PT PLN (Persero)Direktorat Perencanaan dan TeknologiJl. Trunojoyo Blok M I/135Kebayoran Baru, Jakarta 12160Tel. 021 - 7251234, 7261122Fax.021 - 7221330http://www.pln.co.idRENCANA USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIKPT PLN (PERSERO) 2009 - 2018RENCANA USAHAPENYEDIAAN TENAGA LISTRIKPT PLN (PERSERO)2009 - 2018Sahabat Setia untuk KemajuanCMYCMMYCYCMYKcover RUPTL2.pdf 1/15/2009 9:23:44 AMRencana usahapenyediaan tenaga listRik pt pln (peRseRo) 2009-2018iiDAFTAR ISIiiDAFTAR GAMBARviDAFTAR TABELviiDAFTAR LAMPIRAN ixKEPuTuSAN MENTERI ENERGI DAN SuMBER DAyA MINERAL NOMOR 2780 K/21/MEM/2008xiKATA PENGANTAR DIREKTuR uTAMAxiiiKEPuTuSAN DIREKSI PT PLN (PERSERO) NOMOR 395.K/DIR/2008xivSuRAT DuKuNGAN TERhADAP KONSEP RENcANA uMuM PENyEDIAAN TENAGA LISTRIK NOMOR 208/DK-PLN/2008xviPAKTA INTEGRITAS (Letter of Understanding) NOMOR 021/DIR/2008xviiBAB I. PENDAhuLuAN 11.1 Latar Belakang 21.2 Landasan hukum 31.3 Visi dan Misi Perusahaan 41.4 Tujuan dan Sasaran Penyusunan RuPTL 41.5 Proses Penyusunan RuPTL dan Penanggung-jawabnya 51.6 Ruang Lingkup dan Wilayah usaha 71.7 Sistematika Dokumen RuPTL 8BAB II. KEBIJAKAN uMuM PENGEMBANGAN SARANA 92.1 Kebijakan Pertumbuhan Penjualan dan Beban 102.2 Kebijakan Pengembangan Kapasitas Pembangkit 112.3 Kebijakan Pengembangan Transmisi 122.4 Kebijakan Pengembangan Distribusi13BAB III. KONDISI SARANA KELISTRIKAN SAAT INI153.1 Penjualan Tenaga Listrik 16 3.1.1Jumlah Pelanggan17 3.1.2RasioElektrifkasi 173.1.3Pertumbuhan Beban Puncak183.2 Kondisi Sistem Pembangkitan193.3 Kondisi Sistem Transmisi 213.4 Kondisi Sistem Distribusi23 Daftar siRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018iii3.4.1 Susut Jaringan dan Faktor Beban233.4.2 Keandalan Pasokan233.5Masalah-masalah Mendesak243.5.1 Daerah Krisis243.5.2 Penanggulangan Daerah Krisis 253.5.3 Masalah Mendesak Sistem Jawa Bali 253.5.4 Masalah Mendesak Sistem Luar Jawa Bali 26BAB IV. RENcANA PENyEDIAAN TENAGA LISTRIK 2009 2018294.1 Kriteria Perencanaan304.1.1 Perencanaan Pembangkit 304.1.2 Perencanaan Transmisi 324.1.3 Perencanaan Distribusi 334.2 Asumsi Dalam Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 344.2.1 Pertumbuhan Ekonomi 354.2.2 Elastisitas 364.2.3 Pertumbuhan Penduduk 384.3 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 2009 2018 394.4 Rencana Pengembangan Pembangkit 414.4.1 Kategorisasi Kandidat Pembangkit414.4.2 Program Percepatan Pembangkit Berbahan Bakar Batubara(Perpres No. 71/2006)434.4.3 Program Percepatan Pembangkit Tahap 2444.4.4 Rencana Penambahan Kapasitas (Gabungan Indonesia)454.4.5 Penambahan Kapasitas Pada Sistem Jawa Bali464.4.5.1 Garis Besar Penambahan Pembangkit 464.4.5.2 Neraca Daya 474.4.5.3 Proyek-Proyek Strategis 494.4.5.4 regional Balance Sistem Jawa Bali504.4.6Penambahan Kapasitas Pada Sistem Luar Jawa Bali514.4.6.1 Garis Besar Penambahan Pembangkit 514.4.6.2 Neraca Daya 524.4.6.3 Proyek-Proyek Strategis 524.4.7Partisipasi Listrik Swasta 534.5 Proyeksi Neraca Energi dan Kebutuhan Bahan Bakar 554.5.1Sistem Jawa Bali 564.5.2Sistem Luar Jawa Bali 58iv4.6 Analisa Sensitivitas 594.7Proyeksi Emisi cO2614.7.1Emisi cO2 Indonesia614.7.2Emisi cO2 Sistem Jawa Bali624.7.3Emisi cO2 di LuarJawa Bali634.8 Pengembangan Sistem Penyaluran dan Gardu Induk 634.8.1Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Jawa Bali 644.8.2Pengembangan Sistem Penyaluran Sistem Luar Jawa Bali 654.9 Pengembangan Sistem Distribusi 664.9.1Sistem Jawa Bali 664.9.2Sistem Luar Jawa Bali 66BAB V. KEBuTuhAN DANA INVESTASI 695.1 Proyeksi Kebutuhan Investasi Indonesia705.2 Proyeksi Kebutuhan Investasi Jawa-Bali715.3 Proyeksi Kebutuhan Investasi Luar Jawa-Bali735.4 Kebutuhan Investasi Kelistrikan PLN dan IPP745.5Sumber Pendanaan dan Kemampuan Keuangan PLN74BAB VI. KETERSEDIAAN ENERGI PRIMER776.1 Sasaran Fuel-Mix 786.2 Potensi Sumber Energi Primer 796.2.1Batubara 796.2.2Gas Alam 806.2.3Energi Terbarukan816.2.4Nuklir 82BAB VII. ANALISIS RISIKO RuPTL 2009 - 2018 85 7.1 IdentifkasiRisiko 867.2 Pemetaan Risiko877.3 Program Mitigasi Risiko88Daftar siRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018vBAB VIII. KESIMPuLAN 89 DAFTAR PuSTAKA 91LAMPIRAN A. SISTEM JAWA BALI 93 LAMPIRAN B. SISTEM LuAR JAWA BALI 263LAMPIRAN B.1. SISTEM SuMATERA265LAMPIRAN B.2. SISTEM KALIMANTAN381LAMPIRAN B.3. SISTEM SuLAWESI457LAMPIRAN B.4. SISTEM MALuKu & PAPuA521LAMPIRAN B.5. SISTEM NTB & NTT569 LAMPIRAN c. ANALISIS RISIKO 615 viGambar 1.1 Proses Penyusunan RuPTL6Gambar 1.2 Peta Wilayah usaha PT PLN (Persero)8Gambar 4.1 Pertumbuhan Kebutuhan Listrik, Ekonomi dan Elastisitas Tahun 1995-2007 37Gambar 4.2 Proyeksi Penjualan Tenaga Listrik PLN40Gambar 4.3 Perbandingan Prakiraan RuPTL 2009-2018, RuPTL 2006-2015Perubahan, RuPTL 2007-2016 dan Realisasi 2000-200741Gambar 4.4 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Total Indonesia 56Gambar 4.5 Komposisi Produksi Energi per Jenis Pembangkit Sistem Jawa Bali57Gambar 4.6 Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem-Sistem Luar Jawa Bali 58Gambar 4.7 Emisi cO2 per Jenis Bahan Bakar (Gabungan Indonesia) 62Gambar 4.8 Emisi cO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem Jawa Bali 62Gambar 4.9 Emisi cO2 per Jenis Bahan Bakar Pada Sistem di Luar Jawa Bali 63Gambar 5.1 Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi Gabungan Indonesia, PLN Saja (Tidak Termasuk IPP)71Gambar 5.2 Kebutuhan Dana Investasi Sistem Jawa - Bali72Gambar 5.3 Total Kebutuhan Dana Investasi Luar Jawa, PLN Saja (Tanpa IPP)73Gambar 5.4 Proyeksi Biaya Pokok Produksi PLN Se-Indonesia76Gambar 7.1 Pemetaan Risiko Implementasi RuPTL87 Daftar GambarRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018vii Tabel 1.1 Pembagian Tanggung Jawab Penyusunan RuPTL6Tabel 3.1 Penjualan Tenaga Listrik PLN (Twh) 16Tabel 3.2 Perkembangan Jumlah Pelanggan (Juta unit)17Tabel3.3 PerkembanganRasioElektrifkasi(%) 18Tabel 3.4 Pertumbuhan Beban Puncak Sistem Jawa Bali 2003 2007 18Tabel 3.5 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Jawa Bali Tahun 2007 19Tabel 3.6 Kapasitas Terpasang Pembangkit Luar Jawa Bali (MW) Tahun 2007 20Tabel 3.7 Daftar Sewa Pembangkit di Luar Jawa(MW) 21Tabel 3.8 Perkembangan Kapasitas Trafo GI Sistem Jawa Bali (x1.000)21Tabel 3.9 Perkembangan Saluran Transmisi Sistem Jawa Bali 21Tabel 3.10Kapasitas Pembangkit dan Trafo Interbus (IBT)22Tabel 3.11 Perkembangan Kapasitas Trafo (MVA) Sistem Luar Jawa Bali22Tabel 3.12Perkembangan Saluran Transmisi (kms) Sistem Luar Jawa Bali 23Tabel 3.13Rugi Jaringan dan Load factor (%) 23Tabel 3.14SAIDI dan SAIFI PLN 24Tabel 4.1 Pertumbuhan Ekonomi Indonesia 35Tabel 4.2 Asumsi Pertumbuhan Ekonomi Indonesia Dalam RuPTL 2009 - 201836Tabel 4.3 Pertumbuhan Kebutuhan Listrik, Pertumbuhan Ekonomi dan Elastisitas 36Tabel 4.4 Proyeksi Elastisitas Tahun 2009 - 201837Tabel4.5 PertumbuhanPenduduk(%) 38Tabel 4.6 Pertumbuhan Ekonomi, Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik dan Beban Puncak Selama Periode 2009 201839Tabel 4.7 Proyeksi Jumlah Penduduk, Pertumbuhan Pelanggan dan RasioElektrifkasiPeriode20092018 39Tabel 4.8 Prakiraan Kebutuhan Listrik, Angka Pertumbuhan dan RasioElektrifkasi 40Tabel 4.9Parameter Kandidat Pembangkit untuk Sistem Jawa Bali42Tabel 4.10Asumsi harga Bahan Bakar42Tabel 4.11 Parameter Kandidat Pembangkit untuk Sistem Luar Jawa Bali42Tabel 4.12Daftar Proyek Percepatan Pembangkit 10.000 MW (Perpres No. 17/2006)43Tabel 4.13Kebutuhan Pembangkit Total Indonesia45Tabel 4.14Kebutuhan Pembangkit Sistem Jawa Bali47Tabel 4.15Neraca Daya Sistem Jawa Bali48Tabel 4.16regional Balance Sistem Jawa Bali Tahun 2008 50Daftar TabelRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018viiiTabel 4.17Kebutuhan Pembangkit Sistem Luar Jawa Bali52Tabel 4.18Daftar Proyek IPP di Jawa Bali53 Tabel 4.19Daftar Proyek IPP di Luar Jawa Bali54Tabel 4.20Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Total Indonesia (Gwh) 55 Tabel 4.21Kebutuhan Bahan Bakar Indonesia Tahun 2008 - 201856 Tabel 4.22Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Bahan Bakar Sistem Jawa Bali 57Tabel 4.23Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Jawa Bali 57Tabel 4.24Komposisi Produksi Energi Listrik Berdasarkan Jenis Bahan Bakar Sistem-Sistem Luar Jawa Bali58Tabel 4.25Kebutuhan Bahan Bakar Sistem Luar Jawa Bali 2008 s/d 201859Tabel 4.26Variasi harga Bahan Bakar Dalam Analisis Sensitivitas 60Tabel 4.27hasil Analisis Sensitivitas Terhadap Perubahan harga Bahan Bakar60Tabel 4.28Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Jawa Bali64Tabel 4.29Kebutuhan Fasilitas Penyaluran Sistem Luar Jawa Bali65Tabel 4.30Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Jawa Bali66Tabel 4.31Kebutuhan Fasilitas Distribusi Sistem Luar Jawa Bali67Tabel 5.1 Proyeksi Kebutuhan Dana Investasi Gabungan Indonesia, PLN Saja (Tidak Termasuk IPP)70Tabel 5.2 Kebutuhan Dana Investasi Sistem Jawa-Bali71Tabel 5.3 Kebutuhan Investasi Distribusi (dalam uS$ Juta)72Tabel 5.4 Total Kebutuhan Dana Investasi Luar Jawa, PLN Saja (Tanpa IPP)73Tabel 5.5Total Kebutuhan Dana Investasi Indonesia, PLN + IPP74Tabel 6.1Pemakaian Energi Primer PLN Berdasarkan Jenis Bahan Bakar78Tabel6.2 SasaranKomposisiProduksiListrikkWhTahun2018BerdasarkanJenisBahanBakar(%) 79Tabel 6.3 Potensi dan Pemanfaatan Energi Terbarukan82Daftar TabelRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018ixLAMPIRAN A. SISTEM JAWA BALIA.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik95A.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit109A.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar121A.4Rencana Pengembangan Penyaluran 139A.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran161A.6capacity Balance Gardu Induk173A.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi233A.8Analisa Aliran Daya Sistem 500 kV237A.9Kebutuhan Investasi251LAMPIRAN B. SISTEM LuAR JAWA BALILAMPIRAN B1. SISTEM SuMATRA B.1.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik266B.1.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit281B.1.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar315B.1.4Rencana Pengembangan Penyaluran 319B.1.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran341B.1.6capacity Balance Gardu Induk350B.1.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi370B.1.8Analisa Aliran Daya Sistem372B.1.9Kebutuhan Investasi376LAMPIRAN B2. SISTEM KALIMANTANB.2.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik382B.2.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit389B.2.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar417B.2.4Rencana Pengembangan Penyaluran 420B.2.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran426B.2.6capacity Balance Gardu Induk428B.2.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi435B.2.8Analisa Aliran Daya Sistem437B.2.9Kebutuhan Investasi451LAMPIRAN B3. SISTEM SuLAWESIB.3.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik458Daftar LampiranRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xB.3.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit461B.3.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar481B.3.4Rencana Pengembangan Penyaluran 485B.3.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran492B.3.6capacity Balance Gardu Induk494B.3.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi503B.3.8Analisa Aliran Daya Sistem505B.3.9Kebutuhan Investasi515LAMPIRAN B4. SISTEM MALuKu DAN PAPuAB.4.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik522B.4.