bab-iv

PERSERO PT. INDRA KARYACONSULTING ENGINEERS

Laporan AkhirSurvai, Investigasi dan Desain Bendungan Lambakan Kabupaten Pasir Kaltim

BAB IV

PENGEMBANGAN ENERGI LISTRIK

4.1. Umum

Propinsi Kalimantan Timur merupakan salah satu propinsi yang saat ini

sedang gencar-gencarnya mengadakan pembangunan disegala bidang.

Khusus dibidang kelistrikan dengan berkembangnya dinamika

penduduk maka kebutuhan listrik mengikuti perkembangan yang cukup

pesat, baik dikota-kota besar contohnya Kota Samarinda, Balikpapan,

Tanah Grogot maupun kota-kota lainnya. Hal ini berarti memiliki

ketergantungan yang sangat tinggi terhadap listrik, tidak hanya untuk

kebutuhan penerangan tetapi juga untuk mendukung kegiatan ekonomi

(Industri-industri kecil, industri rumah tangga dan sebagainya).

Kebutuhan energi listrik tidak seiring dengan peningkatan dan

penyediaan energi listrik, dimana kapasitas daya terpasang masih tetap

, sementara kebutuhan masyarakat terus meningkat seiring

meningkatnya jumlah penduduk .

Akibat yang ditimbulkan adalah dengan sering terjadinya pemadaman

aliran listrik khususnya pada jam-jam puncak, yaitu akibat beban

pemakaian melebihi kapasitas yang tersedia. Maka solusi sementara

dilakukan dengan cara penjadwalan pemadaman. Hal ini dilaakukan

karena kapasitas daya yang pembangkit listrik tidak mampu memenuhi

tuntuan kebutuhan penduduk yang cenderung meningkat setiap

tahunnya.

Kebutuhan energi listrik dapat dipastikan terus bertambah. Apabila

tidak segera ada penambahan kapasitas atau pembangunan

pembangkit baru, diperkirakan penjadwalan pemadaman listrik akan

semakin sering terjadi. Untuk mengatasi keterbatasan kapasitas tenaga

listrik yag ada, maka sudah saatnya mulai dilakukan studi untuk

menentukan sumber-sumber energi baru yang dapat dijadikan listrik.

Menindak lanjuti hal tersebut maka Pemerintah daerah Kalimantan

Timur cq. Dinas PU dan Kimpraswil mengadakan Survei,

investigasi dan Disain Bendungan Lambakan dan PLTA di Kabupaten

Pasir Propinsi Kalimantan Timur.

/TT/FILE_CONVERT/548B45F7B4795989358B458D/DOCUMENT.DOC

IV -1



4.2. Lokasi Studi

Lokasi studi pekerjaan Survei Investigasi dan Disain Bendungan

Lambakan Kabupaten Pasir Kalimantan Timur terletak di Desa

Lambakan Kecamatan Longkali Kabupaten Pasir Kalimantan Timur,

yang merupakan daerah penguasaan PT. PLN (Persero) Proyek Induk

Pembangkit dan Jaringan Kalimantan (PLN PIKITRING Kalimantan) yang

mempunyai wilayah kerja Propinsi Kalimanatan Timur, Kalimantan

Tengah , Kalimantan Selatan dan Kalimantan Barat.

Dimana PLN UB Kalimantan Selatan-Kalimantan Tengah–Kalimantan

Timur mempunyai wilayah :

3 (tiga) Unit Cabang Balikpapan, Samarinda, dan Tarakan termasuk

Ranting dan Sub Ranting.

1 (satu) Unit Sektor Pembangkit Mahakam dan

1 (satu) Unit Sub Pengatur Beban Balikpapan.

4.3. Kondisi Pasokan Daya Dan Energi Saat Ini

TABEL 4.1. Data Historis Kapasitas Terpasang / Daya Mampu

per Jenis Pembangkit dan Beban Puncak.

Kapasitas Terpasang / Daya Mampu BEBANPLTA & PLTM

PLTG/U PLTD TOTAL PUNCAK

(MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW) (MW)19931994199519961997199819992000

0,200,200.20

0.200.200.20

40.060.060.060.0

35,160.058.058.0

188,8

188,8

187,6

195,4

196.1

204,7

218,2

131,7

131,3

121,5

137,4

154,1

126,7

125,8

188,8

188,8

187,6

195,4

236,1

264,9

276,4

131,7

131,4

121,5

137,4

189,1

186,9

184,0

96,999,3105,2122,1167,4171,2171,5181,2


IV -2



211,1

162,3

271,1

220,5

Sumber : Statistik Tahunan PLN

Pada tahun 2000, total kapasitas terpasang dan jumlah unit

pembangkit PLN mencapai 271,1 MW, dimana 201,3 MW (74,3 %)

berada di sistem Mahakam. Sedangkan untuk Sistem Tanah Grogot

dan Sistim Petung total kapasitas terpasang 13.08 MW (4,8 %).

