Sistem Kelistrikan Remote Area Sistem Kelistrikan Daerah Perbatasan

607 Tabel B.6-3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Sulawesi Utara Tahun Sales GWh Produksi GWh Beban Puncak MW Pelanggan 2010 936,7 1.089,3 205,3 400.974 2011 1.024,9 1.190,8 222,6 415.558 2012 1.121,0 1.301,0 241,3 430.556 2013 1.225,8 1.418,6 261,0 446.015 2014 1.339,8 1.545,4 282,0 461.892 2015 1.464,1 1.682,2 304,5 478.241 2016 1.608,7 1.841,4 330,7 495.111 2017 1.767,1 2.015,2 359,1 512.430 2018 1.940,5 2.206,0 390,1 530.169 2019 2.131,7 2.415,5 423,9 549.629 Growth 9,6 9,3 8,4 3,6 B6.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Sulawesi Utara dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Sulawesi Utara memiliki potensi sumber energi baru terbarukan EBT yang cukup besar berupa panas bumi hingga 450 MW yang tersebar di Lahendong, Tompaso dan Kotamobagu gunung Ambang. Dari 450 MW potensi panas bumi tersebut, yang dieksploitasi baru sebesar 60 MW di Lahendong unit 1, 2 dan 3. Selain itu terdapat potensi tenaga air sebesar 120 MW. Kendala yang dihadapi untuk mengembangkan potensi panas bumi dan tenaga air tersebut adalah masalah status lahan, dimana sebagian besar potensi tersebut berada di kawasan cagar alam Kotamobagu gunung Ambang. Namun demikian dengan terbitnya PP no. 10 Tahun 2010 tentang Tata Cara Pengusulan Pengalihan Fungsi Lahan, PLN beserta Dinas PU Subdinas Tata Ruang Daerah, Dinas Kehutanan dan Kantor Lingkungan Hidup sedang menyusun materi usulan kepada Menteri Kehutanan untuk pengalihan status sebagian cagar alam gunung Ambang menjadi Taman Wisata Alam. Perubahan status lahan ini akan membuka peluang bagi PLN untuk mengembangkan potensi air di lokasi tersebut. Beberapa lokasi yang dapat dikembangkan potensinya adalah Poigar II 30 MW, Poigar III 20 MW, Poigar IV 14 MW. 608 Sumber EBT yang tersedia di pulau-pulau berupa tenaga angin dan sinar matahari. Karakteristik tenaga angin yang cenderung tidak kontinu dan sinar matahari yang efektifitasnnya cukup rendah sekitar 20 menyulitkan penerapan photo voltaic dan tenaga bayu, dan diprioritaskan menggunakan sistem hibrid interkoneksi dengan PLTD eksisting. Tabel B.6-4. Potensi Energi Primer Panas Bumi dan Air Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 1 Poigar II WulurmahatusModoinding 30,00 Sistem Minahasa On-going 2 Poigar III WulurmahatusModoinding 20,00 Sistem Minahasa FS Tahun 2008 3 Sawangan Sawangan Airmadidi 16,00 Sistem Minahasa FS Tahun 2008 4 Tincep I Tincep Sonder 0,55 Sistem Minahasa 0,20 FS Tahun 2008 5 Tincep II Tincep Sonder 1,10 Sistem Minahasa 0,20 FS Tahun 2008 6 Tincep III Tincep Sonder 2,20 Sistem Minahasa 0,20 FS Tahun 2008 7 Tincep IV Tincep Sonder 0,65 Sistem Minahasa 0,20 FS Tahun 2008 8 Woran Woran Tombasian 0,55 Sistem Minahasa 0,10 SSI 9 Ranoketangtua Ranoketangtua Tombasian 1,17 Sistem Minahasa 3,00 SSI 10 Morea Morea Belang 0,60 Sistem Minahasa 1,00 SSI 11 Molobog Molobog Kotabunan 0,63 Sistem Minahasa 1,00 SSI 12 Lobong - I Lobong Passi 1,60 Sistem Kotamobagu 7,00 On-going 13 Mokobang - I Mokobang Modoinding 0,94 Sistem Kotamobagu 2,50 SSI 14 Mokobang - II Mokobang Modoinding 1,57 Sistem Kotamobagu 4,00 SSI 15 Lobong - II Bilalang IV Passi 0,47 Sistem Kotamobagu 4,00 SSI 16 Apado Bilalang IV Passi 0,28 Sistem Kotamobagu 0,55 SSI 17 Kinali Otam Passi 1,18 Sistem Kotamobagu 1,00 SSI 18 Bilalang Bilalang I Passi 0,29 Sistem Kotamobagu 0,40 SSI 19 Salongo Salongo Bolaang Uki 0,91 Sistem Kotamobagu 5,50 SSI 20 Tangangah Tangangah Bolaang Uki 1,15 Sistem Kotamobagu 1,20 SSI 21 Duminanga Duminanga Bolaang Uki 0,53 Sistem Molibagu 1,00 FS Tahun 2008 22 Milangodaa I Milangodaa Bolaang Uki 0,72 Sistem Molibagu 4,50 FS Tahun 2008 23 Milangodaa II Milangodaa Bolaang Uki 0,72 Sistem Molibagu 5,00 FS Tahun 2008 24 Pilolahunga Momalia Bolaang Uki 0,75 Sistem Molibagu 2,50 SSI 25 Ulung Peliang II Ulung Peliang Tamako 0,28 Sistem Tahuna 1,50 SSI 26 Belengan Belengan Manganitu 1,21 Sistem Tahuna 0,05 SSI 86,04 46,60 Sub Jumlah Potensi Tenaga Air di Prop. SULUT No. Nama Proyek Lokasi Interkoneksi dengan Sistem Status Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 27 Lahendong II Pangolombian 20,00 Sistem Minahasa On-going 28 Lahendong III Kasuratan-Extended 20,00 Sistem Minahasa On-going 29 Lahendong IV Tompaso 20,00 Sistem Minahasa Commited 30 Gunung Ambang Kotamobagu 20,00 Sistem Minahasa PFS 31 Lainnya Kotamobagu 495,00 Sistem Minahasa PFS 575,00 - 661,04 46,60 Sub Jumlah Potensi Tenaga Panasbumi di Prop. SULUT Jumlah Potensi di Propinsi SULAWESI UTARA No. Nama Proyek Lokasi Interkoneksi dengan Sistem Status 609 Pengembangan Pembangkit Untuk memenuhi permintaan energi listrik sampai dengan tahun 2019 diperlukan tambahan 24 unit pembangkit baru dengan total kapasitas 