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit527B.4.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar546B.4.4Rencana Pengembangan Penyaluran 550B.4.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran554B.4.6capacity Balance Gardu Induk556B.4.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi560B.4.8Analisa Aliran Daya Sistem562B.4.9Kebutuhan Investasi564LAMPIRAN B5. SISTEM NTB DAN NTTB.5.1Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik570B.5.2Neraca Daya dan Rincian Pengembangan Pembangkit574B.5.3Neraca Energi dan Proyeksi Kebutuhan Bahan Bakar592B.5.4Rencana Pengembangan Penyaluran 596B.5.5Peta Rencana Pengembangan Penyaluran600B.5.6capacity Balance Gardu Induk602B.5.7Kebutuhan Fisik Pengembangan Distribusi605B.5.8Analisa Aliran Daya Sistem607B.5.9Kebutuhan Investasi609LAMPIRAN c. ANALISIS RISIKO615Daftar LampiranRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xiKeputusan Menteri Energi dan 8umber Daya MineralRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xiiKeputusan Menteri Energi dan 8umber Daya MineralRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xiiiKATA PENGANTARRencanausahaPenyediaanTenagaListrik(RuPTL)PTPLN(Persero)Tahun2009-2018ini disusun untuk memenuhi amanat ketentuan Pasal 5 Ayat 1 Peraturan Pemerintah Nomor 03/2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pe-manfaatanTenagaListrik,yangmenyebutkanbahwaBadanusahayangmemilikiwilayahusaha wajib membuat Rencana usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RuPTL) berdasarkan Rencana umum Ketenagalistrikan Nasional (RuKN).Disamping itu, RuPTL ini juga memperhatikan ketentuan-ketentuan dalam Keputusan Menteri En-ergi dan Sumber Daya Mineral Nomor 865.K/30/MEM/2003 tentang Pedoman Penyusunan Rencana umum Ketenagalistrikan dan Nomor 2682 K/21/MEM/2008 Tentang Rencana umum Ketenagalistri-kan Nasional 2008 - 2027.PenyusunanRuPTLinibertujuanuntukmemberikangambaranmengenaiRencanausahaPeny-ediaan Tenaga Listrik oleh PT PLN (Persero) di seluruh Indonesia untuk kurun waktu 2009 2018, yang dapat menjadi acuan dalam menetapkan strategi dan kebijakan jangka panjang serta sebagai pedoman dalam penyusunan program kerja tahunan.Sesuaidenganperkembangannya,RuPTLiniakandimutakhirkansecaraberkalaagarinformasi perencanaan yang disajikan dapat lebih sempurna dan bermanfaat bagi berbagai pihak yang me-merlukannya. untuk itu masukan dari pihak-pihak terkait sangat kami hargai. untuk itu masukan dari pihak-pihak terkait sangat kami hargai.Akhirnya kami mengucapkan terima kasih dan penghargaan atas partisipasi dan kontribusi dari se-mua pihak hingga RuPTL ini dapat diselesaikan penyusunannya.Jakarta, 16 Desember 2008DIREKTURUTAMA

FahmiMochtarKata Pengantar Direktur UtamaRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xivKeputusan Direksi PT PLN {Persoro}Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xvi8urat Dukungan Konsep RUPTLRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xviiPakta ntegritasRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xviiiPakta ntegritasRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018xixBab1 pendahuluanBab1 pendahuluan1.1LATAR BELAKANG BELAKANG 1.2LANDASAN huKuM 1.3 VISI DAN MISI PERuSAhAAN 1.4 TuJuAN DAN SASARAN PENyuSuNAN RuPTL 1.5 PROSES PENyuSuNAN RuPTL DAN PENANGGuNG-JAWABNyA 1.6 RuANG LINGKuP DAN WILAyAh uSAhA 1.7SISTEMATIKA DOKuMEN RuPTL 2Bab 1 PendahuluanRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-20181.1LATAR BELAKANG BELAKANGRencana usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RuPTL) PT PLN (Persero) disusun untuk menjelaskan rencana pengembangan sistem di masa mendatang yang menyangkut rencana pengembangan sistem pembangkitan, penyaluran dan distribusi. RuPTL merupakan pedoman pengembangan sistem kelistrikan PT PLN (Persero) sepuluh tahun mendatang, sehingga dapat dihindarkan pengembangan sarana kelistrikan di luar RuPTL yang dapat mempengaruhi efsiensi perusahaan. Dalam RUPTL ini diindikasikan proyek-proyek pengembangansistem yangakan dilakukan oleh PLN sendiri (umumnya berupa proyek transmisi, distribusi, pumped storage dan beberapa pembangkit termal dan tenaga air), dan proyek-proyek pembangkit yang akan ditawarkan ke-pada sektor swasta sebagai independent power producer (IPP).Selain untuk menjelaskan rencana pengembangan sistem, RuPTL juga dimaksudkan untuk memenuhi amanat yang ditetapkan dalam uu No. 15 tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan, Peraturan Pemerintah No. 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik, dan Peraturan Pemerintah No. 3 Tahun 2005 ten-tang Perubahan Peraturan Pemerintah No. 10 tahun 1989. uu dan PP tersebut mengamanatkan kepada pelaku usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum yang memiliki wilayah usaha wajib membuat RuPTL di wilayahnya masing-masing dengan mengacu kepada Rencana umum Ketenagalistrikan Nasional (RuKN). Sebagai Pemegang Kuasa usaha Ketenagalistrikan (PKuK), PT PLN (Persero) bertanggung jawab memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional. RuPTL ini disusun dalam rangka memenuhi tanggung jawab tersebut. Kon-sekuensidaritugasPKuKiniadalahpenetapantargetpertumbuhanpenyediaantenagalistrikyangcukup tinggi, yaitu sebesar kebutuhan nasional. Penetapan target pertumbuhan yang tinggi tersebut disadari akan mempunyai dampak keuangan yang besar pada Perusahaan, baik biaya investasi (capital expenditure/capex) maupun biaya operasi (operation expenditure/opex). Itulah sebabnya dalam RuPTL ini diindikasikan proyek-proyekpengembangansistemyangakandilakukanolehPLNsendiri(umumnyaberupaproyektransmisi, distribusi, pumped storage dan beberapa pembangkit termal dan tenaga air), dan proyek-proyek pembangkit yang akan dilakukan oleh sektor swasta sebagai IPP. Pada RuPTL 2009-2018 ini pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik diperkirakan dengan mempertimbangkan potensi kebutuhan tenaga listrik yang dikaitkan dengan pertumbuhan ekonomi, pertumbuhan penduduk dan proyeksi kemampuan penyediaan pasokan tenaga listrik baik oleh PLN maupun swasta. 3RuPTL secara berkala akan ditinjau kembali setiap tahun untuk disesuaikan dengan perubahan parameter-parameter penting yang menjadi dasar penyusunan rencana pengembangan sistem kelistrikan, sehingga se-lalu dapat memberikan rencana pengembangan sistem yang mutakhir dan dapat dijadikan pegangan dalam implementasinya.RuPTL yang merupakan gabungan dari rencana pengembangan sistem unit-unit Bisnis PLN ini disusun me-laluioptimasipengembanganpembangkitdantransmisi,denganmempertimbangkanpemanfaatansumber energi setempat dan sumber energi terbarukan. 1.2LANDA8AN HUKUMRuPTL PT PLN (Persero) tahun 2009-2018 ini dibuat untuk memenuhi amanat yang ditetapkan dalam per-aturan dan perundangan sebagai berikut:uu No.15 tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan: Usaha penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh negara dan diselenggarakan oleh BUMn sebagai PKUK (pasal 7 ayat 1).PP No. 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik: RUPTLdipergunakansebagaipedomanpelaksanaanpenyediaantenagalistrikbagiPKUK(pasal5ayat 2) PKUKwajibmembuatRUPTLyangdisahkanolehMenteriESDM(pasal5ayat3).PP No.3 Tahun 2005 tentang Perubahan PP No. 10 tahun 1989: RUPTLdisusunberdasarkanRUKN(pasal5ayat1). PKUKwajibmembuatRUPTLdidaerahusahanyauntukdisahkanolehMenteriESDM(pasal5ayat3).PP No. 17/1990 tentang Perum Listrik Negara: PerusahaanyangdidirikandenganPPNo.18/1972se-bagaimana telah diubah dengan PP 54/1981 dilanjutkan berdirinya dan ditetapkan sebagai PKUK danmeneruskanusaha-usahaselanjutnyaberdasarkanketentuandalamPPini(pasal2)PP No. 23/1994 tentang pengalihan bentuk Perum menjadi Persero: Perum Listrik negara yang didirikan dengan PP No. 17/1990 dialihkan bentuknya menjadi Persero sebagaimana dimaksud dalam UU No.9/1969sebagaiPKUK(pasal1,ayat1).Karena RuPTL ini disusun oleh PT PLN (Persero) sebagai PKuK, maka PLN bertanggung jawab memenuhi jawab memenuhi seluruh kebutuhan tenaga listrik nasional. Konsekuensi dari tugas PKuK ini adalah penetapan target pertum-buhan yang tinggi, yaitu sebesar kebutuhan nasional. Penetapan target pertumbuhan yang tinggi ini berdam-pak terhadap keuangan Perusahaan (capex, opex).RuPTL ini juga mengacu kepada Rencana umum Ketenagalistrikan Nasional (RuKN) yang telah ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dengan Keputusan Menteri Nomor 2682 K/21/MEM/2008 tang-gal 13 November 2008.4Bab 1 PendahuluanRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-20181.3V8 DAN M8 PERU8AHAANPada Anggaran Dasar PT PLN (Persero) Nomor 38 tahun 1998 Pasal 3 disebutkan bahwa tujuan dan lapang-anusahaPTPLN(Persero)adalahmenyelenggarakan usaha penyediaan tenaga listrik bagi kepentingan menyelenggarakanusahapenyediaantenagalistrikbagikepentingan umumdalamjumlahdanmutuyangmemadaisertamemupukkeuntungandanmelaksanakanpenugasan Pemerintah di bidang ketenagalistrikan dalam rangka menunjang pembangunan dengan menerapkan prinsip-prinsip perseroan terbatas. Berkenaandenganhal-haltersebutdiatas,makavisiPTPLN(Persero)adalahsebagaiberikut:Diakuise-bagaiPerusahaanKelasDuniayangBertumbuh-kembang,ungguldan Terpercayadenganbertumpupada Potensi Insani.untuk melaksanakan penugasan Pemerintah dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik dan mengacu kepada visi tersebut maka PT PLN (Persero) akan :Menjalankan bisnis kelistrikan dan bidang lain yang terkait, berorientasi pada kepuasan pelanggan, ang-gota perusahaan, dan pemegang saham.Menjadikan tenaga listrik sebagai media untuk meningkatkan kualitas kehidupan masyarakat.Mengupayakan agar tenaga listrik menjadi pendorong kegiatan ekonomi.Menjalankan kegiatan usaha yang berwawasan lingkungan. 