Rincian kapasitas terpasang, daya mampu dan beban puncak per

Cabang dan Sektor pada tahun 2000 dapat dilihat pada Tabel 4.2.

berikut ini:

Tabel

4.2.

Kapasitas Terpasang, Daya Mampu, Beban Puncak

dan

Cadangan Daya per Sektor dan Cabang-Cabang Tahun

2000.

Pusat Beban

Kapasistas

Terpasang

Daya

Mamp

u

Beban

Punca

k

Cadangan

Daya

(MW) (MW) (MW) (%)


IV -3



Sektor Mahakam

Sistem Mahakam

Cabang Samarinda

Sistem Bontang

Sangatta

Sistem Kota Bangun

Sistem Melak

Cabang Balikpapan

Sistem Tanah Grogot

Sistem Petung

Cabang Tarakan

Sistem Tanjung

Redep

Sistem Tanjung Selor

Sistem Malinau

Sistem Tarakan

Sistem Nunukan

Sistem Sebatik

Sistem Bunyu

201,32

14,31

1,42

2,20

6,53

6,56

8,12

4,12

1,10

19.22

4,19

1,22

0.86

178.88

13,60

1,23

2,06

5,84

5,36

5,16

3,10

0,88

16,29

2,66

0,79

0,64

132.15

12,56

0,96

1,57

4,56

5,26

4,43

2,53

0,61

13,42

2,09

0,64

0,46

26,1

7,6

2,6

23,8

21,9

1,9

14,1

18,4

30,7

17,6

21,5

18,9

28,1

Sumber : PLN UB Kalimantan Selatan – Kalimantan Tengah – Kalimantan

Timur Usulan Rencana Phisik Mei 2001

Untuk sistem Tanah Grogot dan Sistem Petung pelayanan listrik

menggunakan PLTD (Pembangkit Listrik Tenaga Diesel) yang terdiri

dari 28 PLTD.

Sistem Tanah Grogot dan Sistem Petung melayani :

- Ranting Tanah Grogot

Melayani wilayah Kuaro, Muara Komam, Batu Sopang, Tanjung Aru,

Kerang dan Pasir Mayang.

- Ranting Petung

Melayani Penajam, Long Ikis, Longkali, Jenebora, Maridan dan

Sepaku.

4.4. KONDISI KEBUTUHAN LISTRIK SAAT INI


IV -4



Beranjak dari krisis moneter pada pertengahan tahun 1997 yang terus

berlanjut dengan krisis multi-dimensional, menyebabkan PLN

menghadapi kendala dalam anggaran investasi yang tidak cukup

untuk melaksanakan ektensifikasi jaringan distribusi maupun

pembangunan jaringan interkoneksi 150 kV dan pembangkit baru. Hal

tersebut menunjukan bahwa potensi pasar kebutuhan listrik di Propinsi

Kalimantan Timur masih cukup tinggi, ditengarai masih rendahnya

desa yang terlistriki, masih tingginya permintaan calon pelanggan

dalam 2 tahun terachir yang dari waktu kewaktu bertambah sejalan

dengan pertambahan penduduk, perluasan wilayah permukinan,

perluasan jaringan jalan dan pertumbuhan ekonomi.

Disamping itu besarnya kapasitas captive power baik murni maupun

cadangan melebihi kapasitas pembangkit PLN, sehingga dapat

dipastikan bahwa sistem yang tercangkup dalam captive tersebut

keandalan dan ketersediannya cukup baik. Rangkuman

perkembangan historis pengusahaan PLN UB KalSel-Teng-Tim Propinsi

Kalimantan Timur dari tahun 1994 – 2000 dapat dilihat pada Tabel 4.7.

berikut ini:

Tabel 4.3.

