RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL

Transkripsi

1 REPUBLIK INDONESIA KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL DEPARTEMEN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL JAKARTA, 25 April

2 MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAY A MINERAL NOMOR: 1213 K/31/MEM/2005 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALlSTRIKAN NASIONAL MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL, Menimbang : a. bahwa dalam rangka penyediaan tenaga listrik yang cukup, merata, andal, dan berkesinambungan bagi seluruh masyarakat perlu adanya perencanaan umum ketenagalistrikan nasional yang terpadu dengan memperhatikan berbagai pemikiran dan pandangan yang hidup dalam masyarakat serta aspirasi daerah dalam sektor ketenagalistrikan; b. bahwa Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional sebagaimana ditetapkan dalam Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0954 K/30/MEM/2004 tanggal 15 April 2004, tidak sesuai lagi dengan perkembangan peraturan perundang-undangan di bidang ketenagalistrikan; c. bahwa berdasarkan pertimbangan sebagaimana dimaksud dalam huruf a dan b, dan sesuai ketentuan Pasal 3 ayat (2) Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik, perlu menyempurnakan dan menetapkan kembali Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional dalam suatu Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral; Mengingat : 1. Undang-undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan (Lembaran Negara RI Tahun 1985 Nomor 74, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3317); 2. Undang-undang Nomor 32 Tahun 2004 tentang Pemerintahan Daerah (Lembaran Negara RI Tahun 2004 Nomor 125, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 4437); 3. Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (Lembaran Negara RI Tahun 1989 Nomor 24, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3394), sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik (Lembaran Negara RI Tahun 2005 Nomor 5, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 4469);

3 Peraturan Pemerintah Nomor 25 Tahun 2000 tentang Kewenangan Pemerintah dan Kewenangan Provinsi sebagai Daerah Otonom (Lembaran Negara RI Tahun 2000 Nomor 54, Tambahan Lembaran Negara RI Nomor 3952); 5. Keputusan Presiden Republik Indonesia Nomor 187/M Tahun 2004 tanggal 20 Oktober 2004; 6. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 150 Tahun 2001 tanggal 2 Maret 2001 jo. Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1915 Tahun 2001 tanggal 23 Juni 2001 tentang Organisasi dan Tata Kerja Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral; MEMUTUSKAN : KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALlSTRIKAN NASIONAL. Menetapkan : KESATU KEDUA KETIGA KEKEMPAT KELIMA : Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, selanjutnya disebut RUKN adalah sebagaimana tercantum dalam Lampiran yang merupakan bagian tidak terpisahkan dari Keputusan Menteri ini. : RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum Kesatu digunakan sebagai pedoman bagi Pemerintah, Pemerintah Daerah, dan Pelaku Usaha dalam membuat kebijakan, melaksanakan pengembangan dan pembangunan ketenagalistrikan. : RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum Kesatu dapat ditinjau kembali setiap tahun sesuai dengan perkembangan keadaan. : Dengan ditetapkannya Keputusan Menteri ini, Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0954 K/30/MEM/2004 tanggal 15 April 2004 dicabut dan dinyatakan tidak berlaku. : Keputusan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan. Ditetapkan di Jakarta pada tanggal 25 April 2005 MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL Tembusan : 1. Menteri Dalam Negeri 2. Menteri Negara Perencanaan Pembangunan NasionallKepala Bappenas 3. Sekretaris Jenderal Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 4. lnspektur Jenderal Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 5. Para Direktur Jenderal di lingkungan Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 6. Para Kepala Badan di lingkungan Dep. Energi dan Sumber Daya Mineral 7. Para Gubernur di seluruh Indonesia 8. Para BupatilWalikota di seluruh Indonesia 9. Direktur Utama PT PLN (Persero)

4 SAMBUTAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL Sesuai amanat pasal 5 Undang-undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan pemerintah wajib menyusun Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN), selanjutnya sesuai ketentuan Pasal 2 Peraturan Pemerintah Nomor 10 tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan T enaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005, RUKN tersebut ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. RUKN ini berisikan tentang perkiraan kebutuhan tenaga listrik untuk kurun waktu sepuluh tahun ke depan, potensi sumber energi primer di berbagai daerah atau yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik, sasaran dan rencana penyediaan tenaga listrik serta kebutuhan investasi. RUKN ini dapat memberikan informasi secara luas tentang kebijakan Pemerintah dalam perencanaan ketenagalistrikan, dan wajib menjadi acuan bagi Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) dan pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk Kepentingan Umum (PIUKU) untuk menyusun Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik di dalam wilayah usahanya masingmasing. RUPTL tersebut agar disampaikan sebulan setelah RUKN ini ditetapkan. Sesuai dengan perkembangan penyediaan tenaga listrik, RUKN ini akan dimutakhirkan secara berkala setiap tahun sehingga masukan seluruh stakeholder sektor ketenagalistrikan sang at diperlukan untuk penyusunan RUKN Jakarta,25 April 2005 MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL i

5 DAFTAR ISI Sambutan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Daftar Isi Daftar Tabel Daftar Lampiran i ii v vi BAB I. PENDAHULUAN 1 1. Latar Belakang 1 2. Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan 1 3. Tujuan Penyusunan RUKN 2 4. Landasan Hukum RUKN 2 BAB II. KEBIJAKAN SEKTOR TENAGA LISTRIK 3 1. Perkembangan Kebijakan Sektor Tenaga Listrik 3 2. Kebijakan Penyediaan Sektor Tenaga Listrik 4 3. Tarif 4 4. Kebijakan Pemanfaatan Energi Baru untuk Pembangkitan Tenaga Listrik 5 5. Penanganan Listrik Desa dan Misi Sosial 5 6. Kebijakan Lindungan Lingkungan 6 7. Standarisasi, Keamanan dan Keselamatan serta Pengawasan 6 8. Manajemen Permintaan dan Penyediaan Tenaga Listrik 7 BAB III. KONDISI KELISTRIKAN 8 1. Pulau Sumatera Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) 8 Provinsi Sumatera Utara 8 Provinsi Sumatera Barat 9 Provinsi Riau 9 Provinsi Jambi 9 Provinsi Sumatera Selatan 9 Provinsi Bengkulu 10 Provinsi Lampung 10 Provinsi Kepulauan Bangka Belitung 10 Batam Pulau Jawa dan Bali Provinsi Bali 11 Provinsi Jawa Timur 11 Provinsi Jawa Tengah dan DIY 11 Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten 12 Daerah Khusus Ibu Kota Jakarta dan Tangerang Pulau kalimantan Provinsi Kalimantan Timur 12 Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan 12 Provinsi Kalimantan Barat 13 ii

6 4. Pulau Sulawesi Provinsi Sulawesi Utara 13 Provinsi Sulawesi Tengah 13 Provinsi Gorontalo 14 Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara Kepulauan Nusa Tenggara Provinsi Nusa Tenggara Barat 14 Provinsi Nusa Tenggara Timur Pulau Maluku Provinsi Maluku dan Maluku Utara Papua Kondisi Sistem Penyaluran Tenaga Listrik 15 BAB IV. RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik Sarana Penyediaan Tenaga Listrik 18 Pembangkit 18 Pengembangan Penyaluran 19 Pengembangan Distribusi Produksi dan Kebutuhan Energi Primer untuk Pembangkit Prakiraan Kebutuhan Dan Penyediaan Tenaga Listrik Secara Regional 21 A. Jawa-Bali 21 Jawa Madura - Bali 21 Sistem Jawa Madura - Bali 21 B. Sumatera 22 Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) 22 Provinsi Sumatera Utara 22 Provinsi Sumatera Barat 22 Provinsi Riau 23 Kelistrikan S2JB 23 Provinsi Lampung 23 Neraca Daya Sistem Sumatera 23 Kelistrikan Bangka Belitung 24 Batam 24 C. Kalimantan 25 Provinsi Kalimantan Barat 25 Provinsi Kalimantan Timur 25 Kelistrikan Kalimantan Selatan dan Tengah 26 D. Sulawesi 26 Provinsi Sulawesi Selatan dan Tenggara 26 Sistem Sulutenggo 26 E. Nusa Tenggara 27 Provinsi Nusa Tenggara Barat (NTB) 27 Provinsi Nusa Tenggara Timur (NTT) 27 F. Maluku 28 Kelistrikan Maluku dan Maluku Utara 28 iii

7 G. Papua Kebutuhan Tenaga Listrik Nasional Program Elektrifikasi Desa 28 BAB V. POTENSI SUMBER DAYA ENERGI Pemanfaatan Sumber Energi Untuk Pembangkit Tenaga Listrik 30 Batubara 30 Gas Alam 30 Minyak Bumi 30 Tenaga Air 30 Panas bumi Potensi Sumber Energi Di Provinsi/Daerah Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) 31 Sumatera Utara 31 Sumatera Barat 31 Riau 32 Jambi 32 Bengkulu 32 Sumatera Selatan 32 Lampung 32 Bangka Belitung 33 Kalimantan Timur 33 Kalimantan Tengah 33 Kalimantan Selatan 33 Kalimantan Barat 33 Nusa Tenggara Barat 33 Nusa Tenggara Timur 34 Sulawesi Selatan 34 Sulawesi Utara 34 Sulawesi Tengah 34 Sulawesi Tenggara 35 Gorontalo 35 Maluku dan Maluku Utara 35 Papua 35 Bali 35 Jawa Timur 35 Jawa Tengah 36 Jawa Barat 36 Banten 36 BAB VI. KEBUTUHAN DANA INVESTASI 38 iv

8 DAFTAR TABEL Tabel 1. Rasio Elektrifikasi 17 Tabel 2. Sasaran Penjualan Listrik PLN 18 Tabel 3. Komposisi Energi Primer Untuk Pembangkit 20 Tabel 4. Data Potensi Sumber Energi 37 Tabel 5. Kebutuhan Dana Investasi Sarana Penyediaan Tenaga Listrik Tahun 2005 s/d v

9 DAFTAR LAMPIRAN LAMPIRAN I. JARINGAN TRANSMISI A. Jaringan Transmisi JAWA BALI 40 B. Jaringan Transmisi JAWA BARAT 41 C. Jaringan Transmisi JAWA TENGAH dan D.I.Y 42 D. Jaringan Transmisi JAWA TIMUR dan BALI 43 E. Jaringan Transmisi SUMATERA 44 F. Jaringan Transmisi KALIMANTAN 45 G. Jaringan Transmisi SULAWESI 46 LAMPIRAN II. NERACA DAYA DAN PRAKIRAAN KEBUTUHAN A. Neraca Daya Sistem Jawa Madura Bali 47 B. Neraca Daya Sistem Kelistrikan Sumatera 49 C. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah BABEL 51 D. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Batam 53 E. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kalbar 55 F. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kaltim 57 G. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Kaltengsel 59 H. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Sulut Sulteng & Gorontalo 61 I. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Sulsel & Tenggara 63 J. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah NTB 65 K. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah NTT 67 L. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Maluku dan Maluku Utara 69 M. Prakiraan Kebutuhan Beban Daerah Papua 71 N. Rincian Pengembangan Pembangkit Wilayah Jamali 73 O. Rincian Pengembangan Pembangkit Wilayah Luar Jamali 75 P. Prakiraan Kebutuhan Beban Indonesia 77 LAMPIRAN III. RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI, GARDU INDUK DAN DISTRIBUSI A. Rencana Pengembangan Sistem Transmisi dan Gardu Induk 79 B. Rencana Pengembangan Sistem Distribusi 80 LAMPIRAN IV. RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR A. Produksi Menurut Jenis Bahan Bakar 81 B. Rencana Kebutuhan Pemakaian Bahan Bakar 83 LAMPIRAN V. POTENSI SUMBER DAYA ENERGI A. Cadangan Batubara Indonesia 85 B. Cadangan Gas Bumi Indonesia 86 C. Cadangan Minyak Bumi Indonesia 87 D. Distribusi Lokasi Panas Bumi 88 vi

10 BAB I PENDAHULUAN 1. LATAR BELAKANG Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) adalah suatu rencana pembangunan sektor ketenagalistrikan terpadu yang mencakup kebijakan sektor ketenagalistrikan, rencana penyediaan tenaga listrik, sarana penyediaan tenaga listrik pemanfaatan sumber energi untuk pembangkit dan kebutuhan dana untuk pembangkit tenaga listrik. RUKN ditetapkan sebagai acuan dalam pembangunan dan pengembangan sektor ketenagalistrikan di masa yang akan datang bagi Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK) dan Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan untuk kepentingan umum (PIUKU). Peranan RUKN akan semakin penting dengan adanya perubahan lingkungan strategis baik dalam lingkup lokal, nasional, regional maupun internasional. Disamping itu partisipasi swasta pada sektor tenaga listrik diharapkan semakin meningkat sehingga RUKN ini dapat memperjelas dan membakukan penentuan proyek yang dilaksanakan baik oleh PKUK maupun yang akan dikerjasamakan dengan pihak lain. Adanya dinamika masyarakat terutama peningkatan ekonomi akan mengakibatkan kebutuhan tenaga listrik semakin meningkat, sehingga diperlukan suatu perencanaan ketenagalistrikan yang lebih pasti secara kuantitatif. Untuk membuat perencanaan ketenagalistrikan yang lebih pasti, maka RUKN dibuat dengan rentang waktu perencanaan selama 20 (dua puluh) tahun. Untuk mengantisipasi perkembangan kebutuhan tenaga listrik maka RUKN ditinjau ulang setiap tahun. Sesuai dengan Undang-Undang No 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan, Peraturan Pemerintah No.10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik dan Peraturan Pemerintah No. 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Peraturan Pemerintah No.10 Tahun 1985, maka seluruh pelaku usaha penyediaan tenaga listrik yang memiliki wilayah usaha wajib membuat Rencana Umum Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) di wilayah usahanya masing-masing dengan mengacu kepada RUKN ini. 2. VISI DAN MISI SEKTOR KETENAGALISTRIKAN Visi Sektor Ketenagalistrikan Visi sektor ketenagalistrikan adalah dapat melistriki seluruh rumah tangga, desa serta memenuhi kebutuhan industri yang berkembang cepat dalam jumlah yang cukup, transparan, efisien, andal, aman dan akrab lingkungan untuk mendukung pertumbuhan perekonomian nasional dan meningkatkan kesejahteraan rakyat. 1

11 Misi Sektor Ketenagalistrikan Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sesuai visi tersebut, maka Pemerintah mengambil langkah-langkah sebagai berikut: a. membangkitkan tenaga listrik dalam skala besar untuk masyarakat perkotaan, daerah yang tingkat kepadatannya tinggi atau sistim kelistrikan yang besar; b. untuk kelistrikan desa dan daerah terpencil yang memerlukan tenaga listrik dalam skala kecil diprioritaskan membangkitkan tenaga listrik dari energi terbarukan; c. menjaga keselamatan ketenagalistrikan dan kelestarian fungsi lingkungan; dan d. memanfaatkan sebesar-besarnya tenaga kerja, barang dan jasa produksi dalam negeri. 3. TUJUAN PENYUSUNAN RUKN Pada prinsipnya tujuan penyusunan RUKN ini adalah memberikan pedoman serta acuan bagi PKUK dan PIUKU dalam memenuhi kebutuhan usaha penyediaan tenaga listrik di wilayah usahanya masing-masing. Diharapkan bahwa RUKN ini dapat memberikan arahan dan informasi yang diperlukan bagi berbagai pihak yang turut berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik. RUKN ini mempunyai cakrawala waktu sampai 20 tahun kedepan dalam bentuk kuantitatif. Seperti lazimnya dalam perencanaan, semakin jauh jangkauannya semakin kualitatif proyeksinya karena kuantifikasi yang jauh ke depan kemungkinan penyimpangannya akan lebih besar. 4. LANDASAN HUKUM RUKN Penyusunan RUKN ini didasarkan Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 tentang Ketenagalistrikan dan Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 yang mengamanatkan bahwa Menteri menetapkan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional secara menyeluruh dan terpadu. 2

