RINGKASAN EKSEKUTIF RENCANA UMUM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) PLN

RINGKASAN EKSEKUTIF RENCANA UMUM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) PLN 2012-2021 EXECUTIVE SUMMARY PLN’S ELECTRICAL POWER SUPPLY BUSINESS PLAN (RUPTL) 2012-2021 Tujuan dan Lingkup RUPTL

Objectives and Scope of RUPTL

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

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

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

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

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

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

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

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

1

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

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

Pertumbuhan Usaha dan Kondisi Kelistrikan Saat Ini

Business Growth and Today’s Electricity Conditions

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

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

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

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

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

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

Upaya Penanggulangan Pendek

Short-term Resolution Efforts

Jangka

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

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

2

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

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

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

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

Ketersediaan Energi Primer

Availability of Primary Energy

Sumberdaya batubara Indonesia sebesar 105 milyar ton dan cadangan 21,1 milyar ton menjadi basis bagi RUPTL dalam merencanakan PLTU batubara, baik PLTU ‘pantai’ yang menggunakan batubara pada harga pasar, maupun PLTU mulut tambang yang menggunakan batubara berkalori sangat rendah pada harga cost plus margin.

Indonesian coal resources of 105 billion tons and reserves of 21.1 billion tons become the basis of RUPTL in planning for coal fired PLTU, be they be “coastal” PLTU which use coal at market price as well as “mine-mouth” PLTU which utilize low caloric value coal at cost plus margin price.

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

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

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

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

3

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

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

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

Large scale Renewable Energy such as geothermal and hydro power, have been included in the RUPTL in large numbers.

Kebijakan dan Kriteria Perencanaan Sistem Kelistrikan

Electrical Power Policy and Criteria

Sistem Interkoneksi

Interconnection System

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

System

Planning

4

kesiapan proyek tersebut.

operation.

Sistem Kecil Tidak Interkoneksi / Isolated

Small Non-Interconnected/Isolated Systems

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

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

Kriteria Perencanaan Transmisi

Transmission Line Planning Criteria

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

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

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

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

Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik

Electrical Power Demand Forecast

Antara tahun 2012 dan 2021 pemakaian tenaga listrik Indonesia diperkirakan akan meningkat dari 172 TWh menjadi 358 TWh dengan pertumbuhan rata-rata 8,5% per tahun. Jumlah pelanggan juga meningkat dari 46 juta menjadi 71 juta pada tahun 2021 atau bertambah rata-rata 2,7 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 72% menjadi 92%. Secara kewilayahan, kebutuhan listrik Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 132 TWh menjadi 259 TWh, atau tumbuh rata-rata 7,9% per tahun. Indonesia Timur tumbuh lebih cepat, meningkat dari 14,2 TWh menjadi 36,7 TWh atau tumbuh rata-rata 11,4% per tahun. Wilayah Indonesia Barat tumbuh dari 26 TWh menjadi 62 TWh atau tumbuh rata-rata 10,5% per tahun.

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

5

26 TWh

62 TWh 2012 2021

IB : 10,5%

37 14 TWh TWh

IT : 11,4% 132 TWh

259 TWh

JB : 7,9%

Gambar 1. Peta pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik Indonesia hingga tahun 2021 [Figure 1. Map of electrical power demand growth through 2021]

Rencana Tambahan Pembangkit

Plan of Additional Power Generation

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

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

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

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

6

Indonesia

Jawa Bali

Industrial Public Commercial

Industrial Public Commercial

Residential

Indonesia Barat

Residential

Indonesia Timur

Industrial Public Commercial

Residential

Industrial Public Commercial

Residential

Gambar 2. Komposisi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berdasar kelompok pelanggan di wilayah Indonesia [Figure 2. Composition of electrical power demand growth base on customer groups in Indonesia regions]

Gambar 3. Rencana kebutuhan kapasitas pembangkit yang akan dikerjakan PLN dan IPP. Untuk proyek yang belum committed, status sebagai proyek IPP atau PLN berbasis asumsi [Figure 3. Plan of power generation requirement to be carried out by PLN and IPP. For non-commited projects, the project status of IPP or PLN is based on asumption] Untuk sistem Jawa-Bali, tambahan pembangkit adalah sekitar 32,6 GW atau rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Tambahan pembangkit tersebut didominasi oleh PLTU batubara, yaitu mencapai 24 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%. Sementara untuk energi terbarukan, telah direncanakan panas bumi sebanyak 2,9 GW atau 8,8%, PLTA/PLTM/pumped storage sebesar 2,5

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

7

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

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

Komposisi produksi listrik pada tahun 2021 untuk gabungan Indonesia diproyeksikan akan menjadi 62,7% batubara, 18,8% gas alam (termasuk LNG), 11,0% panas bumi, 6,5% tenaga air, 1% minyak dan bahan bakar lainnya.

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

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

450.000 400.000 350.000

LNG Gas

300.000

GWh

250.000 200.000

Oil

150.000

Coal

100.000 50.000

Geothermal Hydro

2012 Impor

Biomass

2013

2014

Surya/Hybrid

2015 HSD

2016 MFO

LNG

2017 Gas

2018 Batubara

2019 Geothermal

2020

2021

Hydro

Gambar 5. Proyeksi kompisisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar se-Indonesia [Figure 5. Composition of energy mix for electricity production by fuel type for Indonesia]

8

Kebutuhan bahan bakar gabungan Indonesia dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2021 diberikan pada tabel 1. No.

FUEL TYPE

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

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1 HSD (juta liter )

6.269

4.785

1.987

955

1.041

625

703

817

898

973

2 MFO (juta liter)

2.788

2.826

2.348

377

13

22

36

57

37

37

3 Gas (bcf)

388

407

534

515

465

321

312

304

299

334

4 LNG (bcf)

46

53

93

121

146

237

230

232

264

265

5 Batubara (juta ton)

51

61

66

79

91

101

108

114

123

134

6 Biomass (ribu ton)

49

49

49

49

49

49

49

49

49

49

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

Rencana Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk

Transmission and Substation Development Plan

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

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

Pengembangan transmisi 500 kV di Jawa pada umumnya dimaksudkan untuk mengevakuasi daya dari pembangkit-pembangkit baru maupun ekspansi dan untuk menjaga kriteria keandalan N1, baik statik maupun dinamik. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kV dimaksudkan untuk menjaga kriteria keandalan N-1 dan sebagai transmisi yang terkait dengan gardu induk 150 kV baru.

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

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

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

9

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

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

12.000

10.000

• 500 kVAC: 5200 kms • 500 kVDC: 1100 kms

8.000

• 275 kV AC: 6200 kms • 250 kVDC:

6.000

460 kms

• 150 kV: 38.600 kms 4.000

• 70 kV: 3560 kms Total sekitar 55.200 kms

2.000

2012 70 kV

2013

2014

2015 250 kV DC

150 kV

2016

2017

275 kV

2018

500 kV DC

2019

2020

2021

500 kV AC

Gambar 6. Kebutuhan pengembangan saluran transmisi untuk berbagai tegangan [Figure 6. The need to develop transmission lines for various voltages] 25.000

• 500/275 kV:

20.000

3500 MVA

• 500/150 kV: 35.200 MVA • 500 kVDC :

15.000

3.000 MVA

• 275/150 kV: 11.400 MVA 10.000

5.000

• 250 kVDC :

600 MVA

• 150/70 kV :

460 MVA

• 150/20 kV : 64.700 MVA • 70/20 kV

2012 70/20 kV

2013 150/20 kV

2014

2015

150/70 kV

2016

250 kV DC

2017

275/150 kV

2018 500 kV DC

2019

2020

500/150 kV

2021

:

3.400 MVA

Total sekitar 122.000 MVA

500/275 kV

Gambar 7. Kebutuhan pengembangan gardu induk dan trafo untuk berbagai tegangan [Figure 7. The needs for substation and transformer development at various voltages] Rencana pengembangan sistem penyaluran di Indonesia hingga tahun 2021 diproyeksikan sebesar 55.234 kms jaringan transmisi tegangan tinggi/ekstra tinggi dan 122.261 MVA gardu induk dan trafo tegangan tinggi/ekstra tinggi.

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

Kebutuhan Investasi

Investment Needs

Untuk

membangun sarana

pembangkitan,

To build the infrastructure of electrical power

10

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

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

Pembangkit: 77.300 Transmisi: 16.000 Distribusi: 13.800 Total sekitar 107.100

Gambar 8. Kebutuhan investasi untuk pengembangan kelistrikan [Figure 8. Investment need for development electricity development] Selama ini sumber pembiayaan proyek-proyek PLN banyak diperoleh dari penerusan pinjaman luar negeri (two step loan), namun setelah tahun 2006 peranan pinjaman semacam ini mulai menurun dan sebaliknya pendanaan dengan obligasi terus meningkat, baik obligasi lokal maupun global. Proyek percepatan pembangkit 10.000 MW sepenuhnya dibiayai dari pinjaman yang diusahakan oleh PLN dengan garansi Pemerintah. Akhir-akhir ini PLN kembali berupaya memperoleh pinjaman dari lembaga keuangan multilateral dan bilateral untuk mendanai proyek-proyek kelistrikan yang besar, seperti Upper Cisokan Pumped Storage dan transmisi HVDC Sumatra – Jawa.

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

Rencana Pengembangan Sistem Jawa Bali

Development Plan of the Java-Bali System

Tambahan kapasitas pembangkit tahun 20122021 untuk sistem Jawa Bali adalah 32,6 GW atau penambahan kapasitas rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 16,8 GW atau 51,5% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Partisipasi swasta direncanakan cukup besar, yaitu 15,8 GW atau 48,5%. PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 24,0 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%.

