Master Plan Pembangunan Ketenagalistrikan 2010 s.d. 2014

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA

MASTER PLAN PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN

2010 s.d. 2014

Jakarta, Desember 2009

i

SAMBUTAN

Kehidupan masyarakat modern dewasa ini sangat bergantung pada kesediaan

sumber daya energi. Tenaga listrik sebagai salah satu bentuk sumber daya energi

memiliki berbagai kelebihan kualitatif dibandingkan dengan sumber daya energi primer

lainnya. Dengan adanya tenaga listrik, segala aktivitas kegiatan sehari-hari dapat

dilakukan dengan mudah dan cepat. Sesuai data pemakaian energi final menurut jenis,

pada tahun 2008 tingkat pemakaian tenaga listrik di Indonesia mencapai 14,2% dari

seluruh pemakaian energi final. Persentase ini menempatkan tenaga listrik sebagai

kebutuhan masyarakat nomor tiga setelah Bahan Bakar Minyak (47,1%) dan gas

(21,0%).

Sebagai salah satu bentuk energi yang sudah siap dipergunakan oleh konsumen

(energi final), tenaga listrik juga merupakan salah satu faktor yang menentukan untuk

mencapai sasaran pembangunan nasional dan pengerak roda perekonomian negara.

Oleh karena itu, pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan menjadi prioritas dalam

program pembangunan nasional lima tahun kedepan. Tingginya pertumbuhan

permintaan akan tenaga listrik yang diproyeksikan sebesar 9,1% pertahun dan tidak

dapat diimbangi oleh pertumbuhan penyediaan tenaga listrik telah menyebabkan

timbulnya kondisi krisis penyediaan tenaga listrik di beberapa daerah, yang hal ini

menyebabkan terhambatnya perkembangan ekonomi daerah tersebut dan nasional.

Sebagai upaya untuk memenuhi kebutuhan akan tenaga listrik sekaligus

penanggulangan kondisi krisis penyediaan tenaga listrik di beberapa daerah, maka

Direktorat Jenderal Listrik dan Pemanfaatan Energi, Kementerian Energi dan

Sumber Daya Mineral menyusun ”Master Plan Pembangunan Ketenagalistrikan

2010 s.d. 2014” yang berisikan antara lain kondisi sistem ketenagalistrikan, rencana

penambahan infrastruktur ketenagalistrikan dan kebutuhan investasinya.

Jakarta, Desember 2009 Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

ttd Darwin Zahedy Saleh

ii

PENGERTIAN

1. Pembangkit tenaga listrik adalah pusat kegiatan memproduksi tenaga listrik.

2. Kapasitas terpasang pembangkit adalah kapasitas suatu pembangkit sebagaimana

yang tertera pada plat nama

3. Daya mampu pembangkit adalah kemampuan suatu pembangkit dalam

memproduksi tenaga listrik.

4. Beban Puncak adalah beban tertinggi yang dipasok oleh jaringan atau kepada

pemakai tertentu.

5. Cadangan operasi adalah selisih dari daya mampu pembangkit dengan beban

puncak system.

6. Kondisi “Normal/Surplus” adalah cadangan operasi sistem lebih besar daripada unit

terbesar pembangkit tenaga listrik dan tidak ada pemadaman.

7. Kondisi “Defisit/Negatif” adalah cadangan operasi negatif dan pemadaman

sebagian pelanggan tidak dapat dihindarkan.

8. Transmisi tenaga listrik adalah penyaluran tenaga listrik dari pembangkitan ke

sistem distribusi atau ke konsumen, atau penyaluran tenaga listrik antar sistem.

9. Distribusi tenaga listrik adalah penyaluran tenaga listrik dari sistem transmisi atau

dari pembangkitan ke konsumen.

10. Rasio elektrifikasi adalah jumlah total rumah tangga yang berlistrik dengan total

rumah tangga yang ada.

11. Rasio desa berlistrik adalah perbandingan jumlah total desa yang berlistrik dengan

total desa yang ada.

12. Sistem adalah gabungan antara jaringan dengan semua peralatan pemakai

jaringan yang terhubung ke jaringan.

iii

SINGKATAN

1. PLTU : Pembangkit Listrik Tenaga Uap

2. PLTG : Pembangkit Listrik Tenaga Gas

3. PLTGU : Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap

4. PLTP : Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi

5. PLTA : Pembangkit Listrik Tenaga Air

6. PLTM : Pembangkit Listrik Tenaga Mini Hidro

7. PLTS : Pembangkit Listrik Tenaga Surya

8. PLTMH : Pembangkit Listrik Tenaga Mikro Hidro

9. PLTD : Pembangkit Listrik Tenaga Diesel

10. PLTMG : Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas

11. GI : Gardu Induk

12. GIS : Gas Insulated Switchgear

13. GWh : Giga Watt Hours

14. IBT : Inter Bus Transformer

15. LB : Line Busbar

16. MVA : Mega Volt Amper

17. MW : Mega Watt

18. kms : Kilometer Sirkuit

19. HSD : High Speed Diesel

20. MFO : Marine Fuel Oil

21. COD : Commercial Operation Date (Tanggal Operasi Komerisial)

22. P3B : Pusat Pengaturan dan Pengendalian Beban

iv

DAFTAR ISI

Halaman

Sambutan .................................................................................................................. i

Pengertian ................................................................................................................. ii

Singkatan .................................................................................................................. iii

Daftar Isi .................................................................................................................... iv

BAB I PENDAHULUAN ......................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang ................................................................................. 1

1.2 Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan .............................................. 2

BAB II KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL .................... 3

2.1 Kebijakan Penyediaan Tenaga Listrik ............................................... 3

2.2 Kebijakan Pemanfaatan Energi Primer

Untuk Pembangkitan Tenaga Listrik ................................................. 4

2.3 Kebijakan Penanganan Listrik Desa dan Misi Sosial ........................ 5

2.4 Kebijakan Lindungan Lingkungan ..................................................... 5

2.5 Kebijakan Standarisasi, Keamanan, Serta Pengawasan .................. 6

2.6 Kebijakan Penanggulangan Krisis Penyediaan Tenaga Listrik ......... 6

BAB III TINJAUAN KONDISI TENAGA LISTRIK NASIONAL ................................ 8

3.1 Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat ini ................................. 8

3.2 Rasio Elektrifikasi .............................................................................. 12

3.3 Kondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik ......................... 13

3.4 Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan .. 14

BAB IV RENCANA PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN ............................. 17

4.1 Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam ............................................... 17

4.2 Provinsi Sumatera Utara ................................................................... 21

4.3 Provinsi Sumatera Barat ................................................................... 26

4.4 Provinsi Riau ..................................................................................... 31

4.5 Provinsi Kepulauan Riau ................................................................... 35

4.6 Provinsi Bengkulu ............................................................................. 39

4.7 Provinsi Jambi ................................................................................... 43

4.8 Provinsi Sumatera Selatan ................................................................ 47

v

4.9 Provinsi Kepulauan Bangka Belitung ................................................ 51

4.10 Provinsi Lampung ............................................................................. 55

4.11 Provinsi Banten ................................................................................. 60

4.12 Provinsi DKI Jakarta .......................................................................... 67

4.13 Provinsi Jawa Barat .......................................................................... 69

4.14 Provinsi Jawa Tengah ....................................................................... 76

4.15 Provinsi D.I. Yogyakarta .................................................................... 82

4.16 Provinsi Jawa Timur .......................................................................... 84

4.17 Provinsi Bali ...................................................................................... 91

4.18 Provinsi Kalimantan Barat ................................................................. 94

4.19 Provinsi Kalimantan Tengah ............................................................. 98

4.20 Provinsi Kalimantan Selatan ............................................................. 102

4.21 Provinsi Kalimantan Timur ................................................................ 106

4.22 Provinsi Sulawesi Utara .................................................................... 111

4.23 Provinsi Gorontalo ............................................................................. 116

4.24 Provinsi Sulawesi Tengah ................................................................. 119

4.25 Provinsi Sulawesi Barat .................................................................... 124

4.26 Provinsi Sulawesi Selatan ................................................................. 127

4.27 Provinsi Sulawesi Tenggara .............................................................. 131

4.28 Provinsi Nusa Tenggara Barat .......................................................... 135

4.29 Provinsi Nusa Tenggara Timur .......................................................... 139

4.30 Provinsi Maluku ................................................................................. 144

4.31 Provinsi Maluku Utara ....................................................................... 148

4.32 Provinsi Papua .................................................................................. 150

4.33 Provinsi Papua Barat ........................................................................ 156

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Dewasa ini ketergantungan terhadap ketersediaan energi listrik semakin hari

semakin meningkat. Keberlangsungan berbagai macam bentuk aktivitas di

masyarakat dan sektor industri nasional, sangat tergantung kepada tersedianya

energi listrik. Oleh karena itu sektor ketenagalistrikan mempunyai peranan yang

sangat strategis dan menentukan, dalam upaya menyejahterakan masyarakat dan

mendorong berjalannya roda perekonomian nasional.

Karena peran strategisnya, seyogianya energi listrik tersedia dalam jumlah yang

cukup dengan mutu dan tingkat keandalan yang baik. Akan tetapi, seiring

pertambahan jumlah penduduk, pertumbuhan perekonomian, perkembangan dunia

industri, kemajuan teknologi dan meningkatnya standar kenyamanan hidup di

masyarakat, permintaan terhadap energi listrik pun semakin hari semakin

meningkat. Di sisi lain, pasca terjadinya krisis ekonomi yang melanda Indonesia

pada beberapa tahun yang lalu, pembangunan beberapa pembangkit yang semula

sudah direncanakan menjadi terkendala, baik yang akan dikembangkan oleh pihak

swasta maupun dari PLN sendiri. Disamping itu, alokasi dana pemerintah untuk

berinvestasi pada sektor ketenagalistrikan terutama pembangunan pembangkit

baru, juga sangat terbatas. Investasi yang diharapkan dari pihak swasta terhambat

karena dimintanya suatu prasyarat kondisi seperti jaminan Pemerintah.

Kesemuanya hal tersebut pada akhirnya menyebabkan penambahan pasokan

tenaga listrik tidak mampu mengimbangi pertumbuhan permintaan tenaga listrik

yang ada, sehingga terjadinya kondisi kekurangan pasokan tenaga listrik di

beberapa daerah tidak dapat dihindari.

Untuk lebih memfokuskan rencana pengembangan infrastruktur ketenagalistrikan

(pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik) dalam periode 5 (lima) tahun

ke depan (2010 s.d. 2014) sehingga kebutuhan tenaga listrik setempat dapat

segera terpenuhi, diperlukan suatu ”Master Plan” dalam pembangunan tenaga

listrik. Master Plan ini adalah merupakan perencanaan ketenagalistrikan jangka

pendek dengan rentang cakrawala 5 (lima) tahun kedepan yang merupakan bagian

dari kombinasi dua perencanaan nasional, yaitu Rencana Umum Ketenagalistrikan

Nasional (RUKN) dan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL)

sehingga dapat memberikan informasi dalam pembangunan dan pengembangan

sektor ketenagalistrikan lima tahun kedepan bagi Pemerintah, Pemerintah Daerah,

dan pelaku usaha lainnya.

2

1.2 Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan

1.2.1 Visi Sektor Ketenagalistrikan

Visi sektor ketenagalistrikan adalah dapat melistriki seluruh rumah tangga,

desa serta memenuhi kebutuhan industri yang berkembang cepat dalam

jumlah yang cukup, transparan, efisien, andal, aman dan akrab lingkungan

untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional dan meningkatkan

kesejahteraan rakyat.

1.2.2 Misi Sektor Ketenagalistrikan

Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sesuai visi tersebut, maka

Pemerintah mengambil langkah-langkah sebagai berikut:

a. membangkitkan tenaga listrik dalam skala besar untuk masyarakat

perkotaan, daerah yang tingkat kepadatannya tinggi atau sistem

kelistrikan yang besar;

b. Memberikan prioritas kepada pembangkit tenaga listrik dari energi

terbarukan untuk kelistrikan desa dan daerah terpencil;

c. menjaga keselamatan ketenagalistrikan dan kelestarian fungsi

lingkungan; dan

d. memanfaatkan sebesar-besarnya tenaga kerja, barang dan jasa produksi

dalam negeri.

3

BAB II

KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL

2.1 Kebijakan Penyediaan Tenaga Listrik

2.1.1 Penyelenggaraan

Tenaga listrik sebagai salah satu infrastruktur yang menyangkut hajat hidup

orang banyak, oleh karena itu pembangunan ketenagalistrikan harus

menganut asas manfaat, efisiensi berkeadilan, berkelanjutan, optimalisasi

ekonomi dalam pemanfaatan sumber daya energi, mengandalkan pada

kemampuan sendiri, kaidah usaha yang sehat, keamanan dan keselamatan,

kelestarian fungsi lingkungan, dan otonomi daerah.

Penyediaan tenaga listrik dikuasai oleh negara yang penyelenggaraannya

dilakukan oleh Pemerintah dan Pemerintah Daerah berlandaskan prinsip

otonomi daerah. Untuk penyelenggaraan penyediaan tenaga listrik, Pemerintah

dan Pemerintah Daerah sesuai dengan kewenangannya menetapkan

kebijakan, pengaturan, pengawasan, dan melaksanakan usaha penyediaan

tenaga listrik.

Pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik oleh Pemerintah dan Pemerintah

Daerah dilakukan oleh badan usaha milik negara dan badan usaha milik

daerah. Namun demikian, badan usaha swasta, koperasi dan swadaya

masyarakat dapat berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Untuk

penyediaan tenaga listrik tersebut, Pemerintah dan Pemerintah Daerah

menyediakan dana untuk kelompok masyarakat tidak mampu, pembangunan

sarana penyediaan tenaga listrik di daerah yang belum berkembang,

pembangunan tenaga listrik di daerah terpencil dan perbatasan, dan

pembangunan listrik perdesaan.

Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum meliputi jenis usaha

pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, distribusi tenaga listrik

dan/atau penjualan tenaga listrik. Disamping itu, usaha penyediaan tenaga

listrik untuk kepentingan umum dapat dilakukan secara terintegrasi. Usaha

penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dilakukan oleh satu badan

usaha dalam satu wilayah usaha. Pembatasan wilayah usaha juga

diberlakukan untuk usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum

yang hanya meliputi distribusi tenaga listrik dan/atau penjualan tenaga listrik.

Pemerintah memiliki kebijakan dalam penyediaan tenaga listrik bahwa badan

usaha milik negara diberi prioritas pertama untuk melakukan usaha

penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum. Sedangkan untuk wilayah

yang belum mendapatkan pelayanan tenaga listrik, Pemerintah atau

Pemerintah Daerah sesuai kewenangannya memberi kesempatan kepada

badan usaha milik daerah, badan usaha swasta, atau koperasi sebagai

penyelenggara usaha penyediaan tenaga listrik terintegrasi. Dalam hal tidak

4

ada badan usaha milik daerah, badan usaha swasta, atau koperasi yang dapat

menyediakan tenaga listrik di wilayah tersebut, Pemerintah wajib menugasi

badan usaha milik negara untuk menyediakan tenaga listrik.

2.1.2 Tarif

Kebijakan Pemerintah tentang tarif dasar listrik adalah bahwa tarif listrik

secara bertahap dan terencana diarahkan untuk mencapai nilai

keekonomiannya sehingga tarif listrik rata-rata dapat menutup biaya yang

dikeluarkan. Kebijakan ini diharapkan akan dapat memberikan signal positif

bagi investor dalam berinvestasi di sektor ketenagalistrikan.

Penetapan kebijakan tarif dilakukan sesuai nilai keekonomian. Namun

demikian tarif tenaga listrik untuk konsumen ditetapkan dengan

memperhatikan keseimbangan kepentingan nasional, daerah konsumen, dan

pelaku usaha penyediaan tenaga listrik. Khusus untuk pelanggan kurang

mampu juga mempertimbangkan kemampuan bayar pelanggan. Kebijakan

subsidi untuk tarif listrik masih diberlakukan, namun mengingat kemampuan

Pemerintah yang terbatas, maka subsidi akan lebih diarahkan langsung

kepada kelompok pelanggan kurang mampu dan atau untuk pembangunan

daerah perdesaan dan pembangunan daerah-daerah terpencil dengan

mempertimbangkan atau memprioritaskan perdesaan/daerah dan

masyarakat yang sudah layak untuk mendapatkan listrik dalam rangka

menggerakkan ekonomi masyarakat.

Kebijakan tarif listrik yang tidak seragam (non-uniform tariff) dimungkinkan

untuk diberlakukan di masa mendatang, hal ini berkaitan dengan perbedaan

perkembangan pembangunan ketenagalistrikan dari satu wilayah dengan

wilayah lainnya.

2.2 Kebijakan Pemanfaatan Energi Primer Untuk Pembangkitan Tenaga Listrik

Kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik ditujukan agar

pasokan energi primer tersebut dapat terjamin. Untuk menjaga keamanan pasokan

tersebut, maka diberlakukan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO),

pemanfaatan sumber energi primer setempat, dan pemanfaatan energi baru dan

terbarukan. Kebijakan pengamanan pasokan energi primer untuk pembangkit tenaga

listrik dilakukan melalui dua sisi yaitu pada sisi pelaku usaha penyedia energi primer

dan pada sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik.

Kebijakan di sisi pelaku usaha penyedia energi primer antara lain: pelaku usaha di

bidang energi primer khususnya batubara dan gas diberikan kesempatan yang

seluas-luasnya untuk memasok kebutuhan energi primer bagi pembangkit tenaga

listrik sesuai harga dengan nilai keekonomiannya. Kebijakan lainnya seperti

pemberian insentif dapat pula diimplementasikan.

Kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik dapat

terdiri dari fosil (batubara lignit, gas marginal) maupun non-fosil (air, panas bumi,

5

biomassa, dan lain-lain). Pemanfaatan energi primer setempat tersebut

memprioritaskan pemanfaatan energi terbarukan dengan tetap memperhatikan aspek

teknis, ekonomi, dan keselamatan lingkungan.

Sedangkan kebijakan di sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik antara lain:

kebijakan diversifikasi energi untuk tidak bergantung pada satu sumber energi

khususnya energi fosil dan konservasi energi. Untuk menjamin terselenggaranya

operasi pembangkitan maka pelaku usaha di pembangkitan perlu membuat

stockfilling untuk cadangan selama waktu yang disesuaikan dengan kendala

keterlambatan pasokan yang mungkin terjadi.

Sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 5 Tahun 2006 tentang Kebijakan Energi

Nasional (KEN) bahwa peranan masing-masing jenis energi terhadap konsumsi

energi nasional untuk energi baru dan energi terbarukan lainnya, menjadi lebih dari

5% pada tahun 2025.

2.3 Kebijakan Penanganan Listrik Desa dan Misi Sosial

Penanganan misi sosial dimaksudkan untuk membantu kelompok masyarakat tidak

mampu, dan melistriki seluruh wilayah Indonesia yang meliputi daerah yang belum

berkembang, daerah terpencil, dan pembangunan listrik perdesaan. Penanganan

misi sosial dimaksudkan untuk menjaga kelangsungan bantuan bagi masyarakat

tidak mampu, menjaga kelangsungan upaya perluasan akses pelayanan listrik pada

wilayah yang belum terjangkau listrik, mendorong pembangunan/pertumbuhan

ekonomi, dan meningkatkan kesejahteraan rakyat.

Penanganan misi sosial diperlukan untuk dapat dilaksanakan secara operasional

melalui PKUK. Agar efisiensi dan transparansi tercapai, maka usaha penyediaan

tenaga listrik seyogyanya dapat dilakukan dengan pemisahan fungsi sosial dan

komersial melalui pembukuan yang terpisah.

2.4 Kebijakan Lindungan Lingkungan

Pembangunan di bidang ketenagalistrikan dilaksanakan untuk mendukung

pembangunan yang berkelanjutan dan berwawasan lingkungan. Untuk itu

kerusakan dan degradasi ekosistem dalam pembangunan energi harus dikurangi

dengan membatasi dampak negatif lokal, regional maupun global yang berkaitan

dengan produksi tenaga listrik. Hal ini telah dinyatakan dalam Undang-undang

Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan bahwa setiap kegiatan usaha

ketenagalistrikan wajib memenuhi ketentuan yang disyaratkan dalam peraturan

perundang-undangan di bidang lingkungan hidup.

Sejalan dengan kebijakan di atas, Undang-undang Nomor 23 Tahun 1997 tentang

Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 1999

tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta produk hukum

lainnya, mengharuskan pemrakarsa memperhatikan norma dasar yang baku

tentang bagaimana menyerasikan kegiatan pembangunan dengan memperhatikan

6

lingkungan serta harus memenuhi baku mutu yang dikeluarkan oleh instansi yang

berwenang.

Untuk itu semua kegiatan ketenagalistrikan yang berpotensi menimbulkan dampak

besar dan penting wajib melakukan AMDAL (ANDAL, RKL dan RPL) sedangkan

yang tidak mempunyai dampak penting diwajibkan membuat Upaya Pengelolaan

Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL) sesuai dengan

ketentuan peraturan perundang-undangan.

2.5 Kebijakan Standardisasi, Keamanan Dan Keselamatan, Serta Pengawasan

Listrik selain bermanfaat bagi kehidupan masyarakat juga dapat mengakibatkan

bahaya bagi manusia apabila tidak dikelola dengan baik. Pemerintah dalam rangka

keselamatan ketenagalistrikan menetapkan standardisasi, pengamanan instalasi

peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan

antara lain melindungi masyarakat dari bahaya yang diakibatkan oleh tenaga listrik,

meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan, meningkatkan efisiensi dalam

pengoperasian dan pemanfaatan tenaga listrik.

Kebijakan dalam standardisasi meliputi:

1. Standar Peralatan Tenaga Listrik, yaitu alat atau sarana pada instalasi

pembangkitan, penyaluran, dan pemanfaatan tenaga listrik.

2. Standar Pemanfaat Tenaga Listrik, yaitu semua produk atau alat yang dalam

pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk berfungsinya produk atau

alat tersebut, antara lain:

alat rumah tangga (household appliances) dan komersial / industri;

alat kerja (handheld tools);

perlengkapan pencahayaan;

perlengkapan elektromedik listrik.

Atas pertimbangan keselamatan, keamanan, kesehatan dan aspek lingkungan

maka SNI terbagi dalam standar sukarela dan peralatan dan pemanfaatan harus

memenuhi standar wajib.

Kebijakan keamanan instalasi meliputi: kelaikan operasi instalasi tenaga listrik,

keselamatan peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, dan kompetensi tenaga

teknik. Instalasi tenaga listrik yang laik operasi dinyatakan dengan Sertifikat Laik

Operasi. Untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang memenuhi Standar

Nasional Indonesia dinyatakan dengan Sertifikat Produk untuk dapat membubuhi

Tanda SNI (SNI) pada peralatan tenaga listrik dan penerbitan Sertifikat Tanda

Keselamatan (S) pada pemanfaat tenaga listrik dan tenaga teknik yang kompeten

dinyatakan dengan Sertifikat Kompetensi.

2.6 Kebijakan Penanggulangan Krisis Penyediaan Tenaga Listrik

Dalam upaya menanggulangi daerah-daerah yang mengalami krisis penyediaan

tenaga listrik, dilakukan melalui dua pendekatan, yaitu melalui Program

7

Penanggulangan Jangka Pendek (1 - 2 tahun kedepan) dan Program

Penanggulangan Jangka Menengah/Panjang (memerlukan waktu konstruksi 3 - 5

tahun).

Program penanggulangan jangka pendek dilakukan untuk penyelesaian krisis

penyediaan tenaga listrik secara cepat sebelum pembangkit yang sudah

direncanakan selesai dibangun, sehingga pemadaman yang terjadi dapat dihindari

secepat mungkin. Program ini dilakukan melalui kegiatan penambahan kapasitas

pembangkit dan penyaluran daya melalui jaringan transmisi dan distribusi.

Penambahan daya dilakukan melalui sewa pembangkit, pembelian kelebihan

kapasitas pembangkit captive dan pengadaan pembangkit baru yang cepat masa

pembangunannya. Di samping itu dilakukan upaya pengurangan beban puncak

melalui pengurangan pemakaian listrik pada saat beban puncak.

Program penanggulangan jangka menengah/panjang dengan pembangunan

pembangkit tenaga listrik yang baru, baik oleh PLN maupun IPP yang memerlukan

waktu konstruksi 3 - 5 tahun.

8

BAB III

TINJAUAN KONDISI TENAGA LISTRIK NASIONAL

3.1 Kondisi Infrastruktur Ketenagalistrikan Saat Ini

3.1.1 Pembangkit Tenaga Listrik

Dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional, penyediaan tenaga

listrik di Indonesia tidak hanya semata-mata dilakukan oleh PT PLN

(Persero) saja, tetapi juga dilakukan oleh pihak lain seperti swasta,

koperasi, dan BUMD.

Usaha penyediaan tenaga listrik yang telah dilakukan oleh swasta, koperasi

atau BUMD tersebut diantaranya adalah membangun dan mengoperasikan

sendiri pembangkit tenaga listrik yang tenaga listriknya di jual kepada PT

PLN (Persero) atau lebih dikenal dengan pembangkit swasta atau

Independent Power Producer (IPP) atau membangun dan mengoperasikan

sendiri pembangkitan, transmisi dan distribusi tenaga listrik secara

terintegrasi yang tenaga listriknya dijual langsung kepada konsumen di suatu

wilayah usaha khusus yang dikenal dengan istilah pembangkit terintegrasi

atau Private Power Utility (PPU).

Sampai dengan akhir tahun 2008, total kapasitas terpasang pembangkit

tenaga listrik nasional adalah sebesar 30.527 MW yang terdiri atas

pembangkit milik PT PLN (Persero) sebesar 25.451 MW (83%), IPP sebesar

4.159 MW (14%) dan PPU sebesar 916 MW (3%). Kapasitas terpasang

pembangkit tersebut mengalami penambahan sebesar 5.480 MW sejak

tahun 2004 atau meningkat sebesar 22% selama periode 5 tahun.

Grafik 3.1

Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

MW

PPU 523 523 526 493 916

IPP 3,222 3,222 3,222 3,984 4,159

PLN 21,302 22,346 24,675 25,084 25,451

2004 2005 2006 2007 2008

25,047 26,091

28,422 29,562

30,527

PPU: Private Power Utility (Pembangkit Terintegrasi) IPP : Independent Power Producer

9

Sedangkan distribusi penyebaran kapasitas terpasang pembangkit untuk

pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 3.1.

Tabel 3.1

Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik

No. Pulau Kapasitas

Terpasang (MW)

1. Sumatera 4.941

2. Jawa-Madura-Bali 22.599

3. Kalimantan 1.178

4. Sulawesi 1.195

5. Nusa Tenggara 265

6. Maluku 182

7. Papua 168

Indonesia 30.527

3.1.2 Transmisi Tenaga Listrik

Sistem kelistrikan yang ada di kepulauan Indonesia belum sepenuhnya

terintegrasi pada jaringan transmisi tenaga listrik. Saat ini sistem kelistrikan

yang telah terintegrasi dengan baik hanya di pulau Jawa-Madura-Bali,

dimana sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali memiliki 2 sistem interkoneksi,

yaitu Saluran Udara Tegangan Ekstra Tinggi (SUTET) 500 kV sebagai tulang

punggung utama (Back Bone) jaringan dan Saluran Udara Tegangan Tinggi

(SUTT) 150 kV sebagai jaringan pendukung. Di pulau Sumatera, sistem

kelistrikan Sumatera Bagian Utara (Sumbagut) yang menghubungkan

Provinsi Nanggroe Aceh Darusalam (NAD) dan Sumatera Utara telah

terinterkoneksi pada SUTET 275 KV, namun jaringan transmisi tenaga listrik

ini belum seluruhnya terhubung pada sistem kelistrikan Sumatera. Sistem

yang menghubungkan sistem Sumatera Barat dan Riau (Sumbar-Riau)

sudah terintegrasi dengan baik. Pada bulan November 2004, sistem

kelistrikan di Provinsi Sumatera Selatan telah mengintegrasikan Provinsi

Sumatera Selatan, Provinsi Jambi, Bengkulu dan Lampung menjadi Sistem

Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel), dan selanjutnya pada bulan Agustus

2006, sistem kelistrikan Sumbagut-Sumbagsel telah diintegrasikan dengan

SUTT 150 kV.

Di pulau Kalimantan, sebagian kecil sistem kelistrikan Provinsi Kalimantan

Tengah dengan Kalimantan Selatan sudah terhubung melalui SUTT 150 KV.

10

Sedangkan di pulau Sulawesi sistem kelistrikan Sulawesi yang meliputi

Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Tenggara, Sulawesi

Utara dan Gorontalo masih banyak dipasok dengan sistem yang tersebar,

akan tetapi beberapa daerah telah terhubung dengan SUTT 150 KV. Adapun

sistem kelistrikan Nusa Tenggara, Maluku dan Papua belum memiliki SUTET

dan SUTT dikarenakan pada umumnya sistem kelistrikannya masih terisolasi

dan tersebar serta kelas kapasitas pembangkit tenaga listrik yang dimiliki

masih relatif kecil.

Sampai dengan akhir tahun 2008, total panjang jaringan transmisi tenaga

listrik yang telah dibangun oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 34.1184

kms yang terdiri atas SUTET 500 kV sepanjang 5.092 kms, SUTET 275 kV

sepanjang 782 kms, SUTT 150 kV sepanjang 23.679 kms, SUTT 70 kV

sepanjang 4.619 kms, dan SUTT 25 – 30 kV sepanjang 12 kms. Total

panjang jaringan transmisi tenaga listrik tersebut mengalami penambahan

sebesar 3.390 kms sejak tahun 2004 atau mengalami peningkatan sebesar

11% selama periode 5 tahun. Sedangkan hasil yang dicapai dalam

pembangunan transmisi tenaga listrik untuk pulau-pulau utama adalah

sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 3.2.

Tabel 3.2

Panjang Transmisi Tenaga Listrik

No. Pulau SUTET

(kms)

SUTT

(kms)

Total

(kms)

1. Sumatera 782 8.906 9.689

2. Jawa-Madura-Bali 5.092 15.501 20.593

3. Kalimantan - 1.429 1.429

4. Sulawesi - 2.474 2.462

5. Nusa Tenggara - - -

6. Maluku - - -

7. Papua - - -

Indonesia 5.874 28.310 34.184

3.1.3 Distribusi Tenaga Listrik

Sampai dengan akhir tahun 2008, total panjang jaringan distribusi tenaga

listrik yang telah dibangun oleh PT PLN (Persero) adalah sepanjang 614.925

kms yang terdiri atas Jaringan Tegangan Menengah (JTM) sepanjang

261.163 kms dan Jaringan Tegangan Rendah (JTR) sepanjang 353.762

11

kms. Total panjang jaringan distribusi tenaga listrik tersebut mengalami

penambahan sebesar 55.836 kms sejak tahun 2004 atau mengalami

peningkatan sebesar 10% selama periode 5 tahun.

Grafik 3.2

Perkembangan Jaringan Transmisi dan Distribusi Tenaga Listrik

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

Panja

ng (

kms)

Transmisi 30,534 30,686 32,905 33,151 34,184

Distribusi 607,755 563,838 573,049 598,498 614,925

2004 2005 2006 2007 2008

Sedangkan hasil yang dicapai dalam pembangunan distribusi tenaga listrik

untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana diperlihatkan pada Tabel 3.3.