12 BAB II KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL 1. PERKEMBANGAN KEBIJAKAN SEKTOR TENAGA LISTRIK Selama tiga dasawarsa terakhir, penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh PT PLN (Persero) sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan (PKUK). Permintaan listrik yang tinggi dalam kurun waktu tersebut tidak mampu dipenuhi, sehingga partisipasi dari pelaku-pelaku lain seperti koperasi, swasta dan industri sangat diperlukan untuk membangkitkan tenaga listrik baik untuk kepentingan sendiri maupun untuk kepentingan umum. Dengan terbitnya Keputusan Presiden Nomor 37 Tahun 1992 tentang Usaha Penyediaan Tenaga Listrik oleh Swasta membuka jalan bagi usaha ketenagalistrikan untuk kepentingan umum skala besar, baik bagi proyek yang direncanakan oleh Pemerintah maupun melalui partisipasi swasta. Akibat krisis ekonomi yang menerpa Indonesia pada pertengahan tahun 1997, Pemerintah menerbitkan Keputusan Presiden Nomor 39 Tahun 1997 tentang Penangguhan/Pengkajian Kembali Proyek Pemerintah, Badan Usaha Milik Negara, dan Swasta Yang Berkaitan Dengan Pemerintah/Badan Usaha Milik Negara, maka proyekproyek yang telah direncanakan oleh Pemerintah maupun proyek yang diusulkan oleh swasta ditangguhkan atau dikaji kembali. Sesuai Keputusan Presiden Nomor 15 Tahun 2002 tentang Pencabutan Keputusan Presiden Nomor 39 Tahun 1997 tentang Penangguhan/Pengkajian Kembali Proyek Pemerintah, Badan Usaha Milik Negara, dan swasta yang berkaitan dengan Pemerintah/Badan Usaha Milik Negara, maka proyek 26 IPP yang ditunda telah selesai dinegosiasi ulang. Melalui Keputusan Presiden Nomor 7 Tahun 1998 tentang Kerjasama Pemerintah dan Badan Usaha Swasta Dalam Pembangunan dan atau Pengelolaan Infrastruktur, pelaksanaan pembangunan infrastruktur diatur melalui tender, termasuk untuk pengadaan sektor ketenagalistrikan. Pada tahun 2002 telah diundangkan Undang-undang Nomor 20 Tahun 2002 tentang Ketenagalistrikan. Undang-undang tersebut mengatur penyelenggaraan usaha ketenagalistrikan menurut fungsi usaha. Penyediaan tenaga listrik perlu diselenggarakan secara efisien melalui kompetisi dan transparansi dalam iklim usaha yang sehat dengan pengaturan yang memberikan perlakuan yang sama kepada semua pelaku usaha dan memberi manfaat yang adil dan merata kepada semua konsumen. Namun sesuai putusan Mahkamah Konstitusi tanggal 15 Desember 2004 Undangundang tersebut dibatalkan dan demi kekosongan hukum Undang-Undang No 15 Tahun1985 tentang Ketenagalistrikan diberlakukan kembali. Dengan demikian maka usaha penyediaan tenaga listrik untuk umum diselenggarakan oleh PKUK dan Pemegang Izin Usaha Ketenagalistrikan. Untuk kelengkapan peraturan sektor tenaga listrik Pemerintah pada tanggal 16 Januari 2005 telah menerbitkan Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 tentang Perubahan Atas Peraturan Pemerintah Nomor 10 Tahun 1989 tentang Penyediaan dan Pemanfaatan Tenaga Listrik. Khusus untuk sektor tenaga listrik, pengaturan tentang kerjasama atau pembelian tenaga listrik, pengelolaan, pelaksanaan pembangunan serta pengadaan usaha penyediaan tenaga listrik tunduk kepada Peraturan Pemerintah 3

13 Nomor 3 Tahun 2005 ini yang dulunya diatur melalui Keputusan Presiden Nomor 7 Tahun KEBIJAKAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Tenaga listrik sebagai salah satu infrastruktur yang menyangkut hajat hidup orang banyak maka penyediaan tenaga listrik harus dapat menjamin tersedianya dalam jumlah yang cukup, harga yang wajar dan mutu yang baik. Dalam rangka terciptanya industri ketenagalistrikan yang efektif, efisien, dan mandiri serta mewujudkan tujuan pembangunan ketenagalistrikan, maka usaha penyediaan tenaga listrik berazaskan pada peningkatan efisiensi dan transparansi. Penyediaan tenaga listrik dilakukan oleh negara dan diselenggarakan oleh BUMN yang ditugasi untuk melaksanakan usaha penyediaan tenaga listrik. Agar tenaga listrik tersedia dalam jumlah yang cukup dan merata dan untuk meningkatkan kemampuan negara sepanjang tidak merugikan kepentingan negara maka dapat diberikan kesempatan seluas-luasnya kepada koperasi dan badan usaha lainnya berdasarkan izin usaha penyediaan tenaga listrik. Sesuai Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 usaha penyediaan tenaga listrik dapat meliputi usaha pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, dan distribusi tenaga listrik dan menurut geografis. Pemerintah mempunyai keterbatasan finansial untuk pendanaan sektor tenaga listrik sehingga peran swasta sangat diharapkan dan dengan ditetapkannya Peraturan Pemerintah Nomor 3 Tahun 2005 dimungkinkan adanya izin bagi swasta selain dimungkinkan pembelian tenaga listrik bagi PKUK dan PIUKU. 3. TARIF Kebijakan Pemerintah tentang tarif dasar listrik adalah bahwa tarif listrik secara bertahap dan terencana diarahkan untuk mencapai nilai keekonomiannya sehingga tarif listrik rata-rata dapat menutup biaya yang dikeluarkan. Kebijakan ini diharapkan akan dapat memberikan signal positif bagi investor dalam berinvestasi di sektor ketenagalistrikan. Penetapan kebijakan tarif dilakukan sesuai nilai keekonomian. Namun, khusus untuk pelanggan kurang mampu juga mempertimbangkan kemampuan bayar pelanggan. Kebijakan subsidi untuk tarif listrik masih diberlakukan, namun mengingat kemampuan Pemerintah yang terbatas, maka subsidi akan lebih diarahkan langsung kepada kelompok pelanggan kurang mampu dan atau untuk pembangunan daerah perdesaan dan pembangunan daerah-daerah terpencil dengan mempertimbangkan atau memprioritaskan perdesaan/daerah dan masyarakat yang sudah layak untuk mendapatkan listrik dalam rangka menggerakkan ekonomi masyarakat. Kebijakan tarif listrik yang tidak seragam (non-uniform tariff) dimungkinkan untuk diberlakukan di masa mendatang, hal ini berkaitan dengan perbedaan perkembangan pembangunan ketenagalistrikan dari satu wilayah dengan wilayah lainnya. 4

14 4. KEBIJAKAN PEMANFAATAN ENERGI PRIMER UNTUK PEMBANGKITAN TENAGA LISTRIK Kebijakan pemanfaatan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik ditujukan agar pasokan energi primer tersebut dapat terjamin. Untuk menjaga keamanan pasokan tersebut, maka diberlakukan kebijakan Domestic Market Obligation (DMO), pemanfaatan sumber energi primer setempat, dan pemanfaatan energi baru terbarukan. Kebijakan pengamanan pasokan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dilakukan melalui dua sisi yaitu pada sisi pelaku usaha penyedia energi primer dan pada sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik. Kebijakan di sisi pelaku usaha penyedia energi primer antara lain: pelaku usaha di bidang energi primer khususnya batubara, dan gas diberikan kesempatan yang seluasluasnya untuk memasok kebutuhan energi primer bagi pembangkit tenaga listrik sesuai harga dengan nilai keekonomiannya. Kebijakan lainnya seperti pemberian insentif dapat pula diimplementasikan. Kebijakan pemanfaatan energi primer setempat untuk pembangkit tenaga listrik dapat terdiri dari fosil (batubara lignit, gas marginal) maupun non-fosil (air, panas bumi, biomasasa, dan lain-lain). Pemanfaatan energi primer setempat tersebut memprioritaskan pemanfaatan energi terbarukan dengan tetap memperhatikan aspek teknis, ekonomi, dan keselamatan lingkungan. Sedangkan kebijakan di sisi pelaku usaha pembangkitan tenaga listrik antara lain: kebijakan diversifikasi energi untuk tidak bergantung pada satu sumber energi khususnya energi fosil dan konservasi energi. Untuk menjamin terselenggaranya operasi pembangkitan maka pelaku usaha di pembangkitan perlu membuat stockfilling untuk cadangan selama waktu yang disesuaikan dengan kendala keterlambatan pasokan yang mungkin terjadi. Sesuai dengan Kebijakan Energi Nasional (KEN) bahwa penggunaan energi terbarukan untuk pembangkit tenaga listrik perlu ditingkatkan pemanfaatannya sehingga target pada tahun 2020 sekurang-kurangnya 5% dari penggunaan energi berasal dari energi terbarukan antara lain; panas bumi, biomassa, tenaga air dan energi terbarukan lainnya dapat tercapai. Bila masyarakat menginginkan, energi nuklir sebagai energi alternatif terakhir dapat dimungkinkan dalam rangka memenuhi kebutuhan tenaga listrik untuk program jangka panjang. Pemanfaatan energi ini dapat dipertimbangkan bila aspek teknis dan ekonomis memungkinkan disamping mengurangi efek rumah kaca dan dalam rangka meningkatkan jaminan keamanan pasokan tenaga listrik sehingga pemanfaatan energi fossil yang ada dapat diperpanjang penggunaannya. 5. PENANGANAN LISTRIK DESA DAN MISI SOSIAL Penanganan misi sosial dimaksudkan untuk membantu kelompok masyarakat tidak mampu, dan melistriki seluruh wilayah Indonesia yang meliputi daerah yang belum berkembang, daerah terpencil, dan pembangunan listrik perdesaan. Penanganan misi sosial dimaksudkan untuk menjaga kelangsungan bantuan bagi masyarakat 5

15 tidak mampu, menjaga kelangsungan upaya perluasan akses pelayanan listrik pada wilayah yang belum terjangkau listrik, mendorong pembangunan/pertumbuhan ekonomi, dan meningkatkan kesejahteraan rakyat. Penanganan misi sosial yang diperlukan untuk dapat dilaksanakan secara operasional melalui PKUK. Agar efisiensi dan transparansi tercapai, maka usaha penyediaan tenaga listrik dapat dilakukan dengan pemisahan fungsi sosial dan komersial melalui pembukuan yang terpisah. 6. KEBIJAKAN LINDUNGAN LINGKUNGAN Pembangunan di bidang ketenagalistrikan dilaksanakan untuk mendukung pembangunan yang berkelanjutan dan berwawasan lingkungan. Untuk itu kerusakan dan degradasi ekosistem dalam pembangunan energi harus dikurangi dengan membatasi dampak negatif lokal, regional maupun global yang berkaitan dengan produksi tenaga listrik. Sejalan dengan kebijakan di atas, Undang-undang Nomor 23 Tahun 1997 tentang Pengelolaan Lingkungan Hidup dan Peraturan Pemerintah Nomor 27 Tahun 1999 tentang Analisis Mengenai Dampak Lingkungan (AMDAL), serta produk hukum lainnya, mengharuskan pemrakarsa memperhatikan norma dasar yang baku tentang bagaimana menyerasikan kegiatan pembangunan dengan memperhatikan lingkungan serta harus memenuhi baku mutu yang dikeluarkan oleh instansi yang berwenang. Untuk itu semua kegiatan ketenagalistrikan yang berpotensi menimbulkan dampak besar dan penting wajib melakukan AMDAL (ANDAL, RKL dan RPL) sedangkan yang tidak mempunyai dampak penting diwajibkan membuat Upaya Pengelolaan Lingkungan (UKL) dan Upaya Pemantauan Lingkungan (UPL) sesuai peraturan perundang-undangan. 7. STANDARDISASI, KEAMANAN DAN KESELAMATAN, SERTA PENGAWASAN Listrik selain bermanfaat bagi kehidupan masyarakat juga dapat mengakibatkan bahaya bagi manusia apabila tidak dikelola dengan baik. Pemerintah dalam rangka keselamatan ketenagalistrikan menetapkan standardisasi, pengamanan instalasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan antara lain melindungi masyarakat dari bahaya yang diakibatkan oleh tenaga listrik, meningkatkan keandalan sistem ketenagalistrikan, meningkatkan efisiensi dalam pengoperasian dan pemanfaatan tenaga listrik. Kebijakan dalam standardisasi meliputi: 1. Standar Peralatan Tenaga Listrik, yaitu alat atau sarana pada instalasi pembangkitan, penyaluran, dan pemanfaatan tenaga listrik. 2. Standar Pemanfaat Tenaga Listrik, yaitu semua produk atau alat yang dalam pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk berfungsinya produk atau alat tersebut, antara lain: alat rumah tangga (household appliances) dan komersial / industri 6

16 alat kerja (handheld tools) perlengkapan pencahayaan perlengkapan elektromedik listrik. Atas pertimbangan keselamatan, keamanan, kesehatan dan aspek lingkungan maka SNI terbagi dalam standar sukarela dan peralatan dan pemanfaatan harus memenuhi standar wajib. Kebijakan keamanan instalasi meliputi: kelaikan operasi instalasi tenaga listrik, keselamatan peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, dan kompetensi tenaga teknik. Instalasi tenaga listrik yang laik operasi dinyatakan dengan Sertifikat Laik Operasi. Untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang memenuhi Standar Nasional Indonesia dinyatakan dengan Sertifikat Produk untuk dapat membubuhi Tanda SNI (SNI) pada peralatan tenaga listrik dan penerbitan Sertifikat Tanda Keselamatan ( S ) pada pemanfaat tenaga listrik dan tenaga teknik yang kompeten dinyatakan dengan Sertifikat Kompetensi. 8. MANAJEMEN PERMINTAAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Pemenuhan kebutuhan tenaga listrik di berbagai wilayah/daerah belum terpenuhi baik secara kualitas maupun kuantitas sesuai yang dibutuhkan konsumen. Hal ini disebabkan permintaan listrik yang tinggi tetapi tidak dapat diimbangi dengan penyediaan tenaga listrik. Program-program yang perlu dilakukan untuk memenuhi kebutuhan listrik baik secara kualitas maupun kuantitas yaitu dengan melaksanakan program di sisi permintaan (Demand Side Management) dan di sisi penyediaan (Supply Side Management). Program Demand Side Management dimaksudkan untuk mengendalikan pertumbuhan permintaan tenaga listrik, dengan cara mengendalikan beban puncak, pembatasan sementara sambungan baru terutama di daerah kritis, dan melakukan langkah-langkah efisiensi lainnya di sisi konsumen. Program Supply Side Management dilakukan melalui optimasi penggunaan pembangkit tenaga listrik yang ada dan pemanfaatan captive power. 7

17 BAB III KONDISI KELISTRIKAN Dalam perkembangannya Sistem Kelistrikan Nasional dapat dibedakan dalam 2 (dua) sistem yaitu sistem kelistrikan terinterkoneksi dan sistem kelistrikan terisolasi. Sistem kelistrikan se Jawa-Madura-Bali dan Sumatera merupakan sistem yang telah berkembang dan merupakan sistem kelistrikan yang terinterkoneksi melalui jaringan transmisi tegangan tinggi dan jaringan transmisi tegangan ekstra tinggi. Sistem kelistrikan di luar pulau Jawa-Madura-Bali dan Sumatera merupakan sistem kelistrikan yang relatif belum berkembang, dimana satu sama lain belum sepenuhnya terinterkoneksi. Sistem masih terdiri dari sub-sistem dan sub-sistem kecil yang masing-masing terpisah satu sama lain dan masih terdapat daerah-daerah terpencil yang berdiri sendiri dan terisolasi. Bab ini menjelaskan kondisi kelistrikan yang telah dicapai selama ini sesuai wilayah regional maupun provinsi. 1. PULAU SUMATERA Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi NAD adalah beban puncak sebesar 210 MW dengan produksi sebesar 748 GWh. Sekitar 50% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi NAD. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 708,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 472 GWh (66.6%), komersial 83 GWh (11.7%), Industri 48,5 GWh (6.8%), Publik 104,8 GWh (14,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi NAD untuk tahun 2004 baru mencapai 56,4%. Provinsi Sumatera Utara Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Sumatra Utara adalah beban puncak sebesar 926 MW dengan produksi sebesar GWh. Hampir seluruh (99,1%) beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi di pulau-pulau Nias, Tello dan Sembilan. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 4.525,6 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 1.950,9 GWh (43,1%), komersial 578 GWh (12,7%), Industri 1.651,5 GWh (36,4%), Publik 345,2 GWh (7,6%). Rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Utara untuk tahun 2004 baru mencapai 67,5%. 8

18 Provinsi Sumatera Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Sumatra Barat adalah beban puncak sebesar 295 MW dengan produksi sebesar GWh. Sekitar 90% beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagSel melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Sumatera Barat. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.466,9 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 630,8 GWh (43%), Komersial 131,6 GWh (8,9%), Industri 590,7 GWh (40.2%), Publik 114 GWh (7,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi Sumatera Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 61,1%. Provinsi Riau Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Riau adalah beban puncak sebesar 322 MW dengan produksi sebesar GWh. Sekitar 55% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Riau. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.428,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 871,5 GWh (61%), Komersial 313 GWh (21,9%), Industri 139,3 GWh (9,7%), Publik 104,4 GWh (7,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Riau untuk tahun 2004 baru mencapai 38,9%. Provinsi Jambi Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kv dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Bagian Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB), maka kondisi kelistrikan Provinsi Jambi merupakan representasi dari kondisi kelistrikan S2JB secara keseluruhan, yaitu beban puncak Wilayah S2JB pada tahun 2004 adalah sebesar 471,8 MW dengan produksi sebesar 117,6 GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 39,8%. Sekitar 90% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagUt melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah S2JB. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 470,6 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 290,6 GWh (62%), Komersial 77 GWh (16%), Industri 70,3 GWh (15%), Publik 32,7 GWh (7%). Provinsi Sumatera Selatan Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kv dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB). Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 766,2 GWh (53%), Komersial 192,1 GWh (13%), Industri 381,4 GWh (26%), Publik 108,3 GWh (7%). 9

