Prakiraan Kebutuhan Listrik Kalbar tahun 2010-2019
393
Tabel-3.2 Pengembangan Pembangkit
No. Nama Proyek
Jenis Pemilik
Status Sumber
COD Kap.
Dana MW
1 Putussibau
PLTD IPP
Plan Plan
2014 4.0
2 Putussibau
PLTD IPP
Plan Plan
2014 4.0
3 Kalbar Gas Turbine
PLTG PLN
Plan Plan
2014 30.0
4 Kalbar Gas Turbine
PLTG PLN
Plan Plan
2016 60.0
5 Merasap
PLTM PLN
On Going
APBN 2010
1.5 6
Parit Baru FTP 2 PLTU
PLN Plan
APLN 2014
50.0 7
Parit Baru FTP 2 PLTU
PLN Plan
APLN 2014
50.0 8
Sintang PLTU
PLN Plan
APBN 2012
7.0 9
Sintang PLTU
PLN Plan
APBN 2013
7.0 10
Sintang PLTU
PLN Plan
APBN 2013
7.0 11
Sanggau PLTU
PLN Plan
APLN 2012
7.0 12
Sanggau PLTU
PLN Plan
APLN 2012
7.0 13
Pantai Kura‐kura Perpres I PLTU PLN
On Going
APLN 2012
27.5 14
Pantai Kura‐kura Perpres I PLTU PLN
On Going
APLN 2012
27.5 15
Parit Baru Perpres I PLTU
PLN On
Going APLN
2012 50.0
16 Parit Baru Perpres I
PLTU PLN
On Going
APLN 2012
50.0 17
Nanga Pinoh PLTA
PLN Plan
PLN 2018
98.0 25
Ketapang FTP2 PLTU
PLN Plan
PLN 2013
10.0 25
Ketapang FTP2 PLTU
PLN Plan
PLN 2013
10.0 18
Putussibau FTP 2 PLTU
IPP Plan
IPP 2013
4.0 19
Putussibau FTP 2 PLTU
IPP Plan
IPP 2014
4.0 20
Pontianak ‐ 2 PLTU
IPP PPA
Terkendala IPP
2013 25.0
21 Pontianak ‐ 2
PLTU IPP
PPA Terkendala
IPP 2013
25.0 22
Pontianak ‐ 1 PLTU
IPP Plan
IPP 2019
50.0 23
Pontianak ‐ 3 PLTU
IPP Plan
IPP 2014
25.0 24
Pontianak ‐ 3 PLTU
IPP Plan
IPP 2014
25.0 25
Ketapang PLTU
IPP PPA
Terkendala IPP
2013 7.0
26 Ketapang
PLTU IPP
PPA Terkendala
IPP 2013
7.0 27
Nanga Pinoh PLTU
PLN Plan
PLN 2012
3.0 28
Nanga Pinoh PLTU
PLN Plan
PLN 2012
3.0 Jumlah
685.5
394
Pengembangan Transmisi dan Gardu Induk GI Pengembangan GI
Berikut rencana pengembangan Gardu Induk di sistem kelistrikan Kalimantan Barat.
Tabel-3.3. Pengembangan GI
No. Nama Gardu Induk
Rasio Tegangan
kV COD
Kapasitas MVA
Kebutuhan Dana MUSD
Keterangan
1 Kota Baru GI Baru
15020 kV 2011
30 2.62 New
2 Parit Baru Ext LB
15020 kV 2011
2 LB 1.23 Extension
3 Sei Raya Ext LB
15020 kV 2011
2 LB 1.23 Extension
4 Parit Baru
15020 kV 2010
30 1.39 Extension
5 PLTU Singkawang
15020 kV 2011
30 1.39 New
6 Sambas GI Baru
15020 kV 2012
30 2.62 New
7 Singkawang Ext LB
15020 kV 2012
2 LB 1.23 Extension
8 Bengkayang GI Baru
15020 kV 2012
30 2.62 New
9 Singkawang Ext LB
15020 kV 2012
2 LB 1.23 Extension
10 Ngabang GI Baru
15020 kV 2012
30 2.62 New
11 Tayan GI Baru
15020 kV 2012
30 2.62 New
12 Tayan Ext LB
15020 kV 2012
2 LB 1.23 New
13 Sanggau GI Baru
15020 kV 2012
30 2.62 New
14 Sekadau GI Baru
15020 kV 2013
30 2.62 New
15 Sintang GI Baru
15020 kV 2013
60 4.00 New
16 Siantan
15020 kV 2014
30 1.39 Extension
17 Mempawah
15020 kV 2014
30 1.39 Extension
18 Singkawang
15020 kV 2014
30 1.39 Extension
19 Naga Pinoh GI Baru
15020 kV 2015
30 2.62 New
20 Sei Raya
15020 kV 2015
30 1.39 Extension
21 Sintang Ext LB
15020 kV 2015
1 LB 0.62 Extension
22 Ketapang GI Baru
15020 kV 2016
60 4.00 New
23 Sukadana GI Baru
15020 kV 2016
30 2.62 New
24 Sandai GI Baru
15020 kV 2016
30 2.62 New
25 Sanggau
15020 kV 2016
30 1.39 Extension
26 Sei Raya
15020 kV 2017
60 2.10 Extension
27 Parit Baru
15020 kV 2018
30 1.39 Extension
28 PLTU Singkawang
15020 kV 2018
30 1.39 Extension
29 Siantan
15020 kV 2019
30 1.39 Extension
30 Sambas
15020 kV 2019
30 1.39 Extension
395
31 Naga Pinoh
15020 kV 2019
30 1.39 Extension
32 Putusibau GI Baru
15020 kV 2020
30 2.62 New
33 Kota Baru
15020 kV 2020
30 1.39 Extension
34 Sei Raya
15020 kV 2022
60 2.10 Extension
35 Mempawah
15020 kV 2022
30 1.39 Extension
36 Ngabang
