RINGKASAN EKSEKUTIF RENCANA UMUM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) PLN

Transkripsi

1 RINGKASAN EKSEKUTIF RENCANA UMUM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (RUPTL) PLN EXECUTIVE SUMMARY PLN S ELECTRICAL POWER SUPPLY BUSINESS PLAN (RUPTL) Tujuan dan Lingkup RUPTL Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) bertujuan untuk memenuhi amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik dan untuk menjadi pedoman pengembangan sarana ketenagalistrikan dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah usaha PLN secara efisien dan terencana guna menghindari ketidak-efisienan perusahaan sejak tahap perencanaan. RUPTL memuat proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pengembangan kapasitas pembangkit, rencana pengembangan transmisi dan gardu induk, serta pengembangan distribusi. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik dibuat rinci per provinsi dan per sistem tenaga listrik, termasuk sistem kelistrikan yang isolated di pulaupulau tersebar. Rencana pengambangan kapasitas pembangkit, transmisi dan gardu induk juga dibuat rinci hingga proyek-proyeknya. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik (demand forecast) disusun untuk memperkirakan energi listrik yang diperlukan untuk mendukung pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan Pemerintah dan memperhatikan pertumbuhan penduduk. Pengembangan kapasitas pembangkit direncanakan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan margin cadangan (reserve margin) tertentu dan sedapat mungkin direncanakan secara optimal dengan prinsip biaya terendah (least cost). Pengembangan pembangkit juga mengutamakan pemanfaatan sumber energi setempat, terutama energi terbarukan seperti panas bumi dan tenaga air. Beberapa proyek pembangkit telah dinyatakan akan dikerjakan sebagai proyek PLN atau proyek listrik swasta (IPP), sedangkan beberapa proyek lagi masih belum ditetapkan sebagai proyek PLN atau IPP. Hal ini dimaksudkan agar PLN nanti, atas persetujuan Pemerintah, akan memutuskan apakah suatu proyek dimplementasikan sebagai proyek PLN atau IPP. Pengembangan sistem transmisi direncanakan untuk memperoleh keseimbangan antara kapasitas pembangkitan dan kebutuhan daya listrik secara efisien dengan memenuhi kriteria keandalan dan kualitas tertentu. Pada sistem kelistrikan yang sudah Objectives and Scope of RUPTL PLN s Electrical Power Supply Business Plan (RUPTL) for the period has been issued to comply with the mandate of the Government Regulation No on Electric Power Supply Business Activities and as guidance for a well planned and efficient development of electrical power infrastructure to supply the needs of electricity within PLN business areas in order to prevent company inefficiency starting from the planning stage. RUPTL covers electricity demand and supply projections, and development of related transmission, distribution and substation grids. Electricity demand projection has been prepared in details for every province and electrical power system, including isolated electrical power system in remote islands. Generating capacity development plan and transmission and substation development plan are also provided in details to their respective projects. Electricity demand forecast has been composed to project electric energy needed to support economic growth targeted by government and to take into consideration the population growth. Generating capacity development has been optimally planned to meet electricity demand growth and certain reserve margin with due consideration on the least cost principle. The power generation development also prioritizes utilization of local energy resources, especially renewable energy such as geothermal and hydro power. Several projects have been confirmed to be constructed as PLN projects or Independent Power Producers projects (IPP); some other projects have not been determined whether they would be handled by PLN or given to IPP. This is intended for PLN to decide later, with government approval, whether a project will be implemented as PLN or IPP projects. The development of transmission system has been planned to reach a balance between generating capacity and electricity demand in an efficient manner to meet certain reliability and quality criteria. In large electrical power systems such as Sumatera and Java grids, it has 1

2 besar seperti Sumatera dan Jawa, direncanakan pula satu sistem transmisi yang menjadi tulang punggung sistem kelistrikan (backbone) berupa saluran transmisi tegangan ekstra tinggi. Pertumbuhan Usaha dan Kondisi Kelistrikan Saat Ini Dalam lima tahun terakhir, yaitu antara tahun 2007 dan 2011, usaha PLN terus mengalami pertumbuhan. Penjualan listrik meningkat dari 120 TWh pada 2007 menjadi 158 TWh pada 2011, jumlah pelanggan meningkat dari 37 juta pada 2007 menjadi hampir 46 juta pada 2011, dan rasio elektrifikasi meningkat dari 60,6% pada 2007 menjadi 71,2% pada Kondisi kelistrikan pada akhir tahun 2011 dapat digambarkan sebagai berikut. Kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur sekitar MW, tidak termasuk pembangkit sewa sebanyak MW. Kapasitas pembangit tersebut pada dasarnya hanya pas-pasan dalam melayani kebutuhan masyarakat, sehingga dapat mengalami defisit manakala ada sebuah pembangkit yang terganggu atau menjalani pemeliharaan rutin. Sebagai ilustrasi, sistem kelistrikan Sumatera Bagian Utara hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi, sering mengalami defisit dan mengoperasikan banyak pembangkit berbahan bakar BBM. Sistem Sumatera Bagian Selatan juga mengalami hal yang sama, yaitu hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi yang cukup. Hal serupa terjadi di beberapa daerah lain, seperti Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Sulawesi Tenggara, Minahasa-Gorontalo, Palu, Lombok, Ambon, Ternate dan Jayapura. Kondisi sistem kelistrikan yang lebih kecil juga banyak yang mengalami defisit. Sedangkan di wilayah Jawa Bali, kapasitas pembangkit PLN dan IPP yang mencapai hampir MW pada dasarnya cukup untuk memenuhi kebutuhan daya. Hal yang menjadi masalah operasi selama tahun 2011 adalah tidak cukupnya pasokan gas ke pembangkit-pembangkit listrik PLN dan pembebanan banyak trafo yang sudah sangat tinggi, serta semakin besarnya transfer listrik dari Jawa bagian tengahtimur ke Jawa bagian barat yang berdampak pada penurunan tegangan di sistem transmisi pada perioda beban puncak. Upaya Penanggulangan Jangka Pendek Masalah penyediaan tenaga listrik yang mendesak adalah upaya memenuhi listrik pada daerah-daerah yang kekurangan pasokan listrik dan also been planned for a transmission system to become the back bone of the electrical power system in the form of extreme high voltage transmission line. Business Growth and Today s Electricity Conditions In the last five years, within 2007 to 2011, PLN business had flourished significantly. Electric sales raised up sharply, from 120 TWh in 2007 became 158 TWh in Number of customers increased from 37 million in 2007 to become 46 million in And the electrification ratio increased from 60.6% in 2007 to 71.2% in The electricity condition by the end of 2011 can be described as follows: PLN and IPP installed generating capacity in the West and East Indonesia was about MW, excluding rental generating units of MW. This condition was considered as sufficient to serve people s needs as long as it runs well. However, should there be any generating malfunction or it was in routine maintenance, electricity shortage happened. For example, North Sumatera that almost all this year doesn t have any operational reserve is quite often to suffer power supply deficit and in order to cover its deficit, PLN North Sumatera puts quite many liquid fuel generating units in operation. The South Sumatera system also suffers shortage of electricity the year round. This condition is also experienced in areas like East and South Kalimantan, Southeast Sulawesi, Minahasa-Gorontalo, Palu, Lombok, Ambon, Ternate and Jayapura. Electricity deficit also happens in many smaller electrical systems. Java-Bali has MW generated by PLN and IPP. Basically it is enough to serve power needs in those areas. However, in 2011, it still had operational problems because quite often PLN and IPP were unable to get enough gas supply for their power plants. Besides gas supply problem, over-loaded transformers had caused unstable electric supply. The increasing electricity transferred from CentralEast Java to West Java, had resulted under voltage conditions in the transmission system especially during peak-load hours. Short-term Resolution Efforts The urgent issues of to be resolved in te electrical power supply are efforts to overcome shortages of electricity in the regions, replacing oil fuel with non-oil 2

