RUPTL 2013-2022 Sum

Download RUPTL 2013-2022 Sum

Post on 15-Oct-2015

153 views

Category:

Documents

0 download

Embed Size (px)

DESCRIPTION

rencana

TRANSCRIPT

<ul><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 1/41</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 2/41</p><p>Rencana Usaha</p><p>Penyediaan Tenaga ListrikPT PLN (Persero) 2013 - 2022</p><p>Ringkasan Eksekutif</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 3/41</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 4/41</p><p>iiiRingkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>201</p><p>3-202</p><p>2</p><p>DAFTAR ISI</p><p>Tujuan dan Lingkup RUPTL 1</p><p>Pertumbuhan Usaha dan Kondisi Kelistrikan Saat Ini 1</p><p>Upaya Penanggulangan Jangka Pendek 2</p><p>Ketersediaan Energi Primer 2</p><p>Kebijakan dan Kriteria Perencanaan Sistem Kelistrikan 2</p><p>Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik 3</p><p>Rencana Tambahan Pembangkit 4</p><p>Proyeksi Emisi CO2 6</p><p>Proyek Pendanaan Karbon 7</p><p>Rencana Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk 7</p><p>Kebutuhan Investasi 9</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Jawa Bali 9</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Sumatera 15</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Kalimantan Barat 19</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Kalseltengtimra 22</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Sulawesi Bagian Utara 26</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Sulawesi Bagian Selatan 27</p><p>Rencana Pengembangan EBT Tersebar 31</p><p>Rencana Pengembangan Sistem Kelistrikan Isolated 32</p><p>Analisis Risiko 32</p><p>Kesimpulan 33</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 5/41</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 6/41</p><p>1Ringkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>201</p><p>3-202</p><p>2</p><p>TUJUAN DAN LINGKUP RUPTL</p><p>Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT PLN (Persero) 2013 2022 bertujuan untuk memenuhi</p><p>amanat Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik dan</p><p>untuk menjadi pedoman pengembangan sarana ketenagalistrikan dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik di</p><p>wilayah usaha PLN secara efisien dan terencana guna menghindari ketidakefisienan perusahaan sejak tahapperencanaan. RUPTL memuat proyeksi kebutuhan tenaga listrik, rencana pengembangan kapasitas pembang-</p><p>kit, rencana pengembangan transmisi dan gardu induk, serta pengembangan distribusi. Proyeksi kebutuhan</p><p>tenaga listrik dibuat rinci per provinsi dan per sistem tenaga listrik, termasuk sistem kelistrikan yang isolated</p><p>di pulau-pulau tersebar. Rencana pengembangan kapasitas pembangkit, transmisi dan gardu induk juga dibuat</p><p>rinci hingga proyek-proyeknya.</p><p>Proyeksi kebutuhan tenaga listrik (demand forecast) disusun untuk memperkirakan energi listrik yang diperlu-</p><p>kan untuk mendukung pertumbuhan ekonomi yang ditargetkan Pemerintah dan memperhatikan pertumbuhan</p><p>penduduk.