15020 kV 2022
30 1.39 Extension
37 Ketapang
15020 kV 2022
30 1.39 Extension
38 Siantan
15020 kV 2023
60 2.10 Extension
39 Parit Baru
15020 kV 2023
30 1.39 Extension
40 Singkawang
15020 kV 2023
30 1.39 Extension
41 Sintang
15020 kV 2023
30 1.39 Extension
42 Putusibau
15020 kV 2023
30 1.39 Extension
43 Sanggau
15020 kV 2024
30 1.39 Extension
44 Sukadana
15020 kV 2024
30 1.39 Extension
45 Kota Baru
15020 kV 2025
30 1.39 Extension
46 Bengkayang GI Baru
275150 kV 2012
250 11.50 New
47 Kota Baru 2
15020 kV 2016
30 2.62 New
Jumlah 95,90
Kebutuhan pembangunan Gardu Induk Baru dan pengembangan trafo GI eksisting untuk sistem kelistrikan Kalimantan Barat sampai dengan tahun 2019 sebesar
1,080 MVA. Daya sebesar 1,080 MVA tersebar pada 20 Gardu Induk sampai dengan tahun
2019, dimana pusat beban terbesar berada di daerah Pontianak, Singkawang dan Sintang.
Pengembangan Transmisi
Rencana interkoneksi Sistem Khatulistiwa dengan Grid Kalimantan diperkirakan pada tahun 2020 melewati GI Kota Baru 2 ke GI Kuala Kurun di Kalimantan Tengah.
Pengembangan jaringan transmisi sampai dengan tahun 2019 adalah sepanjang 2,645 kms.
396
Tabel-3.4. Pengembangan Transmisi
No. Dari
Ke Tegangan
Conductor kms
Biaya M
USD COD
1 Parit
Baru Kota
Baru, 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 40
2.2 2011
2 Sei
Raya Kota
Baru, 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 32
1.8 2011
3 PLTU
Kura2 Perpres Incomer
2 phi 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 40
2.2 2011
4 Singkawang
Sambas 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 126
7.0 2012
5 Siantan
Tayan 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 184
10.2 2012
6 Tayan
Sanggau 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 180
10.0 2012
7 Ngabang
Tayan 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 110
6.1 2012
8 Singkawang
Bengkayang 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 120
6.6 2012
9 PLTA
Nanga Pinoh Nanga
Pinoh 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 40
2.2 2018
10 Bengkayang
Perbatasan 275
kV 2 cct, Zebra 1x240 mm2 180
28.4 2012
11 Bengkayang
Ngabang 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 180
10.0 2012
12 Sanggau
Sekadau 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 100
5.5 2013
13 Sintang
Sekadau 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 180
10.0 2013
14 PLTU
Parit Baru IPP Parit
Baru 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 6
0.3 2014
15 Sintang
Nanga Pinoh
150 kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2
180 10.0
2015 16
PLTU Gambut IPP
Mempawah 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 7
0.4 2016
17 Pangkalan
Bun Ketapang
150 kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2
300 16.6
2016 18
PLTU Ketapang FTP 2
Ketapang 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 20
0.8 2016
19 Ketapang
Sukadana 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 200
11.1 2016
20 Sukadana
Sandai 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 180
10.0 2016
21 Sandai
Tayan 150
kV 2 cct, ACSR 1x240 mm2 240
13.3 2016
Jumlah 2,645
164.7
Interkoneksi dengan Sarawak akan dilakukan melalui GI Bengkayang ke GI Mambong di Sarawak untuk proses pembelian energi listrik dengan Energy
Exchange EE, sehingga tidak mempengaruhi neraca daya sistem Khatulistiwa. Dalam interkoneksi tersebut pihak PLN berkewajiban membangun jaringan 275 kV
sepanjang 180 kms dari GI Bengkayang ke daerah perbatasan dan IBT sebesar 250 MVA.