1.4TUJUAN DAN 8A8ARAN PENYU8UNAN RUPTLPada dasarnya tujuan penyusunan RuPTL ini adalah memberikan pedoman dan acuan pengembangan sa-rana kelistrikan PT PLN (Persero) dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah usahanya secara lebih efsiendanlebihbaik,sehinggadapatdihindariketidak-efsienanperusahaansejaktahapperencanaan.Sasaran RuPTL yang ingin dicapai sepuluh tahun ke depan secara nasional adalah pemenuhan kebutuhan kapasitasdanenergilistrik,peningkatanefsiensidankinerjasistemkelistrikan,mulaidaritahapperencanaanyang meliputi:Tercapainyapemenuhankebutuhankapasitasdanenergilistriksetiaptahundengantingkatkeandalan (reserve margin) yang diinginkan. Tercapainya bauran bahan bakar (fuel-mix) yang lebih baik, dicerminkan oleh pengurangan penggunaan bahanbakarminyakhinggakontribusiproduksipembangkitberbahanbakarminyakmenjadi2persen terhadap total produksi energi listrik pada tahun 2018.Mengatasi krisis kelistrikan yang terjadi di beberapa daerah.Tercapainya angka rugi jaringan transmisi dan distribusi lebih kecil dari 10 persen.5Tercapainya tara kalor (heat rate) yang membaik sehingga dapat dicapai biaya pokok produksi (BPP) yang lebih baik dan rasional.Tercapainya kualitas listrik yang makin membaik.1.5PR8E8 PENYU8UNAN RUPTL DAN PENANGGUNG PR8E8 PENYU8UNAN RUPTL DAN PENANGGUNG PENYU8UNAN RUPTL DAN PENANGGUNGJAWABNYAPenyusunan RuPTL ini dibuat dengan proses sebagai berikut: RuPTL ini dibuat dengan proses sebagai berikut: ini dibuat dengan proses sebagai berikut:RuKNdigunakansebagaipedomandanrujukan,khususnyamengenaikebijakanPemerintahtentang perencanaanketenagalistrikan,kebijakanpemanfaatanenergiprimeruntukpembangkittenagalistrik, kebijakanperlindunganlingkungan,kebijakantingkatcadangan(reservemargin),asumsipertumbuhan ekonomi dan prakiraan kebutuhan tenaga listrik.PLN Kantor Pusat menetapkan kebijakan dan asumsi dasar sebagai penjabaran dari RuKN dan kebijakan Pemerintah lainnya.Dilakukan evaluasi terhadap asumsi dasar tersebut dan realisasinya dalam RuPTL perioda sebelumnya dalam Pra-Forum Perencanaan.Dengan menggunakan asumsi-asumsi dasar dari Pemerintah seperti kondisi pertumbuhan ekonomi makro danelastisitaspertumbuhanlistrikdariPLNPusat,selanjutnyadisusunprakiraanbeban(demandfore-cast), rencana pembangkitan, rencana transmisi & gardu induk (GI), rencana distribusi dan rencana dae-rah yang isolated. Penyusunan ini dilakukan oleh unit-unit Bisnis dan PLN Pusat sesuai tanggung-jawab Pusat sesuai tanggung-jawab masing-masing. demand forecast, perencanaan gardu induk dan perencanaan distribusi dibuat oleh PLN Distribusi/Wilayah,perencanaantransmisiolehPLN PenyalurandanPusatPengaturBeban(P3B)dan PLN Wilayah yang mempunyai transmisi, serta rencana pembangkitan pada sistem-sistem besar dilaku-kan oleh PLN Pusat.Forum Perencanaan yang didahului dengan Pra - Forum Perencanaan dilaksanakan minimal 1 kali dalam setahun, dimaksudkan untuk mem-erifkasi dan menyepakati produk perencanaan pengembangan sis- erifkasi dan menyepakati produk perencanaan pengembangan sis-tem kelistrikan yang dihasilkan oleh unit-unit Bisnis PLN.Penggabungan produk perencanaan sistemdari masing-masing unit Bisnis PLN dan pengesahannya dila- produk perencanaan sistem dari masing-masing unit Bisnis PLN dan pengesahannya dila-kukan oleh PLN Pusat, dan RuPTL ini selanjutnya akan menjadi acuan pembuatan Rencana Kerja dan Anggaran Perusahaan (RKAP) tahunan.6Bab 1 PendahuluanRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Proses penyusunan RuPTL ditunjukkan padaGambar1.1.GAMBAR1.1PRosEsPEnyUsUnAnRUPTLPadaPra - ForumPerencanaan,unit-unitBisnisPLNmelakukanevaluasiterhadaprealisasiperencanaan perencanaan periodasebelumnya,danmembahassertamenyepakatiasumsi-asumsidasar.Selanjutnyaunit-unitBisnis PLN (Wilayah /Distribusi/ Kitlur/P3B) melakukan simulasi dan analisa perencanaan masing-masing yang harus diselesaikan dalam waktu dua bulan.hasil awal perencanaan unit-unit Bisnis PLN kemudian dibahas dalam Forum Perencanaan. Forum ini mem-bahas ulang optimasi regional agar didapat hasil perencanaan yang optimal secara korporasi. Sesudah Forum Perencanaan selesai, unit-unit PLN melakukan penajaman rencana pengembangan sistem, dan menyusun dokumen rencana pengembangan sistem unit Bisnis. Bersamaan dengan itu PLN Pusat melakukan konsoli-dasi rencana-rencana pengembangan sistem yang disusun oleh unit-unit Bisnis PLN, dan menyusun RuPTL Perusahaan. Pembagian tanggung jawab penyusunan RuPTL ditunjukkan pada Tabel1.1.TABEL1.1PEMBAGIAnTAnGGUnGJAwABPEnyUsUnAnRUPTLKegiatan Pokok P3B Kitlur Wilayah Kit Distr Pusatkebijakan umumdan asumsi + + + + + xDemand forecasting x x operencanaan pembangkitan x x, # x * # o, x**perencanaan transmisi x x x operencanaan distribusi x x operencanaan gi x x x x operencanaan pembangkitan Isolated x openggabungan xKeterangan : X Pelaksana; O Parenting; + Pengguna; # Pemberi data,*Wilayah yang belum ada P3B/Kitlur; **untuk Sistem BesarKeterangan : X Pelaksana; O Parenting; + Pengguna; # Pemberi data,*Wilayah yang belum ada P3B/Kitlur; **untuk Sistem BesarHalaman 6RUPTL 2009 - 2018FORUMPERENCANAAN JAWA-BALI PRA FORUM FORUM PERENCANAAN LUAR JAWA-BALI RUPTL PUSAT RUKNASUMSI DASAR DAN KEBIJAKAN 71.6RUANG LNGKUP DAN WLAYAH U8AHA LNGKUP DAN WLAYAH U8AHA DAN WLAYAH U8AHADalamRuPTLiniwilayahusahaPTPLN(Persero)dibagimenjadilimaregion,yaitu:Jawa-Bali,Sumatera, Kalimantan, Sulawesi, dan Nusa Tenggara-Maluku-Papua dengan ruang lingkup sebagai berikut:Sistem Jawa-BaliWilayah usaha di pulau Jawa dan Bali dilayani oleh PLN Distribusi Jawa Barat & Banten, PLN Distribusi DKI Jakarta & Tangerang, PLN Distribusi Jawa Tengah & DI yogyakarta, PLN Distribusi Jawa Timur, PLN Distribusi Bali dan PLN P3B Jawa Bali. Selain itu terdapat perusahaan-perusahaan pembangkitan, yaitu PT Indonesia Power, PT PJB dan listrik swasta (IPP). unit bisnis pembangkitan yang single plant, seperti Pembangkit Muara Tawar dan Pembangkit cilegon, tidak menyusun perencanaan sistem.Sistem SumateraPulau Sumatera dan pulau-pulau di sekitarnya seperti Riau Kepulauan, Bangka, Belitung, Nias, dilayani oleh PLN Wilayah Nanggroe Aceh Darussalam, PLN Wilayah Sumatera utara, PLN Wilayah Sumatera Barat, PLN Wilayah Riau, PLN Wilayah Sumatera Selatan-Jambi-Bengkulu, PLN Wilayah Bangka-Belitung dan PLN P3B Sumatera. Sedangkan sistem pembangkit di pulau Sumatera pada dasarnya dikelola oleh PLN Pembangkitan Sumatera Bagian utara dan PLN Pembangkitan Sumatera Bagian Selatan, kecuali beberapa pembangkit skala kecil di sistem-sistem kecil isolated yang dikelola oleh PLN Wilayah. Pulau Batam sendiri merupakan wilayah usaha anak perusahaan PLN, yaitu PT Pelayanan Listrik Nasional Batam, sehingga tidak tercakup dalam RuPTL PT PLN (Persero).Sistem KalimantanPulau Kalimantan yang terdiri dari empat provinsi dilayani oleh PLN Wilayah Kalimantan Barat, PLN Wilayah KalimantanSelatan&Tengah,danPLNWilayahKalimantanTimur.Sementara pulau Tarakan merupakan SementarapulauTarakanmerupakan wilayah usaha anak perusahaan PLN, yaitu PT Pelayanan Listrik Nasional Tarakan, sehingga tidak tercakup dalam RuPTL PT PLN (Persero).Sistem SulawesiWilayahusahadipulauSulawesidilayaniolehPLNWilayahSulawesiutara-Tengah-GorontalodanPLN Wilayah Sulawesi Selatan-Tenggara-Barat.Sistem Nusa TenggaraPelayanan kelistrikan di kepulauan Nusa Tenggara dilaksanakan oleh PLN Wilayah Nusa Tenggara Barat dan PLN Wilayah Nusa Tenggara Timur.8Bab 1 PendahuluanRencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab2 keBiJakan uMuM pengeMBangan saRanaSistem Maluku dan PapuaWilayah usaha di provinsi Maluku dan Maluku utara serta provinsi Papua dilayani oleh PLN Wilayah Maluku & Maluku utara, dan PLN Wilayah Papua.Peta wilayah usaha PT PLN (Persero) diperlihatkan pada Gambar1.2. GAMBAR1.2PETAwILAyAhUsAhAPTPLn(PERsERo)1.788TEMATKA DKUMEN RUPTLDokumen RuPTL ini disusun dengan sistematika sebagai berikut. Bab I menjelaskan latar belakang, landasan hukum, visi dan misi perusahaan, tujuan dan sasaran, dan sistematika dokumen. Bab II menjelaskan kebijakan umum pengembangan sarana yang meliputi kebijakan-kebijakan pengembangan sistem. Bab III menjelaskan pengembangan sarana yang meliputi kebijakan-kebijakan pengembangan sistem. Bab III menjelaskan sarana yang meliputi kebijakan-kebijakan pengembangan sistem. Bab III menjelaskan kondisi kelistrikan saat ini. Bab IV menjelaskan rencana penyediaan tenaga listrik, meliputi kriteria perenca-naan,asumsidasar,prakiraankebutuhanlistrik(demandforecast)danrencanapengembanganpembang-kit, transmisi dan distribusi, serta neraca energi dan kebutuhan bahan bakar. Bab V menjelaskan kebutuhan investasi.BabVImenjelaskanketersediaanenergiprimer.BabVIImenjelaskananalisisrisikodanlangkah mitigasinya. Bab VIII memberikan kesimpulan.Selanjutnya rencana pengembangan sistem yang rinci diberikan dalam dua bagian utama, yaitu Rencana rencanapengembangansistemyangrincidiberikandalamduabagianutama,yaituRencana PengembanganSistemJawaBalipadaLampiranA,danRencanaPengembanganSistemLuarJawaBali pada LampiranB. Bab2 keBiJakan uMuM pengeMBangan saRana2.1KEBIJAKAN PERTuMBuhAN PENJuALAN DAN BEBAN2.2KEBIJAKAN PENGEMBANGAN KAPASITAS PEMBANGKIT2.3KEBIJAKANPENGEMBANGAN TRANSMISI2.4KEBIJAKAN PENGEMBANGAN DISTRIBuSI10Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Pengembangan sarana kelistrikan dalam RuPTL 2009-2018 ini dibuat dengan memperhatikan kebijakan pe- kebijakan pe- pe-rusahaan dalam merencanakan pertumbuhan penjualan, pengembangan pembangkit, transmisi dan distribusi. Bab II ini menjelaskan kebijakan dimaksud.2.1 KEBJAKAN PERTUMBUHAN PENJUALAN DAN BEBANPada tahun-tahun dimana kemampuan PLN dalam menyediakan listrik masih terbatas, pertumbuhan penjualan yang dapat dilayani dibatasi oleh sarana penyediaan tenaga listrik yang ada. untuk tahun 2008 dan 2009, diper- tenaga listrik yang ada. untuk tahun 2008 dan 2009, diper- listrik yang ada. untuk tahun 2008 dan 2009, diper-kirakan kemampuan penyediaan tenaga listrik masih terbatas, karena proyek-proyek percepatan pembangkit batubarasesuaiPeraturanPresidenNo.71Tahun2006belumseluruhnyaselesai.Pertumbuhanpenjualan listriksecaranasionaldiperkirakanhanyasekitar6.5%padatahun2008dan7.6%padatahun2009.Sejalan dengan akan selesainya proyek-proyek PLTu batubara tersebut mulai tahun 2009 dan beberapa pem- dengan akan selesainya proyek-proyek PLTu batubara tersebut mulai tahun 2009 dan beberapa pem- akan selesainya proyek-proyek PLTu batubara tersebut mulai tahun 2009 dan beberapa pem-bangkitlistrikswasta,pertumbuhanpenjualanlistrikdiperkirakanakannaiksignifkanmulaitahun2009/2010,antara lain untuk memenuhi permintaan sambungan yang tertunda (suppressed demand).RUPTL ini juga disusun untuk meningkatkan rasio elektrifkasi dengan menyambung konsumen residensialdalam jumlah yang cukup tinggi setiap tahun.Kebijakan lain yang dianut dalam RuPTL 2009-2018 ini adalah belum memperhitungkan dampak program de-mand side management (DSM) dan program energy effciency dalam membuat prakiraan demand hingga lima tahunkedepan.untuklimatahunberikutnyakeduaprogramtersebutdiperkirakanmulaimemberidampak pada kebutuhan tenaga listrik, dalam bentuk penurunan nilai elastisitas1. Kebijakan ini diambil untuk mempe-roleh perencanaan pembangkitan yang lebih aman, disamping karena implementasi kedua program tersebut memerlukan waktu yang cukup lama untuk menjadi efektif. 1Elastisitas akan dijelaskan lebih lanjut pada butir 4.2.2. Elastisitas akan dijelaskan lebih lanjut pada butir 4.2.2.Bab 2 Kebijakan Umum Pengembangan 8arana112.2KEBJAKAN PENGEMBANGAN KAPA8TA8 PEMBANGKT Pengembangankapasitaspembangkittenagalistrikdiarahkanuntukmemenuhipertumbuhanbebanyang direncanakan, dan pada beberapa wilayah tertentu diutamakan untuk menyelesaikan krisis penyediaan tenaga listrik.Pengembangankapasitaspembangkitjugadimaksudkanuntukmeningkatkanreservemarginyang diinginkan, dengan mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat, termasuk energi terbarukan. Pengembangan kapasitas pembangkit tenaga listrik dilakukan secara optimal dengan prinsip biaya penyedi-aan listrik terendah (least cost), dengan tetap memenuhi tingkat keandalan yang diinginkan. Biaya penyediaan terendah dicapai dengan meminimalkan net present value semua biaya penyediaan listrik, yaitubiaya kapital/investasi, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan, dan biaya energy not served2. Tingkat keandal-an sistem pembangkitan diukur dengan kriteria Loss of Load Probability (LOLP) dan daya cadangan (reserve margin)3. Pembangkit sewa dan excess power tidak diperhitungkan dalam membuat rencana pengembangan kapasitas.Namundemikian,sejalandengankebijakanPemerintahuntuklebihbanyakmengembangkandanmeman-faatkan energi terbarukan, pada wilayah-wilayah yang mempunyai potensi energi terbarukan, utamanya panas bumi dan hidro, kriteria least cost tidak sepenuhnya diterapkan. Pada wilayah tersebut beberapa proyek panas bumi dan hidro direncanakan untuk dibangun dalam RuPTL ini walaupun biaya pengembangannya lebih tinggi daripada pembangkit termal konvensional. Implementasi proyek-proyek pembangkitan yang direncanakan dalam