi batubara diperkirakan mencapai 13 juta ton. Potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik tersebut yang terdapat di berbagai tempat di seluruh provinsi dapat dilihat pada tabel berikut.
36
Tabel 4. DATA POTENSI SUMBER ENERGI
No.
Wilayah
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
Sumatera NAD Sumatera Utara Sumatera Barat Kep. Riau Batam Bangka Belitung Jambi Bengkulu Sumatera Selatan Lampung Jawa Banten DKI Jakarta
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
Jawa Barat Jawa Tengah D.I. Yogyakarta Jawa Timur Bali Nusa Tenggara Nusa Tenggara Barat Nusa Tenggara Timur Kalimantan Kep. Natuna Kalimantan Timur Kalimantan Barat Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah Sulawesi Sulawesi Utara
30 31 32 33 34 35
Gorontalo Sulawesi Tengah Sulawesi Tenggara Sulawesi Selatan Maluku Papua Jumlah
Batubara (Juta Ton)
Gas Alam (BSCF)
ENERGI Minyak Bumi (Juta Barel)
450 27 719 2057
3896 798
135 118
3220
4535
14260
887
13
5190
738
0,08
0,11
0,08
4289
1592 198 22240 107
19567 527 8674 1399
52081 31814
581
920
1,98 132
3654
138 12466
14782 134015.5
BM3 = Milyar Meter Kubik
37
81
Panas Bumi (Lokasi)
Air (MW)
17 16 16 1 8 8 6 8 13
2626 12 949 370 1000 9 523.6
50 -
66.18 BM3 24 10 20
40 14 1 11 5 3 18
149 143
-
5916 131 -
5
160
2 14 13 16 15 251
90 759 270 3200 217 24974 41436
BAB VI KEBUTUHAN DANA INVESTASI
Untuk melaksanakan pembangunan tambahan sarana penyediaan tenaga listrik di seluruh Indonesia yang meliputi pembangkitan, transmisi, distribusi dan listrik pedesaan sebagaimana yang telah direncanakan dalam tahun 2005–2025 diperlukan dana investasi pembangkit sebesar 125.631 USD juta, dan dalam tahun 2005–2015 kebutuhan investasi transmisi dan gardu induk sebesar USD 8.741 juta, investasi distribusi sebesar USD 5.097,47 juta. Total kebutuhan investasi tersebut dapat dipenuhi dari dana Pemerintah maupun PT PLN (Persero) berupa pinjaman bilateral maupun pinjaman multilateral. Selain itu partisipasi sektor swasta, baik swasta nasional maupun swasta asing sangat diperlukan. Kedua jenis pendanaan tersebut merupakan pendanaan yang tidak berdasarkan jaminan Pemerintah. Untuk sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali (JAMALI), kebutuhan dana investasi di sisi pembangkit sampai dengan tahun 2025 adalah sebesar 104.805 USD Kebutuhan pendanaan tersebut di luar pembangkit yang akan dibangun oleh swasta yaitu PLTU Tanjung Jati B dan PLTU Cilacap akan dibiayai oleh Swasta. Sebesar USD 257 juta dianggarkan oleh PT PLN (Persero) untuk pembangunan PLTG Muara Tawar dan steam porsion PLTGU Pemaron. Sedangkan pendanaan yang sudah pasti dari JBIC sebesar USD 1.056 juta dipergunakan untuk pembiayaan pembangunan extension PLTGU Muara Karang, PLTGU Muara Tawar dan PLTGU Priok. Selain itu telah dilakukan pengusulan pendanaan ke JBIC sebesar USD 400 juta untuk pendanaan PLTGU Cilegon. Untuk sistem penyaluran, dari tahun 2005 sampai dengan 2015 pendanaan yang diperlukan adalah sebesar USD 2.079 juta. Untuk proyek-proyek on going dan commited, sumber pendanaan diperoleh dari APLN, DIP, KE-III, JBIC, ADB dan IBRD. Proyek-proyek yang dianggap commited karena telah dicapainya penandatanganan loan agreement adalah Proyek Power Transmission Improvement Sector Project (ADB) dan Java-Bali Power Sector Restructuring and Strengthening Project (IBRD). Untuk rencana pengembangan distribusi, diperkirakan dari tahun 2005 sampai dengan 2015 memerlukan pendanaan sekitar USD 3.999,6 juta, diperlukan untuk perluasan jaringan tegangan menengah dan tegangan rendah, menambah kapasitas trafo distribusi dan sambungan pelanggan baru. Secara rinci kebutuhan investasi untuk sistem kelistrikan JAMALI adalah sebagaimana tercantum pada Tabel 5. Untuk sistem kelistrikan Luar Jawa-Madura-Bali, kebutuhan dana investasi di sisi pembangkit sampai dengan tahun 2025 adalah sebesar 20.826 USD juta. Untuk sistem penyaluran, dari tahun 2005 sampai dengan 2015 pendanaan yang diperlukan adalah sebesar USD 6.662 juta. Secara umum sumber pendanaan untuk pengembangan sistem penyaluran adalah APLN dan DIP. Pinjaman luar negeri yang
38
sedang berlangsung hanya Loan ADB untuk interkoneksi Kaltim-Kalsel, Loan Belgia untuk Suluttenggo dan Loan KE untuk Kitlur Sumbagut. Untuk rencana pengembangan distribusi, diperkirakan dari tahun 2005 sampai dengan 2015 memerlukan pendanaan sekitar USD 1.097,87 juta, diperlukan untuk perluasan jaringan tegangan menengah dan tegangan rendah, menambah kapasitas trafo distribusi dan sambungan pelanggan baru. Secara rinci kebutuhan dana investasi untuk sistem kelistrikan adalah sebagaimana tercantum pada Tabel 5.
Tabel 5. Kebutuhan Dana Investasi Sarana Penyediaan Tenaga Listrik Tahun 2005 s.d. 2025
Sarana Pembangkit
JAMALI 104.805
Luar JAMALI 20.826
dalam juta USD Total 125.631
Jaringan Transmisi Gardu Induk Total )*
1.329 750 2.079
6.332 330 6.662
7.661 1.080 8.741
1.764,6 741,2 1.493,8 3.999,6
521,34 294,52 282,01 1.097,87
2.285,94 1.035,72 1.775,81 5.097,47
Jaringan Tegangan Menengah Jaringan Tegangan Rendah Trafo Distribusi Total )*
Catatan: )* Transmisi dan Distribusi hanya sampai tahun 2015
39
LAMPIRAN I
JARINGAN TRANSMISI
JARINGAN TRANSMISI JAWA BALI Lampiran I - A
Keterangan: Jaringan Transmisi 500 kV (Existing) PLTU Suralaya
Jaringan Transmisi 500 kV (Plan) Pembangkit (PLTU/G/GU/A) Gardu Induk (GI)
Cilegon
Gandul
PLTGU Muara Tawar
Cibinong
Bekasi
Cibatu
40
PLTA Cirata
Ungaran
Madirancan PLTA Saguling
PLTGU Gresik
Madura
Surabaya Barat
Bandung Selatan
Tasikmalaya Rawalo
PLTU Paiton (IPP)
Indian Ocean Pedan
PLTG Grati
Kediri
Bali
JARINGAN TRANSMISI JAWA BARAT Lampiran I - B P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI
TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA BARAT SURALAYA U
SaliraIndah PTLDO
Peni CILEGON Krakatau U Steel
Muarakarang
Sptan
Serang
U Ancol
GU
Priok
GU
Maxim
P.Kemis Duri.K Jatake Cengkareng
BLRJA
Cikande Asahimas
JAKARTA
T.Naga Mits
GU U
Angke Plumpang K.Jeruk Karet Gambir.L Tangerang G P.Gadung Petukangan Mampang KEMBANGAN Senayan P.Kelapa
Cikupa
Citra
Serpong Jatirangon
CAWANG
Tgrsa
Lkong
Legok
GANDUL
Menes Rangkasbitung
FJWSA
G
Kosambi Kosambi Baru Lama
Cikarang PNDLI
Poncol
Indramayu
Sukamandi JBEKA MITRA.K
Kujang Haurgeulis
CIBATU
PRURI
Jatibarang Ferotama
Bunar
Subang
Jatiluhur
CIBINONG
S.Cibinong Aspek
41
Kracak
A
KIIC
Kd.Badak
A
U
Rengas dengklok
BEKASI
GDMKR
Depok Baru
DEPOK III
LAUT JAWA
MUARATAWAR Marunda
Purwakarta
Bogor Baru
A
Ciawi
Cangkring
Arjawinangun
CIRATA
BANDUNG
Sunyaragi Palimanan
P G.Salak
Cianjur SAGULING
P GS.Swasta
Padalarang
Cipoho Cibeureum
A
Rancaekek A Ujungberung Sukamiskin
A
Cigereleng Lb.Situ
BANDUNG SELATAN
Kuningan
Cikasungka P
P
Patuha Lamajan
Babakan
Malangbong
P
Mgryu A A
P
Kamojang
Karaha
Drajat P Garut Santosa
Ciamis
P
Drajat Swasta Sumadra
TASIKMALAYA
Banjar Majenang
Keterangan : 500 kV 150 kV
PEDAN A
PLTA
U
PLTU
G
PLTG
70 kV 150/70 kV 500/150 kV 500 kV 150 kV 70 kV
Ungaran
P.Kondang
Majalaya W.Windu
Cikalong
MADIRANCAN
Sumedang
Bengkok
P. Ratu Ubrug
Kebasen
Kadipaten
Cibabat
Cibadak
G
Dago
A
P
LAUTAN HINDIA
Pameungpeuk
Pangandaran
PLTP Renc. GITET Renc. GI 150 kV Renc. GI 70 kV
BY P3B TOPAR1-Rev. 23/01/00 By DPR-P3B
JARINGAN TRANSMISI JAWA TENGAH & DIY Lampiran I - C P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI
TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA TENGAH U
TJ. JATI
Jepara
Kudus
Pekalongan
Kebasen
Tambaklorok
Batang
Pemalang
Polysindo
Weleri
BANDUNG SELATAN
K.Wungu
GU
Demak
U
G
Krapyak Srondol
A
P. Lamper
Garung
Sidoarjo
Jelok
A
42
A
Mrica
A
Majenang
Beringi
Bawen
A
Bojonegoro Cepu KRIAN
UNGARAN A
Kelambu
Tanggung
P
Bumiayu
Blora
PURWODADI
Klsri
Dieng
Ketenger
Rembang
SEMARANG
Sunyaragi Brebes
Pati
Kedungombo
A
A
Wonosobo
Timo
Sragen
Banjar Pejengkolan
Kalibakal RAWALO
A
Sempor
Wadaslintang
TASIKMALAYA
/Ngawi Manisrejo
Sanggrahan
A
Mojosongo
Secang Purworejo
Lomanis G
S.Nusantara
Jajar
Gejayan
A
Palur Kertosuro
Blabak
Gombong
PEDAN
Kentungan
Godean Wates
Solo Selatan
KEDIRI BARU
Klaten
Bantul Wonogiri A
Keterangan : 500 kV 150 kV
Semanu A
PLTA
U
PLTU
G
PLTG
70 kV 150/70 kV 500/150 kV 500 kV 150 kV 70 kV
P
SAMUDRA INDONESIA
PLTP Renc. GITET Renc. GI 150 kV Renc. GI 70 kV
TOPAR3-Rev.05/02/01 By DPR-P3B
BY P3B
JARINGAN TRANSMISI JAWA TIMUR & BALI Lampiran I - D P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI
TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA TIMUR
LAUT JAWA Dwima Kerek
U Tuban Pkmia
Brdong
Semen
Tuban III
Barata
Manyar Bojonegoro
Babat
Ke Cepu
GRESIK GU GU
Cerme Segoromadu
Bangkalan
SURABAYA
Lamongan BABAT
Sumenep
Pemekasan
Sampang
Perak
Tandes
Kasih.Jtm
P. MADURA
Gilitimur
Ujung
UG
Spang
SURABAYA BARAT
UNGARAN Palur/Seragen
43
Ploso
Slilo
Rungkut Krplg
Bbdan
CW.Kmia
Waru
S.Selatan
Miwon
SELAT MADURA
Bdran
Mojokerto
Ajinomoto
Caruban
Mospati
Kjran
Ngagel
Driyorejo
Ngawi
GRATI
Tarik Nganjuk Magetan
Manisrejo
KLATEN BARU
A
Suryazz
Kertosono