3 mengganti pembangkit berbahan bakar minyak dengan bahan bakar non minyak serta melistriki daerah yang belum mendapatkan pasokan listrik. Tindakan yang telah dilakukan di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur meliputi sewa pembangkit, pembelian energi listrik dari IPP skala kecil, bermitrakerjasama operasi pembangkit dengan Pemda setempat, pembelian excess power, percepatan pembangunan PLTU batubara PerPres , membangun saluran transmisi, mengamankan kontinuitas pasokan energi primer dan memasang beberapa PLTS secara terbatas. Sedangkan tindakan jangka pendek di Jawa Bali berupa percepatan pengadaan trafo daya kv dan trafo interbus kv, menambah kapasitas pembangkit di Bali, mempercepat pembangunan kabel laut Jawa-Bali 150 kv sirkit 3 dan 4, dan memasang kapasitor shunt di sistem Jakarta untuk perbaikan tegangan. Ketersediaan Energi Primer Sumberdaya batubara Indonesia sebesar 105 milyar ton dan cadangan 21,1 milyar ton menjadi basis bagi RUPTL dalam merencanakan PLTU batubara, baik PLTU pantai yang menggunakan batubara pada harga pasar, maupun PLTU mulut tambang yang menggunakan batubara berkalori sangat rendah pada harga cost plus margin. Untuk gas alam, walaupun Indonesia mempunyai cadangan yang cukup besar, yaitu165 TSCF, pada kenyataannya tidak tersedia gas yang cukup untuk pembangkitan tenaga listrik. Bahkan pasokan gas ke pembangkit PLN yang existing-pun telah dan akan mengalami penurunan hingga diperkirakan akan defisit jika tidak mendapat pasokan baru. Pada tahun 2012 telah dimulai pasokan LNG ex Bontang via FSRU Jakarta untuk mengoperasikan pembangkit di teluk Jakarta selama perioda beban puncak. Harga gas dalam bentuk LNG relatif tinggi, sehingga secara ekonomi LNG hanya layak digunakan pada pembangkit beban puncak. Pada situasi pasokan gas seperti ini, RUPTL hanya dapat merencanakan 1 blok PLTGU klas 750 MW dengan harapan akan mendapat pasokan gas dari lapangan Cepu, dan 1 blok lagi dengan pasokan gas yang belum diketahui sumbernya. LNG untuk pembangkitan tenaga listrik juga akan dikembangkan di Arun yang akan memasok pembangkit beban puncak di Arun dan Pangkalan Brandan serta pembangkit existing di Belawan. Masih mengenai pemanfaatan gas, RUPTL merencanakan beberapa pembangkit beban puncak yang akan beroperasi dengan mini LNG atau CNG di kawasan Indonesia Timur. Dengan telah direncanakannya PLTU batubara, maka kebutuhan fuel, and providing electricity in regions where there is no supply of electricity. Actions taken in Indonesia Western and Eastern operating areas include renting generating units, purchasing electricity from small scale IPP, establishing partnershipjoint operation with local government, purchasing excess power, accelerating construction of coal fired steam power plant (PLTU) projects as stipulated in Presidential Regulation No , built transmission lines, secure continuity of primary energy supply, and install limited solar power plants (PLTS). Short-term actions in the Java-Bali system include acceleration of procurement of power transformers kv and inter-bus transformers kv, adding generating capacity in Bali, accelerating installation of Java-Bali sub-marine cables third and fourth circuit, and installing shunt-capacitors in the Jakarta system to improve voltage. Availability of Primary Energy Indonesian coal resources of 105 billion tons and reserves of 21.1 billion tons become the basis of RUPTL in planning for coal fired PLTU, be they be coastal PLTU which use coal at market price as well as mine-mouth PLTU which utilize low caloric value coal at cost plus margin price. For natural gas, although Indonesia has sufficiently large reserves, 165 TSCF, in reality there is not enough gas to fuel electric power generation. In fact, gas supply to existing PLN power plants has been and will be declining so that there will be gas deficit if there is no new gas supply. In 2012, LNG supply from Bontang through floating storage re-gasification unit plant (FSRU) in Jakarta was put in operation to operate power plants in the Jakarta bay during peak load period. The price of gas in the form of LNG is only economically viable if the gas is used for the peaking power plants. With this type of gas supply, RUPTL can only plan one block of Combined Cycle Gas Turbine Generator (PLTGU), Class 750 MW, with gas supply source from Cepu Field and one more block from another unknown LNG source. LNG for power generation will also be developed in Arun, which will supply peaking power plants in Arun and Pangkalan Brandan and existing power plant at Belawan. Still on gas utilization, RUPTL plans a number of peaking power plants which will be operated using mini LNG or compressed natural gas (CNG) in the eastern part of Indonesia. With the planned coal fired PLTU, the base load requirements will be met by these 3

4 pembangkit beban dasar (base load) akan dipenuhi dari PLTU, sedangkan sumber gas sedapat mungkin digunakan untuk pembangkit beban puncak (peaker) untuk menghindari pemakaian minyak. Energi terbarukan terutama yang skala besar, yaitu panas bumi dan tenaga hidro, telah direncanakan dalam RUPTL dalam jumlah banyak. Kebijakan dan Kriteria Perencanaan Sistem Kelistrikan Sistem Interkoneksi Perencanaan sistem pembangkit dilakukan dengan optimisasi keekonomian, bertujuan untuk mendapatkan konfigurasi pengembangan pembangkit yang memberikan nilai NPV total biaya penyediaan listrik yang terendah (least cost), dengan tetap memenuhi kriteria keandalan tertentu. Konfigurasi yang termurah diperoleh melalui proses optimasi suatu objective function yang mencakup biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya operasi dan pemeliharaan dan biaya energy not served. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan model yang disebut WASP (Wien Automatic System Planning). Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability (LOLP) lebih kecil dari 0.274%. Hal ini berarti kemungkinanprobabilitas terjadinya beban puncak melampaui kapasitas pembangkit yang tersedia adalah lebih kecil dari 0.274%. Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve margin tertentu yang nilainya tergantung pada ukuran unit pembangkit (unit size), tingkat ketersediaan (availability) setiap unit, banyaknya unit, dan jenis unit. Pada sistem Jawa Bali, kriteria LOLP < 0.274% adalah setara dengan reserve margin 25-30% dengan basis daya mampu netto. Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve margin yang dibutuhkan adalah sekitar 35%. Sedangkan untuk sistem-sistem di wilayah operasi Indonesia Timur dan Barat, reserve margin ditetapkan sekitar 40% dengan mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih sedikit, unit size yang relatif besar dibandingkan beban puncak, derating yang prosentasenya lebih besar, dan kecepatan pertumbuhan yang lebih tinggi dibanding Jawa Bali. Pembangkit energi terbarukan, khususnya panas bumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan sebagai fixed system (ditetapkan untuk masuk grid tanpa menjalani optimisasi keekonomian) pada tahun-tahun yang sesuai dengan PLTU, whereas gas will be used mainly for the peaking power plants to substitute fuel oil utilization. Large scale Renewable Energy such as geothermal and hydro power, have been included in the RUPTL in large numbers. Electrical Power System Planning Policy and Criteria Interconnection System The electrical power system planning is carried out with economic optimization with the objective to obtain configuration of power generation development that will provide the least cost or the lowest total net present value of power generation cost whilst still meeting certain reliability criteria. The most inexpensive configuration is attained through optimization process, an objective function which covers capital cost, fuel cost, operating and maintenance cost, and the cost of energy not served. The simulation and optimization are carried out using a model known as WASP (Wien Automatic System Planning). The reliability criteria used in the planning is Loss of Load Probability (LOLP) < 0.274%. This means that the probability of the occurrence of peak load exceeds the available generating capacity is less than 0.274%. Calculation of generating capacity based on LOLP results certain reserve margin which value depends on the size of the generating unit (unit size), the availability factor of each unit, number of units, and type of units. In the Java-Bali system, LOLP criteria < 0.274% is equivalent to a reserve margin > 25-30%, of the net capacity. If expressed in term of installed capacity, the required reserve margin is approximately 35%. Whereas for Eastern and Western Indonesia regions, the reserve margin has been determine at about 40% in view of less number of generating units, relatively large unit size compared to peak load, larger percentage de-rating, and higher growth rate as compared to the Java-Bali system. Renewable energy generating units, particularly geothermal and hydro power, in the optimization process is assumed as a fixed system (determined to come into the grid without economic optimization scrutiny) at the year the respective project is put in 4