Tabel 3.3

Panjang Distribusi Tenaga Listrik

No. Pulau JTM

(kms)

JTR

(kms)

Total

(kms)

1. Sumatera 72.131 77.431 149.562

2. Jawa-Madura-Bali 128.364 217.912 346.276

3. Kalimantan 23.695 21.441 45.136

4. Sulawesi 23.017 23.795 46.812

5. Nusa Tenggara 7.473 7.315 14.788

6. Maluku 4.484 2.337 6.821

7. Papua 1.999 3.531 5.530

Indonesia 261.163 353.762 614.925

12

Gambar 3.1. Perkembangan Penyediaan Tenaga Listrik Nasional

Tahun 2008

Grissi

k

Samudra Pasifik

AUSTRALIA

Samudra

Hindia

Bangkok

Phnom

Penh

Ban

Mabtapud

Ho Chi

Minh City

CAMBODIA

VIETNAM

THAILAND LAOS

Khanon

Songkhla

Erawan

Bangkot

LawitJerneh

WEST

MALAYSIA

Penang

Kerteh

Kuala

Lumpur

Manila

Philipines

NatunaAlph

a

Kota

KinibaluBRUNEI

Bandara Seri

Begawan

Bintulu

MALAYSIATIMUR

Kuching

Banda Aceh

Lhokseumawe

Medan

Duri

Padang

Jambi

Bintan

SINGAPORE

Samarinda

Balikpapan

Bontang

Banjarmasin

Manado

Ujung

Pandang

BURU SERAM

Ternate HALMAHERA

Sorong

Jakarta

Surabaya

Bangkalan

BALI SUMBAW

A

LOMBOK

FLORES

SUMBA

TIMOR

LESTE

I N D O N E S I A

Duyong

West Natuna

Port

Dickson

Port Klang

Mogpu

Dumai

Batam

Guntong

MADURAJamali :• Pembangkit: 22.599 MW• 500 kV: 5.092 kms• 150 kV: 11.844 kms• 70 kV: 3.657 kms• JTM : 128.364 kms• JTR : 217.912 kms

Sumatera :• Pembangkit: 4.941 MW• 275 kV: 782 kms• 150 kV: 8.572 kms• 70 kV: 334 kms• JTM : 72.131 kms• JTR : 77.431 kms

Kalimantan :• Pembangkit: 1.178 MW• 150 kV: 1.305 kms• 70 kV: 123 kms• JTM : 23.695 kms• JTR : 21.441 kms

Sulawesi :• Pembangkit: 1.195 MW• 150 kV: 1.957 kms• 70 kV: 505 kms• JTM : 23.017 kms• JTR : 23.795 kms

Jayapura

Merauke

Maluku : • Pembangkit: 182 MW• JTM : 4.484 kms• JTR : 2.337 kms

Papua :• Pembangkit: 168 MW• JTM : 1.999 kms• JTR : 3.531 kms

: Transmisi yang sudah ada

: Transmisi yang direncanakan

: Pembangkit Listrik

TOTAL TOTAL •• KAPASITAS PEMBANGKIT : 30KAPASITAS PEMBANGKIT : 30.527.527 MWMW•• PANJANG JARINGAN:PANJANG JARINGAN:-- 500 KV : 500 KV : 55..092 092 kmskms-- 275 KV : 275 KV : 782 782 kmskms-- 150 KV : 150 KV : 2323..679 679 kmskms-- 70 KV : 70 KV : 44..619 619 kmskms-- JTM : 2JTM : 26161..163163 kmskms-- JTR : 3JTR : 35353..762762 kmskms

Palembang

Semarang

MataramDenpasar Bima

Ambon

Laut

China

Selatan

Nusa Tenggara:• Pembangkit: 265 MW• JTM : 7.473 kms• JTR : 7.315 kms

Grissi

k

Samudra Pasifik

AUSTRALIA

Samudra

Hindia

Bangkok

Phnom

Penh

Ban

Mabtapud

Ho Chi

Minh City

CAMBODIA

VIETNAM

THAILAND LAOS

Khanon

Songkhla

Erawan

Bangkot

LawitJerneh

WEST

MALAYSIA

Penang

Kerteh

Kuala

Lumpur

Manila

Philipines

NatunaAlph

a

Kota

KinibaluBRUNEI

Bandara Seri

Begawan

Bintulu

MALAYSIATIMUR

Kuching

Banda Aceh

Lhokseumawe

Medan

Duri

Padang

Jambi

Bintan

SINGAPORE

Samarinda

Balikpapan

Bontang

Banjarmasin

Manado

Ujung

Pandang

BURU SERAM

Ternate HALMAHERA

Sorong

Jakarta

Surabaya

Bangkalan

BALI SUMBAW

A

LOMBOK

FLORES

SUMBA

TIMOR

LESTE

I N D O N E S I A

Duyong

West Natuna

Port

Dickson

Port Klang

Mogpu

Dumai

Batam

Guntong

MADURAJamali :• Pembangkit: 22.599 MW• 500 kV: 5.092 kms• 150 kV: 11.844 kms• 70 kV: 3.657 kms• JTM : 128.364 kms• JTR : 217.912 kms

Sumatera :• Pembangkit: 4.941 MW• 275 kV: 782 kms• 150 kV: 8.572 kms• 70 kV: 334 kms• JTM : 72.131 kms• JTR : 77.431 kms

Kalimantan :• Pembangkit: 1.178 MW• 150 kV: 1.305 kms• 70 kV: 123 kms• JTM : 23.695 kms• JTR : 21.441 kms

Sulawesi :• Pembangkit: 1.195 MW• 150 kV: 1.957 kms• 70 kV: 505 kms• JTM : 23.017 kms• JTR : 23.795 kms

Jayapura

Merauke

Maluku : • Pembangkit: 182 MW• JTM : 4.484 kms• JTR : 2.337 kms

Papua :• Pembangkit: 168 MW• JTM : 1.999 kms• JTR : 3.531 kms









Palembang

Semarang

MataramDenpasar Bima

Ambon

Laut

China

Selatan

Nusa Tenggara:• Pembangkit: 265 MW• JTM : 7.473 kms• JTR : 7.315 kms

3.2 Rasio Elektrifikasi

Rasio elektrifikasi didefinisikan sebagai jumlah rumah tangga yang sudah berlistrik

dibagi dengan jumlah rumah tangga yang ada. Perkembangan rasio elektrifikasi

secara nasional dari tahun ke tahun mengalami kenaikan, yaitu dari 61,04% pada

tahun 2004 menjadi 65,10% pada tahun 2008 (dari total rumah tangga di seluruh

Indonesia sebesar 55.376.392 KK sebanyak 36.078.726 KK sudah menikmati

akses aliran listrik).

Sedangkan rasio elektrifikasi untuk pulau-pulau utama adalah sebagaimana

diperlihatkan pada Tabel 3.4.

13

Tabel 3.4.

Rasio Elektrifikasi

No. Pulau Persen (%)

1. Sumatera 60,6

2. Jawa-Madura-Bali 72,0

3. Kalimantan 57,6

4. Sulawesi 55,3

5. Nusa Tenggara 28,6

6. Maluku 52,4

7. Papua 32,3

Indonesia 65,1

3.3 Kondisi Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik

Permintaan tenaga listrik dari tahun ke tahun terus mengalami peningkatan dengan

pertumbuhan rata-rata sekitar 7% per tahun. Sementara itu pengembangan sarana

dan prasarana ketenagalistrikan khususnya penambahan kapasitas pembangkit

selama lima tahun terakhir (2004-2008) hanya tumbuh rata-rata sebesar 4,4% per

tahun. Ketidakseimbangan antara permintaan dengan penyediaan tenaga listrik

tersebut, mengakibatkan kekurangan pasokan tenaga listrik di beberapa daerah

terutama di luar sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali tidak dapat dihindari. Kondisi

pertumbuhan penyediaan tenaga listrik yang rendah tersebut juga merupakan

akibat krisis ekonomi yang melanda Indonesia pada periode tahun 1998/1999,

dimana pada saat itu pertumbuhan kapasitas terpasang hanya tumbuh sebesar

1,13%.

Pertumbuhan ekonomi Indonesia saat ini memerlukan dukungan pasokan energi

yang handal termasuk tenaga listrik. Kebutuhan tenaga listrik akan semakin

meningkat sejalan dengan perkembangan ekonomi dan pertumbuhan penduduk.

Semakin meningkatnya ekonomi pada suatu daerah mengakibatkan konsumsi

tenaga listrik akan semakin meningkat pula. Kondisi ini tentu harus diantisipasi

sedini mungkin agar penyediaan tenaga listrik dapat tersedia dalam jumlah yang

cukup dan harga yang memadai. Dengan mempertimbangkan asumsi pertumbuhan

ekonomi nasional rata-rata tumbuh sebesar 6,1% pertahun dan pertumbuhan

penduduk secara nasional tumbuh sebesar 1,3% pertahun, prakiraan kebutuhan

tenaga listrik nasional sesuai Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional 2008-

2027 diperkirakan akan mencapai rata-rata sebesar 9,2 % per tahun.

14

Tingginya perkiraan pertumbuhan rata-rata kebutuhan tenaga listrik nasional yang

sebesar 9,2% tersebut juga memperhatikan banyaknya daftar tunggu calon

pelanggan PT PLN (Persero) yang jumlah kapasitasnya telah mencapai kurang

lebih sekitar 6.000 MW akibat diterapkannya pembatasan penjualan tenaga listrik

(suppressed demand) pada tahun-tahun sebelumnya.

3.4 Prioritas Pengembangan Infrastruktur Ketenagalistrikan ke Depan

3.4.1 Pembangkit Tenaga Listrik

Pengembangan kapasitas penyediaan tenaga listrik diarahkan pada

pertumbuhan yang realistis dan diutamakan untuk menyelesaikan krisis

penyediaan tenaga listrik yang terjadi di beberapa daerah, meningkatkan

cadangan dan terpenuhinya margin cadangan (Sistem Jawa-Madura-Bali

30% dan Sistem Luar Jawa-Madura Bali 40%) dengan mengutamakan

pemanfaatan sumber energi setempat atau energy baru terbarukan serta

meniadakan rencana pengembangan pembangkit BBM. Pengembangan

pembangkit BBM, dikecualikan untuk penangulangan daerah krisis

penyediaan tenaga listrik jangka pendek (satu hingga dua tahun ke depan)

sambil menunggu selesainya pembangunan pembangkit non-BBM yang

telah direncanakan, dengan melakukan sewa pembangkit yang

menggunakan bahan bakar MFO. Apabila pembangkit non-BBM yang telah

direncanakan tersebut telah beroperasi, maka pembangkit BBM tersebut di

non-operasikan.

Mempertimbangkan tingginya pertumbuhan tenaga listrik, memberikan akses

listrik kepada seluruh masyarakat dan mendorong pemanfaatan energi baru

terbarukan, maka program percepatan pembangunan pembangkit 10.000

MW tahap II yang komposisi energi primernya beragam (tidak hanya

batubara) ditawarkan untuk dikembangkan oleh PT PLN (Persero) maupun

swasta dengan memberikan fasilitas sebagaimana yang telah dilaksanakan

dalam program percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I.

Pengembangan PLTU batubara skala kecil dapat dipertimbangkan sebagai

salah satu alternatif untuk menggantikan pembangkit listrik yang

menggunakan bahan bakar minyak pada sistem skala kecil untuk menekan

biaya operasi sistem kelistrikan. Disamping itu, pengembangan PLTU

batubara skala kecil ini dapat juga dimanfaatkan untuk mengganti peranan

sebagian PLTD yang ada di sistem kelistrikan di Luar Jawa-Madura-Bali

yang dominasinya masih cukup tinggi. Sebagai pengembang PLTU

batubara skala kecil ini adalah PT PLN (Persero) atau swasta.

Dengan mempertimbangkan sulitnya memperoleh lahan untuk membangun

pembangkit tenaga listrik skala besar di pulau Jawa dan mempertimbangkan

semakin meningkatnya beban puncak dari tahun ke tahun, maka

pengembangan PLTU batubara dengan kapasitas 1.000 MW dengan

teknologi supercritical boiler untuk memperoleh efisiensi dan tingkat emisi

yang lebih baik, dapat dikembangkan oleh PT PLN (Persero) dan swasta.

15

3.4.2 Transmisi Tenaga Listrik

Prinsip dasar pengembangan sistem transmisi tenaga listrik diarahkan

kepada pertumbuhan sistem, peningkatan keandalan sistem dan mengurangi

kendala pada sistem penyaluran serta adanya pembangunan pembangkit

baru. Mengingat bahwa Pemerintah saat ini tengah melaksanakan program

percepatan pembangunan pembangkit 10.000 MW tahap I dan rencana

kedepan melaksanakan program percepatan pembangunan pembangkit

10.000 MW tahap II, maka pengembangan sistem transmisi tenaga listrik

kedepan lebih diprioritaskan pembangunannya untuk menyalurkan tenaga

listrik dari pembangkit tenaga listrik baru tersebut.

Pada saat ini, sistem besar yang sudah terintegrasi dengan baik adalah

Sistem Jawa-Madura-Bali dan Sistem Sumatera. Sedangkan sistem

kelistrikan di pulau lainnya seperti Sulawesi sudah lebih baik sistemnya di

daerah bagian utara dan selatan. Adapun sistem kelistrikan di pulau lainnya

seperti Kalimantan, Nusa Tenggara, Maluku dan Papua perlu mendapatkan

perhatian lebih dalam pengembangan sistem penyalurannya khususnya

dalam upaya peningkatan keandalan.

Dalam jangka menengah, diharapkan Sistem Sumatera sudah terintegrasi

seluruhnya menggunakan jaringan tegangan ekstra tinggi 275 kV yang saat

ini sistemnya telah terinterkoneksi di jaringan tegangan tinggi 150 kV.

Dengan masuknya beberapa pembangkit tenaga listrik yang berskala besar,

dalam kurun waktu jangka panjang sistem di Kalimatan dan Sulawesi

diharapkan pula sudah terhubung dengan baik.

Pengembangan sistem penyaluran diarahkan pada pengembangan sistem

tegangan 500 kV dan 150 kV untuk Sistem Jawa-Madura-Bali dan 275 kV,

150 kV dan 70 kV untuk sistem di luar Jawa-Madura-Bali. Upaya

pengembangan penyaluran secara terinterkonesi antara Sistem Jawa-

Madura-Bali dengan Sistem Sumatera dapat dilakukan setelah dilakukan

kajian secara mendalam dengan memperhatikan beberapa aspek, antara

lain aspek teknis, ekonomis dan sosial. Sedangkan rencana pembangunan

cross-link 500 kV dari Pulau Jawa ke Pulau Bali adalah merupakan salah

satu opsi yang dapat dilakukan dalam mengantisipasi pertumbuhan beban di

Bali.

Dalam pengembangan gardu induk, sistem tegangan yang dipilih diarahkan

pada kesesuaian pengembangan sistem transmisinya. Penambahan trafo

diprioritaskan bila pembebanan trafo pada GI terpasang sudah mencapai

70% dari kapasitasnya. Sedangkan pembangunan GI baru dapat

dipertimbangkan untuk dilakukan bila pasokan pada suatu kawasan sudah

tidak mampu dipenuhi dari GI yang ada disekitarnya yang diindikasikan

dengan pembebanan trafo GI sudah melebihi 70% dan kapasitasnya sudah

memiliki kapasitas optimum.

16

3.4.3 Distribusi Tenaga Listrik

Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk dapat

mengantisipasi pertumbuhan tenaga listrik, mempertahankan tingkat

keandalan yang diinginkan dan efisien serta meningkatkan kualitas

pelayanan.

Apabila dengan pertimbangan pemenuhan tenaga listrik secara terintegrasi

dengan sistem kelistrikan lain di nilai kurang/tidak efisien, maka jaringan

terisolasi dapat diterapkan. Pengertian dari jaringan terisolasi adalah jaringan

distribusi tenaga listrik yang berdiri sendiri dan tidak terhubung langsung

dengan JTN dengan wilayah pelayanan terbatas.

17

BAB IV

RENCANA PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN

4.1 Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

4.1.1 Kondisi Sistem

Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam sebagian

besar dipasok oleh Pusat Pengaturan dan Penyaluran Beban (P3B)

Sumatera melalui jaringan transmisi 150 kV dalam Sistem Interkoneksi

Sumatera Bagian Utara (Sumbagut). Disamping itu beberapa daerah di NAD

masih merupakan sistem-sistem kecil seperti Sistem Sabang, Meulaboh,

Blangpidie, Tapaktuan, Sinabang, Takengon, Blangkejeren, Kutacane dan

Subulussalam.

Dari 10 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Nanggroe Aceh

Darussalam, 2 sistem (Sistem Blangpidie dan Tapaktuan) berada dalam

kondisi “Siaga” dan 8 sistem lainnya (Sistem Sumbagut, Sabang,

Meoulaboh, Sinabang, Takengon, Blangkejeren, Kutacane, dan

Subulussalam) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam baru

mencapai 76,98% dan rasio desa berlistrik sebesar 87,17%. Adapun daftar

tunggu PLN telah mencapai 7.649 permintaan atau sebesar 19,3 MVA.

Gambar 4.1

Kondisi Kelistrikan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

4

SISTEM MEOULABOHSISTEM MEOULABOH

Kapasitas terpasang : 28,20 MW

Daya mampu : 13,95 MW

Beban puncak : 22,16 MW

Defisit : -8,21 MW

SISTEM INTERKONEKSISISTEM INTERKONEKSI

SUMBAGUTSUMBAGUT

Kapasitas terpasang : 1.724,60 MW

Daya mampu : 1.169,40 MW

Beban puncak : 1.270,70 MW

Defisit : -101,30 MW

SISTEM SINABANGSISTEM SINABANG




Defisit : -0,60 MW

SISTEM SUBULUSSALAMSISTEM SUBULUSSALAM




Defisit : -5,28 MW

SISTEM TAPAKTUANSISTEM TAPAKTUAN




Surplus : 0,40 MW

SISTEM BLANGPIDIESISTEM BLANGPIDIE




Surplus : 1,92 MW

SISTEM SABANGSISTEM SABANG




Defisit : -0,50 MW SISTEM TAKENGONSISTEM TAKENGON




Defisit : -7,60 MW

SISTEM KUTACANESISTEM KUTACANE




Defisit : -2,00 MW

SISTEM BLANGKEJERENSISTEM BLANGKEJEREN




Defisit : -0,20 MW

18

4.1.2 Neraca Daya

Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam, Sumatera Utara, Sumatera Barat,

Riau, Kepulauan Riau, Bengkulu, Jambi, Sumatera Selatan dan Lampung

sistem kelistrikannya telah terinterkoneksi dengan baik pada jaringan

transmisi tenaga listrik 150 kV yang dikenal dengan nama Sistem Sumatera.

Dengan demikian, neraca daya seluruh provinsi tersebut direpresentasikan

oleh neraca daya Sistem Sumatera, dimana pada tahun 2010 kapasitas

sistem belum dapat memenuhi beban puncak yang ada sehingga mengalami

defisit sebesar 460 MW. Adapun pada tahun-tahun selanjutnya kondisi

Sistem Sumatera berada pada kondisi baik.

Tabel 4.1

Neraca Daya Sistem Sumatera

URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176

Sumatera Utara GWH 7.008 7.543 8.124 8.756 9.441

Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649

Total Kebutuhan GWH 18.371 19.830 21.419 23.147 25.026

Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9

Susut Pemakaian Sendiri % 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0

Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202

Daya Terpasang MW 2.729 3.318 4.728 5.297 6.743

Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

4.1.3 Rencana Tambahan Infrastruktur Ketenagalistrikan

Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

diperkirakan rata-rata 1,0% per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi

untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 5,1% per tahun, sehingga

dengan asumsi tersebut permintaan energi listrik diperkirakan tumbuh rata-

rata sebesar 9% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nanggroe Aceh

Darussalam, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan

dari tahun 2010-2014 sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 409 MW (sekitar 31 MW diharapkan

dapat beroperasi pada tahun 2010)

Transmisi tenaga listrik 1.329 kms

Gardu induk 420 MVA

Program energi baru terbarukan (EBT) dan jaringan:

o PLTS 50 WP tersebar sebanyak 30.100 unit

o PLTS terpusat 15 kW 4 unit

o PLTMH 710 kW

o PLT Angin 320 kW

19

o Gardu distribusi 1.125 unit (58.000 kVA)

o Jaringan Tegangan Menengah 3.120 kms

o Jaringan Tegangan Rendah 3.200 kms

o PLTD 9 unit (2.250 kW).

Tabel 4.2

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik

Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

PLTD HSD Takengon (sewa) 4 MW 2010 PLN

PLTD HSD Calang (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Sinabang (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Subussalam (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Kutacane (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Blangkejeren (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Sabang (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTU Meulaboh (sewa) 15 MW 2010 IPP

PLTM Blangkejeran 1 MW 2011 PLN

PLTU NAD (Meulaboh) 2 x 110 MW 18% 2011 Perpres 71

PLTA Peusangan 1-2 86 MW 2013 PLN

PLTM Blangkejeran 1 MW 2013 PLN

PLTP Jaboi 1 x 7 MW 2013 IPP

PLTP Seulawah Agam 1 x 55 MW 2014 IPP

PLTU Sabang 2 x 4 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

Keterangan

409

Progress CODPendek Menengah/Panjang

Jangka

31,0 378

Tabel 4.3 Rencana Pengembangan Jaringan Transmisi Tenaga Listrik


1 Panton Labu Incomer (Idi -Lhok Seumawe) 150 1 2009

2 Takengon PLTA Peusangan 1 150 22 5 2009

3 PLTA Peusangan 1 PLTA Peusangan 2 150 14 2009

4 PLTA Peusangan 2 Bireun 150 114 6 2009

5 Sidikalang Subulussalam 150 130 10 2009

6 Meulaboh Sigli 150 333 25,05 2010

7 PLTU Meulaboh Meulaboh 150 60 2010

8 Meulaboh Blang Pidie 150 190 2010

9 Brastagi Kuta Cane 150 200 2010

10 Jantho Incomer (Sigli -Banda Aceh) 150 1 2010

11 Blang Pidie Tapak Tuan 150 130 2010

12 Cot Trueng Incomer ( Bireun - Lhokseumawe) 150 6 2012

13 Takengon PLTA Peusangan 1 150 22 2012

14 PLTP Seulawah Agam Incomer (Sigli - Banda Aceh) 150 16 2014

15 Banda Aceh Krueng Raya 150 90 2014

JUMLAH 1.329

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

20

Tabel 4.4

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

NO. LOKASIRASIO TRAFO

(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Banda Aceh 150/20 Extension 60 2009

2 Takengon 150/20 New 30 2009

3 Subulussalam 150/20 New 30 2009

4 Panton Labu 150/20 New 30 2009

5 Bireun Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

6 Peusangan 1 150/20 Extension 4 LB 2009

7 Peusangan 2 150/20 Extension 4 LB 2009

8 Meulaboh 150/20 New 30 2010

9 PLTU Meulaboh Pembangkit New 2 LB 2010

10 Sigli Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

11 Kuta Cane 150/20 New 30 2010

12 Brastagi Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

13 Jantho 150/20 New 30 2010

14 Blang Pidie 150/20 New 30 2010

15 Meulaboh Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

16 Tapak Tuan 150/20 New 30 2010

17 Cot Trueng 150/20 New 30 2012

18 PLTP Seulawah 150/20 Extension 4 LB 2012

19 Krueng Raya 150/20 New 30 2014

20 Banda Aceh Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2014

21 Takengon 150/20 Extension 30 2014

22 Meulaboh 150/20 Extension 30 2014

Jumlah 420

Tabel 4.5

Program Listrik Perdesaan Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam

KEGIATANKEGIATAN 20102010 20112011 20122012 20132013 20142014

PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 7.000 7.100 7.125 7.175

PLTS Terpusat 15 kW 1 1 1 1

PLTMH (kW) 140 140 200 230

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 220/10.750 220/11.250 220/11.250 230/11.750 255/13.000

Pembangunan JTM (KMS) 600 600 610 690 750

Pembangunan JTR (KMS) 550 550 600 670 700

PLTD (Unit/kW) 1/ 250 4/1.000 3/750 1/250 -


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 7.000 7.100 7.125 7.175


PLTMH (kW) 140 140 200 230

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80




PLTD (Unit/kW) 1/ 250 4/1.000 3/750 1/250 -

4.1.4 Perkiraan Kebutuhan Investasi

Untuk melaksanakan pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan 5 tahun

kedepan tersebut, dibutuhkan investasi sekitar USD 1.055,5 juta, dengan

rinciannya adalah pembangkitan USD 655,1 juta, transmisi USD 218,4 juta,

gardu induk USD 62,8 juta dan program EBT USD 119,2 juta.

21

Tabel 4.6

Rekapitulasi Infrastruktur dan Kebutuhan Investasi


Investasi (juta USD)

1 Pembangkit Tenaga Listrik (MW) 655,1

2 Transmisi Tenaga Listrik (kms) 218,4

3 Gardu Induk (MVA) 62,8

4 Program EBT dan Jaringan

- PLTS 50 Wp Tersebar 16,1

- PLTS Terpusat 15 kW 1,6

- PLTMH (kW) 3,9

- PLT Angin (kW) 1,9

- Gardu Distribusi (Unit/kVA) 1.125 58.000 9,9 - JTM (kms) 56,7

- JTR (kms) 27,8 - PLTD (Unit/kW) 9 2.250 1,3

1.055,5

4

30.100

420

3.200

3.120

320

710

409

1.329

No UraianVolume

2010 s.d 2014

4.2 Provinsi Sumatera Utara


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sumatera Utara hampir seluruh

bebannya (99,9%) dipasok oleh P3B Sumatera melalui jaringan transmisi

150 kV dalam Sistem Interkoneksi Sumatera Bagian Utara (Sumbagut).

Disamping itu beberapa daerah di Sumatera Utara masih merupakan sistem-

sistem kecil seperti Sistem Nias dan Nias Selatan.

3 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sumatera Utara berada

dalam kondisi “Defisit” (terjadi pemadaman sebagian pelanggan karena daya

mampu lebih kecil dari pada beban puncak).

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Utara mencapai 69,68% dan

rasio desa berlistrik sebesar 84,07%.

22

Gambar 4.2

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sumatera Utara

SISTEM NIASSISTEM NIAS




Defisit : -4,80 MW

SISTEM NIAS SELATANSISTEM NIAS SELATAN




Defisit : -1,60 MW


SUMBAGUTSUMBAGUT





4.2.2 Neraca Daya










Tabel 4.7

Neraca Daya Sistem Sumatera URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

23


Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Sumatera Utara diperkirakan

rata-rata 1,0% per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode

yang sama diproyeksikan sebesar 6,7% per tahun, sehingga dengan asumsi

tersebut permintaan energi listrik diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar

7,3% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sumatera Utara,

telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari tahun 2010-

2014 sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 1.986 MW (sekitar 340,8 MW

diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2010)


Gardu induk 4.670 MVA




o PLTMH 1.360 kW

o PLT Angin 320 kW



o Jaringan Tegangan Rendah 3.110 kms.

Tabel 4.8


Provinsi Sumatera Utara

PLTD HSD Gunung Sitoli (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Teluk Dalam (sewa) 3 MW 2010 PLN

PLTG Crash Program (Lot 2.3 & Lot 3) 139 MW 80% 2010 PLN

PLTA Asahan I 2 x 90 MW 2010 IPP

PLTM Parluasan 2 x 2,1 MW 2010 IPP

PLTM Aek Hutaraja 2 x 2,3 MW 2010 IPP

PLTM Tarabintang 5 MW 2010 IPP

PLTU Sumut (Pangkalan Susu) 2 x 220 MW 40% 2011 Perpres 71

PLTM Tarabintang 5 MW 2011 IPP

PLTM Pakat 2 x 5 MW 2011 IPP

PLTM Parlilitan 7,5 MW 2011 IPP

PLTG New Sumut 100 MW 2012 PLN

PLTA Asahan 3 2 x 87 MW 20% 2013 PLN

PLTU Pangkalan Susu Baru 1 x 200 MW 2013 PLN

PLTP Sarulla 1 2 x 110 MW 2013 IPP

PLTU Nias 2 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Pangkalan Susu Baru 1 x 200 MW 2014 PLN



PLTP Sorik Merapi 1 x 55 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

KeteranganCODPendek

Jangka Progress

1.986

Menengah/Panjang

340,8 1.646

24

Tabel 4.9

Rencana Pengembangan Jaringan Transmisi Tenaga Listrik


1 Padang Sidempuan PLTP Sarulla 275 138 46,91 2010

2 PLTP Sarulla Simangkok 275 194 43,50 2010

3 PLTA Asahan 1 Simangkok 275 16 79,07 2010

4 Simangkok Galang 275 318 46,98 2010

5 Galang Binjai 275 160 40,46 2010

6 Binjai PLTU Pangkalan Susu 275 160 46,55 2010

JUMLAH 275 kV 986

7 Dolok Sanggul Incomer ( Tele - Tarutung) 150 14 10 2009

8 Tanjung Marowa Kuala Namu 150 34 12,60 2009

9 Galang Namurambe 150 80 10,83 2010

10 Galang Tanj. Marowa 150 20 12,5 2010

11 P. Sidempuan Panyabungan 150 140 10 2010

12 Lima Puluh Incomer (K.Tanjung -Kisaran) 150 40 2010

13 Kuala Namu Incomer (Sei Rotan - Perbaungan) 150 30 2010

14 Porsea Simangkok 150 10 34,443 2010

15 PLTU Kuala Tanjung Kuala Tanjung 150 6 2012

16 PLTA Asahan III Simangkok 150 22 2012

17 PLTP Sorik Merapi Panyabungan 150 46 2014

18 Tanjung Pura Incomer (Binjai - P.Brandan) 150 30 2012

19 KIM KIM 2 150 2 2012

20 KIM Medan Pancing 150 20 2012

21 KIM 2 Medan Selayang 150 30 2012

22 PLTU Sumut Infrastucture Lamhotma 150 20 2012

JUMLAH 150 kV 544

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.10

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sumatera Utara


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Simangkuk 275/150 New 20,137 2010

2 Asahan 1 275/18 Kit / New 2010

3 Padang Sidempuan 275/150 IBT / New 500 2010

4 Galang 275/150 IBT / New 1000 2010

5 Sarulla 275/150 IBT / New 500 2010

6 Binjai 275/150 IBT / New 1000 2010

Jumlah 275/150 kV 3.000

7 Paya Geli 150/20 Extension 60 2009

8 Kisaran 150/20 Extension 30 2009

9 Labuhan 150/20 Extension 60 2009

10 Gunung Para 150/20 Extension 30 2009

11 KIM 150/20 Extension 60 2009

12 Tele 150/20 Extension 20 2009

13 Lamhotma 150/20 Extension 10 2009

14 Aek Kanopan 150/20 Extension 30 2009

15 Gunung Tua 150/20 Extension 30 2009

16 Dolok Sanggul 150/20 New 30 20 2009

17 Kuala namu 150/20 New 60 2009

18 Tanjung Marowa 150/20 Extension 2 LB 2009

19 Sidikalang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

20 Denai 150/20 Extension 60 2010

21 Denai 150/20 Extension 2 LB 2010

22 Namurambe 150/20 Extension 60 2010

23 Namurambe 150/20 Extension 2 LB 2010

24 Mabar 150/20 Extension 60 2010

25 Tebing Tinggi 150/20 Extension 60 2010

26 Sidikalang 150/20 Extension 30 2010

27 Sibolga 150/20 Extension 60 2010

28 Penyabungan 150/20 New 30 2010

25


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

29 P. Sidempuan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

30 Lima Puluh 150/20 New 30 2010

31 Namurambe 150/20 Extension 2 LB 2010

32 Tanjung Marowa 150/20 Extension 2 LB 2010

33 Galang 150/20 New 4 LB 17,5 2010

34 Pematang Siantar 150/20 Extension 60 2011

35 P. Sidempuan 150/20 Extension 60 2011

36 Tanjung Marowa 150/20 Extension 60 2011

37 Kuala namu 150/20 Extension 60 20 2011

38 Kuala Tanjung 150/20 Extension 2 LB 2012

39 PLTU Kuala Tanjung Pembangkit New 2 LB 2012

40 PLTA Asahan III Pembangkit New 2 LB 2012

41 GIS Listrik 150/20 Extension 60 2012

42 Rantau Prapat 150/20 Extension 20 2012

43 Tanjung Pura 150/20 New 30 2012

44 KIM 2 150/20 New 120 2012

45 Medan Pancing 150/20 New 30 2012

46 Lamhotma 150/20 Extension 3 LB 2012

47 Medan Selayang 150/20 New 30 2012

48 KIM 150/20 Extension 6 LB 2012

49 Sicanang 150/20 Extension 30 2013

50 Lima Puluh 150/20 Extension 30 2013

51 Medan Pancing 150/20 Extension 60 2013

52 Medan Selayang 150/20 Extension 60 2013

53 Kisaran 150/20 Extension 60 2014

54 Porsea 150/20 Extension 30 0,466 2014

55 Binjai 150/20 Extension 60 2014

Jumlah 150/20 kV 1.670

Tabel 4.11

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sumatera Utara


PLTS 50 Wp Tersebar 1.550 7.500 7.550 7.525 7.575


PLTMH (kW) 60 300 300 350 350

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80





PLTS 50 Wp Tersebar 1.550 7.500 7.550 7.525 7.575


PLTMH (kW) 60 300 300 350 350

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80







rinciannya adalah pembangkitan USD 2.988,2 juta, transmisi USD 187,5 juta,


26

Tabel 4.12




1 Pembangkit Tenaga Listrik (MW) 2.988,2






- PLTMH (kW) 7,4


- Gardu Distribusi (Unit/kVA) 1.400 71.250 12,2

- JTM (kms) 74,1

- JTR (kms) 39,6 - PLTD (Unit/kW) - -

3.524,1

3.610

3.110

2010 s.d 2014

1.360

320

No UraianVolume

4.670

31.700

4

1.986

1.530

4.3 Provinsi Sumatera Barat


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sumatera Barat sekitar 95% dipasok

oleh P3B Sumatera melalui jaringan transmisi 150 kV dalam Sistem

Interkoneksi Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) dan sisanya dipasok

pembangkit-pembangkit dalam sistem terisolasi di Pulau Mentawai.