Pengembangan Transmisi Kalimantan Barat dapat dilihat pada gambar- 2 berikut :
397
Gambar-2. Pengembangan Transmisi Provinsi Kalimantan Barat Pengembangan Distribusi
Sesuai dengan proyeksi kebutuhan tersebut di atas, diperlukan tambahan pelanggan baru sekitar 44.931 pelanggan setiap tahunnya. Selaras dengan penambahan
pelanggan, diperlukan pembangunan Jaringan Tegangan Menengah JTM 2,306.7 kms, Jaringan Tegangan Rendah JTR sekitar 3,476.6 kms dan tambahan kapasitas
Trafo distribusi sekitar 198.1 MVA, seperti ditampilkan dalam Tabel-3.5 berikut.
398
Tabel-3.5. Pengembangan Distribusi
Tahun JTM
JTR Trafo
Pelanggan kms
kms MVA
2010 207.5
170.1 9.7
12,670 2011
283.1 321.9
18.3 14,972
2012 190.1
294.8 16.8
16,321 2013
187.2 249.7
14.2 18,009
2014 225.5
285.1 16.2
20,262 2015
232.4 326.4
18.6 22,873
2016 228.3
379.3 21.6
27,488 2017
245.4 429.6
24.5 32,907
2018 253.6
483.1 27.6
33,996 2019
253.5 536.5
30.6 35,084
2010-2019 2,306.7 3,476.6 198.1 234,581
A13.4. KONDISI SPESIFIK PROVINSI KALIMANTAN BARAT
Wilayah Kalimantan Barat memiliki beberapa kondisi spesifik antara lain yaitu : 9 Letak geografis Wilayah Kalimantan Barat yang berbatasan langsung dengan
Sarawak – Malaysia memungkinkan untuk diadakannya interkoneksi antar negara. 9 Kebutuhan energi listrik untuk sistem-sistem isolated di perbatasan Kalbar masih
belum tercukupi. Keadaan ini sangat bertolak belakang dengan kondisi sistem di daerah seberang perbatasan Sarawak. Hal ini menyebabkan kesenjangan sosial
antara daerah-daerah tersebut. PT PLN Persero Wilayah Kalimantan Barat telah melakukan pembelian tenaga listrik untuk 2 sistem isolated di daerah perbatasan
399 yaitu sistem Sajingan dan Badau. Kedepannya direncanakan mengadakan
pembelian untuk sistem isolated lainnya yaitu sistem Entikong 150 kVA dan Seluas 100 kVA. Berikut gambar kelistrikan di sistem perbatasan. Gambar -3.
Gambar-2. Kelistrikan di sistem perbatasan
9 Pembangkit-pembangkit existing yaitu PLTD di sistem-sistem tersebut dijadikan standby unit untuk tetap menjaga kontinuitas pelayanan kepada masyarakat
apabila terjadi permasalahan suplai daya dari Sarawak. 9 Dengan adanya pembelian ke Sarawak ini, selain dapat menurunkan BPP karena
biaya pembelian listrik yang jauh dibawah biaya operasi PLTD, masyarakat di daerah tersebutpun mendapatkan suplai listrik selama 24 jam perhari sebelum itu
hanya 12 jam perhari. 9 Daerah bagian selatan Kalimantan Barat yang berawa-rawa, mempersulit
pembangunan jaringan transmisi di daerah tersebut. 9 Wilayah Kalimantan Barat merupakan daerah yang tidak rawan gempa dan di
daerah Kabupaten Melawi terdapat sumber daya uranium.Potensi ini memungkinkan untuk dibangunnya PLTN. Hal ini menjadi isu strategis
Pemerintahan Daerah Kalimantan Barat.