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

11

PROYEK Kebutuhan Pertumbuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto

GWh % GWh % MW

Pertumbuhan Beban Puncak

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

132,371 9.6 151,519 77.9

143,474 8.4 163,649 78.1

156,387 9.0 178,652 78.3

170,461 9.0 194,723 78.5

185,803 9.0 212,102 78.7

198,747 7.0 226,656 78.9

212,568 7.0 242,781 79.1

227,381 7.0 259,710 79.3

242,878 6.8 277,393 79.5

259,431 6.8 296,408 79.7

22,207 0

23,923 0

26,050 0

28,321 0

30,770 0

32,798 0

35,043 0

37,392 0

39,837 0

42,461 0

22,506 18,471 -51 4,035

22,306 18,271 -200 4,035

22,282 18,247 -25 4,035

22,282 18,247 0 4,035

22,282 18,247 0

21,450 17,415 -831

4,035

4,035

21,250 17,215 -200 4,035

21,450 17,415 0 4,035

21,250 17,215 0 4,035

21,450 17,415 0 4,035

-

-

-

KAPASITAS Kapasitas Terpasang PLN Retired/Mothballed IPP

MW MW MW

PLN On-going dan Committed Priok Ext Blok 3

PLTGU

740

Lontar

PLTU

630

Pelabuhan Ratu

PLTU

Pacitan

PLTU

315

Paiton Baru

PLTU

660

Tj. Awar-awar Adipala

PLTU PLTU

Tanjung Jati B #4

PLTU

Indramayu #4 (FTP2)

PLTU

Peaker Semarang

PLTG

Upper Cisokan PS (FTP2)

PLTA

Sub Total PLN On-going & Committed

1,050 315 700 660 660 1,000 150 1,040 3,005

2,065

660

150

-

1,040

1,000

IPP On-going dan Committed Cirebon

PLTU

660

Paiton #3

PLTU

815

Celukan Bawang

PLTU

Banten

PLTU

625

Sumsel-8 MT

PLTU

600

Sumsel-9 MT (PPP)

PLTU

1,200

Sumsel-10 MT (PPP)

PLTU

600

PROYEK

380

2012

2013

2014

2015

2016

Cilacap exp

PLTU

600

Madura 2x200 MW (FTP2)

PLTU

400

Jawa Tengah (PPP)

PLTU

Rajamandala (FTP2)

PLTA

PLTP FTP-2

PLTP

Sub Total IPP On-going & Committed

600

2017

950

2018

2019

2020

2021

950

47 -

-

55

-

295

380

515

750

-

-

1,475

-

435

-

2,567

1,930

3,265

750

-

-

RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Jawa-1

PLTGU

Jawa-2

PLTGU

500

750

Indramayu #5 Lontar Exp #4

PLTU PLTU

Jawa-5 Peaker Muara Karang

PLTU PLTG

400

Peaker Grati

PLTG

300

Peaker Pesanggaran

PLTG

150

Karangkates #4-5 (Jatim)

PLTA

Kesamben (Jatim)

PLTA

Kalikonto-2 (Jatim)

PLTA

Jatigede (Jabar)

PLTA

250 1,000 315 1,000

100 37 62 110

Matenggeng PS

PLTA

Jawa-1

PLTU

1,000 660

Jawa-3

PLTU

Jawa-4

PLTU

Jawa-6

PLTU

PLTP Non-FTP2

PLTP

Sub Total Rencana Tambahan Kapasitas Total Tambahan

1,000

450

450

660 1,000

1,000 2,000

-

-

-

-

-

-

-

1,350

675

10

110

305

330

110

1,769

1,870

2,305

2,780

3,310

4,480

2,065

1,095

1,500

3,242

4,739

6,135

3,055

2,780

3,310

TOTAL KAPASITAS SISTEM

MW

30,800

32,665

33,736

35,236

38,478

42,385

48,320

51,575

54,155

57,665

TOTAL KAPASITAS NETTO

MW

29,568

31,433

32,503

34,003

37,245

41,153

47,088

50,343

52,923

56,433

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

12

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

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

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

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

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

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

‒ Capacity increase for IDMYU– CBATU from 2cct 4xZebra to 4cctKit4xDove 500 kV GITET 500 kV ‒ Reinforcement MDRCN–UBRNG-BDSLN from 2cct to 3cct

CIBATU

U INDRAMAYU

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

SAGULING

A UJUNG BERUNG

PLTU JAWA-1 MANDIRANCAN

U

TANJUNG JATI B

U

PLTU

U JAWA-3 PLTU JATENG

A

PEMALANG

BANDUNG SELATAN

U UNGARAN

New 500 kV lines not connected to MDCRN MATENGGENG

PS TASIKMALAYA

RAWALO

U PLTU CILACAP

U PLTU ADIPALA

BANTUL

PEDAN

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

Gambar 9. Rencana perkuatan transmisi 500 kV di koridor utara pulau Jawa [Figure 9. Plan to strengthen 500 kV transmission in the north corridor of Java Island]

13

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

The 500 kV transmission system will undergo topological changes related to additional large capacity PLTU, inreased reliability and operational flexibility of the Jakarta 500 kV transmission system as illustrated in Figure 11. The EHV transmission line (SUTET) Pemalang – Indramayu will be changed to notconnected to EHV Substation (GITET) Mandirancan. Besides, there is an insertion of a switching station as a connecting point of PLTU Java-3. PLTU Java-3 will be connected to the EHV Pemalang-Indramayu at the switching station that will be built, and PLTU Java-1 will be connected to GITET Mandirancam. In line with the upgrading of power flow, the 500 kV SUTET portion of Mandirancam – Ujung Berung – Bandung will be upgraded from 2 circuits into 3 circuits by modification of one of the single circuit tower to become double circuit. Additionally, there is a need to build a single pi incomer to Bandung South from the existing 500 kV Tasik – Depok line. The capacity of SUTET Indramayu – Cibatu will also be strengthened from 2-cicuits with 4xZebra conductors to 4-circuits with 4xDove conductors with the construction of PLTU Java-4 and development of other large scale PLTU in the future.

TE L U K

PLTU LONTAR 3 x 300 MW

JAKARTA

TNAGA TNAGA II

MKRNG

KAPUK

SPTAN III MKRNG

KLPGD II

ANCOL

TGBRU II SPTAN II DMGOT

Old

JTAKE

GRGOL II SMBRT II KBJRK

LAUTS LIPPO MLNIUM

BDKMY

Old

MPANG

DNYSA

CSW 3

SKMDI KSBRU

JBEKA PNCOL

CWANG MNTUR

TMBUN II

JTWRG II

CWANGBR

TJBRT

BNTRO II

LKONG III

PDKLP

TMRSD PCRAN2

PSMEDE RGNAN

PDNDH II

JBEKA II

FAJAR

DRTGA

CSW II

LKONG II

BKASI

PGDNG

CIPNG

CSW

LKONG

CBTUBR

PGLNG

TMRSD II

AGP

DNYSA II

NSYAN

LEGOK LKONG

CSENG

PGSAN PLMAS

DKTASII

SMBRT

CLDUG III

PTKNG

MRNDA

KDSPI PGLNG II PKRNG

KSBRU II

CIPNG II

STBDI

AGP II

TGRSA

TGRSA II

CKG TWSHP HRPDH

GPOLA GBLMA-2

MGRAI

Old New

SNYAN

LIPPO II

DKTAS

KARET

NSYAN II

KMBNG

CLDUG II

CITRA

HVDC

PLPNG KMYRN II TTNGI GMBRU

KBSRH

New

BLRJA

KMYRN MGBSR GBLMA

TGRNG CLDK

BNTEN

KTPNG

DRKSB

MAXIM CKUPA

GRGOL

DRKSB III

KDSPI II

KLPGD

ANGKE

MKRNG III TGBRU

TGRNG III

CKRNG

CKNDE

MGBSR II

GNSRI

PSKMS

MTWAR

PRIOK

SPTAN

MNTUR II

CKRNG TMBUN

JTWRG

GDMKR

TMBUN

KMANG

PDNDH BNTRO

CBATU

BNTRO III

SRPNG

JTNGN

GDRIA

GNDUL

ITP

DPBRU SCBNG

CMGIS II

DEPOK III

CLGSI II/ JONGGOL

CBATU

CBBUR

CMGIS

CIBNG

CLGSI

ASPEK CIBNG II

BGORX

SNTUL

CLGON SGLNG

TSMYA

BGBRU

KDBDK

Gambar 10. Rencana perkuatan transmisi 500 kV di Jakarta [Figure 10. Plan to strengthen 500 kV transmission in Jakarta] Untuk memperkuat pasokan sistem Jakarta, telah direncanakan pembangunan SUTET ruas Duri Kosambi – Muara Karang - Priok – Muara Tawar (looping SUTET jalur utara kota Jakarta). SUTET baru ini juga akan meningkatkan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem kelistrikan Jakarta dan

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

14

Bekasi.

power system operation.

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

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

300,000

250,000

GWh

200,000

150,000

100,000

50,000

2012 HSD

2013 MFO

2014

2015 LNG

2016 Gas

2017 Batubara

2018 Geothermal

2019

2020

2021

Hydro

Gambar 11. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Jawa Bali [Figure 11. Projection of composition of electricity production by type of fuel in Java-Bali] Pasokan gas berdasarkan kontrak saat ini diperlihatkan pada tabel 3. Untuk Tambak Lorok, diharapkan akan ada pasokan dari SPP (Lapangan Gundih) 50 mmscfd pada tahun 2013 dan Petronas (Lapangan Kepodang) 111 mmscfd pada tahun 2014 dan menjadi 116 mmscfd mulai 2016. Muara Karang dan Priok: PGN 27 mmscfd hingga tahun 2012; PHE ONWJ 120 mmscfd dan menurun

Table 3 shows the gas supply based on the prevailing contract. It is expected that: a) Tambak Lorok will obtain gas from SPP (Gundih Field) at 50 mmscfd in 2013 and Petronas (Kapodang Field) 111 mmscfd beginning 2016. b) Muara Karang and Priok from PGN at 27 mmscfd through 2012; from PHE ONWJ at 120 mmscfd

15

hingga 41 mmscfd pada 2016; PHE ONWJ (excess capacity) 20 mmscfd hingga 2017; FSRU Jakarta 100 mmscfd sejak tahun 2012; meningkat menjadi 167 mmscfd pada tahun 2013 dan menurun hingga 133 mmscfd pada tahun 2021. Muara Tawar: Dari Pertamina 25 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2016; PGN 79 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2017; Jambi Merang 33 mmscfd tahun 2011 dan menurun menjadi 7 mmscfd pada tahun 20142018; Medco 20 mmscfd hingga tahun 2014; PHE ONWJ 15 mmscfd mulai akhir tahun 2014 hingga 2018.

and down to 41 mmscfd in 2016; PHE ONWJ excess capacity at 20 mmscfd through 2017; FSRU Jakarta at 100 mmscfd since 2012, going up to 167 mmscfd in 2013 and declining to 133 mmscfd in 2021. c) Muara Tawar: From Pertamina at 25 mmscfd through 2013 and can be extended through 2016; PGN at 79 mmscfd through 2013and can be extended to 2017; Jambi Merang at 33 mmscfd since 2011 and down to 7 mmscfd in 2014-2018; Medco at 20 mmscfd through 2014; PHE )NWJ 15 mmscfd beginning 2014 to 2018.