458,2 MW. Jenis pembangkit yang akan dibangun meliputi PLTP, PLTA, PLTMH, PLTU batubara, serta PLTG sebagai pembangkit peaking. Tabel B.6-5 berikut menampilkan rincian rencana pengembangan pembangkit. Tabel B.6-5. Pengembangan Pembangkit di Sulawesi Utara No. PROYEK PEMILIK JENIS COD STATUS 1 Lobong PLN PLTM 1 x 0,8 2010 On Going 2 Lahendong IV PLN PLTP 1 x 20 2011 On Going 3 Sulut II FTP1 PLN PLTU 2 x 25 2011 On Going 4 Minahasa GT 1, 2, 3 PLN PLTG 3 x 25 20121617 Rencana 5 Kotamobagu I FTP2 PLN PLTP 1 x 40 2014 Rencana 6 Kotamobagu II FTP2 PLN PLTP 1 x 40 2014 Rencana 7 Talaud PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 8 Tahuna FTP2 Swasta PLTU 2 x 4 2012 Rencana 9 Belengan Swasta PLTM 1 x 1,2 2013 Rencana 10 Duminanga Swasta PLTM 1 x 0,5 2013 Rencana 11 Milangodaa I Swasta PLTM 1 x 0,7 2013 Rencana 12 Lahendong V FTP2 Swasta PLTP 1 x 20 2013 Rencana 13 Lahendong VI FTP2 Swasta PLTP 1 x 20 2013 Rencana 14 Sulut I Kema Swasta PLTU 2 x 25 2013 Proses lelang 15 Sawangan Swasta PLTA 2 x 8 2015 Rencana 16 Minahasa PPP Swasta PLTU 2 x 55 201819 Rencana Total Kapasitas Ket : FTP-2 Fast track program-2 program percepatan pembangkit 10.000 MW tahap 2 MW 458,2 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Kondisi beban sistem kelistrikan Sulut sudah cukup besar dan akan menjangkau daerah yang semakin jauh, sehingga pengembangan transmisi menggunakan tegangan 150 kV. Mengacu pada proyeksi beban dan kondisi geografis di Sulawesi Utara, diperlukan pengembangan saluran transmisi 150 kV sepanjang 456 km sirkit dengan kebutuhan dana sekitar US 25,27 juta seperti ditampilkan dalam Tabel B.6-7. 610 Tabel B.6-7. Pembangunan Transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Panjang kms Anggaran Juta USD COD 1 PLTU Sulut II Pepres Lopana 150 kV 2cct, ACSR 2 x 240 mm2 36 1,99 2010 2 Lopana Teling GIS 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 96 5,32 2010 3 Isimu Buroko 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 152 8,42 2011 4 Teling GIS Ranomut Baru Paniki 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 16 0,89 2011 5 Ranomut Baru Paniki Bitung Baru Kema 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 60 3,32 2011 6 Bintauna Tapping Lolak ‐ Buroko 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 4 0,22 2012 7 PLTU Sulut I Infrastructure Kema 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 20 1,11 2013 8 PLTP Kotamobagu Otam 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 32 1,78 2014 9 PLTP Lahendong VVI Kawangkoan 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 20 1,11 2013 10 New PLTU Minahasa Kema Kema 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 20 1,11 2018 Jumlah 456 25,27 Conductor Pengembangan Gardu Induk GI Mengacu pada kebutuhan, pengembangan GI dilakukan menggunakan tegangan 150 kV dan menginterkoneksikannya dengan sistem 70 kV yang sudah ada menggunakan trafo interbus IBT 15070 kV. Khusus kota Manado dimana harga tanah untuk membangun GI telah semakin mahal dan sulit didapat, pada masa yang akan datang perlu menerapkan GI jenis gas insulated switchgear GIS seperti yang sedang dibangun di GI Teling Baru. Sampai dengan tahun 2019 diperlukan pembangunan GI 150 kV tersebar di enam lokasi dengan total kapasitas trafo sampai dengan 2016 mencapai 500 MVA sebagaimana ditunjukkan pada Tabel B.6-8. Tabel B.6-8. Pengembangan Gardu Induk No. Gardu Induk Tegangan BaruExtension Daya MVA Anggaran Juta USD COD 1 Teling GIS 15020 kV New 30 4,00 2010 2 Lolak 15020 kV New 20 3,15 2010 3 Tomohon IBT 15070 kV Extension 60 2,10 2011 4 Otam 15020 kV Extension 20 2,16 2011 5 Kema 15020 kV New 30 2,58 2011 6 Paniki 15020 kV New 30 3,49 2011 7 Isimu 15020 kV New 30 5,86 2011 8 Buroko 15020 kV New 20 3,31 2011 9 Teling IBT 15070 kV New 60 2,10 2012 10 Bintauna Tap 15020 kV New 10 1,66 2012 11 Teling 15020 kV Extension 30 1,90 2014 12 Lopana 15020 kV Extension 30 1,90 2014 13 Paniki 15020 kV Extension 30 1,90 2014 14 Tonsealama 7020 kV Extension 10 2,14 2015 15 Kawangkoan 15020 kV Extension 30 2,19 2015 16 Tomohon 7020 kV Extension 30 2,56 2016 17 Kema 15020 kV Extension 30 1,90 2016 Jumlah 500 48,74 611 Pengembangan Distribusi Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan distribusi, termasuk listrik pedesaan, ditunjukkan dalam Tabel B.6-9. Proyeksi tersebut diasumsikan untuk menambah 26 ribu pelanggan per tahun selama 10 tahun. Tabel B.6-9. Rincian Pengembangan Distribusi JTM JTR Trafo kms kms MVA 2010 228,3 332,3 35,3 16.673 2011 144,4 232,3 26,0 21.609 2012 139,4 247,5 28,4 22.743 2013 147,1 270,7 31,1 23.955 2014 160,5 296,0 34,0 25.220 2015 175,2 306,1 37,2 26.565 2016 202,7 354,7 43,1 28.132 2017 218,6 389,6 47,3 29.625 2018 239,3 427,7 51,9 31.155 2019 263,8 473,0 57,4 34.269 