Ngoro
Mendalan/ Banaran Siman
Dolopo
Bangun
Piere
B.Cokro
Bangil
Pandaan
A
Rjoso G.Wetan
PAITON Kraksaan Gending
C
Situbondo
Sukorejo Ponorogo Pare
KEDIRI BARU G.Garam
B.Kandang
Probolinggo
Selorejo
Lawang
A
Trenggalek
Blitar
Leces
Sengkaling
A
Wlingi
Pacitan A
Bondowoso
Blimbing
Ledoyo
Tulungagung
Kebonagung
A
Gamping
Polehan Turen
WATUDODOL
Lumajang
PLTA.T.Agung A
Karangkates
A
Sengguruh
Jember
Pemaron
Banyuwangi
U
Gilimanuk Baturiti Negara Antosari
Keterangan : 500 kV 150 kV
A
PLTA
U
PLTU
150/70 kV 500/150 kV 500 kV 150 kV 70 kV
Gianyar
BY P3B
Krobokan Pesanggaran
70 kV G
PLTG
P
PLTP
Renc. GI 150 kV Renc. GI 70 kV
TOPAR4-Rev.05/02/01BY DPR - P3B
Sanur D
Nusa Penida Nusadua Pecatu
Renc. GITET
Amplapura Kapal
SAMUDRA INDONESIA
Lampiran I - E
JARINGAN TRANSMISI SUMATERA
KOTA CANE
SUBULUSSAL AM
PLTA ASAHAN III
PLTU LABUHAN ANGIN
44
PASIR PANGARAYAN
TEMBIL AHAN
Aur Duri
Muara Bungo Bangko
BENGKULU Tes HPP
Payo Selincah
PLTGU Palembang Timur
Borang PLTG Betung KAJI Lubuk Linggau Talang kelapa Keramasan Mariana SUMSEL Simpang Tiga Curup Prabumulih Gumawang Lahat Musi Bukit Baturaja HPPP Asam LAMPUNG Pagar Martapura Alam Menggala Bukit Kotabumi Metro Sribawono Kemuning Manna Tegineneng Besai HPP Natar Adijaya Sutami Pa ge lar Ba TARAHAN an tut CFSPP Ulu Belu GTPP HP egi 2 x 100 MW P Teluk Betung Kalianda
JARINGAN TRANSMISI KALIMANTAN Lampiran I - F
Kota Kinibalu Natuna
BRUNEI
Alpha
Bandara Seri Begawan
Bintulu EAST MALAYSIA
45
KALIMANTAN TIMUR
Sambas
Tj. Batu CCPP
Kuching
Bontang
Sei Keledang
Singkawang
Kr Joang
KALIMANTAN BARAT
Mempawah Pontianak
Kuaro
Parit Baru Siantan Sei Raya
Samarinda
KALIMANTAN TENGAH Palangkaraya
Tanjung K. Kapuas S. Barito Trisakti Banjarmasin Mantuil
Asam-asam SCPP
KALIMANTAN SELATAN
JARINGAN TRANSMISI SULAWESI Lampiran I - G P. SANGIHE
Likupang Ranomut Toli-toli
Tonsea Lama PLTP Lahendong III Kowangkoan PLTP Lahendong II Kotamobagu
Lopana Inobonto
Marisa
Palasa
Gorontalo
46 Wotu Mamuju Majene Polmas Tuppu
Makale Palopo PLTA Bonto batu PLTA Bakaru Siwa PLTGU Sengkang
Pinrang PLTD Suppa Pare-pare Barru Tello Tanjung Bunga
Lasolo Kolaka
Soppeng Bone Sinjai
Bulukumba PLTA Bili-Bili Sungguminasa Jeneponto PLTU Takalar
Wawotobi
Bitung
PLTD Kendari PLTA Raha
PLTA Poigar II
TAHUNA TAMAKO PLTM Ulung Peliang ( 1 x 1.09 MW )
KUMA
PLTD TAHUNA MANALU (1 x 1,0 MW)
LAMPIRAN II NERACA DAYA DAN PRAKIRAAN KEBUTUHAN
NERACA DAYA SISTEM JAWA-BALI-MADURA LAMPIRAN II - A
47
Uraian Kebutuhan Rumah tangga Publik Komersial Industri Total Kebutuhan Pertumbuhan Losses (T&D) & susut Pemakaian Sendiri Total Losses & susut Faktor Beban Produksi Beban Puncak Kapasitas Terpasang (Existing ) TambahanPembangkit /Committed # Oleh PLN - PLTG - PLTGU - PLTP # Oleh Swasta - PLTU - PLTP - PLTGU # Rencana Tambahan Pembangkit Baru - PLTGU M. Tawar Blok 2 Add on - PLTP - PLTU - PLTG - PLTGU - PLTN - Upper Cisokan/Pump storage TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN DAYA YANG DIBUTUHKAN KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA Asumsi reserve margin 35%
2005 GWh GWh GWh GWh GWh % % % % % GWh MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW % MW MW
28612 3851 13013 35674 81150 11.4 4 15 72 93665 14851 18658 0 0
0
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
30074 4012 14526 38484 87095 7.3 11.0 4 15 72 100196 15886 18658 2770 730
31640 4179 16202 41759 93779 7.7 10.4 4 14 72 107274 17008 18658 350 60
33315 4352 18060 45439 101166 7.9 10.3 4 14 73 115680 18090 18658 1525 945
35107 4534 20121 49508 109269 8.0 10.3 4 14 73 124861 19525 18658 720 720
37016 4719 22478 54205 118418 8.4 10.2 4 14 73 135264 21152 18658 0 0
38984 4868 25102 59176 128131 8.2 10.1 4 14 74 146261 22563 18658 0 0
41015 5022 28024 64515 138576 8.2 10.1 4 14 74 158125 24393 18471 0 0
43111 5181 31279 70290 149861 8.1 10.0 4 14 74 170889 26362 18287 0 0
45277 5345 34906 76557 162085 8.2 10 3 13 74 183208 28262 18288 0 0
47515 5514 38948 83372 175350 8.2 10 3 13 74 198201 30575 18289 0 0
730
50 10 290
945
720
580
0
0
0
0
0
0
0
180 400 0
1230
2380
2330
1890
2360
2320
2720
1200 400 730
660 730
660 200 1000
1320
730
60 660 200 1460
1000
1320 400 1000
7115 25773 32% 26359 586
9495 28153 33% 28556 403
11825 30483 35% 29332 -1151
500 13715 32186 32% 31711 -475
500 16075 34362 30% 34271 -91
18395 36683 30% 36741 58
21115 39404 29% 39748 344
2040 1920 120 145 145
290 375 225
500 150
0 18658 26% 20048 1390
2915 21573 36% 21446 -127
3640 22298 31% 22961 663
5165 23823 32% 24421 598
NERACA DAYA SISTEM JAWA-BALI-MADURA LAMPIRAN II - A Lanjutan
48
Uraian Kebutuhan Rumah tangga Publik Komersial Industri Total Kebutuhan Pertumbuhan Losses (T&D) & susut Pemakaian Sendiri Total Losses & susut Faktor Beban Produksi Beban Puncak Kapasitas Terpasang (Existing ) TambahanPembangkit /Committed # Oleh PLN - PLTG - PLTGU - PLTP # Oleh Swasta - PLTU - PLTP - PLTGU # Rencana Tambahan Pembangkit Baru - PLTGU M. Tawar Blok 2 Add on - PLTP - PLTU - PLTG - PLTGU - PLTN - Upper Cisokan/Pump storage TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN DAYA YANG DIBUTUHKAN KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA Asumsi reserve margin 35%
GWh GWh GWh GWh GWh % % % % % GWh MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW % MW MW
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
49706 5624 43199 90485 189013 7.8 10 3 13 75 213585 32509 17740 0 0
51847 5735 47686 97975 203243 7.5 10 3 13 75 229665 34957 17208 0 0
53937 5849 52440 105916 218143 7.3 10 3 13 75 246501 37519 16692 0 0
55977 5965 57497 114374 233814 7.2 10 3 13 75 264210 40215 16191 0 0
57918 6056 62811 123328 250114 7.0 10 3 13 75 282628 43018 15705 0 0
59751 6149 68418 133083 267400 6.9 10 3 13 76 302162 45386 15234 0 0
61476 6242 74354 143683 285756 6.9 10 3 13 76 322904 48502 14777 0 0
63096 6338 80659 155183 305275 6.8 10 3 13 76 344961 51815 14334 0 0
64615 6434 87372 167644 326065 6.8 10 3 13 76 368453 55343 13904 0 0
66035 6532 94537 181135 348239 6.8 10 3 13 76 393511 59107 13487 0 0
1320
2720
4640
4640
4320
0
2640
3920
4320
4920
1320
1320 400
2640
2640
1320
2640
1320 600
1320
1000
1000 1000
2000
1000 2000
25155 42363 21% 43696 1333
29795 46487 24% 46899 412
34435 50626 26% 50268 -358
38755 54460 27% 53773 -688
22435 40175 24% 40636 461
38755 53989 19% 55825 1836
41395 56172 16% 59657 3485
2000
1000 2000
1320 600 1000 2000
45315 59649 15% 63732 4083
49635 63539 15% 68072 4534
54555 68042 15% 72702 4660
NERACA DAYA SISTEM KELISTRIKAN SUMATERA LAMPIRAN II - B URAIAN
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Kebutuhan Aceh
GWH
657
698
742
789
838
891
933
977
1024
1074
Sumatera Utara
GWH
4791
5152
5543
5967
6425
6920
7348
7805
8292
8813
9368
Riau
GWH
1611
1822
2065
2351
2687
3077
3513
4015
4594
5263
6035
Sumbar
GWH
1569
1678
1794
1918
2050
2191
2340
2499
2668
2849
3043
S2JB
GWH
2301
2465
2638
2820
3009
3214
3429
3666
3919
4193
4486
Lampung
GWH
1293
1382
1478
1578
1683
1794
1911
2036
2169
2311
2463
Total Kebutuhan
GWH
12222
13197
14260
15421
16692
18088
19474
20997
22667
24502
26521
%
6.6%
8.0%
8.1%
8.1%
8.2%
8.4%
7.7%
7.8%
8.0%
8.1%
8.2%
Susut& Loses (T&D)
%
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Susut Pemakaian Sendiri
%
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
Total Susut & Loses
%
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
12.2
Faktor Beban
%
63
63
63
64
64
65
65
65
66
66
66
GWH
13713
14807
16000
17303
18728
20294
21849
23559
25432
27492
29756
Beban Puncak
MW
2485
2683
2899
3086
3340
3564
3837
4137
4399
4755
5147
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Committed
MW MW
3229 0
3229 102
3229 480
3229 135
3229 260
3229 200
3229 180
3229 154
3132 136
3038 0
2947 0
MW
0
82
410
100
200
0
0
154
136
0
0
82
210
154
86
Pertumbuhan
Produksi
# Oleh PLN
49
- PLTA
MW
- PLTG
MW
100
- PLTU
MW
100
100
# Swasta
MW
70
35
- PLTA
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
Rencana Tambahan Pembangkit Baru
MW
0
20
1126
50 200 60
200
180
0
0
0
0
200
210
350
550
180 20 0
0
60 70
35
100
100
100
200 210
255
- PLTA
MW
- PLTU
MW
- PLTGU
MW
100
100
- PLTP
MW
110
55
350 100
100
100
200
100
400 100
110
- PLTG
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
0
102
682
917
1277
1687
2122
2476
2822
3172
50 3722
MW
3229
3331
3911
4146
4506
4916
5351
5705
5954
6210
6669
%
30%
24%
35%
34%
35%
38%
39%
38%
35%
31%
30%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
3479
3756
4059
4321
4677
4990
5372
5792
6158
6657
7205
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
250
425
148
175
171
74
21
87
204
447
536
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
*)
Asumsi reserve margin 40%
100
NERACA DAYA SISTEM KELISTRIKAN SUMATERA LAMPIRAN II - B Lanjutan URAIAN
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Kebutuhan Aceh
GWH
1318
1367
1418
1472
1520
1571
1625
1681
1740
1802
Sumatera Utara
GWH
10117
10914
11642
12400
13263
14172
15123
16119
17160
18245
Riau
GWH
6578
7170
7816
8519