Dari 2 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sumatera Barat, 1

sistem (Sistem Mentawai) berada dalam kondisi “Siaga” dan 1 sistem lainnya

(Sistem Sumbagsel) berada dalam kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Barat baru mencapai 69,37%

dan rasio desa berlistrik sebesar 100%. Adapun daftar tunggu PLN telah

mencapai 6.017 permintaan atau sebesar 7,6 MVA.

27

Gambar 4.3

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sumatera Barat

SISTEM INTERKONEKSI SISTEM INTERKONEKSI

SUMBAGSELSUMBAGSEL





SISTEM MENTAWAISISTEM MENTAWAI




Surplus : 1,10 MW

4.3.2 Neraca Daya










Tabel 4.13


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

28


Asumsi pertumbuhan penduduk tahun diperkirakan rata-rata 0.7% per tahun

sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan

sebesar 5,1% per tahun, sehingga dengan asumsí tersebut permintaan

energi listrik diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 7,2% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sumatera Barat,










o PLTMH 2.040 kW




Tabel 4.14


Provinsi Sumatera Barat

PLTD MFO Sungai Penuh (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTM Telun Berasap 6 MW 2010 IPP

PLTM Mangani 1,1 MW 2011 IPP

PLTM Kambahan 1,5 MW 2011 IPP

PLTM Tarusan 3 MW 2011 IPP

PLTM Bayang 6 MW 2011 IPP

PLTM Fatimah 1,4 MW 2011 IPP

PLTM Guntung 0,6 MW 2011 IPP

PLTM Sikarban 1,4 MW 2011 IPP

PLTM Lubuk Gadang 4 MW 2011 IPP

PLTM Sinamar 10 MW 2011 IPP

PLTM Sumpur 2 MW 2011 IPP

PLTM Gunung Tujuh 8 MW 2011 IPP

PLTU Sumbar (Sumbar Pesisir) 2 x 112 MW 7% 2012 Perpres 71

PLTM Gumanti 10 MW 2012 IPP

PLTM Muara Sako 2,5 MW 2012 IPP

PLTP Muara Laboh 2 x 110 MW 2014 IPP

MW MW

MWTotal

JUMLAH

Rencana CODPendek Menengah/Panjang

Jangka Progress

11,0 496

507

Keterangan

29

Tabel 4.15



1 Kiliranjao Payakumbuh 275 266 5 2010

2 Padang Sidempuan Payakumbuh 275 600 7,5 2010

JUMLAH 275 kV 866

3 Maninjau Padang Luar 150 42 2010

4 Padang Luar Payakumbuh 150 32 2010

5 Bangko Sungai Penuh 150 246 2010

6 PLTU Sumbar Pesel Bungus 150 50 46 2010

7 Bungus Kambang 150 180 2011

8 Pariaman Incomer (L.Alung - Maninjau) 150 4 2011

9 Kiliranjao Teluk Kuantan 150 52 2011

10 PLTP Kerinci Incomer (Bangko - Sungai Penuh) 150 20 2011

11 PLTP Muara Labuh Kambang 150 14 2014

JUMLAH 150 kV 640

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.16

Rencana Pengembangan Gardu Induk



(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Kiliranjao 275/150 IBT / New 250 2009

2 Payakumbuh 275/150 IBT / New 500 2010

Jumlah 275/150 kV 750

3 Padang Luar 150/20 Extension 60 2009

4 Padang Panjang 150/20 Extension 30 2009

5 Salak 150/20 Extension 20 2009

6 Maninjau 150/20 Extension 1 LB 2010

7 Padang Luar 150/20 Extension 2 LB 2010

8 Payakumbuh 150/20 Extension 1 LB 2010

9 Bungus 150/20 Extension 2 LB 2010

10 PLTU Sumbar Pesel Pembangkit New 2 LB 2010

11 Sungai Penuh 150/20 New 30 20 2010

12 Simpang Empat 150/20 Extension 60 100 2010

13 Maninjau 150/20 Extension 30 100 2010

14 Pariaman 150/20 Extension 2 LB 100 2010

15 Sungai Penuh 150/20 Extension 2 LB 2011

16 PLTP Sungai Penuh Pembangkit New 2 LB 2011

17 Kambang 150/20 New 30 2011

18 Bungus Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

19 Kiliranjao Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2011

20 PLTP Kerinci Pembangkit New 4 LB 2011

21 Payakumbuh 150/20 Extension 30 2012

22 Simpang Haru 150/20 Extension 30 2013

Jumlah 150/20 kV 320

30

Tabel 4.17

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sumatera Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 2.600 7.600 7.500 7.550 7.600


PLTMH (kW) 90 450 500 500 500





PLTS 50 Wp Tersebar 2.600 7.600 7.500 7.550 7.600


PLTMH (kW) 90 450 500 500 500








gardu induk USD 64,2 juta dan program EBT USD 165 juta.

Tabel 4.18










- PLTMH (kW) 13,2

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 77,5


1.327,5

-

3.780

1.506

1.070

2.040

32.850

Volume

507

2010 s.d 2014

4

No Uraian

3.550

31

4.4 Provinsi Riau


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Riau sebagian besar (63%) dipasok oleh

P3B Sumatera melalui jaringan transmisi 150 kV dalam Sistem Interkoneksi

Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) dan sisanya dipasok pembangkit-

pembangkit dalam sistem-sistem terisolasi seperti: Sistem Bengkalis, Selat

Panjang, Pkl. Kerinci, Sungai Guntung, Kuala Enok, Pulau Kijang/Kota Baru,

Seberida, Tembilahan, Rengat, Air Molek, Psr. Pangaraian, Siak

S.Indrapura, dan Bagansiapiapi.

Dari 14 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Riau, 2 sistem

(Sistem Siak S. Indrapura dan Psr. Pangaraian) berada dalam kondisi

“Siaga” dan 12 sistem lainnya (Sistem Bengkalis, Selat Panjang, Pkl. Kerinci,

Sungai Guntung, Kuala Enok, Pulau Kijang/Kota Baru, Seberida,

Tembilahan, Rengat, Air Molek dan Bagansiapiapi) berada dalam kondisi

“Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Riau baru mencapai 55,84% (termasuk

Provinsi Kepulauan Riau) dan rasio desa berlistrik sebesar 97,63%

(termasuk Provinsi Kepulauan Riau). Adapun daftar tunggu PLN telah

mencapai 64.222 permintaan atau sebesar 97 MVA.

Gambar 4.4

Kondisi Kelistrikan Provinsi Riau

SISTEM TEMBILAHANSISTEM TEMBILAHAN




Defisit : -1,65 MW

SISTEM BENGKALISSISTEM BENGKALIS




Defisit : -0,44 MW

SISTEM SELAT PANJANGSISTEM SELAT PANJANG




Defisit : -1,00 MW


SUMBAGSELSUMBAGSEL





32

34

SISTEM SIAK S. INDRAPURASISTEM SIAK S. INDRAPURA




Surplus : 0,02 MW

SISTEM SISTEM PklPkl. KERINCI. KERINCI




Defisit : -0,17 MW

SISTEM RENGATSISTEM RENGAT




Defisit : -0,69 MW

SISTEM BAGANSIAPIAPISISTEM BAGANSIAPIAPI




Defisit : -1,15 MW

SISTEM SEBERIDASISTEM SEBERIDA




Defisit : -0,46 MW

SISTEM SISTEM PsrPsr. PENGARAIAN. PENGARAIAN




Surplus : 0,09 MW

SISTEM AIR MOLEKSISTEM AIR MOLEK




Defisit : -0,50 MW

SISTEM KUALA ENOKSISTEM KUALA ENOK




Defisit : -0,33 MW

SISTEM SUNGAI GUNTUNGSISTEM SUNGAI GUNTUNG




Defisit : -0,30 MW

SISTEM PULAU KIJANG/ SISTEM PULAU KIJANG/

KOTA BARUKOTA BARU




Defisit : -0,27 MW

4.4.2 Neraca Daya










Tabel 4.19


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

33


Asumsi pertumbuhan penduduk (termasuk Provinsi Kepulauan Riau) tahun

2008-2027 diperkirakan rata-rata 1,98% per tahun sedangkan pertumbuhan

ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 6,2% per tahun,

sehingga berdasarkan asumsi tersebut permintaan energi listrik diperkirakan

tumbuh rata-rata sebesar 7,4% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Riau, telah

direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari tahun 2010-2014

sebagai berikut:








o PLTMH 400 kW

o PLT Angin 320 kW

o Gardu distribusi 1.720 unit (115.750 kVA) (termasuk Prov. Kepri)

o Jaringan Tegangan Menengah 4.360 kms (termasuk Prov. Kepri)

o Jaringan Tegangan Rendah 4.490 kms (termasuk Prov. Kepri)


Tabel 4.20


Provinsi Riau

PLTD HSD Rengat (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Pasir Pangarayan (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD MFO Tembilahan (sewa) 6 MW 2010 PLN

PLTU 1 Riau (Bengkalis) 2 x 10 MW 1% 2011 Perpres 71

PLTU 2 Riau (Selat Panjang) 2 x 7 MW 1% 2011 Perpres 71

PLTU Rengat 2 x 7 MW 2011 IPP

PLTU Riau 1 x 100 MW 2012 PLN

PLTU Tembilahan 2 x 7 MW 2012 IPP

PLTU Riau 1 x 100 MW 2013 PLN

PLTD Selat Panjang 5 MW 2014 PLN

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

KeteranganCODPendek Menengah/Panjang

Jangka Progress

16,0 267

283

34

Tabel 4.21


Provinsi Riau

1 Garuda Sakti Payakumbuh 275 300 2,5 2010

2 Rengat Garuda Sakti 275 440 2014

JUMLAH 275 kV 740

3 Garuda Sakti Kulim/Pasir Putih 150 70 2009

4 Bangkinang Pasir Pangaraian 150 220 2010

5 Garuda Sakti New Garuda Sakti 150 40 2010

6 Dumai KID Dumai/New Dumai 150 56 2010

7 Teluk Kuantan Rengat 150 194 2011

8 Dumai Bagan Siapi-api 150 134 2012

9 Kulim/Pasir Putih Perawang 150 70 2012

10 Kulim/Pasir Putih Pangkalan Kerinci 150 134 2012

11 Rengat Tembilahan 150 220 2012

12 Pangkalan Kerinci Rengat 150 134 2012

JUMLAH 150 kV 1.272

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.22

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Riau


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Garuda Sakti 275/150 IBT / New 500 2010

2 Rengat 275/150 IBT / New 250 2014

Jumlah 275/150 kV 750

3 Kulim 150/20 New 30 2009

4 Garuda Sakti Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

5 Kandis 150/20 New 10 2009

6 Kulim 150/20 Extension 30 2010

7 Pasir Pangarayan 150/20 New 30 2010

8 Bangkinang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

9 New Garuda Sakti 150/20 New 60 2010

10 Garuda Sakti Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

11 KID Dumai 150/20 New 30 2010

12 Dumai Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

13 Rengat 150/20 New 30 2011

14 Teluk Kuantan Ext LB 150/20 Extension 3 LB 2011

15 Dumai 150/20 Extension 60 2012

16 Bagan Batu 150/20 Extension 20 2012

17 Perawang 150/20 New 30 2012

18 Kulim Ext LB 150/20 Extension 4 LB 2012

19 Pangkalan Kerinci 150/20 New 30 2012

20 Pangkalan Kerinci Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

21 Tembilahan 150/20 New 30 2012

22 Rengat Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

23 Bagan Siapi-api 150/20 New 30 2012

24 Dumai Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

25 Bangkinang 150/20 Extension 30 2013

26 Duri 150/20 Extension 60 2013

27 Kulim 150/20 Extension 60 2013

28 New Garuda Sakti 150/20 Extension 60 2014


35

Tabel 4.23

Program Listrik Perdesaan Provinsi Riau


PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 6.250 6.275 6.300 6.325


PLTMH (kW) 100 100 100 100


Pembangunan JTM (KMS) 800 800 820 940 1,000

Pembangunan JTR (KMS) 820 820 900 920 1,030

PLTD (Unit/kW) 9/3.500 10/3.750 10/3.750 7/2.000 4/1.000


PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 6.250 6.275 6.300 6.325


PLTMH (kW) 100 100 100 100


Pembangunan JTM (KMS) 800 800 820 940 1,000


PLTD (Unit/kW) 9/3.500 10/3.750 10/3.750 7/2.000 4/1.000

*) : Jaringan termasuk Prov. Kepri






Tabel 4.24


Provinsi Riau








- PLTMH (kW) 2,2



- JTM (kms) 111,9


Cat: jaringan termasuk Prov. Kepri 1.067,7

4.360

4.490

1.380

26.650

8

400

320

2.012

No Uraian2010 s.d 2014

283

Volume

4.5 Provinsi Kepulauan Riau


Sistem kelistrikan Provinsi Kepulauan Riau terdiri atas beberapa sistem

terisolasi, seperti Tanjung Pinang, Tanjung Balai Karimun, Tanjung Uban,

Tanjung Batu, Belakang Padang, Ranai (Natuna) dan Dabo Singkep/Daek

Lingga.

36

Khusus untuk Pulau Batam, kelistrikannya dipasok oleh pembangkit PT PLN

Batam yang sebagian wilayahnya telah terinterkoneksi dengan jaringan

transmisi 150 kV dan untuk industri di kawasan Muka Kuning Industrial Park,

kebutuhan listriknya dipasok oleh PT Batamindo yang memiliki pembangkit

sendiri.

Dari 8 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kepulauan Riau, 1

sistem (Sistem Dabo Singkep/Daek Lingga) berada dalam kondisi “Normal”,

4 sistem (Sistem Batam, Tanjung Uban, Belakang Padang dan Ranai

(Natuna)) dalam kondisi “Siaga” dan 3 sistem lainnya (Sistem Tanjung

Pinang, Tanjung Balai Karimun, Tanjung Batu) berada dalam kondisi

“Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kepulauan Riau baru mencapai 55,84%

(termasuk Provinsi Riau) dan rasio desa berlistrik sebesar 97,63% (termasuk

Provinsi Riau). Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai 19.999

permintaan atau sebesar 51,1 MVA.

Gambar 4.5

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kepulauan Riau

44

SISTEM SISTEM TjTj. PINANG. PINANG




Defisit : -4,50 MW

SISTEM BATAMSISTEM BATAM




Surplus : 32,90 MW

SISTEM RANAISISTEM RANAI




Surplus : 0,18 MW

SISTEM SISTEM TjTj. UBAN. UBAN




Surplus : 0,30 MW

SISTEM SISTEM TjTj. BATU. BATU




Defisit : -1,49 MW

SISTEM BELAKANG PADANGSISTEM BELAKANG PADANG




Surplus : 0,06 MW

SISTEM DABO SINGKEP/ SISTEM DABO SINGKEP/

DAEK LINGGADAEK LINGGA




Surplus : 0,16 MW

SISTEM SISTEM TjTj. BALAI KARIMUN. BALAI KARIMUN




Defisit : -5,20 MW

4.5.2 Neraca Daya







37




Tabel 4.25


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305


Asumsi pertumbuhan penduduk (termasuk Provinsi Riau) diperkirakan rata-

rata 1,98% per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang

sama diproyeksikan sebesar 6,2% per tahun, sehingga berdasarkan asumsi

tersebut permintaan energi listrik diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar

7,4% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kepulauan

Riau, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari tahun

2010-2014 sebagai berikut:



Transmisi tenaga listrik 165 kms

Gardu induk 570 MVA




o Gardu distribusi 1.720 unit (115.750 kVA) (termasuk Prov. Riau)

o Jaringan Tegangan Menengah 4.360 kms (termasuk Prov. Riau)

o Jaringan Tegangan Rendah 4.490 kms (termasuk Prov. Riau)

38

Tabel 4.26


Provinsi Kepulauan Riau

PLTD HSD Tanjung Pinang (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Selat Panjang (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Tanjung Balai Karimun (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTD MFO Ranai (sewa) 6 MW 2010 PLN

PLTD (relokasi ex Lampung) 3 MW 2010 PLN

PLTU Removable Tanjung Pinang (sewa) 30 MW 2010 PLN

PLTU Tj. Balai Karimun 2 x 7 MW 74% 2010 Perpres 71

PLTU Tj. Batu 2 x 4 MW 2012 IPP

PLTU Tj. Balai Karimun 2 x 6 MW 2012 IPP

PLTD Dabo Singkep 6 MW 2014 PLN

PLTU Tj. Pinang 2 x 15 MW 2014 IPP

PLTU Tj. Balai Karimun 2 x 10 MW 2014 IPP

Batam:

PLTGU Panaran 2 22 MW 2010 IPP

PLTGU Panaran 1 20 MW 2011 IPP

PLTGU Tj. Uncang 1 x 40 MW 2011 PLN Batam

PLTMG Tj. Uncang 2 x 5,5 MW 2011 PLN Batam

PLTGU Tj. Uncang 2 x 54 MW 2012 IPP

PLTGU Tj. Uncang 1 x 40 MW 2013 PLN Batam

PLTU Tj. Kasam 2 x 55 MW 2014 IPP

MW MW

MW

KeteranganPendek Menengah/Panjang

495

405

Progress

90,0

Jangka CODRencana

JUMLAH

Total

Tabel 4.27



1 Tanjung Kasam Tanjung Sauh 150 6 2010

2 Tanjung Sauh Pulau Ngenang 150 10 2010

3 Pulau Ngenang Tanjung Taluk 150 12 2010

4 Tanjung Taluk Sribintan 150 60 2010

5 Sribintan Air Raja 150 70 2010

JUMLAH 158

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.28

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kepulauan Riau


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Muka Kuning 150/20 New 30 2009

2 Nongsa 150/20 New 30 2010

1 Tanjung Taluk/Lobam 150/20 New 30 2010

2 Sribintan 150/20 New 30 2010

3 Air Raja 150/20 New 30 2010

6 Tanjung Uncang 150/20 New 60 2011

7 Sei Baloi 150/20 New 60 2012

8 Sei Baloi 150/20 New 60 2013

9 Batu Besar 150/20 New 30 2012

10 Sei Harapan 150/20 New 60 2012

11 Tanjung Kasam 150/20 New 60 2012

12 Tanjung Sengkuang 150/20 New 60 2013

13 Rempang 150/20 New 30 2014

Jumlah 570

39

Tabel 4.29

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kepulauan Riau


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 6.250 6.275 6.300 6.325


PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 6.250 6.275 6.300 6.325


PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80



kedepan tersebut, dibutuhkan investasi sekitar USD 704,7 juta, dengan



Tabel 4.30










- PLTMH (kW) -

- PLT Angin (kW) -

- Gardu Distribusi (Unit/kVA)

- JTM (kms)

- JTR (kms) - PLTD (Unit/kW) - -

726,7

8

-

Volume

495

158

570

-

25.150


Masuk dalam rekap Prov. Riau

4.6 Provinsi Bengkulu


Sistem kelistrikan Provinsi Bengkulu bersama-sama dengan Provinsi Jambi

dan Provinsi Sumatera Selatan telah terinterkoneksi dengan baik melalui

jaringan transmisi 150 kV yang kesistemannya dikenal dengan Wilayah

Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB). Hampir seluruh

kebutuhan listrik (96%) di S2JB dipasok oleh P3B Sumatera melalui jaringan

transmisi 150 kV dalam Sistem Interkoneksi Sumatera Bagian Selatan

(Sumbagsel) dan sisanya dipasok oleh pembangkit-pembangkit dalam

sistem-sistem terisolasi. Sistem-sistem terisolasi di Provinsi Bengkulu antara

lain: Sistem Muko-Muko, Manna dan Kaur.

40

Dari 4 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Bengkulu, 2 sistem

(Sistem Muko-Muko dan Kaur) berada dalam kondisi “Normal” dan 2 sistem

lainnya (Sistem Sumbagsel dan Manna) berada dalam kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Bengkulu baru mencapai 51,46% dan

rasio desa berlistrik sebesar 92,21%. Adapun daftar tunggu PLN telah


Gambar 4.6

Kondisi Kelistrikan Provinsi Bengkulu

SISTEM MUKOSISTEM MUKO--MUKOMUKO




Surplus : 1,08 MWSISTEM ISOLATED SWASTA SISTEM ISOLATED SWASTA

((KaurKaur))




Surplus : 0,10 MW

SISTEM MANNASISTEM MANNA




Defisit : -0,26 MW


SUMBAGSELSUMBAGSEL





4.6.2 Neraca Daya










41

Tabel 4.31


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305


Asumsi pertumbuhan penduduk di Wilayah S2JB diperkirakan rata-rata 1,2%

per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama

diproyeksikan sebesar 5,7% per tahun, berdasarkan asumsi tersebut

permintaan energi listrik diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 8,2% per

tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Bengkulu, telah


sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 156 MW


Gardu induk 210 MVA




o PLTMH 1.100 kW




Tabel 4.32


Provinsi Bengkulu

PLTM Manna 2 x 2 MW 2011 IPP

PLTM Lebong 4 x 3 MW 2011 IPP

PLTP Hululais 1 x 55 MW 2013 PLN

PLTP Hululais 1 x 55 MW 2014 PLN

PLTA Simpang Aur 2 x 6 MW 2014 IPP

PLTA Simpang Aur 2 x 9 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana CODProgressJangka

156

- 156

Pendek Menengah/PanjangKeterangan

42

Tabel 4.33


Provinsi Bengkulu

1 Pagar Alam Manna 150 48 2009

2 Kambang Mukomuko 150 123 2010

3 Pekalongan/Curup Pulo Baai 150 45 2010

4 PLTP Hulu Lais Pekalongan 150 120 2013

5 PLTA Simpang Aur 1 Musi 150 12 2014

6 PLTA Simpang Aur 2 PLTA Simpang Aur 1 150 12 2014

JUMLAH 360

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.34

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Bengkulu


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Simpang Tiga 150/20 Extension 60 2009

2 Manna 150/20 New 30 15 2009

3 Mukomuko 150/20 New 30 2010

4 Pulo Baai 150/20 New 30 2010

5 Pekalongan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

6 Pekalongan 150/20 Extension 2 LB 2011

7 PLTP Hulu Lais Pembangkit New 2 LB 2012

8 Simpang Tiga 150/20 Extension 60 2014

Jumlah 210

Tabel 4.35

Program Listrik Perdesaan Provinsi Bengkulu


PLTS 50 Wp Tersebar 3.000 12.500 12.550 12.600 12.625


PLTMH (kW) 100 250 250 250 250


Pembangunan JTM (KMS) 1.300 1.300 1.320 1.400 1.500

Pembangunan JTR (KMS) 950 950 1.150 1.320 1.400


PLTS 50 Wp Tersebar 3.000 12.500 12.550 12.600 12.625


PLTMH (kW) 100 250 250 250 250









43

Tabel 4.36


Provinsi Bengkulu








- PLTMH (kW) 5,8

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 138,0


618,5

1.100

-

6.820

5.770

8

Volume No Uraian

2010 s.d 2014

53.275

156

360

210

4.7 Provinsi Jambi


Sistem kelistrikan Provinsi Jambi bersama-sama dengan Provinsi Bengkulu

dan Provinsi Sumatera Selatan telah terinterkoneksi dengan baik melalui

jaringan transmisi 150 kV yang kesistemannya dikenal dengan Wilayah

Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB). Hampir seluruh

kebutuhan listrik (96%) di S2JB dipasok oleh P3B Sumatera melalui jaringan

transmisi 150 kV dalam Sistem Interkoneksi Sumatera Bagian Selatan

(Sumbagsel) dan sisanya dipasok oleh pembangkit-pembangkit dalam

sistem-sistem terisolasi. Sistem-sistem terisolasi di Provinsi Jambi antara

lain: Sistem Muara Sabak, Tanjung Jabung Timur dan Sarolangun.

Dari 4 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Jambi, 2 sistem

(Sistem Tanjung Jabung Timur dan Sarolangun) berada dalam kondisi

“Siaga” dan 2 sistem lainnya (Sistem Sumbagsel dan Muara Sabak) berada

dalam kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Jambi baru mencapai 51,41% dan rasio

desa berlistrik sebesar 99,43%. Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai

31.371 permintaan atau sebesar 92,3 MVA.

44

Gambar 4.7

Kondisi Kelistrikan Provinsi Jambi

SISTEM SAROLANGUNSISTEM SAROLANGUN




Surplus : 0,27 MW

SISTEM MUARA SABAKSISTEM MUARA SABAK




Defisit : -0,04 MW

SISTEM ISOLATED SWASTA SISTEM ISOLATED SWASTA

((TanjungTanjung JabungJabung TimurTimur))




Surplus : 0,10 MW


SUMBAGSELSUMBAGSEL





4.7.2 Neraca Daya










Tabel 4.37


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

45






tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Jambi, telah


sebagai berikut:




Gardu induk 900 MVA




o PLTMH 1.150 kW




Tabel 4.38


Provinsi Jambi

PLTU Sarolangun 2 x 7 MW 10,00% Des 2009 IPP

PLTP Sungai Penuh 1 x 55 MW 2013 PLN

PLTP Sungai Penuh 1 x 55 MW 2014 PLN

MW MW

MW

Keterangan

JUMLAH

Total

Rencana

124

CODProgressJangka

14,0 110

Pendek Menengah/Panjang

Tabel 4.39


Provinsi Jambi

1 Betung Aur Duri 275 380 2014

2 Aur Duri Rengat 275 420 2014

JUMLAH 275 kV 800

3 Sarolangun Bangko 150 65 2010

4 Betung Aur Duri 150 380 66 2011

5 PLTP Sungai Penuh Sungai Penuh 150 20 2011

JUMLAH 150 kV 465

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

46

Tabel 4.40

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Jambi


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Bangko 275/150 IBT / New 250 2009

2 Muara Bungo 275/150 IBT / New 250 2009

3 Aur Duri 275/150 IBT / New 250 2014

Jumlah 275/150 kV 750

4 Aur Duri 150/20 Extension 30 2009

5 Sarolangun 150/20 New 30 2010

6 Bangko Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2010

7 Aur Duri Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

8 Payo Selincah 150/20 Extension 60 2013

9 Muara Bungo 150/20 Extension 30 2013


Tabel 4.41

Program Listrik Perdesaan Provinsi Jambi


PLTS 50 Wp Tersebar 3.050 12.500 12.575 12.600 12.650


PLTMH (kW) 100 250 250 250 300

Pem. Gardu Distribusi(Unit/kVA) 340/15.750 340/15.750 360/16.750 380/17.750 400/18.750


Pembangunan JTR (KMS) 1.450 1.450 1.460 1.500 1.550


PLTS 50 Wp Tersebar 3.050 12.500 12.575 12.600 12.650


PLTMH (kW) 100 250 250 250 300

Pem. Gardu Distribusi(Unit/kVA) 340/15.750 340/15.750 360/16.750 380/17.750 400/18.750








Tabel 4.42

Rekapitulasi Infrastruktur dan Kebutuhan Investasi Provinsi Jambi








- PLTMH (kW) 6,1

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 98,3


740,2

-

5.710

7.410

1.150

1.265

900

53.375

Volume

124

8


47

4.8 Provinsi Sumatera Selatan


Sistem kelistrikan Provinsi Sumatera Selatan bersama-sama dengan

Provinsi Bengkulu dan Provinsi Jambi telah terinterkoneksi dengan baik

melalui jaringan transmisi 150 kV yang kesistemannya dikenal dengan

Wilayah Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB). Hampir

seluruh kebutuhan listrik (96%) di S2JB dipasok oleh P3B Sumatera melalui

jaringan transmisi 150 kV dalam Sistem Interkoneksi Sumatera Bagian

Selatan (Sumbagsel) dan sisanya dipasok oleh pembangkit-pembangkit

dalam sistem-sistem terisolasi.

Sistem Sumbagsel berada dalam kondisi “Defisit”

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Selatan baru mencapai 50,30%

dan rasio desa berlistrik sebesar 96,40%. Adapun daftar tunggu PLN telah


Gambar 4.8

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sumatera Selatan


SUMBAGSELSUMBAGSEL





4.8.2 Neraca Daya







48




Tabel 4.43


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305






tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sumatera

Selatan, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari

tahun 2010-2014 sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 1.474 MW (sekitar 139,5 MW

diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2010)






o PLTMH 1.150 kW




49

Tabel 4.44


Provinsi Sumatera Selatan

PLTG Talang Dukuh 20 MW Des 2009 PLN

PLTG Keramasan (sewa) 100 MW 50,00% 2009 PLN

PLTG Borang 19,5 50,00% 2010 PLN

PLTGU Keramasan 86 MW 2011 PLN

PLTU Talang Duku 2 x 6 MW 2011 IPP

PLTU Musi Rawas 2 x 7 MW 2011 IPP

PLTU Simpang Belimbing 2 x 113,5 MW - 2011 IPP

PLTGU Gunung Megang, ST Cycle 30 MW 2012 IPP

PLTG Keramasan (sewa) -100 MW 2013 PLN

PLTP Lumut Balai 2 x 55 MW 2013 IPP

PLTU Sumsel - 2 (Keban Agung) 2 x 112,5 MW 10,00% 2013 IPP

PLTU Banjarsari 200 MW 2013 IPP

PLTP Lumut Balai 2 x 55 MW 2014 IPP

PLTP Rantau Dadap 2 x 110 MW 2014 IPP

PLTU Sumsel 2 Mulut Tambang 200 MW 2014 IPP

MW MW

MW

KeteranganRencana

JUMLAH

Total 1.474

Progress CODPendek

Jangka

Menengah/Panjang

139,5 1.334

Tabel 4.45



1 PLTU Sumsel-5 (B.Lencir) Incomer 2 PI 275 2 2014

JUMLAH 275 kV 2

2 Tanjung Api api Borang 150 70 2009

3 Lahat Pagar Alam 150 47 2009

4 Betung Sekayu 150 35 2010

5 Talang Kelapa Betung 150 55 2010

6 Mariana Kayu Agung 150 45 2010

7 Jaka Baring Incomer ( Keramasan - Mariana) 150 1 2010

8 PLTP Lumut Balai Lahat 150 50 2013

9 PLTP Lumut Balai PLTP Rantau Dadap 150 50 2014

10 PLTU Sumsel-4 (S. Belimbing) Lahat 150 190 2011

11 PLTU Sumsel-1 (Banjarsari) Incomer (PLTU S.Belimbing - Lahat) 150 1 2011

12 Baturaja Muara Dua 150 62 2012

13 PLTU Sumsel-2 (Baturaja) Baturaja 150 40 2012

14 Lubuk Linggau Muara Rupit 150 65 2013

JUMLAH 150 kV 711

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.46

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sumatera Selatan


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Lahat 275/150 IBT / New 500 2009

2 Lubuk Linggau 275/150 IBT / New 250 2009

3 Betung 275/150 IBT / New 500 2014

4 PLTU Sumsel-5 (Bayung Lencir) 275/150 IBT / New 250 2014

Jumlah 275/150 kV 1.500

5 Borang 150/20 Extension 30 100 2009

6 Betung 150/20 Extension 30 2009

7 Gumawang 150/20 Extension 30 100 2009

8 Tanjung Api-api 150/20 New 30 2009

9 Borang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

50


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

10 Pagar Alam Ext LB 150/20 Extension 3 LB 2009

11 Lahat Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2009

12 Gunung Megang 150/20 Extension 2 LB 100 2010

13 Prabumulih 150/20 Extension 60 2010

14 Jakabaring 150/20 New 30 2010

15 Kayu Agung 150/20 New 30 2010

16 Gumawang Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2010

17 Sekayu 150/20 New 30 2010

18 Betung Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2010

19 Kambang Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2010

20 Betung Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

21 PLTU Sumsel-1 Pembangkit New 4 LB 2011

22 Lahat 150/20 Extension 30 2011

23 Muara Dua 150/20 New 30 2011

24 PLTU Sumsel-1 150/20 Extension 30 2011

25 Lahat Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

26 PLTU Sp Belimbing 150/20 New 2 LB 2011

27 PLTU Banjarsari 150/20 New 4 LB 2011

28 PLTP Lumut Balai Pembangkit New 2 LB 2011

29 Baturaja Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2011

30 Betung 150/20 Extension 2 LB 2011

31 PLTU New Sumsel - 1 Pembangkit New 2 LB 2011

32 Lahat 150/20 Extension 2 LB 2011

33 PLTU Baturaja 150/20 New 2 LB 2012

34 Baturaja Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

35 Gumawang Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2012

36 Sungai Lilin 150/20 New 30 2012

37 Talang Kelapa 150/20 Extension 60 2013

38 Pagar Alam 150/20 Extension 30 2013

39 Muara Rupit 150/20 New 30 2013

40 Lubuk Linggau Ext LB 150/20 Extension 1 LB 2013

41 Baturaja 150/20 Extension 60 2014


42 Bukit Siguntang 70/20 Extension 30 2009

Jumlah 70/20 kV 30

Tabel 4.47

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sumatera Selatan


PLTS 50 Wp Tersebar 2.900 13.000 12.750 12.800 12.850


PLTMH (kW) 100 350 350 350 350



Pembangunan JTR (KMS) 1.600 1.600 1600 1.680 1.850


PLTS 50 Wp Tersebar 2.900 13.000 12.750 12.800 12.850


PLTMH (kW) 100 350 350 350 350



Pembangunan JTR (KMS) 1.600 1.600 1600 1.680 1.850






51

Tabel 4.48










- PLTMH (kW) 8,0

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 111,7


2.924,1

-

2.100

54.300

8

8.310

8.330

Volume

1.474

713

1.500


4.9 Provinsi Kepulauan Bangka Belitung


Sistem kelistrikan di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung terdiri atas

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Bangka, Belitung, Mentok, Toboali,

Koba, Padang dan Nasik.