2010-2019 1.919,3 3.329,9 391,7 259.948 Tahun Pelanggan B6.4 Sistem Kelistrikan di Kepulauan Kondisi Geografis Gugusan kepulauan di Sulawesi Utara merupakan bagian dari Sabuk Wallace, sebagian pulau memiliki gunung berapi dan sebagian lainnya tidak. Jarak antar pulau cukup jauh dan transportasi laut yang dipergunakan masih sebatas kapal motor kapasitas kecil, kecuali pulau Sangihe, Talaud, dan Siau. Akses untuk mendapatkan energi primer dari luar sangat dipengaruhi oleh kondisi cuaca terutama ketinggian gelombang air laut. Sebagian besar mata pencaharian dari penduduk di kepulauan tersebut adalah nelayan tradisional dan hanya mengandalkan hasil laut. Pengembangan Sistem Kelistrikan di Kepulauan Terdepan Di Kabupaten Talaud terdapat 4 empat pulau terdepan dari wilayah NKRI yakni pulau Miangas, Marore, Marampit dan pulau Karatung. Mengingat letaknya yang sangat strategis bagi NKRI, maka kecukupan dan keandalan pasokan listrik PLN yang telah ada disana perlu ditingkatkan. Dalam 5 tahun kedepan PLN berencana untuk membuat beberapa pilot project EBT skala kecil. 612 B6.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel B.6-10. Tabel B.6-10. Rangkuman Energy Sales GWh Produksi Energi GWh Beban Puncak MW Pembangkit MW Gardu Induk MVA Transmisi kms 2010 936,7 1.089,3 205,3 1,6 50 132 29,3 2011 1.024,9 1.190,8 222,6 50,0 190 228 113,3 2012 1.121,0 1.301,0 241,3 59,0 70 4 79,3 2013 1.225,8 1.418,6 261,0 91,6 40 160,6 2014 1.339,8 1.545,4 282,0 80,0 90 32 133,3 2015 1.464,1 1.682,2 304,5 16,0 40 98,8 2016 1.608,7 1.841,4 330,7 25,0 60 29,0 2017 1.767,1 2.015,2 359,1 25,0 25,5 2018 1.940,5 2.206,0 390,1 55,0 20 97,8 2019 2.131,7 2.415,5 423,9 55,0 98,2 458,2 500 456 865,2 Jumlah Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Juta US 613 LAMPIRAN B.7 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN Persero DI PROVINSI SULAWESI TENGAH B7.1 Kondisi Kelistrikan Saat Ini Sistem Interkoneksi 70 kV Palu-Parigi Sistem kelistrikan di Kota Palu dan sekitarnya dilayani oleh sistem interkoneksi Palu-Parigi melalui gardu induk Talise dan gardu induk Parigi, dipasok dari pembangkit PLTU IPP Tawaeli, PLTD Silae Palu dan PLTD Parigi dengan total beban puncak tahun 2009 sekitar 45 MW. Permasalahan operasional seperti pasokan batubara dan gangguan pada PLTU IPP Tawaeli Palu serta kerusakan PLTD mengakibatkan pada saat-saat tertentu mengalami kekurangan daya dan energi terutama waktu beban puncak. Selain itu, tidak adanya tambahan pembangkit baru dan terus meningkatnya beban puncak, PLN setempat tidak bisa melayani sambungan baru. Gambar sistem interkoneksi Palu-Parigi eksisting dan rencana pengembangan sebagaimana terlihat pada gambar 1. Sistem Isolated Di Sulawesi Tengah juga terdapat sistem kelistrikan yang terinterkoneksi melalui jaringan 20 kV seperti di Tolitoli, sistem Poso dan sistem Luwuk yang bebannya masing-masing sudah diatas 5 MW, dipasok dari PLTM dan PLTD. Selain itu, masih ada sistem isolated kecil tersebar lainnya, yang semuanya dipasok dari PLTD PLN dan di beberapa lokasi dibantu PLTD oleh Pemkab setempat. Pada umumnya, sistem-sistem tersebut saat ini mengalami defisit daya dan pada waktu-waktu tertentu terpaksa dilakukan pemadaman bergilir. Akibat kondisi tersebut, maka penyambungan pelanggan baru oleh PLN setempat dilakukan secara selektif, menyesuaikan dengan kemampuan pembangkit yang ada. Rincian pembangkit di sistem Sulawesi tengah sampai dengan tahun 2009 sebagaimana terdapat pada Tabel B.7-1 dan B.7-2. 614 Gambar 1. Sistem Kelistrikan di Sulawesi Tengah Tabel B.7-1. Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Palu-Parigi dalam MW No Jenis Pembangkit PLN IPP Sewa Total 1 PLTD 51,5 - - 51,5 2 PLTA - - - - 3 PLTM - - - - 4 PLTP - - - - 5 PLTU - 27,0 - 27,0 6 PLTG - - - - 51,5 27,0 - 78,5 Total Tabel B.7-2. Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Kecil Tersebar per Sistem No Sistem PLTD PLN PLTM PLN PLTM IPP Total 1 Poso 4.5 2.6 - 7.1 Tentena 1.7 - - 1.7 Kolonedale 3.1 - - 3.1 Bungku 1.6 - - 1.6 Tolitoli 9.2 1.6 - 10.8 Leok 3.9 - - 3.9 Moutong - Ktraya - Palasa 6.3 - - 6.3 Bangkir 1.8 - - 1.8 Luwuk - Moilong 12.7 1.6 3.8 18.1 Ampana 3.2 - - 3.2 Bunta 1.4 - - 1.4 Banggai 2.3 - - 2.3 Sulteng Tersebar 10.1 - - 10.1 615 B7.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Sulawesi Tengah. Kebutuhan tenaga listrik di provinsi Sulawesi tengah akan terus meningkat sejalan dengan meningkatnya pertumbuhan ekonomi pada provinsi tersebut. Asumsi - Pertumbuhan ekonomi diasumsikan rata-rata sebesar 7,7 per tahun. - Pertumbuhan penduduk diproyeksikan 1,50 pertahun - Susut distribusi ditargetkan turun menjadi 8,6 pada tahun 2012 - Elastisitas, rasio pertumbuhan listrik terhadap pertumbuhan ekonomi rata- rata sebesar 1,60 Proyeksi Kebutuhan Listrik Sulawesi Tengah 2010-2019 Mempertimbangkan realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya dan dalam rangka mengakomodasi daftar tunggu yang masih tinggi, proyeksi kebutuhan listrik 2010 – 2019 sebagaimana terdapat pada tabel B.7-3 berikut. Tabel B.7-3. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Sales GWh Produksi GWh Beban Puncak MW Pelanggan 2010 459,6 525,9 114,9 309.480 2011 513,3 587,6 127,8 331.113 2012 572,2 655,3 141,9 354.126 2013 636,9 728,3 156,9 378.602 2014 707,8 807,7 173,2 404.644 2015 785,4 894,1 190,8 432.348 2016 875,0 993,5 211,1 461.964 2017 973,5 1.102,4 233,1 493.474 2018 1.081,7 1.222,4 257,3 526.926 2019 1.201,8 1.355,2 283,9 563.765 Growth 11,3 11,1 10,6 6,9 B7.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan. Rencana pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi di provinsi Sulawesi Tengah dilakukan dengan memperhatikan potensi energi primer setempat sebagai berikut. Potensi Energi Primer Potensi energi primer yang tersedia di Sulawesi Tengah sangat besar dan berpeluang besar untuk dikembangkan terutama tenaga air dan gas alam yang masing-masing bisa mencapai 600 MW PLTA dan 270 MW PLTGU. Selain itu, tenaga panas bumi juga banyak terdapat di Propinsi Sulawesi Tengah yang bisa 616 mencapai 366 MW PLTP. Pengembangan tenaga air dan gas alam dalam skala besar, akan bisa memenuhi seluruh kebutuhan tenaga listrik di Sulawesi Tengah dan bahkan masih berlebih untuk dikirim ke Sulawesi Selatan. Hambatan yang pernah ditemui terutama untuk skala mini hidro, adalah relatif jauh antara sumber energy dengan pusat-pusat beban yang ada. Tabel B.7-4 merupakan data potensi energy primer yang ada di provinsi Sulawesi Tengah. Tabel B.7-4. Potensi Energi Primer di Sulawesi Tengah TENAGA AIR Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 1 Palu Lindu 30.00 Sistem Palu NA DD 2 Wuasa Wuasa Lore Utara 2.39 Sistem Palu 46.00 SSI 3 Tongoa I Tongoa Sigi Biromaru 0.86 Sistem Palu 1.00 SSI 4 Tongoa II Tongoa Sigi Biromaru 0.69 Sistem Palu 1.20 SSI 5 Tomini I Ambesia 0.47 Sistem Parigi 3.00 SSI 6 Tomini II Tomini 1.50 Sistem Palasa - Moutong 2.50 SSI 7 Tindaki Tindaki Parigi 0.67 Sistem Parigi 0.50 SSI 8 Lemusa Gangga Parigi 0.80 Sistem Parigi 6.50 SSI 9 Solewana I Poso 60.00 Sistem Poso - On-Going 10 Solewana II Poso 60.00 Sistem Poso - On-Going 11 Solewana III Poso 60.00 Sistem Poso - On-Going 12 Kuku Kuku Pamona Utara 1.56 Sistem Poso 5.00 SSI 13 Jelantik Sari Kilosari Poso Pesisir 1.96 Sistem Poso 3.00 SSI 14 Pinedepa Pinedepa Poso Pesisir 0.51 Sistem Poso 2.00 SSI 15 Bambalo II Bambalo Poso Pesisir 1.89 Sistem Poso 0.80 SSI 16 Malaitojo Maleitojo Tojo 0.74 Sistem Poso 1.00 SSI 17 Malewa I Malewa Tojo 0.53 Sistem Poso 1.00 SSI 18 Malewa II Malewa Tojo 1.55 Sistem Poso 1.50 SSI 19 Momo Momo Petasia 1.10 Sistem Poso 16.00 SSI 20 Gandalari Gandalari 1.60 Sistem Poso 0.25 SSI 21 Ue Kuli Ue kuli Tojo 2.67 Sistem Poso 2.00 SSI 22 Podi Podi Tojo 1.17 Sistem Poso 2.00 SSI 23 Bambalo Bambalo Ampana 1.25 Sistem Poso 25.00 SSI 24 Sawidago II Kamporosilo Pamona Utara 0.98 Sistem Pendolo Tentena 8.00 SSI 25 Sawidago III Kelei Pamona Utara 1.74 Sistem Pendolo Tentena 0.20 SSI 26 Taripa I Taripa Pamona Utara 0.66 Sistem Taripa 1.00 SSI 27 Taripa II Taripa Pamona Utara 0.62 Sistem Taripa 2.50 SSI 28 Kamba Kamba Pamona Utara 5.00 Sistem Tomata 5.00 SSI 29 Kota Raya Mensung Tomini 0.75 Moutong + Kotaraya 2.50 SSI 30 Kolondom Kolondom Lakatan Galang 1.60 Sistem Toli-Toli 5.50 Operation 31 Batubota Batubota 5.00 Sistem Toli-Toli 5.50 SSI 32 Hanga hanga II Hanga - hanga Luwuk 3.40 Sistem Luwuk 1.00 Operation 33 Kalumpang Kalumpang Luwuk 1.70 Sistem Luwuk 1.00 Operation 34 Luwuk Sungai Luwuk 3.00 Sistem Luwuk - 35 Doda Sungai Doda 1.00 Sistem Bunta - 36 Hech Sungai Hech 1.00 Sistem Bunta - 34 Sansarino Sansarino Ampana kota 0.80 Sistem Ampana 8.00 On-Going 35 Lalengan Lalengan Buko 0.22 Sistem Tataba - Bulagi 2.00 SSI 36 Mampueno Bungku 1.20 Sistem Bungku - FS 37 Wawopada Kolonedale 3.60 Sistem Kolonedale - FS 261.37 No. Nama Proyek Lokasi Interkoneksi dengan Sistem Status Sub Jumlah Potensi Tenaga Air di Prov. SULTENG 617 PANAS BUMI Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 38 Sulteng 14 Lokasi Sulteng 366.00 Sistem Sulteng - 366.00 Interkoneksi dengan Sistem Status Sub Jumlah Potensi Tenaga Gas di Prov. SULTENG No. Nama Proyek Lokasi GAS ALAM No Nama Proyek Lokasi Potensi MW Interkoneksi dengan sistem Jarak TTTM Status 39 KintomBatui Batui 30 Sistem Luwuk Pertamina 40 Donggi-Senoro Kab. Luwuk 240 Sistem Sulselteng 200 Pertamina- Medco Sub jumlah potensi Gas Alam 270 Jumlah potensi energi primer di Sulteng 531,37 Pengembangan Pembangkit. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2019, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 693,5 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel B.7-5. Sebanyak 389,8 MW atau 55 dari total tambahan kapasitas pembangkit akan dibangun oleh PLN dan sisanya sebesar 303,7 MW atau 45 direncanakan dibangun oleh swasta. PLTGU akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibagun, yaitu mencapai 240 MW atau 35, sementara PLTAM menempati urutan kedua dengan kapasitas 225 MW dan PLTG 110 MW. Mempertimbangkan potensis beban yang ada di Sulawesi Tengah, maka pengembangan PLTGU Senoro selain untuk melayani kebutuhan masyarakat di Provinsi Sulawesi Tengah sendiri, juga untuk memenuhi kebutuhan masyarakat yang ada di Sulawesi Selatan dan Kendari. Untuk daerah-daerah yang masih isolated, selain dikembangkan pembangkit energi terbarukan setempat seperti PLTMH dan PLTP, juga dikembangkan PLTU batubara skala kecil bagi daerah yang tidak mempunyai sumber energi terbarukan. 618 Tabel B.7-5. Pengembangan pembangkit Sulawesi Tengah No. PROYEK PEMILIK JENIS COD STATUS 1 Sansarino PLN PLTM 1 x 0,8 2010 On Going 2 Tomini II PLN PLTM 2 x 1 2010 On Going 3 Sawidago II PLN PLTM 1 x 1 2012 On Going 4 Ampana PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 5 Kolonodale PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 6 Leok PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 7 Toli-Toli PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 8 Bangkir PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 9 Tambu PLN PLTU 2 x 3 2012 Rencana 10 Senoro FTP2 PLN PLTGU 2 x 120 2014 Rencana 11 Luwuk Turbin Gas PLN PLTG 2 x 10 201516 Rencana 12 Palu Turbin Gas PLN PLTG 6 x 15 2016-2019 Rencana 13 Poso Energy Swasta PLTA 3 x 65 2011 On Going 14 Hek Swasta PLTM 2 x 1,25 2012 Rencana 15 Luwuk FTP2 Swasta PLTU 2 x 10 2012 Rencana 16 Moutong FTP2 Swasta PLTU 2 x 4 2012 Rencana 17 Bambalo III Swasta PLTM 1 x 2,25 2013 Rencana 18 Batubota Swasta PLTM 2 x 1,25 2013 Rencana 19 Biak I Swasta PLTM 2 x 0,75 2013 Rencana 20 Biak II Swasta PLTM 1 x 1,3 2013 Rencana 21 Biak III Swasta PLTM 1 x 1,2 2013 Rencana 22 Kotaraya Swasta PLTM 1 x 0,75 2013 Rencana 23 Mampueno Sakita Swasta PLTM 2 x 0,6 2013 Rencana 24 Pekasalo Swasta PLTM 2 x 0,6 2013 Rencana 25 Tawaeli Ekspansi Swasta PLTU 1 x 30 2013 Rencana 26 Wawopada Swasta PLTM 2 x 1,8 2013 Rencana 27 Bora FTP2 Swasta PLTP 2 x 2,5 2014 Rencana 28 Bunta Swasta PLTM 2 x 1,25 2014 Rencana 29 Lambangan Swasta PLTM 2 x 1,6 2014 Rencana 30 MeranaMasaingi FTP2 Swasta PLTP 2 x 10 2014 Rencana 31 Sawidago I Swasta PLTM 2 x 1 2015 Rencana Total Kapasitas Ket : FTP-2 Fast track program-2 program percepatan pembangkit 10.000 MW tahap 2 MW 693,5 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Transmisi Kondisi geografis Propinsi Sulawesi Tengah yang memanjang dan mempunyai sebaran penduduk yang relatif jauh, maka untuk menjangkau daerah tersebut memerlukan transmisi yang sangat panjang. Medan yang berbukit serta adanya hutan cagar alam, merupakan salah satu hambatan dalam pengembangan transmisi 150 kV dan 275 kV di Sulawesi Tengah. 619 Selaras dengan pengembangan GI 150 kV dan dalam mengurangi penggunaan BBM sekaligus untuk melistriki pelanggan yang tersebar cukup jauh, diperlukan pengembangan saluran tranmisi 150 kV sepanjang 1.752 km sirkit seperti ditampilkan dalam Tabel B.7-6. Selain itu, untuk evakuasi daya dari PLTGU Senoro, perlu dibangun transmisi 275 kV sepanjang 360 kms, total transmisi keseluruhan sepanjang 2.112 kms. Tabel B.7-6. Pembanguan Transmisi di Sulawesi Tengah No. Dari Ke Tegangan Panjang kms Anggaran Juta USD COD 1 PLTA Poso Tentena Poso 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 80 4,43 2011 2 Poso Palu Baru 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 190 10,53 2011 3 Palu Baru Silae 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 90 4,99 2011 4 Moutong Toli ‐toli 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 270 14,96 2015 5 PLTG Kintom Luwuk 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 90 4,99 2015 6 PLTG Kintom Moilong 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 120 6,65 2015 7 Toli ‐toli Leok 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 216 11,97 2017 8 Poso Ampana 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 248 13,74 2017 9 Palu Baru Talise 70 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 30 1,66 2018 10 Kolonedale Inc Poso ‐ Ampana 1 pi 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 146 8,09 2019 11 Tentena PLTA Poso Wotu 275 kV 2 cct, Zebra, 430 mm 272 61,22 2011 12 PLTGU Senoro FTP 2 Tentena PLTA Poso 275 kV 2 cct, 2xZebra, 2x430 mm 360 81,03 2013 Jumlah 2112 224,24 Conductor Pengembangan Gardu Induk Sejalan dengan pengembangan pembangkit baru, perlu dilakukan penambahan gardu induk GI