9286
10029
10831
11698
12633
13644
Sumbar
GWH
3332
3537
3754
3985
4205
4434
4677
4930
5197
5479
S2JB
GWH
4822
5184
5573
5991
6440
6955
7512
8113
8762
9463
Lampung
GWH
2660
2872
3102
3350
3618
3908
4221
4558
4923
5317
Total Kebutuhan
GWH
28827
31045
33306
35718
38333
41070
43989
47099
50415
53950 7.0%
Pertumbuhan
%
8.7%
7.7%
7.3%
7.2%
7.3%
7.1%
7.1%
7.1%
7.0%
Susut& Loses (T&D)
%
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Susut Pemakaian Sendiri
%
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
Total Susut & Loses
%
11.2
11.2
11.2
11.2
11.2
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
Faktor Beban
%
66
66
66
66
67
67
67
67
67
67
GWH
32056
34522
37036
39718
42627
45464
48695
52138
55809
59722
Beban Puncak
MW
5545
5971
6406
6870
7263
7746
8297
8883
9509
10176
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Committed
MW MW
2859 0
2773 0
2690 0
2609 0
2531 0
2455 0
2381 0
2310 0
2240 0
2173 0
MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
455
500
660
860
600
660
310
1060
760
770
300
400
660
660
400
660
660
660
660
Produksi
# Oleh PLN
50
- PLTA
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
# Swasta
MW
- PLTA
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
Rencana Tambahan Pembangkit Baru
MW
- PLTA
MW
- PLTU
MW
- PLTGU
MW
- PLTP
MW
55
- PLTG
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
100 4177
100 4677
5337
MW
7036
7450
8027
%
27%
25%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
7208
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
172
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
*)
Asumsi reserve margin 40%
200
400 110
6197
200 6797
7457
200 7767
8806
9328
9912
10148
25%
28%
28%
28%
7762
8328
8931
9442
312
301
125
114
110 8827
100 9587
10357
11137
11827
12530
22%
25%
24%
23%
9683
10371
11104
11886
12719
-229
223
-33
59
189
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BABEL LAMPIRAN II - C Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWh GWH
186
Komersial
GWH
27
Publik
GWH
Industri
GWH
24
25
26
28
30
31
33
35
37
39
41
Total Kebutuhan
GWH
237
270
290
311
333
358
378
400
424
449
476
11.4
10.9
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban Produksi
200
215
231
248
266
280
294
310
326
344
28
29
31
32
34
35
35
36
37
38
16
18
21
24
27
31
35
41
46
53
14
7.3
7.3
7.3
7.3
5.7
10.4
10.3
10.2
10.1
10.0
5.8
5.9
9.9
9.2
5.9
6.0
9.0
8.7
%
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
%
14.1
13.6
13.1
13.0
12.9
12.8
12.7
12.6
12.0
11.7
11.4
%
58.6
59.0
59.4
59.9
59.9
60.0
60.0
61.0
61.0
61.3
51
270
306
327
351
376
404
426
450
474
Beban Puncak
MW
64
69
75
81
89
97
106
114
125
Kapasitas Terpasang (Existing )
MW
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
Tambahan Pembangkit/Committed # Oleh PLN
MW
0
10
10
6
26
0
0
0
10
0
0
93.3
530 98.3
MW
- PLTD
MW
- PLTU
MW
Rencana Tambahan Pembangkit Baru
501
61.6
GWH
MW
10 0
0
10
6
0
0
26 0
0
5
10
10 10
0
0
- PLTA
MW
- PLTU
MW
- PLTG
MW
5
5
- PLTD
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
0
10
20
26
52
52
57
5 67
5 87
87
87
MW
70.0
80.0
90.0
96.0
122.0
122.0
127.0
137.0
157.0
157.0
157.0
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
9%
16%
20%
19%
37%
26%
20%
20%
26%
68%
60%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
89.6
96.6
105.0
113.4
124.6
135.8
148.4
159.6
175.0
130.7
137.6
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
20
17
15
17
3
14
21
23
18
-26
-19
*)
%
5
Asumsi reserve margin 40% pada tahun 2005-2015
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BABEL LAMPIRAN II - C Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh GWH
364
386
409
434
460
487
517
548
581
615
Komersial
GWH
39
40
40
41
42
43
44
45
45
46
Publik
GWH
55
56
58
60
61
63
64
65
66
68
Industri
GWH
43
46
49
52
55
58
62
65
69
73
Total Kebutuhan
GWH
501
528
556
586
618
651
686
723
762
803
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban Produksi
5.3
5.4
8.7
5.4
8.7
5.4
8.7
5.4
8.7
5.3
8.7
5.4
8.7
5.4
8.7
5.4
8.7
5.4
8.7
8.7
%
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
%
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
% GWH
62.6 558
588 106
64.6 620 110
65.6 653 114
66.6 689 118
67.6 725 123
68.6 764 127
69.6 805 132
70.6 849 137
71.6 895
52
Beban Puncak
MW
Kapasitas Terpasang (Existing )
MW
68
66
64
62
60
58
57
55
53
52
Tambahan Pembangkit/Committed # Oleh PLN
MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
143
MW
- PLTD
MW
- PLTU
MW
Rencana Tambahan Pembangkit Baru
102
63.6
MW
0
0
0
15
10
5
10
5
15
0
- PLTA
MW
- PLTU
MW
- PLTG
MW
- PLTD
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
87
87
87
5 102
112
5 117
127
5 132
5 147
147
MW
154.9
152.9
150.9
164.0
172.1
175.3
183.6
186.9
200.2
198.6
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
10
10
10
52%
45%
38%
44%
46%
43%
44%
41%
46%
39%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
142.6
147.9
153.4
159.2
165.3
171.6
178.1
185.0
192.2
199.8
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-12
-5
3
-5
-7
-4
-5
-2
-8
1
*)
%
10
Asumsi reserve margin 40% pada tahun 2005-2015
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BATAM LAMPIRAN II - D Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWH
246
277
312
352
396
446
502
565
635
699
769
Komersial
GWH
422
467
516
569
629
695
767
847
936
1020
1112
Publik
GWH
44
47
51
55
60
65
71
76
83
88
93
Industri
GWH
126
141
158
176
197
219
245
273
304
319
335
Total kebutuhan
GWH
838
932
1,037
1,153
1,282
1,425
1,584
1,761
1,958
2,126
2,309
11.2
11.2
11.2
11.2
11.2
11.2
11.2
11.2
8.6
8.6
9.3
9.2
9.1
9.0
8.9
8.8
8.7
8.6
8.5
8.4
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri
9.4
%
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
Total Susut & Loses
%
12.2
12.1
12.0
11.9
11.8
11.7
10.8
10.7
10.6
10.5
10.4
Faktor Beban
%
74
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75 2549
Produksi
53
GWH
940
1045
1161
1290
1433
1592
1756
1950
2165
2349
Beban Puncak
MW
145
159
177
196
218
242
267
297
330
358
388
Kapasitas Terpasang (Existing) Tambahan Pembangkit
MW MW
195 0
195 0
195 100
195 0
195 0
195 0
195 0
195 0
195 0
195 0
195 0
0
0
0
0
0
0
50
# Oleh PLN
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
Tambahan Pembangkit Baru - PLTU
MW
0
100
0
100
MW
- PLTG
MW
- PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
100
50 0
0
100
100
100
100
100 200
200
100 300
300
350
MW
195
195
295
295
295
295
395
395
495
495
545
%
34%
23%
67%
50%
35%
22%
48%
33%
50%
38%
40%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
189
207
230
255
284
315
347
386
428
465
504
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-6
12
-65
-40
-11
20
-48
-9
-67
-30
-41
RESERVE MARGIN
*)
Asumsi reserve margin 30%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BATAM LAMPIRAN II - D Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
846
930
1023
1126
1238
1350
1471
1603
1748
1905
Komersial
GWH
1212
1321
1440
1569
1710
1847
1995
2155
2327
2513
Publik
GWH
99
105
111
118
128
140
152
166
181
197
Industri
GWH
352
369
388
407
432
458
485
514
545
578
Total kebutuhan
GWH
2,508
2,725
2,962
3,220
3,508
3,794
4,103
4,438
4,801
5,193
Pertumbuhan
%
8.6
8.7
8.7
8.7
9.0
8.1
8.2
8.2
8.2
8.2
Susut& Loses (T&D)
%
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
8.4
Susut Pemakaian Sendiri
%
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
Total Susut & Loses
%
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
10.4
Faktor Beban
%
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85 5733
Produksi
54
GWH
2769
3008
3270
3554
3873
4189
4530
4900
5300
Beban Puncak
MW
416
446
479
514
553
590
631
674
720
770
Kapasitas Terpasang (Existing) Tambahan Pembangkit
MW MW
189 0
183 0
178 0
173 0
167 0
162 0
158 0
153 0
148 0
144 0
0
50
0
50
# Oleh PLN
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
Tambahan Pembangkit Baru
MW
100
- PLTU
MW
100
- PLTG
MW
- PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
100
0
100
0
750
100 850
850
100 50
450
100
450
500
50 100 600
600
650
750
MW
639
633
678
773
767
812
908
903
998
994
%
54%
42%
42%
50%
39%
38%
44%
34%
39%
29%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
541
580
622
668
718
767
820
876
936
1001
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-99
-54
-56
-105
-49
-45
-88
-27
-62
7
RESERVE MARGIN
*)
Asumsi reserve margin 30%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALBAR LAMPIRAN II - E Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWH
506
534
564
596
629
664
693
723
754
788
825
Komersial
GWH
165
176
187
199
212
226
237
250
262
276
290
Publik
GWH
77
84
92
99
107
114
121
128
134
140
146
Industri
GWH
106
111
117
124
131
139
144
150
154
159
163
Total
GWH
853
905
960
1018
1079
1143
1196
1250
1305
1363
1424
6.1
6.1
6.0
6.0
5.9
4.7
4.5
4.4
4.5
4.4
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
16.0
15.5
15.0
14.5
14.0
13.5
13.0
12.5
12.0
11.4
Susut Pemakaian Sendiri
%
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