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

Extension of the gas contracts should be ensured for: a) Cilegon: long term contract with CNOOC for 80 mmscfd; PGN for 30 mmscfd b) Gresik: Kodeco 110 mmscfd through 2013 (there is a potential supply of 100 mmscd starting 2014); Hess 50 mmscfd through 2021; KEI 110 mmscfd in 2012 increasing to 130 mmscfd in 2013-2014 and down to 60 mmscfd after 2014; MKS 22 mmscfd through 2013. c) Grati: Santos Oyong 30 mmscfd through 2015; Santos Wortel 30 mmscfd through 2017 and down to 20 mmscfd beginning 2018; Sampang Madura Perkasa (SMP) 17 mmscfd through 2018; and Pasuruan Migas at 3 mmscfd through 2018.

No Pembangkit 1 Muara Karang dan Priok

2

3

4

5

6

Pemasok PHE ONWJ (GSA) PHE ONWJ (Excess capacity) PGN - Priok (GSA-IP) FSRU PT NR (proses GSA) Jumlah PERTAMINA - P Tengah (GSA) Muara Tawar PGN (GSA) MEDCO Eks Keramasan Ex kontrak PLN Jambi Merang*) PHE ONWJ Jumlah CNOOC (GSA) Cilegon PGN (GSA) Jumlah Petronas (Approval GSA) Tambaklorok SPP (GSA-IP) Jumlah Kodeco (GSA)* Gresik Hess (GSA) KEI (GSA) MKS (GSA) WNE (GSA) Petronas-Bukit Tua (potensi-PJB) Ext Kodeco Jumlah Santos Oyong (GSA-IP) Grati Santos Wortel (GSA-IP) Sampang Mandiri Perkasa (GSA-IP) Pasuruan Migas (GSA-IP) Jumlah Jumlah Pasokan Gas di Jawa

2012 100.0 20.0 27.0 100.0 247.0 25.0 79.0 20.0 33.0

2013 100.0

2014 80.0

2015 50.0

2016 41.0

2017

166.7 266.7 25.0 79.0 20.0 25.0

166.7 246.7 25.0 79.0 20.0 7.0

166.7 216.7 25.0 79.0

133.3 174.3 25.0 79.0

133.3 133.3

157.0 80.0 30.0 110.0

149.0 80.0 30.0 110.0

110.0 50.0 110.0 22.0

25.0 25.0 110.0 50.0 130.0 22.0

131.0 80.0 30.0 110.0 111.0 50.0 161.0

7.0 15.0 126.0 80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

7.0 15.0 126.0 80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

50.0 130.0

50.0 60.0

292.0 30.0 30.0 17.0 3.0 80.0 886.0

312.0 30.0 30.0 17.0 3.0 80.0 942.7

100.0 280.0 30.0 30.0 17.0 3.0 80.0 1,008.7

100.0 210.0 30.0 30.0 17.0 3.0 80.0 908.7

2018

2019

2020

bbtud 2021

133.3 133.3

133.3 133.3

133.3 133.3

133.3 133.3

7.0 15.0 101.0 80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

7.0 15.0 22.0 80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

80.0 30.0 110.0 116.0 50.0 166.0

50.0 60.0

50.0 60.0

50.0 60.0

50.0 60.0

50.0 60.0

50.0 60.0

100.0 210.0

100.0 210.0

100.0 210.0

100.0 210.0

100.0 210.0

100.0 210.0

30.0 17.0 3.0 50.0 836.3

30.0 17.0 3.0 50.0 770.3

20.0 17.0 3.0 40.0 681.3

20.0

20.0

20.0

20.0 639.3

20.0 639.3

20.0 639.3

79.0

Tabel 3. Situasi pasokan gas untuk pembangkit listrik Jawa Bali [Table 3. Gas supply situation for the Java-Bali electrical power generation]

16

No. 1

2

3

4

No. 5

6

7

8

Power Plant Muara Karang CC Blok 1 CC Blok 2 (Rep) STEAM GT Baru Tanjung Priok CC Blok 1 CC Blok 2 CC Blok 3 (Ext) Sum of Demand Supply Supply LNG Surplus-Deficit Muara Tawar CC Blok 1 GT Blok 2 GT Blok 3 GT Blok 4 CC Blok 5 Sum of Demand Supply Supply LNG Surplus-Deficit Gresik CC Blok 1 CC Blok 2 CC Blok 3 STEAM CC Jawa-5 Sum of Demand Supply Surplus-Deficit Power Plant Tambak Lorok CC Blok 1-2 GT STEAM Sum of Demand Supply Surplus-Deficit Grati CC Blok 1 GT Blok 2 GT Baru CC Jawa-7 Sum of Demand Supply Surplus-Deficit CC Cilegon Supply Surplus-Deficit GT Pesanggaran Supply Surplus-Deficit BALANCE Total Demand Total Supply Surplus/Deficit

Role

MW

Medium Medium Base Peak

507 720 400 400

Medium Medium Medium

590 590 743 3.950

Medium Peak Peak Peak Medium

Medium Medium Medium Base Medium

640 280 429 429 234 2.012

526 526 526 400 750 2.729

Role

MW

Medium Peak

1.034 150 200 1.384

Medium Peak Peak Medium

462 302 300 750 1.814

Medium

740

Peak

250

2012 247 83 90 38

2013 267 83 69

38

2014 247 100 68

2015 217 67 73 39 20

2016 174 67 73 38 20

2017 133 40 70

2018 133 40 70

2019 133 40 70

2020 133 63 83

2021 133 63 83

20

20

20

20

20

60 60 80 367 80 167 -120

57 57 86 398 50 167 -181

60 60 82 400 41 133 -225

65 65 67 326

65 65 55 314

65 65 66 326

65 65 67 362

65 65 67 362

133 -193

133 -181

133 -192

133 -229

133 -229

108 37 74 49 35 303 146

74 29 32 32 33 200 146

77 30 34 34 34 209 121

77 30 34 34 34 209 42

77 30 34 34 34 209 20

97 35 45 45 36 257 20

97 35 45 45 36 257 20

36 247 147 100 0

76 267 100 167 0

83

75

22 22 29 157 157

22 22 29 149 149

108 37 74 49 35 303 151

0

0

-152

-157

-54

-89

-168

-189

-237

-237

64 64 64 101

70 70 70 102

55 55 55 94

59 59 59

57 59 59

56 59 59

56 59 59

312 312 0

260 280 20

58 59 59 60 72 308 210 -98

57 59 59

292 292 0

58 59 59 59 35 270 210 -60

72 247 210 -37

72 249 210 -39

72 248 210 -38

72 246 210 -36

72 246 210 -36

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

25

161

158 8

158 8

158 8

159 8

133 8

123 8

123 8

25 25 0

161 161 0

166 166 0

166 166 0

166 166 0

166 166 0

140 140 0

130 130 0

130 130 0

80

80

80

61 16 15

57 16 15

61 16 15

61 16 15

60 16 15

61 16 15

80 80

80 80

80 80

110 110

110 110

110 110

92 80 -12 110 110

87 50 -37 110 110

91 50 -41 110 110

91 40 -51 110 110

90 20 -70 110 110

91 20 -71 110 110

61 16 15 82 173 20 -153 110 110

19

26

26

12

12

12

12

12

-12

-12

-12

1.135 500 -635

1.209 490 -719

1.291 490 -801

886 786 -101

943 776 -166

1.300 862 -438

1.364 762 -602

1.296 723 -573

1.162 657 -505

1.153 568 -585

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

Demand of gas for Java-Bali power generation is shown in Table 4. In the coming years, it is planned to have additional gas fired generating plant capacity as follows: (i) PLTG peaker 850 MW in 2015; (ii) PLTGU Java-1 (in Gresik) 750 MW in 2015/2016 using available gas and starting 2017 from Cepu Block; (iii) PLTGU Java-2 (Gresik) 750 MW in 2021, the gas

17

perlu diupayakan pasokan gasnya.

supply source has yet to be searched.

Dari tabel 4 terlihat bahwa apabila volume LNG dari FSRU Jakarta adalah hanya 167 mmscfd, maka akan terjadi kekurangan pasokan gas untuk Muara Karang dan Priok mulai tahun 2014 karena kedua pembangkit tersebut harus beroperasi dengan output yang tinggi. Tabel tersebut juga menunjukkan adanya defisit pasokan gas untuk Muara Tawar yang cukup besar, karena sifat must run pembangkit ini dalam memasok Jakarta khususnya selama beban puncak yang berlangsung cukup lama. Dari tabel tersebut juga terlihat pasokan gas di Gresik akan berlebih dalam jangka pendek, yaitu pada 20122014.