-

Data Historis Pengusahaan

(Satuan

)1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000

INDIKATOR EKONOMI

Indonesia

Pertumbuhan

Penduduk (%) 1.2 1.2 1.2 1.2 1.0 1.1 1.1

Pertumbuhan PDRB – ADHK1993

Total (%) 7.54 8.22 7.82 4.70

(13.13

) 0.85 4.77

Komersil (%) 7.41 7.90 8.46 5.94

(18.57

) (0.04) 5.78

Industri & Hotel (%) 13.48 12.80 11.49 6.02

(12.98

) 3.54 7.06

Publik (%) 1.31 1.29 1.27 1.19 (7.32) 1.66 1.37

Propinsi Kalimantan Timur

Penduduk

(x

1.000)

2,049.

0

2,109.

0

2,187.

8

2,251.

9

2,331.

6

2,393.

7

2,423.

3

Pertumbuhan

Penduduk (%) 2.1 2.9 3.7 2.9 3.5 2.7 1.2


IV -5



Rumah Tangga

497,0

94

525,7

76

538,5

59

547,5

31

560,0

15

561,3

01

613,7

24

Rata-rata Penghuni 4.12 4.01 4.06 4.11 4.16 4.26 3.95

Pertumbuhan PDRB – ADHK1993

Total (%) 10.4 3.3 8.3 4.4 (0.8) 4.7 1.9

Komersil (%) 8.2 7.6 10.8 3.0 (0.7) 3.2 1.1

Industri & Hotel (%) 6.6 6.4 5.9 6.7 0.3 2.3 3.0

Publik (%) 6.8 9.4 13.2 3.5 2.2 3.2 3.6

RUMAH TANGGA

Persentase dari Total

Energi Terjual (%) 45.5 43.7 47.6 47.1 49.0 49.2 49.5

Energi Terjual (GWh) 234.8 256.4 292.6 334.4 376.4 404.9 445.3

Pertumbuhan (%) 4.4 9.2 14.1 14.3 12.6 7.6 10.0

Daya Tersambung (MVA) 140.7 162.6 187.9 209.6 228.3 242.3 276.7

Pertumbuhan (%) 11.0 15.5 15.6 11.5 8.9 6.2 14.2

Jumlah Pelanggan

197,0

49

225,1

52

257,1

64

286,8

46

309,9

52

318,7

58 T.A.D

Pertumbuhan (%) 12.1 14.3 14.2 11.5 8.1 2.8 T.A.D

Jumlah Pelanggan

Baru

21,23

0

28,10

3

32,01

2

29,68

2

23,10

6 8,806 T.A.D

Konsumsi Rata-rata

per Pelanggan (kWh) 1,192 1,139 1,138 1,166 1,214 1,270 T.A.D

USAHA


Energi Terjual (%) 14.2 14.2 15.9 16.0 18.8 18.9 19.7


Pertumbuhan (%) 8.2 13.4 17.5 16.6 27.1 7.8 13.7


Pertumbuhan (%) 10.9 9.8 11.7 17.8 17.7 8.6 5.2

Jumlah Pelanggan

11,87

2

13,95

8

15,44

2

16,52

3

17,54

8

20,41

0 T.A.D

Pertumbuhan (%) 10.7 17.6 10.6 7.0 6.2 16.3 T.A.D

Jumlah Pelanggan

Baru 1,149 2,086 1,484 1,081 1,025 2,862 T.A.D

Konsumsi Rata-rata


INDUSTRI


Energi Terjual (%) 29.6 34.0 26.1 27.3 22.7 23.0 22.1


Pertumbuhan (%) (5.2) 30.4 (19.6) 20.7 (10.2) 8.6 5.2


IV -6




Pertumbuhan (%) 3.8 (14.1) 9.8 7.2 (5.6) (0.7) 6.1

Jumlah Pelanggan 380 389 420 429 242 226 T.A.D

Pertumbuhan (%) 3.0 2.4 8.0 2.1 (43.6) (6.6) T.A.D

Jumlah Pelanggan

Baru 11 9 31 9 - - T.A.D

Konsumsi Rata-rata

per Pelanggan (kWh)