Total Susut & Loses
%
19.1
18.6
18.1
17.6
17.1
16.6
16.1
15.6
15.1
14.6
14.1
Faktor Beban
%
59.6
59.6
59.6
59.6
61.1
61.4
61.7
62.0
63.0
63.0
64.0
Produksi
10.9
55
GWH
1016
1074
1134
1197
1264
1333
1389
1445
1502
1562
1624
Beban Puncak
MW
195
206
217
229
236
248
257
266
272
283
290
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Committed
MW MW
301 0
301 3
301 11
301 0
301 0
301 0
301 0
301 0
301 0
301 0
301 0
3
10 10
10
15
10
20
10
10
10
# Oleh PLN
MW
- PLTM
MW
- PLTD
MW
Rencana Pembangkit Baru
MW
2 0
0
5
- PLTD
MW
- PLTG
MW
5
- PLTU
MW
5
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
5
0
3
10
19
29
10 10
39
15 54
10 64
84
5 10 94
10 5 104
114
MW
301
304
320
330
340
355
365
385
395
405
415
%
55%
48%
47%
44%
44%
43%
42%
45%
45%
43%
43%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
292
308
326
344
354
371
385
399
408
425
435
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-9
5
6
14
15
17
21
14
14
20
20
RESERVE MARGIN
* ASUMSI RESERVE MARGIN 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALBAR LAMPIRAN II - E Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
858
894
930
969
1004
1043
1084
1126
1170
1215
Komersial
GWH
301
313
325
337
348
359
370
382
394
407
Publik
GWH
152
156
161
165
169
173
176
178
181
183
Industri
GWH
167
169
172
174
175
175
175
173
172
171
Total
GWH
1478
1532
1588
1645
1696
1750
1804
1859
1916
1975
3.8
3.7
3.6
3.6
3.1
3.2
3.1
3.1
3.1
3.1
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
10.9
Susut Pemakaian Sendiri
%
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
3.1
Total Susut & Loses
%
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
14.1
Faktor Beban
%
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
Produksi
10.9
56
GWH
1686
1748
1811
1877
1934
1996
2057
2121
2186
2253
Beban Puncak
MW
301
312
323
335
345
356
367
378
390
402
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Committed
MW MW
292 0
283 0
275 0
266 0
258 0
251 0
243 0
236 0
229 0
222 0
10
35
30
30
20
5
20
30
30
25
# Oleh PLN
MW
- PLTM
MW
- PLTD
MW
Rencana Pembangkit Baru
MW
- PLTD
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
5
5
5
10 10 124
30 159
20 189
10 30 219
20 239
244
20 264
20 294
30 324
20 349
MW
415
442
463
485
497
494
507
529
552
570
%
38%
42%
43%
45%
44%
39%
38%
40%
42%
42%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
451
468
485
502
518
534
550
567
585
603
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
36
26
21
17
21
40
44
38
32
32
RESERVE MARGIN
* ASUMSI RESERVE MARGIN 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALTIM LAMPIRAN II - F Uraian
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Kebutuhan Rumah Tangga
GWh
723
798
885
982
1089
1207
1330
1465
1614
1732
1860
Komersial
GWh
287
318
355
396
441
492
546
606
673
724
779
Publik
GWh
141
167
197
233
275
325
384
453
534
630
743
Industri
GWh
188
192
198
205
213
222
233
244
257
271
285
Total
GWh
1338
1475
1635
1816
2019
2247
2493
2768
3078
3357
3667
10.2
10.9
11.0
11.2
11.3
10.9
11.1
11.2
10.8
10.3
9.5
9.4
9.3
9.2
9.1
9.0
8.9
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri
%
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.0
2.0
%
12.9
12.4
11.6
11.5
11.4
11.3
11.2
11.1
11.0
10.8
10.7
Total Susut & Loses Faktor Beban
9.1 8.8
9.2 8.7
57
%
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
Produksi
GWh
1511
1658
1826
2025
2249
2502
2773
3077
3417
3721
4059
Beban Puncak
MW
279
306
337
373
415
461
511
567
630
686
748
Kapasitas Terpasang (Existing) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
183 0
183 58
178 20
172 0
167 30
162 0
157 0
152 60
148 0
143 0
139 0
# Oleh PLN
MW
0
8
0
0
30
0
0
60
0
0
0
- PLTGU
MW
- PLTD
MW
- PLTU
MW
# Swasta - PLTU - PLTG Rencana Pembangkit Baru - PLTD
MW
60 8 0
MW MW MW
20
0
30 0
0
0
0
0
0
0
50
60
60
60
10
85
130
100
50 20 200
0
MW
26 21
- PLTG
MW
- PLTU (biomass)- PLN
MW
- PLTU
MW
50
- PLTGU
MW
50
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
200
TOTAL KAPASITAS SISTEM
50
100
50
20
10
50
20
258
5
30
303
30 443
353
20
30
503
30 563
10
65
130
633
10 718
848
50 948
MW
383
441
481
525
610
665
720
785
866
991
%
37%
44%
43%
41%
47%
44%
41%
38%
37%
45%
45%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
390
428
471
523
580
646
716
794
882
960
1048
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
7
-13
-9
-3
-30
-19
-5
9
16
-31
-39
RESERVE MARGIN
* ASUMSI RESERVE MARGIN 40%
1087
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALTIM LAMPIRAN II - F Lanjutan Uraian
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Kebutuhan Rumah Tangga
GWh
1990
2130
2279
2438
2597
2765
2945
3137
3340
3558
Komersial
GWh
1115
1302
1489
1678
1871
2074
2288
2516
2760
3021
Publik
GWh
832
932
1044
1169
1286
1414
1556
1711
1883
2071
Industri
GWh
423
453
484
518
557
599
644
692
744
800
Total
GWh
4360
4816
5296
5803
6310
6852
7433
8056
8727
9450
Pertumbuhan
%
18.9
10.4
10.0
Susut& Loses (T&D)
%
8.7
8.7
8.7
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban
9.6 8.7
8.7 8.7
8.6 8.7
8.5 8.7
8.4 8.7
8.3 8.7
8.3 8.7
%
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
2.0
%
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
58
%
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
61.9
Produksi
GWh
4827
5331
5863
6425
6986
7586
8229
8919
9661
10462
Beban Puncak
MW
890
983
1081
1184
1288
1398
1517
1644
1781
1928
Kapasitas Terpasang (Existing) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
135 0
131 0
127 0
123 0
119 0
116 0
112 0
109 0
106 0
103 0
# Oleh PLN
MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
- PLTGU
MW
- PLTD
MW
- PLTU
MW 0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
140
90
150
200
100
100
230
80
200
100
80
80
# Swasta - PLTU - PLTG Rencana Pembangkit Baru - PLTD
MW MW MW MW MW
10
- PLTG
MW
- PLTU (biomass)- PLN
MW
- PLTU
MW
100
- PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
20 1,088
TOTAL KAPASITAS SISTEM
20
20
50 100
60 1,178
50 1,328
200
100 50 1,628
1,528
100 1,728
50 1,958
200 2,038
2,238
100 2,338
MW
1223
1309
1455
1651
1747
1844
2070
2147
2344
%
37%
33%
35%
39%
36%
32%
36%
31%
32%
27%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
1246
1376
1513
1658
1803
1958
2124
2302
2493
2700
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
23
67
58
7
56
114
53
155
150
259
RESERVE MARGIN
* ASUMSI RESERVE MARGIN 40%
2441
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALSELTENG LAMPIRAN II - G Uraian
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Kebutuhan Rumah Tangga
GWH
1467
1587
1717
1858
2010
2194
2378
2577
2793
3028
3281
Komersial
GWH
442
479
518
560
606
663
721
785
854
930
1012
Publik
GWH
219
236
254
273
293
314
335
358
381
405
431
Industri
GWH
408
402
399
398
399
403
409
418
429
442
457
GWH
2536
2704
2888
3089
3309
3573
3843
4138
4458
4805
5181
11.6
11.1
Total Pertumbuhan
%
6.6
6.8
10.1
8.0 9.8
7.6 9.7
7.7 9.7
7.7 9.7
7.8 9.7
7.8
Susut Pemakaian Sendiri
%
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
%
18.5
18.0
17.4
17.2
17.0
16.7
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
Faktor Beban
10.3
7.1
%
Total Susut & Loses
10.5
7.0
Susut& Loses (T&D)
9.7
%
61.6
61.8
61.9
62.1
62.3
62.5
62.7
62.9
63.1
63.3
63.4
GWH
3004
3190
3389
3619
3870
4168
4480
4823
5196
5601
6040
Beban Puncak
MW
557
590
625
665
709
761
816
876
940
1011
1087
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
336 7.8
336 1.2
285 0
235 0
235 0
235 0
235 0
235 0
235 0
235 0
235 0
MW
7.8
1.2
MW
450
50
80.9
105
93
53
130
30
100
100
0
30.9
5
13
3
50
50
40
50
40
30
100
Produksi
59
# Oleh PLN - PLTD Rencana Pembangkit Baru
MW
- PLTD
MW
- PLTA
MW
- PLTG
MW
150
- PLTU
MW
150
- PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
150 458
MW
794
845
875
930
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
130 50
509
590
695
50
788
841
971
1023
1076
1206
1,001 1236
1,101 1336
100 1,201 1436
1,201 1436
%
43%
43%
40%
40%
44%
41%
48%
41%
42%
42%
32%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
807
855
906
964
1028
1104
1183
1270
1364
1466
1521
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
14
10
31
34
5
28
-23
34
28
30
85
*Asumsi Reserve margin 40%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALSELTENG LAMPIRAN II - G Lanjutan Uraian
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Kebutuhan Rumah Tangga
GWH
3503
3740
3993
4263
4537
4868
5223
5605
6014
6453
Komersial
GWH
1085
1163
1247
1337
1431
1546
1671
1806
1952
2110 757
Publik
GWH
458
485
515
545
576
610
644
680
718
Industri
GWH
474
493
513
535
559
585
614
646
681
719
GWH
5520
5882
6268
6681
7102
7609
8153
8737
9365
10039
Total Pertumbuhan
%
6.5
9.7
6.6 9.7
6.3 9.7
7.1 9.7
7.1 9.7
7.2 9.7
7.2 9.7
7.2
Susut Pemakaian Sendiri
%
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
6.9
%
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
16.6
Faktor Beban
9.7
6.6
%
Total Susut & Loses
9.7
6.6
Susut& Loses (T&D)
9.7
%
63.6
63.8
64.0
64.2
64.4
64.6
64.8
65.0
65.1
65.3
GWH
6434
6856