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

Rencana Pengembangan Sumatera

Sumatera System Development Plan

Sistem

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

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

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

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

18

No. Demand & Power Plant 1

2 3

Electricity Demand Production Peak Load Existing Plants Install Capacity NEW CAPACITY ADDITION PLN ON-GOING & COMMITTED Tarahan (FTP1) Meulaboh #1,2 (FTP1) Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Riau (Amandemen FTP1) Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) Duri 1 (Ex Relokasi Jawa) Sungai Gelam (CNG/Peaker) Jaka Baring (CNG/Peaker) Duri P. Brandan Arun Batanghari Keramasan Ulubelu #1,2 Hululais (FTP2) Sungai Penuh (FTP2) Peusangan 1-2 Asahan III (FTP2)

4

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

GWh MW

28.153 4.464

30.275 4.800

33.098 5.322

36.414 5.938

40.060 6.533

44.213 7.210

48.783 7.955

53.768 8.768

59.324 9.674

65.405 10.516

MW

5.202

5.184

4.630

3.580

3.529

3.337

3.337

3.337

3.337

3.337

Coal Coal Coal Coal Coal Coal GT Gas Eng Gas Eng Gas Eng GT/GE GT/GE CC CC Geo Geo Geo Hydro Hydro

200

RENTAL Borang Payo Selincah Tarahan #5,6 Dumai Sumbagut

GT GT Coal Coal Coal

IPP ON-GOING & COMMITTED Banjarsari Keban Agung Sumsel - 5 Sumsel - 7 Riau Kemitraan (PLN-TNB-PTBA)

Coal Coal Coal Coal Coal

No. Demand & Power Plant

`

Unit

Unit

Jambi KPS Sumsel - 6 Gunung Megang, ST Cycle Lumut Balai (FTP2) Ulubelu #3,4 (FTP2) Sarulla I (FTP2) Rajabasa (FTP2) Muara Laboh (FTP2) Rantau Dedap (FTP2) Wampu PLTM Tersebar Sumut Batang Toru (Tapsel)

Coal Coal CC Geo Geo Geo Geo Geo Geo Hydro Mini Hydro Hydro

UNALLOCATED Meulaboh #3,4 PLTU Mulut Tambang Sumsel-1 Aceh Timur Lampung Peaker Jambi Peaker Riau Peaker Duri Sarulla II (FTP2) Seulawah (FTP2) Sorik Marapi (FTP2) *) Suoh Sekincau Wai Ratai Simbolon Samosir Sipoholon Ria-Ria G. Talang Danau Ranau Bonjol Kepahiyang Simonggo-2 Masang-2 Ketahun-3 Simpang Aur (FTP2) Semangka (FTP2) Hasang (FTP2) Peusangan-4 (FTP2) Merangin SUM OF SUPPLY

Coal Coal GT GT/GE GT/GE GT/GE CC Geo Geo Geo Geo Geo Geo Geo Geo Geo Geo Geo Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro Hydro MW

220 440 224 220 400 32 12 50

92 112 200 200 30 40

40

110 110 110 88 174 30 100

-30 240 240 360 230 113 150

113 150 300 1.200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

**)

2018

2019

2020

400

400

2021 600

30 110

110 55 110

55 220 220 220 110

4

45

55

110

45 91 510 200 600

200

70

50

100 100 200 50 110 110 240 110

***) *) 110 55 55 55 20

55

110 165 220 86 55 61 23 56 40

5.740

6.515

7.236

8.237

9.852

11.576

83 350 13.219

14.595

15.545

16.145

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

19

Rencana pengembangan sistem kelistrikan Sumatera diperlihatkan pada gambar dibawah ini.

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

Ulee Kareng

D

Sigli

Banda Aceh

Samalanga

Jantho

Bireun

C. Trueng Lhokseumawe P. Labu

P

Seulawah

Idie Tualang Cut

Takengon Meulaboh

U

PLTU Meulaboh

Langsa

Blangkjeren Peusangan1-2 HEPP

Blang Pidie

PLTU P. Brandan P. Susu T.Pura

PLTU/GU

Binjai Lawe Mamas HEPP

P.Geli

Belawan

Mabar P. Pasir

Labuhan KIM Lamhotma Namorambe Glugur Wampu Sei Sei. HEPP P. Batu RotanDenai Titi Kuning K. Namu Perbaungan

Note : 1. GI 275 kV Sigli – COD 2016 2. GI 275 kV Meulaboh – COD 2017 3. GI 275 kV Lhokseumawe – COD 2016 4. GI 275 kV Sarulla – COD 2014 5. GI 275 kV Payakumbuh – COD 2014 6. GI 275 kV Kiliranjao – COD 2014 7. GI 275 kV Muara Bungo – COD 2014 8. GI 275 kV Bangko - COD 2014 9. GI 275 kV Lubuk Linggau - COD 2014 10. GI 275 kV Lahat - COD 2014 11. GI 275 kV Gumawang – COD 2014 12. GI 275 kV Muara Enim – COD 2015 13. GI 275 kV Betung – COD 2014 14. GI 275 kV New Aur Duri – COD 2015 GI 500 kV New Aur Duri – COD 2016 15. GI 500 kV Rengat – COD 2016 16. GI 275 kV New Garuda Sakti – COD 2014 GI 500 kV New Garuda Sakti – COD 2016 17. GI 275 kV P. Sidempuan – COD 2014 18. GI 275 kV Simangkok – COD 2011 19. GI 275 kV Galang – COD 2013 20. GI 275 kV Binjai – COD 2013 21. GI 275 kV Pangkalan Susu – COD 2013 22. GI 275 kV Ulee Kareeng – COD 2016 23. GI 275 kV & 500 kV Rantau Prapat – COD 2018 24. GI 500 kV Sei Rotan - 2018 Kuta Cane

Brastagi

Tapak Tuan

T . Morawa

Galang

K. Tanjung

P. Siantar

Sidikalang

TNB Malaysia

Aek Kanopan

Porsea

Tele

Asahan I HEPP

D. Sanggul

PLTP P. Bukit

Kisaran

G.Para

Renun HEPP

Sabulusalam

PLTU Sumut-2

T. Tinggi

Tarutung

Simangkok PLTP Sarulla& Sipaholon

PLTU L. Angin

Sibolga

PLTA Sipan

PLTA B. Toru

K. Pinang

G.Tua

Dumai Duri

Bagan Batu

KID

New G.Sakti Perawang

Kandis

Pd . Sidempuan

Siak Sri Indra Pura

Minas

P. Pangarayan PLTP S. Merapi

Malaka

Bagan Siapi- api

R. Prapat

Asahan III HEPP Asahan IV& V HEPP

Panyabungan

Garuda Sakti Bangkinang

Teluk Lembu

Simpang4

Tenayan

Kulim

Kt. Panjang HEPP

Payakumbuh

P. Kerinci Tembilahan

Pd. Luar

Maninjau HEPP Pariaman

Pasir Putih

Singkarak HEPP

Lubuk Alung

PIP

Batusangkar

Rengat

T. Kuantan

Pd. Panjang

Pauh Limo

Ombilin

GIS Kota

Salak Indarung Solok PLTP G. Talang Bungus PLTP M. Laboh Sumbar Pessel

Kiliranjao

S.Haru

PLTU Sumbar-1

Kambang

PLTU Riau Kemitraan

K. Tungkal Aur Duri

Payo Selincah

Muara Bulian Muara Bungo

Sarolangun

S. Penuh

B. Lincir

Bangko

PLTU Jambi (KPS)

Muara Rupit

Merangin HEPP

S. Lilin .

Mukomuko

Tes HEPP

PLTU K. Agung

Pekalongan Argamakmur Sukamerindu P.Baai

PLTU Banjarsari

T. Tinggi Musi HEPP Pagar Alam

Manna

2

Simpang3 Prabumulih M. ENIM

PLTG G. Megang

Muara Dua

Kayu Agung

Mesuji Dipasena

Baturaja

PLTP D. Ranau

Mariana

Gumawang

PLTP L.Balai PLTP R. Dedap

6

7

Bukit Asam

Lahat

5

1

Keramasan

PLTU S. Belimbing

4

GIS Kota I

PLTG Kaji

Lubuk Linggau

Borang 3

Sekayu

PLTP Hulu Lais

1 . PLTG Apung 2. PLTG Ex Pulo Gadung 3 . IPP Palembang Timur

T.Api-api Tl. Kelapa

Betung

P. Ratu Menggala

B. Umpu

Bukit Kemuning

Sp.Banyak Kotabumi Metro

Sribawono Adijaya Tegineneng B. Tegi Natar Gd. Tataan HEPP Sutami Pagelaran Langkapura Liwa PLTP Suka UluBelu New Tlk . rame Tarahan Betung K. Agung Bengkunat Besai HEPP

PLTP S. Sekincau

PLTP Wai Ratai

Tlk. Ratai

Tarahan PLTP Rajabasa

Kalianda

Sistem JAWA

Gambar 12. Rencana pengembangan sistem transmisi di Sumatera [Figure 12. Development plan of transmission system in Sumatra] Gambar 13 menunjukkan peranan masingmasing energi primer di Sumatera sebagai berikut : peranan minyak (HSD dan MFO) yang pada tahun 2012 masih tinggi, yaitu sekitar 8,0 TWh, akan sangat berkurang menjadi sekitar 236 GWh pada tahun 2021. Hal ini terjadi karena penggunaan BBM untuk pembangkit peaker diganti dengan LNG/CNG. Peranan LNG akan mulai dirasakan pada tahun 2014, yaitu sekitar 4.027 GWh dan cenderung konstan berdasarkan sumber pasokan LNG Arun. Peranan pembangkit gas yang semula 7,9 TWh pada tahun 2012 akan naik menjadi 8,7 TWh pada tahun 2014, dan secara bertahap akan menurun kembali menjadi 5.249 GWh pada tahun 2021. Hal ini karena pengoperasian pembangkit gas disesuaikan dengan ketersediaan gas dari kontrak yang ada. Peranan pembangkit batubara akan semakin dominan. Pada tahun 2012 hanya 8,1 TWh

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

20

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

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

Kontribusi pembangkit panas bumi akan meningkat luar biasa besar pada tahun 2021 dengan produksi 11,8 TWh, atau 18% dari produksi total. Hal ini terjadi karena besarnya penambahan kapasitas PLTP yang pada tahun 2009 hanya 1.0 GW akan meningkat menjadi hampir 2.500 MW pada tahun 2021. Banyaknya kandidat proyek PLTP di Sumatera akan menyebabkan capacity factor pembangkit beban dasar lainnya, yaitu PLTU batubara, menjadi rendah jika semua proyek PLTU dan PLTP tersebut terlaksana tepat waktu. Namun banyaknya kandidat proyek PLTP yang kepastian implementasinya masih rendah akan membuat situasi yang cukup rawan bagi Sumatera mengingat ketidakpastian pelaksanaan beberapa PLTU IPP lain juga tinggi.