RuPTL ini disesuaikan dengan kemam-puan pendanaan PLN. Mengingat besarnya beban pinjaman yang telah ditanggung PLN berkenaan dengan pembangunan proyek-proyek percepatan pembangkit batubara PerPres 71/2006, maka untuk beberapa tahun ke depan PLN tidak dapat sepenuhnya mendanai proyek-proyek pembangkit baru. Dengan demikian Peme-rintah diharapkan dapat berperan dalam pendanaan sebagian dari proyek-proyek pembangkit baru, dan seba-gian lagi akan dilakukan oleh listrik swasta sebagai independent power producer (IPP).RuPTL ini mengasumsikan tidak ada kendala pasokan gas untuk pembangkit eksisting dan pembangkit baru mulai tahun 2012, khususnya untuk sistem Jawa Bali, sedangkan untuk luar Jawa Bali pembangkit gas hanya direncanakanjikaadakepastianpasokangas.KonsekuensidariasumsiiniadalahPLNdengandukungan Pemerintah akan berupaya maksimal untuk memperoleh pasokan gas sebanyak volume yang dibutuhkan. Dalam hal pasokan gas tidak diperoleh atau harga gas sangat tinggi, maka pembangkit pemikul beban menen-gah seperti PLTGu menjadi tidak dapat dikembangkan. Konsekuensinya sebagian pembangkit beban dasar, 2 Biaya energy not served adalah nilai penalti yang dikenakan pada objectivefunction untuk setiap kWh yang tidak dapat dinikmati kon-sumen akibat padam listrik3 LOLP dan reserve margin akan dijelaskan pada Bab IV12Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018yaitu PLTu batubara, akan juga dioperasikan sebagai pemikul beban menengah dengan capacity factor yang relatif rendah. Pengembangan PLTu batubara skala kecil merupakan alternatif untuk menggantikan pembangkit listrik yang menggunakan bahan bakar minyak pada sistem skala kecil untuk menekan biaya operasi sistem. Pengembang-an PLTu batubara skala kecil ini juga diarahkan untuk menggantikan peranan sebagian PLTD di luar Jawa. PLTu tersebut dapat dikembangkan baik oleh PLN maupun swasta.untuk sistem Jawa-Bali, dalam RuPTL ini PLN akan mulai menggunakan PLTu batubara dengan kapasitas unit 1.000 MW dengan teknologi supercritical boiler untukmemperolehefsiensidantingkatemisiyanglebihbaik,termasukuntukproyekIPP.Penggunaanukuranunitsebesarinijugadidorongolehsemakinsulitnya memperolehlahanuntukmembangunpusatpembangkitskalabesardipulauJawa.Pertimbanganlainnya adalah pada tahun 2012 diperkirakan beban puncak sistem Jawa Bali telah mencapai lebih dari 25 GW. Secara umum pemilihan lokasi pembangkit harus diupayakan memenuhi prinsip regional balance. regional balance adalah situasi dimana kebutuhan listrik suatu region dipenuhi sebagian besar oleh pembangkit yang beradadiregiontersebutdantidakbanyaktergantungpadapasokandayadariregionlainmelaluisaluran transmisi interkoneksi. Dengan prinsip ini, kebutuhan transmisi akan minimal.Namun demikian kebijakan regional balance ini tidak membatasi PLN dalam mengembangkan pembangkit di lokasi yang jauh dan mengirim energinya ke pusat beban melalui transmisi, sepanjang hal tersebut layak se-cara teknis dan ekonomis. hal ini tercermin dari adanya rencana untuk mengembangkan PLTu mulut tambang skala besar di Sumatera Selatan dan menyalurkan sebagian besar listriknya ke pulau Jawa melalui transmisi arus searah tegangan tinggi (high voltage direct current transmission/hVDc).2.3KEBJAKANPENGEMBANGAN TRAN8M8 TRAN8M8Pengembangan saluran transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya keseimbangan antara kapa-sitaspembangkitandisisihuludanpermintaandayapadadistribusidisisihilirsecaraefsiendengankriteriakeandalan tertentu. Disamping itu pengembangan saluran transmisi juga dimaksudkan sebagai usaha untuk mengatasi bottleneckpenyaluran,perbaikanteganganpelayanandanfeksibilitasoperasi.Penentuan lokasi GI dilakukan atas pertimbangan keekonomian biaya pembangunan fasilitas sistem transmisi tegangan tinggi, biaya pembebasan tanah, biaya pembangunan fasilitas sistem distribusi tegangan menengah dan harus disepakati bersama antara unit pengelola sistem distribusi dan unit pengelola sistem transmisi.Bab 2 Kebijakan Umum Pengembangan 8arana13Pemilihanteknologisepertijenismenaratransmisi,penggunaantiang,jenissaluran(saluranudara,kabel bawah tanah) dan perlengkapan (pemutus, pengukuran dan proteksi) dilakukan oleh manajemen unit melalui analisis dan pertimbangan keekonomian jangka panjang, dan pencapaian tingkat mutu pelayanan yang lebih baik, dengan tetap memenuhi standar SNI, SPLN atau standar internasional yang berlaku.Pembangunan gardu induk baru (500 kV, 275 kV, 150 kV dan 70 kV), diarahkan kepadakonsep operasi tanpa adanya operator 24 jam (GITO).2.4KEBJAKAN PENGEMBANGAN D8TRBU8Fokus pengembangan dan investasi sistem distribusi secara umum diarahkan pada 4 hal, yaitu : perbaikan teganganpelayanan,perbaikanSAIDIdanSAIFI,penurunansusutteknisjaringandanrehabilitasijaringan yang tua.Kegiatan berikutnya adalah investasi perluasan jaringan untuk melayani pertumbuhan dan perbaik-an sarana pelayanan.Pemilihanteknologisepertijenistiang(beton,besiataukayu),jenissaluran(saluranudara,kabelbawah tanah), sistem jaringan (radial, loop atau spindle), perlengkapan (menggunakan recloser atau tidak), termasuk penggunaan tegangan 70 kV sebagai saluran distribusi ke pelanggan besar, ditentukan oleh manajemen unit melalui analisis dan pertimbangan keekonomian jangka panjang dan pencapaian tingkat mutu pelayanan yang lebih baik, dengan tetap memenuhi standard SNI atau SPLN yang berlaku.14Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab3 kondisi saRana kelistRikan saat ini15Bab3 kondisi saRana kelistRikan saat ini3.1PENJuALAN TENAGA LISTRIK3.2KONDISI SISTEM PEMBANGKITAN3.3KONDISI SISTEM TRANSMISI3.4KONDISI SISTEM DISTRIBuSI3.5MASALAh-MASALAh yANG MENDESAK16Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-20183.1PENJUALAN TENAGA L8TRKSebelum krisis ekonomi tahun 1997/8 penjualan tenaga listrik PLN dalam beberapa tahun mengalami pertum-buhanyangcukuptinggi,yaitutumbuhdiatas10%pertahun.Namunsetelahkrisisekonomi,perkembanganpenjualan tenaga listrik mengalami pertumbuhan yang relatif rendah seperti terlihat pada Tabel3.1. TABEL3.1PEnJUALAnTEnAGALIsTRIKPLn(Twh)Wilayah2003 2004 2005 2006 2007 Rata-rata indonesia90,54100,10107,03112,61121,25 Growth (%)3,8610,566,935,217,677,57 Jawa - Bali72,1979,9685,3989,0495,62 Growth (%)3,1910,776,794,287,397,28 sumatera11,2212,3413,2814,5915,80 Growth (%)6,559,989,869,888,308,92 kalimantan3,113,373,603,804,09 Growth (%)6,878,365,565,627,497,12 sulawesi2,843,113,313,573,93 Growth (%)5,409,356,657,6410,208,45 iBt1,181,311,451,611,81 Growth (%) 9,5411,5110,5710,8112,2711,29 RealisasipenjualantenagalistrikPLNpadatahun2007adalah 121.25 TWh atau tumbuh 7,7% terhadap tahun adalah121.25TWhatautumbuh7,7%terhadaptahunsebelumnya. Jika dibandingkan dengan prakiraan 2007 pada RuPTL 2006 2015 yaitu sebesar 122,9 TWh, makahanyaterdapatperbedaan1,4%terhadaprealisasi2007.Realisasipenjualantenagalistrikselamatujuhtahunterakhirmengalamipertumbuhanrelatifrendah,yaitu 6,3%/tahun,haliniterjadikarena:Adanya perubahan pola baca meter pada tahun 2002 dan 2003Pada periode 2001 2004 penambahan kapasitas pembangkit relatif kecil sehingga penjualan dibatasiDiterapkannya program Daya Max Plus (DMP), tarif multiguna dan program demand side management (DSM), partisipasi pembiayaan penyambungan.Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni17DariTabel 3.1dapatdilihatbahwapenjualantenagalistrikPLNselamaperiode20032007mengalami peningkatan dari 90,54 TWh pada tahun 2003 menjadi 121,25 TWh pada tahun 2007, atau tumbuh rata-rata 7,6%pertahun.SedangkanpenjualandiwilayahJawa-Balipadaperiodeyangsamamengalamikenaikandari72,19TWhmenjadi95,62TWh,atautumbuhrata-rata7,3%pertahun.Penjualan tenaga listrik di Luar Jawa-Bali pada periode yang sama mengalami peningkatan, yaitu dari 11,22 TWhmenjadi15,80TWhatautumbuhrata-rata8,9%pertahununtukSumatra,dari3,11TWhmenjadi4,09TWhatautumbuhrata-rata7,1%pertahununtukKalimantan,dari2,84TWhmenjadi3,93TWhatautumbuhrata-rata8,5%pertahununtukSulawesidandari1,18TWhmenjadi1,81TWhatautumbuhrata-rata11,3%per tahun untuk pulau-pulau lainnya.Pertumbuhan ini masih berpotensi untuk tumbuh lebih tinggi karena rasio elektrifkasisaatinibarumencapai60,9%.Penjualan tenaga listrik antara tahun 2003 2007 adalah dalam situasi pasokan yang terbatas (suppressed demand). Apabila pasokan tidak terkendala, diperkirakan pertumbuhan akan lebih tinggi.3.1.1Jumlah PelangganRealisasi jumlah pelanggan selama tahun 2003 2007 mengalami peningkatan dari 32,2 juta menjadi 37,3 juta atau bertambah rata-rata 1,28 juta tiap tahunnya. Penambahan pelanggan terbesar masih terjadi pada sektor rumah tangga, yaitu rata-rata 1,18 juta per tahun, dan diikuti sektor komersil dengan rata-rata 75 ribu pelang-gan per tahun, dan sektor publik rata-rata 30 ribu pelanggan per tahun. Tabel3.2menunjukkan perkembangan jumlah pelanggan PLN menurut sektor pelanggan dalam tujuh tahun terakhir.TABEL3.2PERKEMBAnGAnJUMLAhPELAnGGAn[JUTAUnIT]Jenis Pelanggan 2003 2004 2005 2006 2007R.tangga29.99831.09632.17533.11834.685 komersil1.3111.3821.4561.6551.611 publik0,7980,8420,8820,9310,922 industri0,0470,0470,0460,0460,047 total32.15133.36634.55935.75137.334 delta pelanggan1.1971.2151.1931.1921.583 3.1.2 RasioElektrifkasiRasio elektrifkasi didefnisikan sebagai jumlah rumah tangga yang sudah berlistrik dibagi dengan jumlahrumah tangga yang ada. Perkembangan rasio elektrifkasi secara nasional dari tahun ke tahun mengalami Perkembangan rasio elektrifkasi secara nasional dari tahun ke tahun mengalamikenaikan,yaitudari57,5%padatahun2004menjadi60,9%padatahun2007.Pada periode tersebut kenaikan rasio elektrifkasi pada wilayah-wilayah Jawa-Bali, Sumatera, Kalimantan,Sulawesidanpulaulainnyamasing-masingmeningkatdari62,3%menjadi66,3%,dari54,9%menjadi56,8%,18Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018dari53,1%menjadi54,5%,dari51,6%menjadi53,6%dandari30,1%menjadi30,6%.PadaTabel3.3 diper-lihatkanperkembanganrasioelektrifkasidisetiapwilayahIndonesia.TABEL3.3PERKEMBAnGAnRAsIoELEKTRIFIKAsI(%)Wilayah2004 2005 2006 2007 indonesia57,5 58,3 59,0 60,9 Jawa-Bali62,3 63,1 63,9 66,3 sumatra54,9 55,8 57,2 56,8 kalimantan53,1 54,5 54,7 54,5 sulawesi51,6 53,0 53,2 53,6 iBt30,1 30,1 30,6 30,63.1.3Pertumbuhan Beban PuncakPertumbuhan beban puncak sistem Jawa Bali dalam 5 tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 3.4. Dari tabel beban puncak sistem Jawa Bali dalam 5 tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 3.4. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa beban puncak tumbuh relati rendah, yaitu rata-rata 5,1%, dengan dapat dilihat bahwa beban puncak tumbuh relati rendah, yaitu rata-rata 5,1%, denganloadfactor yangterusmeningkat,halinidicerminkanjugaolehpertumbuhanenergiyangrelatitinggi,yaiturata-rata6,5%(lihat tabel 3.1). Perbaikan load factor terjadi karena adanya kebijakan pembatasan penggunaan daya pada saatbebanpuncakpadakonsumenbesardanpenerapantarifmultigunauntukmengendalikanpelanggan baru. TABEL3.4PERTUMBUhAnBEBAnPUncAKsIsTEMJAwABALI20032007DeskripsiSatuan 2003 2004 2005 2006 2007kapasitas MW18.67619.46619.46622.12622.236 daya Mampu MW15.02515.74115.74118.00218.052 Beban puncak MW14.17814.92015.35215.95416.840 %5,35,25,73,95,6 Faktor Beban %7273757576 Dalamkurunwaktulimatahunterakhir,sistemkelistrikandiluarJawa-Balimengalamipertumbuhanbeban puncak rata-rata 10,0% dengan pertumbuhan tertinggi terjadi di Sumatera yaitu 11,3%. Sedangkan sistem Sumatera yaitu 11,3%. Sedangkan sistem yaitu 11,3%. Sedangkan sistemKalimantanhanyatumbuhrata-rata6%,karenapertumbuhanbebanmasihterkendalaolehketerbatasanpa-sokan dari pembangkit yang ada. Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni193.2KND8 88TEM PEMBANGKTANPada tahun 2007 kapasitas terpasang pembangkit PT PLN (Persero) di sistem Jawa-Bali adalah 22.236 MW, tahun 2007 kapasitas terpasang pembangkit PT PLN (Persero) di sistem Jawa-Bali adalah 22.236 MW, di Sumatera sebesar 4.300 MW dan di sistem lainnya jumlahnya sebesar 2.669 MW.Sistem Jawa BaliSelama tahun 2007 dan semester 1 tahun 2008, realisasi penambahan pembangkit di sistem Jawa Bali hanya sedikit, yaitu PLTP Darajat 110 MW dan PLTP Kamojang 60 MW.Dengan sedikitnya tambahan pembangkit baru di sistem Jawa Bali, dan terus meningkatnya beban puncak, maka reserve marginpadatahun2008diperkirakanmenurunhingga27%.Ditambahlagidenganbeberapapermasalahan operasional seperti pasokan BBM dan batubara yang sering tersendat, pasokan gas yang menu-run,deratingdankerusakanpembangkit,makakondisitersebutmengakibatkanpadaperiodewaktubeban puncak (WBP) di sistem Jawa Bali beberapa waktu yang lalu mengalami kekurangan daya dan energi. untuk untuk mempertahankan keseimbangan pasokan dan kebutuhan listrik terpaksa dilakukan pemadaman.Rinciankapasitas pembangkit sistem Jawa-Bali berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya dapat kapasitas pembangkit sistem Jawa-Bali berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya dapat pembangkitsistemJawa-Baliberdasarkanjenispembangkitdanpengelolaannyadapat dilihat pada Tabel3.5.TABEL3.5KAPAsITAsTERPAsAnGPEMBAnGKITsIsTEMJAwA-BALITAhUn2007No. Jenis Pembangkit IP PJB PLN IPPJumlahMW % 1plta 1.103 1.283 150 2.536 11,42pltu Batubara3.400 800 1.320 3.050 8.570 38,5 BBg/BBM1.000 1.000 4,5 BBM500 300 800 3,63pltgu BBg/BBM1.180 2.087 740 4.007 18 BBM1.496 640 2.136 9,64pltg BBg/BBM40 62 150 252 1,1 BBM806 320 858 1.984 8,95pltd76 76 0,36pltp360 515 875 3,9 Jumlah8.961 6.492 2.918 3.865 22.236 100,020Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Sistem Luar Jawa BaliKapasitas terpasang pembangkit milik PLN yang tersebar di sistem Luar Jawa-Bali pada saat ini adalah 6.969 MW dengan perincian ditunjukkan pada Tabel3.6. Dengan daya terpasang sebesar itu, daya mampu pem-bangkithanyasekitar5.575MWatau80%darikapasitasterpasang.HalinidisebabkanolehkarenasistempembangkitantersebutmasihdidominasiolehPLTDsebesar2.602MW(sekitar37%),dansekitar1.600MWPLTD tersebut telah berusia lebih dari 10 tahun.Kapasitas pembangkit tersebut sudah termasuk IPP dengan kapasitas 576 MW.Beban puncak sistem kelistrikan Luar Jawa-Bali, diperkirakan akan mencapai sekitar 5.526 MW pada tahun 2008. Jika beban puncak dibandingkan dengan daya mampu pembangkit pada saat ini dengan mempertim-bangkancadangansebesar30%,makadiperkirakanakanterjadikekurangansekitar1.600MW.TABEL3.6KAPAsITAsTERPAsAnGPEMBAnGKITLUARJAwA-BALI(Mw)TAhUn2007PulauPLN Unit IPP PLTA PLTD PLTG PLTGU PLTM PLTP PLTU Jumlah sumatra nad142 2 144 sumut 0 sumbar42 1 43 Riau161 161 s2JB78 2 80 lampung 7 7 Babel95 95 kitsumut10 245 87 166 818 8 260 1.594 kitsumsel351 605 220 315 685 2.176 kalimantan kalbar250 34 284 kalselteng30 218 21 130 399 kaltim20 237 66 0 323 ntB ntB147 1 148 nttntt151 1 152 sulawesi sulselra195 126 199 123 23 25 691 suluttenggo46 241 15 40 342 Maluku Maluku146 146 papua papua181 3 184Jumlah 576 1.052 2.602 659 884 56 40 1.100 6.969untuk menanggulangi kekurangan pembangkit tersebut, hampir seluruh unit usaha PLN telah melakukan sewa pembangkit dari pihak swasta atau memperoleh bantuan dari Pemerintah Daerah setempat. Sewa pembang-kit oleh PLN Wilayah di luar Jawa bali akan mencapai hampir 1.100 MW pada tahun 2008 dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel3.7.Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni21TABEL3.7DAFTARsEwAPEMBAnGKITDILUARJAwA(Mw)No. PLN Wilayah 2007 20081 Babel 23.523,5 2 kalbar 53,089,0 3 kalselteng 34,668,8 4 kaltim 80,5126,5 5 kitsumbagsel 88,088,0 6 kitsumbagut 60,0185,0 7 Maluku 12,512,5 8 nad 8,011,0 9 ntB 32,063,0 10 ntt 13,016,0 11 papua 32,444,2 12 Riau 56,4102,7 13 s2JB 3,63,6 14 sulselra 26,0125,0 15 suluttenggo 42,5111,1 16 sumbar 3,03,0 Jumlah 569,01.072.9 3.3KND8 88TEM TRAN8M8Perkembangan kapasitas trafo GI dan sarana penyaluran sistem Jawa Bali untuk 5 tahun terakhir ditunjukkan kapasitas trafo GI dan sarana penyaluran sistem Jawa Bali untuk 5 tahun terakhir ditunjukkan pada Tabel3.8dan Tabel3.9.TABEL3.8.PERKEMBAnGAnKAPAsITAsTRAFoGIsIsTEMJAwA-BALI(x1000)Level TeganganUnit 2003 2004 2005 2006 2007 150/20MVa 23,0923,8324,47 25,3025,79 70/20MVa 2,932,9927,912,882,88 JumlahMVa 26,0226,8127,2628,1728,17 B.puncakMW 14,1814,9215,3515,9516,84 TABEL3.9PERKEMBAnGAnsALURAnTRAnsMIsIsIsTEMJAwABALILevel TeganganUnit (x1.000) 2003 2004 2005 2006 2007 500 kVkms 3,533,583,584,924,97 150 kVkms 11,0611,2311,2711,3111,33 70 kVkms 3,763,773,663,403,40 Dari Tabel3.9 dapat dilihat bahwa panjang saluran transmisi 70 kV terus berkurang karena ditingkatkan (uprated) menjadi 150 kV guna meningkatkan kapasitas, keandalan dan perbaikan kualitas pelayanan ke konsumen.22Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Keseimbangan kapasitas pembangkit dengan kapasitas trafo interbus (IBT) dan trafo GI per sistem tegangan 500 kV, 150 kV dan 70 kV dalam kurun waktu 5 tahun terakhir diperlihatkan oleh Tabel3.10.TABEL3.10KAPAsITAsPEMBAnGKITDAnTRAFoInTERBUs(IBT)Level TeganganSatuan(x1.000) 2002 2003 2004 2005 2006 2007 kit.sistem 500 kVMW 10,7910,7911,6511,6512,9712,97 trf. 500/150 kVMVa 14,5015,5015,5015,5017,0017,00 kit. sistem 150 kVMW 7,107,527,527,558,898,70 trf. 150/70 kVMVa 3,593,443,403,583,583,61 kit. sistem 70 kVMW 293,00293,00293,00267,00267,00267,00 trf. 150/20 kVMVa 22,4623,0923,8324,4725,3025,79 trf. 70/20 kVMVa 2,932,932,992,792,882,93 Sistem penyaluran dan distribusi di luar Jawa-Bali dalam kurun waktu 5 tahun terakhir menunjukkan perkem-banganyangcukupberartiterutamadisistemSumatera,Kalimantan,danSulawesidenganselesainyabe-berapa proyek transmisi. Sedangkan sistem lainnya, yaitu Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua belum memiliki Sedangkan sistem lainnya, yaitu Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua belum memiliki sistem lainnya, yaitu Nusa Tenggara, Maluku, dan Papua belum memiliki saluran transmisi. Pembangunan gardu induk meningkat 3,3% per tahun dimana kapasitas terpasang I pada tahun 2003 sekitar garduindukmeningkat3,3%pertahundimanakapasitasterpasangIpadatahun2003sekitar6.946 MVA meningkat menjadi 7.916 MVA pada tahun 2007.PadaTabel3.11 diperlihatkan perkembangan gardu induk di sistem luar Jawa-Bali selama 5 tahun terakhir. diperlihatkan perkembangan gardu induk di sistem luar Jawa-Bali selama 5 tahun terakhir. perkembangan gardu induk di sistem luar Jawa-Bali selama 5 tahun terakhir.TABEL3.11PERKEMBAnGAnKAPAsITAsTRAFo(MVA)sIsTEMLUARJAwA-BALIRegion 2003 2004 2005 2006 2007 sumatera 275/150 kV80 80 80 160 160 150/20 kV4.440 5.101 4.390 4.419 4.474 70/20 kV295 360 355 360 360 kalimantan 150/20 kV824 884 934 1.094 1.174 70/20 kV157 157 157 157 157 sulawesi 150/20 kV664 723 813 923 1.045 70/20 kV486 486 490 532 546 luar Jawa 275/150 kV80 80 80 160 160 150/20 kV5.928 6.708 6.137 6.436 6.693 70/20 kV938 1.003 1.002 1.049 1.063 Total6.946 7.791 7.219 7.645 7.916Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni23TABEL3.12PERKEMBAnGAnsALURAnTRAnsMIsI(KMs)sIsTEMLUARJAwA-BALIRegion 2003 2004 2005 2006 2007 sumatera 275 kV781 150 kV4.361 4.361 4.361 8.521 7.739 70 kV310 310 310 310 334 kalimantan 150 kV1.054 1.120 1.120 1.264 1.305 70 kV123 123 123 123 123 sulawesi 150 kV1.044 1.044 1.044 1.769 1.839 70 kV420 420 420 505 505 luar Jawa 275 kV0 0 0 0 781 150 kV6.459 6.525 6.525 11.554 10.884 70 kV853 853 853 938 962Total7.312 7.378 7.378 12.492 12.627Tabel3.12menunjukkan bahwa pembangunan sarana transmisi meningkat 14,63% per tahun dimana panjang menunjukkan bahwa pembangunan sarana transmisi meningkat 14,63% per tahun dimana panjang bahwapembangunansaranatransmisimeningkat14,63%pertahundimanapanjangsaluran transmisi pada tahun 2003 sekitar 7.312 kms meningkat menjadi 12.627 kms pada tahun 2007.3.4KND8 88TEM D8TRBU8 3.4.1Susut Jaringan dan Faktor BebanRealisasirugijaringanPLN mulai tahun 2003 cenderung menurun ke tingkat 11,5% sejalan dengan usaha- PLN mulai tahun 2003 cenderung menurun ke tingkat 11,5% sejalan dengan usaha- mulaitahun2003cenderungmenurunketingkat11,5%sejalandenganusaha-usaha menekan susut jaringan (lihat tabel3.13). Sedangkan load factor tahunan dari tahun 2003 hingga 2005 mengalami perbaikan, namun menurun kembali pada tahun 2006 dan 2007.Load factor dan rugi-rugi jaringan dalam enam tahun terakhir seperti pada Tabel3.13.TABEL3.13RUGIJARInGAnDAnLoad Factor[%]2003 2004 2005 2006 2007 Faktor Beban 71.88 72,64 75,48 72.5 72.5 susut 16,88 11,29 11,54 11.5 11.53.4.2Keandalan PasokanRealisasi keandalan pasokan listrik kepada konsumen yang diukur dengan faktor SAIDI dan SAIFI4 jaringan PLN pada lima tahun terakhir menunjukkan perbaikan. Indeks SAIDI membaik dari 17,48 jam/pelanggan/tahun dari 17,48 jam/pelanggan/tahun 17,48 jam/pelanggan/tahun 4 SAIDI adalah system average interruption duration index, SAIFI adalah system average interruption frequency index24Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018pada tahun 2001 menjadi 15,77 jam pada tahun 2005 namun pada tahun 2006 memburuk lagi. Sedangkan SAIFI juga membaik dari 18,24 kali/pelanggan/tahun menjadi 13,85 kali. Selengkapnya SAIDI dan SAIFI lima tahun terakhir pada Tabel3.14.TABEL3.14sAIDIDAnsAIFIPLn2003 2004 2005 2006 2007 saidi 10,909,43 15,77 27,01 28,94 saiFi 12,51 11,78 12,68 13,85 12,77Sumber: Statistik PLN3.5MA8ALAHMA8ALAH YANG MENDE8AK3.5.1Daerah KrisisAda beberapa daerah atau sistem kelistrikan di luar Jawa-Bali, baik pada sistem besar maupun sistem daerah atau sistem kelistrikan di luar Jawa-Bali, baik pada sistem besar maupun sistem atau sistem kelistrikan di luar Jawa-Bali, baik pada sistem besar maupun sistem iso-lated,yangpadaakhirtahun2008mengalamikrisis.DefnisikrisisyangdigunakandalamRUPTLiniadalahsuatu kondisi sistem dimana kemampuan pasokan dari pembangkit PLN dan IPP tidak dapat memenuhi kebu-tuhanbebanpuncak.Haliniditandaiolehadanyapembangkitsewa,defsitdaya,danload curtailment. Sistem kelistrikan besar/menengahyang mengalami kondisi krisis tersebut yaitu:Sistem Sumatera Bagian utaraSistem Sumatera Bagian SelatanSistem Barito, KalseltengSistem Pontianak, KalbarSistem Mahakam, KaltimSistem SulselraSistem Pangkalanbun, KalseltengSistem GorontaloSistem Sumbawa, NTBSistem Jayapura, PapuaSedangkan sistem isolated yang mengalami kondisi krisis antara lain:Sistem Takengon,sistem Subulussalam (NAD)Sistem Siak Sri Indrapura, sistem Pasir Pangaraian, sistem Tembilahan, sistem Teluk Kuantan dan Sistem Natuna/Ranai (Riau & Kepulauan Riau)Sistem Sanggata, sistem Melak, sistem Tanah Grogot, sistem Petung, sistem Berau, sistem Tanjung Selor, dan Sistem Malianu (Kaltim)Sistem Rote Ndao (NTT)Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni25Sustem Ternate, sistem Tual, sistem Masohi, sistem Tobelo, sistem Soa-Siu, sistem Mako, sistem Subaim, dan sistem Dofa (Maluku dan Malut)Sistem Wamena (Papua) Wamena (Papua)(Papua)3.5.2Penanggulangan Daerah KrisisKondisi krisis penyediaan tenaga listrik di beberapa daerah di Indonesia pada dasarnya terjadi karena keter-lambatan penyelesaian