19 Provinsi Bengkulu Mengingat bahwa Provinsi Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu telah terinterkoneksi dengan baik melalui jaringan transmisi 150 kv dan telah menjadi Wilayah Kesisteman Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu (S2JB), maka kondisi kelistrikan Provinsi Bengkulu merupakan representasi dari kondisi kelistrikan S2JB. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 227,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 163,3 GWh (71,8%), Komersial 29,6 GWh (13%), Industri 14,8 GWh (6,5%), Publik 19,5 GWh (8,5%). Provinsi Lampung Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Lampung adalah beban puncak sebesar 306 MW dengan produksi sebesar GWh. Sekitar 99% dari beban ini dipasok oleh Kitlur SumBagSel melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Lampung. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 718,5 GWh (59,5%), Komersial 160,9 GWh (13,3%), Industri 227 GWh (18.8%), Publik 100,1 GWh (8,2%). Rasio elektrifikasi Provinsi Lampung untuk tahun 2004 baru mencapai 37,1%. Provinsi Kepulauan Bangka Belitung Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kepulauan Bangka Belitung adalah beban puncak sebesar 60 MW dengan produksi sebesar 273 GWh. Seluruh beban ini dipasok oleh pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kepulauan Bangka Belitung. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 234 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 173 GWh (73,9%), Komersial 25,1 GWh (10,6%), Industri 22,6 GWh (9,7%), Publik 13,2 GWh (6%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kepulauan Bangka Belitung untuk tahun 2004 baru mencapai 53,1%. Batam Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Daerah Otorita Batam adalah beban puncak sebesar 31,8 MW dengan produksi sebesar 838 GWh. Seluruh beban ini dipasok oleh pembangkit PT PLN Batam yang sebagian wilayahnya telah terinterkoneksi dengan jaringan transmisi 150 kv. Sedangkan khusus untuk industri di kawasan Muka Kuning Industrial Park, kebutuhan kelistrikannya di suplai oleh PT Batamindo yang memiliki pembangkit sendiri dengan kapasitas seluruhnya mencapai 166 MW. Penjualan PT PLN Batam pada tahun 2004 mencapai 662 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 199,4 GWh (30%), Komersial 317,3 GWh (48%), Industri 110,1 GWh (17%), Publik 35,2 GWh (5%). Rasio elektrifikasi Daerah Otorita Batam untuk tahun 2004 baru mencapai 67%. 10

20 2. PULAU JAWA DAN BALI Pulau Jawa, Madura dan Bali telah terinterkoneksi, sehingga kebutuhan kelistrikan pada sistem ini disuplai dari pembangkit se JAMALI dengan produksi sebesar GWh. Rincian konsumsi kelistrikan di Provinsi Jawa dan Bali dapat diuraikan di bawah ini. Provinsi Bali Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Bali adalah beban puncak sebesar 389 MW. Dimana 40% beban ini (200 MW) dipasok dari sistem kelistrikan Pulau Jawa melalui kabel laut jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok dari unit Pembangkit Pesanggarahan (150 MW) dan PLTG Gilimanuk (100 MW). Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 838,4 GWh (44,2%), Komersial 878,6 GWh (46,3%), Industri 76,4 GWh (4%), Publik 102,3 GWh (5,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Bali untuk tahun 2004 baru mencapai 76,6%. Provinsi Jawa Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Timur adalah beban puncak sebesar MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi Jawa Timur dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kv) dan SUTT (150 kv dan 70 kv), serta dari pembangkit-pembangkit kecil/embedded (PLTA Wonorejo PJB dan Captive) melalui jaringan Tegangan Menengah, pembangkit sendiri (PLTD dan PLTM Sampean Baru), dan pembangkit sewa. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (35,8%), Komersial GWh (10,4%), Industri GWh (48,3%), Publik 872 GWh (5,3%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 59,1%. Provinsi Jawa Tengah dan DIY Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Tengah dan DIY adalah beban puncak sebesar MW. Pasokan utama sistem kelistrikan di Provinsi Jawa Tengah dan DIY dilayani atau dipasok dari PLTU Tambaklorok, PLTA Mrica dan pusat pembangkit lain yang disalurkan melalui jaringan interkoneksi JAMALI 500 kv dan 150 kv. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (49,7%), Komersial GWh (9,7%), Industri GWh (31,9%), Publik 946 GWh (8,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Tengah dan DIY untuk tahun 2004 baru mencapai 81,3%. 11

21 Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten adalah beban puncak sebesar MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi Jawa- Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kv) dan SUTT (150 kv dan 70 kv), serta dari pembangkit-pembangkit kecil/embedded melalui jaringan Tegangan Menengah, dan pembangkit sendiri. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (29,7%), Komersial GWh (6,3%), Industri GWh (61,4%), Publik 694 GWh (2,5%). Rasio elektrifikasi Provinsi Jawa Barat dan Provinsi Banten untuk tahun 2004 baru mencapai 57,2%. Provinsi Daerah Khusus Ibukota Jakarta dan Tangerang Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi DKI Jakarta adalah beban puncak sebesar MW. Kebutuhan kelistrikan di Provinsi DKI Jakarta dilayani dari energi transfer dari sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (JAMALI) sebagai pemasok utama melalui jaringan SUTET (500 kv) dan SUTT (150 kv dan 70 kv). Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (33,3%), Komersial GWh (27,5%), Industri GWh (32,3%), Publik GWh (6,7%). Rasio elektrifikasi Provinsi DKI Jakarta dan Tangerang untuk tahun 2004 baru mencapai 81,3%. 3. PULAU KALIMANTAN Provinsi Kalimantan Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kalimantan Timur adalah beban puncak sebesar 245 MW dengan produksi sebesar GWh. Sekitar 70% dari beban ini dipasok oleh Sistem Mahakam melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kalimantan Timur. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.214,1 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 658,4 GWh (54,2%), Komersial 260,2 GWh (21,4%), Industri 183,7 GWh (15,1%), Publik 111,8 GWh (9,2%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 49,6%. Provinsi Kalimantan Tengah dan Provinsi Kalimantan Selatan Mengingat bahwa Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kv, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Kalimantan Tengah dan Kalimantan Selatan pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Kalimantan Selatan dan Tengah (Kalselteng), sehingga 12

22 kondisi kelistrikan Provinsi Kalimantan Tengah direpresentasikan oleh kondisi kelistrikan Wilayah Kalselteng, yaitu beban puncak Wilayah Kalselteng pada tahun 2004 adalah sebesar 289 MW dengan produksi sebesar 1.551,5 GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 52,9%. Sekitar 80% dari beban ini dipasok oleh Sistem Barito Banua Lima melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Kalselteng. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 1.251,3 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 722,2 GWh (57,7%), Komersial 165,2 GWh (13,2%), Industri 254,9 GWh (20,3%), Publik 108,9 GWh (8,7%). Provinsi Kalimantan Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Kalimantan Barat adalah beban puncak sebesar 196 MW dengan produksi sebesar 989 GWh. Sekitar 60% dari beban ini dipasok oleh pembangkit dari Sistem Kapuas melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Kalimantan Barat. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 799,7 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 478,6 GWh (59,8%), Komersial 158,8 GWh (19.8%), Industri 82,9 GWh (10,3%), Publik 79,4 GWh (9,9%). Rasio elektrifikasi Provinsi Kalimantan Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 44,5%. 4. PULAU SULAWESI Provinsi Sulawesi Utara Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kv, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo). Sehingga kondisi beban puncak Wilayah Suluttenggo pada tahun 2004 adalah sebesar MW dengan produksi sebesar GWh, Rasio elektrifikasinya sebesar 47,1%. Sekitar 60% dari beban ini dipasok oleh Sistem Minahasa melalui jaringan transmisi 70 kv dan 150 kv, sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Suluttenggo. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (59%), Komersial GWh (20%), Industri GWh (11%), Publik GWh (10%). Provinsi Sulawesi Tengah Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kv, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo). 13

23 Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (68%), Komersial GWh (14%), Industri GWh (5%), Publik GWh (12%), lainnya GWh (1%). Provinsi Gorontalo Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kv, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Utara, Tengah, Gorontalo (Suluttenggo). Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah GWh (64%), Komersial ,2 GWh (11%), Industri GWh (11%), Publik GWh (14%). Provinsi Sulawesi Selatan dan Provinsi Sulawesi Tenggara Mengingat bahwa Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara telah terinterkoneksi pada jaringan transmisi 150 kv, maka PT PLN (Persero) menyatukan Provinsi Sulawesi Selatan dan Sulawesi Tenggara pada satu pelayanan yang dilakukan oleh Wilayah Sulawesi Selatan dan Tenggara (Sulseltra). Sehingga kondisi beban puncak Wilayah Sulseltra pada tahun 2004 adalah sebesar 490 MW dengan produksi sebesar GWh, dan Rasio elektrifikasinya sebesar 53,8%. Sekitar 85% dari beban ini dipasok oleh Sistem Makassar melalui jaringan transmisi 150 kv dan sisanya dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Wilayah Sulseltra. Penjualan pada tahun 2004 mencapai GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 1.090,4 GWh (52,7%), Komersial 266,6 GWh (12,9%), Industri 528,8 GWh (25,5%), Publik 183,3 GWh (8,8%). 5. KEPULAUAN NUSA TENGGARA Provinsi Nusa Tenggara Barat Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Nusa Tenggara Barat adalah beban puncak sebesar 105. MW dengan produksi sebesar 422,8 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Nusa Tenggara Barat. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 400,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 293,4 GWh (73,3%), Komersial 65,7 GWh (16,4%), Industri 7,5 GWh (1,8%), Publik 33,8 GWh (8,4%). Rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Barat untuk tahun 2004 baru mencapai 28,1 %. 14

24 Provinsi Nusa Tenggara Timur Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Nusa Tenggara Timur adalah beban puncak sebesar 62 MW dengan produksi sebesar 262,7 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Nusa Tenggara Timur. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 227,2 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 150,4 GWh (66,1%), Komersial 39,8 GWh (17,5%), Industri 3,2 GWh (1,4%), Publik 33,8 GWh (14,8%). Rasio elektrifikasi Provinsi Nusa Tenggara Timur untuk tahun 2004 baru mencapai 22,5%. 6. PULAU MALUKU Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara Walaupun Pulau Maluku telah dipecah menjadi 2 provinsi yaitu Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara, namun pelayanan kelistrikannya oleh PT PLN (Persero) masih dijadikan satu wilayah, yaitu Wilayah Maluku. Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Maluku adalah beban puncak sebesar 78 MW dengan produksi sebesar 305 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Maluku dan Maluku Utara. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 269,8 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 181,6 GWh (67,3%), Komersial 44 GWh (16,3%), Industri 6 GWh (2,2%), Publik 38,1 GWh (14,1%). Rasio elektrifikasi Provinsi Maluku dan Provinsi Maluku Utara untuk tahun 2004 baru mencapai 50,6%. 7. PROVINSI PAPUA Kondisi kelistrikan pada tahun 2004 untuk Provinsi Papua adalah beban puncak sebesar 90 MW dengan produksi sebesar 465 GWh. Seluruh beban ini dipasok pembangkit terisolasi yang tersebar di seluruh Provinsi Papua. Penjualan pada tahun 2004 mencapai 398 GWh dengan komposisi penjualan per sektor pelanggan untuk rumah tangga adalah 250 GWh (62,8%), Komersial 94 GWh (23,3%), Industri 6 GWh (1,5%), Publik 48 GWh (12%). Rasio elektrifikasi Provinsi Papua untuk tahun 2004 baru mencapai 28,3%. 8. KONDISI SISTEM PENYALURAN TENAGA LISTRIK Sistem kelistrikan yang ada di kepulauan Indonesia belum sepenuhnya terintegrasi dengan jaringan transmisi. Saat ini yang telah terintegrasi hanya sistem kelistrikan se Jawa-Madura-Bali dengan jaringan transmisi 500 KV. Pulau Sumatera, sistem Sumatera Bagian Utara yang menghubungkan Provinsi Nanggroe Aceh Darusalam (NAD) dan Sumatera Utara telah terinterkoneksi dengan jaringan transmisi 275 KV, namun belum seluruhnya terhubung. Sistem yang menghubungkan sistem Sumbar dengan Riau sudah terintegrasi dengan baik. 15

25 Sistem Sumbagsel telah mengintegrasikan Provinsi Sumatera Selatan, Provinsi Jambi, Bengkulu dan Lampung. Pada bulan November 2004, sistem Sumatera Bagian Selatan telah terhubung dengan Sistem Sumbar-Riau dengan Provinsi lainnya di Sumatera Bagian Selatan, dimana semula masih adanya masalah right of way pada jalur Bangko-Lubuk Linggau, saat ini telah diselesaikan. Pada sistem kelistrikan Pulau Kalimantan sudah terhubung melalui jaringan 150 KV sebagian kecil Provinsi Kalimantan Tengah dengan Kalimantan Selatan. Diharapkan sistem se Kalimantan juga dapat terinterkoneksi dengan jaringan transmisi di masa mendatang. Sistem kelistrikan pulau Sulawesi yang meliputi Provinsi Sulawesi Selatan, Sulawesi Tengah, Sulawesi Tenggara, Sulawesi Utara dan Gorontalo masih banyak dipasok dengan sistem yang tersebar, akan tetapi beberapa daerah telah terhubung dengan jaringan transmisi 150 KV. Sistem penyaluran kelistrikan melalui Jaringan Transmisi dapat dilihat pada Lampiran I. 16

26 BAB IV RENCANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Sesuai dengan Undang-Undang Nomor 15 Tahun 1985 maka RUKN berisi antara lain prakiraan kebutuhan tenaga listrik, sasaran penyediaan tenaga listrik menurut sektor pemakai, jumlah desa yang dilistriki dan sasaran rumah tangga yang akan dilistriki, sarana penyediaan tenaga listrik, jenis sumber energi primer dan kebutuhan investasi yang diperlukan. RUKN ini akan dijadikan acuan bagi PKUK dan PIUKU dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Seperti lazimnya dalam perencanaan sektor tenaga listrik, rencana sarana penyediaan tenaga listrik untuk kurun waktu lima tahun merupakan rencana yang lebih pasti (committted proyek) untuk dilaksanakan karena sebagian besar proyek sarana penyediaan tenaga listrik dalam kurun waktu tersebut sedang dalam tahap pembangunan dan pendanaannya sudah jelas. Sedangkan untuk kurun waktu lima sampai dengan sepuluh tahun kedepan tingkat kepastiannya berkurang karena pendanaanya yang belum pasti namur aspek kuantitatif kebutuhan tenaga listrik harus dapat dipenuhi. Untuk kurun waktu jangka menengah dan jangka panjang tingkat kepastian kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN ini semakin berkurang. Oleh sebab itu rencana ini perlu untuk dimutakhirkan setiap tahun. 1. PRAKIRAAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK Kebutuhan tenaga listrik akan meningkat sejalan dengan perkembangan ekonomi daerah dan pertumbuhan penduduk. Semakin meningkatnya ekonomi pada suatu daerah maka konsumsi tenaga listrik juga akan semakin meningkat. Kondisi ini tentunya harus diantisipasi sedini mungkin agar penyediaan tenaga listrik dapat tersedia dalam jumlah yang cukup dan harga yang memadai. Asumsi pertumbuhan ekonomi untuk sepuluh tahun mendatang yang digunakan untuk menyusun prakiraan kebutuhan tenaga listrik adalah rata-rata 6,5 % per tahun secara nasional Disamping pertumbuhan ekonomi, perkembangan tenaga listrik juga dipengaruhi oleh faktor perkembangan penduduk dalam pengertian jumlah rumah tangga yang akan dilistriki. Pertumbuhan penduduk secara nasional untuk dua puluh tahun kedepan diperkirakan mencapai 0,9%, berturut turut di pulau Jawa sebesar 0,8 % per tahun dan diluar pulau Jawa-Bali 1,1% per tahun. Sasaran yang ingin dicapai adalah rasio elektrifikasi dan untuk sepuluh tahun mendatang pada masing-masing Provinsi dapat dilihat pada tabel berikut. Table 1. Rasio Elektrifikasi (%) No. PROVINSI/DAERAH/ WILAYAH NAD Sumut Sumbar Riau

27 5. Sumatera Selatan, Jambi dan Bengkulu 6. Lampung Babel Batam Jawa-Bali-Madura Kaltim Kalselteng Kalbar Sulutenggo Sulseltra NTB NTT Maluku dan Maluku Utara Papua Total Indonesia Berdasarkan asumsi makro di atas serta dengan memperhatikan kebijakan pemerataan pembangunan di daerah maka disusun sasaran prakiraan kebutuhan tenaga listrik menurut sektor pemakai. Pada Tabel 2 ini digambarkan sasaran yang dapat dipasok terutama oleh PT PLN (Persero) sebagai PKUK. Tabel 2. Sasaran Penjualan Listrik PT PLN (Persero) Tahun Jawa-Bali (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik Luar Jawa-Bali (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik Indonesia (TWh) Rumah tangga Komersial Industri Publik SARANA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK Pembangkit Pembangunan pembangkit baru, baik yang dilaksanakan oleh PKUK atau PIUKU maupun yang akan dimitrakan dengan Koperasi dan Badan Usaha lainnya berdasarkan RUKN ini. Adapun kriteria yang digunakan dalam penyusunan kebutuhan daya 18