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

Produksi energi (GWh)

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

2012

2013 MFO

2014 HSD

2015

2016

LNG

Gas

2017 Batubara

2018

2019

Geothermal

2020

2021

Hydro

Gambar 13. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sumatera [Figure 13. Projection of composition of electriciry production by fuel type in Sumatra]

21

No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

No 1 2 3 4 5 6 7 8 10

Power Plant

Cap. (MW)

COD

Quantity (bbtud)

60 100 112 100 20 70 80 12 60 30 60

2012 2012 2013 2014/15 2012 2014 2013/14 2012 2011/12 2011 2011

8,2 19,3 16,3 20 3 15 13 2 11,6 4,5 8

GT Duri 1 (Relokasi) GT Payo Selincah GE Duri CC Duri (CF 85%) GE Rengat GT Aceh Timur CC Keramasan GE Sungai Gelam GT Borang GE Borang GT Talang Duku (CF 55%)

Power Plant GT (Aero) Jaka Baring GE Sei Gelam GT/GE Arun GT/GE P. Brandan GT Paya Pasir + Task Force CC Belawan (CF 50%) GT/GE Riau Peaker GT/GE Jambi Peaker GT/GE Lampung Peaker

Cap. (MW)

COD

Quantity (bbtud)

50 104 200 200 140 800 200 100 200

2012 2012/13 2014 2014 Eksisting Eksisting 2015 2015 2015

3 5 12/9 12/9 10 75 12/9 6/4,5 12/9

Gas Source Jambi Merang Jambi Merang Jambi Merang Jambi Merang Jambi Merang Medco Sungai Gelam Borang Borang Talang Duku

Gas Source

CF 80% with Eff 30% 34% 45% 40% 45% 34% 40% 45% 34% 45% 34%

CF 25% with Eff

Jaka Baring (CNG) Sei Gelam (CNG)

36% 45% 34%/45% Tangguh (LNG) + 34%/45% Regasifikasi Arun 30% 38% Jambi Merang (CNG) 34%/45% unallocated (CNG) *) 34%/45% unallocated (CNG) **) 34%/45%

Tabel 6. Rencana pasokan gas untuk pembangkit di sistem Sumatera [Table 6. Plan of gas supply for power generation in Sumatera system]

22

No Power Plants 1 Aceh Timur 2 Belawan, P. Pasir, P. Brandan dan Arun 3 Teluk Lembu 4 PLTG sewa Bentu 5 PLTG sewa Melibur 6 PLTG sewa Jabung 7 Sungai Gelam 8 Simpang Tuan 9 Payo Selincah 10 11 12 13 14

Jakabaring (CNG) Indralaya Talang Duku Borang Keramasan

15 PLTMG Duri PLTG Duri Relokasi 16 Rengat 17 Bangka Peaker 18 Rengat 19 Rengat

Gas Supplier Medco Blok A Kambuna FSRU LNG Tangguh Anggor (Potensi) Kalila Kalila Bentu (Potensi) Kondur (Potensi) Petro China (Potensi) EMP Sungai Gelam PEP - TAC Sungai Gelam Perusda Jambi Energasindo Jambi Merang PDPDE Sumsel Medco E&P Indonesia PGN Medco E&P Indonesia Medco E&P Indonesia Pertamina EP Jambi Merang Jambi Merang Jambi Merang PLN Batam (mini LNG) PLN Batam (mini LNG) PLN Batam (mini LNG) Sum

2012 13,0 -

2013 5,0 -

9,0 3,0 0,6 30,0 2,0 2,5

30,0 3,0 0,6 30,0 2,0 2,5 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 15,0 22,0 15,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 237,1

18,0 25,0 3,0 24,0 8,0 15,0 22,0 15,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 220,1

2014 15,0 110,0 40,0 30,0 3,0 0,6 30,0 2,0 2,5 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 15,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 360,1

2015 15,0 110,0 40,0 30,0 3,0 0,6 30,0 2,0 2,5 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 15,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 360,1

2016 15,0 110,0 40,0 30,0 3,0

2017 15,0 110,0 40,0 30,0 3,0

30,0 2,0 2,5 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 344,5

30,0 2,0 2,5 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 344,5

2018 15,0 110,0 40,0 30,0

2019 15,0 110,0 40,0 30,0

2020 15,0 110,0 40,0 30,0

2021 15,0 110,0 40,0 30,0

2,0 3,0 18,0 25,0 3,0 8,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 309,0

-

-

-

25,0 3,0 25,0 10,0 5,0 5,0 5,0 5,0 278,0

-

-

195,0

195,0

[Tabel 7. Neraca gas pembangkit di sistem Sumatera] [Table 7. Power generation gas balance in Sumatera system]

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

Rencana Pengembangan Kalimantan Barat

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

Sistem

Development Plan of West Kalimantan System

Kapasitas terpasang pembangkit saat ini adalah 252 MW (termasuk sewa), dimana semua pembangkit di sistem Kalbar menggunakan BBM sehingga biaya operasi sangat tinggi. Tambahan pembangkit pada sistem Kalbar seluruhnya masih dalam tahap rencana, kecuali PLTU Percepatan Tahap 1, yaitu PLTU Parit Baru (2x50 MW) dan PLTU Kura-kura (2x25 MW) yang sedang konstruksi dan direncanakan beroperasi pada tahun 2014.

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

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

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

23

tahun 2019, yaitu pada saat berakhirnya perjanjian impor energi dari Serawak. Dari neraca daya sistem Kalimantan Barat terlihat bahwa reserve margin akan mencapai 58% pada tahun 2020. Namun hal ini masih dapat diterima dengan pertimbangan proyek-proyek PLTU Kalbar berisiko terlambat karena berbagai sebab, interkoneksi dengan Serawak tidak ada klause take or pay yang berbasis power pada waktu beban puncak.

No.

Kebutuhan dan Pasokan

Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak 2 Pasokan Daya Mampu Netto PLN Interkoneksi sistem-sistem isolated Sewa Retired & Mothballed (PLN) 3 Tambahan Kapasitas PLN ON-GOING DAN COMMITTED Pantai Kura-Kura (FTP1) Parit Baru (FTP1) Parit Baru - Loan China (FTP2)

Satuan

2012

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

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1

IPP ON-GOING DAN COMMITTED Pontianak - 3 RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Kalbar-1 Pontianak Peaker Nanga Pinoh Impor dari SESCo (Peaking) Impor dari SESCo (Baseload) 4

Jumlah Pasokan

GWh % MW MW MW MW MW MW

1.374 72 219

1.725 75 262

1.993 66 346

2.176 67 371

2.525 66 405

2.707 65 472

2.879 66 501

3.060 66 532

3.304 67 564

3.567 67 609

252 52 200 -

339 52 12 275 -

284 52 47 185 -

94 52 42 153

50

75

61

61

69

69

50 -

75 -

61 -

61 -

69 -

69 -

PLTU PLTU

55 100

PLTU

100

PLTU

50

PLTU PLTG/MG

100

100 100

PLTA

98

275 KV 275 KV MW

120 50 252

339

439

519

50 -50 525

650

736

786

892

942

Tabel 8. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Kalimantan Barat [Table 8. Power generation plan in West Kalimantan System] roduksi energi per jenis energi primer di sistem Kalimantan Barat diberikan pada gambar dibawah ini. Peranan masing-masing energi primer tersebut dapat dijelaskan sebagai berikut: pada tahun 2012 karena belum adanya pengoperasian pembangkit baru berbahan bakar selain BBM, maka produksi dengan BBM untuk sistem interkoneksi akan mencapai 1.374 GWh. Sejalan dengan rencana pengoperasian PLTU batubara dan impor lstrik dari Sarawak, maka penggunaan BBM sebagai bahan bakar utama pada sistem kelistrikan Kalbar dapat jauh dikurangi. Sumber energi air terdapat di daerah Nanga Pinoh sehingga direncanakan PLTA Nanga Pinoh 98 MW yang direncanakan beroperasi pada tahun 2019. Terdapat rencana pengiriman LNG dari Batam ke Kalbar yang akan dimanfaatkan untk pembangkit peaker 100 MW dengan kebutuhan gas

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

24

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

volume to operate small power plants in isolated systems.

Produksi energi (GWh)

4.000

3.500

LNG

3.000

Import from SESCO

2.500

2.000

Coal 1.500

Fuel Oil

1.000

500

Hydro 2012

2013

2014

MFO

2015

2016

2017

HSD

2018

SESCO

2019

2020

2021

Hydro

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

Rencana Pengembangan Kalseltengtim

Sistem

Development Plan of South, Central and East Kalimantan System

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

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

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

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

25

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

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

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

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

No. 1

2

3

Kebutuhan dan Pasokan Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Pasokan Daya Mampu PLN SWASTA Retired & Mothballed

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

788 4,619 67.1 786

2,232 5,654 67.5 956

2,439 6,577 67.4 1,113

2,666 7,300 67.1 1,242

2,916 8,041 67.5 1,359

3,191 8,800 67.9 1,479

3,191 9,599 68.1 1,609

3,191 10,460 68.1 1,753

3,191 11,404 68.3 1,906

12,433 68.4 2,074

670 375 296 -

851 375 476 -

752 375 377 -

682 375 307 -

501 322 179 -

345 249 96 -

345 249 96 -

345 249 96 -

345 249 96 -

345 249 96 -

PLTU PLTU PLTG/MG PLTG PLTU PLTU

-

130 100 -

120 140 220 50

70 -

70 -

-

-

-

-

-

PLTG PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU

-

82 -

-

50 55 35

100 200 -

100 -

-

-

-

-

PLTG/MG PLTG/MG PLTA PLTA PLTU PLTU PLTU PLTU

-

-

-

-

100 -

100 100 100 -

50 100 100 100 -

65 100 -

75 150

-

GWh GWh % MW MW

2012

Tambahan Kapasitas PLN ON GOING & COMMITTED Pulang Pisau (FTP1) Asam Asam (FTP1) Bangkanai (FTP2) Kaltim Peaking (APBN) Muara Jawa/Teluk Balikpapan (FTP1) Sampit (APBN) IPP ON GOING & COMMITTED Senipah Kalsel - 1 (FTP2) Embalut (Ekspansi) Kaltim - 2 (FTP2) Kaltim (MT) Senipah (ST) RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Kaltim Peaker 1 (Ex Sewa Bontang) Kalselteng Peaker Kelai Kusan Kalselteng 1 Kalselteng 2 Kalselteng 3 Kaltim 3 Kaltim 4

4

Unit

Jumlah Pasokan (Basis DMN)