Dari 8 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kepulauan Bangka

Belitung, 7 sistem (Sistem Belitung, Padang, Nasik, Seliu, Toboali, Mentok

dan Koba) berada dalam kondisi “Siaga” dan 1 sistem lainnya (Sistem

Merawang/Bangka) berada dalam kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kepulauan Bangka Belitung baru

mencapai 72,88% dan rasio desa berlistrik sebesar 99,69%.

52

Gambar 4.9

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kepulauan Bangka Belitung

SISTEM MERAWANG (BANGKA)SISTEM MERAWANG (BANGKA)




Defisit : -11,93 MW

SISTEM KOBASISTEM KOBA




Surplus : 0,09 MW

SISTEM TOBOALISISTEM TOBOALI




Surplus : 0,26 MW

SISTEM MENTOKSISTEM MENTOK




Surplus : 0,80 MW

SISTEM BELITUNGSISTEM BELITUNG




Surplus : 5,21 MW

SISTEM PADANGSISTEM PADANG




Surplus : 0,06 MW

SISTEM SELIU




Surplus : 0,04 MW

SISTEM NASIK




Surplus : 0,08 MW

4.9.2 Neraca Daya

Neraca daya Provinsi Bangka Belitung pada tahun 2010 memberikan

cadangan daya yang cukup hingga tahun 2014.

Tabel 4.49

Neraca Daya Provinsi Kepulauan Bangka Belitung

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 266 280 294 310 326

Komersial GWH 34 35 35 36 37

Publik GWH 27 31 35 41 46

Industri GWH 31 33 35 37 39

Total Kebutuhan GWH 358 378 400 424 449

Pertumbuhan % 7,3 5,7 5,8 5,9 5,9

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4


Total Susut & Losses % 11,8 11,7 11,6 11,5 11,4

Beban Puncak MW 74 78 82 87 92

Daya Terpasang MW 47 110 169 164 183

Daya Tambahan MW 64 63 0 24 60

Cadangan Daya MW 37 95 87 101 151

53


Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung

diperkirakan rata-rata 1% per tahun dan pertumbuhan ekonomi rata-rata

7,5% per tahun, sehingga berdasarkan asumsi tersebut pertumbuhan

permintaan energi listrik diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 5,8%

per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kepulauan

Bangka Belitung, telah direncanakan tambahan infrastruktur

ketenagalistrikan dari tahun 2010-2014 sebagai berikut:




Gardu induk 210 MVA




o PLT Angin 320 kW




o PLTD 13 unit (3.250 kW)

Tabel 4.50


Provinsi Kepulauan Bangka Belitung

PLTU Cangkang-Belitung 7 MW 2009 IPP

PLTD HSD Pangkal Pinang (sewa) 10 MW 2010 PLN

PLTD HSD Toboali (sewa) 5 MW 2010 PLN

PLTU 3 Babel (Air Anyer) 30 MW 48% 2010 Perpres 71

PLTU Cangkang-Belitung 7 MW 2010 IPP

PLTU Cangkang-Bangka 5 MW 2010 IPP

PLTU 3 Babel (Air Anyer) 30 MW 48% 2011 Perpres 71

PLTU 4 Babel (Belitung) 2 x 16,5 MW 7% 2011 Perpres 71

PLTU New Bangka 3 14 MW 2013 IPP

PLTU Bangka (Kemitraan) 10 MW 2013 IPP

PLTU Bangka 2 x 30 MW 2014 IPP

MW MW

MW

KeteranganCODRencana

JUMLAH

Total

Pendek Menengah/PanjangProgress

Jangka

64,0 147

211

54

Tabel 4.51



1 Air Anyir Pangkal Pinang 150 44 2009

2 Air Anyir Sungai Liat 150 112 67,5 2009

3 Pangkal Pinang Kelapa 150 200 2010

4 Pangkal Pinang Air Gegas 150 200 2010

JUMLAH 150 kV 556

5 Suge Tanjung Pandan/Dukong 70 50 2009

JUMLAH 70 kV 50

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.52

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kepulauan Bangka Belitung


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 PLTU Air Anyer Pembangkit New 2 LB 2009

2 Pangkal Pinang 150/20 New 60 2009

3 Sungai Liat 150/20 New 30 2009

4 Kelapa 150/20 New 30 2010

5 Air Gegas 150/20 New 30 2010

6 Pangkal Pinang 150/20 Extension 30 2012

7 PLTU Suge Pembangkit New 2 LB 2009

8 Tanjung Pandan 150/20 New 30 2009

Jumlah 210

Tabel 4.53

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kepulauan Bangka Belitung


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 7.750 7.800 7.850 7.500


PLT Angin(kW) 80 80 80 80




PLTD (Unit/kW) 1/250 6/1.500 4/1.000 2/500 -


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 7.750 7.800 7.850 7.500






PLTD (Unit/kW) 1/250 6/1.500 4/1.000 2/500 -






55

Tabel 4.54










- PLTMH (kW) -



- JTM (kms) 75,7


555,5

3.620

3.840

32.650

5

320

-

211

606

210


Volume

4.10 Provinsi Lampung


Kebutuhan tenaga listrik Provinsi Lampung hampir seluruh (99%) dipasok

oleh P3B Sumatera melalui jaringan transmisi 150 kV dalam Sistem

Interkoneksi Sumatera Bagian Selatan (Sumbagsel) dan sisanya dipasok

pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Lampung seperti:

Sistem Bengkunat, Simpang Pematang, Pulau Sabesi, Krui, Pugung Tampak

dan Wiralaga

Dari 7 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Lampung, 4 sistem

(Sistem Bengkunat, Pulau Sabesi, Pugung Tampak dan Wiralaga) berada

dalam kondisi “Siaga” dan 3 sistem lainnya (Sistem Sumbagsel, Krui dan

Simpang Pematang) berada dalam kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Lampung baru mencapai 48,82% dan

rasio desa berlistrik sebesar 100%. Adapun daftar tunggu PLN telah


56

Gambar 4.10

Kondisi Kelistrikan Provinsi Lampung


SUMBAGSELSUMBAGSEL





SISTEM KRUISISTEM KRUI



Defisit : -0,16 MW

SISTEM PUGUNG TAMPAKSISTEM PUGUNG TAMPAK




Surplus : 0,01 MW

SISTEM BENGKUNATSISTEM BENGKUNAT




Surplus : 0,03 MW

SISTEM WIRALAGASISTEM WIRALAGA




Surplus : 0,08 MW

SISTEM SIMPANG PEMATANGSISTEM SIMPANG PEMATANG



Defisit : -0,09 MW

SISTEM PULAU SABESISISTEM PULAU SABESI




Surplus : 0,026 MW

4.10.2 Neraca Daya










Tabel 4.55


URAIAN 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Aceh GWH 1.378 1.546 1.733 1.942 2.176


Riau GWH 2.412 2.614 2.831 3.062 3.306

Sumbar GWH 2.332 2.510 2.698 2.897 3.108

S2JB GWH 3.305 3.535 3.783 4.053 4.347

Lampung GWH 1.935 2.083 2.249 2.437 2.649


Pertumbuhan % 7,6 7,9 8,0 8,1 8,1

Susut & Losses (T&D) % 11,3 11,2 11,1 11,0 10,9


Beban Puncak MW 3.832 4.133 4.460 4.816 5.202


Daya Tambahan MW 643 1.476 664 1.552 1.764

Cadangan Daya MW -460 661 931 2.033 3.305

57


Asumsi pertumbuhan penduduk diperkirakan sebesar 0,9% per tahun dan

pertumbuhan ekonomi sebesar 6,2% per tahun, sehingga dengan asumsi

tersebut permintaan energi listrik diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar

10,3% per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Lampung, telah


sebagai berikut:



Gardu induk 650 MVA




o PLTMH 1.650 kW




Tabel 4.56


Provinsi Lampung

PLTP Ulubelu #1 1 x 55 MW 2011 PLN

PLTU Lampung (Tarahan) 2 x 100 MW 34% 2011 Perpres 71

PLTU Kalianda 2 x 6 MW 2011 IPP

PLTU Lampung Tengah 2 x 6 MW 2011 IPP

PLTP Ulubelu #2 1 x 55 MW 2012 PLN

PLTP Rajabasa 1 x 110 MW 2013 IPP

PLTP Ulubelu #3 1 x 55 MW 2013 IPP

PLTP Rajabasa 1 x 110 MW 2014 IPP

PLTP Ulubelu #4 1 x 55 MW 2014 IPP

MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana CODJangka

664

Progress

664


58

Tabel 4.57


Provinsi Lampung

1 Sribawono Seputih Banyak 150 140 96,2 2009

2 Bukit Kemuning Kotabumi (Uprating dari 1 x 240 mm2) 150 74 2009

3 PLTU Tarahan Baru Incomer (New Tarahan - Kalianda) 150 1 5 2010

4 Pagelaran Kota Agung 150 80 2010

5 Liwa Incomer (B.Kemuning - Besai) 150 200 2010

6 Gumawang Menggala 150 91 100 2010

7 PLTP Ulu Belu pi Incomer (Pagelaran-Batutegi) 150 40 2011

8 Menggala Seputih Banyak 150 120 51,75 2012

9 Natar Gedong Tataan 150 60 2012

10 PLTP Rajabasa Kalianda 150 40 2013

11 PLTP Ulubelu 3 dan 4 PLTP Ulubelu 1 dan 2 150 20 2013

12 Teluk Betung Teluk Ratai 150 60 2013

13 Kalianda Bakauheni 150 90 2014

14 PLTP Wai Ratai Teluk Ratai 150 40 2014

JUMLAH 1.056

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.58

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Lampung


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Teluk Betung 150/20 Extension 60 2009

2 Sutami 150/20 Extension 30 2009

3 Seputih Banyak 150/20 New 60 97.25 2009

4 Sribawono Ext LB 150/20 Extension 2 LB 100 2009

5 Adijaya 150/20 Extension 2 LB 2010

6 PLTU Tarahan Baru (Perpres) Pembangkit New 4 LB 100 2010

7 Kotabumi 150/20 Extension 60 2010

8 Kota Agung 150/20 New 30 2010

9 Pagelaran Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

10 Liwa 150/20 New 30 2010

11 Menggala 150/20 Extension 3 LB 100 2010

12 Adijaya 150/20 Extension 30 2011

13 Ulu Belu 150/20 New 20 2011

14 Seputih Banyak 150/20 Extension 2 LB 2012

15 New Tarahan 150/20 Extension 60 2012

16 Gedong Tataan 150/20 New 30 2012

17 Natar Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

18 Kalianda 150/20 Extension 2 LB 2012

19 PLTP Rajabasa Pembangkit New 2 LB 2012

20 Bukit Kemuning 150/20 Extension 30 2013

21 Metro 150/20 Extension 30 2013

22 Tegineneng 150/20 Extension 60 2013

23 Teluk Ratai 150/20 New 30 2013

24 Teluk Betung Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2013

25 Menggala 150/20 Extension 30 2014

26 Sukarame 150/20 Extension 30 83.38 2014

27 Bakauheni / Ketapang 150/20 New 30 2014

28 Kalianda 150/20 Extension 2 LB 2014

29 Teluk Ratai 150/20 Extension 2 LB 2014

30 PLTP Wai Ratai Pembangkit New 2 LB 2014

Jumlah 650

59

Tabel 4.59

Program Listrik Perdesaan Provinsi Lampung


PLTS 50 Wp Tersebar 3.200 13.500 13.550 13.600 13.650


PLTMH (kW) 100 350 400 400 400

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80





PLTS 50 Wp Tersebar 3.200 13.500 13.550 13.600 13.650


PLTMH (kW) 100 350 400 400 400

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80









Tabel 4.60


Provinsi Lampung








- PLTMH (kW) 8,8



- JTM (kms) 144,1


1.773,5

320

7.000

6.290

1.056

650

57.500

8

1.650

Volume

664


60

4.11 Provinsi Banten


Sistem kelistrikan di Provinsi Provinsi Banten adalah merupakan bagian dari

sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali. Pasokan utama untuk kebutuhan

tenaga listrik di Provinsi Provinsi Banten selain dari sistem transmisi 500 kV

dan 150 kV adalah PLTU Suralaya, PLTU/PLTGU Muara Tawar.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Banten mencapai 63,90% dan rasio desa

berlistrik sebesar 99,33%. Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai 40.340

permintaan atau sebesar 304,9 MVA.

Gambar 4.11

Kondisi Kelistrikan Provinsi Banten


JAMALIJAMALI

Kapasitas terpasang : 22.679 MW

Daya mampu : 17.453 MW

Beban puncak : 17.234 MW

Surplus : 219 MW

Keterangan:

- Pemadaman di Region Jakarta & Banten: 159 MW

- Pemadaman di Region Jawa Barat: 51 MW

4.11.2 Neraca Daya

Provinsi DKI Jakarta, Banten, Jawa Barat, Jawa Tengah, DI. Yogyakarta,

Jawa Timur, dan Bali sistem kelistrikannya telah terinterkoneksi dengan baik

pada jaringan transmisi tenaga listrik 150 kV dan 500 kV yang dikenal

dengan nama Sistem Interkoneksi Jawa-Madura-Bali. Dengan demikian,

neraca daya seluruh provinsi tersebut direpresentasikan oleh neraca daya

Sistem Interkoneksi Jawa-Madura-Bali, dimana pada tahun 2010 dan 2011

sistem berada pada kondisi baik, sedangkan pada tahun 2012, 2013 dan

2014 kapasitas sistem belum dapat memenuhi beban puncak yang ada

sehingga mengalami defisit.

61

Tabel 4.61

Neraca Daya Sistem Interkoneksi Jawa-Madura-Bali

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018

Total Kebutuhan GWh 133.856 146.491 160.471 175.958 193.129

Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619


Asumsi pertumbuhan penduduk di Jawa Madura Bali diperkirakan 1% per

tahun dan pertumbuhan PDRB untuk periode yang sama diproyeksikan

sebesar 6,1% per tahun, sehingga dengan asumsi tersebut pertumbuhan


per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Banten, telah


sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 2.280 MW (sekitar 925 MW diharapkan

dapat beroperasi pada tahun 2010).

Transmisi tenaga listrik 1.710 kms (termasuk Provinsi DKI Jakarta).

Gardu induk 15.244 MVA (termasuk Provinsi DKI Jakarta).


o PLTS 50 WP tersebar sebanyak 39.225 unit.

o PLTS terpusat 15 kW 8 unit.

o PLTMH 307 kW.




62

Tabel 4.62


Provinsi Banten

PLTU 2 Banten (Labuan) 300 MW 99% 2009 Perpres 71

PLTU 2 Banten (Labuan) 300 MW 99% 2010 Perpres 71

PLTU 1 Banten (Suralaya) 1 x 625 MW 88% 2010 Perpres 71

PLTU 3 Banten (Teluk Naga/Lontar) 3 x 315 MW 60% 2011 Perpres 71

PLTP Rawa Dano 1 x 110 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana Keterangan

1.225,0 1.055

2.280

Menengah/PanjangProgress

Pendek

Jangka COD

Tabel 4.63


Region Banten dan DKI Jakarta

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

1 Balaraja Inc.(Slya-Gdl) 500 2 96,2 2009

2 Suralaya New Suralaya Old 500 3 100 2010

3 Balaraja Suralaya Baru 500 80 2011

4 Durikosambi (GIS) Kembangan 500 6 2012

5 Balaraja Kembangan 500 80 2012

6 Lengkong Inc. (Blrja-Gndul) 500 2 2013

JUMLAH 500 kV 173

7 Balaraja New Balaraja 150 20 100 2009

8 Durikosambi Petukangan 150 52 51,52 2009

9 Taman Rasuna/Pancoran (GIS) Duren Tiga 150 9 100 2009

10 Curug/Lippo Karawaci Inc. (Cldug-Ckupa) 150 4 100 2009

11 Labuan PLTU Saketi II 150 46 2009

12 Labuan PLTU Menes II 150 20 2009

13 Menes II Asahimas 150 110 2009

14 Saketi II Rangkasbitung II 150 59 2009

15 Senayan Baru Kembangan 150 22 100 2010

16 Angke Ancol 150 10 2010

17 Gandul Serpong 150 40 2010

18 Cawang Duren Tiga 150 10 2010

19 New Tangerang Cengkareng 150 14 2010

20 Gandul Petukangan 150 28 2010

21 Cikupa Balaraja 150 23 2010

22 Kelapa Gading Incomer (Pgsan-Plpng) 150 2 2010

23 Pondok Indah (UGC) Gandul 150 14 79,35 2010

24 Bogor Baru Sentul 150 20 2010

25 Cibinong Sentul 150 18 2010

26 Antasari/CSW II/Kenvil (Drtga/Kemang-Kenvil) 150 10 2011

27 Lautan Stell Inc. (Blrja-Citra) 150 4 2011

28 Gandaria 150 Cibinong 150 24 2011

29 Gandaria 150 (GIS) Cibinong 150 24 2011

30 Lengkong Serpong 150 40 2011

31 Bintaro II Bintaro 150 14 2011

32 Semanggi Barat (Box) Semanggi Timur (Box) 150 1 2011

33 Gedung Pola Manggarai 150 4 2011

34 Duren Tiga Kemang 150 6 2011

35 New Senayan Senayan 150 6 2011

36 Tanah Tinggi (GIS) Inc. (Gmblm-Plmas) 150 4 2011

37 Jatiwaringin Inc. (Pdklp-Jtngn) 150 24 2011

38 Rangkasbitung II Kopo 150 34 2011

39 Kedung Badak II Depok III 150 46 2011

40 Ciawi Baru Cibadak Baru II 150 52 2011

41 Muaratawar Inc. (Bkasi-Kdsapi) 150 40 2011

42 Bogor baru Cianjur 150 91 2011

43 Malingping Saketi II 150 80 2011

44 Mangga Besar II/G.Sahari Kemayoran 150 16 2012

45 Millenium Inc. (Lautan-Citra) 150 6 2012

46 Muarakarang II/Kapuk Inc (Mkrang-Dksbi) 150 10 73,62 2012

47 Cakung TownShip Inc. (Kdspi-Bekasi) 150 10 2012

48 Muarakarang Angke 150 11 2012

63

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

49 Semanggi Barat (Box) Karet 150 8 2012

50 Durikosambi II/Daanmogot Inc.(Dksbi-Mkrng) 150 4 2012

51 Semanggi Barat (GIS) Inc.(Mpang_Karetlm) 150 5 2012

52 Jatirangon II/Cibubur Cileungsi II 150 10 2012

53 Cileungsi II/Jonggol Cibinong 150 30 2012

54 Asahimas II Asahimas 150 10 2012

55 Bogor II Bogor Baru 150 10 2012

56 Lembursitu Baru Cianjur 150 64 2012

57 Cimanggis II/Kota Kembang Inc. (Cmgis-Depok III) 150 10 2012

58 Pelabuhan Ratu II Ubrug 150 150 50 2012

59 Bogor Kota (IPB) Kedung Badak 150 10 2012

60 Cilegon Baru II Cilegon Baru 150 10 2012

61 Lengkong New Lengkong 150 10 2013

62 Petukangan Bintaro 150 18 2013

63 Bintaro Serpong 150 18 2013

64 Cibadak Baru II Inc. (Cbdru-Jbstn) 150 20 2013

65 Bayah Pelabuhan Ratu 150 70 2013

66 Ciledug II/Alam sutra Inc.(Cldug-Cikupa) 150 10 2014

67 Kemayoran II Inc. (Priok-Plpng) 150 10 2014

68 Karet New Karet 150 10 2014

69 Depok II (GIS) Depok III 150 12 2014

70 Bekasi II Inc (Bkasi-Ksbru) 150 10 2014

71 Kracak Baru Kedung Badak 150 20 2014

72 PLTP Rawa Dano Inc. (Menes - Asahimas) 150 30 2014

JUMLAH 150 kV 1.537

Tabel 4.64

Rencana Pengembangan Gardu Induk Region Banten dan DKI Jakarta


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Gandul 500/150 500 2011

2 Balaraja 500/150 500 2011

3 Kembangan 500/150 166 2011

4 Cawang 500/150 166 2011

5 Gandul 500/150 166 2011

6 Cilegon 500/150 166 2011

7 Muaratawar 500/150 500 2011

8 Balaraja 500/150 500 2012

9 Depok III/Rawadenok 500/150 500 2012

10 Cawang (GIS) 500/150 500 2012

11 Durikosambi 500/150 1.000 2013

12 Kembangan 500/150 - 2013

13 Lengkong 500/150 500 2013

JUMLAH 500/150 kV 5.164

14 Karet Lama 150/70 100 2010

JUMLAH 150/70 kV 100

15 Plumpang 150/20 60 2009

16 Teluk Naga 150/20 60 2009

17 Senayan Baru (GIS) 150/20 120 2009

18 Muarakarang 150/20 60 2009

19 Balaraja New 150/20 60 2009

20 Citrahabitat 150/20 60 2009

21 Pasar Kemis 150/20 60 2009

22 Curug/Lippo Karawaci 150/20 60 65,07 2009

23 Gandul 150/20 60 99,74 2009

24 Kemayoran 150/20 60 45 2009

25 Lengkong 150/20 60 2009

26 Taman Rasuna Said (GIS) 150/20 120 2009

27 Puncak Ardi Mulya 150/20 60 2009

64


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

28 Menes II 150/20 120 2009

29 Cimanggis 150/20 60 57,64 2009

30 Jatake 150/20 60 2010

31 Miniatur 150/20 60 2010

32 MuaraKarang 150/20 60 89,7 2010

33 Kelapa Gading (GIS) 150/20 60 2010

34 Pondok Indah (GIS) 150/20 120 2010

35 Bogor Baru 150/20 60 2010

36 Kopo 150/20 60 2010

37 Saketi II 150/20 120 2010

38 Cikande 150/20 60 2010

39 Semen Cibinong 150/20 60 89,99 2010

40 Cibinong 150/20 60 2010


42 Gandaria 150 (GIS) 150/20 180 100 2010

43 New Senayan 150/20 120 100 2010

44 Tanah Tinggi (GIS) 150/20 120 100 2010

45 Taman Rasuna Said (GIS) 150/20 60 100 2010

46 Bintaro II (GIS) 150/20 120 20 2011

47 Antasari/CSW II (GIS) 150/20 120 0 2011

48 Lippo Curug 150/20 60 0 2011

49 Lautan Steel 150/20 180 2011

50 Ciledug 150/20 60 2011

51 Durentiga (GIS) 150/20 60 2011

52 Kebonsirih (GIS) 150/20 60 2011

53 Legok 150/20 120 2011

54 Danayasa (GIS) 150/20 60 2011

55 Durikosambi 150/20 60 2011

56 Tangerang Baru 150/20 60 2011

57 Cipinang (GIS) 150/20 60 2011

58 Kandangsapi (GIS) 150/20 60 2011

59 Manggabesar 150/20 60 2011

60 Lengkong Ext 150/20 60 86 2011

61 Balaraja 150/20 60 2011

62 Gedung Pola 150/20 120 2011

63 Manggarai 150/20 120 2011

64 Dukuh Atas 150/20 120 2011

65 Ketapang 150/20 120 2011

66 Mangga Besar 150/20 120 2011

67 Kebon Sirih 150/20 120 2011

68 Gambir Lama 150/20 120 2011

69 Duren Tiga 150/20 120 2011

70 Kemang 150/20 120 2011

71 Senayan 150/20 120 2011

72 Jatiwaringin 150/20 120 15 2011

73 Balaraja New 150/20 60 99,95 2011

74 Kedung Badak II 150/20 120 2011

75 Rangkasbitung II 150/20 120 2011

76 Cibadak Baru 150/20 60 2011

77 Serang 150/20 60 2011

78 Ciawi Baru 150/20 120 2011

79 Sentul 150/20 60 2011

80 Cibinong 150/20 60 2011

81 Malingping 150/20 60 2011

82 Cilegon Lama 150/20 60 2011

65


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

83 Mangga Besar II GIS/Gunung Sahari 150/20 120 20 2012

84 Muarakarang II/Kapuk (PIK) 150/20 100 2012

85 Millenium 150/20 180 2012

86 Abadi GunaPapan 150/20 60 2012

87 Grogol (GIS) 150/20 60 2012

88 Durikosambi II (GIS)/Daanmogot 150/20 120 2012

89 Semanggi Barat (GIS) 150/20 120 2012

90 Cakung Township 150/20 100 2012

91 Citrahabitat 150/20 60 74,03 2012

92 Jatirangon II/Cibubur 150/20 100 2012

93 Bogor Kota (GIS) 150/20 120 2012

94 Asahimas II 150/20 60 2012

95 Bogor II 150/20 120 2012

96 Cileungsi II/Jonggol 150/20 120 2012

97 Cimanggis II/Kotakembang 150/20 120 2012

98 Lembursitu Baru 150/20 120 2012


100 Pelabuhan Ratu II 150/20 60 2012

101 Ciawi Baru 150/20 60 2012


103 Cilegon Baru II 150/20 120 2012

104 Legok 150/20 60 2013

105 Tigaraksa 150/20 60 2013

106 Tangerang Baru 150/20 60 2013

107 Plumpang 150/20 60 2013

108 Teluk Naga 150/20 60 2013

109 Durikosambi 150/20 60 2013

110 Lippo Curug 150/20 120 2013

111 Bayah 150/20 60 2013

112 Serang 150/20 60 2013

113 Kedung Badak II 150/20 60 0 2013

114 Menes II 150/20 60 0 2013

115 Cibadak Baru II 150/20 120 2013

116 Kelapa Gading (GIS) 150/20 60 98,39 2014

117 Bintaro II 150/20 60 2014

118 Sepatan 150/20 60 2014

119 Pondok Indah (GIS) 150/20 60 99 2014

120 Kemayoran II 150/20 100 2014

121 Ciledug II/Alam Sutra 150/20 200 2014

122 Karet New 150/20 60 2014

123 Pasar Kemis 150/20 60 88,66 2014

124 Kandangsapi (GIS) 150/20 60 2014

125 Depok II (GIS) 150/20 200 2014

126 Bekasi II 150/20 120 2014

127 Kracak Baru 150/20 120 2014

128 Lembursitu Baru 150/20 60 2014


JUMLAH 150/20 kV 9.920

130 Depok Baru 70/20 30 2011

131 Bunar 70/20 30 2011

JUMLAH 70/20 kV 60

66

Tabel 4.65

Program Listrik Perdesaan Provinsi Banten


PLTS 50 Wp Tersebar 1.950 9.250 9.300 9.350 9.375


PLTMH (kW) 50 57 100 100


Pembangunan JTM (KMS) 900 900 950 1.050 1.090

Pembangunan JTR (KMS) 800 800 860 900 1.000


PLTS 50 Wp Tersebar 1.950 9.250 9.300 9.350 9.375


PLTMH (kW) 50 57 100 100



Pembangunan JTR (KMS) 800 800 860 900 1.000




rinciannya adalah pembangkitan USD 3.063 juta, transmisi USD 877,8 juta,


Tabel 4.66


Provinsi Banten


Pembangkit Tenaga Listrik (MW) 3.063,0

Transmisi Tenaga Listrik (kms) 877,8

Gardu Induk (MVA) 978,3

Program EBT dan Jaringan



- PLTMH (kW) 0,6

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 94,7

- JTR (kms) 40,7 - PLTD (Unit/kW) 0 -

Cat: transmisi, GI & jaringan termasuk Prov. DKI Jakarta 5.100,8

4.890

4.360

8

307

0

2.280

1.710

15.244

Volume

39.225

Uraian2010 s.d 2014

67

4.12 Provinsi DKI Jakarta


Kebutuhan kelistrikan di Provinsi DKI Jakarta dilayani dari energi transfer

dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok

utama melalui jaringan SUTET (500 kV) dan SUTT (150 kV dan 70 kV),

disamping pasokan dari PLTU-PLTGU Muara Karang dan Priok. Sistem

Jamali dalam kondisi “Siaga”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi DKI Jakarta sudah mencapai 100,00% dan

rasio desa berlistrik sebesar 100,00%.

Gambar 4.12

Kondisi Kelistrikan Provinsi DKI Jakarta


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.12.2 Neraca Daya










68

Tabel 4.67


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi DKI Jakarta,





Transmisi tenaga listrik masuk dalam rekap Provinsi Banten.

Gardu induk masuk dalam rekap Provinsi Banten.


o PLTS 50 WP tersebar sebanyak 300 unit

Tabel 4.68


Provinsi DKI Jakarta

PLTGU Muara Karang 500 MW 69,88% 2009 PLN

PLTGU Muara Karang 194 MW 69,88% 2010 PLN

PLTGU Priok Extension 500 MW 2011 PLN

PLTGU Priok Extension 243 MW 2012 PLN

MW MW

MW

Keterangan

694,0 743

1.437


Pendek

Jangka COD

JUMLAH

Total

Rencana

69




rinciannya adalah pembangkitan USD 1.337 juta dan program EBT USD 0,2

juta.

Tabel 4.69


Provinsi DKI Jakarta



2 Transmisi Tenaga Listrik (kms)

3 Gardu Induk (MVA)



- PLTS Terpusat 15 kW -

- PLTMH (kW) -

- PLT Angin (kW) -

- Gardu Distribusi (Unit/kVA) -

- JTM (kms) -

- JTR (kms) - - PLTD (Unit/kW) -

1.337,2

300

Volume

1.437


masuk dalam rekap Prov. Banten

4.13 Provinsi Jawa Barat


Sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Barat adalah merupakan bagian dari


tenaga listrik di Provinsi Jawa Barat selain dari sistem transmisi 500 kV dan

150 kV adalah PLTA Saguling dan PLTA Cirata.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Barat sudah mencapai 67,40% dan

rasio desa berlistrik sebesar 99,81%. Sementara daftar tunggu PLN telah


70

Gambar 4.13

Kondisi Kelistrikan Provinsi Jawa Barat


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.13.2 Neraca Daya










Tabel 4.70


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619

71






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Jawa Barat,



Pembangkit tenaga listrik sebesar 7.538 MW (sekitar 1.102 MW

diharapkan dapat beroperasi pada tahun 2010).

Transmisi tenaga listrik 2.834 kms.

Gardu induk 11.080 MVA.




o PLTMH 400 kW.

o Gardu distribusi 1.390 unit (69.500 kVA).