5 kesiapan proyek tersebut. Sistem Kecil Tidak Interkoneksi Isolated Perencanaan pembangkitan pada sistem-sistem yang masih kecil dan belum interkoneksi (isolated) tidak menggunakan metoda probabilistik maupun optimisasi keekonomian, namun menggunakan metoda determinisitik. Pada metoda ini, perencanaan dibuat dengan kriteria N-2, yaitu cadangan minimum harus lebih besar dari 1 unit terbesar pertama dan 1 unit terbesar kedua. Definisi cadangan disini adalah selisih antara daya mampu total pembangkit yang ada dan beban puncak. Kriteria Perencanaan Transmisi Perencanaan transmisi dibuat dengan menggunakan kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. Kriteria N-1 statis mensyaratkan apabila suatu sirkit transmisi padam, baik karena mengalami gangguan atau menjalani pemeliharaan, maka sirkit-sirkit transmisi yang tersisa harus mampu menyalurkan keseluruhan arus beban, sehingga kontinuitas penyaluran tenaga listrik terjaga. Kriteria N-1 dinamis mensyaratkan apabila terjadi gangguan hubung singkat 3 fasa yang diikuti oleh hilangnya satu sirkit transmisi, maka antara suatu kelompok generator dan kelompok generator lainnya tidak boleh kehilangan sinkronisasi. Kriteria yang pada umumnya diterapkan dalam RUPTL adalah kebutuhan penambahan kapasitas trafo di suatu GI ditentukan pada saat pembebanan trafo mencapai 70%-80%. Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Antara tahun 2012 dan 2021 pemakaian tenaga listrik Indonesia diperkirakan akan meningkat dari 172 TWh menjadi 358 TWh dengan pertumbuhan rata-rata 8,5% per tahun. Jumlah pelanggan juga meningkat dari 46 juta menjadi 71 juta pada tahun 2021 atau bertambah rata-rata 2,7 juta per tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 72% menjadi 92%. Secara kewilayahan, kebutuhan listrik Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 132 TWh menjadi 259 TWh, atau tumbuh rata-rata 7,9% per tahun. Indonesia Timur tumbuh lebih cepat, meningkat dari 14,2 TWh menjadi 36,7 TWh atau tumbuh rata-rata 11,4% per tahun. Wilayah Indonesia Barat tumbuh dari 26 TWh menjadi 62 TWh atau tumbuh rata-rata 10,5% per tahun. operation. Small Non-InterconnectedIsolated Systems Power generation planning on small systems which have not been interconnected (isolated systems) does not apply the probabilistic method, nor the economic optimization, but use the deterministic method. In this method, the planning is based on N 2 criteria, i.e. the minimum reserve shall be larger than one of the first largest units and one of the second largest units. By reserves it means the difference between total plant capacity and peak load. Transmission Line Planning Criteria The transmission line planning has been executed by using the reliability criteria N 1, static as well as dynamic methods. The static N -1 criteria requires that if a transmission line is down due to disruption or maintenance, the remaining transmission lines shall be capable to transmit power to all load, so that continuity of electric power transmission can be secured. The dynamic N 1 criteria conditions that if disruption due to three-phase short circuit followed by the loss of one transmission circuit, then there shall be no loss of synchronization between a group of generators and other groups of generators. Criteria which are generally applied in RUPTL is the need for additional transformer capacity in a substation determined when the transformer load reaches 70% to 80%. Electrical Power Demand Forecast Between 2012 and 2021, electrical power demand in Indonesia is projected to increase from 172 TWh to 358 TWh with an average growth rate of 8% per annum. Total consumers will also increase from 46 million to 71 million in 2021 or is increasing by 2.7 million per annum. The additional customers will increase the electrification ratio from 72% to 92%. By area, the electricity demand in Java-Bali is projected to increase from 132 TWh to 259 TWh or grows at the rate of 7.9% per annum. The Eastern Indonesia regions will grow more rapidly from 14.2 TWh to 36.7 TWh or a growth rate of 11.4%. The Western Indonesia regions grow from 26 TWh to 62 TWh or a growth rate of 10.5% per annum. 5

6 26 TWh 62 TWh IB : 10,5% TWh 37 TWh IT : 11,4% 132 TWh 259 TWh JB : 7,9% Gambar 1. Peta pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik Indonesia hingga tahun 2021 [Figure 1. Map of electrical power demand growth through 2021] Rencana Tambahan Pembangkit Untuk melayani pertumbuhan kebutuhan listrik tersebut, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebanyak 57,3 GW untuk seluruh Indonesia, atau pertambahan kapasitas rata-rata mencapai 5,7 GW per tahun. Dari kapasitas tersebut diasumsikan PLN dan IPP akan membangun masing-masing 30,1 GW dan 27,2 GW. PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 37,7 GW atau 66,0%. PLTGU gas yang direncanakan berkapasitas 2,5 GW atau 4,4%. Untuk energi terbarukan, yang terbesar adalah panas bumi sebesar 6,3 GW atau 11,1% dari kapasitas total, disusul oleh PLTA sebesar 6,3 GW atau 11,0%. Dari kapasitas tersebut, tambahan pembangkit di Jawa-Bali adalah sekitar 32,6 GW, Indonesia Barat sekitar 15,3 GW dan Indonesia Timur sekitar 9,4 GW. Di Indonesia Barat terdapat proyek PLTA Batang Toru berkapasitas 510 MW yang akan dikembangkan oleh swasta, dan di Indonesia Timur juga terdapat sebuah proyek PLTA Karama 450 MW yang akan dikembangkan oleh swasta. Plan of Additional Power Generation To serve the additional power demand, additional generating capacity of 57.3 GW is required for the entire Indonesia, or a growth rate of an average 5.7 GW annually. From this capacity, it is assumed that PLN and IPP will build 30.1 GW and 27.2 GW respectively. Coal fired PLTU will dominate the types of power plant to be built, i.e GW or 66.0%. Combined Cycle Gas Turbine Power Plants (PLTGU) planned to reach 2.5 GW or 4.4%. For renewable energy, the largest one is geothermal power plants, 6.3 GW or 11.1% of the total capacity, followed by hydro electric power plants of 6.3 GW or 11.0%. From those power plant capacities, the additional generating capacity in Java-Bali is about 32.6 GW, Western Indonesia 15.3 GW and Eastern Indonesia 9.4 GW. In the Western Indonesia there is Hydro Electric Power Plant (PLTA) Batang Toru with capacity of 510 MW that will be developed by the private sector, and in the Eastern Indonesia there is PLTA Karama of 450 MW which will be developed by private sector. 6

7 Indonesia Jawa Bali Industrial Public Commercial Residential Industrial Public Commercial Residential Indonesia Barat Indonesia Timur Industrial Public Commercial Industrial Public Commercial Residential Residential Gambar 2. Komposisi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berdasar kelompok pelanggan di wilayah Indonesia [Figure 2. Composition of electrical power demand growth base on customer groups in Indonesia regions] Gambar 3. Rencana kebutuhan kapasitas pembangkit yang akan dikerjakan PLN dan IPP. Untuk proyek yang belum committed, status sebagai proyek IPP atau PLN berbasis asumsi [Figure 3. Plan of power generation requirement to be carried out by PLN and IPP. For non-commited projects, the project status of IPP or PLN is based on asumption] Untuk sistem Jawa-Bali, tambahan pembangkit adalah sekitar 32,6 GW atau rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Tambahan pembangkit tersebut didominasi oleh PLTU batubara, yaitu mencapai 24 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%. Sementara untuk energi terbarukan, telah direncanakan panas bumi sebanyak 2,9 GW atau 8,8%, PLTAPLTMpumped storage sebesar 2,5 For the Java-Bali system, the additional power generation of 32.6 GW or an average of 3.3 GW per annum, include Mini-hydro Power Plants (PLTMH) with total capacity 180 MW and 50 MW Wind Power Plant (PLTB). Coal fired PLTU dominated the additional power generations with total capacity of 24 GW or 73.6%, followed by Combined Cycle Gas Turbine Power Plant (PLTGU) with total capacity 2.2 GW or 6.9% and Simple Cycle Gas Turbine Power Plant (PLTG) of 1 GW or 3.1%. The plan for additional renewable energy power plants includes geothermal 7

8 GW atau 7,6%, dan pembangkit lainnya 0,05 GW atau 0,2%. Komposisi produksi listrik pada tahun 2021 untuk gabungan Indonesia diproyeksikan akan menjadi 62,7% batubara, 18,8% gas alam (termasuk LNG), 11,0% panas bumi, 6,5% tenaga air, 1% minyak dan bahan bakar lainnya. power plant 2.9 GW or 8.8%; Large or Mini Hydro pump storage power plant 2.5 GW or 7.6%; and other power plants 0.05 GW or 0.2%. The composition of energy mix for electricity production in 2021 for all Indonesia has been projected to consist of 62.7% coal, 18.8% natural gas (including LNG, 11.0% geothermal, 6.5% hydro-electric, 1% oil and other fuel. Gambar 4. Rencana kebutuhan kapasitas berdasar jenis pembangkit [Figure 4. Additional Plant Capacity by type of power generation plant] LNG Gas GWh Oil Coal Geothermal - Hydro Impor Biomass SuryaHybrid HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro Gambar 5. Proyeksi kompisisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar se-indonesia [Figure 5. Composition of energy mix for electricity production by fuel type for Indonesia] 8