</p><p>Pengembangan kapasitas pembangkit direncanakan untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan mar-</p><p>gin cadangan (reserve margin) tertentu dan sedapat mungkin direncanakan secara optimal dengan prinsip</p><p>biaya terendah (least cost). Pengembangan pembangkit juga mengutamakan pemanfaatan sumber energi se-</p><p>tempat, terutama energi terbarukan seperti panas bumi dan tenaga air. Beberapa proyek pembangkit telah</p><p>dinyatakan akan dikerjakan sebagai proyek PLN atau proyek listrik swasta (IPP), sedangkan beberapa proyek</p><p>lagi masih belum ditetapkan sebagai proyek PLN atau IPP. Hal ini dimaksudkan agar PLN nanti, atas persetu-</p><p>juan Pemerintah, akan memutuskan apakah suatu proyek diimplementasikan sebagai proyek PLN atau IPP.</p><p>Pengembangan sistem transmisi direncanakan untuk memperoleh keseimbangan antara kapasitas pembangkit-</p><p>an dan kebutuhan daya listrik secara efisien dengan memenuhi kriteria keandalan dan kualitas tertentu. Pada</p><p>sistem kelistrikan yang sudah besar seperti Sumatera dan Jawa, direncanakan pula satu sistem transmisi yang</p><p>menjadi tulang punggung sistem kelistrikan (backbone) berupa saluran transmisi tegangan ekstra tinggi.</p><p>PERTUMBUHAN USAHA DAN KONDISI KELISTRIKAN SAAT INI</p><p>Dalam lima tahun terakhir, yaitu antara tahun 2008 dan 2012, usaha PLN terus mengalami pertumbuhan. Pen-</p><p>jualan listrik meningkat dari 128 TWh pada 2008 menjadi 172 TWh pada 2012, jumlah pelanggan meningkat</p><p>dari 39 juta pada 2008 menjadi 50 juta pada 2012, dan rasio elektrifikasi meningkat dari 62,3% pada 2008</p><p>menjadi 75,9% pada 2012.</p><p>Kondisi kelistrikan hingga September tahun 2013 dapat digambarkan sebagai berikut. Hingga September 2013</p><p>kapasitas terpasang pembangkit PLN dan IPP di Indonesia adalah 40.533 MW yang terdiri dari 31.815 MW</p><p>di Jawa Bali dan 8.718 MW di Sumatera dan Indonesia Timur, tidak termasuk pembangkit sewa sebanyak</p><p>2.933 MW. Kapasitas pembangkit di Sumatera dan Indonesia Timur tersebut pada dasarnya hanya pas-pasan</p><p>dalam melayani kebutuhan masyarakat, sehingga dapat mengalami defisit manakala ada sebuah pembang-</p><p>kit yang terganggu atau menjalani pemeliharaan rutin. Sebagai ilustrasi, sistem kelistrikan Sumatera Bagian</p><p>Utara hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi, sering mengalami defisit dan mengope-</p><p>rasikan banyak pembangkit berbahan bakar BBM. Sistem Sumatera Bagian Selatan juga mengalami hal yang</p><p>sama, yaitu hampir sepanjang tahun tidak mempunyai cadangan operasi yang cukup. Hal serupa terjadi di</p><p>beberapa daerah lain, seperti Kalimantan Timur, Kalimantan Selatan, Sulawesi Tenggara, Minahasa-Gorontalo,</p><p>Palu, Lombok, Ambon, Ternate dan Jayapura. Kondisi sistem kelistrikan yang lebih kecil juga banyak yang me-</p><p>ngalami defisit. Sedangkan di wilayah Jawa Bali, kapasitas pembangkit pada dasarnya cukup untuk memenuhi</p><p>kebutuhan daya. Hal yang menjadi masalah operasi selama tahun 2012 adalah tidak cukupnya pasokan gas</p><p>ke pembangkit-pembangkit listrik PLN dan banyak trafo yang pembebanannya sudah sangat tinggi, serta se-</p><p>makin besarnya transfer listrik dari Jawa Bagian Tengah/Timur ke Jawa Bagian Barat yang berdampak padapenurunan tegangan di sistem transmisi pada periode beban puncak.</p><p>RINGKASAN EKSEKUTIF RUPTL 2013 2022</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 7/41</p><p>RUPTL</p><p>2 Ringkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>UPAYA PENANGGULANGAN JANGKA PENDEK</p><p>Masalah penyediaan tenaga listrik yang mendesak adalah upaya memenuhi listrik pada daerah-daerah yang</p><p>kekurangan pasokan listrik dan mengganti pembangkit berbahan bakar minyak dengan bahan bakar non-mi-</p><p>nyak serta melistriki daerah yang belum mendapatkan pasokan listrik.