7306
7787
8279
8869
9503
10184
10916
11702
Beban Puncak
MW
1154
1226
1303
1385
1468
1568
1675
1790
1913
2045
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
228 0
221 0
214 0
208 0
202 0
196 0
190 0
184 0
179 0
173 0
100
150
100
250
0
0
200
100
100
200
Produksi
60
# Oleh PLN - PLTD Rencana Pembangkit Baru
MW MW MW
- PLTD
MW
- PLTA
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
- PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
MW
50 100 1,301 1529
100 1,451 1672
50 100
100
1,551
100 1,801
1765
2009
100 200 1,801 2003
1,801 1997
2,001 2191
200 2,101 2285
100 2,201 2380
2,401 2574
%
32%
36%
35%
45%
36%
27%
31%
28%
24%
26%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
1616
1717
1824
1938
1981
2117
2261
2416
2582
2760
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
87
45
59
-70
-21
120
71
131
203
186
*Asumsi Reserve margin 40%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULUT- SULTENG & GORONTALO LAMPIRAN II - H Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWH
548
568
596
633
679
734
799
874
962
1062
Komersial
GWH
165
186
209
235
264
297
331
369
411
458
1177 511
Publik
GWH
95
100
106
112
118
125
131
138
145
152
160
Industri
GWH
106
114
124
134
145
157
168
180
193
207
222
Total
GWH
914
968
1035
1114
1206
1313
1429
1562
1711
1880
2069
9.9
10.1
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
10.2
9.9
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
Susut Pemakaian Sendiri
%
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
Total Susut & Loses
%
10.2
Faktor Beban
%
51.0
51.0
51.0
52.0
52.0
52.0
53.0
53.0
53.0
54.0
55.0
Produksi
6.0
9.9
6.9
9.4
7.6
9.4
8.3
9.4
8.9
9.4
8.9
9.4
9.3
9.4
9.6
9.4
9.4
9.4
GWH
1007
1064
1132
1219
1319
1436
1564
1708
1872
2056
2264
Beban Puncak
MW
225
238
253
268
290
315
337
368
403
435
470
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
234 19
234 35
214 6
164 0
164 23
164 120
164 0
164 0
164 55
164 0
164 55
MW
19
35
6
0
23
20
0
0
0
0
0
20
20
0
0
55
0
55
30
55 0
40
55 10
# Oleh PLN
61
- PLTA
MW
30
- PLTM
MW
2
1
- PLTP
MW
- PLTD
MW
19.0
3.5
5.0
0
0
0
- PLTU
MW
# Swasta
MW
- PLTU
MW
Rencana Pembangkit Baru - PLTA
MW
20
0
MW
- PLTG
MW
- PLTD
MW
27
2.5 0 40
0
100
10
100 0
20
17 10
20
10
20
10
- PLTP
MW
- PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
39
74
MW
273
308
321
311
344
464
484
514
569
609
674
%
21%
29%
27%
16%
19%
47%
44%
40%
41%
40%
43%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
327
345
368
388
420
457
488
534
585
630
681
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
54
37
46
77
76
-7
5
20
16
22
8
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
*Asumsi Reserve margin 45%
10 10
20 107
147
10 180
300
320
10 30 350
405
20 445
510
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULUT- SULTENG & GORONTALO LAMPIRAN II - H Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
1306
1449
1610
1789
1987
2212
2464
2748
3066
3425
Komersial
GWH
564
624
689
762
838
922
1015
1117
1229
1352
Publik
GWH
166
172
179
186
193
200
207
214
222
230
Industri
GWH
235
249
264
280
296
312
329
347
366
386
Total
GWH
2271
2495
2742
3017
3314
3646
4015
4426
4883
5393
9.9
10.0
9.9
Pertumbuhan
%
10.0
10.1
10.2
10.3
10.4
Susut& Loses (T&D)
%
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
9.4
Susut Pemakaian Sendiri
%
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
2.7
%
10.4
11.4
12.4
13.4
14.4
15.4
16.4
17.4
18.4
19.4
Total Susut & Loses Faktor Beban
9.8
9.8
%
55.0
55.0
55.0
55.0
55.0
55.0
55.0
55.0
55.0
GWH
2507
2779
3083
3421
3791
4207
4673
5196
5782
6439
Beban Puncak
MW
520
577
640
710
787
873
970
1078
1200
1336
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
159 0
154 0
150 0
145 0
141 0
137 0
133 0
129 0
125 0
121 0
MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
30
50
120
70
100
100
105
255
0
200
Produksi
# Oleh PLN
62
- PLTA
MW
- PLTM
MW
- PLTP
MW
- PLTD
MW
- PLTU
MW
# Swasta
MW
- PLTU
MW
Rencana Pembangkit Baru - PLTA
MW MW
- PLTG
MW
- PLTD
MW
- PLTP
MW
- PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
55.0
30
50 20
540
50 590
100 710
50
20 780
100 880
100 980
100
55
55
1,085
200 1,340
1,340
100 1,540
MW
699
744
859
925
1021
1116
1217
1468
1464
%
34%
29%
34%
30%
30%
28%
26%
36%
22%
24%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
755
836
928
1030
1141
1266
1406
1564
1740
1938
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
56
92
68
105
120
150
189
95
276
277
RESERVE MARGIN
*Asumsi Reserve margin 45%
1661
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULSEL & TENGGARA LAMPIRAN II - I Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWH
1243
1358
1483
1620
1769
1937
2095
2265
2450
2650
2866
Komersial
GWH
308
333
358
382
406
430
451
471
489
505
520
Publik
GWH
190
198
206
214
223
232
239
247
255
263
272
Industri
GWH
605
656
710
770
834
906
971
1040
1113
1192
1277
Total
GWH
2346
2544
2758
2987
3233
3505
3756
4023
4308
4611
4934
8.4
8.4
8.3
8.3
8.4
7.2
7.1
7.1
7.0
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban Produksi
15.2
13.7
13.7
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
7.0 12.3
%
1.3
1.4
1.5
1.5
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
%
16.6
15.1
15.2
13.9
13.9
13.9
13.9
13.9
14.0
13.9
13.9
%
56.9
57.2
57.5
57.8
58.1
58.4
58.7
59
59.3
59.6
59.9
GWH
2735
2929
3176
3400
3683
3993
4279
4583
4911
5252
5621
63
Beban Puncak
MW
549
585
630
672
724
780
832
887
945
1006
1071
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
407 92
407 3
296 92
296 0
296 0
296 0
296 3
296 0
296 0
296 0
296 0
# Oleh PLN
MW
12
3
27
0
0
0
3
0
0
0
0
- PLTD
MW
12
3
7
- PLTA
MW
- PLTU # Oleh Swasta - PLTG # Tambahan Pembangkit Baru
3
20
MW MW
0
0
MW MW
65
0
0
0
0
0
0
0
0
260
250
102
50
100
60
100
150
100
150
1,209
1,359
65 80
0
19
- PLTA
MW
- PLTD
MW
PLTU
MW
20
200
200
PLTG
MW
20
50
50
PLTGU
MW
40
MW
172
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
100 19
30 50
30
795
896
949
581
580
840
1090
1192
1244
1344
1404
1504
%
5%
-1%
-8%
25%
51%
53%
50%
52%
49%
50%
54%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
796
848
914
974
1049
1132
1207
1286
1371
1459
1553
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
217
266
334
134
-41
-60
-37
-58
-33
-45
-101
*Asumsi reserve margin 45%
545
100
579
RESERVE MARGIN
285
2
MW
TOTAL KAPASITAS SISTEM
174
10
1,049
1,109
1654
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULSEL & TENGGARA LAMPIRAN II - I Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
3169
3388
3622
3872
4116
4389
4680
4990
5321
5674
Komersial
GWH
531
540
546
549
550
548
543
537
528
518
Publik
GWH
278
285
291
298
304
310
316
323
329
335
Industri
GWH
1345
1416
1491
1569
1641
1719
1802
1889
1980
2075
Total
GWH
5323
5628
5950
6289
6610
6966
7341
7738
8158
8603
7.9
5.7
5.7
5.7
5.1
5.4
5.4
5.4
5.4
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
12.3
5.5
12.3
12.3
12.3
10.6
11.6
%
2.6
3.6
4.6
5.6
6.6
7.6
8.6
9.6
Total Susut & Loses
%
14.9
15.9
16.9
17.9
18.9
19.9
20.9
21.9
22.9
Faktor Beban
%
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
59.9
GWH
6117
6524
6956
7415
7860
8353
8877
9434
10027
10660
Beban Puncak
MW
1166
1243
1326
1413
1498
1592
1692
1798
1911
2031
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Comitted
MW MW
287 0
278 0
270 0
262 0
254 0
246 0
239 0
232 0
225 0
218 0
# Oleh PLN
MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
- PLTD
MW
- PLTA
MW
Produksi
64
- PLTU # Oleh Swasta - PLTG # Tambahan Pembangkit Baru - PLTA
MW MW
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100
150
0
100
100
100
100
150
100
MW MW MW
- PLTD
MW
PLTU
MW
PLTG
MW
PLTGU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR T MW TOTAL KAPASITAS SISTEM
23.9
100
100
100
50 1,359
1,459
1,609
100 100
1,609
100 1,709
1,809
1,909
100
50 100 2,009
2,159
2,259
MW
1645
1737
1878
1870
1962
2055
2147
2240
2383
%
41%
40%
42%
32%
31%
29%
27%
25%
25%
22%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
1632
1741
1856
1978
2097
2149
2284
2427
2580
2743
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-13
4
-22
108
135
94
136
187
197
266
RESERVE MARGIN
*Asumsi reserve margin 45%
2476
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTB LAMPIRAN II - J Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWh
323
356
395
438
486
539
593
652
717
778
844
Komersial
GWh
72
79
89
99
110
122
135
150
166
184
204
Publik
GWh
36
38
40
42
45
47
50
52
54
57
59
Industri
GWh
8
9
10
11
12
13
14
15
16
18
19
Total
GWh
438
482
533
590
652
721
791
868
953
1036
1126
10.0
10.6
10.6
10.6
10.6
8.9
8.9
8.8
8.8
8.8
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban Produksi
8.9
9.7 8.8
9.7 8.8
9.7 8.7
8.7 8.7
8.7 8.7
%
1.9
1.9
2.0
2.1
2.1
2.2
2.2
2.2
2.3
2.3
2.3
%
10.8
10.8
10.9
10.9
10.9
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
%
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
45.9
GWh
485.7
534.6
591.3
654.1
723.6
800.4
878.4
964.0
1058.0
1150.1
1250.4
65
Beban Puncak
MW
120.7
132.8
146.9
