954
LAMPIRAN C.3 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM KELISTRIKAN PT PLN Persero
DI PROVINSI BANTEN
C3.1. Kondisi Saat Ini
Beban puncak sistem kelistrikan di provinsi Banten saat ini sekitar 2.400 MW, dipasok dari pembangkit yang berada di grid 150 kV dan GITET 500 kV
sebanyak 3.000 MW, sehingga sekitar 600 MW memasok Bogor dan DKI Jakarta. Pembangkit listrik 150 kV di Banten ada di 2 lokasi, yaitu PLTGU Cilegon dan
PLTU Labuan dengan daya terpasang 1000 MW. Pasokan dari grid 500 kV adalah melalui 3 GITET, yaitu Suralaya, Cilegon dan
Balaraja, dengan kapasitas 2.500 MVA. Peta sistem kelistrikan Banten ditunjukkan pada Gambar C3.1.
Gambar C3.1. Peta Jaringan TT dan TET di Provinsi Banten
Kelistrikan Provinsi Banten terdiri atas 3 sub-sistem yaitu: 1. GITET Suralaya memasok daerah industri Merak dan Salira.
2. GITET Cilegon, PLTGU Cilegon, PLTU Labuan memasok Kab. Serang, Kota Cilegon, Kab. Pandeglang dan Kab. Lebak.
3. GITET Balaraja memasok KabKota Tangerang dan Tangerang Selatan.
PRATU CKUPA
JTAKE CKNDE
BLRJA CI TRA
TGRSA SRPNG
P SALAK
BUNAR RKBTG
TLNGA SPTAN
MENES SKETI
SRANG ASAHI
MTSUI
SLAYA SLI RA
D
PRYMA PENI
U PLTU LBUAN
NBLRJA
KRCAK
SLAYA2
PKMI S
NLKONG
MPI NG PCADM
KOPO
BUNAR I I
M.ENI M DUK
BJNGRA
TGRNG PTKNG
CKRNG
CLGMA
U
K
BOGOR X
SRANG I I TGRSA I I
PCADM I I SRANG I I I
U SA
NTGRNG PLTU TLN
U
PLTU PRATU
CLGON
PRATU CKUPA
JTAKE CKNDE
BLRJA CI TRA
TGRSA SRPNG
P P
SALAK BUNAR
RKBTG TLNGA
SPTAN
MENES SKETI
SRANG ASAHI
MTSUI
SLAYA SLI RA
D
PRYMA PENI
U U
PLTU LBUAN
NBLRJA
KRCAK
SLAYA2
PKMI S
NLKONG
MPI NG PCADM
KOPO
BUNAR I I
M.ENI M DUK
BJNGRA
TGRNG PTKNG
CKRNG
CLGMA
U U
K
BOGOR X
SRANG I I TGRSA I I
PCADM I I SRANG I I I
U SA
NTGRNG PLTU TLN
U U
PLTU PRATU
CLGON
955 Rincian pembangkit terpasang seperti ditunjukkan pada Tabel C3.1.
Tabel C3.1 Kapasitas Pembangkit Terpasang
No. Nama Pembangkit
Jenis Jenis
Pemilik Kapasitas
Pembangkit B. Bakar
Terpasang MW
1 Suralaya
PLTU Batubara
Indo.Power 3.400,0
2 Cilegon
PLTGU Gas Alam
PLN 740,0
3 Labuan PLTU
Batubara PLN
300,0 Jumlah
4.440,0
C3.2. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik 2.1 Proyeksi Kebutuhan Listrik Provinsi Banten 2010-2019
Proyeksi kebutuhan tenaga listrik dihitung berdasarkan data realisasi pengusahaan lima tahun, pertumbuhan ekonomi dan penduduk sebagaimana
pada lampiran C1.1. Hasil perhitungan dengan menggunakan model demand forecast diberikan pada tabel C3.2.