PLTU

MW

-

670

1163

1594

1734

2023

2267

2617

2782

3007

150

3157

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

26

Dengan penjelasan diatas dapat dipahami bahwa perencanaan reserve margin yang cukup tinggi (hingga 63%) dimaksudkan semata-mata untuk memberikan kepastian yang lebih tinggi kepada masyarakat Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah dan Kalimantan Timur bahwa pasokan listrik di daerahnya akan tersedia dalam jumlah yang cukup dan bahkan berlebih. Pada periode 2012-2021 direncanakan penambahan kapasitas pembangkit baru baik milik PLN maupun IPP sebesar 2.826 MW, termasuk yang sudah dalam tahap proses pengadaan dan yang sedang konstruksi. Porsi paling besar adalah PLTU batubara, yaitu 2.074 MW kemudian disusul PLTG/MG peaker 530 MW, PLTA 140 MW dan PLTGU 117 MW. Rencana pengembangan sistem transmisi 150 kV dan 70 kV Kalseltengtim dimaksudkan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan untuk menyambung sistem-sistem isolated ke grid (sistem interkoneksi). Pengembangan transmisi ini juga dimaksudkan untuk mendukung perkembangan daerah sehinga pasokan listrik dapat lebih terjamin. Hal ini sejalan dengan terbentuknya Provinsi Kalimantan Utara yang akan berdampak pada peningkatan kebutuhan listrik. Rencana pengembangan transmisi di Kalseltengtim meliputi: pembangunan transmisi baru 150 kV terkait dengan proyek PLTU percepatan tahap I dan proyek PLTU/PLTG/MG percepatan tahap II, proyek PLTU dan PLTG IPP, PLTG/MG peaker dan PLTA. Pengembangan transmisi 150 kV di lokasi tersebar dalam rangka untuk menyambung sistem kelistrikan yang selama ini masih isolated, mengatasi bottleneck penyaluran sehingga memenuhi kriteria keandalan (N-1), perbaikan tegangan pelayanan dan peningkatan fleksibilitas operasi. Pembangunan transmisi 150 kV terkait dengan rencana pengembangan kawasan industri yang telah dicanangkan didalam MP3EI di Kaltim, yaitu dari Sangatta ke kawasan industri Maloi. Pengembangan transmisi 70 kV terkait dengan rencana interkoneksi antara sistem Kalselteng daratan dengan sistem Kotabaru di Pulau Laut, saat ini dalam tahap kejian kelayakan. Proyek transmisi 150 kV yang diharapkan dapat segera beroperasi karena sangat dibutuhkan oleh sistem adalah ruas Tanjung – Kuaro – Karangjoang (2013) untuk menghubungkan sistem Kalselteng dan Kaltim, serta ruas PLTGU Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung (2014) untuk menyalurkan daya PLTG/MG Bangkanai ke sistem Kalseltengtim. Kebutuhan pembangunan transmisi 150 kV dan 70 kV baru serta uprating untuk periode 2012–2021 adalah 6.560 kms.

With aforementioned explanation, it is understood why the reserve margin has been high (up to 63%). It is maily intended to ensure sufficient supply of electricity to the people of South Kalimantan, Central Kalimantan, and East Kalimantan. During the period 2012-2021, it is planned to add new generating capacity from PLN as well as IPP by 2,826 MW, including those already in the procurement process and under construction. The largest portion is coal fired PLTU, 2,074 MW, followed by gas fired PLTG/MG peaker 530 MW, PLTA 140 MW and PLTGU (combined cycle gas turbine) 117 MW. The development plan of Kalseltengtim 150 kV and 70 kV transmission system is intended to meet electricity demand growth and to interconnect isolated systems to the grid. The transmission system development is also intended to support regional development to ensure availability of needed power supply. This is in line with the establishment of the North Kalimantan province which will impact increasing electricity demand. The trasmission system development in Kalseltengtim includes: a). Construction of new 150 kV transmission line related to accelerated coal fired PLTU under the 1st Fast Track projects and accelerated coal and gas fired PLTU/PLTG/MG under the 2nd Fast Track projects, PLTU and PLTG IPP projects, PLTG/MG peakers, and PLTA; b). Development of 150 kV transmission in spreaded locations to connect isolated electrical systems, to overcome bottlenecks in the electrical power distribution to meet reliability criteria (N-1), improve service voltage and increase operational flexibility; c). Construction of 150 kV transmission system associated with development of industrial estates as directed in the MP3EI (Master Plan for Development of Economy and Industry) in East Kalimantan, i.e. from Sangata to Maloi industrial zone; d). Development of 70 kV transmission associated with interconnection plan between onshore Kalselteng system and Kotabaru system in Pulau Laut, presently under feasibility study; e). 150 kV Transmission Project which are critically required and expected to be operational in 2013 for the section of Tanjung – Kuaro – Karangjoang aand in 2014 for the section connecting PLTGU Bangkanai – Muara Teweh – Buntok – Tanjung to distribute power of PLTG/MG Bangkania to the Kalseltengtim system. The need for the construction and uprating of 150 kV and 70 kV transmission for the period 20122021 is 6,560 kms

27

PERENCANAAN SISTEM

PT PLN (Persero)

/ / / / / / / / / / / /

PETA JARINGAN INTERKONEKSI KALSELTENG

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

U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

2013

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana

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

2015

ke GI Melak (Kaltim)

Puruk Cahu

Edit November 2012 ACSR 2x240 mm 96 km - 2014

D

2

ACSR 2x240 mm2 47 km - 2014

G

2013

2xZebra 50 km - 2013 Muara Teweh

D

Kuala Kurun D

ACSR 2x240 mm2 110 km - 2013 ACSR 2x240 mm 120 km - 2015

PLTU Kalselteng 1 2x100 MW – 2017/18

U

2011 ACSR 2x240 mm2 65 km - 2012 Kasongan Palangkaraya

Parenggean Pangkalan Banteng

Nangabulik ACSR 1x240 mm2 70 km - 2016

ACSR 1x240 mm2 172 km - 2014

Buntok

ACSR 2x240 mm2 80 km - 2012

Sampit

ACSR 2x240 mm2 130 km - 2013

D

ACSR 2x240 mm2 142 km - 2012

2

2010

Tanjung U

Amuntai

U

D

2012

D

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

New Palangkaraya

D

ke GI Kuaro (Kaltim)

2012

2

D

U

Sukamara D

ACSR 1x240 mm2 140 km - 2016 U PangkalanBun U

PLTU Sampit 2x25 MW – 2014

PLTU Pulang Pisau 2x60 MW – 2014

Selat

ACSR 2x240 mm 120 km - 2015

Rantau

PLTA Kusan 65 MW – 2019

ACSR 1x240 mm2 69 km - 2018

Kayutangi

Kotabaru

PLTU Pangkalan Bun 2x7 MW

Ulin U

PLTU Kalselteng 3 2x50 MW – 2016

Barikin

2

PLTG/MG Kalselteng Peaker 50 MW – 2018

PLTU Kuala Pambuang 2x3 MW - 2014

Seberang Barito Trisakti Mantuil

PLTU Asam-Asam (FTP 1) 2x65 MW – 2013 PLTU Kalselteng 2 2x100 MW – 2017/18

Batu Licin

A A

2011

PLTA Riam Kanan 3x10 MW Cempaka Satui Bandara ACSR 2x240 mm2 124 km - 2012

Pelaihari

U

ACCC 460 mm2 37 km - 2015

PLTU Asam-Asam 1,2 2x65 MW

U

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

28

SABAH (MALAYSIA)

BRUNEI DARUSSALAM

ACSR 2x240 mm2 26 km - 2016 Tidang Pale Malinau ACSR 2x240 mm 102 km - 2016

2

PLTU Tj. Selor 2x7 MW – 2014

U G

Tj. Selor

PLTMG Tj. Selor 20 MW – 2013

ACSR 2x240 mm2 80 km - 2015

SARAWAK (MALAYSIA)

Tj. Redep ACSR 2x240 mm2 170 km - 2020

U

PLTU Tj. Redep 2x7 MW – 2014

A

ACSR 2x240 mm2 170 km - 2017

PLTA Kelai 75 MW – 2020

ACSR 2x240 mm2 80 km - 2017 PLTU Embalut (Ekspansi) 1x50 MW – 2015

KALIMANTAN BARAT PT PLN (Persero)

/ / / / / / / / / / / /

KALIMANTAN ACSR 2x240 mm TENGAH 100 km - 2015 Melak PERENCANAAN SISTEM PETA JARINGAN PROPINSI KALIMANTAN TIMUR

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

U G P A GU GB M D

/ / / / / / / /

U G P A GU GB M D

PLTU Existing / Rencana PLTG Existing / Rencana PLTP Existing / Rencana PLTA Existing / Rencana PLTGU Existing / Rencana PLTGB Existing / Rencana PLTM Existing / Rencana PLTD Existing / Rencana Kit Eksisting Kit Rencana

Edit November 2012

PLTU Kaltim-2 2x100 MW – 2016 PLTG Kaltim Peaker 1 2x50 MW – 2017

Sangatta

Kota Bangun

PLTG Kaltim Peaking 2x50 MW – 2013

Bontang

U G G

U

Sambutan

2

ke PLTG/MG Bangkanai (Kalteng)

Maloi

PLTU Kaltim 4 2x150 MW – 2020/21

U

ACSR 2x240 mm2 134 km - 2018 Karangjoang

PLTU Melak (FTP 2) 2x7 MW – 2015

PLTU Kaltim (MT) 2x27.5 MW – 2015

U U

PLTU Kaltim 3 2x100 MW – 2018/19

G G

Manggarsari

ACSR 2x240 mm2 155 km - 2013

PLTG Senipah(ST) 35 MW – 2015

Petung Kuaro

ke GI Tanjung (Kalsel)

SULAWESI TENGAH

PLTG Senipah 2x41 MW – 2013

U Industri

ACSR 2x240 mm2 47 km - 2013

PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan FTP1 2x110 MW – 2014

KALIMANTAN SELATAN

SULAWESI SELATAN

Gambar 16. Rencana pengembangan sistem transmisi di Kalimantan Timur [Figure 16. Transmission system development plan in East Kalimantan] Kebutuhan bahan bakar HSD dan MFO di sistem Kalseltengtim cenderung terus menurun, dari 792 juta liter pada tahun 2012 menjadi nol pada tahun 2016. Sedangkan penggunaan batu bara akan meningkat dari 960.000 ton pada tahun 2012 menjadi 6,42 juta ton pada tahun 2021. Volume pemakaian gas alam termasuk dalam bentuk CNG dan LNG juga akan meningkat dari 0,4 bcf pada tahun 2012 menjadi 7 bcf pada tahun 2021. Produksi dari tenaga air juga meningkat dari 126 GWh pada tahun 2012 menjadi 725 GWh pada tahun 2021.