</p><p>Tindakan yang telah dilakukan di wilayah operasi Indonesia Barat dan Timur meliputi sewa pembangkit, pem-</p><p>belian energi listrik dari IPP skala kecil, bermitra/kerjasama operasi pembangkit dengan Pemda setempat,</p><p>pembelian excess power, percepatan pembangunan PLTU batubara PerPres 71/2006, membangun saluran</p><p>transmisi, mengamankan kontinuitas pasokan energi primer dan memasang beberapa PLTS secara terbatas.</p><p>Sedangkan tindakan jangka pendek di Jawa Bali berupa percepatan pengadaan trafo daya 150/20 kV dan</p><p>trafo interbus 500/150 kV, menambah kapasitas pembangkit di Bali, mempercepat pembangunan kabel laut</p><p>Jawa-Bali 150 kV sirkit 3 dan 4, dan memasang kapasitor shuntdi sistem Jakarta untuk perbaikan tegangan.</p><p>KETERSEDIAAN ENERGI PRIMER</p><p>Sumber daya batubara Indonesia sebesar 120 miliar ton dan cadangan 28 miliar ton menjadi basis bagi RUPTL</p><p>dalam merencanakan PLTU batubara, baik PLTU pantai yang menggunakan batubara pada harga pasar, mau-</p><p>pun PLTU mulut tambang yang menggunakan batubara berkalori sangat rendah pada harga cost plus margin.</p><p>Untuk gas alam, walaupun Indonesia mempunyai cadangan yang cukup besar, yaitu 165 TSCF, pada kenyataan-</p><p>nya tidak tersedia gas yang cukup untuk pembangkitan tenaga listrik. Bahkan pasokan gas ke pembangkit PLN</p><p>yang eksisting-pun telah dan akan mengalami penurunan hingga diperkirakan akan defisit jika tidak mendapat</p><p>pasokan baru. Pada tahun 2012 telah dimulai pasokan LNG ex-Bontang via FSRU Jakarta untuk mengope-</p><p>rasikan pembangkit di Teluk Jakarta selama periode beban puncak. Harga gas dalam bentuk LNG relatif tinggi,</p><p>sehingga secara ekonomi LNG hanya layak digunakan pada pembangkit beban puncak. Pada situasi pasokan</p><p>gas seperti ini, RUPTL hanya dapat merencanakan 2 blok PLTGU klas 800 MW dengan harapan 1 blok akan</p><p>mendapat pasokan gas dari lapangan Cepu, dan 1 blok lagi dengan pasokan gas yang belum diketahui sum-bernya. LNG untuk pembangkitan tenaga listrik juga akan dikembangkan di Arun yang akan memasok pem-</p><p>bangkit beban puncak di Arun dan Pangkalan Brandan serta pembangkit eksisting di Belawan.</p><p>Masih mengenai pemanfaatan gas, RUPTL merencanakan beberapa pembangkit beban puncak yang akan</p><p>beroperasi dengan mini LNG atau CNG di kawasan Indonesia Timur. Dengan telah direncanakannya PLTU batu-</p><p>bara, maka kebutuhan pembangkit beban dasar (base load) akan dipenuhi dari PLTU, sedangkan sumber gas</p><p>sedapat mungkin digunakan untuk pembangkit beban puncak (peaker) untuk menghindari pemakaian minyak.</p><p>Energi terbarukan terutama yang skala besar, yaitu panas bumi dan tenaga hidro, telah direncanakan dalam</p><p>RUPTL dalam jumlah banyak.</p><p>KEBIJAKAN DAN KRITERIA PERENCANAAN SISTEM KELISTRIKAN</p><p>Sistem Interkoneksi</p><p>Perencanaan sistem pembangkit dilakukan dengan optimisasi keekonomian, bertujuan untuk mendapatkan</p><p>konfigurasi pengembangan pembangkit yang memberikan nilai NPV total biaya penyediaan listrik yang te-</p><p>rendah (least cost), dengan tetap memenuhi kriteria keandalan tertentu. Konfigurasi yang termurah diperoleh</p><p>melalui proses optimasi suatu objective functionyang mencakup biaya kapital, biaya bahan bakar, biaya ope-</p><p>rasi dan pemeliharaan dan biaya energy not served. Simulasi dan optimisasi dilakukan dengan menggunakan</p><p>model yang disebut WASP (Wien Automatic System Planning).