untuk menyalurkan listrik ke beban dengan memperhatikan kapasitas terpasang eksisting dan rencana penambahan beban serta proyek yang sedang berjalan. Sampai dengan tahun 2019 total penambahan kapasitas GI 150 kV sebesar 370 MVA sebagaimana terdapat pada Tabel B.7-7. Tabel B.7-7. Pengembangan GI No. Gardu Induk Tegangan BaruExtension Daya MVA Anggaran Juta USD COD 1 PLTA Poso 15020 kV New 10 2,66 2011 2 Poso 15020 kV New 10 4,23 2011 3 Palu Baru 15020 kV New 30 3,49 2011 4 Silae 15020 kV New 30 2,58 2011 5 Moutong 15020 kV New 30 3,39 2014 6 Talise 15020 kV Extension 30 1,90 2014 7 Poso 15020 kV Extension 30 1,90 2014 8 Toli ‐Toli 15020 kV New 30 3,39 2015 9 Palu Baru 15020 kV Extension 30 1,90 2015 10 Luwuk 15020 kV New 30 3,39 2015 11 Moilong 15020 kV New 20 3,39 2015 12 Leok 15020 kV New 20 3,15 2017 13 Silae 15020 kV Extension 30 1,90 2017 14 Ampana 15020 kV New 20 3,39 2017 15 Kolonedale 15020 kV New 20 3,15 2019 Jumlah 370 43,84 620 Pengembangan Distribusi. Seiring dengan rencana pengembangan sistem transmisi dan gardu induk di atas, proyeksi kebutuhan pengembangan jaringan distribusi, termasuk listrik pedesaan mencapai 1.009 kms JTM dan 2.075 kms JTR serta 244 MVA trafo distribusi, sebagaimana ditunjukkan dalam Tabel B.7-8. Proyeksi tersebut diasumsikan untuk menambah 19.700 pelanggan per tahun selama 10 tahun Tabel B.7-8. Rincian Pengembangan Distribusi JTM JTR Trafo kms kms MVA 2010 120,1 207,1 22,0 12.640 2011 76,0 144,8 16,2 16.382 2012 73,3 154,2 17,7 17.241 2013 77,4 168,7 19,4 18.160 2014 84,4 184,5 21,2 19.119 2015 92,1 190,8 23,2 20.139 2016 106,6 221,1 26,8 21.326 2017 115,0 242,8 29,5 22.458 2018 125,8 266,6 32,4 23.618 2019 138,8 294,8 35,8 25.979 2010-2019 1.009,5 2.075,4 244,2 197.061 Tahun Pelanggan B7.4 Penyelesaian segera sistem di Sulawesi Tengah Kondisi krisis daya pembangkit di sistem Palu-Parigi yang sudah berlangsung sejak tahun 2000 an, perlu penanganan yang serius untuk menyelesaikannya. Perbaikan kontrak PLTU Palu IPP dengan PLN perlu segera dipercepat agar PLTU dapat beroperasi sesuai kontrak dan andal. Selain itu, penyelesaian PLTA Poso beserta transmisi 150 kV terkait untuk memasok sebagian kebutuhan di Palu-Parigi sangat diperlukan. Di Sulawesi Tengah banyak potensi PLTM dan perlu segera dimanfaatkan secara maksimal untuk memenuhi kebutuhan beban di sistem isolated lainnya yang terus berkembang. B7.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel B.7-9. 621 Tabel B.7-9. Rangkuman Energy Sales GWh Produksi Energi GWh Beban Puncak MW Pembangkit MW Gardu Induk MVA Transmisi kms 2010 459,6 525,9 114,9 2,8 13,3 2011 513,3 587,6 127,8 195,0 80 632 391,6 2012 572,2 655,3 141,9 67,5 126,7 2013 636,9 728,3 156,9 45,5 360 181,6 2014 707,8 807,7 173,2 270,7 90 336,9 2015 785,4 894,1 190,8 12,0 110 480 54,9 2016 875,0 993,5 211,1 25,0 19,9 2017 973,5 1.102,4 233,1 30,0 70 464 57,2 2018 1.081,7 1.222,4 257,3 15,0 30 17,9 2019 1.201,8 1.355,2 283,9 30,0 20 146 36,9 693,5 370 2.112 1.236,8 Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Juta US Jumlah Termasuk investasi pengembangan distribusi sekitar USD 69 Juta. 622 LAMPIRAN B.8 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN Persero DI PROVINSI GORONTALO B8.1 Kondisi kelistrikan saat ini Sistem kelistrikan di Provinsi Gorontalo dipasok dari PLTD dan yang terbesar ada adalah PLTD Telaga di kota Gorontalo. Beberapa PLTD yang lain relatif kecil, seperti PLTD Buroko, Marisa, Tilamuta dan seterusnya. Total daya terpasang PLTD sebesar 58 MW, daya mampu 35,4 MW dan beban puncak sekitar 38 MW. Adanya permasalahan penurunan daya mampu akibat kerusakan pembangkit, membuat sistem pada saat tertentu mengalami defisit daya. Upaya mengatasi hal tersebut dalam jangka pendek dilakukan dengan merelokasi PLTD HSD Sewa dari sistem Minahasa ke sistem Gorontalo sebesar 5 MW pada Triwulan III 2009, sehingga status sistem Gorontalo saat ini dalam kondisi siaga. Gambaran lokasi pembangkit PLTD di Gorontalo sesuai peta pada gambar 1. Gambar 1. Peta Lokasi Pembangkit di Gorontalo Rincian kapasitas pembangkit sistem Gorontalo sampai dengan tahun 2009 berdasarkan jenis pembangkit dan pengelolaannya dapat dilihat pada Tabel B8-1. PLTD Sumalata PLTD Buroko PLTD Gorontalo PLTD Tilamuta 623 Tabel B.8-1 Kapasitas Terpasang Pembangkit Sistem Gorontalo MW No Nama Pembangkit Jenis Pembangkit Jenis B. Bakar Pemilik Kapasitas Terpasang MW Daya Mapu MW 1 PLTD Telaga PLTD HSD PLN 22,080 13,600 2 PLTD Sewa Telaga PLTD HSD Pemkab 22,960 14,500 3 PLTD Buroko PLTD HSD PLN 3,120 2,490 4 PLTD Marisa PLTD HSD PLN 5,105 2,900 5 PLTD Tilamuta PLTD HSD PLN 1,620 850 6 PLTD Pancakarsa PLTD HSD PLN 180 150 7 PLTD Lemito PLTD HSD PLN 2,131 645 8 PLTD Sumalata PLTD HSD PLN 400 320 9 PLTD Tolinggula PLTD HSD PLN 500 250 58,096 35,705 Jumlah B8.2 Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik di Gorontalo. Provinsi Gorontalo termasuk relativ baru dan untuk mengejar ketertinggalan dari Provinsi induk, pembangunan proyek prasarana dan fasilitas umum terus dipacu. Ekonomi didorong tumbuh lebih cepat mencapai rata-rata 7 pertahun dan tentu hal ini mengakibatkan peningkatan yang signifikan akan kebutuhan pasokan listrik. Asumsi 9 Pertumbuhan ekonomi diasumsikan rata-rata sebesar 7,3. 