Tabel 4.71

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Provinsi Jawa Barat

PLTU 1 Jabar (Indramayu) 3 x 330 MW 81% 2010 Perpres 71

PLTG Cikarang Listrindo 100 MW 2010 IPP

PLTM Cikotok 4 MW 2010 IPP

PLTM Girimukti, Cianjur 8 MW 2010 IPP

PLTGU Muara Tawar Blok #5 234 MW 2011 PLN

PLTGU Muara Tawar Add-On 2,3,4 1 x 150 MW 2011 PLN

PLTU 2 Jabar (Pelabuhan Ratu) 3 x 350 MW 52% 2011 Perpres 71

PLTG Cikarang Listrindo 50 MW 2011 IPP

PLTU Cirebon 660 MW 69,00% 2011 IPP

PLTP Wayang Windu 1 x 120 MW 2012 IPP

PLTP Darajat 1 x 55 MW 2012 IPP

PLTGU Muara Tawar Add-On 2,3,4 3 x 350 MW 2013 PLN

PLTP Kamojang 5 1 x 60 MW 2013 PLN

PLTP Tangkuban Perahu I 1 x 55 MW 2013 PLN

PLTP Karaha Bodas 1 x 30 MW 2013 IPP

PLTP Salak 1 x 40 MW 2013 IPP

PLTP Patuha 2 x 60 MW 2013 IPP

PLTP Darajat 1 x 55 MW 2013 IPP

PLTA Upper Cisokan PS 4 x 250 MW 2014 PLN

PLTP Kamojang 6 1 x 40 MW 2014 PLN

PLTP Tangkuban Perahu I 1 x 55 MW 2014 PLN

PLTU Indramayu Baru 1 x 1000 MW 2014 PLN

PLTA Rajamandala 47 MW 2014 IPP

PLTA Jatigede 110 MW 2014 IPP

PLTP Patuha 1 x 60 MW 2014 IPP

PLTP Wayang Windu 1 x 120 MW 2014 IPP

PLTP Cisolok-Cisukarame 1 x 50 MW 2014 IPP

PLTP Cibuni 1 x 10 MW 2014 IPP

PLTP Tampomas 1 x 45 MW 2014 IPP

PLTP Tangkuban Perahu II 2 x 30 MW 2014 IPP

PLTP Karaha Bodas 2 x 55 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Pendek

Jangka COD

JUMLAH

Total

Rencana Keterangan

1.102,0 6.436

7.538


72

Tabel 4.72


Region Jawa Barat

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

1 Ujungberung Inc. (Mdcan-Bdsln) 500 1 2011

2 Paiton Grati 3rd 500 80 2012

3 Indramayu PLTU Cibatu 500 260 2014

4 Indramayu PLTU Mandirancan 500 260 2014

5 Tambun Cibatu 500 40 2014

6 Tambun Inc. (Bkasi-Cibinong) 500 2 2014

7 Upper Cisokan PLTA (Kit) Incomer (Cibng-Sglng) 500 60 2014

8 PLTU Indramayu Cibatu 500 270 2014

JUMLAH 500 kV 973

9 Jabar Utara PLTU Sukamandi 150 98 2009

10 Padalarang Bandung Utara 150 26 2009

11 Sukamandi 150 Kosambi baru 150 74 2009

12 Cianjur Cigereleng 150 138 2010

13 Sukamandi 150 Pabuaran 150 50 2010

14 Sukatani /Gobel Inc. (Bkasi-Ksbru) 150 20 2010

15 PLTU Kanci/Cirebon Inc. (Sragi-Brebes) 150 44 2010

16 Jatiluhur Padalarang 150 89 2010

17 Cikarang Lippo Inc. (Gdmkr-Cbatul) 150 1 93 2010

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

18 Dago Pakar Bandung Utara 150 2 2011

19 Braga (GIS) Cigereleng 150 16 2011

20 Malangbong II New Tasikmalaya 150 94 2011

21 Malangbong Cikijing 150 80 2011

22 Cikedung Inc. (Jtbrg - Hrgls) 150 40 37,5 2011

23 Cikijing Mandirancan 150 60 69,13 2011

24 Cibabat II (GIS) Inc. (Cbbat - Cbrem) 150 12 2011

25 Karang Nunggal Tasikmalaya New 150 32 30,68 2011

26 Dayeuhkolot/Cigereleng II Inc. (Bdsln-Cgrlg) 150 3 2011

27 Ujung Berung New Rancaekek 150 10 2011

28 Bekasi Utara/Tarumanegara Inc. (Bkasi-Ksbru) 150 2 85 2011

29 Tambun New Tambun 150 10 2011

30 Bandung Timur II Ujungberung 150 18 2012

31 Bandung Selatan Cigereleng 150 26 2012

32 Kosambi Baru Bekasi 150 118 2012

33 Jatiluhur II PLTA Jatiluhur 150 20 2012

34 Kanci Inc. (PLTU Kanci-Brebes) 150 12 2012

35 Kiaracondong II Inc. (Bdsln-Ubrng) 150 16 2012

36 PLTP Patuha Lagadar 150 70 2013

37 Panasia II Inc. (Pnsia-Bdslni) 150 10 2013

38 Arjawinangun II Inc.(Arjwn-Mdcan) 150 30 2013

39 Cikumpay II/Sadang Inc. (Crata-Ckpay) 150 10 2013

40 Rengasdengklok II Inc (Ksbru-Bkasi) 150 4 2013

41 Kadipaten 150 Inc. (Sragi-Ujbrg) 150 20 2013

42 Majalaya II Rancakasumba 150 30 2013

43 Subang II Perwakarta 150 30 2013

44 Kuningan II Inc. (Ckjing - Mdcan) 150 20 2013

45 Cibeureum Cibabat II 150 7 2013

46 Padalarang Cibabat 150 18 2013

47 Ujungberung Bandung Utara 150 40 2013

48 Bekasi Kosambi baru 150 86 2013

49 Babakan II Inc.(Kanci-Ubrng) 150 28 2013

50 PLTP Tangkuban Perahu I Bandung Utara 150 10 2013

51 PLTP Karaha Bodas Garut 150 20 2013

52 Tambun II Inc. (Pdklp-Tmbun) 150 10 2014

53 Bandung Selatan II/Ketapang Incomer (Cnjur-Bdsln) 150 10 2014

54 Cibabat III Padalarang 150 12 2014

55 Indramayu New Indramayu 150 10 2014

56 PLTP Cisolok-Cisukarame Pelabuhan Ratu 150 60 2014

57 PLTP Tampomas Inc. (Rancaengkek - Cikasungka) 150 35 2014

58 PLTP Tangkuban Perahu II PLTP Tangkuban Perahu I 150 5 2014

JUMLAH 150 kV 1.687

59 Wayang Windu Sentosa 70 14 2009

60 Tanggeung Cianjur 70 100 2010

61 Arjawinangun Palimanan 70 10 2012

62 PLTP Cibuni Inc. (Cianjur-Tangeung) 70 50 2014

JUMLAH 70 kV 174

73

Tabel 4.73

Rencana Pengembangan Gardu Induk Region Jawa Barat


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Ujung berung 500/150 1.000 2011

2 Muaratawar 500/150 500 2012

3 Muaratawar 500/150 500 2012

4 Cibatu 500/150 500 2012

5 Cibatu 500/150 - 2014

6 Mandirancan 500/150 - 2014

7 Upper Cisokan PS 500/150 - 2014

8 Indramayu PLTU 1000 500/150 - 2014

9 Tambun 500/150 1.000 2014

JUMLAH 500/150 kV 3.500

10 Kadipaten 150/70 100 2011

11 Kanci 150/70 60 2012

12 Banjar 150/70 30 2012

JUMLAH 150/70 kV 190

13 Haurgeulis 150/20 60 2009

14 Padalarang Baru 150/20 60 2009

15 Tegal Herang 150/20 60 2009

16 Fajar Surya.W 150/20 30 80 2009

17 Jatibarang 150/20 60 99 2009

18 Tambun Ext. 150/20 60 99,68 2009

19 Jababeka 150/20 60 54,99 2009

20 Ganda Mekar 150/20 60 80 2009

21 Rancakasumba/Panyadap 150/20 60 100 2009

22 Dawuan 150/20 60 100 2009

23 Lagadar 150/20 60 80 2009

24 Sukamandi 150/20 60 2010


26 Cikarang Lippo 150/20 60 2010

27 Patuha 150/20 30 100 2010

28 Sukatani /Gobel 150/20 60 2010

29 Cibatu 150/20 60 2011

30 Dago Pakar 150/20 120 2011

31 Cikijing 150/20 60 0 2011

32 Bekasi Utara/Tarumajaya 150/20 120 0 2011

33 Braga (GIS) 150/20 120 0 2011

34 Cikedung 150/20 60 2011

35 Cibabat II (GIS) 150/20 120 15 2011

36 Dayeuhkolot (GIS) 150/20 120 0 2011

37 Karang Nunggal 150/20 30 15 2011

38 Sunyaragi 150/20 60 2011

39 Malangbong Baru 150/20 120 2011

40 Poncol Baru 150/20 120 2011

41 Rancaekek 150/20 60 2011

42 Cigereleng 150/20 60 2011

43 Cikumpay 150/20 60 2011

44 Cikasungka 150/20 60 2011

45 Bandung Utara 150/20 60 70 2011

46 Cianjur 150/20 60 2011

47 Teluk Jambe 150/20 60 2011

48 Mekarsari 150/20 60 2011

49 Garut 150/20 60 2011

50 Bekasi 150/20 60 2011

51 Kosambi Baru 150/20 120 2011

52 Cirata Baru 150/20 30 2011

74


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

53 Lagadar 150/20 60 2011

54 Tambun 150/20 120 2011


56 Kamojang 150/20 30 2012

57 Tasikmalaya New 150/20 60 2012

58 Bandung Timur II 150/20 180 2012

59 Jatiluhur II 150/20 120 2012

60 Kanci 150/20 60 2012

61 Tasikmalaya 150/20 60 2012

62 Kiaracondong II (GIS) 150/20 120 2012

63 Muaratawar 150/20 120 2012

64 Kamojang 150/20 - 2012

65 Darajat 150/20 - 2012

66 Ciamis 150/20 - 2012

67 Jababeka 150/20 60 2012

68 Pabuaran 150/20 60 2012

69 Ciamis 150/20 60 2012

70 Cibeureum 150/20 60 2012

71 Maligi 150/20 60 2012

72 Pinayungan 150/20 60 2012

73 Dawuan 150/20 60 2012

74 Kiarapayung 150/20 60 2012

75 Garut 150/20 60 2012

76 Fajar Surya.W 150/20 60 2012

77 Mandirancan 150/20 60 2012

78 Ujung berung 150/20 60 2012

79 Haurgeulis 150/20 60 99,75 2012

80 Bandung Selatan 150/20 60 2012

81 Bandung Selatan 150/20 - 2012

82 Cikedung 150/20 60 0 2013

83 Cibabat II (GIS) 150/20 60 2013

84 Tasikmalaya 150/20 60 2013

85 Arjawinangun II 150/20 120 2013

86 Cikumpay II/Sadang 150/20 120 2013

87 Majalaya II 150/20 120 2013

88 Subang II 150/20 120 2013

89 Kadipaten II 150/20 120 2013

90 Rengasdengklok II 150/20 120 2013

91 Kuningan II 150/20 120 2013

92 Patuha 150/20 60 2013

93 Rancakasumba/Panyadap 150/20 60 2013

94 Lagadar 150/20 60 2013

95 Sunyaragi 150/20 60 2013

96 Panasia II 150/20 120 2013

97 Cikasungka 150/20 60 2013

98 Ujung Berung New 150/20 60 2013

99 Sukatani/Gobel 150/20 60 2013

100 Babakan II 150/20 120 2013

101 Sukamandi 150/20 60 2013

102 Parung Mulya 150/20 60 2013

103 Cianjur 150/20 120 2014

104 Bandung Selatan II/Ketapang 150/20 120 2014

105 Tambun II 150/20 120 2014

106 Cibabat III 150/20 120 2014

107 New Ujungberung 150/20 60 2014

JUMLAH 150/20 kV 6.930

75


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

108 Cangkring 70/20 20 2009

109 Babakan 70/20 30 2009

110 Sumadra 70/20 30 2010

111 Tanggeung 70/20 30 2010

112 Kuningan 70/20 30 2010

113 Arjawinangun 70/20 30 2010

114 Subang 70/20 30 2011

115 Pangandaran 70/20 30 2011

116 Pameungpeuk 70/20 30 2011

117 Babakan 70/20 30 2011

118 Arjawinangun 70/20 30 2011

119 Parakan 70/20 60 2012

120 Santosa 70/20 30 2012

121 Cangkring 70/20 20 2012

122 Sumedang 70/20 30 2012

JUMLAH 70/20 kV 460

Tabel 4.74

Program Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 2.400 8.000 8.100 8.150 8.175


PLTMH (kW) 100 100 100 100





PLTS 50 Wp Tersebar 2.400 8.000 8.100 8.150 8.175


PLTMH (kW) 100 100 100 100









76

Tabel 4.75


Provinsi Jawa Barat


Pembangkit Tenaga Listrik (MW) 8.172,3

Transmisi Tenaga Listrik (kms) 875,2

Gardu Induk (MVA) 681,6

Program EBT dan Jaringan



- PLTMH (kW) 2,2

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 79,3


9.894,8

0

34.825

8

400

4.120

4.460

Volume

7.538

2.373

11.080

Uraian2010 s.d 2014

4.14 Provinsi Jawa Tengah


Sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Tengah adalah merupakan bagian dari


tenaga listrik di Provinsi Jawa Tengah selain dari sistem transmisi 500 kV

dan 150 kV adalah PLTU/PLTGU Tambaklorok, PLTA Mrica, PLTU Cilacap,

dan PLTP Dieng.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Tengah sudah mencapai 71,24%

dan rasio desa berlistrik sebesar 100,00%. Sementara daftar tunggu PLN

telah mencapai 136.588 permintaan atau sebesar 110,2 MVA.

77

Gambar 4.14

Kondisi Kelistrikan Provinsi Jawa Tengah


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.14.2 Neraca Daya










Tabel 4.76


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619

78






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Jawa Tengah,





Transmisi tenaga listrik 2.104 kms (termasuk Provinsi D.I. Yogyakarta).

Gardu induk 6.616 MVA (termasuk Provinsi D.I. Yogyakarta).




o PLTMH 900 kW.


o Jaringan Tegangan Menengah 3.690 kms.


Tabel 4.77


Provinsi Jawa Tengah

PLTU 1 Jateng (Rembang) 2 x 315 MW 89% 2010 Perpres 71

PLTU Tanjung Jati B Exp 2 x 660 MW 18,00% 2012 IPP

PLTU 2 Jateng (Cilacap Baru/Adipala) 1 x 660 MW - 2013 Perpres 71

PLTP Dieng 1 x 55 MW 2013 IPP

PLTP Dieng 1 x 60 MW 2014 IPP

PLTP Ungaran 1 x 55 MW 2014 IPP

PLTP Baturaden 2 x 110 MW 2014 IPP

PLTP Guci 1 x 55 MW 2014 IPP

PLTU Jawa Tengah (Infrastruktur) 1.000 MW 2014 IPP

MW MW

MWTotal

Rencana Keterangan

630,0 3.425

4.055


Pendek

Jangka COD

JUMLAH

79

Tabel 4.78


Region Jawa Tengah dan D. I. Yogyakarta

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

1 Tanjung Jati Inc Tx (Ungar-Pedan) 500 260 100 2010

2 Rawalo/Kesugihan Inc (Pedan-Tasik) 500 8 100 2010

3 Pemalang Inc. (Ungar-Mdcan) 500 2 2013

4 Cilacap PLTU Rawalo 500 60 2013

5 Jateng PLTU Pemalang 500 60 2014

6 Mandirancan Tx (Ungar-Pedan) 500 400 2014

JUMLAH 500 kV 790

7 Wonogiri Wonosari 150 63 2009

8 Wonosari Solo Baru 150 9 2009

9 Pati Rembang 150 66 2009

10 Palur Solo Baru 150 23 2009

11 Blora Rembang 150 58 2009

12 Jekulo Kudus 150 22 2009

13 Jekulo Pati 150 33 2009

14 Cilacap PLTU Rawalo 150 44 2010

15 Temanggung Wonosobo 150 22 2010

16 Kudus Purwodadi 150 63 2010

17 Kebasen II/Bala Pulang Inc. (Kbsen-Bmayu) 150 2 100 2010

18 Purwodadi Ungaran 150 49 2010

19 Palur II/Gondangrejo Inc.(Palur-Jajar) 150 10 20 2011

20 Tanjung jati Sayung 150 120 2011

21 Wonosobo Secang 150 96 2011

22 Bumiayu Kebasen 150 87 2011

23 Bumiayu Kalibakal 150 72 2011

24 Pekalongan Batang 150 33 2012

25 Pracimantoro/Muntoronadi Inc.(Pctan-Wngri) 150 10 2012

26 Kebasen Pemalang 150 57 2012

27 Batang Wleri 150 62 2012

28 Pemalang New (inc Btang-Wleri) 150 40 2013

29 Pekalongan II/Kajen Inc. (Pklon-Pmlang) 150 20 2013

30 Pemalang Pekalongan 150 61 2013

31 Pemalang New Pemalang 150 16 2013

32 Rawalo Gombong 150 86 20 2014

33 Rawalo New /Kesugihan Rawalo Old 150 10 19 2014

34 PLTP Baturaden Inc. (Rawalo - Kalibakal) 150 20 2014

35 PLTP Guci Inc. (Kalibakal - Bumiayu) 150 20 2014

36 PLTP Ungaran Ungaran 150 40 2014

JUMLAH 150 kV 1.314

Tabel 4.79

Rencana Pengembangan Gardu Induk Region Jawa Tengah dan D. I. Yogyakarta


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Tanjung Jati B PLTU 500/150 1.000 2011

2 Pedan 500/150 500 2012

3 Cilacap PLTU 500/150 - 2013

4 Pemalang 500/150 1.000 2013

5 Rawalo/Kesugihan 500/150 500 45,31 2013

JUMLAH 500/150 kV 3.000

6 Bumiayu 150/20 30 2009

7 Wonosobo 150/20 60 2009

8 Pandeanlamper 150/20 60 2009

9 Kalibakal 150/20 60 2009

10 Pedan 150/20 60 2009

11 Mangkunegaran 150/20 60 2009

12 Sanggrahan 150/20 60 2009

13 Rawalo New 150/20 60 2010

14 Jekulo 150/20 60 2010

80


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

15 Pekalongan 150/20 60 2010

16 Klaten 150/20 60 2010

17 Bringin 150/20 60 2010

18 Tambaklorok 150/20 60 2010

19 Pati 150/20 60 2010

20 Rawalo 150/20 60 2010

21 Kaliwungu 150/20 30 2010

22 Dieng 150/20 30 2010

23 Kebasen II/Balapulang 150/20 60 15 2010

24 Gondangrejo/Palur II 150/20 60 15 2011

25 Bantul 150/20 60 2011

26 Gombong 150/20 60 2011

27 Ungaran 150/20 60 2011

28 Lomanis 150/20 60 2011

29 Majenang 150/20 30 2011

30 Blora 150/20 60 2011

31 Kentungan 150/20 60 2011

32 Sayung 150/20 60 2011

33 Temanggung 150/20 30 2011

34 Brebes 150/20 60 2011

35 Kebumen 150/20 30 2011

36 Kedungombo 150/20 16 2011

37 Simpang Lima (GIS) 150/20 60 2011

38 Purworejo 150/20 60 2011

39 Batang 150/20 60 2011

40 Mojosongo 150/20 60 2011

41 Tanjung Jati 150/20 60 2011

42 Purwodadi 150/20 60 2011

43 Banyudono 150/20 60 2012

44 Solo Baru/Solo Baru 150/20 60 2012

45 Semanu 150/20 60 2012

46 Randugarut (GIS) 150/20 60 2012

47 Secang 150/20 30 2012

48 Cepu 150/20 60 2012

49 Bawen 150/20 60 2012

50 Pracimantoro/Nguntoronadi 150/20 60 15 2012

51 Sanggrahan 150/20 60 2012

52 Sragen 150/20 60 2012

53 Kudus 150/20 60 2012

54 Pekalongan II/Kajen 150/20 120 2013

55 Sragen 150/20 120 2013

56 Purbalingga 150/20 60 2013

57 Wonosari 150/20 60 2013

58 Brebes 150/20 60 2013

59 Wates 150/20 60 2013

60 Mrica 150/20 60 2013

61 Rembang 150/20 60 2013

62 Tambaklorok 150/20 60 2014

63 Pandeanlamper 150/20 60 2014

64 Masaran 150/20 60 2014

65 Majenang 150/20 30 2014

66 Bawen 150/20 60 2014

67 Godean 150/20 60 2014

JUMLAH 150/20 kV 3.556

81

Tabel 4.80

Program Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Tengah


PLTS 50 Wp Tersebar 400 3.500 3.525 3.550 3.575

PLTS Terpusat 15 kW 1 2 2 2 2

PLTMH (kW) 200 150 150 150 100





PLTS 50 Wp Tersebar 400 3.500 3.525 3.550 3.575


PLTMH (kW) 200 150 150 150 100




*) : Jaringan termasuk DI. Yogyakarta




rinciannya adalah pembangkitan USD 5.667 juta, transmisi USD 427,6 juta,


Tabel 4.81


Provinsi Jawa Tengah








- PLTMH (kW) 3,6

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 71,0


Cat: transmisi, GI & jaringan termasuk Prov. DIY 6.497,5

0

3.690

3.350

Volume

4.055

2.104

6.616

14.550

9

900


82

4.15 Provinsi D.I. Yogyakarta


Sistem kelistrikan di Provinsi D.I. Yogyakarta adalah merupakan bagian dari


tenaga listrik di Provinsi D.I. Yogyakarta adalah dari sistem transmisi 500 kV

dan 150 kV.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi D.I. Yogyakarta sudah mencapai 84,48%

dan rasio desa berlistrik sebesar 100,00%. Sementara daftar tunggu PLN


Gambar 4.15

Kondisi Kelistrikan Provinsi D. I. Yogyakarta


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.15.2 Neraca Daya










83

Tabel 4.82


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi D.I. Yogyakarta,



Transmisi tenaga listrik masuk dalam rekap Provinsi Jawa Tengah.

Gardu induk masuk dalam rekap Provinsi Jawa Tengah.




o PLT Angin 320 kW.

o Gardu distribusi masuk dalam rekap Provinsi Jawa Tengah.

o Jaringan Tegangan Menengah masuk dalam rekap Provinsi Jawa

Tengah.

o Jaringan Tegangan Rendah masuk dalam rekap Provinsi Jawa

Tengah.

Tabel 4.83

Program Listrik Perdesaan Provinsi D. I. Yogyakarta


PLTS 50 Wp Tersebar 700 3.500 3.225 3.550 3.575




PLTS 50 Wp Tersebar 700 3.500 3.225 3.550 3.575



84




rinciannya adalah program EBT USD 13,7 juta.

Tabel 4.84


Provinsi D. I. Yogyakarta


1 Pembangkit Tenaga Listrik (MW) -


3 Gardu Induk (MVA)




- PLTMH (kW) -



- JTM (kms)

- JTR (kms) - PLTD (Unit/kW) 0 -

13,7

Volume

-

No Uraian

14.550

4

0

320

masuk dalam rekap Prov. Jateng

2010 s.d 2014

masuk dalam rekap Prov. Jateng

4.16 Provinsi Jawa Timur


Sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Timur adalah merupakan bagian dari

sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali. Kebutuhan beban dilayani dari energi

transfer dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai

pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kV) dan SUTT (150 kV dan 70

kV), serta dari pembangkit-pembangkit kecil/embedded (PLTA Wonorejo –

PJB, PLTM dan Captive) melalui jaringan Tegangan Menengah, pembangkit

sendiri (PLTD dan PLTM Sampean Baru), dan pembangkit sewa.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Timur sudah mencapai 71,55% dan

rasio desa berlistrik sebesar 99,71%. Sementara daftar tunggu PLN telah


85

Gambar 4.16

Kondisi Kelistrikan Provinsi Jawa Timur


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.16.2 Neraca Daya










Tabel 4.85


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619

86






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Jawa Timur,





Transmisi tenaga listrik 1.870 kms (termasuk Provinsi Bali).

Gardu induk 7.980 MVA (termasuk Provinsi Bali)..




o PLTMH 500 kW.




Tabel 4.86


Provinsi Jawa Timur

PLTU 2 Jatim (Paiton Baru) 1 x 660 MW 82% 2010 Perpres 71

PLTU 1 Jatim (Pacitan) 2 x 315 MW 75% 2011 Perpres 71

PLTU 3 Jatim (Tj Awar-Awar) 2 x 350 MW 6% 2012 Perpres 71

PLTU Paiton #3-4 Exp 815 MW 30,00% 2012 IPP

PLTP Wilis/Ngebel 1 x 55 MW 2013 PLN

PLTP Ijen 2 x 55 MW 2014 PLN

PLTP Iyang Argopuro 1 x 55 MW 2014 PLN

PLTP Wilis/Ngebel 2 x 55 MW 2014 PLN

PLTU Madura 1 x 400 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Jangka COD

JUMLAH

Total

Rencana Keterangan

660,0 2.875

3.535


Pendek

87

Tabel 4.87


Region Jawa Timur dan Bali

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

1 Paiton New Paiton Old 500 3 2009

2 Ngimbang Inc. (Krian-Ungar) 500 1 87,37 2010

3 Surabaya Selatan Grati 500 145 9,18 2012

4 Bangil Inc. (Piton-Kediri) 500 8 2014

JUMLAH 500 kV 157

5 Padangsambian Pesanggaran 150 15 2009

6 Probolinggo Gondangwetan 150 68 2009

7 Grati Gondangwetan 150 37 2009

8 Ketapang Gilimanuk 150 3 2009

9 Banaran Suryazigzag 150 25 2009

10 Babat Tuban 150 60 2009

11 Ponorogo II Manisrejo 150 59 2009

12 Kraksaan Probolinggo 150 60 2009

13 Perak Ujung 150 10 66,82 2009

14 Celukan Bawang PLTU Incomer (Pmron-Glnuk) 150 6 62,39 2010

15 Ngimbang New Mliwang 150 150 2010

16 Ngimbang New Babat 150 40 2010

17 Kapal Padangsambian 150 18 2011

18 Banyuwangi Ketapang (Cable head) 150 7 2011

19 Paciran/Brondong Lamongan 150 44 74,75 2011

20 Kabel Jawa Madura Suramadu 150 6 2011

21 Tanjung Awar-awar PLTU Babat 150 36 2011

22 Jawa Bali 3,4 150 12 2012

23 Negara Antosari 150 89 2012

24 Antosari Kapal 150 47 2012

25 Banaran Manisrejo 150 142 2012

26 Cerme Inc. (Sgmdu-Lmgan) 150 2 2012

27 Krian Driyorejo 150 11 2012

28 Sidoarjo Inc. (Bdran-Bngil) 150 24 2012

29 Buduran II/Sedati Inc.(Bngil-Waru) 150 3 2012

30 Bringkang/Bambe Karangpilang 150 10 2012

31 Pacitan 150 kV Ponorogo II 150 59 2012

32 Pacitan 150 kV PLTU Pacitan 150 124 2012

33 Wlingi II Kediri 150 67 2012

34 Kalisari Surabaya Selatan 150 12 1,28 2012

35 Tulung Agung II Kediri 150 80 2012

36 Tandes New Tandes 150 10 2012

37 Kediri New Kediri Baru 150 10 2012

38 Bali Timur Inc.(Gnyar-Sanur) 150 10 2013

NO. DARI KETEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

PROGRESS

(%)COD

39 Waru/Buduran Bangil/Porong 150 66 2013

40 Purwosari/Sukorejo II Inc. (Pier-Pakis) 150 10 2013

41 Simogunung/Gsari Inc.(Swhan-Waru) 150 10 2013

42 Pandaan II Inc. (Bangil-Lawang) 150 20 2013

43 Kebonagung New Kebonagung 150 30 2013

44 PLTP Wilis/Ngebel Pacitan 2 150 60 2013

45 PLTU Bali Timur Amlapura 150 40 2013

46 Sanur II Inc.(Gnyar-Sanur) 150 10 2014

47 PLTP Ijen Banyuwangi 150 60 2014

48 PLTP Iyang Argopuro Probolinggo 150 30 2014

49 PLTU Madura Sampang 150 20 2014

JUMLAH 150 kV 1.712

50 Manyar Maspion Stell 70 1 2012

JUMLAH 70 kV 1

88

Tabel 4.88

Rencana Pengembangan Gardu Induk Region Jawa Timur dan Bali


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Ngimbang 500/150 500 98,94 2010

2 Paiton 500/150 500 2011

3 Mandirancan 500/150 500 99,25 2012

4 Krian 500/150 500 2012

5 Surabaya Selatan 500/150 1.000 96,52 2012

JUMLAH 500/150 kV 3.000

6 Sekarputih 150/70 100 96,34 2010

7 Bangil (GIS) 150/70 60 2010

8 Kapal 150/20 60 2009

9 Antosari 150/20 30 2009

10 Nusa Dua 150/20 60 99,61 2009

11 Babadan 150/20 60 100 2009

12 Waru 150/20 60 2009

13 Sumenep 150/20 60 2009

14 Bumicokro 150/20 60 2009

15 Perak 150/20 30 2009

16 Sampang 150/20 60 2009

17 Driyorejo 150/20 60 94,15 2009

18 Kertosono 150 kV 150/20 60 2009

19 Jember 150/20 60 97,08 2009

20 Sekarputih 150/20 60 2009

21 Kediri Baru 150/20 60 2009

22 Sawahan 150/20 60 2009

23 Celukanbawang PLTU 150/20 30 2010

24 Padang Sambian 150/20 30 2010

25 Sanur 150/20 60 99,62 2010

26 Ubud/Payangan 150/20 30 2010

27 Bondowoso 150/20 30 2010

28 Bangkalan 150/20 60 2010

29 Kapal 150/20 60 100 2010

30 Kuta/Pemecutan 150/20 60 100 2010

31 Manisrejo 150/20 60 100 2010

32 Pemaron 150/20 60 2011

33 Surabaya Selatan 150/20 60 2011

34 Bangil 150/20 60 2011

35 Paciran/Brondong 150/20 60 45 2011

36 Pakis/Malang Timur 150/20 60 2011

37 Situbondo 150/20 60 2011

38 Ngimbang New 150/20 60 98,8 2011

39 Kraksaan 150/20 30 2011

40 Baturiti 150/20 30 2012

41 Negara 150/20 30 2012

42 Bringkang/Bambe 150/20 120 15 2012

43 Banyuwangi 150/20 60 2012

44 Kebonagung New 150/20 60 2012

45 Buduran II/Sedati 150/20 120 1`5 2012

46 Krembangan 150/20 60 2012

47 Purwosari/Sukorejo II 150/20 120 15,25 2012

48 Ponorogo II 150/20 120 2012

49 Lumajang 150/20 60 2012

50 Lamongan 150/20 60 2012

51 Sidoarjo/Porong 150/20 120 15 2012

52 Tulungagung II 150/20 60 2012

89


(kV)

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

53 Probolinggo 150/20 60 2012

54 Sengkaling 150/20 60 2012

55 Kasih Jatim 150/20 60 2012

56 Wlingi II 150/20 60 2012

57 Pacitan 150 kV 150/20 120 15 2012

58 Nusa Dua 150/20 60 2013

59 Padang Sambian 150/20 60 2013

60 Bali Timur/Kubu 150/20 30 2013

61 Gunungsari/Simogunung (GIS) 150/20 120 15 2013

62 Kupang 150/20 60 2013

63 Bojonegoro 150/20 60 2013

64 Gondang Wetan 150/20 60 2013

65 Manyar 150/20 60 2013

66 Kalisari 150/20 60 0 2013

67 Pandaan II 150/20 120 2013

68 Wonokromo 150/20 60 2013

69 Mojoagung 150/20 60 2013

70 Gianyar 150/20 60 2014

71 Sanur New 150/20 120 2014

72 Amplapura 150/20 30 2014

73 Kenjeran 150/20 60 2014

74 Kebonagung 150/20 60 2014

75 Gembong 150/20 120 2014

76 Ngawi 150/20 60 2014

77 Darmo Grand (GIS) 150/20 60 2014

78 Karangpilang 150/20 60 2014

79 Bondowoso 150/20 30 2014

80 Bangil New 150/20 60 2014

JUMLAH 150/20 kV 4.780

81 Tarik 70/20 10 2009

82 Pare 70/20 20 2009

83 Trenggalek 70/20 30 2011

84 Polehan 70/20 30 2011

85 Nganjuk 70/20 30 2012

86 Turen 70/20 30 2012

87 Magetan 70/20 30 2012

88 Sengguruh PLTA 70/20 20 2012

89 Mranggen/Maospati 70/20 30 2012

90 Blimbing 70/20 30 2012

91 Karangkates 70/20 30 2013

92 Tarik 70/20 30 2014

93 Caruban 70/20 30 2014

94 Tulungagung 70/20 30 2014

95 Ploso 70/20 30 2014

96 Pare 70/20 30 2014

JUMLAH 70/20 kV 440

90

Tabel 4.89

Program Listrik Perdesaan Provinsi Jawa Timur


PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 7.000 7.100 7.150 7.175


PLTMH (kW) 100 100 100 100 100

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 200/10.750 22O/10.750 215/11.500 230/12.250 250/13.250




PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 7.000 7.100 7.150 7.175


PLTMH (kW) 100 100 100 100 100

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 200/10.750 22O/10.750 215/11.500 230/12.250 250/13.250






rinciannya adalah pembangkitan USD 5.440,5 juta, transmisi USD 270 juta,


Tabel 4.90


Provinsi Jawa Timur








- PLTMH (kW) 2,5

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 71,7


Cat: transmisi, GI & jaringan termasuk Prov. Bali 6.261,7

3.710

3.370

3.535

1.870

7.980

29.925

8

500

0


Volume

91

4.17 Provinsi Bali


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Bali saat ini dipasok oleh sistem

kelistrikan di Pulau Jawa melalui jaringan transmisi kabel laut 150 kV dengan

daya mampu 200 MW dan dipasok juga oleh pembangkit yang ada di

Provinsi Bali sendiri yaitu PLTD/PLTG Pesanggaran, PLTG Gilimanuk, PLTG

Pemaron.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Bali sudah mencapai 74,98% dan rasio

desa berlistrik sebesar 100,00%. Sementara daftar tunggu PLN telah


Gambar 4.17

Kondisi Kelistrikan Provinsi Bali


JAMALIJAMALI




Surplus : 219 MW

Keterangan:



4.17.2 Neraca Daya








92



Tabel 4.91


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah tangga GWh 53.778 60.565 68.257 76.964 86.814

Publik GWh 7.980 8.900 9.926 11.070 12.345

Komersial GWh 24.615 27.689 31.081 34.824 38.951

Industri GWh 47.484 49.337 51.208 53.101 55.018


Pertumbuhan % 9,3 9,4 9,5 9,7 9,8

Susut & Losses (T&D) % 9,3 9,2 9,1 9,0 8,9



Beban Puncak MW 23.084 25.240 27.624 30.264 33.188


Daya Tambahan MW 4.311 4.219 3.383 2.630 4.882

Cadangan Daya MW 484 5.463 -2.383 -8.830 -11.619






per tahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Bali, telah


sebagai berikut:

Pembangkit tenaga listrik sebesar 580 MW.