</p><p>Kriteria keandalan yang dipergunakan adalah Loss of Load Probability(LOLP) lebih kecil dari 0,274%. Hal iniberarti kemungkinan/probabilitas terjadinya beban puncak melampaui kapasitas pembangkit yang tersedia</p><p>adalah lebih kecil dari 0,274%. Perhitungan kapasitas pembangkit dengan kriteria LOLP menghasilkan reserve</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 8/41</p><p>3Ringkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>201</p><p>3-202</p><p>2</p><p>margintertentu yang nilainya tergantung pada ukuran unit pembangkit (unit size), tingkat ketersediaan (avail-</p><p>ability) setiap unit, banyaknya unit, dan jenis unit.</p><p>Pada sistem Jawa Bali, kriteria LOLP &lt; 0,274% adalah setara dengan reserve margin 25-30% dengan</p><p>basis daya mampu netto. Apabila dinyatakan dengan daya terpasang, maka reserve marginyang dibutuhkan</p><p>adalah sekitar 35%.</p><p>Sedangkan untuk sistem-sistem di wilayah operasi Indonesia Timur dan Barat, reserve marginditetapkan</p><p>sekitar 40% dengan mengingat jumlah unit pembangkit yang lebih sedikit, unit sizeyang relatif besar diban-</p><p>dingkan beban puncak, deratingyang prosentasenya lebih besar, dan kecepatan pertumbuhan yang lebih tinggi</p><p>dibanding Jawa Bali.</p><p>Pembangkit energi terbarukan, khususnya panas bumi dan tenaga air, dalam proses optimisasi diperlakukan</p><p>sebagai fixed system (ditetapkan untuk masuk gridtanpa menjalani optimisasi keekonomian) pada tahun-</p><p>tahun yang sesuai dengan kesiapan proyek tersebut.</p><p>Sistem Kecil Tidak Interkoneksi/Isolated</p><p>Perencanaan pembangkitan pada sistem-sistem yang masih kecil dan belum interkoneksi (isolated) tidak meng-</p><p>gunakan metode probabilistik maupun optimisasi keekonomian, namun menggunakan metode determinisitik.</p><p>Pada metode ini, perencanaan dibuat dengan kriteria N-2, yaitu cadangan minimum harus lebih besar dari 1</p><p>unit terbesar pertama dan 1 unit terbesar kedua. Definisi cadangan di sini adalah selisih antara daya mampu</p><p>total pembangkit yang ada dan beban puncak.</p><p>Kriteria Perencanaan Transmisi</p><p>Perencanaan transmisi dibuat dengan menggunakan kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. Krite-</p><p>ria N-1 statis mensyaratkan apabila suatu sirkit transmisi padam, baik karena mengalami gangguan atau men-</p><p>jalani pemeliharaan, maka sirkit-sirkit transmisi yang tersisa harus mampu menyalurkan keseluruhan arus be-</p><p>ban, sehingga kontinuitas penyaluran tenaga listrik terjaga. Kriteria N-1 dinamis mensyaratkan apabila terjadigangguan hubung singkat 3 fasa yang diikuti oleh hilangnya satu sirkit transmisi, maka antara suatu kelompok</p><p>generator dan kelompok generator lainnya tidak boleh kehilangan sinkronisasi.</p><p>Kriteria yang pada umumnya diterapkan dalam RUPTL adalah kebutuhan penambahan kapasitas trafo di suatu</p><p>GI ditentukan pada saat pembebanan trafo mencapai 70% - 80%.</p><p>PRAKIRAAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK</p><p>Antara tahun 2013 dan 2023 pemakaian tenaga listrik Indonesia diperkirakan akan meningkat dari 189 TWh</p><p>menjadi 386 TWh dengan pertumbuhan rata-rata 8,4% per tahun seperti ditunjukkan pada Gambar-1. Jumlah</p><p>pelanggan juga meningkat dari 54 juta menjadi 77 juta pada tahun 2022 atau bertambah rata-rata 2,7 jutaper tahun. Penambahan pelanggan tersebut akan meningkatkan rasio elektrifikasi dari 79,6% menjadi 97,7%.