28 berdasarkan kepada cadangan daya yang diinginkan (reserve margin). Untuk pulau Jawa-Bali cadangan daya diproyeksikan antara 30%-35% untuk kurun waktu sepuluh tahun kedepan, sedangkan untuk waktu jangka menengah dan jangka panjang diproyeksikan semakin berkurang yaitu15%-25% karena sejalan dengan kapasitas sistem yang semakin besar. Asumsi ini dengan mempertimbangkan kemungkinan adanya slipper projects maupun kendala pendanaan dan penundaan pembangunan sarana penyediaan tenaga listrik. Untuk Luar Pulau Jawa yang umumnya sistim terisolasi menggunakan kriteria cadangan daya yang lebih tinggi berkisar antara 40% 50% untuk kurun waktu sepuluh tahun kedepan dan 25%-35% untuk kurun waktu jangka menengah dan panjang kecuali sistim Sumatera yang sudah terintegrasi menggunakan asumsi cadangan daya 40% untuk sepuluh tahun kedepan dan 20% - 30% untuk kurun waktu jangka panjang. Kebutuhan daya pada tahun tertentu akan ditentukan oleh kapasitas pembangkit yang sudah ada (kapasitas terpasang), pembangkit baru yang pasti akan masuk (committed projects) termasuk proyek swasta atau kerjasama PKUK dengan Koperasi dan Badan Usaha lainnya. Pembangkit yang sudah committed adalah pembangkit yang sedang dalam pembangunan baik oleh PKUK maupun oleh swasta dan yang belum dibangun PKUK tetapi pendanaannya sudah pasti serta pembangkit swasta yang sudah mendapat pendanaannya. Tambahan pembangkit adalah pembangkit baru yang harus dibangun agar kebutuhan tenaga listrik dapat dipenuhi. Uraian kebutuhan neraca daya yang diperlukan untuk seluruh wilayah dan Provinsi dapat dilihat pada Lampiran II. Pengembangan Penyaluran Prinsip dasar pengembangan sistim penyaluran diarahkan kepada pertumbuhan sistim, peningkatan keandalan sistim dan mengurangi kendala pada sistim penyaluran dan adanya pembangunan pembangkit baru. Pada saat ini, sistim besar sudah terintegrasi adalah sistim Jawa-Bali dan sistim Sumatera. Sedangkan sistim kelistrikan di pulau lainnya seperti Sulawesi sudah terintegrasi di daerah bagian selatan. Sistim di Provinsi Kalimantan Selatan dan Provinsi Kalimantan Tengah sebagian wilayah ini telah terintegrasi dan diharapkan Provinsi Kalimantan Selatan juga akan terintegrasi dengan sistim tersebut. Untuk kurun waktu jangka menengah sistim Sumatera diharapkan sudah terintegrasi seluruhnya menggunakan jaringan tegangan ekstra tinggi 275 kv. Dengan masuk pembangkit yang berskala besar, dalam kurun waktu jangka panjang sistim di Kalimatan dan Sulawesi diharapkan pula sudah terhubung dengan baik. Pengembangan sistim penyaluran di pulau Jawa-Bali menggunakan sistim 500 kv dan 150 kv sedangkan sistim 70 kv tidak dikembangkan kecuali bagi daerah pertumbuhannya kurang pesat. Pengembangan transmisi 500 kv di Jawa dimaksudkan untuk menjaga kestabilan sistim dan penyambungan pembangkit skala besar dan kebutuhan Gardu Induk Transmisi Extra Tinggi (GITET). Pengembangan Gardu induk tergantung kepada pengembangan sistim transmisinya. Pengembangan gardu induk baru dipertimbangkan bila pasokan pada suatu kawasan sudah tidak mampu dibebani oleh gardu induk tersebut dengan batas toleransi maksimal 70%. Rincian rencana sistim transmisi untuk sepuluh tahun kedepan dapat dilihat pada Lampiran III A. 19

29 Pengembangan Distribusi Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk dapat mengantisipasi pertumbuhan penjualan tenaga listrik, mempertahankan tingkat keandalan yang diinginkan dan efisien, meningkatkan kualitas pelayanan. Rincian rencana fasilitas distribusi untuk sepuluh tahun kedepan dapat dilihat pada Lampiran III B. 3. PRODUKSI DAN KEBUTUHAN ENERGI PRIMER UNTUK PEMBANGKIT Kebutuhan energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dirancang dengan menggunakan energi yang termurah (least cost). Produksi tenaga listrik yang dibangkitkan agar kebutuhan tenaga listrik terpenuhi menurut jenis sumber energi untuk sistem Jawa-Bali dan Luar Jawa-Bali untuk dua puluh tahun mendatang dapat dilihat pada Lampiran IV A. Komposisi penggunaan batubara masih dominan sebagai pemikul beban dasar yaitu naik dari 39% pada tahun 2005 menjadi 51% tahun Penurunan pemakaian BBM akan terjadi signifikan terutama untuk kurun waktu dua puluh tahun mendatang. Hal ini disebabkan replacement dengan penggunaan bahan bakar gas pada tahun Komposisi penggunaan BBM menurun dari 23% pada tahun 2005 menjadi 6% tahun Produksi panas bumi meningkat pada tahun 2010 yaitu 5% dan sedikit menurun pada tahun 2025 sebesar 4%. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik pada masa jangka panjang mendatang diperlukan tambahan pembangkit (4000 MW per tahun) berskala besar dan kemungkinan untuk itu perlu diantisipasi penggunaan uranium (PLTN) bila masyarakat menginginkan terutama di sistim Jawa-Bali-Madura. Perkembangan komposisi produksi energi primer untuk pembangkit tenaga listrik dapat dilihat pada Tabel 3. Komposisi penggunaan BBM akan mengalami penurunan yang signifikan dari tahun Penggunaan BBM ini hanya digunakan sebagai pemikul beban puncak untuk PLTG. Seiring dengan produksi tenaga listrik pemanfaatan batubara sebagai pemikul beban dasar akan terjadi peningkatan yang tajam yaitu 52% pada tahun 2020 sehingga batubara pada tahun 2020 diperlukan 244 juta ton dan pada tahun 2025 meningkat menjadi 326 juta ton. Produksi pemakaian bahan bakar gas untuk pembangkit tenaga listrik akan tumbuh dari 60 TWH pada tahun 2010 meningkat menjadi 146 TWH pada tahun Produksi pemanfaatan panas bumi pada tahun 2010 diperkirakan mencapai 10 TWh meningkat menjadi 20 TWh pada tahun Kebutuhan energi primer ini untuk kurun waktu sepuluh tahun mendatang dapat dilihat pada Lampiran IV B. Tabel 3. Persentase Komposisi Energi Primer Untuk Pembangkit Energi Primer Batubara Gas BBM Panas Bumi Hydro Uranium

30 4. PRAKIRAAN KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK SECARA REGIONAL A. JAWA-BALI Jawa-Madura-Bali Asumsi pertumbuhan penduduk tahun diperkirakan tumbuh 0,9% per tahun dan pertumbuhan PDRB untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 6,2% per tahun, rasio elektrifikasi pada tahun 2025 diharapkan mencapai 93%. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7,2% per tahun dengan komposisi sektor tumbuh berturutturut adalah rumah tangga tumbuh 4%, komersial 10%, publik 2,5% dan industri 8% sehingga pada akhir tahun 2025 konsumsi tenaga listrik di Jawa-Bali mencapai 345 TWh. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diharapkan mencapai 59 GW. Suplai tenaga listrik yang mencakup wilayah ini dapat dilihat pada sistem Jawa- Madura-Bali Lampiran II A. Sistem Jawa-Madura-Bali Sistem Jawa Bali menyuplai Provinsi seluruh pulau Jawa, Madura dan Bali melalui sistem transmisi 500 KV, sedangkan interkoneksi dari Provinsi Jawa dengan Provinsi Bali dihubungkan dengan kabel laut 150 KV demikian juga halnya dengan penyaluran ke pulau Madura. Pertumbuhan beban listrik diperkirakan sampai dengan tahun 2025 adalah rata sebesar 7,2 % per tahun. Dengan asumsi bahwa faktor beban untuk sistem tersebut 74% dan total losses dan susut pada tahun 2025 diharapkan mencapai 13%, maka diproyeksikan bahwa beban puncak pada tahun 2025 akan mencapai 59 GW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut sedang dibangun beberapa proyek pembangkit dan beberapa pembangkit yang sudah dialokasikan pendanaannya adalah sebesar MW yang dibangun oleh PT PLN (Persero) dan MW melalui partisipasi swasta (IPP). Rincian proyek tersebut adalah PLTGU Cilegon 730 MW beroperasi tahun 2006, PLTP Cibuni 10 MW, PLTGU Pemaron 50 MW dan PLTGU Muara Tawar 145 MW yang diharapkan masuk tahun Disamping itu tahun 2008 diperkirakan masuk PLTGU Muara Tawar 225 MW, PLTGU Muara Karang 720 MW, PLTGU Muara Tawar 225 MW, PLTGU Tanjung Priok 720 MW diharapkan dapat beroperasi tahun Proyek pembangkit swasta yang telah selesai dinegosiasikan kembali dan diharapkan dapat masuk ke sistem pada tahun 2006 adalah PLTU Tanjung Jati B MW, PLTU Cilacap 600 MW, PLTP Kamojang 60 MW dan PLTP Patuha 60 MW. Selain itu proyek pembangkit swasta lainnya yang dapat masuk ke sistem pada tahun 2007 adalah PLTP Wayang Windu 110 MW, PLTP Dieng 60 MW, dan PLTP Bedugul 10 MW. Untuk tahun 2008 adalah PLTP Dieng 60 MW, PLTP Patuha 120 MW dan PLTGU Anyer 400 MW. Cadangan daya sistem diasumsikan berkisar antara 30% - 35% untuk tahun 2005 sampai dengan tahun 2015 dan 15%-25% untuk tahun Asumsi 21

31 cadangan ini telah memperhatikan diantaranya adalah kemungkinan terjadinya slipe projects dalam pembangunan pembangkit maupun pengadaan dengan pihak swasta dan dengan memperhatikan commited proyek sebesar MW, maka masih diperlukan tambahan pembangkit secara akumulasi sampai tahun 2015 sebesar MW baik pembangunan yang dilaksanakan oleh PT. PLN (Persero) maupun oleh swasta antara lain PLTGU Cikarang extension 150 MW dan proyek swasta yang akan ditenderkan adalah PLTU di Jawa Barat 500 MW, PLTU Tanjung Jati C MW, PLTU Paiton 3-4 sebesar 800 MW dan PLTGU Pasuruan 500 MW. Untuk kurun waktu diperlukan tambahan daya secara akumulasi adalah sebesar MW. Neraca daya untuk Sistem Jawa Bali dapat dilihat pada Lampiran II A. Dalam rangka meningkatkan keandalan sistem baik di Pulau Jawa maupun Pulau Sumatera maka dimungkinkan kedua sistem ini untuk diinterkoneksikan melalui sub-marine cable. B. SUMATERA Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) Pertumbuhan permintaan tenaga listrik untuk periode diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 5,2% per tahun dan diharapkan rasio elektrifikasi akan mencapai 100% pada tahun Pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 1,8 TWh. Sebagian besar kelistrikan di Provinsi NAD sudah terintegrasi dengan Provinsi Sumatera Utara. Provinsi Sumatera Utara Asumsi pertumbuhan penduduk di Provinsi Sumatera Utara tahun diperkirakan rata-rata 0.89% per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 8,5% per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100 % pada tahun 2020 Permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 7% per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 18 TWh. Sebagian besar pemenuhan kebutuhan tenaga listrik untuk Provinsi Sumut dan NAD dipenuhi oleh sistem Sumbagut. Provinsi Sumatera Barat Asumsi pertumbuhan penduduk tahun diperkirakan rata-rata 0.89 % per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 6,5 % per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100 % pada tahun Permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 6 % per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 5,5 TWh. Sistem Sumatera Barat saat ini dipasok dari sistem interkoneksi Sumatera Bagian Selatan. 22

32 Provinsi Riau Asumsi pertumbuhan penduduk tahun diperkirakan rata-rata 0.89 % per tahun sedangkan pertumbuhan ekonomi untuk periode yang sama diproyeksikan sebesar 7,6 % per tahun. Berdasarkan asumsí tersebut maka rasio elektrifikasi diharapkan akan menjadi 100% pada tahun Permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 13 % per tahun sehingga pada tahun 2025 kebutuhan tenaga listrik diharapkan mencapai 13 TWh. Kelistrikan S2JB (Sumatera Selatan, Jambi, Bengkulu) Asumsi perkiraan pertumbuhan ekonomi di sistem kelistrikan S2JB sebesar 8% pada tahun sedangkan pertumbuhan penduduk 0,89%. Pertumbuhan rata-rata kebutuhan tenaga listrik mencapai 7% per tahun. Dengan demikian kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 diperkirakan mencapai 9,5 twh. Sistim kelistrikan dapat dilihat dalam Lampiran II B. Provinsi Lampung Variabel-variabel yang akan mempengaruhi permintaan tenaga listrik di Provinsi Lampung pada masa mendatang adalah proyeksi pertumbuhan ekonomi untuk tahun sebesar 5%, dan pertumbuhan penduduk sebesar 0,89% per tahun. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 7% per tahun. Proyeksi perkembangan rasio elektrifikasi pada tahun 2025 mencapai 100%, Sistim kelistrikan di Provinsi Lampung disuplai dengan sistim kelistrikan Sumatera Bagian Selatan dan beberapa tahun kedepan sistim Sumatera diharapkan dapat terinterkoneksi. Suplai tenaga listrik akan dapat dilihat pada Lampiran II B. Neraca Daya Sistem Sumatera Dalam waktu dekat sistim Sumatera akan terintegrasi, dengan asumsi reserve margin 40% terhadap beban puncak pada tahun , 35% untuk tahun dan 20%-30% untuk tahun Untuk kurun waktu tersebut diperlukan tambahan kapasitas sebesar 8700 MW diluar pembangkit yang sudah direncanakan. Neraca Daya Sistem Sumatera dapat dilihat pada Lampiran II B. Proyek pembangkit yang sedang dalam pembangunan di Provinsi NAD adalah PLTA Peusangan sebesar 82 MW yang diharapkan beroperasi pada tahun 2013, sedangkan di Provinsi Sumatera Utara adalah PLTU Labuan Angin sebesar 200 MW yang diharapkan beroperasi tahun Selain itu juga dibangun pembangkit PLTU Tarahan (batubara) sebesar 200 MW yang diharapkan selesai pada tahun 2007dan 2008, PLTP Ulubelu 110 MW akan beroperasi tahun 2011 di Provinsi Lampung. Di Provinsi Bengkulu sedang dilanjutkan pembangunan PLTA Musi sebesar 210 MW yang diharapkan sudah masuk sistem pada akhir tahun Proyek yang dibangun dengan skema IPP yaitu PLTU Sicanang 105 MW tahun 2007/08 dan PLTA Asahan 180 MW tahun Disamping pembangkit tersebut juga perlu tambahan pembangkit baru untuk mengantisipasi perkembangan beban di Sumatera sampai tahun 2025 diperlukan tambahan daya secara 23

33 akumulatif sebesar 8700 MW antara lain diperkirakan dari PLTU batubara sebesar 6060 MW, PLTG 850 MW, PLTA 350 MW, PLTGU 900 MW dan PLTP 550 MW. Pembangkit PLTU Sumut 200 MW yang akan ditawarkan melalui mekanisme tender termasuk dalam rencana tersebut. Neraca Daya Sistem Sumatera dapat dilihat pada Lampiran II B. Untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke pusat beban maka perlu pengembangan jaringan transmisi maupun distribusi yang saat ini sedang dibangun terutama mempercepat penyelesaian Transmisi Biruen - Sigli - Banda Aceh agar sarana pasokan listrik terpenuhi untuk Pantai Timur NAD. Sebagai peningkatan beban maka perlu pengembangan jaringan transmisi terutama dengan mempercepat pembangun transmisi Sibolga-Padang Sidempuan (71 Kms), Kisaran Rantau Parapat (101 Kms), Sidikalang Tarutung (122 Kms), JL. Listrik Titi Kuning (18 Kms), Rantau Prapat P. Sidempuan 127 kms selesai beroperasi tahun 2005, P.Sidempuan Panyambuangan 70 kms beroperasi tahun Kemudian jaringan transmisi yang menghubungkan Rantau Prapat dengan Kota Pinang sepanjang 50 kms diharapkan selesai tahun 2005, Labuan angin dengan Sibolga sepanjang 38 kms beroperasi tahun 2006, Sarulla-Tarutung 30 kms tahun 2005 diharapkan dapat beroperasi. Untuk meningkatkan keandalan sistim dan menyalurkan tenaga listrik dari pusat beban ke titik konsumen perlu interkoneksi antara pulau Sumatera dan Jawa yang diharapkan akan terealisasi pada program jangka menengah maupun jangka panjang. Kelistrikan di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung Diasumsikan untuk kurun waktu sepuluh tahun mendatang diperkirakan pertumbuhan ekonomi rata-rata 7,5% per tahun. Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 6,4% per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 akan mencapai 143 MW. Sistim kelistrikan di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung belum terintegrasi saat ini Untuk mengantisipasi pertumbuhan beban tenaga listrik dan menjaga keamanan pasokan tenaga listrik sampai dengan tahun 2025 perlu tambahan daya listrik sebesar 85 MW (asumsi cadangan daya 40%). Neraca Daya untuk Sistem Bangka Belitung dapat dilihat pada Lampiran II C. Batam Perkembangan kebutuhan tenaga listrik di Batam didasarkan atas rencana pengembangan kawasan, pertumbuhan ekonomi regional/singapura/malaysia, dan interkoneksi kelistrikan Batam Bintan. 24