Tabel C3.2 Prakiraan Kebutuhan Tenaga Listrik
Tahun Energy Produksi
Beban Pelanggan
Sales Energy
Puncak GWh
GWh MW
2010 16.391
17.674 2.341
2.192.006 2011
17.802 19.155
2.539 2.452.620
2012 19.432
20.867 2.767
2.564.754 2013
21.215 22.775
3.022 2.606.653
2014 23.164
24.861 3.300
2.650.811 2015
25.294 27.140
3.603 2.693.144
2016 27.512
29.512 3.920
2.736.277 2017
29.928 32.094
4.264 2.779.628
2018 32.558
34.909 4.640
2.823.227 2019
35.423 37.981
5.049 2.866.700
Growth 8,9
8,8 9,3
3,8
C3.3. Pengembangan Sarana Kelistrikan
Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di provinsi Banten diperlukan pembangunan sarana pembangkit, transmisi dan distribusi sebagai berikut.
3.1 Pengembangan Pembangkit
Untuk memenuhi kebutuhan listrik sampai dengan tahun 2019 diperlukan tambahan kapasitas pembangkit sekitar 5.100 MW dengan perincian seperti
ditampilkan pada Tabel C3.3 berikut.
956
Tabel C3.3 Pengembangan Pembangkit
No Pemilik Jenis Nama
Proyek Kapasitas
MW COD Status
Sumber Dana
1 PLN
PLTU Labuan
300 2010
On Going Perpres
2 PLN
PLTU Suralaya
625 2010
On Going Perpres
3 PLN
PLTU Teluk NagaLontar
945 2011
On Going Perpres
4 PLN
PLTGU LNG Bojanegara
1.500 2017
Plan Plan
5 PLN
PLTGU LNG Bojanegara
750 2018
Plan Plan
6 Swasta
PLTP Rawa Dano
110 2015
Plan IPP
7 Swasta
PLTU Banten
660 2016
Plan IPP
Jumlah 4.890
3.2 Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk GI
3.2.1 Pengembangan Gardu Induk
Pengembangan Gardu Induk GI dibagi atas 2 bagian yaitu Gardu Induk Extra Tegangan Tinggi GITET 500 kV dan Gardu Induk Tegangan Tinggi GI 150 kV.
Diperlukan pembangunan GITET 500 kV tersebar di 3 lokasi dengan kapasitas sekitar 3.166 MVA dengan kebutuhan dana USD 140 juta seperti pada Tabel
C3.4.
Tabel C3.4 Rencana Pengembangan GITET
No. Lokasi COD Sumber
Kapasitas Biaya
Keterangan Dana
MVA juta
USD 1
Cilegon 2011
APLN 500
18,80 IBT-3
2 Cilegon
2011 KE Scatt.
166 5,50
Spare 3
Balaraja 2011
APLN 500
18,80 IBT-2
4 Balaraja
2012 IBRD Scatt
500 18,80
IBT-3 5
Lengkong 2014
Unallocated 1.000
63,00 GITET Baru
6 Lengkong
2018 Unallocated
500 15,30
IBT-3 Jumlah
3.166 140,20
Selanjutnya, untuk melayani konsumen diperlukan pengembangan GIS 150 kV baru tersebar di 24 lokasi dengan kapasitas 2.800 MVA dengan biaya USD 289
juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.5.
957
Tabel C3.5 Rencana Pengembangan GI 15020 kV
No. Lokasi Sumber Dana
COD Kapasitas
Biaya MVA
M USD
1 Balaraja New
IBRD IFB2A 2010
60 11,42
2 CurugLippo Karawaci
IBRD IFB2A 2010
60 10,92
3 Menes II
APLN_Perc. 2010
120 12,12
4 Saketi II
APLN_Perc. 2010
120 10,22
5 Bintaro II
ADB IEE 2011
120 11,22
6 Lautan Steel
APLN. 2011
180 13,80
7 Rangkasbitung II
ADB B4 2011
120 12,12
8 Malingping
Unallocated 2011
60 10,02
9 Millenium
IBRD 2012
180 14,30
10 Asahimas II
Unallocated 2012
60 10,02
11 Cilegon Baru II
Unallocated 2012
120 10,72
12 Bayah
Unallocated 2013
60 10,02
13 Ciledug IIAlam Sutra
APLN 2013
180 19,00
14 Lengkong II
Unallocated 2015
120 11,42
15 Tangerang Baru II
Unallocated 2016
180 12,12
16 Lippo Curug II
Unallocated 2016
120 10,72
17 Bunar II
Unallocated 2016
120 11,40
18 Puncak Ardi Mulya II
Unallocated 2016
120 17,50
19 Lengkong New
Unallocated 2017
60 10,00
20 Bintaro IIIJombang
Unallocated 2017
120 10,02
21 Serang IISerang Slatan
Unallocated 2017
120 12,62
22 Tiga Raksa II
Unallocated 2019
180 13,00
23 Teluk Naga II
Unallocated 2019
120 12,00
24 Serang IIISerang Utara
Unallocated 2019
120 12,62
Jumlah 2.800
289,32
Selain itu, diperlukan juga extension terhadap GI eksisting dengan menambah unit trafo 3.320 MVA dengan kebutuhan dana sekitar USD 134 juta.