Transmisi tenaga listrik masuk dalam rekap Provinsi Jawa Timur.

Gardu induk masuk dalam rekap Provinsi Jawa Timur.




o PLTMH 360 kW.

o PLT Angin 960 kW

o Gardu distribusi 960 unit (54.250 kVA).



o PLTD 1000 kW 4 Unit.

93

Tabel 4.92


Provinsi Bali

PLTU Celukan Bawang 130 MW 6,00% 2012 IPP

PLTU Bali Timur 2 x 100 MW 2013 IPP

PLTU Celukan Bawang 250 MW 2013 IPP

MW MW

MW

Keterangan

- 580


Pendek

Jangka COD

JUMLAH

Total

Rencana

580

Tabel 4.93

Program Listrik Perdesaan Provinsi Bali


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 6.500 6.500 6.000 6.050


PLTMH (kW) 80 80 100 100

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 175/10.000 17510.000 190/10.750 200/11.250 220/12.250



PLTD (Unit/kW) - 2/500 2/500 - -


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 6.500 6.500 6.000 6.050


PLTMH (kW) 80 80 100 100

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 175/10.000 17510.000 190/10.750 200/11.250 220/12.250



PLTD (Unit/kW) - 2/500 2/500 - -




rinciannya adalah pembangkitan USD 767 juta dan program EBT USD 132,9

juta.

Tabel 4.94

Rekapitulasi Infrastruktur dan Kebutuhan Investasi Provinsi Bali




3 Gardu Induk (MVA)




- PLTMH (kW) 2,0


- Gardu Distribusi (Unit/kVA) 960 54.250 10,3

- JTM (kms) 62,3


899,9

360

960

6

26.750

580

No

masuk dalam rekap Prov. Jatim

2010 s.d 2014

Volume

2.910

2.770

Uraian

94

4.18 Provinsi Kalimantan Barat


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat dipasok oleh satu

sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem

Khatulistiwa (Sistem Pontianak-Singkawang) dan beberapa sistem terisolasi,

yaitu Sistem Sanggau, Putussibau, Sintang, Nangah Pinoh, Sekadau, dan

Ketapang.

Dari 8 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat, 6

sistem (Sistem Sanggau, Putussibau, Sintang, Nangah Pinoh, Sekadau, dan

Ketapang) berada dalam kondisi “Surplus”, dan 2 sistem lainnya (Sistem

Pontianak dan Singkawang) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Barat baru mencapai 45,83%


mencapai 52.711 permintaan atau sebesar 66 MVA.

Gambar 4.18

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kalimantan Barat

SISTEM PONTIANAKSISTEM PONTIANAK




Defisit : -6,90 MW

SISTEM SINGKAWANGSISTEM SINGKAWANG




Defisit : -1,60 MW

SISTEM PUTUSSIBAUSISTEM PUTUSSIBAU




Surplus : 0,12 MW

SISTEM KETAPANGSISTEM KETAPANG




Surplus : 0,88 MW

SISTEM NANGAH PINOHSISTEM NANGAH PINOH




Surplus : 1,37 MW

SISTEM SANGGAUSISTEM SANGGAU




Surplus : 0,32 MW

SISTEM SEKADAUSISTEM SEKADAU




Surplus : 0,10 MW

SISTEM SINTANGSISTEM SINTANG




Surplus : 1,47 MW

4.18.2 Neraca Daya

Neraca daya Provinsi Kalimantan Barat pada tahun 2010 s.d. 2012

mengalami kondisi yang kurang baik (defisit), dan berangsur-angsur

membaik di tahun 2013 dan 2014.

95

Tabel 4.95

Neraca Daya Provinsi Kalimantan Barat

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 808 874 943 1.017 1.094

Komersial GWH 249 270 293 317 342

Publik GWH 137 151 166 183 201

Industri GWH 112 118 125 131 137


Pertumbuhan % 8,2 8,2 8,0 7,9 7,7

Susut & Losses (T&D) % 12,8 12,7 12,6 12,5 12,4



Beban Puncak MW 291 315 340 367 395



Cadangan Daya MW -128 -155 -85 143 315


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk di Provinsi Kalimantan

Barat sebesar 1,3% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar 6,2%,

maka pertumbuhan permintaan tenaga listrik diperkirakan akan tumbuh rata-

rata sebesar 7,6% pertahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan

Barat, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari tahun


Pembangkit tenaga listrik sebesar 624 MW (sekitar 56,5 MW diharapkan



Gardu induk 490 MVA




o PLTMH 1.550 kW





96

Tabel 4.96


Provinsi Kalimantan Barat

PLTD MFO Pontianak 1 (sewa) 30 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD MFO Pontianak 2 (sewa) 20 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD MFO Ketapang (sewa) 5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Merasap 1,5 MW 2010 PLN

Import Tenaga Listrik dari SESCO (275 kV) 100 MW 2012 IPP

PLTD MFO Sekadau 4 x 7,5 MW 2013 PLN

PLTD Putussibau 4 MW 2013 PLN

PLTU 2 Kalbar (Pantai Kura-Kura) 2 x 27,5 MW 1% 2013 Perpres 71

PLTU 1 Kalbar (Parit Baru) 2 x 50 MW 0% 2013 Perpres 71

PLTU Ketapang 2 x 10 MW 2% 2013 IPP

PLTU Pontianak - 2 2 x 25 MW 2% 2013 IPP

PLTU Parit Baru 2 x 50 MW 2014 PLN

Import Tenaga Listrik dari SESCO (275 kV) 100 MW 2014 IPP

PLTU Putussibau 2 x 4 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

56,5 567

Jangka Progress COD


624

Keterangan

Tabel 4.97



1 Singkawang Mambong 275 396 2014

JUMLAH 275 kV 396

2 Singkawang Sambas 150 126 5 2009

3 Sei Raya Kota Baru, 150 32 2,5 2009

4 PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 Incomer 2 phi 150 40 5 2010

5 Siantan Tayan 150 184 5 2010

6 PLTU Gambut Pontianak (IPP) Mempawah 150 7 2011

7 Tayan Sanggau 150 180 2,5 2011

8 PLTU Parit Baru (IPP) Parit Baru 150 6 2011

9 Singkawang Bengkayang 150 120 2,5 2012

10 Bengkayang Ngabang 150 180 2013

11 Sanggau Sekadau 150 100 2013

12 Ngabang Tayan 150 110 2013

13 Sintang Sekadau 150 180 2014

JUMLAH 150 kV 1.265

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.98

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kalimantan Barat


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Singkawang 275/150 New 100 2014

Jumlah 275/150 kV 100

2 Kota Baru (GI Baru) 150/20 New 30 2009

3 Parit Baru Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

4 Sambas (GI Baru) 150/20 New 30 2009

5 Singkawang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

6 Sei Raya Ext LB 150/20 Extension 2 LB 100 2009

7 Kota Baru Ext LB 150/20 Extension 2 LB 65 2009

8 Singkawang 150/20 Extension 30 2009

9 Parit Baru 150/20 Extension 30 2009

10 PLTU Singkawang (Perpres)/Kura2 150/20 Extension 30 2010

97


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

11 Tayan (GI Baru) 150/20 New 30 2010

12 Siantan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

13 Sanggau (GI Baru) 150/20 New 30 2011

14 Tayan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

15 Singkawang 150/20 Extension 30 2012

16 Bengkayang (GI Baru) 150/20 New 30 2012

17 Singkawang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

18 Sekadau (GI Baru) 150/20 New 30 2013

19 Sanggau Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2013

20 Ngabang (GI Baru) 150/20 New 30 2013

21 Tayan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2013

22 Sintang (GI Baru) 150/20 New 60 2014

23 Sanggau Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2014


Tabel 4.99

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 2.950 14.500 14.525 14.575 14.550


PLTMH (kW) 100 350 350 350 400


Pembangunan JTM (KMS) 1.000 950 1.000 1.100 1.200


PLTD (Unit/kW)

1/ 250 3/750 2/500 1/250 -


PLTS 50 Wp Tersebar 2.950 14.500 14.525 14.575 14.550


PLTMH (kW) 100 350 350 350 400


Pembangunan JTM (KMS) 1.000 950 1.000 1.100 1.200


PLTD (Unit/kW)

1/ 250 3/750 2/500 1/250 -






Tabel 4.100










- PLTMH (kW) 8,0

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 134,3


1.440,5

5.250

5.750

490

61.100

9

1.550

0

Volume

624

1.661


98

4.19 Provinsi Kalimantan Tengah


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Tengah dipasok oleh satu

sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Barito dan

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Sampit, Pangkalan Bun, Nanga

Bulik, Sukamara, Kuala Kurun, Puruk Cahu, Muara Teweh, Buntok, dan

Kuala Pembuang.

Dari 10 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Tengah,

6 sistem (Sistem Pangkalan Bun, Nanga Bulik, Sukamara, Puruk Cahu,

Buntok, dan Kuala Pembuang) berada dalam kondisi “Surplus”, dan 4 sistem

lainnya (Sistem Interkoneksi Barito, Sampit, Kuala Kurun, dan Muara Teweh)

berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Tengah baru mencapai

45,22% dan rasio desa berlistrik sebesar 87,89%. Adapun daftar tunggu PLN


Gambar 4.19

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah

12

SISTEM PANGKALAN BUNSISTEM PANGKALAN BUN




Surplus : 0,17 MW

SISTEM SAMPITSISTEM SAMPIT




Defisit : -0,80 MW


BARITOBARITO




Defisit : -62,67 MW

99

13

SISTEM BUNTOKSISTEM BUNTOK




Surplus : 0,24 MW

SISTEM MUARA TEWEHSISTEM MUARA TEWEH




Defisit : -0,38 MWSISTEM KUALA KURUNSISTEM KUALA KURUN




Defisit : -0,01 MW

SISTEM NANGA BULIKSISTEM NANGA BULIK




Surplus : 0,16 MW

SISTEM SUKAMARASISTEM SUKAMARA




Surplus : 0,25 MW

SISTEM KUALA PEMBUANGSISTEM KUALA PEMBUANG




Surplus : 0,43 MW

SISTEM PURUK CAHUSISTEM PURUK CAHU




Surplus : 0,22 MW

4.19.2 Neraca Daya

Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah kebutuhan tenaga

listriknya dilayani oleh sistem kelistrikan Kalimantan Selatan dan Tengah

sehingga, neraca daya provinsi-provinsi tersebut direpresentasikan oleh

neraca daya Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah, dimana pada tahun

2010 hingga tahun 2012 sistem berada pada kondisi defisit dan selanjutnya

pada tahun 2013 dan 2014 sistem berada pada kondisi yang baik.

Tabel 4.101

Neraca Daya Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 1.059 1.116 1.179 1.248 1.324

Komersial GWH 429 496 574 664 770

Publik GWH 162 173 185 198 211

Industri GWH 298 305 314 323 332


Pertumbuhan % 6,7 7,4 7,7 8,0 8,4

Susut & Losses (T&D) % 12,3 12,2 12,1 12,0 11,9



Beban Puncak MW 433 464 500 539 584



Cadangan Daya MW -116 -9 -26 265 357

100


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Kalimantan

Selatan dan Kalimantan Tengah sebesar 2,4% pertahun dan pertumbuhan

ekonomi sebesar 6,2%, maka pertumbuhan permintaan tenaga listrik di

wilayah tersebut diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 9,7% pertahun.


Tengah, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari





Gardu induk 180 MVA




o PLTMH 1.500 kW





Tabel 4.102


Provinsi Kalimantan Tengah

PLTD HSD Sampit (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Buntok (sewa) 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Muara Teweh (sewa) 3 MW 2010 PLN

PLTD Kuala Pembuang 1 MW 2010 IPP

PLTD Puruk Cahu 1 MW 2011 PLN

PLTU Cenko 2 x 7 MW 2011 PLN

PLTU Pangkalan Bun 2 x 7 MW 90% 2012 IPP

PLTU 1 Kalteng (Pulang Pisau) 2 x 60 MW 2% 2013 Perpres 71

PLTGU Bangkanai 1 x 120 MW 2013 IPP

PLTU Sampit (APBN) 2 x 25 MW 2014 PLN

PLTD Kuala Pembuang 1 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

Jangka

328

Pendek

8,0

CODMenengah/Panjang

320

Progress Keterangan

101

Tabel 4.103



1 Palangkaraya Sampit 150 168 2,5 2010

2 PLTU P.Pisau (Perpres)/Selat Incomer 2 phi 150 4 5 2010

3 Kasongan (Sampit - P raya) Incomer phi 150 2 2011

4 Tanjung Buntok 150 260 2011

5 PLTGU Bangkanai Muara Teweh - Buntok - Tanjung 150 560 2013

6 Sampit Pangkalan Bun 150 172 2,5 2012

7 PLTU Sampit Sampit 150 40 2014

JUMLAH 1.206

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.104

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kalimantan Tengah


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Tanjung (GI Baru) 150/20 New 30 2009

2 Pulang Pisau 150/20 Extension 30 2010

3 Sampit (GI Baru) 150/20 New 30 2010

4 Palangkaraya Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

5 Tanjung Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

6 Buntok (GI Baru) 150/20 New 30 2011

7 Buntok Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

8 PLTGU Muara Teweh (GI Baru) 150/20 New 30 2011

9 Sampit Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2012

10 Pangkalan Bun (GI Baru) 150/20 New 30 2012

Jumlah 180

Tabel 4.105

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Tengah


PLTS 50 Wp Tersebar 3.350 14.500 14.525 14.325 14.400


PLTMH (kW) 100 350 350 350 350




PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 1/250 -


PLTS 50 Wp Tersebar 3.350 14.500 14.525 14.325 14.400


PLTMH (kW) 100 350 350 350 350




PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 1/250 -





gardu induk USD 51 juta dan program EBT USD 281,9 juta.

102

Tabel 4.106










- PLTMH (kW) 7,7

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 104,4


1.019,6

1.500

0

6.150

6.010

328

1.206

180

61.100

8


Volume

4.20 Provinsi Kalimantan Selatan


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Selatan dipasok oleh satu

sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Barito dan

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Batulicin/Pagatan, Sungai Kupang,

dan Kotabaru.

Dari 4 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Selatan, 3

sistem (Sistem Batulicin/Pagatan, Sungai Kupang, dan Kotabaru) berada

dalam kondisi “Surplus”, dan 1 sistem lainnya (Sistem Interkoneksi Barito)

berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Selatan baru mencapai



103

Gambar 4.20

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kalimantan Selatan

SISTEM BATULICIN/PAGATANSISTEM BATULICIN/PAGATAN




Surplus : 1,61 MW

SISTEM KOTABARUSISTEM KOTABARU




Surplus : 0,20 MW

SISTEM SUNGAI KUPANGSISTEM SUNGAI KUPANG




Surplus : 0,58 MW


BARITOBARITO




Defisit : -62,67 MW

4.20.2 Neraca Daya

Provinsi Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah kebutuhan tenaga

listriknya dilayani oleh sistem kelistrikan Kalimantan Selatan dan Tengah

sehingga, neraca daya provinsi-provinsi tersebut direpresentasikan oleh

neraca daya Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah, dimana pada tahun

2010 hingga tahun 2012 sistem berada pada kondisi defisit dan selanjutnya

pada tahun 2013 dan 2014 sistem berada pada kondisi yang baik.

Tabel 4.107

Neraca Daya Sistem Kalimantan Selatan dan Tengah

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 1.059 1.116 1.179 1.248 1.324

Komersial GWH 429 496 574 664 770

Publik GWH 162 173 185 198 211

Industri GWH 298 305 314 323 332


Pertumbuhan % 6,7 7,4 7,7 8,0 8,4

Susut & Losses (T&D) % 12,3 12,2 12,1 12,0 11,9



Beban Puncak MW 433 464 500 539 584



Cadangan Daya MW -116 -9 -26 265 357

104


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Kalimantan

Selatan dan Kalimantan Tengah sebesar 2,4% pertahun dan pertumbuhan

ekonomi sebesar 6,2%, maka pertumbuhan permintaan tenaga listrik di








Gardu induk 390 MVA




o PLTMH 850 kW





Tabel 4.108


Provinsi Kalimantan Selatan

PLTD MFO Trisakti (sewa) 20 MW 50,00% 2010 PLN

PLTD MFO Seberang Barito (sewa) 30 MW 50,00% 2010 PLN

PLTD HSD Kapuas (sewa) 10 MW - 2010 PLN

PLTD Kahayan (sewa) 10 MW - 2010 PLN

PLTU Kalsel (Asam-Asam) 2 x 65 MW 9% 2011 Perpres 71

PLTU Kotabaru (APBN) 2 x 7 MW 2012 PLN

PLTD Kotabaru 4 MW 2013 PLN

PLTU Kalsel 1 x 100 MW 2013 IPP

PLTU Kalsel 1 x 100 MW 2014 IPP

MW MW

MWTotal

JUMLAH

Rencana

70,0 348

418

Jangka Keterangan

Pendek Menengah/PanjangProgress COD

105

Tabel 4.109



1 Barikin Tanjung 150 116 89,88 2009

2 Tanjung Perbatasan 150 142 2009

3 Barikin Amuntai 150 33 77,52 2009

4 Seberang Barito Kayutangi 150 21 38 2009

5 Asam-asam Batu licin 150 248 2010

6 PLTU Asam-asam (Perpres) Mantuil 150 220 77,93 2010

7 PLTU M. Tambang Kalsel-1(IPP) Rantau 150 12 2011

8 Rantau (Barikin - Cempaka) Incomer 2 phi 150 14 2012

9 PLTU Kalsel Tanjung 150 12 2013

JUMLAH 818

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.110

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kalimantan Selatan


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Barikin Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

2 Kapuas / Selat 150/20 Extension 30 84.82 2009

3 Amuntai (GI baru ) 150/20 New 30 100 2009

4 Barikin Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2009

5 Kayu Tangi (GI baru ) 150/20 New 30 2009

6 Seberang Barito Ext LB 150/20 Extension 2 LB 100 2009

7 Mantuil 150/20 Extension 30 100 2009

8 Batu licin (GI Baru) 150/20 New 30 2010

9 Asam-asam Ext LB 150/20 Extension 2 LB 100 2010

10 Barikin 150/20 Extension 30 100 2010

11 Cempaka 150/20 Extension 60 2011

12 Kasongan (GI Baru) 150/20 New 30 2011

13 Trisakti 150/20 Extension 60 2012

14 Kayu Tangi 150/20 Extension 30 94.1 2012

15 Barikin 150/20 Extension 30 100 2010

16 Plehari 150/20 Extension 30 2014

Jumlah 420

Tabel 4.111

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Selatan


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 7.500 7.550 7.600 7.650


PLTMH (kW) 50 200 200 200 200




PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 - -


PLTS 50 Wp Tersebar 1.750 7.500 7.550 7.600 7.650


PLTMH (kW) 50 200 200 200 200




PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 - -

106





gardu induk USD 50,2 juta dan program EBT USD 131 juta.

Tabel 4.112










- PLTMH (kW) 4,4

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 58,2


798,4

4

850

0

3.300

2.720

Volume

418

818

390

32.050


4.21 Provinsi Kalimantan Timur


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur dipasok oleh satu

sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Mahakam

dan beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Nunukan, Sanggatta, Petung,

Longikis, Bulungan, Tanjung Redep, Bontang, Tanah Grogot, Malinau, Kota

Bangun, Melak, Kerang, Muara Komam, Sebatik, Tanjung Selor, Batu

Sopang, dan Tanjung Aru.

Dari 18 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur, 14

sistem (Sistem Interkoneksi Mahakam, Nunukan, Longikis, Bulungan,

Tanjung Redep, Bontang, Malinau, Kota Bangun, Melak, Kerang, Muara

Komam, Sebatik, Batu Sopang, dan Tanjung Aru) berada dalam kondisi

“Surplus”, dan 4 sistem lainnya (Sistem Sanggatta, Petung, Tanah Grogot,

dan Tanjung Selor) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur baru mencapai 68,56%



107

Gambar 4.21

Kondisi Kelistrikan Provinsi Kalimantan Timur

SISTEM BULUNGANSISTEM BULUNGAN




Surplus : 0,41 MW


MAHAKAMMAHAKAM




Surplus : 0,94 MW

SISTEM SANGATTA




Defisit : -1,70 MW

SISTEM NUNUKANSISTEM NUNUKAN




Surplus : 0,18 MW

SISTEM TANAH GROGOTSISTEM TANAH GROGOT




Defisit : -0,09 MW

SISTEM PETUNGSISTEM PETUNG




Defisit : -0,64 MW

SISTEM BONTANGSISTEM BONTANG




Surplus : 8,68 MW

SISTEM TANJUNG REDEPSISTEM TANJUNG REDEP




Surplus : 1,10 MW

SISTEM LONGIKISSISTEM LONGIKIS




Surplus : 0,15 MW

SISTEM KERANGSISTEM KERANG




Surplus : 0,18 MW

SISTEM KOTA BANGUNSISTEM KOTA BANGUN




Surplus : 0,57 MW

SISTEM SISTEM TjTj. SELOR. SELOR




Defisit : -0,50 MW

SISTEM MUARA KOMAMSISTEM MUARA KOMAM




Surplus : 0,03 MW

SISTEM BATU SOPANGSISTEM BATU SOPANG




Surplus : 0,07 MW

SISTEM SEBATIKSISTEM SEBATIK




Surplus : 0,04 MW

SISTEM SISTEM TjTj. ARU. ARU




Surplus : 0,07 MW

SISTEM MELAK




Surplus : 1,20 MW

SISTEM MALINAUSISTEM MALINAU




Surplus : 3,02 MW

108

4.21.2 Neraca Daya

Neraca daya Provinsi Kalimantan Timur pada tahun 2010 dan 2011

mengalami kondisi yang kurang baik (defisit), dan berangsur-angsur

membaik di tahun 2012, 2013 dan 2014.

Tabel 4.113

Neraca Daya Provinsi Kalimantan Timur

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWh 1.046 1.130 1.218 1.312 1.410

Komersial GWh 573 627 682 737 794

Publik GWh 220 236 252 268 286

Industri GWh 364 398 431 463 496


Pertumbuhan % 9,3 8,5 8,0 7,7 7,4

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 446 484 522 562 603



Cadangan Daya MW -164 -200 15 148 352


Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Kalimantan Timur rata-rata

sebesar 1,7% per tahun dan pertumbuhan ekonomi diproyeksikan 6,2%,

sehingga dengan asumsi tersebut pertumbuhan permintaan energi listrik

diperkirakan rata-rata sebesar 7,8% per tahun.


Timur, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari





Gardu induk 450 MVA




o PLTMH 1.320 kW





109

Tabel 4.114


Provinsi Kalimantan Timur

PLTD Excess Power 4 MW Des 2009 PLN

PLTD MFO Batakan 40 MW 90,00% 2009 PLN

PLTMG Bontang 14 MW 2009 PLN

PLTD MFO Tanjung Batu 20 MW Peb 2010 PLN

PLTD HSD Tanah Grogot (sewa) 4 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Melak (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Sangata (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Tanjung Selor (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Nunukan (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTGB Sangata (sewa) 9 MW 3,00% 2010 PLN

PLTGB Tanjung Redep (sewa) 6 MW 3,00% 2010 PLN

PLTGB Tanjung Selor (sewa) 6 MW 3,00% 2010 PLN

PLTGB Malinau (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTU Tanah Grogot 1 x 7 MW 2,00% 2011 IPP

PLTG Kaltim (Peaking) 2 x 50 MW 2012 PLN

PLTU Kota Bangun 1 x 5 MW 2012 PLN

PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan 1 x 100 MW 2012 PLN

PLTU Kaltim Baru 50 MW 2012 IPP

PLTU Tanah Grogot 1 x 7 MW 2,00% 2012 IPP

PLTU Kota Bangun 1 x 5 MW 2013 PLN

PLTU Muara Jawa/Teluk Balikpapan 1 x 100 MW 2013 PLN

PLTG Senipah 1 x 40 MW 2013 IPP

PLTU Petung 2 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Melak 1 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Nunukan 2 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Berau 7 MW 2014 PLN

PLTG Senipah 1 x 40 MW 2014 IPP

PLTU Melak 1 x 7 MW 2014 IPP

PLTU Tanjung Selor 7 MW 2014 IPP

PLTU Kaltim 2 x 100 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana

113,0 710

823

Progress CODJangka


Tabel 4.115



1 Harapan Baru Bukuan 150 20 2009

2 Karang Joang Kuaro 150 155 7,35 2009

3 Kuaro Perbatasan 150 93 2009

4 Muara Jawa Incomer 2 phi 150 48 2009

5 Bontang Sambutan 150 90 2010

6 Petung Incomer 2 phi 150 8 2010

7 PLTG Senipah (IPP) Muara Jawa 150 24 2010

8 Bontang Sangata 150 65 5 2011

9 PLTU Kaltim/Kemitraan (IPP) Muara Jawa 150 50 2011

10 PLTU Muara Jawa (Perpres) Muara Jawa 150 24 2011

11 Berau Tanjung Selor 150 4 2012

12 PLTU New Kaltim (Perpres) Muara Jawa/Senipah 150 10 2013

13 Industri New Industri 150 50 2013

14 Muara Jawa Industri Baru 150 160 2014

15 Sembera Embalut 150 50 2014

16 PLTU Kaltim Baru II/Sangata Bontang 150 520 2014

JUMLAH 1.371

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

110

Tabel 4.116

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Kalimantan Timur


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Sei Kledang/Harapan Baru 150/20 Extension 60 2009

2 Kuaro/Tanah Grogot (GI Baru) 150/20 New 30 2009

3 Karang Joang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 54,89 2009

4 Senipah/Muara Jawa(GI Baru) 150/20 New 30 2009

5 Bontang (GI Baru) 150/20 New 60 2010

6 Sambutan Ext LB 150/20 Extension 2 LB 100 2010

7 Petung (GI Baru) 150/20 New 30 2010

8 Industri 150/20 Extension 60 2011

9 Sangata (GI Baru) 150/20 New 30 2011

10 PLTUMuara Jawa Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

11 Bontang Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2011

12 Sambutan 150/20 Extension 30 2012

13 Berau (GI Baru) 150/20 New 30 2012

14 Tanjung Selor (GI Baru) 150/20 New 30 2012

15 New Industri (GI baru) 150/20 New 60 2013

16 Industri Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2013

17 Sembera 150/20 Extension 2 LB 2014

18 Embalut 150/20 Extension 2 LB 2014

19 Muara Jawa 150/20 Extension 2 LB 2014

20 New Industri 150/20 Extension 2 LB 2014

Jumlah 450

Tabel 4.117

Program Listrik Perdesaan Provinsi Kalimantan Timur


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 8.000 8.100 8.150 8.200


PLTMH (kW) 100 300 300 350 370

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 210/11.500 210/11.500 230/12.500 250/13.500 270/14,500


Pembangunan JTR (KMS) 1,000 900 950 1.000 1.020

PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 1/250 1/250


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 8.000 8.100 8.150 8.200


PLTMH (kW) 100 300 300 350 370

PLT ANGIN (kW) 80 80 80 80

Pem. Gardu Distribusi (Unit/kVA) 210/11.500 210/11.500 230/12.500 250/13.500 270/14,500


Pembangunan JTR (KMS) 1,000 900 950 1.000 1.020

PLTD (Unit/kW) 1/ 250 2/500 1/250 1/250 1/250






111

Tabel 4.118










- PLTMH (kW) 7,3



- JTM (kms) 61,8


1.557,1

1.320

320

4.650

4.870

450

34.150

7

Volume No

823

1.371

Uraian2010 s.d 2014

4.22 Provinsi Sulawesi Utara


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Utara dipasok oleh satu sistem

interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Minahasa dan

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Tahuna, Melonguane, Ondong

(Siau), Tagulandang, Beo (Talaud), Lirung, dan Molibagu.

Dari 8 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Utara, 6

sistem (Sistem Tahuna, Melonguane, Ondong (Siau), Tagulandang, Lirung,

dan Molibagu) berada dalam kondisi “Surplus”, dan 2 sistem lainnya (Sistem

Interkoneksi Minahasa dan Beo (Talaud)) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sulawesi Utara baru mencapai 66,87%



112

Gambar 4.22

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sulawesi Utara

SISTEM BEO (TALAUD)SISTEM BEO (TALAUD)




Defisit : -0,79 MW


MINAHASAMINAHASA




Defisit : -19,50 MW

SISTEM TAGULANDANGSISTEM TAGULANDANG




Surplus : 0,70 MW

SISTEM LIRUNGSISTEM LIRUNG




Surplus : 0,36 MW

SISTEM TAHUNASISTEM TAHUNA




Surplus : 0,24 MW

SISTEM ONDONG (SIAU)SISTEM ONDONG (SIAU)




Surplus : 0,59 MW

SISTEM MELONGUANESISTEM MELONGUANE




Surplus : 0,14 MW

SISTEM MOLIBAGUSISTEM MOLIBAGU




Surplus : 0,47 MW

4.22.2 Neraca Daya

Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo kebutuhan tenaga

listriknya dilayani oleh sistem kelistrikan Sulawesi Utara, Tengah dan

Gorontalo sehingga neraca daya provinsi-provinsi tersebut direpresentasikan

oleh neraca daya Sistem Sulawesi Utara, Tengah dan Gorontalo, dimana

pada tahun 2010 sistem berada pada kondisi defisit dan selanjutnya pada

tahun 2011 s.d 2014 sistem berada pada kondisi yang baik.

Tabel 4.119

Neraca Daya Sistem Sulawesi Utara, Tengah dan Gorontalo

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 808 865 933 1.012 1.101

Komersial GWH 241 253 266 279 291

Publik GWH 195 215 236 260 287

Industri GWH 117 121 126 130 135


Pertumbuhan % 6,3 6,9 7,3 7,7 7,9

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 326 348 373 401 433



Cadangan Daya MW -41 249 298 500 705

113


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Sulawesi

Utara, Sulawesi Tengah, dan Gorontalo sebesar 1,3% pertahun dan

pertumbuhan ekonomi sebesar 6,8%, maka permintaan tenaga listrik pada


Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Utara,






Gardu induk 490 MVA




o PLTMH 1.075 kW

o PLTAngin 960 kW





Tabel 4.120


Provinsi Sulawesi Utara

PLTD MFO Sistem Minahasa (sewa) 20 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Tahuna (sewa) 2,5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Lobong 1,6 MW 99,32% 2010 PLN

PLTP Lahendong IV 20 MW 2011 PLN

PLTU 2 Sulut (Amurang) 2 x 25 MW 49% 2011 Perpres 71

PLTG Minahasa Turbin Gas 25 MW 2012 PLN

PLTU Tahuna 2 x 4 MW 2012 IPP

PLTM Milangodaa I 2 x 0,7 MW 2013 IPP

PLTM Duminanga 2 x 0,5 MW 2013 IPP

PLTM Belengan 1,2 MW 2013 IPP

PLTP Lahendong V 1 x 20 MW 2013 IPP

PLTP Lahendong VI 1 x 20 MW 2013 IPP

PLTU Sulut I (Kema) 1 x 25 MW 2013 IPP

PLTP Kotamobagu 1, 2, 3 & 4 4 x 20 MW 2014 PLN

PLTU Sulut I (Kema) 1 x 25 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Keterangan

JUMLAH

Total

Rencana Progress COD

301


Jangka

24,1 277

114

Tabel 4.121



1 Lopana Telling (New 150) 150 96 56,17 2009

2 Telling (New 150) Ranomut Baru 150 (Paniki) 150 16 2009

3 PLTU 2 Sulut (Perpres) Lopana 150 36 2010

4 Ranomut Baru 150 (Paniki) Bitung Baru 150 ( Kema ) 150 56 2010

5 Kotamubagu/Otam Lolak (New) 150 72 100 2010

6 Lolak Buroko 150 210 52,73 2011

7 Bintauna Tapping 150 1 2011

8 PLTP Kotamubagu Kotamubagu/Otam 150 32 2014

9 PLTU Sulut (IPP) PLTU 2 Sulut (Perpres) 150 8 2014

10 PLTP Lahendong 5 dan 6 Lopana 150 20 2013

JUMLAH 150 kV 547

11 PLTU Infrastructure (IPP) Incomer (Bitung - Sawangan) 70 4 2011

JUMLAH 70 kV 4

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.122

Rencana Pengembangan Gardu Induk



(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Telling (GIS 150 kV Baru) 150/70 New 60 70,16 2009

2 Tomohon 150/70 Extension 60 2009


3 Telling (GIS 150 kV Baru) 150/20 New 60 2009

4 Lopana Ext 2 LB 150/20 Extension 2 LB 2009

5 Ranomut Baru 150 kV(Paniki) 150/20 New 30 2009

6 Telling Ext 2 LB 150/20 Extension 2 LB 2009

7 Otam/kotamubagu 150/20 Extension 30 2010

8 Bitung Baru 150 kV (Kema) 150/20 New 30 2010

9 Ranomut Baru 150 kV(Paniki) 150/20 Extension 2 LB 2010

10 Lolak (GI Baru) 150/20 New 30 2010

11 Otam Ext LB 150/20 Extension 2 LB 2010

12 Buroko (GI Baru) 150/20 New 20 100 2010

13 Lolak 150/20 Extension 2 LB 100 2010

14 Kotamubagu 150/20 Extension 2 LB 100 2010

15 Kawangkoan 150/20 Extension 30 2011

16 Buroko 150/20 Extension 2 LB 2011

17 Bintauna (GI Tapping) 150/20 New 20 2011

18 Ranomut Baru 150 kV(Paniki) 150/20 Extension 30 2012

19 Tomohon 150/20 Extension 30 2013

20 Bitung Baru 150 kV (Kema) 150/20 Extension 30 2013


21 Tasik Ria 70/20 Extension 30 2014

Jumlah 70/20 kV 30

115

Tabel 4.123

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sulawesi Utara


PLTS 50 Wp Tersebar 1.600 9.000 9.000 9.171 9.150


PLTMH (kW) 100 225 225 225 300

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240




PLTD (Unit/kW) 4/1.250 4/1.000 2/500 2/500 2/500


PLTS 50 Wp Tersebar 1.600 9.000 9.000 9.171 9.150


PLTMH (kW) 100 225 225 225 300

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240




PLTD (Unit/kW) 4/1.250 4/1.000 2/500 2/500 2/500






Tabel 4.124










- PLTMH (kW) 5,4



- JTM (kms) 74,1


752,4

490

37.921

7

1.075

960

3.050

2.980

301

551

Volume No Uraian

2010 s.d 2014

116

4.23 Provinsi Gorontalo


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Gorontalo dipasok oleh beberapa sistem

terisolasi, yaitu Sistem Telaga (Gorontalo), Buruki, dan Marisa Tilamuta.