proyek pembangkit tenaga listrik, baik proyek PLN maupun IPP. Penyebab keterlam-batan ada berbagai hal, antara lain kesulitan pendanaan dan kendala pembangunan di lapangan, sehingga proyek yang sudah dijadwalkan tidak dapat beroperasi tepat waktu.Langkah-langkah yang telah diambil Pemerintah dan PLN untuk menanggulangi daerah krisis meliputi sewa pembangkit, pembelian PLTG crashprogram, pembelian energi listrik dari pembangkit skala kecil, bermitra/kerjasama operasi pembangkit dengan Pemda setempat, pembelian excess power, percepatan pembangunan PLTu batubara PerPres 71/2006, membangun saluran transmisi interkoneksi, dan mengamankan kontinuitas pasokan energi primer.Kondisi krisis pada sistem besar/menengah ditanggulangi dengan menyewa atau membelipembangkit seper-tiPLTDMFOatauhSD,PLTG,PLTMGyangdapattersediadalamwakturelatifsingkatuntuksecepatnya mengurangi terjadinya pemadaman yang berkepanjangan. Selain itu juga dilakukan usaha membangun jaring-an 150 kV, seperti yang dilakukan di Sulawesi, yaitu menarik jartingan 150 kVdari sistem Minahasa ke sis-tem Gorontalo dan juga sistem Kalselteng ke sistem Pangkalanbun sehingga dapat saling membantu dalam mengatasi kondisi krisis.Pada sistem-sistem isolated yang mengalami kondisi krisis, PLN mengupayakan penanggulangannya dengan menyewa PLTD dan mempercepat interkoneksi dengan sistem besar. Selain itu disisi pelanggan, diupayakan penerapan Demand Side Management, dan mengendalikan jumlah pelanggan baru/tambah daya.3.5.3Masalah Mendesak Sistem Jawa Balihal hal yang mendesak untuk penyelesaiannya pada sistem Jawa-Bali meliputi antara lain :PembangunanPLTGuMuaraTawarAdds-Ondengantambahankapasitas1.200MWselesaipada 2011/2012, akan memasok wilayah Jabotabek, dan memperbaiki kualitas tegangan di GITET cawang dan GITET Bekasi yang saat ini rendah pada siang hari.Pembangunan pumped storage Upper cisokan berkapasitas 4x250 MW, direncanakan selesai tahun 2014, akan mengurangi penggunaan BBM saat puncak setelah selesainya PLTu Percepatan 10.000 MW.Mempercepat pembangunan transmisi terkait program percepatan 10.000 MW (pendanaan, ROW, dll).Penguatan pasokan Jakarta terdiri dari beberapa program : pasokan Jakarta terdiri dari beberapa program : 26Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018-Mempercepat penyelesaian penambahan interbus transformer (IBT) 500/150kV, yaitu IBT-3 cawang 1x500 MVA, IBT-3 Gandul 1x500MVA, IBT-4 cibatu, IBT-1 Muaratawar 1x500MVA dan mempercepat pembangunan IBT Balaraja 2x500MVA-Membangun GITET baru di 4 lokasi yaitu: Durikosambi (2012), Tambun (2013), Muarakarang (2014), Lengkong (2014).-Membangun ruas SuTET baru yaitu : SuTET Balaraja-Kembangan (2012), Kembangan-Durikosambi (2012), Durikosambi-Muarakarang (2014).Penguatan pasokan subsistem Bali yang terdiri dari beberapa program yaitu :-Pembangunan kabel laut 150 kV Jawa Bali sirkit 3,4 (2010).-Pembangunan Jawa Bali crossing 500 kV dari PLTu Paiton ke Kapal (2015).MengupayakanpendanaanSuTETterkaitdenganpembangkitPLTuIPPTanjungJatiBunit3&4, 2 x 660 MW, yaitu SuTET Tanjung Jati ungaran (2012), ungaran Mandirancan (2014), dan Mandiran-can cibatu(2012).MengupayakanpendanaanSuTETterkaitdenganpembangkitPLTuIPPPaitonExpansion1x800MW, yaitu SuTET Paiton Grati sirkit 3 (2012) dan mempercepat penyelesaian SuTET Grati Surabaya Se-latan (2010).3.5.4Masalah Mendesak Sistem Luar Jawa Balihal hal yang mendesak pada sistem Luar Jawa-Bali meliputi antara lain :Transmisi dan GI Transmisi 275 kV Asahan 1 Simangkok Galang dan IBT 275/150 kV di Simangkok dan Galang harus dapat beroperasi seiring dengan beroperasinya PLTA Asahan 1 pada tahun 2010.Transmisi 275 kV PLTu Pangkalan Susu Binjai dan IBT 275/150 kV di Binjai harus dapat beroperasi se-iring dengan beroperasinya PLTu Pangkalan Susu pada tahun 2010.Transmisi 150 kV Sengkang Sidrap dan Sidrap Maros Sungguminasa Baru harus dapat beroperasi seiring dengan beroperasi extension PLTG/PLTGu Sengkang pada tahun 2009.Transmisi 275 kV interkoneksi Kalbar Serawakdiperlukan pada tahun 2011, seiring rencana PLN mem-beli tenaga listrik dari PLTA Bakun di Serawak. Transmisi ini merupakan kontingensi PLTu Gambut yang kemungkinan terkendala oleh masalah lingkungan dan pendanaan.Trafo overload di sistem-sistem Luar Jawa sebanyak 42 trafopada tahun 2008,dan sebanyak 32 trafo pada tahun 2009 .Pembangunan IBT 60 MVA 150/70 kV Tomohon karena diperlukan untuk menyalurkan listrik PLTP Lahen-dong 3 pada tahun 2009.Bab 3Kondisi 8arana Kelistrikan 8aat ni27PembangkitanPembangunan PLTGu Lhokseumawe 120 MW untuk memanfaatkan gas dari Medco. hal ini dapat duwu-judkan dengan merelokasi PLTG 20 MW dari crash program PLTG Sumut sebagai tahap awal.PLTG Senipah 80 MWPLTGu Muarateweh 120 MW untuk memanfaatkan gas marginal yang sudah dialokasikan untuk PLN di Bangkanai, Kalimantan Tengah. PLTG 40 MW di Semberah, Kalimantan Timur.Penyelesaian kontrak dengan PT Palu Power.PLTP Lahendong 4.28Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab4Rencana penyediaan tenaga listRik 2009 2018Bab4Rencana penyediaan tenaga listRik 2009 20184.1KRITERIA PERENcANAAN4.2ASuMSI DALAM PRAKIRAAN KEBuTuhAN TENAGA LISTRIK4.3PRAKIRAAN KEBuTuhAN TENAGA LISTRIK 2009 - 20184.4RENcANA PENGEMBANGAN PEMBANGKIT4.5PROyEKSI NERAcA ENERGI DAN KEBuTuhAN BAhAN BAKAR4.6ANALISIS SENSITIVITAS4.7PROyEKSI EMISI cO24.8PENGEMBANGAN SISTEM PENyALuRAN DAN GARDu INDuK4.9PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBuSI30Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 20184.1KRTERA PERENCANAAN4.1.1Perencanaan PembangkitSistem InterkoneksiPerencanaansistempembangkitbertujuanuntukmendapatkankonfgurasipengembanganpembangkityangmemberikan nilai NPV total biaya penyediaan listrik termurah (least cost) dalam suatu kurun waktu periode pe-rencanaan,danmemenuhikriteriakeandalantertentu.Konfgurasi termurah diperoleh melalui proses optimasi Konfgurasitermurahdiperolehmelaluiprosesoptimasisuatu objectivefunction yang mencakup NPV dari biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeli-haraan dan biaya energy not served. Selain itu diperhitungkan juga nilai sisa (salvage value) dari pembangkit yang terpilih pada tahun akhir perioda studi. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan model dilakukan dengan menggunakan model yang disebut WASP (Wien automatic system Planning).Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability(LOLP)lebihkecildari0,274%,atauekivalendengan1hari/tahun.haliniberartikemungkinan/probabilitasterjadinyabebanpuncakmelampaui kapasitaspembangkityangtersediaadalahlebihkecildari0,274%.Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve margin tertentu yang nilainya yang nilainya tergantung pada tingkat ketersediaan (availability) setiap unit pembangkit, jumlah unit, ukuran unit, dan jenis unit5. Pada sistem Jawa Bali, kriteria LOLP 0,274% adalah setara dengan kriteria LOLP0,274% adalah setara dengan reservemargin > 25 - 30% denganbasis daya mampu netto. Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve margin yang dibutuhkan adalahsekitar35%6. Dalamperencanaansistemjangkapanjangyangpadahakekatnyaadalahperencanaaninvestasi,aspek-aspeksepertikesulitanpendanaan,keterlambatanpenyelesaianproyek(project slippage)dankelangkaan/5unit hidro yang outputnya sangat dipengaruhi oleh variasi musim mempunyai nilai EAF (euivalent availability factor) yang berdampak unit hidro yang outputnya sangat dipengaruhi oleh variasi musim mempunyai nilai EAF (euivalent availability factor) yangberdampak besar pada LOLP dan ketercukupan energi.6 Dengan asumsi derating pembangkit sekitar 5%. Denganasumsideratingpembangkitsekitar5%.31keterbatasan sumber energi primer perlu juga diperhitungkan. Akibatnya besaran reserve margin yang diper-lukandalamperencanaansistem pembangkit jangka panjang di Jawa-Bali ditetapkan lebih besar daripada sistem pembangkit jangka panjang di Jawa-Bali ditetapkan lebih besar daripada istempembangkitjangkapanjangdiJawa-Baliditetapkanlebihbesardaripada sekedarmemenuhikriteriaLOLP0,274%.Denganalasantersebut,reserve margin sistem Jawa Bali dite-tapkansebesar40%.Dengan argumen yang sama, reserve margin pada sistem-sistem di luar Jawa-Bali ditetapkan pada kisaran 40%-50%denganmengingatpulajumlahunitpembangkityanglebihsedikit,deratingyangprosentasenyalebih besar, dan ketidakpastian penyelesaian proyek pembangkit IPP yang lebih tinggi.Pembangkit energi terbarukan, khususnya panasbumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan sebagaifxed system(dipaksa/ditetapkanmasuksistem)padatahun-tahunyangsesuaidengankesiapan proyek tersebut.PadasistemJawaBali,kandidatpembangkityangdipertimbangkanuntukrencanapengembanganadalah PLTu batubara supercritical 1.000 MW, PLTu batubara 600 MW7, PLTu batubara 300 MW, PLTGu gas 750 MW, PLTGu LNG 750 MW, PLTG minyak 200 MW, PLTP 55 MW dan PLTA pumped storage 250 MW8. Dalam optimasi sistem Jawa Bali, PLTA pumped storage baru dikompetisikan sebagai peaking unit mulai tahun 2014 karenamempertimbangkan masa konstruksinya yang membutuhkan waktu 6 tahun.PadasistemLuarJawaBali,kandidatpembangkityangdipertimbangkanadalahPLTubatubara200MW, 100 MW, 50 MW dan kelas-kelas yang lebih kecil, serta kandidat PLTGu gas yang kelasnya tergantung pada ketersediaan pasokan yang ada.Rencana pengembangan kapasitas pembangkitan dibuat dengan memperhitungkan proyek-proyek yang se- memperhitungkan proyek-proyek yang se- proyek-proyek yang se-dang berjalan dan yang telah committed9, baik proyek PLN maupun IPP, dan tidak memperhitungkan semua pembangkit sewa serta excess power. Selain itu beberapa pembangkit berbahanbakar minyak yang sudah tua, tidakefsiendandapatdigantikanperannyadenganPLTUbatubara,direncanakanakandihapuskan(retired). Selanjutnya penambahan kapasitas pembangkit pemikul beban dasar diutamakan berupa pembangkit berba- penambahan kapasitas pembangkit pemikul beban dasar diutamakan berupa pembangkit berba- kapasitas pembangkit pemikul beban dasar diutamakan berupa pembangkit berba-han bakar batubara, dan pembangkit sumber energi terbarukan (panas bumi dan tenaga air non-reservoir).ReseremarginyangtinggiuntuksistemdiluarJawa(hingga50%)dandenganjenis pembangkit yang dido- jenis pembangkit yang dido- pembangkit yang dido-minasi oleh pembangkit beban dasar (geothermal, PLTu batubara) akan menyebabkan capacity factor pem-bangkit beban dasar menjadi relatif sangat rendah. Situasi tersebut hanya akan terjadi jika semua proyek PLN Situasi tersebut hanya akan terjadijika semua proyek PLN dan IPP yang ada di neraca daya benar-benar direalisasi.7Lebih diinginkan menggunakan teknologi Lebih diinginkan menggunakan teknologi supercritical.8Mengacu pada desain PLTA Mengacu pada desain PLTA Mengacu pada desain PLTA Pumped storage Upper cisokan.9yang dimaksud dengan proyek yangdimaksuddenganproyekcommittedadalahproyekPLNyangtelahjelasalokasipendanaannya,danproyekIPPyangtelah mempunyai Power Purchase agreement (PPA) atau paling tidak telah ada Head of agreement (hOA).32Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018Namun pengalaman selama ini mengindikasikantingkat keberhasilanpelaksanaanproyek-proyek IPP yang relatirendah,yaitusekitar13%jikamemperhitungkansemuaproposalIPP,atausekitar30%jikahanyamem-perhitungkan mereka yang telah mempunyai PPA atau hOA. untuk mengantisipasi hal demikian diperlukan adanya reserve margin yang lebih besar untuk memenuhi kebutuhan energi/demand pada tahun-tahun