34 Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 9,5 % per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 akan meningkat menjadi 770 MW. Dengan asumsi reserve margin 40% pada tahun dan 30% pada tahun maka kebutuhan kapasitas akan terus dibutuhkan sehingga perlu tambahan kapasitas baru sampai tahun 2025 sebesar 750 MW, hal ini dapat dilihat pada neraca daya Lampiran II D. C. KALIMANTAN Provinsi Kalimantan Barat Variabel-variabel yang mempengaruhi permintaan tenaga listrik di Provinsi Kalimantan Barat adalah petumbuhan penduduk dan ekonomi. Proyeksi pertumbuhan penduduk sampai dengan tahun 2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 0,89% per tahun dan pertumbuhan ekonomi Provinsi Kalimantan Barat diproyeksikan 7,4%. Sehingga rasio elektrifikasi untuk tahun 2025 diperkirakan mencapai sebesar 99%. Pertumbuhan permintaan energi listrik diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 4,3% per tahun. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 402 MW. Asumsi reserve margin atau cadangan daya adalah sebesar 40%-45% sampai tahun Pembangkit yang sudah committed adalah PLTD tersebar sebesar 12 MW, PLTM Merasap 1,5 MW yang masuk sistim tahun Untuk memenuhi kebutuhan beban puncak yang mencapai 402 MW pada akhir tahun 2025, masih diperlukan tambahan pembangkit baru 335 MW yang diharapkan terdiri dari PLTU 235 MW, PLTD 45 MW dan PLTG 55 MW. PLTU Parit Baru sebesar 110 (2x55) MW yang akan ditawarkan kepada pihak swasta termasuk dalam rencana tersebut. Dengan demikian total kapasitas pembangkit pada tahun 2025 diharapkan mencapai 570 MW dapat dilihat pada Lampiran II E. Provinsi Kalimantan Timur Pertumbuhan penduduk di Provinsi Kalimantan Timur pada masa sepuluh tahun mendatang rata-rata sebesar 0,89% per tahun, pertumbuhan ekonomi diproyeksikan 7,6%. Mengacu kepada asumsi makro tersebut pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan akan tumbuh rata-rata sebesar 10 % per tahun. Beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 1928 MW. Untuk memenuhi pertumbuhan beban sampai dengan tahun 2025 dan asumsi cadangan 30%-40% maka masih diperlukan proyek-proyek pembangkit baru sebesar 2171 MW sampai tahun 2025 yang terdiri dari PLTU batubara 1040 MW, PLTU biomass 20 MW, PLTGU 600 MW, PLTG 480 MW dan PLTD 31 MW seperti neraca daya pada Lampiran II F. 25

35 Kelistrikan KalSelteng (Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah) Sistem kelistrikan Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami perkembangan yang cukup pesat. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik sebesar 7% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2025 akan mencapai 2045 MW. Dengan asumsi reserve margin 25%-45% dan untuk memenuhi kebutuhan beban sampai tahun 2025 maka total kapasitas sistem diharapkan mencapai 2574 MW. Diharapkan pemenuhan kebutuhan tersebut dapat dicapai dengan membangun pembangkit kurang lebih 2392 MW yang terdiri dari PLTU batubara 1220 MW, PLTG 540 MW, PLTGU 450 MW, PLTA 130 MW dan PLTD untuk daerah terpencil 52 MW. Prakiraan kebutuhan beban untuk Daerah Kalimantan Selatan dan Tengah dapat dilihat pada Lampiran II G. D. SULAWESI Sistem Suluttenggo (Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah, dan Gorontalo) Apabila kelistrikan di tiga Provinsi tersebut dapat terintegrasi maka pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik mencapai rata-rata 9% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 259 MW, tahun 2010 sebesar 443 MW, tahun 2015 sebesar 760 MW dan tahun 2025.akan mencapai 1336 MW. Diasumsikan bahwa cadangan daya 23%-40% maka daya yang dibutuhkan sampai tahun 2025 secara akumulatif sebesar MW sedangkan total kapasitas sistem diharapkan mencapai MW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut pembangkit baru di luar proyek committed terdiri dari proyek PLN maupun swasta akan masuk sistim diperkirakan mencapai MW termasuk proyek PLTU Sulut yang akan ditawarkan kepada pihak swasta. Proyek-proyek pembangkit baru sampai tahun 2025 yang diharapkan terdiri dari PLTA 17 MW, PLTG 290 MW, PLTD 10 MW, PLTP 170 MW dan PLTU batubara 740 MW seperti neraca daya pada Lampiran II H. Disamping itu, di daerah yang tidak terintegrasi masih dibangun PLTD tersebar. Sistem Sulsetra (Sulawesi Selatan, Sulawesi Tenggara) Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik untuk dua Provinsi tersebut di atas diperkirakan tumbuh sebesar 6,7% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 253 MW, tahun 2010 sebesar 753 MW tahun 2015 sebesar MW dan akhir tahun 2025 mencapai MW. Daya pada tahun 2025 diharapkan mencapai MW dengan asumsi cadangan daya 20%-45 %. Proyek pembangkit committed yang diharapkan masuk pada sistim adalah PLTA Bili-Bili 20 MW tahun 2005, PLTD 23 MW serta proyek swasta PLTG Sengkang 65 MW tahun Pemenuhan beban diharapkan dari adanya tambahan pembangkit baru secara akumulatif sebesar MW yang terdiri dari PLTA 350 MW, PLTU batubara MW, PLTG 400 MW, PLTD 31 MW dan PLTGU 240 MW. Suplai daya dan kebutuhan beban untuk Sistem Sulseltra dapat dilihat pada Lampiran II I. 26

36 Untuk menyalurkan tenaga listrik dari pembangkit ke pusat beban perlu tambahan jaringan transmisi dan distribusi terutama dari lokasi pembangkit di utara sedangkan beban terkonsentrasi di bagian selatan. Sampai dengan tahun 2015 diperkirakan perlu pengembangan jaringan transmisi sepanjang 996 kms. Kemampuan jaringan transmisi yang ada sekarang hanya mampu menyalurkan daya sebesar 150 MW, sedangkan daya listrik yang harus disalurkan dari utara sebesar 232,2 MW, akibatnya terjadi bottle neck pada transmisi antara GI Pare Pare dan GI Pangkep. Penggunaan jaringan transmisi dengan tegangan 150 kv tidak memadai lagi setelah tahun 2010, perlu dipikirkan penggunaan tegangan 500 kv atau 275 kv, yang akan menjadi cikal bakal jaringan transmisi di Sulawesi dan diharapkan dalam program jangka panjang interkoneksi se Sulawesi sudah dapat diwujudkan. E. NUSA TENGGARA Provinsi Nusa Tenggara Barat Proyeksi pertumbuhan penduduk sampai dengan tahun 2025 diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 0,89% per tahun, pertumbuhan PDRB Provinsi NTB untuk periode tahun diproyeksikan 7 % per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 diperkirakan mencapai 568 MW. Kebutuhan listrik di NTB sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami pertumbuhan dan diperlukan tambahan daya sampai tahun 2025 sebesar 614 MW dengan asumsi cadangan daya antara 20-45%. Proyek yang sudah committed adalah 149 MW. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut perlu dibangun tambahan pembangkit baru sebesar 519 MW. Kebutuhan tersebut dapat dilihat pada Lampiran II J. Provinsi Nusa Tenggara Timur Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 secara bertahap diperkirakan tahun 2005 sebesar 67 MW, tahun 2010 sebesar 109 MW, tahun 2015 sebesar 168 MW dan pada akhir tahun 2025 mencapai 313 MW. Daya yang dibutuhkan pada tahun 2025 diperkirakan mencapai 439 MW dengan asumsi cadangan daya 20%-50%. Untuk memenuhi kebutuhan beban tersebut sedang direncanakan tambahan pembangkit yang sedang dibangun sebesar 25 MW. Potensi panas bumi juga akan dimanfaatkan sebesar 5 MW terdiri dari PLTP Ulumbu 3 MW dan Mataloko 2 MW. Selain itu masih diperlukan PLTD tersebar sebesar 15 MW khususnya daerah yang isolated. Pembangkit baru yang dibutuhkan sampai tahun 2025 secara akumulatif adalah 303 MW dan kebutuhan beban dan suplai untuk sistem NTT dapat dilihat pada Lampiran II K. 27

37 F. MALUKU Provinsi Maluku dan Maluku Utara Sistem kelistrikan di Provinsi Maluku dan Maluku Utara sampai dengan tahun 2025 diproyeksikan akan mengalami perkembangan kebutuhan tenaga listrik sebesar 6% per tahun, perkembangan beban puncak tahun 2005 sebesar 69 MW, tahun 2010 sebesar 91 MW, tahun 2015 sebesar 114 MW dan pada akhir tahun 2025 diharapkan mencapai 184 MW. Kebutuhan daya sampai tahun 2025 sebesar 257 MW (asumsi cadangan daya 30%-40%). Tambahan pembangkit yang sudah committed adalah 40 MW sehingga masih diperlukan tambahan proyek-proyek pembangkit baru sampai tahun 2025 secara akumulatif sebesar 179 MW. Kebutuhan beban untuk Sistem Maluku Maluku Utara dapat dilihat pada Lampiran II L. G. PAPUA Pertumbuhan permintaan energi listrik untuk periode diperkirakan tumbuh rata-rata sebesar 8% per tahun. Pertumbuhan beban puncak sampai dengan tahun 2025 secara bertahap, diperkirakan tahun 2005 beban puncak sebesar 93 MW, tahun 2010 sebesar 145 MW, tahun 2015 sebesar 272 MW dan akhir tahun 2025 mencapai 376 MW. Sistem Papua sampai pada tahun 2025 diproyeksikan akan membutuhkan daya secara akumulatif sebesar 440 MW (asumsi cadangan daya 25%-55%), sedangkan tambahan pembangkit yang committed sampai saat ini hanya mencapai 12 MW. Dengan demikian masih diperlukan tambahan pembangkit baru untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di Provinsi ini sebesar 343 MW yang diharapkan dari PLTD 58 MW, PLTA 16 MW, PLTG 140 MW dan PLTU batubara 130 MW. Kebutuhan beban untuk Sistem Papua dapat dilihat pada Lampiran II M. 5. KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK NASIONAL Dengan mengkompilasi data kebutuhan tenaga listrik seluruh daerah/sistem/wilayah tersebut di atas dapat disimpulkan bahwa kebutuhan listrik secara nasional untuk dua puluh tahun mendatang diperkirakan tumbuh 7,5% per tahun. Konsumsi tenaga listrik pada tahun 2025 diharapkan mencapai 450 TWh. Secara nasional dapat diproyeksikan bahwa beban puncak diperkirakan pada tahun 2025 adalah 80 GW. Dengan demikian kebutuhan tenaga listrik perlu dipersiapkan tambahan kapasitas pembangkit sekurangnya sebesar 68 GW (termasuk committed proyek) sampai tahun Akumulasi ini dapat dilihat pada Lampiran II P. 6. PROGRAM ELEKTRIFIKASI DESA Sampai dengan tahun 2003 secara administratif, jumlah desa diseluruh Indonesia adalah sebanyak desa yang tersebar di daerah yang telah berkembang, daerah yang belum berkembang, maupun di daerah terpencil. Dari jumlah 28

38 tersebut, desa yang telah mempunyai akses tenaga listrik adalah sebesar desa (81,02%). Dengan demikian masih ada desa yang belum mempunyai akses tenaga listrik atau sebesar 18,98%. Sasaran yang ingin dicapai adalah untuk mencapai 100% desa berlistrik pada tahun 2010 dan 90% rasio elektrifikasi pada tahun 2020 yang berarti harus dapat melistriki rumah tangga termasuk di desa sejuta pelanggan baru per tahun. Pemanfaatan energi setempat khususnya energi baru dan terbarukan akan menjadi prioritas utama dalam melistriki desa bila energi ini dapat kompetitif. Rasio elektrifikasi pada tahun 2025 diharapkan mencapai 93% (lihat Tabel 1) namun pulau besar yang bebannya dapat terkonsentrasi seperti Sumatera, Jawa, Kalimantan, Sulawesi dan Maluku diharapkan mencapai 100%. 29

39 BAB V POTENSI SUMBER DAYA ENERGI 1. PEMANFAATAN SUMBER ENERGI UNTUK PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK Batubara Penggunaan bahan bakar batubara untuk pembangkit tenaga listrik yang saat ini kurang lebih berkapasitas MW, yang dirancang sebagai pemikul beban dasar pada sistem Jawa-Bali, karena biaya paling murah, serta ketersediaan batubara di dalam negeri cukup memadai dan potensinya sangat besar di Indonesia. Salah satu kendala utama dalam pengembangan batubara di Indonesia adalah adanya dampak lingkungan dari PLTU Batubara yang merupakan tantangan dalam pengembangan batubara khususnya di Pulau Jawa di masa yang akan datang. Untuk memenuhi kebutuhan beban di pulau Jawa alternatif lain adalah dengan pengembangan PLTU Batubara di Pulau Sumatera dan ditransmisikan ke Pulau Jawa. Gas Alam Dari segi ekonomi, pembangkit tenaga listrik dengan bahan bakar gas dioperasikan sebagai pemikul beban menengah namun pada kenyataannya PLTGU yang ada di sistem JAMALI dioperasikan sebagai pemikul beban dasar karena kontrak pembelian gas alam menggunakan klausul Take or Pay. Pada tahun 2003 produksi gas alam sudah mencapai 8,42 BSCF, 58% dari jumlah yang diproduksi di ekspor ke luar negeri dalam bentuk LNG, LPG, dan pipe line. Pemakaian untuk domestik diperkirakan 42% dan dari jumlah ini pemakaian tenaga listrik baru mencapai 6,6%. Minyak Bumi Peran BBM sebagai sumber energi dalam pembangkitan tenaga listrik diusahakan semakin menurun dan sedapat mungkin dihindari, kecuali pada pusat-pusat beban yang kecil dan terisolasi yang umumnya menggunakan PLTD berkapasitas kecil-kecil atau untuk PLTG dan PLTGU yang masih menunggu tersedianya gas alam. Pemakaian BBM untuk pembangkit tenaga listrik pada tahun 2005 sebesar Juta kilo liter dan pada tahun 2015 pemakaian minyak bumi untuk pembangkit tenaga listrik hanya mencapai juta kilo liter. Tenaga Air Air merupakan sumber energi yang mempunyai potensi cukup besar sekitar MW untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik yang semakin meningkat, sehingga potensi yang ada perlu dimanfaatkan semaksimal mungkin untuk menjamin security of supply penyediaan tenaga listrik. Pada tahun 2004 proyeksi produksi PLTA sebesar 90 TWh, dari kapasitas terpasang seluruhnya sekitar MW. 30

40 Panas Bumi Potensi panas bumi diperkirakan dapat mencapai 27 GW dan merupakan potensi yang terbesar di dunia yakni 40% dari potensi dunia terdapat di 151 lokasi yang tersebar di wilayah Indonesia. Cadangan terduga panas bumi diperkirakan mencapai MW tersebar di 271 lokasi antara lain di Pulau Sumatera sebesar MW, Pulau Jawa MW, Sulawesi 721 MW, kepulauan Nusa Tenggara 645 MW dan kepulauan Maluku 142 MW. Dari jumlah ini kapasitas pembangkit panas bumi yang beroperasi saat ini sebesar 804,3 MW atau sekitar 2% dari total potensi yang ada dan sebagian besar yang beroperasi terdapat pada sistem JAMALI. Diharapkan tambahan kapasitas pembangkit untuk sepuluh tahun mendatang adalah 725 MW sehingga sampai tahun 2015 total pembangkit dari panas bumi menjadi 1.529,3 MW. Pengembangan panas bumi masih terkendala namun mengingat sifat dari panas bumi yang termasuk energi terbarukan dan bersih lingkungan sehingga perannya perlu ditingkatkan sejalan dengan Kebijakan Energi Nasional (KEN). 2. POTENSI SUMBER ENERGI DI PROVINSI Potensi sumber energi secara nasional menurut jenis sumber energi dapat dilihat pada lampiran V. Nanggroe Aceh Darussalam Provinsi Nanggroe Aceh Darussalam (NAD) memiliki beraneka ragam potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari potensi air, panas bumi, batubara. Diperkirakan potensi sumber tenaga air mencapai MW yang tersebar di 15 lokasi di wilayah NAD. Salah satu dari potensi tersebut yang sedang dalam proses pembangunan adalah PLTA Peusangan dengan daya sebesar 89 MW. Potensi tenaga air yang cukup besar terdapat di daerah Jambo Aye yang diperkirakan mencapai 471 MW, Lawe Alas sebesar 268 MW, dan Tampur sebesar 126 MW. Potensi panas bumi juga menjadi alternatif energi selain air yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik yang diperkirakan sebesar 282 MW yang tersebar di 17 lokasi diantaranya terdapat di Gunung Seulawah, Krueng Raya, Sabang dan di Gayo Lesten. Di samping itu juga terdapat potensi batubara yang dapat dikembangkan adalah sebesar 450 juta ton. Sumatera Utara Provinsi Sumatera Utara memiliki potensi sumber energi yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari potensi air sebesar 12 MW tersebar di 13 lokasi, potensi panas bumi sebesar MW yang tersebar di 16 lokasi diantaranya terdapat di Sarulla 100 MW, Sibual-buali 150 MW dan G.Sorik-Merapi sebesar 150 MW serta G. Sibayak sebesar 70 MW. Selain itu juga terdapat potensi energi biomass yang belum dapat dihitung. Sumatera Barat Provinsi Sumatera Barat memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari tenaga air dan batubara. Potensi sumber tenaga air untuk membangkitkan tenaga listrik yang berskala besar sudah sebagian besar dimanfaatkan. Batubara hanya sebagian kecil 31