9 Kebutuhan bahan bakar gabungan Indonesia dari tahun 2012 sampai dengan tahun 2021 diberikan pada tabel 1. Table 1 shows the energy mix for all Indonesia from 2012 through 2021 No. FUEL TYPE HSD (juta liter ) MFO (juta liter) Gas (bcf) LNG (bcf) Batubara (juta ton) Biomass (ribu ton) Tabel 1. Proyeksi kebutuhan energi primer [Table 1. Projected Primary Energy Consumption] Rencana Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan sistem penyaluran pada periode berupa pengembangan sistem transmisi dengan tegangan 500 kv dan 150 kv di sistem Jawa-Bali, serta tegangan 500 kv, 275 kv, 150 kv dan 70 kv di sistem Indonesia Timur dan Indonesia Barat. Pembangunan sistem transmisi secara umum diarahkan kepada tercapainya kesesuaian antara kapasitas pembangkitan di sisi hulu dan permintaan daya di sisi hilir secara efisien. Di samping itu juga sebagai usaha untuk mengatasi bottleneck penyaluran dan perbaikan tegangan pelayanan. Pengembangan transmisi 500 kv di Jawa pada umumnya dimaksudkan untuk mengevakuasi daya dari pembangkit-pembangkit baru maupun ekspansi dan untuk menjaga kriteria keandalan N- 1, baik statik maupun dinamik. Sedangkan pengembangan transmisi 150 kv dimaksudkan untuk menjaga kriteria keandalan N-1 dan sebagai transmisi yang terkait dengan gardu induk 150 kv baru. Pengembangan transmisi 500 kv di Sumatera dimaksudkan untuk membentuk transmisi backbone yang menyatukan sistem interkoneksi Sumatera pada koridor timur. Pusat-pusat pembangkit skala besar dan pusat-pusat beban yang besar di Sumatera akan tersambung ke sistem transmisi 500 kv ini. Transmisi ini juga akan mentransfer tenaga listrik dari pembangkit listrik di daerah yang kaya sumber energi primer murah (Sumbagsel dan Riau) ke daerah yang kurang Transmission and Substation Development Plan The development of transmission line system for the period includes the development of the 500 kv and 150 kv transmission system in the Java- Bali system and 500 kv, 275 kv, 150 kv and 70 kv in the Eastern and Western Indonesia system in general is directed to the attainment of synergy between generating capacity in the upstream side and power demand in the downstream side in efficient manner. Additionally, it is also aimed at overcoming the bottleneck of distribution and improvent of voltage served. The development of the 500 kv transmission in Java in general is meeant to transmit power from new and expanded power generations and to maintain the reliability criteria N 1, be it static or dynamic means. Whereas the development of the 150 kv transmission is to ensure reliability criteria N-1 and as transmission of power related to the new 150 kv substations. The development of the 500 kv transmission in Sumatera is meant to create backbone transmission system which unit the Sumatera interconnection system in the east corridor. Large scale power plants and large scale load centers will be connected to this 500 kv system. This transmissionwill also transmit power from the regions with rich and inexpensive primary energy sources (South Sumatera and Riau) to regions which do not have significant and cheap primary energy (North Sumatera). Besides, the 500 kv 9

10 memiliki sumber energi primer murah (Sumbagut). Selain itu transmisi 500 kv juga dikembangkan di Sumatera Selatan sebagai feeder pemasok listrik dari PLTU mulut tambang ke stasiun konverter transmisi HVDC yang akan menghubungkan pulau Sumatera dan pulau Jawa. transmission will be developed in South Sumatera as a feeder for power from mine-mouth coal fired PLTU to the converter station of HVDC transmission which will be constructed to connect Sumatera island and Java island kvac: 5200 kms 500 kvdc: 1100 kms 275 kv AC: 6200 kms 250 kvdc: 460 kms 150 kv: kms 70 kv: 3560 kms Total sekitar kms kv 150 kv 250 kv DC 275 kv 500 kv DC 500 kv AC Gambar 6. Kebutuhan pengembangan saluran transmisi untuk berbagai tegangan [Figure 6. The need to develop transmission lines for various voltages] kv: 3500 MVA kv: MVA 500 kvdc : MVA kv: MVA 250 kvdc : 600 MVA kv : 460 MVA kv : MVA 7020 kv : MVA Total sekitar MVA 7020 kv kv kv 250 kv DC kv 500 kv DC kv kv Gambar 7. Kebutuhan pengembangan gardu induk dan trafo untuk berbagai tegangan [Figure 7. The needs for substation and transformer development at various voltages] Rencana pengembangan sistem penyaluran di Indonesia hingga tahun 2021 diproyeksikan sebesar kms jaringan transmisi tegangan tinggiekstra tinggi dan MVA gardu induk dan trafo tegangan tinggiekstra tinggi. Kebutuhan Investasi Untuk membangun sarana pembangkitan, The plan to develop the transmission system in Indonesia through the year 2021 projects 55,234 kms of the HV and EHV transmission grids and 122,261 MVA substation and HEEHV transformer. Investment Needs To build the infrastructure of electrical power 10

11 transmisi dan distribusi tenaga listrik diperlukan dana investasi sebesar US$ 64,9 miliar untuk proyek PLN saja dan total US$ 107,1 miliar jika digabung dengan proyek listrik yang diasumsikan akan dilaksanakan oleh swastaipp, dengan disbursement tahunan sebagaimana diperlihatkan pada gambar berikut ini. generation, transmission and distribution, it requires investment fund of US$ 64.9 billion for just the PLN projects and a total of US$ billion if combined with electrical power projects assumed to be carried out by private sectoripp, with annual disbursement as shown in the following figure. Pembangkit: Transmisi: Distribusi: Total sekitar Gambar 8. Kebutuhan investasi untuk pengembangan kelistrikan [Figure 8. Investment need for development electricity development] Selama ini sumber pembiayaan proyek-proyek PLN banyak diperoleh dari penerusan pinjaman luar negeri (two step loan), namun setelah tahun 2006 peranan pinjaman semacam ini mulai menurun dan sebaliknya pendanaan dengan obligasi terus meningkat, baik obligasi lokal maupun global. Proyek percepatan pembangkit MW sepenuhnya dibiayai dari pinjaman yang diusahakan oleh PLN dengan garansi Pemerintah. Akhir-akhir ini PLN kembali berupaya memperoleh pinjaman dari lembaga keuangan multilateral dan bilateral untuk mendanai proyek-proyek kelistrikan yang besar, seperti Upper Cisokan Pumped Storage dan transmisi HVDC Sumatra Jawa. Rencana Pengembangan Sistem Jawa Bali Tambahan kapasitas pembangkit tahun untuk sistem Jawa Bali adalah 32,6 GW atau penambahan kapasitas rata-rata 3,3 GW per tahun, termasuk PLTM skala kecil tersebar sebanyak 180 MW dan PLT Bayu 50 MW. Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 16,8 GW atau 51,5% dari tambahan kapasitas keseluruhan. Partisipasi swasta direncanakan cukup besar, yaitu 15,8 GW atau 48,5%. PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 24,0 GW atau 73,6%, disusul oleh PLTGU gas dengan kapasitas 2,2 GW atau 6,9% dan PLTG 1 GW atau 3,1%. So far, most PLN projects had been financed through the two-step foreign loan. However, since 2006 the role of this role has been declining and on the other hand financing through local and global obligations has been increasing. The 10,000 MW accelerated power plant project has been fully financed by PLN initiated loan with Government guarantee. Lately, PLN has taken efforts to obtain loan from multilateral and bilateral financial institutions to financed large electrical power projects, such as Upper Cisokan Pumped Storage and HVDC Sumatera Java transmission projects. Development Plan of the Java-Bali System The additional generating capacity for the period for the Java-Bali system is 32.6 GW or 3.3 GW per year, including spread small scale PLTM (minihydro power plants with total capacity of 180 MW and Wind Power Plant of 50 MW. Out of afore mentioned capacity, PLN plan to build 16.8 GW or 51.5% of the overall additional capacity. Private participation has been planned large enough, i.e GW or 48.5%. Coal fired PLTU will dominate the type of power generation to be built, which is 24.0 GW or 73.6%, followed by gas fired PLTGU with total capacity of 2.2 GW or 6.9% and PLTG 1 GW or 3.1%. 11