men-datang.DengandemikianneracadayayangadadalamRuPTLinisetiaptahunakandikajiuntukmenjadwal-ulang proyek-proyek pembangkit sesuai dengan perkembangan terakhir yang terjadi.untuk kepentingan perhitungan proyeksi BPP jangka panjang, simulasi produksi dilakukan dengan menggu-nakanneracadayayangtelahdimodifkasidengan mengeluarkan proyek-proyek pembangkit yang realisasi- dengan mengeluarkan proyek-proyek pembangkit yang realisasi-nya diperkirakan tidak pasti.Sistem Kecil Tidak Interkoneksi / IsolatedPerencanaanpembangkitanpadasistem-sistemyangmasihkecildanbeluminterkoneksi ( interkoneksi ( (isolated)tidak menggunakan metoda probabilistik maupunoptimisasi keekonomian, namun menggunakan metoda determi-nisitik. Pada metoda ini, perencanaan dibuat dengan kriteria N-2, yaitu cadangan harus lebih besar daripada jumlahkapasitaspembangkitterbesarpertamadankedua.Defnisicadangandisiniadalahselisihantaraka-pasitas total pembangkit yang ada dan beban puncak.4.1.2Perencanaan TransmisiPerencanaan transmisi dibuat dengan menggunakan kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. Kri-teria N-1 statis mensyaratkan apabila suatu sirkit transmisi padam, baik karena mengalami gangguan maupun dalampemeliharaan,makasirkit-sirkittransmisiyangtersisaharusmampumenyalurkankeseluruhanarus beban, sehingga kontinuitas penyaluran tenaga listrik terjaga. Kriteria N-1 dinamis mensyaratkan apabila terja- mensyaratkan apabila terja-di gangguan hubung singkat 3 fasa yang diikuti oleh hilangnya satu sirkit transmisi maka tidak menyebabkan kehilangan ikatan sinkron antara suatu kelompok generator dan kelompok generator lainnya. Penambahan kapasitas transmisi direncanakan untuk memperoleh keseimbangan antara kapasitas pembang-kitandankebutuhanbeban,disampinguntukmengatasibottleneck,meningkatkankeandalansistem,dan memenuhi kriteria mutu tegangan tertentu. KebutuhanpenambahankapasitastraodisuatuIditentukanpadasaatpembebanantraomencapai80%untuksistemJawaBalidan70%untuksistemdiluarJawaBali.JumlahunittrafoyangdapatdipasangpadasuatuGIdibatasiolehketersediaanlahan,kapasitastransmisi dan jumlah penyulang keluar yang dapat ditampung oleh GI tersebut. Dengan kriteria tersebut suatu GI dapat mempunyai 3 atau lebih unit trafo. Sebuah GI baru diperlukan jika GI-GI terdekat yang ada tidak dapat menam-pung pertumbuhan beban lagi karena keterbatasan tersebut.33Pengembangan GI baru juga dimaksudkan untuk mendapatkan tegangan yang baik di ujung jaringan tegang-an menengah.4.1.3Perencanaan DistribusiPerencanaan sistem distribusi dibuat dengan memperhatikan kriteria sebagai berikut: sistem distribusi dibuat dengan memperhatikan kriteria sebagai berikut:Membatasi panjang maksimum saluran distribusi (JTM dan JTR) untuk menjaga agar tegangan pelayanan sesuai standar SPLN 72:1987. Konfgurasi JTM untuk kota-kota besar dapat berupa topologi jaringan yang lebih andal seperti spindle,sementarakonfgurasiuntukkawasanluarkotaminimalberupasaluranradialyangdapatdipasokdari2sumber.Mengendalikan susut teknis jaringan distribusi pada tingkat yang optimal.Program listrik desa dilaksanakan dalam kerangka perencanaan sistem kelistrikan secara menyeluruh dan tidak memperburuk kinerja jaringan dan biaya pokok produksi.Selainituperencanaansistemdistribusijugadiarahkanuntukmeningkatkankontinuitaspasokankepada pelanggan (menekan SAIDI dan SAIFI) dengan upaya :MembangunScADADistribusiuntukibukotapropinsidankota-kotalainyangminimaldipasokoleh2 Gardu Induk dan 15 feeder, Mengoptimalkanpemanfaatanrecloseratau AVSyangterpasangdiSuTM,dikoordinasikandenganre-closing relay penyulang di GI. Memonitor pengoperasian recloser atau AVS, dan menyempurnakan metode pemeliharaan-periodiknya.Sasaran perencanaan sistem distribusi adalah menyediakan sarana pendistribusian tenaga listrik yang cukup, andal,berkualitas,efsien,dansusuttekniswajar.Perencanaankebutuhanfsikjaringandistribusidikelompokkandalambeberapajenis,yaitu:Perluasan sistem distribusi untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik sistem distribusi untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik distribusi untuk mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrikMempertahankan/ meningkatkan keandalan (reliability) dan kualitas pelayanan tenaga listrik pada pelang-gan (power quality).Menurunkan susut teknis jaringanRehabilitasi jaringan tua.Pengembangan dan perbaikan sarana pelayananKebutuhanfsikyangdiperlukanuntukperluasansistemdistribusidalamrangkamengantisipasipertumbuhanbeban puncak sebagai akibat pertumbuhan penjualan energi merupakan fungsi dari beberapa variabel yaitu antara lain :Beban puncak di sisi tegangan menengah (TM) dan tegangan rendah (TR),Luas area yang dilayani, area yang dilayani, 34Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018Distribusi beban (tersebar merata, terkonsentrasi, dsb),Jatuh tegangan maksimum yang diperbolehkan pada jaringan,ukuran penampang konduktor yang dipergunakan, Fasiltas sistem distribusi terpasang (jaringan tegangan menengah/JTM, gardu idistribusi/GD, jaringan te-gangan redah/JTR, automatic voltage regulator/AVR dsb).4.2A8UM8 DALAM PRAKRAAN KEBUTUHAN TENAGA L8TRKKebutuhan tenaga listrik pada suatu daerah dipengaruhi oleh tiga faktor utama, yaitu pertumbuhan ekonomi, programelektrifkasidanpengalihancaptive power ke jaringan PLN.Pertumbuhan ekonomi dalam pengertian yang sederhana adalah proses meningkatkan output barang dan jasa. Proses tersebut memerlukan tenaga listrik sebagai salah satu input untuk menunjangnya, disamping input-in-put barang dan jasa lainnya. Disamping itu hasil dari pertumbuhan ekonomi adalah peningkatanpendapatan masyarakat yang mendorong peningkatan permintaan barang-barang / peralatan listrik seperti radio, TV, Ac, lemari es dan lainnya. Akibatnya permintaan tenaga listrik akan meningkat.Faktorkeduaadalah program elektrifkasi. Mengingat rasio elektrifkasi programelektrifkasi.Mengingatrasioelektrifkasi10 nasional masih relatif rendah, yaitu baru mencapai 60,9% pada tahun 2007, maka PLN dalam RUPTL ini berencana akan meningkatkan rasioelektrifkasiinidenganmenambahpelangganbaruresidensialrata-rata2,7jutapertahun.FaktorketigayangmenjadipendorongpertumbuhanpermintaantenagalistrikPLNadalahpengalihandari captive power menjadi pelanggan PLN. Sebagaimana diketahui, dengan terbatasnya kemampuan PLN untuk menyambung/memenuhi permintaan pelanggan di suatu daerah, terutama pelanggan industri dan komersil, maka timbullah apa yang dinamakan captive power. Bilamana kemampuan PLN untuk menyambung di daerah tersebut telah meningkat, maka captive power ini dengan berbagai pertimbangannya masing-masing bersedia untuk menjadi pelanggan PLN. Faktor ketiga ini sangat bergantung kepada kemampuan pasokan PLN di suatu daerah/sistem kelistrikan, jadi tidak berlaku umum. Pengalihan captive power ke PLN juga didorong oleh ting-ginya harga energi primer untuk membangkitkan tenaga listrik milik konsumen industri / komersil, sementara harga jual listrik PLN relatif sangat murah. Faktor ini diperkirakan akan menjadi pendorong pertumbuhan pen-jualan listrik PLN yang lebih tinggi pada tahun-tahun mendatang.PenyusunanprakiraankebutuhanlistrikdibuatdenganmenggunakansoftwareDKL3.01.softwaretersebut memperhitungkan pertumbuhan ekonomi dan pertumbuhan penduduk sebagai driver pertumbuhan kebutuhan 10 Rasio elektrifkasi adalah perbandingan antara rumah tangga yang sudah berlistrik dengan jumlah seluruh rumah tangga Rasioelektrifkasiadalahperbandinganantararumahtanggayangsudahberlistrikdenganjumlahseluruhrumahtangga35listrik. Pendekatan yang digunakan merupakan kombinasi antara ekonometri dan analisa kecenderungan se-cara statistik. Model prakiraan beban ini membagi konsumen dalam empat kategori / kelompok berdasarkan karakteristik pemakaiannya dan faktor-faktor yang mempengaruhi permintaannya, yaitu rumah tangga, komer-sil, industri dan publik.Kecenderunganpenggunaanteknologiperalatanlistrikyangsemakinefsiendimasadepandanjugaadanyaprogram-program DSM dapat mempengaruhi proyeksi kebutuhan listrik, dan hal tersebut sudah diperhitung-kan dalam membuat prakiraan kebutuhan listrik mulai tahun 2014.4.2.1.Pertumbuhan Ekonomi Pertumbuhan perekonomian Indonesia selama 7 tahun terakhir yang dinyatakan dalam produk domestik bruto (PDB) dengan harga konstan tahun 2000 mengalami kenaikan rata-rata 5,06% per tahun, atau lebih rendahdibandingkanpertumbuhan3tahunterakhiryangmencapai5,5%6,32%sepertidiperlihatkanpadaTabel4.1.TABEL4.1PERTUMBUhAnEKonoMIInDonEsIAPDB 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 pdB (triliun Rp)1.3901.4431.5051.5771.6571.7511.8471.964 growth pdB (%)4,90 3,83 4,31 4,78 5,05 5,67 5,50 6,32Sumber: Statistik Indonesia, BPSPerekonomianIndonesiapadatahun2007mengalamipertumbuhansebesar6,3%.Proyeksilajupertumbuhanekonomitahun2008semuladitargetkan6,8%,namundireisimenjadi6,4%padapenetapanRAPBN2008.BelakanganinidenganadanyakrisisfnansialglobalyangawalnyaterjadidiAmerikaSerikatdankiniberimbaspada perekonomian Indonesia, diperkirakan pertumbuhan ekonomi Indonesia pada tahun 2008 akan meng-alami perlambatan menjadi sekitar 5,8%. Namun dalam perspekti perencanaan jangka panjang, peristiwa-peristiwa ekstrim yang tidak biasa dan bersifat temporer lazimnya tidak mengubah proyeksi jangka panjang.11Krisisfnansialglobalyangterjadimulaitahun2008diperkirakantidakakanberlangsungterlalulamadanper-ekonomian Indonesia pada tahun 2010 diharapkan akan pulih kembali, sehingga diprediksi tidak berpengaruh ba-nyak terhadap pertumbuhan ekonomi jangka panjang. Dengan memperhatikan perkembangan realisasi tersebut di atas, serta mengacu pada asumsi pertumbuhan ekonomi yang digunakan dalam RuKN 2008 2027 sebesar 6,1%pertahun,makaasumsipertumbuhanekonomiyangdigunakandalam10tahunkedepandalamRUPTLiniadalahrata-rata6,2%pertahunsepertidiperlihatkanpadaTabel4.2.11HalinidikonfrmasidalamdiskusiinternaldiPLNdenganDanareksaResearchInstitutepadabulanNoember2008.36Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018TABEL4.2AsUMsIPERTUMBUhAnEKonoMIInDonEsIADALAMRUPTL2009-2018Wilayah2008 2009 2010 2011 2012 2014 2016 2018 indonesia6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,0 6,0 6,0 Jawa Bali6,2 6,2 6,2 6,2 6,2 5,8 5,8 5,8 luar Jawa Bali6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 6,3 6,3 6,34.2.2.Elastisitas Pertumbuhan kebutuhan listrik dibandingkan dengan pertumbuhan ekonomi dikenal sebagai elastisitas. Per- kebutuhan listrik dibandingkan dengan pertumbuhan ekonomi dikenal sebagai elastisitas. Per- listrik dibandingkan dengan pertumbuhan ekonomi dikenal sebagai elastisitas. Per-tumbuhan kebutuhan listrik, pertumbuhan ekonomi dan elastisitas selama 7 tahun terakhir dapat dilihat pada Tabel 4.3.TABEL4.3.PERTUMBUhAnKEBUTUhAnLIsTRIK,PERTUMBUhAnEKonoMIDAnELAsTIsITAsKeterangan 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 sales (%)11,066,773,023,8610,566,935,217,67 pdB (%)4,903,834,314,785,055,605,50 6,32 elastisitas2,261,770,710,812,091,240,951,21 Penjualantenagalistrikselamaperiode20002007tumbuhrata-rata6,3%pertahunataulebihrendahdarirealisasi pertumbuhan penjualan tahun 2007. Rendahnya pertumbuhan terjadi pada tahun 2002 dan 2003 se-bagai akibat perubahan pola baca meter dan tambahan kapasitas pembangkit selama periode tersebut relatif rendah, sehingga pasokan daya menjadi terbatas dan dibeberapa daerah diluar Jawa Bali terjadi pemadaman bergilir. Daya max plus (DMP), tarif multiguna dan demand side management (DSM) diterapkan untuk mem-batasi pemakaian waktu beban puncak (suppressed demand). Diduga beberapa industri/komersil pada waktu beban puncak mengalihkan penggunaan listrik PLN ke pembangkit sendiri (captive). Sedangkanpadaperiodeyangsamapertumbuhanekonomiyangdinyatakandalamprodukdomestikbruto atauPDBmengalamipertumbuhanrata-rata5,06%pertahunataulebihrendahdaripertumbuhandalam3tahun terakhir. Dengan demikian elastisitas rata-rata selama periode 2000 2007 adalah 1.24. Angka elas-tisitasinitidakmemperhitungkanindustri/komersilyangberalihmenggunakanpembangkitsendiriakibat keterbatasan pasokan (kondisi suppressed demand). Pada Pada Gambar4.1 diperlihatkan perkembangan antara pertumbuhan kebutuhan listrik, pertumbuhan ekonomi dan elastisitas.37GAMBAR4.1PERTUMBUhAnKEBUTUhAnLIsTRIK,EKonoMIDAnELAsTIsITAsTAhUn1995-2007-15.00-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.001995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Percent-15.00-10.00-5.000.005.0010.0015.0020.00Pertumbuhan ekonomi ElastisitasPertumbuhan kWh jual Naiknya harga BBM menyebabkan biaya produksi listrik meningkat, sehingga banyak pelanggan industri/ko-mersilyangsemulamenggunakanpembangkitsendirikemudiandiluarwaktubebanpuncakmengalihkan pemakaian listriknya ke PLN yang tarifnya rendah, sehingga pertumbuhan kebutuhan listrik ke depan diperki-rakan masih akan meningkat.Penjualan listrik tahun 2008 2009 masih dibatasi oleh kemampuan pasokan, karena proyek-proyek pembang-kit percepatan baru sebagian beroperasi pada tahun 2009, dan sebagian besar akan beroperasi pada tahun 2010 dan 2011. Penjualan yang normal diperkirakan dapat dilakukan mulai tahun 2010 melalui marketing yang agresif dan melayani daftar tunggu (waiting list), sehingga diperkirakan elastisitas akan meningkat mulai tahun 2010. Asumsielastisitas rata-rata yang digunakan dalam menyusun prakiraan kebutuhan listrik dapat dilihat pada elastisitas rata-rata yang digunakan dalam menyusun prakiraan kebutuhan listrik dapat dilihat pada rata-ratayangdigunakandalammenyusunprakiraankebutuhanlistrikdapatdilihatpada Tabel4.4.TABEL4.4PRoyEKsIELAsTIsITAsTAhUn2009-2018Tahun Jawa Bali Luar Jawa Indonesia2009 1,10 1,56 1,182010 1,66 1,59 1,622011 1,65 1,58 1,612012 1,65 1,54 1,602013 1,64 1,53 1,602014 1,68 1,63 1,642015 1,67 1,63 1,642016 1,64 1,62 1,612017 1,61 1,61 1,582018 1,59 1,61 1,5738Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018DapatdilihatpadaTabel 4.4.bahwaelastisitas pada sistem Jawa Bali cenderung menurun setelah tahun elastisitaspadasistemJawaBalicenderungmenurunsetelahtahun 2014,karenadiperkirakanmakinbanyakkonsumenlistrikyangmenggunakanperalatandenganteknologi yanglebihefsien,terutamapadasektorindustri,komersildanpublik.Rasioelektrifkasiyangsemakintinggijugamenyebabkanlajupenambahanpelangganbarumenjadisemakinmelambat.Porsipenggunaanlistrik untuk sektor industri dan bisnis juga diperkirakan semakin membesar, namun dengan laju pertumbuhan yang semakinrendahkarenaenergyintensitymembaik.Penyumbangpertumbuhanekonomidiperkirakanakan didominasi oleh sektor industri manufaktur, perdagangan, restoran dan hotel, sehingga nilai tambah dari peng-gunaan listrik menjadi semakin baik.SedangkanelastisitaspadasistemkelistrikandiLuarJawaBalidiperkirakanmasihakantinggi,karenara-sio elektrifkasi masih rendah dan akan mendorong lebih banyak penyambungan pelanggan baru sekaligusdalam rangka pemerataan kepada masyarakat untuk bisa menikmati listrik setelah sisi pasokan tersedia dalam jumlah yang memadahi. Sektor industri dengan orientasi ekspor dan sektor bisnis diharapkan juga semakin berkembangsetelahenergilistriktersediasecaracukup,sehinggaporsipenggunaanenergilistrikdisektor tersebut juga akan semakin meningkat. Penyumbang pertumbuhan ekonomi diperkirakan akan dominasi oleh sektor pertambangan,perkebunan,kehutanandan pertanianyang tidak banyakmenggunakanenergi listrik dari PLN.4.2.3.Pertumbuhan PendudukBerdasarkan Survei Penduduk Antar Sensus tahun 2005 (SuPAS 2005) jumlah penduduk Indonesia adalah sebesar 218.868.791 orang, sedangkan jumlah rumah tangga adalah sebesar 55.127.716 KK. Dengan demiki-an jumlah orang per rumah adalah rata-rata 4 orang per rumah. Pertumbuhan penduduk 10 tahun ke depan merujuk pada Proyeksi Penduduk Indonesia 2000 2025 [1]. Dari proyeksi tersebut, asumsi pertumbuhan yangdigunakanselamasepuluhtahunkedepanadalahrata-rata1,17%pertahun.Jumlahorangperrumahdiasumsikanmenurundari3,9orangmenjadi3,8orangperrumah.PadaTabel 4.5dapatdilihatperkiraan pertumbuhan pendudukuntuk Jawa-Bali, luar Jawa-Bali dan Indonesia sepuluh tahun mendatang.TABEL4.5PERTUMBUhAnPEnDUDUK(%)Tahun Indonesia Jawa - Bali Luar Jawa2009 1,250,991,63 2010 1,231,011,56 2011 1,220,941,63 2012 1,200,951,56 2014 1,160,911,51 2016 1,120,871,47 2018 1,070,821,41 Sumber: Proyeksi Penduduk Indonesia 2000 2025 [1] Proyeksi Penduduk Indonesia 2000 2025 [1]394.3PRAKRAAN KEBUTUHAN TENAGA L8TRK 2009 2018 Dengan menggunakan asumsi-asumsi pada butir 4.2, kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diproyeksikan dan hasilnya diberikan pada Tabel4.6. Dari tabel tersebut dapat dilihat bahwa kebutuhan energi listrik pada tahun 2018akanmenjadi325,2TWh,atautumbuhrata-rata9,7%pertahun.Sedangkanbebanpuncakpadatahun2018akanmenjadi57.887MWatautumbuhrata-ratasebesar9,5%pertahun.TABEL4.6 PERTUMBUhAnEKonoMI,PRoyEKsIKEBUTUhAnTEnAGALIsTRIKDAnBEBAnPUncAKsE-LAMAPERIoDE20092018TahunPertumbuhan EkonomiSales Beban Puncak% TWh MW2008 6,4 12923.411 2009 6,4 13925.171 2010 6,4 15327.830 2011 6,4 16930.600 2014 6,0 22540.530 2016 6,0 27248.605 2018 6,0 32557.887 Proyeksijumlahpelangganpadatahun2009adalahsebesar41,0jutadanakanbertambahmenjadi 68,1 menjadi68,1 jutapadatahun2018ataubertambahrata-rata2,7jutapertahun.Penambahanpelanggantersebutakan meningkatkanrasioelektrifkasidari64,8%padatahun2009menjadi95,5%padatahun2018.Proyeksijumlahpenduduk,pertumbuhanpelanggandanrasioelektrifkasidiperlihatkanpadaTabel4.7.TABEL4.7PRoyEKsIJUMLAhPEnDUDUK,PERTUMBUhAnPELAnGGAnDAnRAsIoELEKTRIFIKAsI PERIoDE RAsIoELEKTRIFIKAsIPERIoDE PERIoDE20092018TahunPenduduk Pelanggan Rasio Elek. Rasio Elek RUKNJuta Juta % %2009 230,6 41,0 64,82010 233,5 43,4 67,6 67,22011 236,3 45,9 70,62012 239,2 48,6 73,82013 242,0 51,5 77,12014 244,8 54,4 80,42015 247,6 57,5 83,9 79,22016 250,3 60,9 87,62017 253,1 64,4 91,52018 255,8 68,1 95,540Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018Dibandingkan dengan sasaran yang ingin dicapai oleh Pemerintah seperti yang terdapat pada RuKN tahun 2008-2027,rasioelektrifkasidalamRUPTLinipadatahun2015diproyeksikanakanlebihtinggi4,7%(lihattabel4.7). hal ini mengindikasikan niat PLN yang sangat kuat untuk menyediakan listrik bagi seluruh rakyat Indonesia.TABEL4.8PRAKIRAAnKEBUTUhAnLIsTRIK,AnGKAPERTUMBUhAnDAnRAsIoELEKTRIFIKAsIUnit 2008 2009 2010 2012 2014 20181.energy demand tWh - indonesia 128,9 138,7 153,1 186,2 225,4 325,2 - Jawa-Bali 100,9 107,8 119 144,6 174,9 250,9 - luar Jawa-Bali 28 30,9 34,1 41,6 50,5 74,32.pertumbuhan% - indonesia 6,5 7,6 10,4 10,2 9,8 9,4 - Jawa-Bali 5,6 6,8 10,3 10,2 9,7 9,2 - luar Jawa-Bali 9,9 10,4 10,6 10,2 10,2 103.Rasio Elektrifkasi- indonesia %- Jawa-Bali 62,8 64,8 67,6 73,8 80,4 95,5- luar Jawa-Bali 68,2 70,2 72,9 78,4 84,2 97,353,9 55,9 59,2 66,3 74,2 92,7Pada periode 2009-2018 kebutuhan listrik sistem Jawa Bali meningkat dari 107,8TWh tahun 2009 menjadi 250,9TWhtahun2018atautumbuhrata-ratasebesar9,5%pertahun.UntukluarJawaBalipadaperiodeyang sama meningkat dari 30,9 TWh menjadi 74,3 TWh atau tumbuh rata-rata 10,3% per tahun. Proyeksi Proyeksi prakiraan kebutuhan listrik periode 2009 2018 ditunjukkan pada Tabel4.8 dan Gambar4.2.Pada Gambar4.2dapat dilihat proyeksi penjualan energi listrik PLN meliputi wilayah-wilayah Jawa-Bali, luar dilihat proyeksi penjualan energi listrik PLN meliputi wilayah-wilayah Jawa-Bali, luar Jawa-Bali dan total Indonesia. GAMBAR4.2PRoyEKsIPEnJUALAnTEnAGALIsTRIKPLnTWh350.00300.00250.00200.00150.00100.0050.000.00 Indo Jawa-Bali Luar Jawa-Bali41untukmembandingkanhasilprakiraandanrealisasidaribeberapaRuPTLsebelumnya, pada sebelumnya, pada ,padaGambar 4.3 diperlihatkan proyeksi penjualan tenaga listrik yang terdapat pada RuPTL 2006 2015, RuPTL 2007 2016 dan RuPTL 2009 - 2018.Jika proyeksi beban pada RuPTL 2006 2015 Perubahan dibandingkan dengan proyeksi beban pada RuPTL pada RuPTL RuPTL 2009-2018, maka dapat dilihat adanya pertumbuhan yang lebih tinggi pada RuPTL 2009-2018. Perbedaan ini disebabkan oleh adanya rencana PLN untuk menyediakan listrik dalam jumlah yang mencukupi bagi semua calon pelanggan maupun pelanggan lama mulai tahun 2010 setelah proyek pembangkit 10.000 MW selesai dan masuk ke sistem, sehingga diperkirakan pertumbuhan penjualan akan lebih tinggi dari RuPTL sebelum-nya. GAMBAR4.3 PERBAnDInGAnPRAKIRAAnRUPTL2009-2018,RUPTL20062015PERUBAhAn, RUPTL20072016DAnREALIsAsI2000-2007350.0300.0250.0200.0150.0100.0 50.0 0.0TWhRealisasiRUPTL 2006-2015 PerubahanRUPTL 2009-2018RUPTL 2007-2016Informasi lebih rinci dari proyeksi kebutuhan tenaga listrik di sistem Jawa-Bali dapat dilihat pada lebih rinci dari proyeksi kebutuhan tenaga listrik di sistem Jawa-Bali dapat dilihat pada LampiranA dan sistem luar Jawa-Bali padaLampiranB.4.4RENCANA PENGEMBANGAN PEMBANGKT PENGEMBANGAN PEMBANGKT 4.4.1Kategorisasi Kandidat Pembangkit Padasistem Jawa-Bali, kandidat pembangkit yang dipertimbangkan untuk rencana pengembangan adalah sistem Jawa-Bali, kandidat pembangkit yang dipertimbangkan untuk rencana pengembangan adalah Jawa-Bali,kandidatpembangkityangdipertimbangkanuntukrencanapengembanganadalah PLTu batubara supercritical 1.000 MW, PLTu batubara 600 MW subcritical, PLTu batubara 300 MW subcritical, PLTGu LNG 750 MW, PLTGu gas alam 600 MW, PLTG BBM pemikul beban puncak 200 MW dan PLTA Pum-ped storage unit 500 MW (mengacu pada desain PLTA Pumped storage Upper cisokan). Selain itu terdapat beberapa PLTP dan PLTA.42Rencana usaha penyediaan tenaga listrik 2009-2018Bab 4 Rencana Penyediaan Tenaga Listrik 2009 2018Parameter tekno-ekonomis kandidat-kandidat pembangkit tersebut dan asumsi harga bahan bakar dapat di- ekonomis kandidat-kandidat pembangkit tersebut dan asumsi harga bahan bakar dapat di- kandidat-kandidat pembangkit tersebut dan asumsi harga bahan bakar dapat di-lihat pada Tabel4.9 dan Tabel4.10. Khusus untuk PLTA pompa perhitungan optimasi baru dipertimbangkan mulai tahun 2013 karena masa konstruksi PLTA membutuhkan waktu 5 tahun. TABEL4.9PARAMETERKAnDIDATPEMBAnGKITUnTUKsIsTEMJAwABALINo Jenis Pembangkit Kapasitas Capital Cost Pembangunan Heat Rate FOR12MW USD/kW Tahun kcal/kWh %1pltu batubara 1.0001.4004 1.911 102pltu batubara6001.1904 2.388 133pltgu lng7509303 1.741 124pltgu gas7509303 1.800 125pltg minyak2005502 3.440 156plta pompa2508606 - -7pltp551.3703 - 5TABEL4.10AsUMsIhARGABAhAnBAKARJenis Energi Primer Harga Nilai KalorBatubara usd 90/ton 5.300 kcal/kggas alam usd 6/MMBtu 252.000 kcal/MMBtulng usd 10/MMBtu 252.000 kcal/MMBtuhsd usd 140 /Barel 11.000 kcal/kgMFo usd 110/Barel 10.000 kcal/kguranium usd 200/kgKandidat pembangkit yang digunakan pada simulasi penambahan pembangkit di luar Jawa-Bali cukup berva- cukup berva-riasi tergantung kepada kapasitas sistem. untuk sistem Sumatera misalnya, kandidat PLTu batubara 200 MW dan 400 MW, PLTG pemikul beban puncak 50 MW, sedangkan sistem Kalimantan, kandidat PLTu batubara 65 MW, PLTG pemikul beban puncak 35 MW. Sistem lainnya menggunakan kandidat pe