41 lagi yang dapat dimanfaatkan sedangkan pemanfaatannya sebagian besar untuk menunjang kebutuhan industri yang ada di Provinsi ini. Dan juga potensi panas bumi sebesar 700 MW tersebar di 16 lokasi wilayah Sumatera Barat. Sumber potensi untuk pembangkit tenaga listrik baru adalah PLTM Leter W (3MW), PLTM Mangani (1,2MW), PLTU skala kecil Pesisir Selatan (2X16MW), PLTU Sampah (2X9MW). Riau Kepulauan Riau memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi diperkirakan sebesar juta barel, gas bumi sebesar BSCF di Natuna dan BSCF di Riau daratan sedangkan potensi batubara juta ton, gambut juta ton dan tenaga air sebesar 949 MW. Jambi Provinsi Jambi memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi 3,5 juta barel, gas bumi 1,3 TCF, batubara sekitar juta ton. Potensi minyak bumi, gas bumi dan batubara tersebar di Provinsi Jambi. Sedangkan potensi panas bumi yang diperkirakan 358 MW tersebar di 8 lokasi dan tenaga air 370 MW yang terdapat di Kabupaten Kerinci. Bengkulu Provinsi Bengkulu memiliki potensi energi primer yang terdiri dari batubara, panas bumi yang diperkirakan cadangannya mencapai 198 juta ton, panas bumi yang diperkirakan potensinya mencapai 600 MW dan tersebar pada 3 lokasi Gedang Hulu Lais, Tambang Sawah dan Bukit Daun. Sedangkan tenaga air diperkirakan mencapai MW dan salah satu potensi yang sedang dibangun adalah PLTA Musi sebesar 210 MW. Sumatera Selatan Provinsi Sumatera Selatan memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari minyak bumi diperkirakan sebesar 887 juta barel, gas bumi sebesar BSCF, dan batubara diperkirakan sekitar juta ton serta panas bumi sebesar 794 MW yang tersebar di 8 lokasi. Lampung Provinsi Lampung memiliki potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik yang terdiri dari tenaga air, panas bumi, batubara dan potensi biomassa. Potensi tenaga air untuk skala besar adalah 524 MW dan telah dimanfaatkan adalah PLTA Besai 90 MW dan Batu Tegi 28 MW. Potensi tenaga air yang belum dimanfaatkan adalah Danau Ranau diperkirakan 250 MW, Way Semangka Upper dan Way Semangka Lower diperkirakan mencapai 152 MW. Potensi panas bumi diperkirakan juga sangat besar yaitu mencapai MW yang terdapat di Ulu Belu, Suoh, Sekicau, Gunung Rajabasa dan Gunung Ratai. Kapasitas terbukti tahap pertama yaitu 110 MW. 32

42 Bangka Belitung Provinsi Bangka Belitung sangat bergantung dengan pembangkit diesel milik PT PLN (Persero) maka pengembangan sumber potensi energi yang dimiliki sangat penting. Kalimantan Timur Provinsi Kalimantan Timur memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik yaitu minyak bumi yang diperkirakan 920 juta barrel, gas bumi BSCF, batubara juta ton dan tenaga air MW. Disamping energi terbarukan seperti biomassa, tenaga surya dan angin terdapat di pantai Tarakan. Kalimantan Tengah Provinsi Kalimantan Tengah merupakan salah satu daerah di Indonesia yang memiliki sumber daya energi yang banyak dan beragam. Potensi energi yang potensial untuk dikembangkan di Kalimantan Tengah khususnya bagi desa-desa tertinggal yang sulit dijangkau oleh jaringan PT PLN (Persero) adalah batubara, mikrohidro, biomassa dan angin. Potensi batubara diperkirakan mencapai 1399 juta ton. Kalimantan Selatan Provinsi Kalimantan Selatan memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik antara lain Batubara 8,674 Juta Ton, Biomassa 133,201 kw, Sekam padi Ton, Sekam sawit Ton, Penyinaran Tenaga Surya 23-69% dan Tenaga Angin Kecepatan Knot. Kalimantan Barat Provinsi Kalimantan Barat memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari batubara, tenaga air dan gambut. Diperkirakan bahwa potensi batubara sebesar 527 juta ton yang tersebar di perbagai tempat. Di samping itu, potensi tenaga air yang dapat dikembangkan adalah PLTA Ng. Pinoh sebesar 138 MW, PLTA Pade Kembayung 40 MW, PLTA Sibat 21 MW. Nusa Tenggara Barat Provinsi Nusa Tenggara Barat memiliki potensi sumber energi relatif kecil. Panas bumi terdapat di 3 lokasi dengan total daya 300 MW dan potensi air sebesar 149 MW. 33

43 Nusa Tenggara Timur Provinsi Nusa Tenggara Timur memiliki potensi sumber energi primer yang terdiri dari panas bumi, air dan angin. Sepanjang daratan Flores Alor terdapat potensi panas bumi sebesar 575 MW. PLTP Ulumbu rencana pembangunan awal 2004 dengan kapasitas sebesar 6,5 MW. PLTP Mataloko dalam proses pengeboran 4 sumur. Total potensi hidro sebesar 143 MW. Potensi energi angin yang sudah disurvei adalah di Desa Nangalili, sebesar 0,1 MW. Potensi angin yang belum di survei adalah di Pulau Sumba, Pulau Rote dan Pulau Timor. Sulawesi Selatan Provinsi Sulawesi Selatan memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu gas bumi, minyak bumi, batubara, air (PLTA, Minihidro, dan mikro hidro), dan panas bumi. Cadangan gas alam yang sudah ditemukan berlokasi di Kabupaten Wajo dengan besarnya cadangan BSCF dan baru dimanfaatkan untuk pembangkit sebesar 85 MW atau sebesar 20%. Cadangan batubara sebesar 132 juta ton. Batubara baru digunakan untuk bahan bakar keperluan rumah tangga dan industri kecil dalam bentuk briket batubara. Potensi sumber daya air (PLTA) yang tersebar di berbagai Kabupaten, dengan daya terpasang besarnya 3.094,1 MW. Potensi Pembangkit Listrik Tenaga Minihidro (PLTM) besarnya kw, tersebar di 21 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Sedangkan potensi mikrohidro (PLTMH) sebesar 3.037,3 kw, tersebar di 51 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Potensi panas bumi diperkirakan sebesar 49 MW yang tersebar di 16 lokasi. Sulawesi Utara Provinsi Sulawesi Utara memiliki potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu panas bumi, dan tenaga air. Potensi panas bumi yang ada diperkirakan 540 MW yang tersebar di 5 lokasi dan potensi air sebesar 160,7 MW. Disamping itu ditemukan cekungan minyak bumi yang perlu disurvei lebih lanjut besar potensinya. Sulawesi Tengah Provinsi Sulawesi Tengah memiliki potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik, yaitu air (PLTA, Minihidro, dan mikro hidro), dan panas bumi. Potensi air sebesar 759 MW untuk PLTA dengan skala cukup besar antara lain terdapat di Kabupaten Donggala, Palu besarnya 74,8 MW, dan di Kabupaten Poso mempunyai total potensinya sebesar 684 MW. Sedangkan potensi air skala kecil (minihidro) dengan kapasitas antara 0,5 3 MW banyak tersebar di berbagai kabupaten, secara total kapasitasnya mencapai sekitar 26,45 MW. Potensi panas bumi yang ada tidak terlalu besar terletak di desa 34

44 Bora Donggala sebesar 5 MW. Dan potensi panas bumi diperkirakan sebesar 66 MW tersebar di 14 lokasi. Sulawesi Tenggara Provinsi Sulawesi Tenggara memiliki beranekaragam potensi sumber energi primer yang dapat digunakan sebagai sumber energi pembangkit tenaga listrik, yaitu air (PLTA Mikrohidro) dan panas bumi. Potensi sumber daya air (PLTA) yang tersebar di beberapa Kabupaten, dengan daya terpasang yang dapat dikembangkan sekitar 239 MW. Potensi Pembangkit Listrik Tenaga Mikrohidro (PLTMH) besarnya 30,33 MW, tersebar di 15 lokasi yang terletak di berbagai Kabupaten. Potensi panas bumi cukup besar, dengan total kapasitas diperkirakan sebesar 51 MW yang tersebar di 35 Kabupaten. Gorontalo Provinsi Gorontalo memiliki potensi sumber energi air sebesar 78 MW di Sungai Bone 1,2 dan 3 dan Randagan, mikrohidro di 14 lokasi sebesar 514 kw, energi angin sebesar knot, panas bumi di 2 lokasi sebesar 15 MW. Maluku dan Maluku Utara Provinsi Maluku memiliki potensi energi air yang tersebar di 27 lokasi di P. Seram dengan diperkirakan dapat membangkitkan daya sebesar 217 MW selain itu ada panas bumi sebesar 142 MW, batubara dan minyak bumi yang belum terukur. Papua Provinsi Papua memiliki potensi sumber energi yang cukup besar, dengan batubara cadangan terbukti 138,3 juta ton, minyak bumi sebesar 18 Juta Barrel, gas bumi sebesar BSCF, dan sumber potensi air sebesar MW. Bali Provinsi Bali memiliki potensi energi yang dapat dikembangkan untuk pembangkit tenaga listrik terdiri dari tenaga air, panas bumi sebesar 226 MW yang tersebar di 5 lokasi, biomass dan tenaga surya. Tenaga air yang berpotensi untuk dikembangkan adalah PLTA Ayung sebesar 20 MW dan PLTP Bedugul yang diperkirakan mencapai 200 MW. Jawa Timur Provinsi Jawa Timur memiliki potensi sumber energi yang terdiri dari gas alam, minyak bumi dan tenaga air. Adapun potensi gas bumi yang dapat dikembangkan adalah sebesar 4289 BSCF, minyak bumi 581 juta barel dan tenaga air 10 MW serta panas bumi yang diperkirakan mencapai 654 MW yang tersebar di 11 lokasi. 35

45 Jawa Tengah Provinsi Jawa Tengah memiliki potensi tenaga air yang dapat dikembangkan adalah diperkirakan mencapai 24 MW dan panas bumi yang diperkirakan mencapai 614 MW yang tersebar di 14 lokasi. Jawa Barat Provinsi Jawa Barat memiliki bermacam sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik yang terdiri dari tenaga air yang sebagian besar sudah dikembangkan, panas bumi, minyak bumi, dan gas alam. Potensi panas bumi yang dapat dikembangkan diperkirakan sebesar MW yang tersebar di 40 lokasi. Banten Provinsi Banten memiliki potensi panas bumi yang dapat dikembangkan untuk tenaga listrik yang diperkirakan mencapai 285 MW yang tersebar di 50 lokasi, sedangkan potensi batubara diperkirakan mencapai 13 juta ton. Potensi sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik tersebut yang terdapat di berbagai tempat di seluruh provinsi dapat dilihat pada tabel berikut. 36

46 Tabel 4. DATA POTENSI SUMBER ENERGI ENERGI No. Wilayah Minyak Batubara Gas Alam Bumi Panas Bumi Air (Juta Ton) (BSCF) (Juta Barel) (Lokasi) (MW) Sumatera 1 N A D Sumatera Utara Sumatera Barat Kep. Riau Batam 8-6 Bangka Belitung Jambi Bengkulu Sumatera Selatan Lampung Jawa 12 Banten DKI Jakarta Jawa Barat BM 3 15 Jawa Tengah 0,08 0, D.I. Yogyakarta 1-17 Jawa Timur 0, Bali Nusa Tenggara 20 Nusa Tenggara Barat Nusa Tenggara Timur Kalimantan 23 Kep. Natuna Kalimantan Timur Kalimantan Barat Kalimantan Selatan Kalimantan Tengah Sulawesi 29 Sulawesi Utara Gorontalo Sulawesi Tengah 1, Sulawesi Tenggara Sulawesi Selatan Maluku Papua Jumlah BM 3 = Milyar Meter Kubik 37

47 BAB VI KEBUTUHAN DANA INVESTASI Untuk melaksanakan pembangunan tambahan sarana penyediaan tenaga listrik di seluruh Indonesia yang meliputi pembangkitan, transmisi, distribusi dan listrik pedesaan sebagaimana yang telah direncanakan dalam tahun diperlukan dana investasi pembangkit sebesar USD juta, dan dalam tahun kebutuhan investasi transmisi dan gardu induk sebesar USD juta, investasi distribusi sebesar USD 5.097,47 juta. Total kebutuhan investasi tersebut dapat dipenuhi dari dana Pemerintah maupun PT PLN (Persero) berupa pinjaman bilateral maupun pinjaman multilateral. Selain itu partisipasi sektor swasta, baik swasta nasional maupun swasta asing sangat diperlukan. Kedua jenis pendanaan tersebut merupakan pendanaan yang tidak berdasarkan jaminan Pemerintah. Untuk sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali (JAMALI), kebutuhan dana investasi di sisi pembangkit sampai dengan tahun 2025 adalah sebesar USD Kebutuhan pendanaan tersebut di luar pembangkit yang akan dibangun oleh swasta yaitu PLTU Tanjung Jati B dan PLTU Cilacap akan dibiayai oleh Swasta. Sebesar USD 257 juta dianggarkan oleh PT PLN (Persero) untuk pembangunan PLTG Muara Tawar dan steam porsion PLTGU Pemaron. Sedangkan pendanaan yang sudah pasti dari JBIC sebesar USD juta dipergunakan untuk pembiayaan pembangunan extension PLTGU Muara Karang, PLTGU Muara Tawar dan PLTGU Priok. Selain itu telah dilakukan pengusulan pendanaan ke JBIC sebesar USD 400 juta untuk pendanaan PLTGU Cilegon. Untuk sistem penyaluran, dari tahun 2005 sampai dengan 2015 pendanaan yang diperlukan adalah sebesar USD juta. Untuk proyek-proyek on going dan commited, sumber pendanaan diperoleh dari APLN, DIP, KE-III, JBIC, ADB dan IBRD. Proyek-proyek yang dianggap commited karena telah dicapainya penandatanganan loan agreement adalah Proyek Power Transmission Improvement Sector Project (ADB) dan Java-Bali Power Sector Restructuring and Strengthening Project (IBRD). Untuk rencana pengembangan distribusi, diperkirakan dari tahun 2005 sampai dengan 2015 memerlukan pendanaan sekitar USD 3.999,6 juta, diperlukan untuk perluasan jaringan tegangan menengah dan tegangan rendah, menambah kapasitas trafo distribusi dan sambungan pelanggan baru. Secara rinci kebutuhan investasi untuk sistem kelistrikan JAMALI adalah sebagaimana tercantum pada Tabel 5. Untuk sistem kelistrikan Luar Jawa-Madura-Bali, kebutuhan dana investasi di sisi pembangkit sampai dengan tahun 2025 adalah sebesar USD juta. Untuk sistem penyaluran, dari tahun 2005 sampai dengan 2015 pendanaan yang diperlukan adalah sebesar USD juta. Secara umum sumber pendanaan untuk pengembangan sistem penyaluran adalah APLN dan DIP. Pinjaman luar negeri yang 38

48 sedang berlangsung hanya Loan ADB untuk interkoneksi Kaltim-Kalsel, Loan Belgia untuk Suluttenggo dan Loan KE untuk Kitlur Sumbagut. Untuk rencana pengembangan distribusi, diperkirakan dari tahun 2005 sampai dengan 2015 memerlukan pendanaan sekitar USD 1.097,87 juta, diperlukan untuk perluasan jaringan tegangan menengah dan tegangan rendah, menambah kapasitas trafo distribusi dan sambungan pelanggan baru. Secara rinci kebutuhan dana investasi untuk sistem kelistrikan adalah sebagaimana tercantum pada Tabel 5. Tabel 5. Kebutuhan Dana Investasi Sarana Penyediaan Tenaga Listrik Tahun 2005 s.d dalam juta USD Sarana JAMALI Luar JAMALI Total Pembangkit Jaringan Transmisi Gardu Induk Total )* Jaringan Tegangan Menengah Jaringan Tegangan Rendah Trafo Distribusi Total )* 1.764,6 741, , ,6 521,34 294,52 282, , , , , ,47 Catatan: )* Transmisi dan Distribusi hanya sampai tahun