162.5
179.8
198.9
218.3
239.5
262.9
285.8
310.7
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Comitted
MW MW
173.1 0.0
167.9 10.0
162.9 25.7
158.0
153.3 30.0
148.7
144.2
139.9
135.7
131.6
127.7
37.0
25.0
40.0
40.0
30.0
40.0
37
25
20
20
20
20
20 200
20 240
10 270
20 310
# Oleh PLN
MW
- PLTG
MW
- PLTD
MW
- PLTM
MW
# Tambahan Pembangkit Baru
MW
- PLTA
MW
- PLTD
MW
PLTU
MW
PLTG
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
20.0 10.0
20.0 0.9 0.0
5.0
2.4
25.0
0.0
2 25 5 0
15
43
68
98
135
160
MW
173
183
206
226
251
284
304
340
376
402
438
%
43%
38%
40%
39%
40%
43%
39%
42%
43%
41%
41%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
181
199
220
244
270
298
327
359
394
429
466
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
8
16
14
18
18
15
23
19
19
27
28
RESERVE MARGIN
*Asumsi reserve margin 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTB LAMPIRAN II - J Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh
911
984
1063
1148
1229
1315
1407
1505
1610
1723
Komersial
GWh
222
242
264
288
314
339
366
395
427
461
Publik
GWh
61
63
66
68
70
72
74
76
78
80
Industri
GWh
20
22
23
25
26
28
30
31
33
35
Total
GWh
1215
1312
1416
1529
1639
1753
1876
2008
2149
2300
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri
%
3.3
4.3
5.3
6.3
7.3
%
12.0
13.0
14.0
15.0
16.0
Total Susut & Loses Faktor Beban
7.9 8.7
7.9 8.7
8.0 8.7
8.0 8.7
7.2 8.7
7.0 8.7
7.0
7.0
7.0
7.0
8.7
8.7
8.7
8.7
8.3
9.3
10.3
11.3
12.3
17.0
18.0
19.0
20.0
21.0
%
46.9
47.9
48.9
49.9
50.9
51.9
52.9
53.9
54.9
55.9
GWh
1361.7
1482.9
1615.0
1758.8
1901.4
2051.9
2214.4
2389.8
2579.1
2783.4
Beban Puncak
MW
331.1
353.1
376.7
402.0
426.1
451.0
477.5
505.8
535.9
568.0
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit/Comitted
MW MW
124
120
117
113
110
106
103
100
97
94
0.0
20.0
65.0
0.0
60.0
10.0
20.0
20.0
60.0
20.0
20
40
20
60
Produksi
66
# Oleh PLN
MW
- PLTG
MW
- PLTD
MW
- PLTM
MW
# Tambahan Pembangkit Baru
MW
- PLTA
MW
- PLTD
MW
PLTU
MW
PLTG
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
5
310
330
20 395
10 60 395
455
465
20 485
505
565
20 585
MW
434
450
512
508
565
571
588
605
662
679
%
31%
28%
36%
26%
33%
27%
23%
20%
24%
20%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
480
512
546
583
618
631
668
708
750
795
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
46
62
35
75
53
60
80
103
88
116
RESERVE MARGIN
*Asumsi reserve margin 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTT LAMPIRAN II - K Uraian Kebutuhan Total Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWh
165
183
203
225
249
276
304
334
367
399
433
Komersial
GWh
44
48
54
60
66
74
82
91
100
111
124
Publik
GWh
36
38
40
42
45
47
50
52
54
57
59
Industri
GWh
10
11
12
14
15
16
18
19
21
22
24
Total
GWh
255
280
309
340
375
414
453
496
543
589
640
9.9
10.3
10.3
10.3
10.3
8.8
8.6
8.6
8.5
8.5
8.5
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri Total Susut & Loses Faktor Beban
9.4 8.5
9.4 8.5
9.4 8.5
8.6 8.5
8.6 8.5
%
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
2.5
%
11.3
11.1
11.1
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
11.0
67
%
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
48.0
Produksi
GWh
283.4
310.9
342.8
377.7
416.5
459.5
502.6
550.1
602.1
653.6
709.7
Beban Puncak
MW
67.4
73.9
81.5
89.8
99.1
109.3
119.5
130.8
143.2
155.4
168.8
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Commited
MW MW
83.6 0
81.1 4
78.7 21
76.3 0
74.0 0
71.8 0
69.6 0
67.6 0
65.5 0
63.6 0
61.7 0
6.0
12.5
0.0
0.0
0.0
0.0
10.0
5.0
6.0
10.0
# Oleh PLN
MW
- PLTP
MW
- PLTM
MW
- PLTD
MW
Rencana Pembangkit Baru
MW
- PLTA
MW
- PLTD
MW
PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
3
6 2
0.0
1.0
14.0
0.0
34.6
10.0
34.6
5.0
2.5 10.0
MW
0
4
60
70
76
89
89
89
89
89
99
MW
84
85
139
146
150
160
158
156
154
152
160
%
24%
15%
70%
63%
51%
47%
32%
19%
8%
-2%
-5%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
101
111
122
135
149
164
179
196
215
233
253
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
17
26
-16
-12
-1
4
21
40
61
81
93
*Asumsi reserve margin 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTT LAMPIRAN II - K Lanjutan Uraian Kebutuhan Total Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWh
454
477
500
525
553
596
643
694
749
808
Komersial
GWh
138
153
171
190
210
239
272
309
351
398
Publik
GWh
60
61
61
62
62
62
63
63
63
63
Industri
GWh
26
28
30
32
34
36
39
41
44
48
Total
GWh
678
718
762
808
859
934
1016
1107
1207
1316
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
Susut Pemakaian Sendiri
5.9 8.5
6.0 8.5
6.1 8.5
6.1 8.5
6.2 8.5
8.8 8.5
8.8
8.5
10.5
11.5
12.5
%
3.5
4.5
5.5
6.5
7.5
8.5
9.5
12.0
13.0
14.0
15.0
16.0
17.0
18.0
Faktor Beban
%
51.0
52.0
9.1
8.5
%
50.0
9.0
8.5
Total Susut & Loses
49.0
8.9
8.5
19.0
20.0
21.0
53.0
54.0
55.0
56.0
57.0
58.0
68
Produksi
GWh
758.6
811.2
868.0
929.1
995.6
1092.3
1199.0
1317.1
1447.7
1592.1
Beban Puncak
MW
176.7
185.2
194.3
204.0
214.4
230.9
248.9
268.5
289.9
313.4
Kapasitas Terpasang (Existing ) Tambahan Pembangkit Commited
MW MW
60 0
58 0
56 0
55 0
53 0
51 0
50 0
48 0
47 0
45 0
50.0
0.0
20.0
0.0
30.0
10.0
30.0
40.0
0.0
# Oleh PLN - PLTP
MW MW
- PLTM
MW
- PLTD
MW
Rencana Pembangkit Baru
MW
50.0
- PLTA
MW
10.0
- PLTD
MW
20.0
PLTU
MW
20.0
50.0
MW
149
199
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
10.0 20.0 199
219
30.0 219
249
259
30.0
40.0
289
329
329
MW
208
257
255
273
271
300
308
337
375
374
%
18%
38%
31%
34%
27%
30%
24%
25%
29%
19%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
256
269
282
296
300
323
348
376
406
439
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
48
12
27
23
29
23
40
39
31
65
*Asumsi reserve margin 50%
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH MALUKU & MALUKU UTARA LAMPIRAN II - L Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
GWH
163
173
183
194
205
218
229
241
253
266
Komersial
GWH
34
36
38
41
43
46
48
50
53
56
279 58
Publik
GWH
29
31
32
33
34
36
37
39
40
41
43
Industri
GWH
11
12
13
15
17
19
21
23
26
29
32
Total
GWH
238
252
267
283
300
318
335
353
372
392
413
5.9
5.9
6.0
6.0
6.3
5.3
5.3
5.3
5.4
5.4 7.7
Pertumbuhan
%
Susut& Loses (T&D)
%
10.7
10.4
10.1
9.8
9.5
9.2
8.9
8.6
8.3
8.0
Susut Pemakaian Sendiri
%
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
Total Susut & Loses
%
13.7
13.4
13.1
12.8
12.5
12.2
11.9
11.6
11.3
11.0
10.7
Faktor Beban
%
54.5
54.7
Produksi
54.0
54.0
54.0
54.0
54.0
54.0
54.0
54.1
54.3
69
GWH
270
285
302
319
337
357
375
394
414
435
Beban Puncak
MW
57
60
64
67
71
76
79
83
87
91
95
Kapasitas Terpasang (Existing)
MW
76
76
76
76
76
76
76
76
76
76
76
Derating
MW
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
Daya Mampu Tambahan Pembangkit (committed)
MW
57.6 0
57.6 0
57.6
57.6 0
57.6
57.6 5
57.6
57.6 2
57.6
57.6
57.6
6
17
0
12
5
5
5
5
2
5
5
10
12
5
12
17
# Oleh PLN - PLTD Rencana Pembangkit Baru
MW MW MW MW
- PLTD
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
457
MW MW %
0
0
0
5 5.0 22
5.0 32
5.0 37
2.0 41
46
5 5.0 51
5.0 61
76
76
88
93
98
108
113
117
122
127
137
33%
26%
38%
38%
38%
43%
43%
41%
40%
40%
44%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
80
84
89
94
100
106
111
116
122
128
134
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
4
8
1
1
2
-2
-2
-1
0
0
-4
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH MALUKU & MALUKU UTARA LAMPIRAN II - L Lanjutan Uraian Kebutuhan Rumah Tangga
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
299
320
342
366
392
419
448
480
513
549
Komersial
GWH
62
67
71
76
82
88
94
100
107
115
Publik
GWH
44
46
47
48
50
51
53
54
56
57
Industri
GWH
35
38
41
45
48
53
57
63
69
75
Total
GWH
441
470
502
536
571
610
652
697
745
796
%
6.7
6.7
6.7
6.7
6.7
6.8
6.8
6.9
6.9
6.9
Pertumbuhan Susut& Loses (T&D)
%
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
7.7
Susut Pemakaian Sendiri
%
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
3.0
Total Susut & Loses
%
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
10.7
Faktor Beban
%
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
54.7
Produksi
70
GWH
488
520
555
593
633
676
722
771
824
881
Beban Puncak
MW
102
109
116
124
132
141
151
161
172
184
Kapasitas Terpasang (Existing)
MW
74
72
69
67
65
63
61
60
58
56
Derating
MW
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
Daya Mampu Tambahan Pembangkit (committed)
MW
55.3
53.1
50.9
48.8
46.8
44.8
42.9
41.1
39.3
37.6
MW
5
5
15
20
15
0
15
20
15
15
5
5
15.0 171
15.0 186
# Oleh PLN - PLTD Rencana Pembangkit Baru
MW MW MW
- PLTD
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
5
5
20 5.0 66
10.0 86
71
20 10.0 121
106
121
10.0 136
156
MW
140
143
155
173
186
184
197
216
229
242
%
37%
31%
34%
40%
41%
31%
31%
34%
33%
32%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
142
152
162
173
185
197
211
225
241
257
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
3
9
7
0
-2
13
13
10
12
15
RESERVE MARGIN
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH PAPUA LAMPIRAN II - M Uraian