</p><p>Secara regional, kebutuhan listrik Jawa Bali diperkirakan akan meningkat dari 144 TWh menjadi 275 TWh,</p><p>atau tumbuh rata-rata 7,6% per tahun. Indonesia Timur tumbuh lebih cepat, meningkat dari 18 TWh menjadi</p><p>46 TWh atau tumbuh rata-rata 11,2% per tahun. Wilayah Sumatera tumbuh dari 26 TWh menjadi 66 TWh atau</p><p>tumbuh rata-rata 10,6% per tahun.</p><p>Gambar-2 memperlihatkan bahwa pada sistem Jawa Bali kelompok pelanggan industri mempunyai porsi yang</p><p>cukup besar, yaitu rata-rata 38,5% dari total penjualan. Sedangkan di Indonesia Timur dan Sumatera rata-rata</p><p>porsi pelanggan industri adalah relatif kecil, yaitu masing-masing hanya 11% dan 15,8%. Pelanggan residensial</p><p>masih mendominasi penjualan hingga tahun 2022, yaitu 62% untuk Indonesia Timur dan 55% untuk Sumatera.</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 9/41</p><p>RUPTL</p><p>4 Ringkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>Gambar-1. Peta Pertumbuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Indonesia Hingga Tahun 2021</p><p>Gambar-2. Komposisi Pertumbuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Berdasar Kelompok Pelanggandi Wilayah-Wilayah Indonesia</p><p>RENCANA TAMBAHAN PEMBANGKIT</p><p>Untuk melayani pertumbuhan kebutuhan listrik tersebut, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sebanyak</p><p>59,5 GW untuk seluruh Indonesia, atau pertambahan kapasitas rata-rata mencapai 6 GW per tahun seperti</p><p>ditunjukkan pada Gambar-3. Dari kapasitas tersebut PLN dan IPP akan membangun masing-masing 16,9 GW</p><p>dan 25,5 GW. Sedangkan 17,1 GW lainnya merupakan proyekunallocated, yaitu proyek yang belum ditetapkan</p><p>pengembang maupun sumber pendanaannya.</p><p>-</p><p>50.000</p><p>100.000</p><p>150.000</p><p>200.000</p><p>250.000</p><p>300.000</p><p>350.000</p><p>400.000</p><p>450.000</p><p>2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022</p><p>Industri</p><p>Bisnis</p><p>Publik</p><p>Residensial</p><p>-</p><p>50.000</p><p>100.000</p><p>150.000</p><p>200.000</p><p>250.000</p><p>300.000</p><p>2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022</p><p>Industri</p><p>Bisnis</p><p>Publik</p><p>Residensial</p><p>-</p><p>10.000</p><p>20.000</p><p>30.000</p><p>40.000</p><p>50.000</p><p>60.000</p><p>70.000</p><p>2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022</p><p>Industri</p><p>Bisnis</p><p>Publik</p><p>Residensial</p><p>-</p><p>5.000</p><p>10.000</p><p>15.000</p><p>20.000</p><p>25.000</p><p>30.000</p><p>35.000</p><p>40.000</p><p>45.000</p><p>50.000</p><p>2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022</p><p>Industri</p><p>Bisnis</p><p>Publik</p><p>Residensial</p></li><li><p>5/25/2018 RUPTL 2013-2022 Sum</p><p> 10/41</p><p>5Ringkasan Eksekutif RUPTL 2013 - 2022</p><p>201</p><p>3-202</p><p>2</p><p>Gambar-3. Rencana Kebutuhan Kapasitas Pembangkit</p><p>Gambar-4 menunjukkan rencana kebutuhan kapasitas berdasar jenis pembangkit. PLTU batubara akan men-</p><p>dominasi jenis pembangkit yang akan dibangun, yaitu mencapai 37,9 GW atau 63,8%. PLTGU gas yang diren-</p><p>canakan berkapasitas 5 GW atau 8,4%. Untuk energi terbarukan, yang terbesar adalah PLTA sebesar 6,5 GW</p><p>atau 11,0% dari kapasitas total, disusul oleh panas bumi sebesar 6,0 GW atau 10,2%. Dari kapasitas tersebut,</p><p>tambahan pembangkit di Indonesia Barat adalah sekitar 16,6 GW dan...</p></li></ul>