49 LAMPIRAN I JARINGAN TRANSMISI

50 JARINGAN TRANSMISI JAWA BALI Lampiran I - A Keterangan: PLTU Suralaya Jaringan Transmisi 500 kv (Existing) Jaringan Transmisi 500 kv (Plan) Pembangkit (PLTU/G/GU/A) Gardu Induk (GI) Cilegon Gandul PLTGU Muara Tawar Cibinong Bekasi Cibatu 40 PLTA Cirata Madirancan PLTA Saguling Bandung Selatan Ungaran Surabaya Barat PLTGU Gresik Madura Tasikmalaya Rawalo Indian Ocean Pedan PLTG Grati PLTU Paiton (IPP) Kediri Bali

51 Lampiran I - B JARINGAN TRANSMISI JAWA BARAT P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA BARAT SURALAYA U SaliraIndah 41 Peni CILEGON Krakatau Steel U Asahimas Menes PTLDO JAKARTA T.Naga GU Muarakarang Mits Priok Sptan Maxim GU MUARATAWAR LAUT JAWA U U P.Kemis Duri.K GU U Serang BLRJA Ancol Marunda Jatake Cengkareng Angke Plumpang Rengas Cikupa K.Jeruk KaretGambir.L Cikande Tangerang BEKASI dengklok G P.Gadung Petukangan Citra KEMBANGAN Mampang FJWSA Kosambi Kosambi Senayan P.Kelapa Cikarang Baru G Lama Serpong PNDLI Poncol Sukamandi Indramayu CAWANG Jatirangon JBEKA Tgrsa Legok Lkong GANDUL GDMKR MITRA.K Kujang Haurgeulis Depok Rangkasbitung CIBATU PRURI Jatibarang DEPOK III Baru Ferotama Bunar Subang CIBINONG Jatiluhur S.Cibinong KIIC A Kracak Aspek A Kd.Badak Purwakarta Bogor Baru Arjawinangun Cangkring CIRATA Ciawi A BANDUNG Sunyaragi Palimanan G P Dago Kebasen A Kadipaten G.Salak Cianjur Padalarang P GS.Swasta SAGULING Cibabat A Rancaekek MADIRANCAN Ungaran Cipoho Bengkok Sumedang A Cibadak Cibeureum P.Kondang Ujungberung P. Ratu Sukamiskin Babakan Kuningan A Cigereleng BANDUNG Lb.Situ SELATAN Majalaya Ubrug W.Windu Malangbong P Cikasungka Mgryu Cikalong P A P P Kamojang Karaha Patuha Lamajan A Drajat P Garut Santosa Ciamis P Drajat Swasta TASIKMALAYA Sumadra Banjar Majenang Keterangan : PEDAN 500 kv A PLTA 150 kv 70 kv 150/70 kv 500/150 kv U G P PLTU PLTG PLTP LAUTAN HINDIA Pameungpeuk Pangandaran 500 kv Renc. GITET 150 kv Renc. GI 150 kv 70 kv Renc. GI 70 kv TOPAR1-Rev. 23/01/00 By DPR-P3B BY P3B

52 JARINGAN TRANSMISI JAWA TENGAH & DIY Lampiran I - C P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA TENGAH TJ. JATI Jepara U Kudus Pati Rembang 42 Sunyaragi BANDUNG SELATAN Majenang Banjar TASIKMALAYA Brebes Bumiayu Lomanis G Pekalongan Kebasen Batang Pemalang Dieng P A Ketenger Mrica A A Kalibakal A RAWALO Sempor A S.Nusantara Gombong Pejengkolan A Wadaslintang SEMARANG Tambaklorok Demak Weleri Polysindo GU U Klsri PURWODADI K.Wungu Krapyak Srondol G P. Lamper A Kelambu Tanggung UNGARAN Sidoarjo Garung Jelok A A Bawen Beringi A Kedungombo A Wonosobo Timo Sragen Sanggrahan Secang Mojosongo Jajar Gejayan Palur Purworejo Blabak Kertosuro PEDAN Solo Selatan Kentungan Blora Cepu Manisrejo /Ngawi KEDIRI BARU Bojonegoro KRIAN Wates Godean Bantul Klaten Wonogiri A Keterangan : 500 kv A PLTA SAMUDRA INDONESIA Semanu 150 kv 70 kv 150/70 kv 500/150 kv U G P PLTU PLTG PLTP 500 kv 150 kv 70 kv Renc. GITET Renc. GI 150 kv Renc. GI 70 kv BY P3B TOPAR3-Rev.05/02/01 By DPR-P3B

53 JARINGAN TRANSMISI JAWA TIMUR & BALI Lampiran I - D P.T. PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA - BALI TOPOLOGI JARINGAN SUB SISTEM JAWA TIMUR Dwima Kerek Tuban LAUT JAWA U Ke Cepu Tuban III Bojonegoro BABAT Brdong Pkmia Semen GRESIK Barata GU Manyar GU Cerme Babat Segoromadu SURABAYA Lamongan Tandes Perak Kasih.Jtm UG Ujung Bangkalan Gilitimur P. MADURA Pemekasan Sampang Sumenep 43 UNGARAN Palur/Seragen Mospati Ngawi Caruban Spang Kjran SURABAYA BARAT Ngagel Slilo Driyorejo Rungkut Krplg CW.Kmia Bbdan Waru Ploso S.Selatan Miwon Bdran Ajinomoto Mojokerto SELAT MADURA Magetan KLATEN BARU Pacitan Tarik GRATI Nganjuk Kertosono Manisrejo Ngoro Piere Suryazz Bangun B.Cokro Mendalan/ Rjoso Banaran Siman Pandaan Bangil G.Wetan A Dolopo A Sukorejo Ponorogo KEDIRI BARU B.Kandang Pare G.Garam Selorejo Lawang A Tulungagung Blimbing Trenggalek Ledoyo Sengkaling A Blitar Polehan Wlingi Kebonagung A A Gamping Turen PLTA.T.Agung A A Sengguruh Karangkates PAITON Kraksaan C Gending Probolinggo Leces Lumajang Jember Situbondo Bondowoso WATUDODOL Banyuwangi U Gilimanuk Pemaron Negara Baturiti Keterangan : 500 kv 150 kv 70 kv 150/70 kv 500/150 kv 500 kv 150 kv 70 kv A U G P PLTA PLTU PLTG PLTP Renc. GITET Renc. GI 150 kv Renc. GI 70 kv SAMUDRA INDONESIA BY P3B Antosari Amplapura Kapal Gianyar Krobokan Sanur Pesanggaran D Nusa Penida Nusadua Pecatu TOPAR4-Rev.05/02/01BY DPR - P3B

54 Lampiran I - E JARINGAN TRANSMISI SUMATERA KOTA CANE SUBULUSSAL AM PLTA ASAHAN III PLTU LABUHAN ANGIN 44 PASIR PANGARAYAN TEMBIL AHAN Aur Duri Payo Selincah BENGKULU Muara Bungo PLTGU Palembang Timur Bangko PLTG Betung Borang KAJI Tes HPP Lubuk Linggau Talang kelapa Keramasan Curup SUMSEL Mariana Simpang Tiga Prabumulih Musi HPPP Lahat Bukit Asam Baturaja Gumawang Pagar Martapura Alam Menggala Bukit Kotabumi Metro Sribawono M a n n a Kemuning Tegineneng Besai HPP Adijaya Natar Sutami Ulu Belu GTPP Pagelaran Batutegi HPP LAMPUNG TARAHAN CFSPP 2 x 100 MW Teluk Betung Kalianda

55 JARINGAN TRANSMISI KALIMANTAN Lampiran I - F Natuna Alpha BRUNEI Bandara Seri Begawan Kota Kinibalu Bintulu 45 Sambas Singkawang Mempawah Pontianak Parit Baru Kuching Sei Raya KALIMANTAN BARAT Siantan EAST MALAYSIA KALIMANTAN TENGAH Palangkaraya Tj. Batu CCPP K. Kapuas S. Barito Trisakti Mantuil KALIMANTAN TIMUR Sei Keledang Kr Joang Kuaro Tanjung Bontang Banjarmasin Samarinda Asam-asam SCPP KALIMANTAN SELATAN

56 Lampiran I - G JARINGAN TRANSMISI SULAWESI Toli-toli Palasa Marisa Gorontalo Likupang Ranomut Bitung Tonsea Lama Lopana PLTP Lahendong III Inobonto Kowangkoan PLTP Lahendong II Kotamobagu PLTA Poigar II TAHUNA TAMAKO PLTM Ulung Peliang ( 1 x 1.09 MW ) P. SANGIHE KUMA PLTD TAHUNA MANALU (1 x 1,0 MW) 46 Wotu Makale Mamuju Palopo Majene PLTA Bonto batu PLTA Bakaru Polmas Siwa Tuppu Lasolo PLTGU Sengkang Pinrang PLTD Suppa Kolaka Pare-pare Soppeng Wawotobi Barru Tello Bone Sinjai Tanjung Bunga PLTA Bili-Bili Bulukumba Sungguminasa Jeneponto PLTU Takalar PLTD Kendari PLTA Raha

57 LAMPIRAN II NERACA DAYA DAN PRAKIRAAN KEBUTUHAN

58 NERACA DAYA SISTEM JAWA-BALI-MADURA LAMPIRAN II - A 47 Uraian Kebutuhan Rumah tangga GWh Publik GWh Komersial GWh Industri GWh Total Kebutuhan GWh Pertumbuhan % Losses (T&D) & susut % Pemakaian Sendiri % Total Losses & susut % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW TambahanPembangkit /Committed MW # Oleh PLN MW PLTG MW - PLTGU MW PLTP MW 10 # Oleh Swasta MW PLTU MW PLTP MW PLTGU MW 400 # Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTGU M. Tawar Blok 2 Add on MW PLTP MW 60 - PLTU MW PLTG MW PLTGU MW PLTN MW - Upper Cisokan/Pump storage MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 26% 36% 31% 32% 32% 33% 35% 32% 30% 30% 29% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW Asumsi reserve margin 35%

59 NERACA DAYA SISTEM JAWA-BALI-MADURA LAMPIRAN II - A Lanjutan 48 Uraian Kebutuhan Rumah tangga GWh Publik GWh Komersial GWh Industri GWh Total Kebutuhan GWh Pertumbuhan % Losses (T&D) & susut % Pemakaian Sendiri % Total Losses & susut % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW TambahanPembangkit /Committed MW # Oleh PLN MW PLTG MW - PLTGU MW - PLTP MW # Oleh Swasta MW - PLTU MW - PLTP MW - PLTGU MW # Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTGU M. Tawar Blok 2 Add on MW - PLTP MW - PLTU MW PLTG MW PLTGU MW PLTN MW Upper Cisokan/Pump storage MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 24% 21% 24% 26% 27% 19% 16% 15% 15% 15% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW Asumsi reserve margin 35%

60 LAMPIRAN II - B NERACA DAYA SISTEM KELISTRIKAN SUMATERA URAIAN Kebutuhan Aceh GWH Sumatera Utara GWH Riau GWH Sumbar GWH S2JB GWH Lampung GWH Total Kebutuhan GWH Pertumbuhan % 6.6% 8.0% 8.1% 8.1% 8.2% 8.4% 7.7% 7.8% 8.0% 8.1% 8.2% Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW PLTA MW PLTG MW PLTU MW # Swasta MW PLTA MW PLTG MW PLTU MW Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW PLTU MW PLTGU MW PLTP MW PLTG MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 30% 24% 35% 34% 35% 38% 39% 38% 35% 31% 30% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 40%

61 LAMPIRAN II - B Lanjutan NERACA DAYA SISTEM KELISTRIKAN SUMATERA URAIAN Kebutuhan Aceh GWH Sumatera Utara GWH Riau GWH Sumbar GWH S2JB GWH Lampung GWH Total Kebutuhan GWH Pertumbuhan % 8.7% 7.7% 7.3% 7.2% 7.3% 7.1% 7.1% 7.1% 7.0% 7.0% Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW PLTA MW - PLTG MW - PLTU MW # Swasta MW PLTA MW - PLTG MW - PLTU MW Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTU MW PLTGU MW PLTP MW PLTG MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 27% 25% 25% 28% 28% 28% 22% 25% 24% 23% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 40%

62 LAMPIRAN II - C PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BABEL Uraian Kebutuhan GWh Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total Kebutuhan GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW - PLTD MW 10 - PLTU MW Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTU MW 5 - PLTG MW PLTD MW 5 5 TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 9% 16% 20% 19% 37% 26% 20% 20% 26% 68% 60% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 40% pada tahun

63 LAMPIRAN II - C Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BABEL Uraian Kebutuhan GWh Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total Kebutuhan GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW - PLTD MW - PLTU MW Rencana Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTU MW PLTG MW 10 - PLTD MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 52% 45% 38% 44% 46% 43% 44% 41% 46% 39% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 40% pada tahun

64 LAMPIRAN II - D PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BATAM Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total kebutuhan GWH ,037 1,153 1,282 1,425 1,584 1,761 1,958 2,126 2,309 Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Tambahan Pembangkit MW # Oleh PLN MW - PLTG MW - PLTU MW 100 Tambahan Pembangkit Baru MW PLTU MW - PLTG MW 50 - PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 34% 23% 67% 50% 35% 22% 48% 33% 50% 38% 40% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 30%

65 LAMPIRAN II - D Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH BATAM Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total kebutuhan GWH 2,508 2,725 2,962 3,220 3,508 3,794 4,103 4,438 4,801 5,193 Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Tambahan Pembangkit MW # Oleh PLN MW - PLTG MW - PLTU MW Tambahan Pembangkit Baru MW PLTU MW PLTG MW PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 54% 42% 42% 50% 39% 38% 44% 34% 39% 29% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *) Asumsi reserve margin 30%

66 LAMPIRAN II - E PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALBAR Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW - PLTM MW 2 - PLTD MW 3 10 Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW PLTG MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 55% 48% 47% 44% 44% 43% 42% 45% 45% 43% 43% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * ASUMSI RESERVE MARGIN 50%

67 LAMPIRAN II - E Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALBAR Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW - PLTM MW - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW PLTG MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 38% 42% 43% 45% 44% 39% 38% 40% 42% 42% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * ASUMSI RESERVE MARGIN 50%

68 LAMPIRAN II - F PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALTIM Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTGU MW 60 - PLTD MW 8 - PLTU MW 30 # Swasta MW PLTU MW 50 - PLTG MW 20 Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW 21 - PLTG MW PLTU (biomass)- PLN MW 20 - PLTU MW PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 37% 44% 43% 41% 47% 44% 41% 38% 37% 45% 45% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * ASUMSI RESERVE MARGIN 40%

69 LAMPIRAN II - F Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALTIM Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTGU MW - PLTD MW - PLTU MW # Swasta MW PLTU MW - PLTG MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW 10 - PLTG MW PLTU (biomass)- PLN MW - PLTU MW PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW 1,088 1,178 1,328 1,528 1,628 1,728 1,958 2,038 2,238 2,338 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 37% 33% 35% 39% 36% 32% 36% 31% 32% 27% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * ASUMSI RESERVE MARGIN 40%

70 LAMPIRAN II - G PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALSELTENG Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW PLTA MW PLTG MW PLTU MW PLTGU MW 150 TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW ,001 1,101 1,201 1,201 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 43% 43% 40% 40% 44% 41% 48% 41% 42% 42% 32% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi Reserve margin 40%

71 LAMPIRAN II - G Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH KALSELTENG Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW - PLTA MW - PLTG MW PLTU MW PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW 1,301 1,451 1,551 1,801 1,801 1,801 2,001 2,101 2,201 2,401 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 32% 36% 35% 45% 36% 27% 31% 28% 24% 26% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi Reserve margin 40%

72 LAMPIRAN II - H PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULUT- SULTENG & GORONTALO Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTA MW PLTM MW PLTP MW PLTD MW PLTU MW # Swasta MW PLTU MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTA MW 17 - PLTG MW PLTD MW 10 - PLTP MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 21% 29% 27% 16% 19% 47% 44% 40% 41% 40% 43% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi Reserve margin 45%

73 LAMPIRAN II - H Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULUT- SULTENG & GORONTALO Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTA MW 62 - PLTM MW - PLTP MW - PLTD MW - PLTU MW # Swasta MW PLTU MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTG MW PLTD MW - PLTP MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW ,085 1,340 1,340 1,540 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 34% 29% 34% 30% 30% 28% 26% 36% 22% 24% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi Reserve margin 45%

74 LAMPIRAN II - I PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULSEL & TENGGARA Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTD MW PLTA MW 20 - PLTU MW # Oleh Swasta MW PLTG MW 65 # Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW PLTD MW PLTU MW PLTG MW PLTGU MW 40 TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW ,049 1,109 1,209 1,359 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 5% -1% -8% 25% 51% 53% 50% 52% 49% 50% 54% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 45%

75 LAMPIRAN II - I Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH SULSEL & TENGGARA Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Comitted MW # Oleh PLN MW PLTD MW - PLTA MW - PLTU MW # Oleh Swasta MW PLTG MW # Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTD MW PLTU MW PLTG MW PLTGU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR T MW 1,359 1,459 1,609 1,609 1,709 1,809 1,909 2,009 2,159 2,259 TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 41% 40% 42% 32% 31% 29% 27% 25% 25% 22% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 45%

76 LAMPIRAN II - J PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTB Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Comitted MW # Oleh PLN MW - PLTG MW PLTD MW PLTM MW 0.9 # Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTD MW 2 PLTU MW PLTG MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 43% 38% 40% 39% 40% 43% 39% 42% 43% 41% 41% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 50%