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

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

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

Rencana Pengembangan Sulawesi Bagian Utara

Sistem

Development Plan of the Northern Sulawesi System

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

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

29

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

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

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

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

14,000

12,000

LNG 10,000

LNG Gas

GWh

8,000

6,000

BBM

Gas

Batubara

Fuel Oil 4,000

Coal

Panas Bumi

2,000

Air Hydro

2012

2013

Surya/Bayu/Hybrid

2014

2015 HSD

MFO

2016 LNG

2017

2018

Gas

Batubara

2019

2020

Geothermal

2021 Hydro

Gambar 17. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Kalseltengtim [Figure 17. Projection of the composition of electrical energy production by types of fuel in South, Central and East Kalimantan]

30

No. Pasokan/Kebutuhan 1

2

3

4

Unit

Kebutuhan Produksi Energi Load Factor Beban Puncak Pasokan Kapasitas Terpasang Daya Mampu Netto PLN SWASTA IPP SEWA Retired & Mothballed Tambahan Pasokan SEWA Rencana PLTU Sewa Amurang (2x25) PLN ON GOING & COMMITTED Mini Hydro 20 kV Sulut II (FTP1) Gorontalo (FTP1) Sulut I (FTP1) Lahendong IV IPP ON GOING & COMMITTED Molotabu (2x10 MW) Sulut I (Kema) Gorontalo, 2x6 MW (Terkendala) Kotamobagu I (FTP2) Kotamobagu II (FTP2) Lahendong V (FTP2) Lahendong VI (FTP2) RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Tolitoli (3x15 MW) Sulut 3 Gorontalo 2 Sawangan Minahasa Peaker Gorontalo Peaker Sulut Peaker

Jumlah Pasokan

2012

2013

2014

2016

2017

2018

2019

2020

2021

GWh % MW

1,521 61 284

1,677 62 311

1,896 60 364

2,135 60 406

2,392 60 452

2,603 61 488

2,835 61 527

3,089 62 570

3,375 62 618

3,686 63 670

MW MW MW

300 300 150

293 293 161

230 230 163

176 176 146

149 149 146

130 130 127

100 100 97

100 100 97

100 100 97

100 100 97

MW MW

3 147

3 129

3 64

3 27

PLTU

3 -

3 -

3 -

3 -

3 -

50 50 25

25

20

PLTU PLTU PLTU PLTP PLTP PLTP PLTP

20 50 12 *) 40 40 20 20

PLTU PLTU PLTU PLTA PLTG/MG PLTG/MG PLTG/MG

MW

3 -

50

PLTM PLTU PLTU PLTU PLTP

3x25 1x25

2015

15

30 50

50 50

50

12 25

50

25 50

371

384

461

582

592

668

738

50

838

50

968

1018

Tabel 10. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sulawesi Bagian Utara [Table 10. Power generation plan in Northern Sulawesi Region] Peranan BBM di sistem Sulbagut pada tahun 2012 diperkirakan masih tinggi, yaitu sekitar 596 GWh (39%). Mulai tahun 2015 peran BBM direncanakan akan habis dan digantikan dengan gas alam sehubungan masuknya PLTG peaker dengan bahan bakar gas LNG/CNG serta beroperasinya PLTU batubara. Peran PLTU makin besar dari 260 GWh (17%) pada tahun 2012 menjadi 1.772 GWh (48%) pada tahun 2021. Peran batubara akan melampaui PLTP mulai tahun 2014 setelah sebagian proyek PLTU beroperasi. Peranan PLTP akan meningkat sehubungan dengan akan beroperasinya PLTP Lahendong IV dan V dan PLTP Kotamobagu dari 429 GWh (28%) tahun 2012 menjadi 1.419 GWh (38%) pada tahun 2021. Kebutuhan BBM di sistem Sulbagut akan terus menurun dari 161 juta liter pada tahun 2012 menjadi nol pada tahun 2016 setelah pembangkit non BBM beroperasi penuh.

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

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

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

31

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

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

4,000

3,500

LNG 3,000

LNG Gas

GWh

2,500

2,000

1,500

Coal

BBM

Batubara

Fuel Oil

1,000

Panas Bumi

Geothermal

500

Air

Hydro

2012

2013

Surya/Bayu/Hybrid

2014

2015 HSD

MFO

2016 LNG

2017

2018

Gas

Batubara

2019

2020

Geothermal

2021 Hydro

Gambar 18. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sulbagut [Figure 18. Projection of electrical power production by fuel types in Northern Sulawesi Regions]

Rencana Pengembangan Sulawesi Bagian Selatan

Sistem

Development Plan of South Sulawesi System

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

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

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

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

32

sepenuhnya dapat diatasi, karena keandalan PLTU Kendari 2x10 MW (proyek FTP1) masih perlu ditingkatkan. Upaya jangka pendek yang perlu dilakukan adalah meningkatkan keandalan PLTU Kendari dan mempercepat transmisi 150 kV Wotu – Malili – Lasusa – Kolaka – Unaaha – Kendari yang pada saat ini sedang konstruksi. Selanjutnya untuk memenuhi kebutuhan listrik jangka panjang 2012-2021 di sistem Sulbagsel telah direncanakan proyek-proyek pembangkit non BBM dengan kapasitas total 3.449 MW yang terdiri dari MW, PLTA/M 1.434 MW, PLTU 1.610 PLTG/GU/MG 320 MW dan PLTP 85 MW. Di dalam rencana tersebut sudah termasuk PLTA Karama 450 MW di Sulbar. PLTA Karama merupakan proyek IPP unsolicited yang proses pengadaannya akan dilakukan dengan skema KPS. Rencana pengembangan penyaluran selain dimaksudkan untuk evakuasi daya dari pusat pembangkit ke pusat beban, juga dalam rangka membangun interkoneksi antar subsistem, menyambung sistem kelistrikan isolated masuk ke grid, dan mengatasi bottleneck serta untuk memenuhi kriteria keandalan N-1.

PLTA Poso. Whereas the shortage and defisit of power of the Sultra system has not been fully overcome because the reliability of PLTU Kendari 2x10 MW (1st Fast Track Project) is still requiring improvement. The short-term efforts that should be done are to improve reliability of PLTU Kendari, accelerate the 150 kV transmission line project Wotu – Malili – Lasusa – Kolaka – Unaaha – Kendari which is currently under construction. Consequently, to meet the long-term electricity demand 2012-2021 in the Sulbagsel system, it has been planned to add non-BBM projects with total capacity of 3,449 MW consisting of PLTA/M 1,434 MW, PLTU 1,610 MW, PLTG/GU/MG 320 MW and PLTP 85 MW. The plan includes PLTA Karama 450 MW in West Sulawesi. PLTA Karama is an IPP unsolicited project which procurement process had been carried out under cooperation contract scheme. The distribution system development beside aiming at power evacuation form the power supply center to the demand center, is also intended to build the interconnection among sub-systems, connect isolated electrical system to the grid, and overcome the bottleneck as well as to meet the N-1 reliability criteria.

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

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

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

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

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

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

33

No. 1

2

3

Kebutuhan dan Pasokan Kebutuhan Produksi Faktor Beban Beban Puncak Bruto Pasokan Daya Mampu Derating Capacity PLN IPP Sewa PLTD Tambahan Kapasitas SEWA Rencana PLN ON GOING & COMMITTED Sulsel Barru (FTP1) Punagaya/Takalar (FTP2) Kendari - Nii Tanasa (FTP1) Kendari - Nii Tanasa (Ekspansi) Mini hydro 20 kV Makassar Peaker IPP ON GOING & COMMITTED Sengkang (GT) Sengkang (ST) Sulsel 1 / Jeneponto Bosowa Jeneponto 2 Kendari (FTP2) Mamuju (FTP2) Tawaeli Ekspansi Poso (Transfer ke Sulsel) Poso (Transfer ke Palu) Bonto Batu (FTP 2) Malea (FTP 2) Karama Peaking (Unsolicited) Karama Baseload (Unsolicited) Bora (FTP2) Masaingi (FTP2) PLTM Tersebar Sulselbar PLTM Tersebar Sulselbar RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Sulsel Barru 2 Sulsel 2 Kendari 3 Palu 3 2x50 Sulsel 3 / Takalar Palu 2 2x15 Kolaka Poso 2 2x65 Poko Bakaru 2 Konawe Watunohu 1 Lainea Borapulu

4

Jumlah Pasokan

Satuan

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Sistem Sulsel interkoneksi dengan Palu (2013) dan Sultra (2014)

GWh % MW

5.027 62,6 916

5.808 61,6 1.077

6.607 62,0 1.217

7.380 63,2 1.334

8.495 63,9 1.518

10.943 66,4 1.882

11.750 66,2 2.026

12.653 66,1 2.187

13.619 65,9 2.361

14.660 65,7 2.549

MW MW MW MW MW

964

912

910

676

569

538

385

385

385

385

350 294 320

319 294 299

319 294 297

319 294 63

275 294 -

243 294 -

153 232 -

153 232 -

153 232 -

153 232 -

PLTU PLTU PLTU PLTU PLTM PLTG/MG

50 20 -

50 10 -

-

100 200

100 -

-

-

-

-

-

-

-

PLTG PLTGU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTU PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTA PLTP PLTP PLTM PLTM

60 200 130 3 5

60 65 11 8

-

30 -

200 50 50 -

110 90 -

150 5 20 -

300 -

-

-

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

-

-

-

30 -

100 20 25 -

100 50 25 20 -

200 50 -

20 20

200 66 117 126 20

66 117 -

MW

1.435

1.586

1.584

1.710

2.149

2.512

2.785

3.125

3.654

3.837

Tabel 11. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sulawesi Bagian Selatan [Table 11. Power generation development plan in Southern Sulawesi] Peran BBM pada tahun 2012 diperkirakan masih cukup besar 1.004 GWh (24%), namun mulai tahun 2016 peran BBM akan habis digantikan oleh gas alam berupa LNG sehubungan masuknya PLTG/MG Makassar peaker dan beroperasinya PLTU batubara. Peranan pembangkit gas secara nominal naik, tetapi secara persentase menurun, yaitu dari 1.442 GWh (34%) pada tahun 2012 menjadi 2.208 GWh (16,5%) pada tahun 2021. Hal ini karena adanya penambahan kapasitas pembangkit gas (PLTG Sengkang) oleh swasta dan pembangkit peaker dengan bahan bakar LNG. Peranan pembangkit batubara akan menjadi dominan, yaitu dari prakiraan 633 GWh (156%) pada tahun 2012 akan naik menjadi 4.826 GWh (36%)