3.2.2 Pengembangan Transmisi
Selaras dengan pengebangan GITET 500 kV, diperlukan pengembangan Saluran Tegangan Ekstra Tinggi SUTET 500 kV sepanjang 479 kms dengan
kebutuhan dana sekitar 484 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.6.
Tabel C3.6 Rencana Pembanguan SUTET 500 kV
No. Dari Ke Konduktor
COD Sumber
Dana Panj. Biaya
kms juta
USD 1
Suralaya New Suralaya Old
4xGannet 2010
APLN_Perc. 3
0,92 2
Balaraja Suralaya Baru
4xZebra 2010
APLN_Perc. 80
26,40 3
Balaraja Kembangan
4xZebra 2012
Unallocated 80
26,40 4
Lengkong Inc. Blrja-Gndul
4xDove 2013
Unallocated 8
2,64 5
Bogor X-HVDC T.Pucut-HVDC
OHL 2016
JICA 220
72,60 6
T. Pucut-HVDC Ketapang-HVDC
Cable 2016
JICA 80
352,00 7
Bojanegara Inc. Slaya-Braja
4xDove 2018
Unallocated 8
2,64 Jumlah
479 483,60
958 Pada tabel C.3.6 dapat dilihat bahwa terdapat rencana pembangunan transmisi
HVDC dari Bogor X ke Tanjung Pucut dan terus menyeberangi selat Sunda. Transmisi ini merupakan bagian dari suatu sistem transmisi dengan teknologi
high voltage direct curent HVDC yang berfungsi untuk membawa listrik dari PLTU batubara mulut tambang di Sumatra Selatan ke pulau Jawa.
Selaras dengan pembangunan GI 150 kV baru, diperlukan pembangunan transmisi 150 kV terkaitnya sepanjang 979 kms dengan kebutuhan dana sekitar
USD 162 juta seperti ditampilkan dalam Tabel C3.7.
Tabel C3.7 Rencana Pembangunan Transmisi
No. Dari Ke
Jenis Sumber COD
Panj. Biaya
Konduktor Dana
kms juta
USD 1
Balaraja New Balaraja
2xTACSR APLN JBN
2010 20
6,60 2
CurugLippo Krwaci Inc. Cldug-Ckupa
4xZebra APLN JBN
2010 4
0,88 3
Menes II Asahimas
2xZebra APLN_Perc.
2010 110
11,00 4
Labuan PLTU Saketi II
2xZebra APLN_Perc.
2010 46
4,60 5
Saketi II Rangkasbitung II
2xZebra APLN_Perc.
2010 59
5,90 6
Tangerang Cengkareng
1xTACSR APLN_Perc.
2010 14
1,68 7
Cikupa Balaraja
2xTDRAKE APLN_Perc.
2010 23
4,53 8
Lautan Steel Inc. Blrja-Citra
2xZebra Unallocated
2011 8
0,96 9
Lengkong Serpong
2xZebra Unallocated
2011 40
4,80 10
Bintaro II Bintaro
1xCU1000 Unallocated
2011 14
28,00 11
Rangkasbitung II Kopo
2xZebra ADB - B2
2011 34
4,08 12
Malingping Bayah
2xZebra Unallocated
2011 80
9,60 13
Malingping Saketi II
2xZebra Unallocated
2011 80
9,60 14
Millenium Inc. Lautan-Citra
2xZebra Unallocated
2012 8
0,96 15
Asahimas II Asahimas
2xZebra Unallocated
2012 10
1,20 16
Cilegon Baru II Cilegon Baru
2xZebra Unallocated
2012 10
1,20 17
Lengkong New Lengkong
2xTACSR520 Unallocated
2013 10
1,60 18
Bintaro Serpong
1xTACSR520 KE Scatt.