77 LAMPIRAN II - J Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTB Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit/Comitted MW # Oleh PLN MW - PLTG MW - PLTD MW - PLTM MW # Tambahan Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTD MW 5 10 PLTU MW PLTG MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 31% 28% 36% 26% 33% 27% 23% 20% 24% 20% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 50%

78 LAMPIRAN II - K PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTT Uraian Kebutuhan Total Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Commited MW # Oleh PLN MW - PLTP MW PLTM MW 2 - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTA MW - PLTD MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 24% 15% 70% 63% 51% 47% 32% 19% 8% -2% -5% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 50%

79 LAMPIRAN II - K Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH NTT Uraian Kebutuhan Total Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total GWh Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Tambahan Pembangkit Commited MW # Oleh PLN MW - PLTP MW - PLTM MW - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTA MW PLTD MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 18% 38% 31% 34% 27% 30% 24% 25% 29% 19% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW *Asumsi reserve margin 50%

80 LAMPIRAN II - L PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH MALUKU & MALUKU UTARA Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Derating MW Daya Mampu MW Tambahan Pembangkit (committed) MW # Oleh PLN MW - PLTD MW 6 17 Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW PLTG MW - PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 33% 26% 38% 38% 38% 43% 43% 41% 40% 40% 44% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW

81 LAMPIRAN II - L Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH MALUKU & MALUKU UTARA Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWH Komersial GWH Publik GWH Industri GWH Total GWH Pertumbuhan % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWH Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing) MW Derating MW Daya Mampu MW Tambahan Pembangkit (committed) MW # Oleh PLN MW - PLTD MW Rencana Pembangkit Baru MW PLTD MW PLTG MW PLTU MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 37% 31% 34% 40% 41% 31% 31% 34% 33% 32% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW

82 LAMPIRAN II - M PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH PAPUA 71 Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total kebutuhan GWh Pertumbuahn % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Derating MW Daya Efektif MW Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN MW - PLTA MW PLTM MW PLTU MW - PLTD MW Rencana Pengembangan Pembangkit MW PLTA MW PLTG MW PLTU MW PLTGU MW - PLTD MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN % 65% 63% 50% 54% 58% 44% 42% 40% 38% 35% 40% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * Asumsi Reserve Margin 55%

83 LAMPIRAN II - M Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN DAERAH PAPUA Uraian Kebutuhan Rumah Tangga GWh Komersial GWh Publik GWh Industri GWh Total kebutuhan GWh Pertumbuahn % Susut& Loses (T&D) % Susut Pemakaian Sendiri % Total Susut & Loses % Faktor Beban % Produksi GWh Beban Puncak MW Kapasitas Terpasang (Existing ) MW Derating Daya Efektif Tambahan Pembangkit/Committed MW # Oleh PLN - PLTA MW - PLTM MW - PLTU MW - PLTD MW Rencana Pengembangan Pembangkit PLTA MW - PLTG MW PLTU MW PLTGU - PLTD MW TOTAL TAMBAHAN PADA AKHIR THN TOTAL KAPASITAS SISTEM MW RESERVE MARGIN MW 40% 41% 42% 36% 37% 35% 35% 30% 30% 24% DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW * Asumsi Reserve Margin 55%

84 Lampiran II - N JAMALI PLTP RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH PT. PLN (PERSERO) Propinsi Total Kamojang #5 Jawa Barat PLTG Jawa PLTGU Pemaron Bali Cilegon Banten Muara Karang DKI Tanjng Priok DKI Muara Tawar Jawa Barat Muara Tawar Add on Jawa Barat

85 Lampiran II - N Lanjutan JAMALI PLTP Proyek RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH SWASTA Propinsi Total Kamojang Jawa Barat Patuha Jawa Barat Wayang Windu Jawa Barat Derajat #3 Jawa Barat Dieng Jawa Tengah Bedugul Bali PLTU 74 Tanjung Jati B Jawa Tengah Cilacap Jawa Tengah PLTGU Anyer Banten

86 Lampiran II - O LUAR JAMALI RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH PT. PLN (PERSERO) Propinsi Total 75 PLTM PLTP PLTU PLTG PLTGU Merasap Kalbar Santong NTB Ndungga NTT Mangango Sulut Amai,Prafi,Tatui Irian Jaya Ulubelu Lampung Ulumbu NTT Lahendong Sulut Labuhan Angin Sumut Tarahan Lampung Keramasan Sumsel Keramasan Sumsel

87 Lampiran II - O Lanjutan LUAR JAMALI PLTG Proyek RINCIAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT (COMMITED PROJECT ) OLEH SWASTA Total Tanjung Batu Mel Kaltim Teluk Lembu Riau Arun NAD Sengkang Sumsel PLTU Kaltim Cerenti Riau Sibolga A,Sicanang Sumut Amurang Sulut

88 LAMPIRAN II - P PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN INDONESIA URAIAN KEBUTUHAN GWH PERTUMBUHAN % PRODUKSI GWH BEBAN PUNCAK MW KAPASITAS TERPASANG (EXISTING ) MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW

89 LAMPIRAN II - P Lanjutan PRAKIRAAN KEBUTUHAN BEBAN INDONESIA URAIAN KEBUTUHAN GWH PERTUMBUHAN % PRODUKSI GWH BEBAN PUNCAK MW KAPASITAS TERPASANG (EXISTING ) MW TOTAL KAPASITAS SISTEM MW DAYA YANG DIBUTUHKAN MW KEKURANGAN/KELEBIHAN DAYA MW

90 LAMPIRAN III RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI, GARDU INDUK, DAN DISTRIBUSI

91 LAMPIRAN III - A RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM TRANSMISI DAN GARDU INDUK KEBUTUHAN FISIK Total Luar JAMALI Jaringan Transmisi (kms) , ,010 Gardu Induk (MVA) Total JAMALI Jaringan Transmisi (kms) 2, Gardu Induk (MVA) 6,190 2,126 2, ,290 2,790 2,360 2,300 1, Total NASIONAL Jaringan Transmisi (kms) 3, , ,146 1,664 Gardu Induk (MVA) 6,801 3,033 3,344 1,489 3,162 2,888 2,907 2,300 1,

92 LAMPIRAN III - B RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM DISTRIBUSI KEBUTUHAN FISIK Total Luar JAMALI Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA) Total JAMALI Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA) Total NASIONAL Jaringan Teg Menengah (kms) Jaringan Teg Rendah (kms) Trafo Distribusi (MVA)

93 LAMPIRAN IV RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR

94 Lampiran IV-A PRODUKSI MENURUT JENIS BAHAN BAKAR Jawa-Bali (GWh) Uraian Batubara 40,766 47,223 46,304 47,130 50,209 54,134 61,440 66,546 71,516 80,111 88,975 Air 4,231 4,105 5,342 6,168 6,181 6,059 6,007 6,776 7,410 7,332 7,524 Gas 28,492 28,730 31,353 34,948 41,319 47,793 51,438 55,789 61,382 65,646 70,840 Panas bumi 2,829 3,300 5,891 8,136 8,149 8,500 8,448 9,217 9,851 9,773 9,965 BBM 17,347 16,839 18,383 19,298 19,003 18,778 18,929 19,797 20,731 20,345 20,897 Uranium Luar Jawa-Bali (GWh) Uraian Batubara 4,707 5,248 6,894 10,054 13,740 16,946 18,073 20,002 22,399 24,341 27,482 Air 3,614 4,147 4,719 4,531 4,301 4,091 5,000 5,806 6,038 7,384 7,792 Gas 6,935 7,440 8,161 9,553 11,168 12,736 13,756 14,964 16,362 17,496 19,344 Panas bumi ,119 1,518 1,518 2,192 2,192 2,254 BBM 9,095 9,461 9,356 8,999 8,455 7,898 7,912 8,086 8,100 8,327 8,421 Uranium Indonesia (GWh) Uraian Batubara 45,472 52,471 53,198 57,184 63,949 71,080 79,513 86,548 93, , ,458 Air 7,845 8,252 10,061 10,699 10,482 10,150 11,007 12,583 13,448 14,717 15,317 Gas 35,427 36,169 39,514 44,501 52,486 60,529 65,194 70,754 77,744 83,142 90,183 Panas bumi 2,969 3,461 6,091 8,335 8,471 9,619 9,966 10,735 12,043 11,966 12,219 BBM 26,442 26,300 27,739 28,297 27,458 26,676 26,841 27,883 28,831 28,672 29,318 Uranium

95 Lampiran IV-A Lanjutan PRODUKSI MENURUT JENIS BAHAN BAKAR Jawa-Madura-Bali (JAMALI) (GWh) Uraian Total Batubara 98, , , , , , , , , ,542 2,164,199 Air 8,685 8,842 7,802 7,136 7,184 10,006 10,521 11,487 12,256 13, ,077 Gas 72,581 73,341 76,162 75,163 79,615 83,848 84,621 86,857 92,391 98,709 1,341,017 Panas bumi 11,126 11,283 10,243 9,577 9,625 12,447 12,962 13,928 14,696 15, ,408 BBM 22,384 22,898 21,100 19,869 19,716 23,731 24,292 26,323 27,278 29, ,962 Uranium 0 5,664 7,252 11,842 17,146 19,968 20,484 26,705 32,730 38, , Luar Jawa-Madura-Bali (Luar JAMALI) (GWh) Uraian Total Batubara 31,537 35,549 42,182 48,108 51,925 57,451 60,544 66,176 73,102 79, ,300 Air 7,856 7,883 7,464 7,136 7,334 7,342 7,614 7,543 7,510 7, ,642 Gas 21,443 23,757 26,742 30,077 32,447 35,393 37,299 40,920 44,700 48, ,962 Panas bumi 2,591 2,591 2,714 2,836 2,836 2,836 3,848 4,185 4,185 4,860 45,300 BBM 8,536 8,653 7,822 7,166 7,729 7,681 8,569 8,532 8,514 8, ,894 Uranium Indonesia (GWh) Uraian Total Batubara 130, , , , , , , , , ,383 2,880,499 Air 16,542 16,725 15,266 14,272 14,519 17,348 18,135 19,030 19,766 20, ,719 Gas 94,025 97, , , , , , , , ,978 1,819,979 Panas bumi 13,717 13,874 12,957 12,413 12,461 15,283 16,810 18,113 18,882 20, ,708 BBM 30,920 31,551 28,922 27,035 27,445 31,412 32,861 34,856 35,792 37, ,856 Uranium 0 5,664 7,252 11,842 17,146 19,968 20,484 26,705 32,730 38, ,543

96 Lampiran IV-B RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR Jawa-Bali Uraian Unit Batubara 103 ton 31,210 36,154 35,451 36,083 38,440 41,445 47,039 50,948 54,752 61,333 68,119 Air GWh 4,231 4,105 5,342 6,168 6,181 6,059 6,007 6,776 7,410 7,332 7,524 Gas mmscf Panas bumi GWh 2,829 3,300 5,891 8,136 8,149 8,500 8,448 9,217 9,851 9,773 9,965 BBM 106 liter 4,833 4,670 5,035 5,286 5,227 5,215 5,325 5,563 5,845 5,760 5,972 Uranium ton Luar Jawa-Bali Uraian Unit Batubara 103 ton 28,107 37,758 39,731 42,184 46,740 51,476 57,022 61,469 66,140 72,788 80,308 Air GWh 7,845 10,838 11,970 12,590 12,759 12,671 13,541 15,277 16,332 17,820 18,580 Gas mmscf Panas bumi GWh 2,969 6,046 8,984 11,195 11,717 13,103 13,463 14,393 15,891 16,032 16,446 BBM 106 liter 2,986 3,135 3,138 3,045 2,887 2,709 2,733 2,810 2,840 2,935 2,997 Uranium ton Indonesia Uraian Unit Batubara 103 ton 59,317 73,912 75,182 78,266 85,180 92, , , , , ,428 Air GWh 12,075 14,943 17,313 18,758 18,940 18,730 19,548 22,053 23,742 25,152 26,105 Gas mmscf ,032 1,105 Panas bumi GWh 5,799 9,345 14,875 19,330 19,866 21,603 21,911 23,610 25,741 25,806 26,411 BBM 106 liter 7,818 7,806 8,173 8,331 8,114 7,923 8,058 8,373 8,685 8,696 8,969 Uranium ton

97 Lampiran IV-B Lanjutan RENCANA KEBUTUHAN PEMAKAIAN BAHAN BAKAR Jawa-Madura-Bali (JAMALI) Uraian Unit Total Batubara 10 3 ton 75,648 82,407 94, , , , , , , ,004 1,656,911 Air GWh 8,685 8,842 7,802 7,136 7,184 10,006 10,521 11,487 12,256 13, ,077 Gas mmscf ,043 1,097 1,177 16,320 Panas bumi GWh 11,126 11,283 10,243 9,577 9,625 12,447 12,962 13,928 14,696 15, ,408 BBM 106 liter 6,366 6,567 6,120 5,818 5,791 6,828 6,983 7,598 7,853 8, ,046 Uranium ton 0 1,531 1,960 3,201 4,634 5,397 5,536 7,218 8,846 10,474 48, Luar Jawa-Madura-Bali (Luar JAMALI) Uraian Unit Total Batubara 10 3 ton 88,892 96, , , , , , , , ,249 1,909,624 Air GWh 19,805 18,964 17,067 14,822 14,004 15,212 15,721 15,028 14,454 13, ,176 Gas mmscf ,339 Panas bumi GWh 17,944 17,076 15,721 13,927 12,911 14,111 15,360 15,074 14,534 14, ,505 BBM 106 liter 3,064 3,133 2,867 2,660 2,891 2,889 3,246 3,262 3,277 3,321 62,825 Uranium ton 0 3,098 4,592 7,862 11,376 11,700 11,764 15,384 19,026 22, ,455 Indonesia Uraian Unit Total Batubara 10 3 ton 164, , , , , , , , , ,252 3,566,534 Air GWh 28,491 27,805 24,869 21,958 21,189 25,218 26,242 26,514 26,710 26, ,253 Gas mmscf 1,142 1,171 1,167 1,141 1,183 1,259 1,285 1,350 1,406 1,498 21,659 Panas bumi GWh 29,070 28,359 25,964 23,504 22,536 26,558 28,322 29,002 29,231 30, ,913 BBM 106 liter 9,430 9,699 8,987 8,478 8,681 9,717 10,229 10,860 11,130 11, ,871 Uranium ton 0 4,628 6,552 11,063 16,010 17,097 17,300 22,602 27,872 33, ,250

98 LAMPIRAN V POTENSI SUMBER DAYA ENERGI

99 CADANGAN BATUBARA INDONESIA Lampiran V - A 450,15ACEH 85 26,97 KALIMANTAN SUMATERA RIAU TIMUR UTARA KALIMANTAN SUMATERA BARAT 719 BARAT 198 BENGKULU 527 KALIMANTAN TENGAH 1,98 SULAWESI JAMBI 1593 TENGAH SUMATERA KALIMANTAN SELATAN SELATAN 132 SULAWESI SELATAN LAMPUNG 107 PAPUA 138 BANTEN 13,75 0,82 JAWA TENGAH 0,08 JAWA TIMUR CADANGAN BATUBARA (Juta Ton) Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi & Statistik Batubara dan Mineral, Ditjen GSM, DESDM

100 CADANGAN GAS BUMI INDONESIA Lampiran V - B ACEH MEDAN 728 PEKANBARU ,081 KALIMANTAN TIMUR SUMATERA SELATAN SULAWESI SELATAN IRIAN JAYA LAPANGAN ARDJUNA ,11 CIREBON JAWA TIMUR CADANGAN GAS BUMI (BSCF) Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM

101 CADANGAN MINYAK BUMI INDONESIA Lampiran V - C 135 Natuna NAD 408 Kalimantan Timur 118 Sumatera Utara Sumetera Tengah Maluku Papua Sumatera Selatan Jawa Barat Jawa Timur Sulawesi Selatan TERBUKTI CADANGAN MINYAK (MMSTB) POTENSIAL = 4.312,2 MMSTB TOTAL Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM = 4.300,7 MMSTB = 8.612,9 MMSTB

102 DISTRIBUSI LOKASI PANAS BUMI INDONESIA Lampiran V - D Daerah Aceh : 17 lks 8. Banten : 5 lks 2. Sumatra Utara : 16 lks 9. Jawa Barat : 40 lks 3. Sumatra Barat : 16 lks 10. Jawa Tengah : 14 lks 4. Riau : 1 lks 11. DI. Yogyakarta : 1 lks 5. Jambi : 8 lks 12. Jawa Timur : 11 lks 6. Sumatra Selatan : 8 lks 13. Bali : 5 lks 7. Bengkulu : 6 lks 14 NTB : 3 lks 8. Lampung : 13 lks 15. NTT : 18 lks Data diperoleh dari Pusat Informasi Energi, DESDM 16. Sulawesi Utara : 5 lks 17. Gorontalo ; 2 lks 17. Sulawesi Tengah : 14 lks 18. Sulawesi Selatan : 16 lks 19. Sulawesi Tenggara : 13 lks 20. Maluku : 15 lks 21. Irian Jaya : 2 lks 22. Kalimantan ; 3 lks Total : 251 Lokasi