Dari 3 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Gorontalo, semua

sistemnya (Sistem Telaga (Gorontalo), Buruki, dan Marisa Tilamuta) berada

dalam kondisi “Surplus”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Gorontalo baru mencapai 49,79% dan



Gambar 4.23

Kondisi Kelistrikan Provinsi Gorontalo

SISTEM TELAGA (GORONTALO)SISTEM TELAGA (GORONTALO)




Surplus : 0,33 MW

SISTEM MARISA TILAMUTASISTEM MARISA TILAMUTA




Surplus : 0,00 MW

SISTEM BURUKISISTEM BURUKI




Surplus : 0,75 MW

4.23.2 Neraca Daya







117

Tabel 4.125


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 808 865 933 1.012 1.101

Komersial GWH 241 253 266 279 291

Publik GWH 195 215 236 260 287

Industri GWH 117 121 126 130 135


Pertumbuhan % 6,3 6,9 7,3 7,7 7,9

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 326 348 373 401 433



Cadangan Daya MW -41 249 298 500 705






Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Gorontalo, telah


sebagai berikut:




Gardu induk 140 MVA




o PLTMH 1.400 kW

o PLTAngin 960 kW





118

Tabel 4.126


Provinsi Gorontalo

PLTD MFO Gorontalo (sewa) 7 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Marisa (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Mongango 1,2 MW 93,01% 2011 PLN

PLTU Gorontalo 2 x 25 MW 47% 2011 Perpres 71

PLTU Molotabu 20 MW 2012 IPP

PLTU Gorontalo Energi 2 x 6 MW 30,00% 2013 IPP

MW MW

MW

Progress COD KeteranganRencana

JUMLAH

Total

10,0 83

93


Jangka

Tabel 4.127


Provinsi Gorontalo

1 PLTU Gorontalo Energi (IPP) Botupingge 150 70 2010

2 Isimu Botupingge 150 90 100 2010

3 Isimu Marissa 150 220 100 2010

4 PLTU Gtalo (Perpres)/Kwandang Incomer 150 24 2010

5 Isimu Buroko 150 140 100 2010

JUMLAH 544

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.128

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Gorontalo


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Botupingge (GI Baru) 150/20 New 30 100 2010

2 PLTU Gorontalo Baru /Anggrek 150/20 New 20 2010

3 Isimu (GI Baru) 150/20 New 30 100 2010

4 Marissa GI Baru) 150/20 New 30 2010

5 Botupingge 150/20 Extension 30 2010

Jumlah 140

Tabel 4.129

Program Listrik Perdesaan Provinsi Gorontalo


PLTS 50 Wp Tersebar 2900 13757 13757 13750 13800


PLTMH (kW) 100 325 325 325 325

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240




PLTD (Unit/kW) 1/250 2/500 2/500 1/250 -


PLTS 50 Wp Tersebar 2900 13757 13757 13750 13800


PLTMH (kW) 100 325 325 325 325

PLT ANGIN (kW) 240 240 240 240




PLTD (Unit/kW) 1/250 2/500 2/500 1/250 -

119






Tabel 4.130


Provinsi Gorontalo








- PLTMH (kW) 7,2



- JTM (kms) 114,9


459,2

93

57.964

8

1.400

960

4.330

4.380

544

140

Uraian2010 s.d 2014

NoVolume

4.24 Provinsi Sulawesi Tengah


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tengah dipasok oleh beberapa

sistem terisolasi, yaitu Sistem Palu, Toli-Toli, Luwuk, Bangkir, Palasa,

Moutong, Parigi, Poso, Tentena, Kolonedale, Toili, Kotaraya, Leok, Ampana,

Bunta, Moilong, Banggai, dang Bungku.

Dari 18 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tengah, 13

sistem (Sistem Toli-Toli, Luwuk, Palasa, Parigi, Tentena, Kolonedale, Toili,

Kotaraya, Leok, Ampana, Bunta, Banggai, dang Bungku), berada dalam

kondisi “Surplus”, dan 5 sistem lainnya (Sistem Palu, Bangkir, Moutong,

Poso, dan Moilong) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sulawesi Tengah baru mencapai 48,30%



120

Gambar 4.24

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sulawesi Tengah

SISTEM LUWUKSISTEM LUWUK




Surplus : 0,70 MW

SISTEM TOLISISTEM TOLI--TOLITOLI




Surplus : 1,41 MW

SISTEM PALUSISTEM PALU




Defisit :-14,11 MW

SISTEM MOILONGSISTEM MOILONGKapasitas terpasang: 3,00 MW Daya mampu : 1,76 MWBeban puncak : 2,10 MWDefisit : -0,34 MW

SISTEM MOUTONGKapasitas terpasang: 3,45 MW Daya mampu : 1,76 MWBeban puncak : 2,10 MWDefisit : -0,34 MW

SISTEM BANGKIRSISTEM BANGKIRKapasitas terpasang: 1,92 MW Daya mampu : 1,36 MWBeban puncak : 1,49 MWDefisit : -0,13 MW

SISTEMSISTEM PALASAPALASAKapasitas terpasang: 1,67 MW Daya mampu : 1,00 MWBeban puncak : 0,69 MWSurplus : 0,31 MW

SISTEM KOTARAYASISTEM KOTARAYAKapasitas terpasang: 1,70 MW Daya mampu : 1,05 MWBeban puncak : 1,03 MWSurplus : 0,02 MW

SISTEM AMPANASISTEM AMPANAKapasitas terpasang: 3,10 MW Daya mampu : 1,67 MWBeban puncak : 1,12 MWSurplus : 0,55 MW

SISTEM POSOSISTEM POSOKapasitas terpasang: 7,63 MW Daya mampu : 5,18 MWBeban puncak : 5,95 MWDefisit : -0,77 MW

SISTEM BANGGAISISTEM BANGGAIKapasitas terpasang: 2,25 MW Daya mampu : 1,12 MWBeban puncak : 1,10 MWSurplus : 0,02 MW

SISTEM LEOKSISTEM LEOKKapasitas terpasang: 3,35 MW Daya mampu : 1,92 MWBeban puncak : 1,83 MWSurplus : 0,09 MW

SISTEM BUNGKUSISTEM BUNGKUKapasitas terpasang: 1,56 MW Daya mampu : 0,88 MWBeban puncak : 0,81 MWSurplus : 0,07 MW

SISTEM TENTENASISTEM TENTENAKapasitas terpasang: 1,70 MW Daya mampu : 1,50 MWBeban puncak : 1,50 MWSurplus : 0,00 MW

SISTEM SISTEM KOLONEDALEKOLONEDALEKapasitas terpasang: 3,63 MW Daya mampu : 1,62 MWBeban puncak : 1,20 MWSurplus : 0,42 MW

SISTEM TOILISISTEM TOILIKapasitas terpasang: 3,00 MW Daya mampu : 1,50 MWBeban puncak : 1,31 MWSurplus : 0,19 MW

SISTEM BUNTASISTEM BUNTAKapasitas terpasang: 1,49 MW Daya mampu : 1,39 MWBeban puncak : 1,13 MWSurplus : 0,26 MW

SISTEMSISTEM PARIGIPARIGIKapasitas terpasang: 7,80 MW Daya mampu : 3,37 MWBeban puncak : 3,18 MWSurplus : 0,19 MW

121

4.24.2 Neraca Daya







Tabel 4.131


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 808 865 933 1.012 1.101

Komersial GWH 241 253 266 279 291

Publik GWH 195 215 236 260 287

Industri GWH 117 121 126 130 135


Pertumbuhan % 6,3 6,9 7,3 7,7 7,9

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 326 348 373 401 433



Cadangan Daya MW -41 249 298 500 705






Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi

Tengah, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari





Gardu induk 190 MVA




o PLTMH 1.480 kW





122

Tabel 4.132

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Provinsi Sulawesi Tengah

PLTD HSD Toli-Toli (sewa) 4 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Luwuk (sewa) 5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Palu (sewa) 20 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Poso (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Kolonedale (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Sansarino 0,8 MW 2010 PLN

PLTM Tomini II 2 x 2 MW 46,26% 2010 PLN

PLTA Poso Energy 50 MW 2011 IPP

PLTA Poso 145 MW 65,00% 2011 IPP

PLTM Hek 2,5 MW 2011 IPP

PLTM Sawidago II 1 MW 2012 PLN

PLTU Moutong 2 x 4 MW 2012 IPP

PLTU Luwuk 2 x 10 MW 2012 IPP

PLTGU Senoro 1 x 120 MW 2013 IPP

PLTM Bungku Hydro Power 1,2 MW 2013 IPP

PLTM Bunta 2,5 MW 2013 IPP

PLTM Pekasalo 1,2 MW 2013 IPP

PLTM Biak I 1,5 MW 2013 IPP

PLTM Biak II 1,3 MW 2013 IPP

PLTM Biak III 1,2 MW 2013 IPP

PLTM Kotaraya 2 x 0,8 MW 2013 IPP

PLTM Batubota 2,5 MW 2013 IPP

PLTM Kolonedale Hydro Power 3,6 MW 2013 IPP

PLTU PJPP II - expansion #3, 4 2 x 15 MW 2013 IPP

PLTGU Senoro 1 x 120 MW 2014 IPP

PLTM Bambalo 3 2,3 MW 2014 IPP

PLTM Lambangan 3,2 MW 2014 IPP

PLTP Bora 1 x 5 MW 2014 IPP

PLTP Merana/Masaingi 2 x 10 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana COD KeteranganPendek Menengah/Panjang

Progress

39,8 544

583

Jangka

Tabel 4.133


Provinsi Sulawesi Tengah

1 PLTGU Senoro Tentena 275 360 2013

JUMLAH 275 kV 360

2 Talise Pasang Kayu 150 140 2010

3 PLTA Poso Parigi 150 280 2011

4 PLTU Palu (Kemitraan) Incomer (Talise - Pasang Kayu) 150 20 2011

JUMLAH 150 kV 440

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.134

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sulawesi Tengah


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Talise Ext LB 150/70 New 60 2010

2 Parigi Ext LB 150/70 New 60 100 2010


3 Poso (GI Baru) 150/20 New 20 2010

4 Talise 150/20 Extension 30 100 2010

5 Parigi 150/20 Extension 20 2014

Jumlah 150/20 kV 70

123

Tabel 4.135

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sulawesi Tengah


PLTS 50 Wp Tersebar 3.100 13.500 13.500 13.525 13.575


PLTMH (kW) 80 350 350 350 350


Pembangunan JTM (KMS) 850 850 920 1,000 1,100

Pembangunan JTR (KMS) 1,000 1,000 1,050 1,140 1,180

PLTD (Unit/kW) - 4/1.000 2/500 1/250 -


PLTS 50 Wp Tersebar 3.100 13.500 13.500 13.525 13.575


PLTMH (kW) 80 350 350 350 350


Pembangunan JTM (KMS) 850 850 920 1,000 1,100

Pembangunan JTR (KMS) 1,000 1,000 1,050 1,140 1,180

PLTD (Unit/kW) - 4/1.000 2/500 1/250 -






Tabel 4.136


Provinsi Sulawesi Tengah








- PLTMH (kW) 7,7

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms) 108,6


1.254,2

1.480

0

4.720

5.370

Uraian2010 s.d 2014

57.200

8

190

Volume

583

800

No

124

4.25 Provinsi Sulawesi Barat


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Barat dipasok oleh 2 sistem

terisolasi, yaitu Sistem Pasangkayu dan Mamasa.

Dari 2 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Timur,

semua sistemnya (Sistem Pasangkayu dan Mamasa) berada dalam kondisi

“Surplus”.

Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Barat masih termasuk Provinsi baru,

maka data rasio elektrifikasi dan rasio desa berlistrik belum tersedia datanya.

Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai 5.420 permintaan atau sebesar

7,2 MVA.

Gambar 4.25

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sulawesi Barat

SISTEM PASANGKAYUSISTEM PASANGKAYU




Surplus : 0,18 MW

SISTEM MAMASASISTEM MAMASA




Surplus : 0,28 MW

4.25.2 Neraca Daya

Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat

kebutuhan tenaga listriknya dilayani oleh sistem kelistrikan Sulawesi Selatan,

Tenggara dan Barat sehingga neraca daya provinsi-provinsi tersebut

direpresentasikan oleh neraca daya Sistem Sulawesi Selatan, Sulawesi

Tenggara dan Sulawesi Barat, dimana pada tahun 2010 s.d 2014 sistem

berada pada kondisi yang baik.

125

Tabel 4.137

Neraca Daya Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 1.622 1.712 1.803 1.896 1.992

Komersial GWH 533 588 650 718 793

Publik GWH 336 368 403 441 483

Industri GWH 791 843 903 967 1.037


Pertumbuhan % 6,9 7,0 7,0 7,0 7,0

Susut & Losses (T&D) % 12,8 12,7 12,6 12,5 12,4



Beban Puncak MW 782 836 894 952 1.022

Daya Terpasang MW 460 778 1.055 1.265 1.317





Selatan, Sulawesi Tenggara dan Sulawesi Barat sebesar 1,1% pertahun

pertumbuhan ekonomi sebesar 6,7% maka permintaan tenaga listrik di

sistem tersebut diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7,2% pertahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Barat,





Gardu induk 90 MVA




o PLTMH 1.150 kW

Tabel 4.138


Provinsi Sulawesi Barat

PLTU Mamuju 2 x 7 MW 2014 IPP

MW MW

MW

KeteranganPendek Menengah/Panjang

- 14

Progress COD

Total

JUMLAH

RencanaJangka

14

Tabel 4.139



1 Mamuju Pasang Kayu 150 160 2011

JUMLAH 160

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

126

Tabel 4.140

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sulawesi Barat


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Pasang Kayu (GI Baru) 150/20 New 30 2010

2 Polmas 150/20 Extension 30 2010

3 Pasang Kayu Ext LB 150/20 Extension 2LB 2011

4 Mamuju Ext LB 150/20 Extension 2LB 95,79 2011

5 Mamuju 150/20 Relokasi 30 2014

Jumlah 90

Tabel 4.141

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sulawesi Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 5.500 5.500 5.525 5.550


PLTMH (kW) 250 300 300 300


PLTS 50 Wp Tersebar 1.700 5.500 5.500 5.525 5.550


PLTMH (kW) 250 300 300 300




rinciannya adalah pembangkit USD 29,4 juta, transmisi USD 27,2 juta, gardu

induk USD 5,4 juta dan program EBT USD 60,8 juta.

Tabel 4.142










- PLTMH (kW) 6,3

- PLT Angin (kW) -


- JTM (kms)

- JTR (kms) - PLTD (Unit/kW) -

122,8

-

14

160

90

23.770

8

1.150


Volume

termasuk dalam rekap Prov. Sulsel

127

4.26 Provinsi Sulawesi Selatan


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Selatan dipasok oleh satu

sistem interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yaitu Sistem Sulawesi

Selatan dan beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Malili-Inco, dan Selayar.

Dari 3 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Selatan, 2

sistem (Sistem Malili-Inco, dan Selayar), berada dalam kondisi “Surplus”, dan

1 sistem (Sistem Interkoneksi Sulawesi Selatan) berada pada kondisi

“Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sulawesi Selatan baru mencapai 55,20%



Gambar 4.26

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan


SULAWESI SELATANSULAWESI SELATAN




Defisit :-105,15 MW

SISTEM MALILISISTEM MALILI -- INCOINCO




Surplus : 0,33 MW

SISTEM SELAYAR SISTEM SELAYAR




Surplus : 1,10 MW

4.26.2 Neraca Daya







128

Tabel 4.143


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 1.622 1.712 1.803 1.896 1.992

Komersial GWH 533 588 650 718 793

Publik GWH 336 368 403 441 483

Industri GWH 791 843 903 967 1.037


Pertumbuhan % 6,9 7,0 7,0 7,0 7,0

Susut & Losses (T&D) % 12,8 12,7 12,6 12,5 12,4



Beban Puncak MW 782 836 894 952 1.022



















o PLTMH 1.326 kW

o PLTAngin 1.200 kW





129

Tabel 4.144


Provinsi Sulawesi Selatan

PLTM Ranteballa 2 x 1,2 MW 97,00% Akhir 2009 IPP

PLTD MFO Sulsel (sewa) 6 x 12,5 MW 5,00% 2010 PLN

PLTD/G HSD Sulsel (sewa) 126 MW 2010 PLN

PLTM Sulsel 8 MW 2010 PLN

PLTGU Sengkang, Open Cycle 60 MW 2010 IPP

PLTU Sulsel (Barru) 2 x 50 MW 40% 2011 Perpres 71

PLTGU Sengkang 180 MW 2011 IPP

PLTD Selayar 2 x 2 MW 2012 PLN

PLTU Sulsel - 1 / Jeneponto Bosowa 200 MW 2012 IPP

PLTD Selayar 1 x 2 MW 2014 PLN

PLTU Takalar 2 x 100 MW 2014 PLN

PLTU Selayar 2 x 4 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

RencanaPendek

COD KeteranganMenengah/Panjang

271,4 694

965

ProgressJangka

Tabel 4.145



1 Sidrap Maros (New) 150 308 54,49 2009

2 Maros (New) Sungguminasa 150 64 50,97 2009

3 Tanjungbunga Bontoala 150 23 98,98 2009

4 Sengkang Siwa /Kera (New) 150 130 2010

5 Siwa/Kera (New) Palopo 150 160 2010

6 Sengkang Sidrap 150 70 41,6 2010

7 Tallo Lama Bontoala 150 10 2010

8 PLTU Sulsel (Perpres)/Barru Incomer 2 phi 150 4,62 2010

9 PLTU Takalar (Perpres 2) Tip. 157 150 20 2011

10 PLTU Takalar (Perpres 2) Tip. 158 150 20 2011

11 Palopo Wotu (New) 150 170 2012

12 Wotu (New) Malili (New) 150 100 2012

13 PLTU Jeneponto (IPP-Bosowa) PLTU Takalar (Perpres 2) 150 4 2013

14 PLTA Malea Makale 150 70 2013

JUMLAH 1.154

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.146

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sulawesi Selatan


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Maros (GI Baru) 150/20 New 30 2009

2 Sidrap Ext LB 150/20 Extension 2LB 2009

3 Sungguminasa Ext LB 150/20 Extension 2LB 2009

4 Tello 150/20 Extension 60 2009

5 Bontoala (Uprating 150 kV) 150/20 New 60 100 2009

6 Tanjung Bunga Ext LB 150/20 Extension 2LB 100 2009

7 Sungguminasa 150/20 Extension 60 2009

8 Pare-pare 150/20 Relokasi 30 2009

9 Bulukumba 150/20 Extension 30 2009

10 Barru 150/20 Extension 30 2010

11 Palopo Ext LB 150/20 Extension 2LB 2010

12 Sengkang Ext LB 150/20 Extension 2LB 2010

13 Sengkang 150/20 Extension 30 2010

14 Jeneponto 150/20 Extension 30 2010

130


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

15 Siwa/Kera (GI Baru) 150/20 New 30 2010

16 Takalar/Tallasa 150/20 Extension 30 100 2010

17 Tallo Lama 150/20 Extension 60 100 2010

18 Pare-pare 150/20 Relokasi 20 2011

19 Watampone 150/20 Extension 60 2011

20 Makale 150/20 Extension 30 2011

21 Pangkep 150/20 Extension 30 2012

22 Panakkukang 150/20 Extension 120 2012

23 Wotu (GI Baru)+4 LB 150/20 New 30 2012

24 Palopo Ext LB 150/20 Extension 2LB 2012

25 Malili (GI Baru) 150/20 New 30 2012

26 Sinjai 150/20 Relokasi 30 2013

27 Makale 150/20 Extension 2LB 2013

28 PLTA Malea 150/20 Extension 2LB 2013

29 Maros Ext LB 150/20 Extension 2LB 23,36 2014

30 Tallo Lama 150/20 Extension 60 2014

31 Pinrang 150/20 Relokasi 30 2014

32 Sidrap 150/20 Extension 60 2014

33 Sengkang 150/20 Extension 30 2014

34 Daya Baru (GI Baru) 150/20 New 30 2014

Jumlah 150/20 kV 1.040

35 Mandai 70/20 Relokasi 20 2014

36 Borongloe 70/20 Relokasi 20 2014

Jumlah 70/20 kV 40

Tabel 4.147

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sulawesi Selatan


PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 5.500 5.500 5.525 5.550

PLTS Terpusat 15 Kw 2 2 2 2

PLTMH (kW) 100 250 300 326 350

PLT ANGIN (kW) 300 300 300 300




PLTD (Unit/kW) 4/1.500 6/2.000 4/1.000 2/500 2/500


PLTS 50 Wp Tersebar 1.500 5.500 5.500 5.525 5.550

PLTS Terpusat 15 Kw 2 2 2 2

PLTMH (kW) 100 250 300 326 350

PLT ANGIN (kW) 300 300 300 300




PLTD (Unit/kW) 4/1.500 6/2.000 4/1.000 2/500 2/500

*) : Jaringan termasuk Sulawesi Barat






131

Tabel 4.148










- PLTMH (kW) 6,7



- JTM (kms) 109,8


Cat: jaringan termasuk Prov. Sulbar 1.659,8

1.326

23.575

8


Volume

6.550

5.380

1.200

965

1.154

1.080

4.27 Provinsi Sulawesi Tenggara


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tenggara dipasok oleh

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Kendari, Lambuya, Bau-Bau, Wangi-

Wangi, Lasusua, Kolaka, Kassipute, dan Raha.

Dari 8 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Sulawesi Tenggara, 6

sistem (Sistem Lambuya, Bau-Bau, Wangi-Wangi, Lasusua, Kassipute, dan

Raha), berada dalam kondisi “Surplus”, dan 2 sistem (Sistem Kendari dan

Kolaka) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Sulawesi Tenggara baru mencapai



132

Gambar 4.27

Kondisi Kelistrikan Provinsi Sulawesi Tenggara

SISTEM KENDARISISTEM KENDARI




Defisit : -4,70 MW

SISTEM BAUSISTEM BAU--BAUBAU




Surplus : 2,14 MW

SISTEM RAHASISTEM RAHA




Surplus : 1,10 MW

SISTEM KOLAKASISTEM KOLAKA




Defisit : -1,04 MW

SISTEM SISTEM WANGIWANGI--WANGIWANGI




Surplus : 0,04 MW

SISTEM SISTEM LASUSUALASUSUA




Surplus : 0,27 MW

SISTEM SISTEM KASSIPUTEKASSIPUTE




Surplus : 0,35 MW

SISTEM SISTEM LAMBUYA LAMBUYA




Surplus : 0,20 MW

4.27.2 Neraca Daya







Tabel 4.149


Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 1.622 1.712 1.803 1.896 1.992

Komersial GWH 533 588 650 718 793

Publik GWH 336 368 403 441 483

Industri GWH 791 843 903 967 1.037


Pertumbuhan % 6,9 7,0 7,0 7,0 7,0

Susut & Losses (T&D) % 12,8 12,7 12,6 12,5 12,4



Beban Puncak MW 782 836 894 952 1.022




133







Tenggara, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari





Gardu induk 260 MVA




o PLTMH 1.400 kW

o PLTAngin 820 kW





Tabel 4.150


Provinsi Sulawesi Tenggara

PLTD MFO Kendari (sewa) 10 MW 2010 Sewa

PLTD HSD Kendari (sewa) 16 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Kolaka (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD MFO Kolaka (sewa) 4 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Bau-Bau (sewa) 9 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Raha (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Wangi-Wangi (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTU Sultra (Kendari - Nii Tanasa) 10 MW 69% 2010 Perpres 71

PLTM Sabilambo-Kolaka 2 MW 24,15% 2011 PLN

PLTM Rongi 0,8 MW 17,33% 2011 PLN

PLTM Mikuasi-Kolaka 0,5 MW 18,21% 2011 PLN

PLTU Sultra (Kendari - Nii Tanasa) 10 MW 69% 2011 Perpres 71

PLTD Raha 5 MW 2012 PLN

PLTM Ratelimbong-Kolaka 2,4 MW 2012 PLN

PLTU Kolaka 2 x 10 MW 2012 IPP

PLTD Wangi-Wangi 2 MW 2013 PLN

PLTP Mangolo 1 x 5 MW 2013 IPP

PLTU Bau-Bau 2 x 10 MW 2013 IPP

PLTU Kendari 2 x 25 MW 2013 IPP

PLTD Wangi-Wangi 2 MW 2014 PLN

PLTP Mangolo 1 x 5 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

56,0 125

181

Pendek Menengah/PanjangProgress COD Keterangan

Jangka

134

Tabel 4.151



1 Kendari Unahaa (New) 150 70 2011

2 PLTU Kolaka Kolaka 150 20 2012

3 Unahaa Kolaka (New) 150 200 2012

4 PLTU Kendari Kendari 150 30 2013

JUMLAH 150 kV 320

5 PLTU NII Tanasa Kendari 70 50 2010

JUMLAH 70 kV 50

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.152

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Sulawesi Tenggara


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Kendari 150 kV 150/70 New 60 2011

Jumlah 150/70 kV 60

2 Unahaa (GI Baru) 150/20 New 30 2011

3 Kolaka (GI Baru) 150/20 New 30 2012

4 Kendari (150 kV New) 150/20 New 30 2012

5 Unahaa 150/20 Extension 30 2013


6 PLTU Nii Tanasa 70/20 New 20 2009

7 Kendari 70/20 New 30 2009

8 Kendari 70/20 Extension 30 2009

Jumlah 70/20 kV 80

Tabel 4.153

Program Listrik Perdesaan Provinsi Sulawesi Tenggara

KEGIATAN KEGIATAN 20102010 20112011 20122012 20132013 20142014

PLTS 50 Wp Tersebar 4.100 15.500 15.500 15.525 15.575


PLTMH (kW) 350 350 350 350

PLT ANGIN (kW) 160 160 250 250




PLTD (Unit/kW) 2/500 2/500 2/500 2/500 2/250

KEGIATAN KEGIATAN 20102010 20112011 20122012 20132013 20142014

PLTS 50 Wp Tersebar 4.100 15.500 15.500 15.525 15.575


PLTMH (kW) 350 350 350 350

PLT ANGIN (kW) 160 160 250 250




PLTD (Unit/kW) 2/500 2/500 2/500 2/500 2/250






135

Tabel 4.154










- PLTMH (kW) 7,7



- JTM (kms) 149,1


686,2

Volume

66.200

820

6.930

370

260

181


6.650

12

1.400

4.28 Provinsi Nusa Tenggara Barat


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara Barat dipasok oleh

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Lombok, Sumbawa Barat,

Sumbawa, dan Bima.

Dari 4 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara Barat,

semua sistem kelistrikannya (Sistem Lombok, Sumbawa Barat, Sumbawa,

dan Bima) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Barat baru mencapai

32,51% dan rasio desa berlistrik sebesar 100%. Adapun daftar tunggu PLN


136

Gambar 4.28

Kondisi Kelistrikan Provinsi Nusa Tenggara Barat

SISTEM SISTEM LOMBOKLOMBOK




Defisit : -29,15 MW

SISTEM SISTEM BIMABIMA




Defisit : -3,94 MW

SISTEM SISTEM SUMBAWASUMBAWA




Deffisit : -1,75 MW

SISTEM SISTEM SUMBAWA BARATSUMBAWA BARAT




Defisit : -0,06 MW

4.28.2 Neraca Daya

Neraca daya Provinsi Nusa Tenggara Barat pada tahun 2010 hingga tahun

2014 cukup baik, walaupun cadangan daya pada tahun 2010 dan 2011

cukup kecil.

Tabel 4.155

Neraca Daya Provinsi Nusa Tenggara Barat

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWh 426 460 498 541 587

Komersial GWh 131 143 156 170 185

Publik GWh 73 78 83 88 93

Industri GWh 12 13 14 15 17

Total Kebutuhan GWh 643 695 751 814 882

Pertumbuhan % 7,4 8,0 8,2 8,3 8,3

Susut & Losses (T&D) % 7,3 7,2 7,1 7,0 7,0



Beban Puncak MW 156 168 181 196 213




137


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk Provinsi Nusa Tenggara

Barat sebesar 1,2% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar 6,7%

maka permintaan tenaga listrik pada sistem tersebut diperkirakan akan

tumbuh rata-rata sebesar 8,3% pertahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara

Barat, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari tahun





Gardu induk 460 MVA




o PLTMH 2.150 kW

o PLTAngin 2.500 kW





Tabel 4.156


Provinsi Nusa Tenggara Barat

PLTD MFO Lombok (sewa) 15 MW 2010 PLN

PLTD HSD Lombok (sewa) 20 MW 2010 PLN

PLTD MFO Sumbawa (sewa) 10 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Sumbawa (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD MFO Bima (sewa) 10 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Bima (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTU Lombok (APBN) 25 MW 2010 PLN

PLTM Santong 0,9 MW 2011 PLN

PLTU 2 NTB (Lombok Baru) 2 x 25 MW 5% 2011 Perpres 71

PLTU 1 NTB (Bima) 10 MW 7% 2011 Perpres 71

PLTM Melaga 1,7 MW 2011 IPP

PLTM Batu Keliang 1,5 MW 2011 IPP

PLTU Bima Pilot Project 2 x 7 MW 2012 PLN

PLTU Sumbawa 1 x 10 MW 2012 IPP

PLTU Lombok 25 MW 2012 IPP

PLTA Sumbawa 1 30 MW 2013 PLN

PLTP Sembalun 2 x 10 MW 2013 PLN

PLTU Lombok (Loan) 25 MW 2013 PLN

PLTU Sumbawa 1 x 10 MW 2013 IPP

PLTU Lombok 25 MW 2013 IPP

PLTU New Sumbawa 1 15 MW 2013 IPP

PLTU Lombok (Loan) 25 MW 2014 PLN

PLTP Huu 2 x 10 MW 2014 IPP

PLTU New Sumbawa 1 15 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

COD KeteranganJangka

298

383

ProgressPendek Menengah/Panjang

85,0

138

Tabel 4.157



1 Ampenan Jeranjang 150 13 2010

2 Jeranjang Sengkol 150 52 2010

3 Sengkol Selong 150 52 2010

4 Sengkol Kuta 150 48 2010

5 PLTU IPP Selong 150 26 2011

6 Ampenan Tanjung 150 48 2011

7 Selong Pringgabaya 150 36 2011

8 PLTP Sembalun GI Pringgabaya 150 60 2013

JUMLAH 150 kV 335

9 PLTU Bonto Ni'u/Bima 70 23 2010

10 Ni'u/Bima Dompu 70 75 2010

11 PLTU Badas Incomer (Labuhan -Tano) 70 38 2010

12 Labuhan Tano 70 165 2010

13 PLTP Hu'u Dompu 70 61 2014

14 PLTU Sumbawa Labuhan 70 17 2012

15 PLTU Sumbawa Tano 70 96 2012

JUMLAH 70 kV 474

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.158

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Nusa Tenggara Barat


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Ampenan 150/20 New 30 2010

2 Jeranjang 150/20 New 30 2010

3 Sengkol 150/20 New 60 2010

4 Selong 150/20 New 30 2010

5 Kuta 150/20 New 30 2010

6 Tanjung 150/20 New 30 2011

7 Pringgabaya 150/20 New 30 2011

8 Ampenan 150/20 Extension 30 2012

9 Ampenan 150/20 Extension 30 2013


10 Dompu 70/20 New 30 2010

11 Ni'u/Bima 70/20 New 30 2010

12 Labuhan 70/20 New 30 2010

13 Tano 70/20 New 20 2011

14 Labuhan 70/20 Extension 30 2012

15 Dompu 70/20 Extension 20 2012

Jumlah 70/20 kV 160

Tabel 4.159

Program Listrik Perdesaan Provinsi Nusa Tenggara Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 3.900 17.500 17.550 17.555 17.600


PLTMH (kW) 100 500 500 500 550

PLT ANGIN (kW) 600 600 650 650




PLTD (Unit/kW) - 2/500 2/500 2/500 2/500


PLTS 50 Wp Tersebar 3.900 17.500 17.550 17.555 17.600


PLTMH (kW) 100 500 500 500 550

PLT ANGIN (kW) 600 600 650 650




PLTD (Unit/kW) - 2/500 2/500 2/500 2/500

139






Tabel 4.160










- PLTMH (kW) 8,8



- JTM (kms) 194,9


1.123,5

2.150

2.500

6.005

6.260

460

809


Volume

74.105

383

13

4.29 Provinsi Nusa Tenggara Timur


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara Timur dipasok oleh

beberapa sistem terisolasi, yaitu Sistem Kupang, Soe, Atambua, Kalabahi,

Larantuka, Ende, Labuhanbajo, Ruteng, dan Bajawa.

