Kondisi kependudukan pemerintahan Pengembangan Sistem Distribusi Kepulauan Seribu

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.