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

34

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

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

Gambar 19. Rencana pengembangan sistem transmisi di Sulawesi [Figure 19. Transmission system development plan in Sulawesi]

35

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

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

16,000

14,000

LNG Gas

12,000

LNG Gas

GWh

10,000

Coal

8,000

6,000

BBM

Batubara

Geothermal

Fuel Oil 4,000

Panas Bumi 2,000

Air

Hydro 2012

2013

Surya/Bayu/Hybrid

2014

2015 HSD

2016

MFO

LNG

2017

2018

Gas

Batubara

2019

2020

Geothermal

2021 Hydro

Gambar 20. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Sulbagsel [Figure 20. Projection of electrical power production composition by types of fuel In Sothern Sulawesi}

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

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

36

No 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Power Plants Tanjung Batu Sambera Tarakan Nunukan CBM Sangata PLTG Kolonedale Sengkang Bangkanai Luwuk Gas Tersebar KTI Tersebar Makassar Peaker Minahasa Peaker

Gas Supplier TAC Semco TAC Semco Lap Bangkudulis (Potensi) Medco VICO Job PTM-Medco Tiaka (Potensi) EEES Salamander Job PTM-Medco Senoro (Potensi) Pertamina EP Matindok (Potensi) Bontang (Potensi) Sengkang (Wasambo) Senoro (Potensi) Sum

2012 7,0 18,0 2,5 0,5 39,0

67,0

2013 7,0 18,0 2,5 0,5 2,0 54,0

2014 7,0 18,0 2,5 0,5 2,0 54,0 20,0 5,0

2015 7,0 18,0 2,5 0,5 2,0 54,0 20,0 5,0

41,5

41,5

125,5

150,5

41,5 8,0 3,0 161,5

2016 18,0 2,5

2017 18,0 2,5

2018 -

2019 -

2,5

2,5

2,0 54,0 20,0 5,0 20,0 41,5 8,0 3,0 174,0

2,0 54,0 20,0 5,0 20,0 41,5 8,0 3,0 174,0

2,0 54,0 20,0 5,0 20,0 41,5 8,0 3,0 156,0

2,0 54,0 20,0 5,0 20,0 41,5 8,0 3,0 156,0

2020 -

2021 -

2,0 54,0 20,0

2,0 54,0 20,0

20,0 41,5 8,0 3,0 148,5

20,0 41,5 8,0 3,0 148,5

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

Rencana Tersebar

Pengembangan

EBT

Development Plan of the Spread New and Renewbale Energy

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

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

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

Construction of Solar PV Power Plant (PLTS)

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

Recognizing the spread of the people over a very large geography and the difficulties to reach remote areas. PLN plans to built PLTS as follows: a). Centralized/Communal PLTS (independent or hybrid) b). Solar home system (solar panel + LED lamps with battery) small scale and spread, limited to provinces where Renewable Energy (RE) application is still low and in areas where there will be no conventional electricity available within 5 years.

37

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

NO

PEMBANGKIT EBT

SATUAN

1

PLTMH

MW

2

PLT SURYA

3

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

TAHUN 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

TOTAL

2021

40

99

113

112

101

185

188

201

189

260

1488

MWp*)

6

84

125

150

100

75

75

80

80

80

855

PLT BAYU

MW

0

10

50

50

15

15

20

20

25

25

230

4

PLT BIOMASS

MW

22

40

90

35

40

40

45

45

50

40

447

5

PLT KELAUTAN

MW

0

2

0

0

5

5

5

5

5

27

54

6

PLT BIO-FUEL

MW**)

10

15

15

14

8

7

7

8

9

8

101

7

PLT GAS-BATUBARA

MW

32

81

43

22

7

22

14

6

10

10

247

MW

110

331

436

383

276

349

354

365

368

450

TOTAL

3.422

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

Rencana Pengembangan Kelistrikan Isolated

Sistem

Development Plan of Electrical Power System

Isolated

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

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

Analisis Risiko

Risk Analysis

Berdasarkan tingkat probabilitas dan dampak bila risiko tersebut terjadi, risiko dipetakan seperti pada diagram di bawah ini. Penetapan probabilitas

Based on the probability level and the impact when the risks occur, the risks have been mapped as shown in the diagram below. The determination of

38

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

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

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

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

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

Keterangan;

Remarks:

1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN 2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP, termasuk PLTP 3. Risiko prakiraan permintaan tenaga listrik 4. Risiko ketersediaan dan harga energi primer 5. Risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi 6. Risiko likuiditas 7. Risiko produksi/operasi 8. Risiko bencana 9. Risiko lingkungan dan social 10. Risiko regulasi 11. Risiko Pendanaan

1. Risk of PLN project delays 2. Risk of IPP project delays, including geothermal projects (PLTP) 3. Risk of electric power demand estimation 4. Risk of availability and price of primary energy 5. Risk of estimating reserve margin too high 6. Liquidity risk 7. Production / operation risk 8. Catastrophy risk 9. Environmental and social risk 10. Regulatory risk 11. Financing risk

39

KESIMPULAN

CONCLUSION

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

By using the assumption that the economic growth during the next ten years averaging 6.9% per annum and moving onward from the realization of electricity demand in 2011, the projected electricity sales in 2021 is estimated to reach 358 TWh or a growth rate of 8.7% for the next 10 years. Peak load in 2021 is projected to reach 62,000 MW. To meet the electrical power demand, it is planned to build new power plants during the period 20122021 with total capacity of 57,000 MW.

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

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

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

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

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

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

40

INDONESIAN ABREVIATIONS/ACRONYMS ABREVIATION

INDONESIAN

ENGLISH

APBN

Anggaran Pendapatan & Belanja Negara

The State Revenue and Expenditure Budget

BBM

Bahan Bakar Minyak

Oil (Liquid) Fuel

BCF

Billion Cubic Feet

Billion Cubic Feet

BPP

Biaya Pokok Pembangkitan

Basic Electricity Generation Cost

CNG

Gas Alam Bertekanan

Compressed Natural Gas

CNOOC

China National Offshore Oil Company

China National Offshore Oil Company

EBT

Energi Baru dan Terbarukan

New and Renewable Energy

EHV

Tegangan Ekstra Tinggi

Extreme High Voltage

FSRU

Unit Re-gasidikasi Terapung

Floating Storage Re-gasification Unit

GI

Gardu Induk

Substation

GITET

Gardu Induk Tegangan Ekstra Tinggi

Extreme High Voltage Sub-station

GW

Seribu Mega-watt

Gega-watt = 1,000 Mega-watt

HSD

Minyak Solar (Diesel)

High Speed Diesel Oil

HVDC

Tegangan Tinggi Arus Searah

High Voltage Direct Current

IBT

Indonesia Bagian Timur

Eastern Indonesian Regions

IPP

Pengembang Listrik Swasta

Independent Power Producer

Kepri

Kepulauan Riau

Riau Islands

kV

Kilo-Volt

Kilo-Volt

LED

Dioda Pemancar Sinar

Light Emitting Diode

LNG

Gas Alam Cair

Liquid Natural Gas

LOLP

Probibilitas Kehilangan Beban

Loss of Load Probability

MFO

Bahan Bakar Minyak Kapal Laut

Marine Fuel Oil

mmscfd

Juta standar kubik kaki per hari

Million standard cubic feet per day

MP3EI

Masterplan Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia 2011-2025

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

MW

Mega-watt = 1,000 Kilo-watt

Mega-watt = 1,000,000 W

MW

1,000,000 Watt

Mega-Watt = 1,000,000 Watt

NPV

Nilai Bersih Sekarang

Net Present Value

NTB

Nusa Tenggara Barat

West Nusa Tenggara Islands

NTT

Nusa Tenggara Timur

East Nusa Tenggara Islands

Perpres

Peraturan Presiden

Presidential Regulation

PGN

PT Perusahaan Gas Negara

The State Gas Enterprise

CTGE

FTPI

PHE ONWJ

41

PLTA

Pusat Listrik Tenaga Air

Hydro-electric Power Plant

PLTB

Pusat Listrik Tenaga Bayu

Wind (Turbine) Power Plant

PLTG

Pusat Listrik Tenaga Gas

(Open-cycle) Gas turbine Power Plant

PLTG/MG

Pusat Listrik Tenaga Gas Turbine/ Mesin Gas

Gas Turbine/Engine Power Plant

PLTGU

Pusat Listrik Tenaga Gas-Uap

Combined Cycle Gas Turbine Power Plant

PLTM

Pusat Listrik Tenaga Mini (hidro)

Mini Hydro-electric Power Plant < 10 MW

PLTMG

Pusat Listrik Tenaga Mesin Gas

Gas Engine Power Plant

PLTP

Pusat Listrik Tenaga Panas Bumi

Geothermal Power Plant

PLTS

Pembangkit Listrik Tenaga Solar

Solar (photovoltaic) Power Plant

PLTU

Pusat Listrik Tenaga Uap

Steam (Turbine) Power Plant

PT PLN (Persero)

PT “Perusahaan Listrik Negara” (Persero)

The State Electricity Enterprise

RE

Energi Terbarukan

Renewable Energy

RM

Margin Cadangan

Reserve Margin

RUPTL

Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik

Eletrical Power Supply Business Plan

SEHEN SESCO SPP Sulbagsel

Sulawesi Bagian Selatan

Sulbagut

Sulawesi Bagian Utara

Sulbar

Sulawesi Barat

Sulsel

Sulawesi Selatan

Sulteng

Sulawesi Tenggara

Sultra

Sulawesi Utara

SUTET

Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi

Extreme High Voltage Transmission Line

SUTT

Saluran Udara Tegangan Tinggi

High Voltage Transmission Line

TSCF

Triliun Standar Kaki Kubik

Trillion Standard Cubic Feet

12

TWh

Teta Watt Hours =10 Watt jam

1012 Watt-hours

WASP

Sistem Perencanaan Otomatis Wien

Wien Automatic System Planning

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

42