12 PROYEK Kebutuhan GWh 132, , , , , , , , , ,431 Pertumbuhan % Produksi GWh 151, , , , , , , , , ,408 Faktor Beban % Beban Puncak Bruto MW 22,207 23,923 26,050 28,321 30,770 32,798 35,043 37,392 39,837 42,461 Pertumbuhan Beban Puncak KAPASITAS Kapasitas Terpasang MW 22,506 22,306 22,282 22,282 22,282 21,450 21,250 21,450 21,250 21,450 PLN MW 18,471 18,271 18,247 18,247 18,247 17,415 17,215 17,415 17,215 17,415 RetiredMothballed IPP MW 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 4,035 PLN On-going dan Committed Priok Ext Blok 3 PLTGU 740 Lontar PLTU 630 Pelabuhan Ratu PLTU 1,050 Pacitan PLTU Paiton Baru PLTU 660 Tj. Awar-awar PLTU 700 Adipala PLTU 660 Tanjung Jati B #4 PLTU 660 Indramayu #4 (FTP2) PLTU 1,000 Peaker Semarang PLTG 150 Upper Cisokan PS (FTP2) PLTA 1,040 Sub Total PLN On-going & Committed 3,005 2, ,040 1, IPP On-going dan Committed Cirebon PLTU 660 Paiton #3 PLTU 815 Celukan Bawang PLTU 380 Banten PLTU 625 Sumsel-8 MT PLTU Sumsel-9 MT (PPP) PLTU 1,200 Sumsel-10 MT (PPP) PLTU 600 PROYEK Cilacap exp PLTU 600 Madura 2x200 MW (FTP2) PLTU 400 Jawa Tengah (PPP) PLTU Rajamandala (FTP2) PLTA 47 PLTP FTP-2 PLTP Sub Total IPP On-going & Committed 1, ,567 1,930 3, RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS Jawa-1 PLTGU Jawa-2 PLTGU 750 Indramayu #5 PLTU 1,000 Lontar Exp #4 PLTU 315 Jawa-5 PLTU 1,000 1,000 Peaker Muara Karang PLTG 400 Peaker Grati PLTG 300 Peaker Pesanggaran PLTG 150 Karangkates #4-5 (Jatim) PLTA 100 Kesamben (Jatim) PLTA 37 Kalikonto-2 (Jatim) PLTA 62 Jatigede (Jabar) PLTA 110 Matenggeng PS PLTA Jawa-1 PLTU 1,000 Jawa-3 PLTU Jawa-4 PLTU 1,000 1,000 Jawa-6 PLTU 2,000 PLTP Non-FTP2 PLTP Sub Total Rencana Tambahan Kapasitas , ,769 1,870 2,305 2,780 3,310 Total Tambahan 4,480 2,065 1,095 1,500 3,242 4,739 6,135 3,055 2,780 3,310 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW 30,800 32,665 33,736 35,236 38,478 42,385 48,320 51,575 54,155 57,665 TOTAL KAPASITAS NETTO MW 29,568 31,433 32,503 34,003 37,245 41,153 47,088 50,343 52,923 56,433 Tabel 2. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Jawa Bali [Table 2. Power generation development Plan in Java-Bali System] 12

13 Sementara untuk energi terbarukan khususnya panas bumi sebesar 2,9 GW atau 8,8%, PLTAPLTMpumped storage sebesar 2,5 GW atau 7,6%, dan pembangkit lainnya 0,05 GW atau 0,2%. Pada tahun 2015 reserve margin diperkirakan akan sangat tipis karena beberapa proyek pembangkit skala besar yang dalam RUPTL direncanakan beroperasi pada tahun 2015 diperkirakan akan terlambat. Pembangkit dimaksud adalah PLTA Pumped Storage Upper Cisokan MW dan PLTU Lontar unit MW yang merupakan proyek PLN, serta proyek PLTU IPP Cirebon unit MW, Cilacap unit MW, Madura 2x200 MW dan PLTP Kamojang, Wayang Windu, Karaha, Dieng, Tangkuban Perahu sebesar 350 MW. Untuk memperbaiki reserve margin menjadi minimum 25% pada tahun 2015, PLN berupaya untuk menambah kapasitas pembangkit tenaga listrik sekitar MW secara cepat. Mengingat jenis pembangkit yang dapat diimplementasikan secara cepat adalah pembangkit listrik berbahan bakar gas seperti PLTG dan PLTGU, maka PLN akan mempercepat pembangunan PLTG 800 MW dan PLTGU 750 MW yang memang telah direncanakan dalam RUPTL PLTG tersebut akan dipasang di Muara Karang 400 MW dan Pesanggaran 150 MW yang akan dioperasikan dengan LNG, serta di Grati 300 MW yang akan dioperasikan dengan CNG. Sedangkan 1 blok PLTGU 750 MW akan dibangun di Gresik untuk dioperasikan dengan gas lapangan yang ada, namun dengan capacity factor rendah sehingga diperlukan tambahan pasokan gas baru. PLN berharap akan mendapatkan alokasi gas dari blok Cepu. Whereas for renewable energy, particularly geothermal planned capacity is 2.9 GW or 8.8%, PLTAPLTM pumped storage 2.5 GW or 7.6% and other energy fueled power plants 0.05 GW or 0.2%. In 2015, the reserve margin has been estimated very thin due to the large scale power plants which had been planned in the RUPTL for completion by 2015 would be late. These projects are PLTA Pump Storage Cisokan 1,000 MW and PLTU Lontar Unit MW, which are PLN projects, and PLTUs IPP Cirebon Unit MW, Cilacap Unit MW, Madura 2x200 MW and PLTP (geothermal power plants) Kamojang, Wayang Windu, Karaha, Dieng, Tangkuban Parahu with total capacity 350 MW. To improve the reserve margin to be a minimum of 25% by 2015, PLN has taken efforts to accelerate adding generating capacity by 1,500 MW. Because the type of generating plant that can be accelerated is gas fired power plants such PLTG and PLTGU, PLN would accelerate the construction of 800 MW PLTG and 750 MW PLTGU which have been planned in the RUPTL. The aforementioned PLTGs are 400 MW PLTG Muara Karang and 150 MW PLTG Pesanggaran, which will be operated on LNG and 300 MW PLTG at Grati which will be operated using CNG. Whereas one block of 750 MW PLTGU at Gresik will be operated using natural gas available from existing field, but with low capacity factor so that it requires additional supply of new gas. PLN expects to obtain gas allocation from the Cepu Block. Capacity increase for IDMYU CBATU from 2cct 4xZebra to 4cct 4xDove GITET 500 kv Kit 500 kv CIBATU A CIRATA A SAGULING BANDUNG SELATAN U INDRAMAYU UJUNG BERUNG Reinforcement MDRCN UBRNG-BDSLN from 2cct to 3cct PLTU JAWA-1 PLTU MANDIRANCAN U U JAWA-3 Change of connection point: Jawa-1 CFPP connected to MDRCN and Jawa-3 CFPP to Switching Station between PMLNG-IDMYU PEMALANG PLTU JATENG U UNGARAN TANJUNG JATI B U New 500 kv lines not connected to MDCRN TASIKMALAYA MATENGGENG PS RAWALO U U PLTU ADIPALA PLTU CILACAP BANTUL PEDAN Connecting one of TASIK-DEPOK lines to BDSLN (single pi) Gambar 9. Rencana perkuatan transmisi 500 kv di koridor utara pulau Jawa [Figure 9. Plan to strengthen 500 kv transmission in the north corridor of Java Island] 13