9 Pertumbuhan penduduk diproyeksikan 1,04 pertahun 9 Susut distribusi ditargetkan turun menjadi 8,4 pada tahun 2011 9 Elastisitas pertumbuhan listrik terhadap pertumbuhan ekonomi 1,55 Proyeksi Kebutuhan Listrik Gorontalo 2010-2019 Kondisi Gorontalo yang sudah lama mengalami defisit daya dan sering dilakukan pemadaman bergilir terutama pada waktu beban puncak. Akibat kondisi tersebut, PLN setempat dalam melakukan penyambungan pelanggan baru terpaksa dilakukan secara selektif dan hingga saat ini masih banyak calon pelanggan yang belum bisa dilayani. Memperhatikan data realisasi pengusahaan lima tahun sebelumnya, proyeksi kebutuhan listrik 2010 – 2019 sebagaimana terdapat pada tabel B.8-2. 624 Tabel B.8-2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Tahun Sales GWh Produksi GWh Beban Puncak MW Pelanggan 2010 188,6 210,6 43,1 113.671 2011 209,6 234,2 47,7 121.628 2012 232,7 260,2 52,8 130.107 2013 258,0 288,1 58,2 139.141 2014 285,8 318,6 64,1 148.778 2015 316,3 351,7 70,4 159.029 2016 351,4 389,9 77,7 170.051 2017 390,1 431,8 85,7 181.781 2018 432,6 478,1 94,5 194.279 2019 479,8 529,3 104,1 208.031 Growth 10,9 10,8 10,3 6,9 B8.3 Pengembangan Sarana Kelistrikan. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik, diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi, dengan memperhatikan potensi sumber energy primer setempat, sebagai berikut. Potensi Energi Primer Potensi energi primer yang tersedia di Gorontalo untuk membangkitkan energi listrik cukup besar dan mempunyai peluang untuk dikembangkan baik itu tenaga air maupun tenaga panas bumi, sebagaimana terlihat pada Tabel B.8-3 dan B.8-4. Tabel B.8-3. Potensi Tenaga Air di provinsi Gorontalo Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 1 Bone I Suwawa 10.50 Sistem Gorontalo PFS 2 Bone II Suwawa 5.50 Sistem Gorontalo PFS 3 Bone III Suwawa 1.40 Sistem Gorontalo PFS 4 Bulawa Suwawa 3.20 Sistem Gorontalo FS 5 Mongango I Atingola 1.20 Sistem Gorontalo 12.00 DD 6 Mongango II Mongango 1.20 Sistem Gorontalo 10.00 DD 7 Dulukapa Deme I Sumalata 2.40 Sistem Sumalata 27.00 DD 8 Bolango Suwawa 1.60 Sistem Gorontalo FS 9 Limtutu Bolontio Timur Sumalata 0.60 Sistem Sumalata 3.00 SSI 10 Bolontio Bolontio Barat Sumalata 0.43 Sistem Sumalata 2.00 SSI 11 Maranti Papualangi Sumalata 0.31 Sistem Tolinggula 23.00 SSI 12 Sinar Harapan Papualangi Sumalata 0.39 Sistem Tolinggula 25.00 SSI

28.73 102.00

Jumlah Potensi Tenaga Air di Prop. Gorontalo No. Nama Proyek Lokasi Interkoneksi dengan Sistem Status Tabel B.8-4. Potensi Panas Bumi di provinsi Gorontalo Potensi Jarak JTM MW ke Lokasi 13 Limbongo Limbongo 9.00 Sistem Gorontalo SSI 14 Pentadio Limboto 5.00 Sistem Gorontalo SSI

9.00 -

37.73 102.00

Sub Jumlah Potensi Tenaga Panasbumi di Prov. GORONTALO Jumlah Potensi di Provinsi GORONTALO No. Nama Proyek Lokasi Interkoneksi dengan Sistem Status 625 Pengembangan Pembangkit. Untuk memenuhi kebutuhan sampai dengan tahun 2019, diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 135,2 MW dengan perincian seperti ditampilkan pada Tabel B.8-5 berikut. Tabel B.8-5. Pengembangan Pembangkit No. PROYEK PEMILIK JENIS COD STATUS 1 Mongango PLN PLTM 2 x 0,6 2011 On Going 2 Gorontalo Baru FTP1 PLN PLTU 2 x 25 2011 On Going 3 Gorontalo Turbin Gas PLN PLTG 1 x 25 2017 Rencana 4 Molotabu Swasta PLTU 2 x 10 2012 PPA Terkendala 5 Gorontalo Energi Swasta PLTU 2 x 6 2013 PPA Terkendala 6 Taludaa I Swasta PLTM 1 x 2 2013 Rencana 7 Taludaa II Swasta PLTM 1 x 3 2013 Rencana 8 Iya Swasta PLTM 1 x 2 2014 Rencana 9 Randangan Swasta PLTA 2 x 10 2015 Rencana Total Kapasitas MW 135,2 Dari kapasitas tersebut PLN akan membangun sebanyak 76,2 MW atau 53 dan sisanya sebesar 56,0 MW atau 44 direncanakan akan dibangun swasta. PLTU batubara akan mendominasi jenis pembangkit yang akan dibagun, yaitu mencapai 82 MW atau 60, sementara PLTAM menempati urutan kedua dengan kapasitas 27,0 MW dan PLTG 25 MW. Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk Pengembangan Gardu Induk Mempertimbangkan kapasitas terpasang eksisting dan on going project serta proyeksi kebutuhan beban, sampai dengan tahun 2019 akan dibangun GI 150 kV termasuk perluasa dan penambahan trafo tersebar di 6 lokasi dengan kapasitas keseluruhan 190 MVA seperti pada Tabel B.8-6. Tabel B.8-6. Pengembangan GI No. Gardu Induk Tegangan Baru Extension Daya MVA Anggaran Juta USD COD 1 Botupingge 15020 kV New 30 3,88 2011 2 PLTU Gorontalo 15020 kV New 20 3,15 2011 3 Isimu 15020 kV New 30 3,31 2011 4 Marisa 15020 kV New 30 3,31 2011 5 Buroko 15020 kV New 20 3,15 2011 5 Botupingge 15020 kV Extension 30 2,19 2014 6 PLTU Gorontalo 15020 kV Extension 30 1,90 2019 Jumlah 190 20,91 626 Pengembangan Transmisi Selararas dengan pengebangan GI 150 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tranmisi 150 kV sepanjang 776 kms seperti ditampilkan dalam Tabel B.8-7 Tabel B.8-7. Pengembangan Transmisi 150 kV No. Dari Ke Tegangan Panjang kms Anggaran Juta USD COD 1 Isimu Botupingge 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 90 4,99 2011 2 Isimu Marisa 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 220 12,19 2011 3 PLTU Gorontalo FTP1 Incomer 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 190 10,53 2011 4 PLTU Gorontalo Energi Botupingge 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 16 0,89 2012 5 Marisa Moutong 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 210 11,63 2014 6 New PLTG Marisa Marisa 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 20 1,11 2015 7 PLTU Molotabu Botupingge 150 kV 2cct, ACSR 1 x 240 mm2 30 1,66 2016 Jumlah 776 42,99 Conductor Pengembangan Distribusi. Sampai dengan tahun 2019 akan ada tambahan pelanggan baru sekitar 74.374 atau rata-rata 7.437 pelanggan per tahun. Oleh karena itu, diperlukan pembangunan jaringan distribusi termasuk untuk melistriki perdesaan meliputi JTM sepanjang 428 kms, JTR sekitar 809 kms dan tambahan Trafo distribusi sekitar 95 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel B.8-8 berikut. Tabel B.8-8. Rincian Pengembangan Distribusi JTM JTR Trafo kms kms MVA 2010 50,9 80,7 8,6 4.770 2011 32,2 56,4 6,3 6.183 2012 31,1 60,1 6,9 6.507 2013 32,8 65,7 7,6 6.854 2014 35,7 71,9 8,3 7.216 2015 39,0 74,3 9,0 7.601 2016 45,1 86,1 10,5 8.049 2017 48,7 94,6 11,5 8.476 2018 53,3 103,8 12,6 8.914 2019 58,8 114,9 13,9 9.805 2010-2019 427,5 808,6 95,1 74.374 Tahun Pelanggan 627 B8.4 Penyelesaian PLTU Gorontalo Gorontalo semenjak menjadi Propinsi baru sekitar tahun 2002, Pemerintah Propinsi telah berhasil meningkatkan pertumbuhan ekonomi rata-rata diatas pertumbuhan ekonomi nasional. Pembangunan infrastruktur dipacu lebih cepat dalam rangka mendorong peningkatan pendapatan masyarakat. Akibatnya, kebutuhan listrik terus meningkat dengan cepat sehingga kemampuan pasokan listrik PLN tidak bisa mencukupi. Sebagai tanggapan atas keinginan Pemerintah Daerah sekaligus sebagai upaya untuk mengurangi penggunaan BBM serta mengatasi pemadaman bergilir yang sering terjadi, dibangun PLTU batubara di Gorontalo sesuai Perpres No. 712006. Dalam merealisasikan pembangunan PLTU tersebut, ternyata dilapangan banyak menemui hambatan sehingga PLTU Gorontalo terlambat beroperasi masuk sistem. Mengingat betapa penting dan strategisnya keberhasilan penyelesaian PLTU Gorontalo ini, diharapkan kendala-kendala yang ada bisa segera diatasi sehingga PLTU dapat segera diselesaikan dan beroperasi memasok kebutuhan listrik di Gorontalo. B8.5 Ringkasan Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel B.8-9. Tabel B.8-9. Rangkuman Energy Sales GWh Produksi Energi GWh Beban Puncak MW Pembangkit MW Gardu Induk MVA Transmisi kms 2010 188,6 210,6 43,1 - - 2,6 2011 209,6 234,2 47,7 51 130 500 40,0 2012 232,7 260,2 52,8 20 - 16 55,3 2013 258,0 288,1 58,2 17 - - 58,2 2014 285,8 318,6 64,1 2 - 210 22,8 2015 316,3 351,7 70,4 20 30 20 13,9 2016 351,4 389,9 77,7 - 30 52,6 2017 390,1 431,8 85,7 25 - - 3,2 2018 432,6 478,1 94,5 - - 53,5 2019 479,8 529,3 104,1 30 - 5,7 135 190 776 307,8 Tahun Proyeksi Kebutuhan Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Juta US Jumlah 1 Termasuk investasi pengembangan distribusi sekitar USD 27,2 Juta. 628 LAMPIRAN B.9 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN Persero DI PROVINSI SULAWESI SELATAN B9.1 Kondisi kelistrikan saat ini Sistem kelistrikan Provinsi Sulawesi Selatan Sulsel saat ini dipasok dari pembangkit-pembangkit yang terhubung ke sistem interkoneksi 150 KV dan 70 kV Sulawesi Selatan dan Barat Sulselbar. Jumlah gardu induk eksisting 28 unit dengan kapasitas total sudah termasuk IBT mencapai 1.278 MVA. Kapasitas pembangkit yang ada memiliki daya mampu 542 MW sedangkan beban puncak yang harus dilayani sebesar 565 MW sistem Sulselbar. Peta sistem kelistrikan Propinsi Sulsel sebagaimana gambar 1, sedangkan rincian pembangkit dan kapasitas terpasang dapat dilihat pada tabel B.9-1. Gambar-1 Ketidak seimbangan antara kebutuhan dengan kemampuan daya pembangkit yang ada mengakibatkan sistem Sulselbar mengalami defisit dan terjadi pemadaman bergilir terutama saat beban puncak.