400 9 Kondisi geografis yang luas dengan kerapatan penduduk yang rendah
mengakibatkan upaya elektrifikasi tidak dapat berjalan dengan cepat. Salah satu upaya elektrifikasi untuk daerah-daerah isolated adalah dengan pemasangan
genset HSD ataupun solar cell pada rumah-rumah penduduk dan pelayanan publik.
A13.5. RINGKASAN
Ringkasan proyeksi kebutuhan tenaga listrik, pembangunan fasilitas kelistrikan dan kebutuhan investasi adalah seperti tersebut dalam Tabel A5.1.
Tabel A5.1 Rangkuman
Tahun Energy
Produksi Beban
Pembangkit MW
GI MVA
TL kms
Investasi Sales
Energy Puncak
GWh GWh
MW
2010 1.288
1.462 270
2 30
‐ 4
2011 1.415
1.596 294
‐ 60
112 13
2012 1.573
1.771 325
196 150
1.476 531
2013 1.738
1.953 357
88 90
280 169
2014 1.910
2.144 391
88 90
6 111
2015 2.100
2.354 428
50 50
180 96
2016 2.303
2.577 467
64 180
1.107 120
2017 2.525
2.822 510
60 ‐
111 2018
2.769 3.090
556 98
60 ‐
112 2019
3.037 3.384
607 120
‐ 113
N NERACA
WILAY
LA
A DAYA YAH OP
AMPIR
A SISTE PERASI
40
RAN A1
EM-SIST INDON
01
14
TEM ISO ESIA B
OLATED ARAT
D
NER
LA
RACA D P
AMPIRA
DAYA S PROVINS
40
AN A14
ISTEM SI ACEH
02
4.1
ISOLAT H
TED
Neraca Daya Sistem Sabang
Pasokan Kebut uhan Unit
2010 2011
2012 2013
2014 2015
2016 2017
2018 2019
Kebut uhan
Pr oduksi Ener gi GWh
20. 4 22. 0
23. 8 25. 9
28. 2 30. 7
33. 2 35. 9
39. 3 43. 0
Beban Puncak MW
3. 6 3. 9
4. 2 4. 6
5. 0 5. 4
5. 9 6. 4
6. 9 7. 5
Load Fakt or 65. 0
64. 9 64. 8
64. 7 64. 6
64. 5 64. 2
64. 0 64. 6
65. 1
Pasokan
Kapasit as Ter pasang MW
5. 4 3. 3
3. 3 3. 3
3. 3 3. 3
3. 3 3. 3
3. 3 3. 3
Der at ing Kapasit as 0. 3
0. 2 0. 2
0. 2 0. 2
0. 2 0. 2
0. 2 0. 2
0. 167
Pembangkit PLN
Manuf act ur e Size
Jlh unit Manuf act ur e
Size Jlh unit
PLT D Aneuk Loat
MAN 0. 85
1 PLTD
0. 9 USUL PENGHAPUSAN RETIRED Deut z
0. 09 1
PLTD 0. 1 USUL PENGHAPUSAN RETIRED
Niigat a 1. 10
1 PLTD
1. 1 USUL PENGHAPUSAN RETIRED
40 3
Mar cedes MTU 0. 34
1 PLTD
0. 3 0. 3
0. 3 0. 3
0. 3 0. 3
0. 3 0. 3
0. 3 0. 3
Cat er pillar 0. 82
2 PLTD
1. 6 1. 6
1. 6 1. 6
1. 6 1. 6
1. 6 1. 6
1. 6 1. 6
Cat er pillar 1. 36
1 PLTD
1. 4 1. 4
1. 4 1. 4
1. 4 1. 4
1. 4 1. 4
1. 4 1. 4
PLT D Sewa
S P
b gkit
PLTD 2 0
2 0 2 0
3
Sew a Pembangkit PLTD
2. 0 2. 0
2. 0
Pr oj ect PLN
Relokasi dar i Takengon PLTD
2. 8 Sabang FTP2
PLTU 8. 0
Pr oj ect IPP j
Jaboi FTP2 PLTP
7. 0 Lho Pr ia Laot
PLTP 7. 0
Jumlah Kapasit as
MW 7.1 8.0 8.0 13.0 21.0 21.0 21.0 28.0 28.0 28.0
Cadangan MW
1. 4 1. 4
1. 4 7. 0
7. 0 7. 0
7. 0 7. 0
7. 0 7. 0
g Pemelihar aan
1. 4 1. 4
1. 4 7. 0
7. 0 7. 0
7. 0 7. 0
7. 0 7. 0
Sur plus Def isit MW