14 Sistem transmisi 500 kv akan mengalami perubahan topologi terkait dengan tambahan kapasitas PLTU skala besar, peningkatan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem transmisi 500 kv Jakarta sebagaimana diilustrasikan pada gambar 11. SUTET Pemalang Indramayu diubah menjadi tidak connect ke GITET Mandirancan. Selain itu terdapat sisipan switching station sebagai titik koneksi PLTU Jawa-3. PLTU Jawa-3 akan connect ke SUTET Pemalang-Indramayu pada switching station yang akan dibangun, dan PLTU Jawa-1 connect ke GITET Mandirancan. Sejalan dengan peningkatan power flow, dilakukan juga perkuatan SUTET 500 kv ruas Mandirancan Ujung Berung Bandung Selatan dari 2 sirkit menjadi 3 sirkit dengan memodifikasi salah satu menara sirkit tunggal menjadi menara sirkit ganda. Selain itu diperlukan juga pembangunan incomer single pi ke Bandung Selatan dari transmisi 500 kv Tasik Depok eksisting. Kapasitas SUTET Indramayu Cibatu juga diperkuat dari 2 sirkit dengan konduktor 4xZebra menjadi 4 sirkit dengan konduktor 4xDove terkait dengan pembangunan PLTU Jawa-4 dan pengembangan PLTU skala besar lainnya di masa yang akan datang The 500 kv transmission system will undergo topological changes related to additional large capacity PLTU, inreased reliability and operational flexibility of the Jakarta 500 kv transmission system as illustrated in Figure 11. The EHV transmission line (SUTET) Pemalang Indramayu will be changed to notconnected to EHV Substation (GITET) Mandirancan. Besides, there is an insertion of a switching station as a connecting point of PLTU Java-3. PLTU Java-3 will be connected to the EHV Pemalang-Indramayu at the switching station that will be built, and PLTU Java-1 will be connected to GITET Mandirancam. In line with the upgrading of power flow, the 500 kv SUTET portion of Mandirancam Ujung Berung Bandung will be upgraded from 2 circuits into 3 circuits by modification of one of the single circuit tower to become double circuit. Additionally, there is a need to build a single pi incomer to Bandung South from the existing 500 kv Tasik Depok line. The capacity of SUTET Indramayu Cibatu will also be strengthened from 2-cicuits with 4xZebra conductors to 4-circuits with 4xDove conductors with the construction of PLTU Java-4 and development of other large scale PLTU in the future. CKNDE BLRJA BNTEN HVDC T E L U K J A K A R T A PLTU LONTAR 3 x 300 MW TNAGA TNAGA II KAPUK MKRNG SPTAN III MTWAR SPTAN PRIOK MKRNG ANCOL KLPGD II TGBRU II MGBSR II KLPGD KDSPI II SPTAN II GNSRI MKRNG III ANGKE KMYRN PSKMS TGBRU PLPNG CKG TWSHP TGRNG III DMGOT MGBSR MRNDA GRGOL KTPNG KMYRN II HRPDH CKRNG DRKSB III GBLMA TTNGI KDSPI MAXIM DRKSB GMBRU PGLNG II CBTUBR New KBSRH PKRNG GPOLA Old KSBRU II CKUPA JTAKE GRGOL II BDKMY DKTAS CIPNG II PGSAN SMBRT II GBLMA-2 PGLNG TGRNG CLDK PLMAS LAUTS KBJRK KARET MGRAI BKASI Old New STBDI CIPNG PGDNG SKMDI DKTASII NSYAN II KSBRU LIPPO AGP II JBEKA II CLDUG II KMBNG TMRSD II MLNIUM SNYAN SMBRT AGP FAJAR LIPPO II NSYAN DNYSA II TMRSD PDKLP Old JBEKA CITRA CLDUG III MPANG PCRAN2 PNCOL TGRSA DNYSA TMBUN II CSW JTWRG II CWANG CKRNG CSW II DRTGA LEGOK LKONG PTKNG PSMEDE TMBUN RGNAN CWANGBR TGRSA II PDNDH II MNTUR II JTWRG TJBRT MNTUR GDMKR BNTRO II TMBUN CSENG LKONG II CSW 3 KMANG LKONG LKONG III PDNDH BNTRO BNTRO III CBATU SRPNG JTNGN GDRIA GNDUL DPBRU ITP CMGIS II DEPOK III BGORX CMGIS CIBNG SCBNG CLGSI II JONGGOL CBBUR CLGSI ASPEK CIBNG II SNTUL CBATU CLGON TSMYA KDBDK SGLNG BGBRU Gambar 10. Rencana perkuatan transmisi 500 kv di Jakarta [Figure 10. Plan to strengthen 500 kv transmission in Jakarta] Untuk memperkuat pasokan sistem Jakarta, telah direncanakan pembangunan SUTET ruas Duri Kosambi Muara Karang - Priok Muara Tawar (looping SUTET jalur utara kota Jakarta). SUTET baru ini juga akan meningkatkan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem kelistrikan Jakarta dan To strengthen the incoming power to the Jakarta system, it has been planned to construct SUTET for the intersection Duri Kosambi Muara Karang Priok Muara Tawar (looping SUTET for north Jakarta route). This new SUTET will increase the reliability and flexibility of the Jakarta and Bekasi electrical 14

15 Bekasi. Pada gambar 11 terlihat bahwa batubara akan mendominasi energi primer yang digunakan, yaitu 65% dari seluruh produksi pada tahun 2021, disusul oleh gas alam (termasuk LNG) sebesar 21%, panas bumi 10%, PLTA 3% dan BBM dalam jumlah yang sangat kecil. Peranan BBM yang pada tahun 2012 masih sekitar 6% akan menurun dan menjadi sangat kecil pada tahun Penurunan ini dapat diwujudkan apabila bahan bakar tersedia dalam jumlah seperti yang direncanakan dan hal ini harus diusahakan secara maksimal dalam rangka menekan biaya pokok produksi. Kontribusi gas alam akan menurun dari 22% pada 2012 menjadi 11% pada 2021 karena diperkirakan tidak ada tambahan pasokan gas lapangan yang pasti. Sedangkan peran LNG akan meningkat dari 4% pada tahun 2012 menjadi 10% pada tahun 2021 untuk mengoperasikan pembangkit beban puncak dan pembangkit must run. Kontribusi panas bumi yang pada tahun 2012 hanya 5% akan naik menjadi 10% pada tahun power system operation. Figure 11 shows that coal will dominate the utilization of primary energy by 65% of the entire electricity production by 2021, followed by natural gas (including LNG) at 21%, geothermal (PLTP) 10%, Hydro-electric 3%, and oil fuel at a very small fraction. The role of oil fuel in 2012 will still be 6%, but it will decline to very small percentage in This decline can be achieved if alternative fuels are available in sufficient quantity as planned; and this could be achieved with maximal efforts to suppress the basic production cost of electricity. The contribution of natural gas is expected to go down from 22% in 2012 to 11% by 2021 because there is no certainty of gas supply from the fields. The role of LNG will increase by 4% in 2012 to 10% in 2021 to operate peaking power plants and the must-run power plants. The contribution of geothermal energy in 2012 is only 5% and it will increase to 10% by , , ,000 GWh 150, ,000 50, HSD MFO LNG Gas Batubara Geothermal Hydro Gambar 11. Proyeksi komposisi produksi energi listrik per jenis bahan bakar di Jawa Bali [Figure 11. Projection of composition of electricity production by type of fuel in Java-Bali] Pasokan gas berdasarkan kontrak saat ini diperlihatkan pada tabel 3. Untuk Tambak Lorok, diharapkan akan ada pasokan dari SPP (Lapangan Gundih) 50 mmscfd pada tahun 2013 dan Petronas (Lapangan Kepodang) 111 mmscfd pada tahun 2014 dan menjadi 116 mmscfd mulai Muara Karang dan Priok: PGN 27 mmscfd hingga tahun 2012; PHE ONWJ 120 mmscfd dan menurun Table 3 shows the gas supply based on the prevailing contract. It is expected that: a) Tambak Lorok will obtain gas from SPP (Gundih Field) at 50 mmscfd in 2013 and Petronas (Kapodang Field) 111 mmscfd beginning b) Muara Karang and Priok from PGN at 27 mmscfd through 2012; from PHE ONWJ at 120 mmscfd 15

16 hingga 41 mmscfd pada 2016; PHE ONWJ (excess capacity) 20 mmscfd hingga 2017; FSRU Jakarta 100 mmscfd sejak tahun 2012; meningkat menjadi 167 mmscfd pada tahun 2013 dan menurun hingga 133 mmscfd pada tahun Muara Tawar: Dari Pertamina 25 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2016; PGN 79 mmscfd hingga tahun 2013 dan dapat diperpanjang hingga 2017; Jambi Merang 33 mmscfd tahun 2011 dan menurun menjadi 7 mmscfd pada tahun ; Medco 20 mmscfd hingga tahun 2014; PHE ONWJ 15 mmscfd mulai akhir tahun 2014 hingga Perpanjangan kontrak gas tersebut perlu dipastikan. Cilegon: CNOOC 80 mmscfd kontrak jangka panjang; PGN 30 mmscfd. Gresik: Kodeco 110 mscfd hingga 2013 (selanjutnya ada potensi 100 mmscfd mulai tahun 2014); Hess 50 mmscfd hingga 2021; KEI 110 mmscfd tahun 2012 dan naik menjadi 130 mmscfd tahun (selanjutnya menurun menjadi 60 mmscfd); MKS 22 mmscfd hingga tahun Grati: Santos Oyong 30 mmscfd hingga 2015; Santos Wortel 30 mmscfd hingga 2017 dan menurun menjadi 20 mmscfd mulai 2018; Sampang Mandiri Perkasa (SMP) 17 mmscfd hingga tahun 2018; Pasuruan migas 3 mmscfd hingga and down to 41 mmscfd in 2016; PHE ONWJ excess capacity at 20 mmscfd through 2017; FSRU Jakarta at 100 mmscfd since 2012, going up to 167 mmscfd in 2013 and declining to 133 mmscfd in c) Muara Tawar: From Pertamina at 25 mmscfd through 2013 and can be extended through 2016; PGN at 79 mmscfd through 2013and can be extended to 2017; Jambi Merang at 33 mmscfd since 2011 and down to 7 mmscfd in ; Medco at 20 mmscfd through 2014; PHE )NWJ 15 mmscfd beginning 2014 to Extension of the gas contracts should be ensured for: a) Cilegon: long term contract with CNOOC for 80 mmscfd; PGN for 30 mmscfd b) Gresik: Kodeco 110 mmscfd through 2013 (there is a potential supply of 100 mmscd starting 2014); Hess 50 mmscfd through 2021; KEI 110 mmscfd in 2012 increasing to 130 mmscfd in and down to 60 mmscfd after 2014; MKS 22 mmscfd through c) Grati: Santos Oyong 30 mmscfd through 2015; Santos Wortel 30 mmscfd through 2017 and down to 20 mmscfd beginning 2018; Sampang Madura Perkasa (SMP) 17 mmscfd through 2018; and Pasuruan Migas at 3 mmscfd through bbtud No Pembangkit Pemasok Muara Karang dan Priok PHE ONWJ (GSA) PHE ONWJ (Excess capacity) 20.0 PGN - Priok (GSA-IP) 27.0 FSRU PT NR (proses GSA) Jumlah Muara Tawar PERTAMINA - P Tengah (GSA) PGN (GSA) MEDCO Eks Keramasan Ex kontrak PLN Jambi Merang*) PHE ONWJ Jumlah Cilegon CNOOC (GSA) PGN (GSA) Jumlah Tambaklorok Petronas (Approval GSA) SPP (GSA-IP) Jumlah Gresik Kodeco (GSA)* Hess (GSA) KEI (GSA) MKS (GSA) WNE (GSA) Petronas-Bukit Tua (potensi-pjb) Ext Kodeco Jumlah Grati Santos Oyong (GSA-IP) Santos Wortel (GSA-IP) Sampang Mandiri Perkasa (GSA-IP) Pasuruan Migas (GSA-IP) Jumlah Jumlah Pasokan Gas di Jawa , Tabel 3. Situasi pasokan gas untuk pembangkit listrik Jawa Bali [Table 3. Gas supply situation for the Java-Bali electrical power generation] 16