Dari 9 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara Timur,

4 sistem (Sistem Kupang, Larantuka, Ende, dan Labuhanbajo) berada dalam

kondisi “Surplus”, dan 5 sistem lainnya (Sistem Soe, Atambua, Kalabahi,

Ruteng, dan Bajawa) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Timur baru mencapai



140

Gambar 4.29

Kondisi Kelistrikan Provinsi Nusa Tenggara Timur

SISTEM KALABAHISISTEM KALABAHI




Defisit : -0,20 MW

SISTEM KUPANGSISTEM KUPANG




Surplus : 7,87 MW

SISTEM ATAMBUASISTEM ATAMBUA




Defisit : -0,50 MW

SISTEM ENDESISTEM ENDE




Surplus : 1,28 MW

SISTEM LARANTUKASISTEM LARANTUKA




Surplus : 0,88 MW

SISTEM LABUHANBAJOSISTEM LABUHANBAJO




Surplus : 0,45 MW

SISTEM BAJAWASISTEM BAJAWA




Defisit : -0,48 MW

SISTEM SOESISTEM SOE




Defisit : -0,60 MW

SISTEM RUTENGSISTEM RUTENG




Defisit : -0,80 MW

13

SISTEM LEWOLEBASISTEM LEWOLEBA




Defisit : -0,15 MW

SISTEM BASISTEM BA’’A/LOBALAINA/LOBALAIN




Defisit : -0,25 MW

SISTEM WAIKABUBAKSISTEM WAIKABUBAK




Defisit : -0,07 MW

SISTEM WAITABULASISTEM WAITABULA




Defisit : -0,16 MW

SISTEM WAINGAPUSISTEM WAINGAPU




Defisit : -0,32 MW

SISTEM KEFAMENANUSISTEM KEFAMENANU




Defisit : -0,65 MW

SISTEM MAUMERESISTEM MAUMERE




Surplus : 0,45 MW

141

4.29.2 Neraca Daya

Neraca daya Provinsi Nusa Tenggara Timur pada tahun 2010 mengalami

defisit dan selanjutnya pada tahun 2011 s.d. 2014 berangsur-angsur

membaik.

Tabel 4.161

Neraca Daya Provinsi Nusa Tenggara Timur

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan Total

Rumah Tangga GWh 222 237 255 273 294

Komersial GWh 89 97 105 113 122

Publik GWh 66 70 75 81 86


Total Kebutuhan GWh 386 415 445 478 513

Pertumbuhan % 7,5 7,4 7,4 7,3 7,3

Susut & Losses (T&D) % 7,3 7,2 7,1 7,0 7,0



Beban Puncak MW 98 106 113 121 130



Cadangan Daya MW -30 41 47 53 92


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk Provinsi Nusa Tenggara

Timur sebesar 1,1% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar 6,4%

maka pertumbuhan permintaan tenaga listrik pada sistem tersebut

diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7,2% pertahun.

Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Nusa Tenggara

Timur, telah direncanakan tambahan infrastruktur ketenagalistrikan dari





Gardu induk 210 MVA




o PLTMH 1.950 kW

o PLTAngin 2.500 kW





142

Tabel 4.162


Provinsi Nusa Tenggara Timur

PLTB Maubesi 0,5 MW 2010 PLN

PLTD MFO (Relokasi) 4 MW 2010 PLN

PLTD Atambua 2 MW 2010 PLN

PLTD Kalabahi 0,8 MW 2010 PLN

PLTD Waingapu 1 MW 2010 PLN

PLTD Soe 2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Ruteng (sewa) 0,8 MW 2010 PLN

PLTD HSD Bajawa (sewa) 0,5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Soe (sewa) 0,5 MW 2010 PLN

PLTD HSD Kefamenanu (sewa) 0,8 MW 2010 PLN

PLTD HSD Atangbua (sewa) 0,85 MW 2010 PLN

PLTD HSD Larantuka (sewa) 0,3 MW 2010 PLN

PLTD HSD Maumere (sewa) 0,8 MW 2010 PLN

PLTD HSD Sumba Timur (sewa) 0,5 MW 2010 PLN

PLTD Adonara 0,5 MW 2010 PLN

PLTP Ulumbu (ADB) 5 MW 2010 PLN

PLTP Aulumbu (APBN) 5 MW 2010 PLN

PLTD Lembata 1 MW 2011 PLN

PLTD Ende 2,5 MW 2011 PLN

PLTMH Mauhau 0,5 MW 2011 PLN

PLTP Ulumbu 3 MW 27,51% 2011 PLN

PLTU Atambua 4 x 6 MW 1,56% 2011 PLN

PLTU 2 NTT (Kupang Baru) 2 x 16,5 MW 6% 2011 Perpres 71

PLTU 1 NTT (Ropa-Ende) 2 x 7 MW 74% 2011 Perpres 71

PLTM Wanokaka 1,6 MW 2011 IPP

PLTD Sabu 0,3 MW 2012 PLN

PLTD Rote Ndao 0,5 MW 2012 PLN

PLTD Adonara 0,5 MW 2012 PLN

PLTD Maumere 2,5 MW 2012 PLN

PLTP Ulumbu 3 MW 27,51% 2012 PLN

PLTP Bukapiting 6 MW 2012 PLN

PLTM Kambaniru 2 MW 2012 IPP

PLTD MFO New Kupang 7,5 MW 2013 PLN

PLTD Lembata 1 MW 2013 PLN

PLTD Ende 2,5 MW 2013 PLN

PLTD Larantuka 2 x 2,5 MW 2013 PLN

PLTP Oka Larantuka 3 MW 2013 PLN

PLTB Mondu 0,5 MW 2014 PLN

PLTB Maubesi 0,5 MW 2014 PLN

PLTD New Atambua 7,5 MW 2014 PLN

PLTD Bajawa 2,5 MW 2014 PLN

PLTD Labuan Bajo 2,5 MW 2014 PLN

PLTD Maumere 2,5 MW 2014 PLN

PLTD Larantuka 2 x 2,5 MW 2014 PLN

PLTP Bukapiting 6 MW 2014 PLN

PLTP Atadei 2 x 2,5 MW 2014 IPP

PLTP Sukoria 2 x 2,5 MW 2014 IPP

PLTU Larantuka 2 x 4 MW 2014 IPP

PLTU Waingapu 2 x 4 MW 2014 IPP

MW MW

MWTotal

Rencana

JUMLAH 25,9 166

Jangka

192

KeteranganCODProgressPendek Menengah/Panjang

143

Tabel 4.163



1 PLTU Bolok /Kupang Baru Maulafa 70 21 2010

2 Maulafa Naibonat 70 62 2010

3 Naibonat Nonohamis/Soe 70 102 2010

4 Kefamenanu Atambua 70 61 2010

5 PLTU Ropa Incomer (Ende-Maumere) 70 10 2010

6 Ende Maumere 70 230 2010

7 PLTP Sukoria Ropa 70 30 2014

JUMLAH 516

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.164

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Nusa Tenggara Timur


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Maulafa (GI Baru) 70/20 New 60 2010

2 Bolok (GI Baru) 70/20 New 20 2010

3 Naibonat (GI Baru) 70/20 New 20 2010

4 Nonohamis/Soe (GI Baru) 70/20 New 20 2010

5 Atambua 70/20 New 20 2010

6 Kefamenanu 70/20 New 20 2010

7 Ende 70/20 New 20 2010

8 Ropa 70/20 New 10 2010

9 Maumere 70/20 New 20 2010

Jumlah 210

Tabel 4.165

Program Listrik Perdesaan Provinsi Nusa Tenggara Timur


PLTS 50 Wp Tersebar 4753 20000 19760 19000 18950


PLTMH (kW) 450 500 500 500

PLT ANGIN (kW) 600 600 650 650




PLTD (Unit/kW) 4/1.000 4/1.000 4/1.000 3/750 2/500


PLTS 50 Wp Tersebar 4753 20000 19760 19000 18950


PLTMH (kW) 450 500 500 500

PLT ANGIN (kW) 600 600 650 650




PLTD (Unit/kW) 4/1.000 4/1.000 4/1.000 3/750 2/500





gardu induk USD 15 juta dan program EBT USD 402,8 juta.

144

Tabel 4.166










- PLTMH (kW) 10,7



- JTM (kms) 205,0


795,9

192

516

210

Volume

82.463

14

8.150

No Uraian

1.950

2.500

7.350

2010 s.d 2014

4.30 Provinsi Maluku


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Maluku dipasok oleh beberapa sistem

terisolasi, yaitu Sistem Ambon, Namlea, Tual, Saumlaki, Mako, Piru, Bula,

Masohi, Dobo, dan Langgur.

Dari 10 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Maluku, 9 sistem

(Sistem Namlea, Tual, Saumlaki, Mako, Piru, Bula, Masohi, Dobo, dan

Langgur) berada dalam kondisi “Surplus”, dan 1 sistem lainnya (Sistem

Ambon) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Maluku baru mencapai 54,51% dan rasio

desa berlistrik sebesar 82,17%. Adapun daftar tunggu PLN telah mencapai

1.287 permintaan atau sebesar 1,2 MVA.

145

Gambar 4.30

Kondisi Kelistrikan Provinsi Maluku

SISTEM AMBONSISTEM AMBON




Defisit : -2,05 MW

SISTEM TUALSISTEM TUAL




Surplus : 0,50 MW

SISTEM SAUMLAKISISTEM SAUMLAKI




Surplus : 0,25 MW

SISTEM PIRUSISTEM PIRU




Surplus : 0,45 MW

SISTEM BULASISTEM BULA




Surplus : 0,06 MW

SISTEM MASOHISISTEM MASOHI




Surplus : 0,30 MW

SISTEM SISTEM NAMLEANAMLEA




Surplus : 0,18 MW

SISTEM SISTEM LANGGURLANGGUR




Surplus : 2,85 MW

SISTEM SISTEM MAKOMAKO




Surplus : 0,27 MW

SISTEM DOBOSISTEM DOBO




Surplus : 0,10 MW

4.30.2 Neraca Daya

Provinsi Maluku dan Maluku Utara kebutuhan tenaga listriknya dilayani oleh

sistem kelistrikan Maluku dan Maluku Utara sehingga neraca daya provinsi-

provinsi tersebut direpresentasikan oleh neraca daya Sistem Maluku dan

Maluku Utara, dimana pada tahun 2010 sampai dengan 2014 sistem berada

pada kondisi baik.

Tabel 4.167

Neraca Daya Sistem Maluku dan Maluku Utara

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 327 360 393 427 462


Publik GWH 71 76 81 87 94



Pertumbuhan % 7,5 8,4 8,0 7,7 7,5

Susut& Losses (T&D) % 7,8 7,7 7,6 7,5 7,5



Beban Puncak MW 108 116 126 135 145




146


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Maluku dan

Maluku Utara sebesar 2,4% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar

6,2% maka permintaan tenaga listrik pada sistem tersebut diperkirakan akan


Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Maluku, telah


sebagai berikut:




Gardu induk 130 MVA




o PLTMH 530 kW

o PLTAngin 800 kW





Tabel 4.168


Provinsi Maluku

PLTD HSD Ambon (sewa) 10 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD MFO Ambon (sewa) 25 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Namlea (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Tual (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD Saparua 0,5 MW 2012 PLN

PLTM Wai Nibe 2,5 MW 2012 IPP

PLTM Wai Tina 2,5 MW 2012 IPP

PLTD Masohi 6 MW 2013 PLN

PLTD Saumlaki 2 MW 2013 PLN

PLTD Wamsisi 1 MW 2013 PLN

PLTP Tulehu 2 x 10 MW 2013 PLN

PLTU Maluku (Ambon Baru) 2 x 15 MW 0% 2013 Perpres 71

PLTU Tual 2 x 4 MW 2013 IPP

PLTU Masohi 2 x 4 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Total

Rencana

120

KeteranganCODJangka

Pendek Menengah/PanjangProgress

39,0 81

147

Tabel 4.169


Provinsi Maluku

1 PLTU Waai Sirimao 70 55 2010

2 PLTU Waai Passo 70 33 2010

3 Passo Sirimao 70 42 2010

4 Masohi Kairatu 70 43 2011

5 PLTA Isal II Masohi 70 186 2014

6 PLTP Tulehu Incomer Waai - Paso 70 40 2013

JUMLAH 399

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.170

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Maluku


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Sirimao (GI Baru) 70/20 New 40 2010

2 Passo (GI Baru) 70/20 New 20 2010

3 Masohi (GI Baru) 70/20 New 20 2011

4 Kairatu (GI Baru) 70/20 New 20 2011

5 Sirimao 70/20 Extension 30 2014

Jumlah 130

Tabel 4.171

Program Listrik Perdesaan Provinsi Maluku


PLTS 50 Wp Tersebar 2.850 12.000 12.100 12.100 12.120


PLTMH (kW) 100 100 150 180

PLT ANGIN (kW) 160 160 240 240




PLTD (Unit/kW) 6/2.250 3/750 2/500 2/500 -


PLTS 50 Wp Tersebar 2.850 12.000 12.100 12.100 12.120


PLTMH (kW) 100 100 150 180

PLT ANGIN (kW) 160 160 240 240




PLTD (Unit/kW) 6/2.250 3/750 2/500 2/500 -






148

Tabel 4.172


Provinsi Maluku








- PLTMH (kW) 2,9



- JTM (kms) 108,9


463,3

130

120

399

Uraian2010 s.d 2014

Volume No

800

3.490

3.200

8

530

29.370

4.31 Provinsi Maluku Utara


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Maluku Utara dipasok oleh beberapa

sistem terisolasi, yaitu Sistem Ternate, Soa Siu, Weda, Bacan, Dofa, Jailolo,

Sanana, Tobelo, Subaim, Maba-Buli, Patani, dan Sofifi.

Dari 12 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Maluku Utara, 4

sistem (Sistem Soa Siu, Weda, Maba-Buli, dan Patani) berada dalam kondisi

“Surplus”, dan 8 sistem lainnya (Sistem Ternate, Bacan, Dofa, Jailolo,

Sanana, Tobelo, Subaim, dan Sofifi) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Maluku Utara baru mencapai 49,44% dan



149

Gambar 4.31

Kondisi Kelistrikan Provinsi Maluku Utara

SISTEM TOBELOSISTEM TOBELO




Defisit : -0,70 MW

SISTEM SANANASISTEM SANANA




Defisit : -0,05 MW

SISTEM JAILOLOSISTEM JAILOLO




Defisit : -0,27 MW

SISTEM BACANSISTEM BACAN




Defisit : -0,29 MW

SISTEM SUBAIMSISTEM SUBAIM




Surplus : 0,29 MW

SISTEM TERNATESISTEM TERNATE




Surplus : -2,50 MW

SISTEM SOA SIUSISTEM SOA SIU




Surplus : 0,08 MW SISTEM MABASISTEM MABA--BULIBULI




Surplus : 0,36 MW

SISTEM SOFIFISISTEM SOFIFI




Defisit : -0,32 MW

SISTEM PATANISISTEM PATANI




Surplus : 0,16 MW

SISTEM SISTEM WEDAWEDA




Surplus : 0,44 MW

SISTEM SISTEM DOFADOFA




Defisit : -0,14 MW

4.31.2 Neraca Daya

Provinsi Maluku dan Maluku Utara kebutuhan tenaga listriknya dilayani oleh

sistem kelistrikan Maluku dan Maluku Utara sehingga neraca daya provinsi-

provinsi tersebut direpresentasikan oleh neraca daya Sistem Maluku dan

Maluku Utara, dimana pada tahun 2010 sampai dengan 2014 sistem berada

pada kondisi baik.

Tabel 4.173

Neraca Daya Sistem Maluku dan Maluku Utara

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWH 327 360 393 427 462


Publik GWH 71 76 81 87 94



Pertumbuhan % 7,5 8,4 8,0 7,7 7,5

Susut& Losses (T&D) % 7,8 7,7 7,6 7,5 7,5



Beban Puncak MW 108 116 126 135 145




150


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Maluku dan

Maluku Utara sebesar 2,4% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar



Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Maluku Utara,









o PLTMH 530 kW

o PLTAngin 910 kW





Tabel 4.174


Provinsi Maluku Utara

PLTD MFO Ternate (sewa) 2 x 5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Ternate (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Sofifi (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Soa-Siu (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Tobelo (sewa) 3 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Sanana (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Masohi (sewa) 2 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Goal 1,5 MW 3,00% 2010 IPP

PLTD Tobello, Loan Belgia 1,6 MW 2011 PLN

PLTD Sofifi, Loan Belgia 3,2 MW 2011 PLN

PLTD Bacan, Loan Belgia 1,6 MW 2011 PLN

PLTU Maluku Utara (Tidore) 14 MW 18% 2011 Perpres 71

PLTM Ngaoli 2 MW 2012 IPP

PLTM Ibu 1 MW 2012 IPP

PLTD Jailolo 3 MW 2013 PLN

PLTD Dobo 2 x 1 MW 2013 PLN

PLTU Tobelo 2 x 4 MW 2013 IPP

PLTD Dobo 1 MW 2014 PLN

PLTD Bacan 3 MW 2014 PLN

PLTD Sanana 2 MW 2014 PLN

PLTGB Tidore 4 MW 2014 IPP

PLTP Jailolo 2 x 5 MW 2014 IPP

PLTP Songa Wayaua 1 x 5 MW 2014 IPP

PLTU Tidore 2 x 7 MW 2014 IPP

MW MW

MW

JUMLAH

Rencana

Total

Keterangan

24,5

Menengah/Panjang

Jangka CODProgress

Pendek

75

100

151

Tabel 4.175



1 PLTP Jailolo Ternate 70 128 2014

JUMLAH 128

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.176

Program Listrik Perdesaan Provinsi Maluku Utara


PLTS 50 Wp Tersebar 3.100 13.500 13.600 13.600 13.650


PLTMH (kW) 40 100 100 150 180

PLT ANGIN (kW) 240 240 190 240



Pembangunan JTR (KMS) 950 1.000 1.000 1.050 1.160

PLTD (Unit/kW) 7/3.250 4/1.000 3/750 2/500 2/500


PLTS 50 Wp Tersebar 3.100 13.500 13.600 13.600 13.650


PLTMH (kW) 40 100 100 150 180

PLT ANGIN (kW) 240 240 190 240



Pembangunan JTR (KMS) 950 1.000 1.000 1.050 1.160

PLTD (Unit/kW) 7/3.250 4/1.000 3/750 2/500 2/500




rinciannya adalah pembangkitan USD 168,4 juta, transmisi USD 7,9 juta dan

program EBT USD 263,9 juta.

Tabel 4.177






3 Gardu Induk (MVA) -




- PLTMH (kW) 3,5



- JTM (kms) 103,4


440,1

Uraian2010 s.d 2014

Volume

8

570

5.160

910

6.160

57.450

100

128

-

No

152

4.32 Provinsi Papua


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Papua dipasok oleh beberapa sistem

terisolasi, yaitu Sistem Jayapura, Nabire, Timika, Biak, Urefasei, Tanah

Merah, Merauke, Warbor, Sarmi, Genyem, Wamena, Agats, Keppi, Serui,

dan Arso.

Dari 15 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Papua, 10 sistem

(Sistem Biak, Urefasei, Tanah Merah, Merauke, Warbor, Sarmi, Genyem,

Agats, Keppi, dan Serui) berada dalam kondisi “Surplus”, dan 5 sistem

lainnya (Sistem Jayapura, Nabire, Timika, Wamena, dan Arso) berada pada

kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Papua dan Papua Barat baru mencapai



Gambar 4.32

Kondisi Kelistrikan Provinsi Papua

SISTEMSISTEM MERAUKEMERAUKE




Surplus : 0,46 MW

SISTEM SISTEM NABIRENABIRE




Defisit : -2,64 MW

SISTEM SISTEM TIMIKATIMIKA




Defisit : -1,43 MW

SISTEM SISTEM BIAKBIAK




Surplus : 1,54 MW

SISTEM SISTEM JAYAPURAJAYAPURA



Beban puncak : 42,89MW

Defisit : -6,54 MW

SISTEMSISTEM TANAH MERAHTANAH MERAH




Surplus : 0,30 MW

SISTEM UREFASEISISTEM UREFASEI




Surplus : 0,18 MW

153

SISTEMSISTEM SERUISERUI

Kapasitas terpasang : 5,70MW



Surplus : 0,08 MW

SISTEMSISTEM WAMENAWAMENA




Defisit : -0,27 MW

SISTEMSISTEM SARMISARMI




Surplus : 0,86 MW

SISTEMSISTEM KEKEPPPIPI




Surplus : 0,06 MW

SISTEMSISTEM ARSOARSO




Defisit : -0,57 MW

SISTEMSISTEM WARBORWARBOR




Surplus : 0,039 MW

SISTEMSISTEM GENYEMGENYEM




Surplus : 0,43 MW

SISTEMSISTEM AGATSAGATS




Surplus : 0,00 MW

4.32.2 Neraca Daya

Provinsi Papua dan Papua Barat kebutuhan tenaga listriknya dilayani oleh

sistem kelistrikan Papua sehingga neraca daya provinsi-provinsi tersebut

direpresentasikan oleh neraca daya Sistem Papua, dimana pada tahun 2010

s.d. 2012 sistem berada pada kondisi yang kurang baik (defisit) dan

berangsur-angsur membaik di tahun 2013 dan 2014.

Tabel 4.178

Neraca Daya Sistem Papua

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWh 408 439 471 504 538

Komersial GWh 225 249 271 292 312

Publik GWh 88 93 99 104 109


Total kebutuhan GWh 735 796 856 915 974

Pertumbuhan % 9,4 8,3 7,5 6,9 6,5

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 165 179 192 205 218



Cadangan Daya MW -67 -47 -5 86 108

154


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Papua dan

Papua Barat sebesar 1,9% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar



Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Papua, telah


sebagai berikut:




Gardu induk 130 MVA




o PLTMH 2.130 kW

o PLTAngin 2.130 kW





Tabel 4.179

Rencana Penambahan Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Provinsi Papua

PLTD HSD Jayapura (sewa) 12,5 MW 25,00% 2010 PLN

PLTD Timika, Load Belgia 3,2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Timika (sewa) 6,5 MW 25,00% 2010 PLN

PLTD HSD Merauke (sewa) 10,5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD Kurik I 5 MW 2011 PLN

PLTU 2 Papua (Jayapura) 2 x 10 MW 12% 2011 Perpres 71

PLTA Genyem 10 MW 2012 PLN

PLTD Timika 5 MW 2012 PLN

PLTU Timika 2 x 7 MW 2012 PLN

PLTU 1 Papua (Timika) 2 x 7 MW 0% 2012 Perpres 71

PLTU Merauke 1 x 7 MW 2012 IPP

PLTA Genyem 10 MW 2013 PLN

PLTD Kurik II 5 MW 2013 PLN

PLTM Kalibumi I 2,6 MW 2013 PLN

PLTM Mariarotu 1 1,3 MW 2013 PLN

PLTM Mariarotu 2 2 MW 2013 PLN

PLTU Merauke 1 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Jayapura 2 x 15 MW 2013 IPP

PLTU Biak 1 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Nabire 2 x 7 MW 2013 IPP

PLTD Timika 5 MW 2014 PLN

PLTD Kurik II 5 MW 2014 PLN

PLTM Kalibumi II 2,5 MW 2014 PLN

PLTM Mariarotu 2 2 MW 2014 PLN

PLTU Biak 1 x 7 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Rencana

JUMLAH

Total

KeteranganJangka

COD

208


32,7 175

Progress

155

Tabel 4.180


Provinsi Papua

1 PLTU Hautekamp Yarmokh 70 40 2010

2 PLTA Genyem Waena 70 165 2011

3 PLTU Pomako Timika 70 60 2011

4 PLTU Jayapura Jayapura 70 90 2013

JUMLAH 355

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

Tabel 4.181

Rencana Pengembangan Gardu Induk Provinsi Papua


(kV)NEW/EXTENSION

KAPASITAS

(MVA)

PROGRESS

(%)COD

1 Yarmokh (GI Baru) 70/20 New 30 2010

2 Waena (GI Baru) 70/20 New 30 2011

3 Genyem (GI Baru) 70/20 New 20 2011

4 Timika (GI Baru) 70/20 New 20 2011

5 Yarmokh 70/20 Extension 30 2012

Jumlah 130

Tabel 4.182

Program Listrik Perdesaan Provinsi Papua


PLTS 50 Wp Tersebar 450 8.000 8.000 8.500 8.025


PLTMH (kW) 80 400 450 450 500

PLT ANGIN (kW) 480 560 530 560




PLTD (Unit/kW) 4/1.500 6/2.000 4/1.000 4/1.000 4/1.000


PLTS 50 Wp Tersebar 450 8.000 8.000 8.500 8.025


PLTMH (kW) 80 400 450 450 500

PLT ANGIN (kW) 480 560 530 560




PLTD (Unit/kW) 4/1.500 6/2.000 4/1.000 4/1.000 4/1.000

*) : Jaringan termasuk Papua Barat






156

Tabel 4.183


Provinsi Papua








- PLTMH (kW) 13,0



- JTM (kms) 175,5


Cat: jaringan termasuk Prov. Papua Barat 685,4

5.850

130

32.975

9

2.130

2.130

6.450

355


Volume

208

4.33 Provinsi Papua Barat


Kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Papua Barat dipasok oleh beberapa

sistem terisolasi, yaitu Sistem Manokwari, Bintuni, Wondama, Sorong,

Teminabuan, Fak-Fak, dan Kaimana.

Dari 7 sistem yang memasok tenaga listrik di Provinsi Papua Barat, 5 sistem

(Sistem Bintuni, Wondama, Teminabuan, Fak-Fak, dan Kaimana) berada

dalam kondisi “Surplus”, dan 2 sistem lainnya (Sistem Manokwari dan

Sorong) berada pada kondisi “Defisit”.

Saat ini rasio elektrifikasi Provinsi Papua dan Papua Barat baru mencapai



157

Gambar 4.33

Kondisi Kelistrikan Provinsi Papua Barat

SISTEM MANOKWARI




Defisit : -2,63 MW

SISTEM WONDAMASISTEM WONDAMA




Surplus : 0,20 MW

SISTEMSISTEM TEMINABUANTEMINABUAN




Surplus : 0,44 MW

SISTEM SISTEM FAKFAK--FAKFAK




Surplus : 0,15 MW

SISTEMSISTEM KAIMANAKAIMANA




Surplus : 0,21 MW

SISTEM SISTEM SORONGSORONG




Defisit : -0,18 MW

SISTEM BINTUNISISTEM BINTUNI




Surplus : 0,02 MW

4.33.2 Neraca Daya

Provinsi Papua dan Papua Barat kebutuhan tenaga listriknya dilayani oleh

sistem kelistrikan Papua sehingga neraca daya provinsi-provinsi tersebut

direpresentasikan oleh neraca daya Sistem Papua, dimana pada tahun 2010

s.d. 2012 sistem berada pada kondisi yang kurang baik (defisit) dan

berangsur-angsur membaik di tahun 2013 dan 2014.

Tabel 4.184

Neraca Daya Sistem Papua

Uraian 2010 2011 2012 2013 2014

Kebutuhan

Rumah Tangga GWh 408 439 471 504 538

Komersial GWh 225 249 271 292 312

Publik GWh 88 93 99 104 109


Total kebutuhan GWh 735 796 856 915 974

Pertumbuhan % 9,4 8,3 7,5 6,9 6,5

Susut & Losses (T&D) % 9,8 9,7 9,6 9,5 9,4



Beban Puncak MW 165 179 192 205 218



Cadangan Daya MW -67 -47 -5 86 108

158


Dengan asumsi proyeksi pertumbuhan penduduk pada wilayah Papua dan

Papua Barat sebesar 1,9% pertahun dan pertumbuhan ekonomi sebesar



Dalam upaya memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi Papua Barat,









o PLTMH 1.800 kW

o PLTAngin 2.070 kW.

Tabel 4.185


Provinsi Papua Barat

PLTD Sanggeng/Manokwari 3,2 MW 2010 PLN

PLTD HSD Sorong (sewa) 10,5 MW 25,00% 2010 PLN

PLTD HSD Fak-Fak (sewa) 1,5 MW 3,00% 2010 PLN

PLTD HSD Manokwari (sewa) 9 MW 3,00% 2010 PLN

PLTM Walesi I (ekspansi) 0,5 MW 2010 PLN

PLTG Sorong 10 MW 2010 IPP

PLTG Sorong 10 MW 2011 IPP

PLTM Walesi II (Cascade) 1 MW 2012 PLN

PLTU Andai 1 x 7 MW 2012 IPP

PLTM Prafi (Manokwari) 2,5 MW 2013 PLN

PLTM Walesi II (Cascade) 1 MW 2013 PLN

PLTM Kombemur (Fak-Fak) 3,3 MW 2013 PLN

PLTU Andai 1 x 7 MW 2013 IPP

PLTU Sorong 1 x 15 MW 2013 IPP

PLTM Kombemur (Fak-Fak) 3,3 MW 2014 PLN

PLTU Sorong 1 x 15 MW 2014 IPP

MW MW

MW

Pendek Menengah/PanjangRencana Keterangan

JUMLAH

Total

CODProgress

34,7 65

100

Jangka

Tabel 4.186



1 PLTU Klain (Sorong) Sorong 70 60 2013

JUMLAH 60

NO.PROGRESS

(%) COD DARI KE

TEGANGAN

(kV)

PANJANG

(kms)

159

Tabel 4.187

Program Listrik Perdesaan Provinsi Papua Barat


PLTS 50 Wp Tersebar 1.708 8.000 8.000 8.000 8.025


PLTMH (kW) 400 450 450 500

PLT ANGIN (kW) 480 530 530 530


PLTS 50 Wp Tersebar 1.708 8.000 8.000 8.000 8.025


PLTMH (kW) 400 450 450 500

PLT ANGIN (kW) 480 530 530 530




rinciannya adalah pembangkitan USD 146,8 juta, transmisi USD 5 juta dan

program EBT USD 50 juta.

Tabel 4.188






3 Gardu Induk (MVA) -




- PLTMH (kW) 10,6



- JTM (kms)

- JTR (kms) - PLTD (Unit/kW) 0 -

201,7

2.070

100

1.800

8

Volume No Uraian

2010 s.d 2014

masuk dalam rekap Prov. Papua

33.733

60

Master Plan Pembangunan Ketenagalistrikan 2010 s.d. 2014

Documents

Transcript of Master Plan Pembangunan Ketenagalistrikan 2010 s.d. 2014