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Kebutuhan Rumah Tangga
GWh
272
299
330
368
413
468
535
618
721
847
932
Komersial
GWh
95
102
110
117
126
135
144
154
164
175
187
Publik
GWh
47
49
50
51
53
54
55
56
58
59
60
Industri
GWh
7
7
8
8
9
9
10
10
10
11
11
Total kebutuhan
GWh
422
457
497
545
600
667
744
839
953
1092
1190 9.0
Pertumbuahn
%
8.3
8.9
9.5
10.2
11.0
11.7
12.7
13.7
14.6
Susut& Loses (T&D)
%
11
10
10
9
9
9
9
9
9
9
9
Susut Pemakaian Sendiri
%
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Total Susut & Loses
%
Faktor Beban
%
13.2 59.4
12.5 59.5
11.8 59.1
11.7 59.2
11.7 59.3
11.6 59.3
11.5 59.3
11.5 59.3
11.4
11.4
11.4
59.3
59.3
59.3
71
Produksi
GWh
477
514
556
609
671
744
830
935
1062
1217
1326
Beban Puncak
MW
92
99
107
117
129
143
160
180
205
234
255
Kapasitas Terpasang (Existing )
MW
151
151
151
151
151
151
151
151
151
151
151
Derating
MW
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
Daya Efektif
MW
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
125.16
Tambahan Pembangkit/Committed
MW
0.0
10.0
0.0
0.0
2.5
0.0
0.0
# Oleh PLN
MW
40.0
- PLTA
MW
- PLTM
MW
- PLTU
MW
- PLTD
MW
Rencana Pengembangan Pembangkit - PLTA
MW
19.2 3.9 10.0 0.0
0.0
2.5 0.0
20.0
20.0
2.5
MW
- PLTG
MW
- PLTU
MW
0.0
20.5
25.0
30.0
35.0
10.0
20.0
10.0
20
10.0
10.0
20.0
15.5 10.0
10.0
- PLTGU
MW
- PLTD
MW
10.0
10.0
2.5
5.0
15.0
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
MW
0
10
10
30
53
55
76
101
MW
151
161
161
181
203
206
226
251
281
316
356
%
65%
63%
50%
54%
58%
44%
42%
40%
38%
35%
40%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
142
153
166
182
200
222
248
279
317
363
396
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
-9
-8
5
1
-3
16
21
28
36
47
39
TOTAL KAPASITAS SISTEM RESERVE MARGIN
* Asumsi Reserve Margin 55%
15.0 131
166
206
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH PAPUA LAMPIRAN II - M Lanjutan Uraian
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Kebutuhan Rumah Tangga
GWh
1043
1084
1127
1171
1214
1259
1306
1354
1403
Komersial
GWh
206
226
249
274
301
332
365
401
441
485
Publik
GWh
63.5
65.2
66.9
68.7
70.3
72.1
73.8
75.6
77.4
79.3
Industri
GWh
Total kebutuhan
GWh
12.3 1325
13.4 1389
14.6 1458
16.0 1530
17.4 1603
19.0 1682
20.7 1765
22.5 1853
24.5 1946
26.8 2045
Pertumbuahn
%
11.3
4.9
4.9
5.0
4.8
4.9
4.9
5.0
5.0
5.1
Susut& Loses (T&D)
%
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Susut Pemakaian Sendiri
%
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
Total Susut & Loses
%
Faktor Beban
%
60.3
61.3
62.3
63.3
64.3
65.3
66.3
67.3
68.3
69.3
Produksi
GWh
1476
1548
1624
1704
1786
1873
1966
2064
2168
2279
Beban Puncak
MW
279
288
298
308
317
328
339
350
363
376
Kapasitas Terpasang (Existing )
MW
146
142
138
134
130
126
122
118
115
111
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
25.81
Derating Daya Efektif
72
Tambahan Pembangkit/Committed
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
11.4
1454
11.4
120.6309 116.2377 111.9762 107.8427 103.8331 99.94378 96.17117 92.51173 88.96208 85.51892 MW
# Oleh PLN - PLTA
MW
- PLTM
MW
- PLTU
MW
- PLTD
MW
Rencana Pengembangan Pembangkit
40.0
20.0
MW
20
20
MW
20.0
- PLTA
MW
- PLTG - PLTU
20.0
0.0
20.0
10.0
20.0
10.0
20.0
316
336
0.0
20.0
0.0
20 20.0
20.0
- PLTGU - PLTD
MW
TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN
246
266
286
286
306
336
356
356
TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
392
408
423
419
435
441
457
454
470
467
RESERVE MARGIN
MW
40%
41%
42%
36%
37%
35%
35%
30%
30%
24%
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
433
447
461
477
492
508
525
543
562
582
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
41
39
38
58
57
67
67
89
92
115
* Asumsi Reserve Margin 55%
RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH PT. PLN (PERSERO) Lampiran II - N JAMALI
Propinsi
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
PLTP Kamojang #5
Jawa Barat
60.0
60.0
PLTG Jawa
400.0
200.0
200.0
1200.0
400.0
2400.0
PLTGU Pemaron
Bali
Cilegon
Banten
Muara Karang
DKI
Tanjng Priok
DKI
Muara Tawar
Jawa Barat
Muara Tawar Add on
Jawa Barat
50.0
50.0
730.0
730.0 270.0
270.0 720.0
145.0
720.0
225.0
225.0
225.0
370.0
73
RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH SWASTA Lampiran II - N Lanjutan JAMALI Proyek
Propinsi
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
PLTP Kamojang
Jawa Barat
60
Patuha
Jawa Barat
60
Wayang Windu
Jawa Barat
110
Derajat #3
Jawa Barat
110
Dieng
Jawa Tengah
60
Bedugul
Bali
10
Tanjung Jati B
Jawa Tengah
1200
1200
Cilacap
Jawa Tengah
600
600
Anyer
Banten
60 120
180 110 110
60
120 10
PLTU
74 PLTGU
400
400
RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH PT. PLN (PERSERO) Lampiran II - O LUAR JAMALI Propinsi
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
PLTM Merasap Santong Ndungga Mangango Amai,Prafi,Tatui
Kalbar NTB NTT Sulut Irian Jaya
Ulubelu Ulumbu Lahendong
Lampung NTT Sulut
Labuhan Angin Tarahan
Sumut Lampung
Keramasan
Sumsel
Keramasan
Sumsel
1.6
1.5 0.9 1.9 1.2 3.9
1.5 0.9 1.9 2.8 3.9
PLTP 110.0 3.0 20.0
20.0
110.0 3.0 40.0
PLTU 200.0 100.0
200.0 200.0
100.0
75
PLTG 100.0
100.0
PLTGU 86.0
86.0
RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH SWASTA Lampiran II - O Lanjutan LUAR JAMALI Proyek
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
PLTG Tanjung Batu Mel
Kaltim
Teluk Lembu
Riau
Arun
NAD
Sengkang
Sumsel
Cerenti
Riau
Sibolga A,Sicanang
Sumut Sulut
20.0
20.0
20.0
20.0 60.0
60.0
65.0
65.0
PLTU Kaltim
Amurang
50.0
50.0 600.0 70.0
35.0
200.0 105.0
600.0 305.0
55.0
55.0
215.0
76
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN INDONESIA LAMPIRAN II - P URAIAN KEBUTUHAN PERTUMBUHAN PRODUKSI
GWH
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
103786
111562
120247
129832
140349
152189
164609
178031
192589
208287
225299
7.5
7.8
8.0
8.1
8.4
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
%
77
GWH
119458
127973
137239
148067
159943
173344
187331
202510
171545
235061
254207
BEBAN PUNCAK
MW
19942
21354
22902
24432
26375
28568
30540
32991
26489
38242
41309
KAPASITAS TERPASANG (EXISTING )
MW
24097
24089
23894
23781
23769
23757
23746
23548
23256
23152
23052
TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
24965
28162
29764
31942
34805
37995
41176
43552
46470
49487
53132
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
26921
28838
30937
32958
35594
38496
40044
43282
46690
50086
54082
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
1956
675
1173
1015
789
501
-1133
-270
220
599
950
PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN INDONESIA LAMPIRAN II - P Lanjutan URAIAN
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
GWH
243460
261783
280948
301174
322278
344716
368588
394016
421137
450101
%
8.1
7.5
7.3
7.2
7.0
7.0
6.9
6.9
6.9
6.9
GWH
274724
295547
317340
340355
364385
389915
417126
446125
477073
510142
BEBAN PUNCAK
MW
44143
47403
50807
54397
58118
61481
65664
70115
74859
79920
KAPASITAS TERPASANG (EXISTING )
MW
22360
21689
21039
20408
19795
19202
18625
18067
17525
16999
TOTAL KAPASITAS SISTEM
MW
54690
57759
63109
68682
73415
73891
77095
82156
87424
93249
DAYA YANG DIBUTUHKAN
MW
55539
59703
64059
68661
73233
76130
81404
87026
93026
99438
KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA
MW
849
1943
951
-21
-182
2239
4309
4869
5602
6190
KEBUTUHAN PERTUMBUHAN PRODUKSI
78
LAMPIRAN III
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI, GARDU INDUK, DAN DISTRIBUSI
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI DAN GARDU INDUK KEBUTUHAN FISIK LAMPIRAN III - A
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
79
Total Luar JAMALI Jaringan Transmisi (kms) Gardu Induk (MVA)
810 611
530 907
590 544
1,580 619
330 872
650 98
490 547
410 -
610 -
810 -
1,010 -
Total JAMALI Jaringan Transmisi (kms) Gardu Induk (MVA)
2,489 6,190
264 2,126
323 2,800
214 870
430 2,290
110 2,790
182 2,360
566 2,300
18 1,430
336 560
654 310
Total NASIONAL Jaringan Transmisi (kms) Gardu Induk (MVA)
3,299 6,801
794 3,033
913 3,344
1,794 1,489
760 3,162
760 2,888
672 2,907
976 2,300
628 1,430
1,146 560
1,664 310
RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI KEBUTUHAN FISIK LAMPIRAN III - B 2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
80
Total Luar JAMALI Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA)
3163 3267 276
3577 3738 314
3909 4250 356
4336 4742 396
4943 5458 452
5568 6084 500
6025 6755 652
6638 7390 602
6900 8118 657
7162 8846 712
7424 9574 767
Total JAMALI Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA)
4322 6481 891
4687 7190 971
4928 7412 1032
6103 7677 1128
6140 7920 1200
5381 8188 1277
6031 8730 1369
5718 9038 1456
6285 7671 11681
5718 9038 1456
6285 7671 11681
Total NASIONAL Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA)
7485 9748 1167
8264 10928 1285
8837 11662 1388
10439 12419 1524
11083 13378 1652
10949 14272 1777
12056 15485 2021
12356 16428 2058
13185 15789 12338
12880 17884 2168
13709 17245 12448
LAMPIRAN IV
RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR
Lampiran IV-A
PRODUKSI MENURUT JENIS BAHAN BAKAR Jawa-Bali Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 40,766 47,223 46,304 47,130 50,209 54,134 61,440 66,546 71,516 4,231 4,105 5,342 6,168 6,181 6,059 6,007 6,776 7,410 28,492 28,730 31,353 34,948 41,319 47,793 51,438 55,789 61,382 2,829 3,300 5,891 8,136 8,149 8,500 8,448 9,217 9,851 17,347 16,839 18,383 19,298 19,003 18,778 18,929 19,797 20,731 0 0 0 0 0 0 0 0 0
81
Luar Jawa-Bali Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
2005 4,707 3,614 6,935 140 9,095 0
Indonesia Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
2005 2006 2007 2008 2009 45,472 52,471 53,198 57,184 63,949 7,845 8,252 10,061 10,699 10,482 35,427 36,169 39,514 44,501 52,486 2,969 3,461 6,091 8,335 8,471 26,442 26,300 27,739 28,297 27,458 0 0 0 0 0
2006 5,248 4,147 7,440 161 9,461 0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 6,894 10,054 13,740 16,946 18,073 20,002 22,399 4,719 4,531 4,301 4,091 5,000 5,806 6,038 8,161 9,553 11,168 12,736 13,756 14,964 16,362 200 200 322 1,119 1,518 1,518 2,192 9,356 8,999 8,455 7,898 7,912 8,086 8,100 0 0 0 0 0 0 0
2010 71,080 10,150 60,529 9,619 26,676 0
2011 79,513 11,007 65,194 9,966 26,841 0
2012 86,548 12,583 70,754 10,735 27,883 0
2014 80,111 7,332 65,646 9,773 20,345 0
2014 24,341 7,384 17,496 2,192 8,327 0
(GWh) 2015 88,975 7,524 70,840 9,965 20,897 0
(GWh) 2015 27,482 7,792 19,344 2,254 8,421 0
(GWh) 2013 2014 2015 93,915 104,452 116,458 13,448 14,717 15,317 77,744 83,142 90,183 12,043 11,966 12,219 28,831 28,672 29,318 0 0 0
Lampiran IV-A Lanjutan
PRODUKSI MENURUT JENIS BAHAN BAKAR Jawa-Madura-Bali (JAMALI) 2016 Uraian 98,808 Batubara 8,685 Air 72,581 Gas 11,126 Panas bumi 22,384 BBM 0 Uranium
2017 107,637 8,842 73,341 11,283 22,898 5,664
2018 123,942 7,802 76,162 10,243 21,100 7,252
2019 140,621 7,136 75,163 9,577 19,869 11,842
2020 149,342 7,184 79,615 9,625 19,716 17,146
2021 152,163 10,006 83,848 12,447 23,731 19,968
2022 170,024 10,521 84,621 12,962 24,292 20,484
2023 179,661 11,487 86,857 13,928 26,323 26,705
2024 189,103 12,256 92,391 14,696 27,278 32,730
2025 198,542 13,022 98,709 15,463 29,023 38,752
(GWh) Total 2,164,199 164,077 1,341,017 205,408 446,962 180,543
82
Luar Jawa-Madura-Bali (Luar JAMALI) 2016 2017 Uraian 31,537 35,549 Batubara 7,856 7,883 Air 21,443 23,757 Gas 2,591 2,591 Panas bumi 8,536 8,653 BBM 0 0 Uranium
2018 42,182 7,464 26,742 2,714 7,822 0
2019 48,108 7,136 30,077 2,836 7,166 0
2020 51,925 7,334 32,447 2,836 7,729 0
2021 57,451 7,342 35,393 2,836 7,681 0
2022 60,544 7,614 37,299 3,848 8,569 0
2023 66,176 7,543 40,920 4,185 8,532 0
2024 73,102 7,510 44,700 4,185 8,514 0
2025 79,841 7,534 48,269 4,860 8,583 0
(GWh) Total 716,300 132,642 478,962 45,300 175,894 0
Indonesia Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
2018 166,124 15,266 102,904 12,957 28,922 7,252
2019 188,730 14,272 105,241 12,413 27,035 11,842
2020 201,266 14,519 112,062 12,461 27,445 17,146
2021 209,614 17,348 119,240 15,283 31,412 19,968
2022 230,567 18,135 121,919 16,810 32,861 20,484
2023 245,837 19,030 127,777 18,113 34,856 26,705
2024 262,205 19,766 137,091 18,882 35,792 32,730
2025 278,383 20,556 146,978 20,323 37,606 38,752
(GWh) Total 2,880,499 296,719 1,819,979 250,708 622,856 180,543
2016 130,345 16,542 94,025 13,717 30,920 0
2017 143,186 16,725 97,098 13,874 31,551 5,664
Lampiran IV-B
RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR Jawa-Bali Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
Luar Jawa-Bali Uraian
83
Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
Indonesia Uraian Batubara Air Gas Panas bumi BBM Uranium
Unit 103 ton GWh mmscf GWh 106 liter ton
Unit 103 ton GWh mmscf GWh 106 liter ton
Unit 103 ton GWh mmscf GWh 106 liter ton
2005 31,210 4,231 424 2,829 4,833 0
2006 36,154 4,105 418 3,300 4,670 0
2007 35,451 5,342 447 5,891 5,035 0
2008 36,083 6,168 486 8,136 5,286 0
2009 38,440 6,181 539 8,149 5,227 0
2010 41,445 6,059 597 8,500 5,215 0
2011 47,039 6,007 639 8,448 5,325 0
2012 50,948 6,776 684 9,217 5,563 0
2013 54,752 7,410 743 9,851 5,845 0
2014 61,333 7,332 778 9,773 5,760 0
2015 68,119 7,524 835 9,965 5,972 0
2005 28,107 7,845 183 2,969 2,986 0
2006 37,758 10,838 204 6,046 3,135 0
2007 39,731 11,970 208 8,984 3,138 0
2008 42,184 12,590 211 11,195 3,045 0
2009 46,740 12,759 211 11,717 2,887 0
2010 51,476 12,671 213 13,103 2,709 0
2011 57,022 13,541 227 13,463 2,733 0
2012 61,469 15,277 237 14,393 2,810 0
2013 66,140 16,332 249 15,891 2,840 0
2014 72,788 17,820 254 16,032 2,935 0
2015 80,308 18,580 270 16,446 2,997 0
2005 59,317 12,075 608 5,799 7,818 0
2006 73,912 14,943 622 9,345 7,806 0
2007 75,182 17,313 655 14,875 8,173 0
2008 78,266 18,758 697 19,330 8,331 0
2009 85,180 18,940 750 19,866 8,114 0
2010 92,922 18,730 810 21,603 7,923 0
2011 2012 104,061 112,417 19,548 22,053 865 920 21,911 23,610 8,058 8,373 0 0
2013 120,893 23,742 993 25,741 8,685 0
2014 134,121 25,152 1,032 25,806 8,696 0
2015 148,428 26,105 1,105 26,411 8,969 0
Lampiran IV-B Lanjutan
RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR Jawa-Madura-Bali (JAMALI) Uraian
Unit 3
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Total
75,648
82,407
94,890
107,660
114,336
116,496
130,170
137,549
144,777
152,004
1,656,911
Air
GWh
8,685
8,842
7,802
7,136
7,184
10,006
10,521
11,487
12,256
13,022
164,077
Gas
mmscf
863
883
894
879
916
983
995
1,043
1,097
1,177
16,320
GWh
11,126
11,283
10,243
9,577
9,625
12,447
12,962
13,928
14,696
15,463
205,408
6,366
6,567
6,120
5,818
5,791
6,828
6,983
7,598
7,853
8,393
127,046
0
1,531
1,960
3,201
4,634
5,397
5,536
7,218
8,846
10,474
48,795
Batubara
Panas bumi
10 ton
106 liter
BBM Uranium
ton
Luar Jawa-Madura-Bali (Luar JAMALI) 2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Total
10 ton
88,892
96,196
110,103
123,302
130,394
134,551
147,330
155,787
165,095
174,249
1,909,624
Air
GWh
19,805
18,964
17,067
14,822
14,004
15,212
15,721
15,028
14,454
13,877
309,176
Gas
mmscf
280
288
273
263
267
276
289
307
309
321
5,339
GWh
17,944
17,076
15,721
13,927
12,911
14,111
15,360
15,074
14,534
14,607
281,505
3,064
3,133
2,867
2,660
2,891
2,889
3,246
3,262
3,277
3,321
62,825
0
3,098
4,592
7,862
11,376
11,700
11,764
15,384
19,026
22,652
107,455
Uraian Batubara
84
Panas bumi
Unit 3
106 liter
BBM Uranium
ton
Indonesia Uraian Batubara
Unit 3
10 ton
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Total
164,540
178,603
204,994
230,962
244,730
251,048
277,500
293,336
309,872
326,252
3,566,534
28,491
27,805
24,869
21,958
21,189
25,218
26,242
26,514
26,710
26,899
473,253
Air
GWh
Gas
mmscf
1,142
1,171
1,167
1,141
1,183
1,259
1,285
1,350
1,406
1,498
21,659
GWh
29,070
28,359
25,964
23,504
22,536
26,558
28,322
29,002
29,231
30,070
486,913
9,430
9,699
8,987
8,478
8,681
9,717
10,229
10,860
11,130
11,714
189,871
0
4,628
6,552
11,063
16,010
17,097
17,300
22,602
27,872
33,125
156,250
Panas bumi BBM Uranium
106 liter ton
LAMPIRAN V
POTENSI SUMBER DAYA ENERGI
CADANGAN BATUBARA INDONESIA Lampiran V - A
450,15ACEH 26,97 SUMATERA UTARA
RIAU
SUMATERA 719 BARAT
KALIMANTAN TIMUR
2.057
KALIMANTAN BARAT 198 BENGKULU 527
19.567 1.399
85
JAMBI 1593 SUMATERA SELATAN 22.240
KALIMANTAN SELATAN
KALIMANTAN TENGAH
1,98 SULAWESI TENGAH
8.674 132
LAMPUNG 107 BANTEN 13,75 0,82 JAWA TENGAH
0,08 JAWA TIMUR
CADANGAN BATUBARA (Juta Ton)
Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi & Statistik Batubara dan Mineral, Ditjen GSM, DESDM
SULAWESI SELATAN
PAPUA
138
CADANGAN GAS BUMI INDONESIA Lampiran V - B
ACEH 3.896 MEDAN
728
52,081 PEKANBARU
KALIMANTAN TIMUR
3.220
31.814
86 SUMATERA SELATAN
3.654
14.260
LAPANGAN 5.190 ARDJUNA
SULAWESI SELATAN
0,11 CIREBON
CADANGAN GAS BUMI (BSCF)
Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM
4.289
JAWA TIMUR
14.782 IRIAN JAYA
CADANGAN MINYAK BUMI INDONESIA Lampiran V - C
135
Natuna
NAD
408 Kalimantan Timur
118 Sumatera Utara Sumetera Tengah
920
100
Maluku Papua
4.535
109
87 Sumatera Selatan
887
738
Jawa Barat Jawa Timur 581
81 Sulawesi Selatan
TERBUKTI CADANGAN MINYAK (MMSTB)
POTENSIAL = 4.312,2 MMSTB TOTAL
Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM
= 4.300,7 MMSTB = 8.612,9 MMSTB
DISTRIBUSI LOKASI PANAS BUMI INDONESIA Lampiran V - D
88 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.
Daerah Aceh Sumatra Utara Sumatra Barat Riau Jambi Sumatra Selatan Bengkulu Lampung
: : : : : : : :
17 lks 16 lks 16 lks 1 lks 8 lks 8 lks 6 lks 13 lks
8. Banten 9. Jawa Barat 10. Jawa Tengah 11. DI. Yogyakarta 12. Jawa Timur 13. Bali 14 NTB 15. NTT
Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM
: 5 lks : 40 lks : 14 lks : 1 lks : 11 lks : 5 lks : 3 lks : 18 lks
16. 17. 17. 18. 19. 20. 21. 22.
Sulawesi Utara Gorontalo Sulawesi Tengah Sulawesi Selatan Sulawesi Tenggara Maluku Irian Jaya Kalimantan
: 5 lks ; 2 lks : 14 lks : 16 lks : 13 lks : 15 lks : 2 lks ; 3 lks
Total : 251 Lokasi