17 No. Power Plant Role MW Muara Karang CC Blok 1 Medium CC Blok 2 (Rep) Medium STEAM Base GT Baru Peak Tanjung Priok CC Blok 1 Medium CC Blok 2 Medium CC Blok 3 (Ext) Medium Sum of Demand Supply Supply LNG Surplus-Deficit Muara Tawar CC Blok 1 Medium GT Blok 2 Peak GT Blok 3 Peak GT Blok 4 Peak CC Blok 5 Medium Sum of Demand Supply Supply LNG Surplus-Deficit Gresik CC Blok 1 Medium CC Blok 2 Medium CC Blok 3 Medium STEAM Base CC Jawa-5 Medium Sum of Demand Supply Surplus-Deficit No. Power Plant Role MW Tambak Lorok CC Blok 1-2 Medium GT Peak STEAM 200 Sum of Demand Supply Surplus-Deficit Grati CC Blok 1 Medium GT Blok 2 Peak GT Baru Peak CC Jawa-7 Medium Sum of Demand Supply Surplus-Deficit CC Cilegon Medium Supply Surplus-Deficit 8 GT Pesanggaran Peak Supply Surplus-Deficit BALANCE Total Demand Total Supply SurplusDeficit Tabel 4. Neraca gas pembangkit listrik Jawa Bali Kebutuhan gas untuk pembangkit tenaga listrik di Jawa-Bali ditunjukkan pada tabel 4. Pada tahuntahun mendatang direncanakan akan ada tambahan kapasitas pembangkit berbahan bakar gas sebagai berikut: PLTG peaker 850 MW tahun 2015, PLTGU Jawa 1 (di Gresik) 750 MW pada tahun menggunakan gas yang ada dan mulai tahun 2017 diharapkan akan menggunakan gas dari blok Cepu, PLTGU Jawa 2 (di Grati) 750 MW pada tahun 2021 Demand of gas for Java-Bali power generation is shown in Table 4. In the coming years, it is planned to have additional gas fired generating plant capacity as follows: (i) PLTG peaker 850 MW in 2015; (ii) PLTGU Java-1 (in Gresik) 750 MW in using available gas and starting 2017 from Cepu Block; (iii) PLTGU Java-2 (Gresik) 750 MW in 2021, the gas 17

18 perlu diupayakan pasokan gasnya. Dari tabel 4 terlihat bahwa apabila volume LNG dari FSRU Jakarta adalah hanya 167 mmscfd, maka akan terjadi kekurangan pasokan gas untuk Muara Karang dan Priok mulai tahun 2014 karena kedua pembangkit tersebut harus beroperasi dengan output yang tinggi. Tabel tersebut juga menunjukkan adanya defisit pasokan gas untuk Muara Tawar yang cukup besar, karena sifat must run pembangkit ini dalam memasok Jakarta khususnya selama beban puncak yang berlangsung cukup lama. Dari tabel tersebut juga terlihat pasokan gas di Gresik akan berlebih dalam jangka pendek, yaitu pada Rencana Pengembangan Sistem Sumatera Neraca daya sistem Sumatera diberikan pada tabel 5. Rencana pengembangan pembangkit yang baru pada sistem Sumatera meliputi sebagai berikut: PLTU mulut tambang Riau Kemitraan dengan kapasitas sekitar 1200 MW dan rencana beroperasi pada tahun Proyek PLTU ini bekaitan dengan rencana interkoneksi antara Sumatera dan Semenanjung Malaysia melalui transmisi HVDC 250 kv. PLTA Batang Toru 510 MW merupakan proyek unsolicited yang didesain sebagai pembangkit peaking. PLTA Ketahun 3 61 MW direncanakan untuk beroperasi pada tahun 2018 untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaking di Bengkulu. PLTP Seulawah Agam berkapasitas 110 MW mengingat potensi panas bumi cukup besar dan untuk lebih meningkatkan daya tarik proyek bagi pengembang. Rencana pengembangan penyaluran di sistem Sumatera meliputi proyek transmisi baru 150 kv terkait dengan proyek pembangkit PLTU fast track program, PLTA, PLTU IPP dan PLTP IPP; pembangunan transmisi baru 275 kv terkait proyek pembangkit PLTU fast track program dan IPP; pengembangan transmisi 150 kv tersebar di Sumatera dalam rangka memenuhi kriteria keandalan dan untuk mengatasi bottleneck penyaluran, perbaikan tegangan pelayanan dan fleksibilitas operasi; pembangunan transmisi 275 kv dan 500 kv sebagai tulang punggung transmisi interkoneksi Sumatera, pembangunan transmisi dan kabel laut Sumatera Peninsular Malaysia yang bertujuan untuk mengoptimalkan operasi kedua sistem. supply source has yet to be searched. Table 4 reveals that if the LNG volume from FSRU Jakarta is only 167 mmscfd, then there will be shortage of gas for Muara Karang and Priok starting fro 2014, because both power plant should operate at high output. Table 4 also shows that there will be large gas supply deficit for Muara Tawar, because of the must run condition of this power plant to especially supply Jakarta during peak hours which last quite a long time. The table also reveals that there will be surplus gas supply for Gresik during a short period between 2012 to Sumatera System Development Plan Table 5 shows the power supply and demand balance of the Sumatera power system. Plan for new power plants in the Sumatera system includes the following: (i) Coal mine-mouth PLTU Riau Partnership (Public Private Partnership) with 1,200 MW capacity and commercial operating date This project is related to the plan of interconnecting Sumatera and Malaysia Peninsula through 250 kv HVDC. (ii) PLTA Batang Toru 510 MW is an unsolicited project designed as a peaking power plant. (iii) PLTA ransmission lines MW planned to be in operation by 2018 to meet the peak load demand in Bengkulu. (iv) PLTP (geothermal) Seulawah 110 MW in view of the large geothermal resource potential and to attract interest of developers. The transmission development plan in the Sumatera system include: (i) new 150 kv related to fast track program covering hydro electric, coal fired steam turbine and geothermal IPPs; (ii) construction of new 275 kv transmission line related to fast track coal fired PLTU program and IPP; (iii) spread out 150 kv transmission line development in order to meet system reliability criteria and to overcome transmission bottleneck, improvement of service voltages and operational flexibility; (iv) construction of the 275 kv and 500 kv backbone transmission lines of the Sumatera interconnection and construction of Sumatera Malaysian Peninsula submarine cable to optimize operations of both systems. 18