2013 18
2,16 19
Alam Sutra Inc. Kmbng-Lippo
4xZebra Unallocated
2013 1
0,22 20
Bayah Pelabuhan Ratu
2xZebra Unallocated
2013 70
8,40 21
Milenium New Balaraja
2xTACSR410 Unallocated
2014 20
3,00 22
Rawa Dano PLTP Inc. Asahimas-Menes
2xZebra Unallocated
2014 30
3,60 23
Lengkong II Inc.Srpong-Lkong
2xZebra Unallocated
2015 8
0,96 24
Cilgon Bru III Inc. Clgon-PLTU Clgon
4xZebra Unallocated
2015 8
1,76 25
Lippo Curug II Lippo Curug
2xZebra Unallocated
2016 10
1,20 26
Tangerang Baru II Inc. Tgbru-Spatan III
2xTACSR410 Unallocated
2016 4
0,60 27
Rangkasbitung Bunar
2xTACSR410 APLN_Perc.
2016 72
10,74 28
Rangkasbitung Serang
2xTACSR410 APLN_Perc.
2016 79
11,86 29
Puncak AM IIGordo Puncak Ardi Mulya
2xZebra Unallocated
2016 10
1,20 30
Bintaro IIISerpong Inc.Bntro_Srpng
1xCU1000 Unallocated
2017 10
20,00 31
Serang IISrang Selatan
Inc. Saketi-Rangkas 2xZebra
Unallocated 2017
20 2,40
32 Tigaraksa II
Tigaraksa 2xZebra
Unallocated 2019
20 2,40
33 Teluk Naga II
Inc.Lontar-Tgbru 2xZebra
Unallocated 2019
20 2,40
34 Serang IIISrang Utra
Inc. Clgon-PLTU Clgon 4xZebra
Unallocated 2019
10 2,20
Jumlah 979
162,28
959
3.3 Pengembangan Distribusi
Sesuai dengan proyeksi kebutuhan 10 tahun mendatang, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 917 ribu pelanggan atau rata-rata 92.000 pelanggan
setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah JTM 8.222 kms, Jaringan
Tegangan Rendah JTR sekitar 15.000 kms dan tambahan kapasitas Trafo distribusi sekitar 2.000 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel C3.8 berikut.
Tabel C3.8 Rincian Pengembangan Distribusi
Tahun JTM JTR Trafo
Pelanggan Kms
Kms MVA
2010 678 968 99 76.391 2011 1.064 1.267 177 84.277
2012 879 1.386 166 88.704 2013 628 1.374 167 93.382
2014 655 1.460 172 98.324 2015 982 1.659 209 103.546
2016 865 1.742 215 103.887 2017 990 1.897 245 109.178
2018 891 1.793 252 98.075 2019 591 1.465 269 61.317
Jumlah 8.222 15.011 1.971 917.081
C3.4. Ringkasan
Investasi yang dibutuhkan untuk membangun sistem kelistrikan di provinsi Banten adalah USD 7,4 milyar. Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik,
pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel C3.9.
Tabel C3.9 Rangkuman
Tahun Proyeksi Kebutuhan
Pembangunan Fasilitas Kelistrikan Investasi
1
Sales Produksi
Beban Pembangkit
GI TL
Juta USD Energy
Energi Puncak
MW MVA
kms GWh
GWh MW
2010 16.391
17.674 2.341
925 1220
312 1,417 2011
17.802 19.155
2.539 945
1186 256 1,474
2012 19.432
20.867 2.767
980 28 152
2013 21.215
22.775 3.022
720 179 144
2014 23.164
24.861 3.300
1240 58 152
2015 25.294
27.140 3.603
110 120
16 370 2016
27.512 29.512
3.920 660
660 475 1,463
2017 29.928
32.094 4.264
1,500 420
38 1,362 2018
32.558 34.909
4.640 750
360 717
2019 35.423
37.981 5.049
1400 50 174
Jumlah 4.890 8.306
1.412 7.427
1
Termasuk biaya investasi pengembangan distribusi sekitar USD 850 juta.