19 No. Demand & Power Plant Unit Electricity Demand Production GWh Peak Load MW Existing Plants Install Capacity MW NEW CAPACITY ADDITION PLN ON-GOING & COMMITTED Tarahan (FTP1) Coal 200 Meulaboh #1,2 (FTP1) Coal 220 Pangkalan Susu #1,2 (FTP1) Coal 440 Sumbar Pesisir #1,2 (FTP1) Coal 224 Riau (Amandemen FTP1) Coal 220 Pangkalan Susu #3,4 (FTP2) Coal 400 Duri 1 (Ex Relokasi Jawa) GT 32 Sungai Gelam (CNGPeaker) Gas Eng Jaka Baring (CNGPeaker) Gas Eng 50 Duri Gas Eng 112 P. Brandan GTGE 200 Arun GTGE 200 Batanghari CC 30 Keramasan CC Ulubelu #1,2 Geo 110 Hululais (FTP2) Geo 110 Sungai Penuh (FTP2) Geo 110 Peusangan 1-2 Hydro 88 Asahan III (FTP2) Hydro 174 RENTAL Borang GT Payo Selincah GT 100 Tarahan #5,6 Coal 240 Dumai Coal 240 Sumbagut Coal 360 IPP ON-GOING & COMMITTED Banjarsari Coal 230 Keban Agung Coal Sumsel - 5 Coal Sumsel - 7 Coal 300 Riau Kemitraan (PLN-TNB-PTBA) Coal **) No. Demand & Power Plant Unit Jambi KPS Coal Sumsel - 6 Coal 600 Gunung Megang, ST Cycle CC 30 Lumut Balai (FTP2) Geo Ulubelu #3,4 (FTP2) Geo Sarulla I (FTP2) Geo Rajabasa (FTP2) Geo 220 Muara Laboh (FTP2) Geo 220 Rantau Dedap (FTP2) Geo Wampu Hydro 45 PLTM Tersebar Sumut Mini Hydro Batang Toru (Tapsel) Hydro 510 UNALLOCATED Meulaboh #3,4 Coal PLTU Mulut Tambang Sumsel-1 Coal 600 Aceh Timur GT 70 Lampung Peaker GTGE 100 Jambi Peaker GTGE 100 Riau Peaker GTGE 200 Duri CC Sarulla II (FTP2) Geo 110 Seulawah (FTP2) Geo 110 ***) Sorik Marapi (FTP2) *) Geo 240 *) Suoh Sekincau Geo Wai Ratai Geo 55 Simbolon Samosir Geo ` Sipoholon Ria-Ria Geo 55 G. Talang Geo 20 Danau Ranau Geo 110 Bonjol Geo 165 Kepahiyang Geo 220 Simonggo-2 Hydro 86 Masang-2 Hydro 55 Ketahun-3 Hydro 61 Simpang Aur (FTP2) Hydro 23 Semangka (FTP2) Hydro 56 Hasang (FTP2) Hydro 40 Peusangan-4 (FTP2) Hydro 83 4 Merangin Hydro 350 SUM OF SUPPLY MW Tabel 5. Rencana pengembangan pembangkit di sistem Sumatera Table 5. Power generation development plan in Sumatra 19

20 Rencana pengembangan sistem kelistrikan Sumatera diperlihatkan pada gambar dibawah ini. Development plan of the Sumatera electrical power system is shown in the following figure. Ulee Kareng D Sigli C. Trueng Banda Aceh Bireun Lhokseumawe Samalanga Jantho P. Labu P Seulawah Idie Meulaboh PLTU Meulaboh Peusangan 1-2 HEPP Takengon Blangkjeren Blang Pidie Note : 1. GI 275 kv Sigli COD GI 275 kv Meulaboh COD 2017 Lawe Mamas HEPP Kuta Cane Tapak Tuan T.Pura Binjai PLTUGU Belawan Mabar P.Geli P. Pasir Labuhan KIM Namorambe Lamhotma PLTU Wampu GlugurSei Sei. Sumut-2 HEPP P. Batu RotanDenai Titi Kuning K. Namu Perbaungan K. Tanjung T. Tinggi T. Morawa Brastagi Galang Kisaran G.Para Renun HEPP P. Siantar Aek Kanopan Sidikalang Sabulusalam 3. GI 275 kv Lhokseumawe COD GI 275 kv Sarulla COD GI 275 kv Payakumbuh COD GI 275 kv Kiliranjao COD GI 275 kv Muara Bungo COD GI 275 kv Bangko - COD GI 275 kv Lubuk Linggau - COD GI 275 kv Lahat - COD GI 275 kv Gumawang COD GI 275 kv Muara Enim COD GI 275 kv Betung COD 2014 Tualang Cut P. Brandan 14. GI 275 kv New Aur Duri COD 2015 GI 500 kv New Aur Duri COD GI 500 kv Rengat COD GI 275 kv New Garuda Sakti COD 2014 GI 500 kv New Garuda Sakti COD GI 275 kv P. Sidempuan COD GI 275 kv Simangkok COD GI 275 kv Galang COD GI 275 kv Binjai COD GI 275 kv Pangkalan Susu COD GI 275 kv Ulee Kareeng COD GI 275 kv & 500 kv Rantau Prapat COD GI 500 kv Sei Rotan U Langsa P. Susu D. Sanggul PLTP P. Bukit PLTU L. Angin PLTU PLTA Sipan Tele Tarutung PLTP Sarulla& Sipaholon Sibolga Porsea Simangkok PLTA B. Toru PLTP S. Merapi Asahan I HEPP Asahan III HEPP Asahan IV&V HEPP Pd. Sidempuan Panyabungan Simpang 4 G.Tua Maninjau HEPP R. Prapat Pariaman Lubuk Alung Pd. Luar GIS Kota Singkarak HEPP S.Haru K. Pinang Bagan Batu P. Pangarayan PIP Payakumbuh Sumbar Pessel Pd. Panjang Pauh Limo Indarung Bungus PLTU Sumbar-1 Bagan Siapi- api Bangkinang Batusangkar Duri Minas Garuda Sakti Kt. Panjang HEPP Salak Solok Kambang Kandis Ombilin PLTP G. Talang PLTP M.Laboh Mukomuko Dumai New G.Sakti Teluk Lembu S.Penuh KID Perawang Pasir Putih T. Kuantan Kiliranjao Muara Bungo Merangin HEPP Siak Sri Indra Pura Tenayan Tes HEPP Argamakmur Kulim Sukamerindu P. Kerinci PLTU Riau Kemitraan P.Baai TNB Malaysia Malaka Bangko PLTP Hulu Lais Pekalongan Rengat Sarolangun Lubuk Linggau Musi HEPP Muara Bulian Muara Rupit T.Tinggi Pagar Alam Manna Tembilahan PLTU K. Agung Lahat PLTU Jambi (KPS) Aur Duri PLTU S. Belimbing PLTU Banjarsari Sekayu M. ENIM PLTP R.Dedap K. Tungkal PLTP L.Balai Muara Dua Payo Selincah Bukit Asam B. Lincir Betung Baturaja S. Lilin. PLTG G. Megang B. Umpu Tl. Kelapa GIS Kota I 2 PLTG Kaji 1 Keramasan Simpang 3 Prabumulih Bukit Kemuning T.Api-api Gumawang 1. PLTG Apung 2. PLTG Ex Pulo Gadung 3. IPP Palembang Timur Borang Mariana PLTP Metro D. Ranau Besai HEPP Sribawono Adijaya Tegineneng B. Tegi Gd. Tataan Natar PLTP S. Sekincau HEPP Pagelaran Langkapura Sutami Liwa PLTP Suka UluBelu Tlk. New rame Tarahan Bengkunat K. Agung Betung PLTP Wai Ratai 3 P. Ratu 7 4 Kotabumi Tlk. Ratai Kayu Agung 5 6 Menggala Tarahan Mesuji PLTP Rajabasa Dipasena Sp.Banyak Kalianda Sistem JAWA Gambar 12. Rencana pengembangan sistem transmisi di Sumatera [Figure 12. Development plan of transmission system in Sumatra] Gambar 13 menunjukkan peranan masingmasing energi primer di Sumatera sebagai berikut : peranan minyak (HSD dan MFO) yang pada tahun 2012 masih tinggi, yaitu sekitar 8,0 TWh, akan sangat berkurang menjadi sekitar 236 GWh pada tahun Hal ini terjadi karena penggunaan BBM untuk pembangkit peaker diganti dengan LNGCNG. Peranan LNG akan mulai dirasakan pada tahun 2014, yaitu sekitar GWh dan cenderung konstan berdasarkan sumber pasokan LNG Arun. Peranan pembangkit gas yang semula 7,9 TWh pada tahun 2012 akan naik menjadi 8,7 TWh pada tahun 2014, dan secara bertahap akan menurun kembali menjadi GWh pada tahun Hal ini karena pengoperasian pembangkit gas disesuaikan dengan ketersediaan gas dari kontrak yang ada. Peranan pembangkit batubara akan semakin dominan. Pada tahun 2012 hanya 8,1 TWh Figure 13 shows the role of each primary energy in Sumatra as follows: i). The role of oil fuel (HSD and MFO) which is still high in 2012, i.e. about 8.0 TWh, will be reduced to approximately 236 GWh in This is due to the substitution of oil fuel used for power plant peaker will be substituted by LNGCNG; ii). The role of LNG will be felt after 2014, i.e. about GWh and tend to be steady based on supply from LNG Arun; iii). The role of gas fired power plants which was 7.9 TWh in 2012 will increase to 8.7 TWh in 2014, and will cascaded down to GWh in This is because the operation of gas fired power plant will be adjusted with the availability of gas supply from the available contracts; (iv) The role of coal will become increasingly dominant. In 2012, it s only 8.1 TWh and it will increase to 36.3 TWh in 2012; (v) The role of hydro-electric in 2011 was 4.6 TWh and will be growing with incoming PLTA Asahan-3, PLTA 20