402,6

32

512,9

31

382,1

43

451,4

45

718,9

67

836,4

16 T.A.D

PUBLIK


Energi Terjual (%) 10.7 8.0 10.4 9.6 9.5 8.9 8.7


Pertumbuhan (%) (9.3) (14.4) 35.5 7.1 6.7 0.3 7.3


Pertumbuhan (%) 2.8 13.2 10.2 1.9 4.7 4.0 4.5

Jumlah Pelanggan 5,714 6,501 7,145 7,854 8,341 8,361 T.A.D

Pertumbuhan (%) 6.7 13.8 9.9 9.9 6.2 0.2 T.A.D

Jumlah Pelanggan

Baru 361 787 644 709 487 20 T.A.D

Konsumsi Rata-rata


TOTAL

Rasio Elektrifikasi (%) 39.6 42.8 47.8 52.4 55.3 56.8 T.A.D


Pertumbuhan (%) 0.3 13.6 4.8 15.6 8.1 7.1 9.3


Pertumbuhan (%) 8.4 7.2 13.2 10.9 7.7 5.4 10.1

Jumlah Pelanggan

215,0

15

246,0

00

280,1

71

311,6

52

336,0

83

347,7

55 T.A.D

Pertumbuhan (%) 11.8 14.4 13.9 11.2 7.8 3.5 T.A.D

Jumlah Pelanggan

Baru

22,75

1

30,98

5

34,17

1

31,48

1

24,43

1

11,67

2 T.A.D

Susut Energi dan

Pemakaian Sendiri (%) 12.1 10.9 11.5 18.6 11.8 12.1 12.1

Produksi Energi (GWh) 587.2 657.6 693.9 872.5 870.7 936.2 1,009

Pertumbuhan (%) 6.0 12.0 5.5 25.7 (0.2) 7.5 7.7

Faktor Beban (%) 67.5 71.4 64.9 59.5 58.1 62.3 63.5

Beban Puncak (MW) 99.3 105.2 122.1 167.4 171.2 171.5 181.2

Pertumbuhan (%) 2.6 5.9 16.1 37.2 2.3 0.2 5.7


IV -7



PEMBANGKITAN

Kapasitas Terpasang (MW) 188.8 187.6 195.4 196.1 264.9 278.4 271.3

Daya Mampu (MW) 131.3 121.5 137.4 154.1 186.9 184.0 220.5

Cadangan Daya

Mampu (MW) 32.0 16.3 15.3 (13.3) 15.7 12.5 39.2

(%) 24.4 13.4 11.2 (8.7) 8.4 6.8 17.8

CAPTIVE POWER

Jumlah CP Murni dan

Cadangan (MVA) 569.1 790.6 785.1 972.2 744.6 793.1 T.A.D

CP Tersambung

dengan PLN (MVA) 91.0 80.1 83.0 91.9 91.1 92.4 T.A.D

DAFTAR TUNGGU

Calon Pelanggan 9,826 3,011 3,452 6,505

168,8

49

192,6

84 T.A.D

Permintaan Daya (MVA) 13.2 4.6 5.0 7.1 168.8 192.7 T.A.D

T.A.D : Tidak ada data


4.5. Jaringan Transmisi dan Distribusi Saat Ini

Perkembangan panjang jaringan transmisi dan jumlah kapasitas trafo

dapat dilihat pada Tabel 4.4. berikut ini :

Tabel 4.4.

-

Data Historis Panjang Jaringan

Transmisi dan Jumlah / Kapasitas Trafo

Gardu Induk.

Tahun

Panjang Jaringan

Transmisi 150

kV

Jumlah/Kapasitas

Trafo

Gardu Induk

(kms) (Unit) (MVA)

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

21

21

21

192

238

238

238

238

3

3

3

7

9

9

9

9

60

60

60

170

180

180

180

180



IV -8



Pada akhir tahun 2000 panjang jaringan saluran transmisi 150 kV

mencapai 151 km rute dan 402 tower atau 238 kms dengan kapasitas

dan jumlah trafo Gardu Induk 150 KV mencapai 180 MVA dan 9 unit

seperti kondisi pada akhir tahun 1997.

Jaringan transmisi 150 kV termasuk Gardu Induk terkait yang ada

antara PLTGU Tanjung Batu – Karang Asam (Tengkawang) – Sei

Keledang – Karang Joang – Batakan (Manggarsari) – PLTD Gunung

Malang (Industri) dan Sei Keledang (Harapan Baru) – Palaran itupun

114,4 km rute diantaranya 1 (satu) sirkuit seperti dapat dilihat pada

Tabel 4.9. dan Tabel 4.10. berikut ini:

Tabel 4.5. Jaringan Transmisi 150 kV saat ini

Jaringan Transmisi

Antara

Panjan

g

Km

Rute

Sirkuit

Ukuran

Penghantar

ACSR

G.I Tanjung Batu

G.I Tengkawang

G.I S. Keledang

G.I S. Keledang

G.I Karang Joang

G.I Manggar Sari

G.I

Tengkawang

G.I S. Keledang

G.I Palaran

G.I Karang

Joang

G.I Manggar

Sari

G.I Industri

15,8

8,4

12,0

89,0

12,0

13,4

ganda

ganda

ganda

kesatu

kesatu

kesatu

2 x 240 mm2

2 x 240 mm2

2 x 240 mm2

2 x 240 mm2

2 x 240 mm2

1 x 240 mm2

Sumber : PLN UB KalSel-Teng-Tim

4.6. PENGEMBANGAN SISTEM

KETENAGALISTRIKAN

4.6.1. Kebijakan Pemanfaatan Sumber Energi

Kebijaksanaan ini pada prinsipnya mengacu kepada Kebijaksanaan

Umum Bidang Energi (KUBE) yang terdiri dari langkah-langkah

intensifikasi, diversikasi dan konservasi energi. Dengan demikian

selalu diupayakan agar penggunaan BBM terus dikurangi dan


IV -9



penggunaan energi non BBM semakin ditingkatkan. Untuk itu secara

teknik dasar-dasar kebijakan pasokan energi ditujukan untuk :

Menjamin keamanan pasokan energi secukupnya pada saat

dibutuhkan

Menggunakan energi secara hemat dan rasional

Keselamatan upaya membatasi resiko kecelakaan

Pasokan energi agar diupayakan secara optimal belum tentu

yang termurah

Tidak ada perlakuan diskriminatif terhadap jenis energi tertentu

kecuali karena kalah bersaing dipasar bebas.

Perlindungan terhadap lingkungan hidup

Penggunaan sumber energi yang bersahabat dengan lingkungan

seperti tenaga air dan panas bumi. Prioritas selanjutnya adalah

sumber energi yang banyak tersedia batubara dan gas bumi. Alternatif

terachir adalah sumber energi lainnya seperti BBM dan Nuklir.

Penggunaan sumber energi baru seperti energi surya, energi angin,

dan tenaga mikro hidro akan diutamakan untuk daerah yang terpencil

yang jauh dari jaringan PLN.

Penggunaan batubara akan semakin meningkat karena kemudahan

dalam pemasokannya yaitu tersedia cukup dan mudah

ditransportasikan. Selain itu, harga batubara ditentukan berdasarkan

mekanisme pasar sehingga pembeli dijamin mendapat harga yang

wajar. Oleh karena itu, PLTU Batubara dapat dijadikan beban dasar.

Tetapi karena berpotensi mencemarkan lingkungan maka jumlah yang

dapat dibakar akan ada batas yang ditentukan oleh ambang batas

menurut yang berlaku. Selain itu, penggunaan teknologi yang

mengurangi dampak negatif penggunaan batu bara seperti teknologi

batubara bersih akan terus didorong.

Gas bumi mempunyai cadangan yang besar dan relatif bersih

sehingga merupakan pilihan yang utama. Selain itu, teknologi

pembangkitannya murah dan waktu pembangunannya relatif cukup

singkat seperti PLTGU. Namun ketersediaan gas bumi masih belum

dapat diandalkan dan belum ada sistem penyaluran gas yang efektif.

Kondisi saat ini adalah bahwa gas untuk pembangkitan listrik adalah

yang memang hanya disalurkan untuk keperluan tersebut.

Dampaknya adalah kepastian penyediaan penyaluran gas bumi

mempengaruhi penyediaan tenaga listrik. Potensi panas bumi yang


IV -10



besar merupakan suatu keuntungan, selain dari sifatnya yang dapat

diperbarui. Hambatan pada kelembagaan dan harga uap merupakan

kendala pemanfaatan panas bumi untuk menghasilkanenergi listrik.

Tenaga air mempunyai potensi yang sangat besar namun

pemanfaatannya masih terlalu kecil dibandingkan dengan potensinya.

Walaupun demikian potensi mikrohidro selalu dimanfaatkan untuk

program listrik perdesaan.

Penggunaan minyak bumi hanya dilakukan untk keadaan tertentu

yaitu PLTD didaerah terpencil dan pemikul beban puncak. Secara

bertahap penggunaan PLTD akan dihapus untuk direlokasi didaerah

terpencil yang masih membutuhkan listrik yang tidak terjangkau oleh

jaringan interkoneksi PLN.

Penggunaan PLTD oleh industri (Captive Power) sebagai pembangkit

utama terutama skala besar masih terus berlangsung terutama yang

belum ada jaringan PLN dan kebutuhan dayanya yang lebih besar dari

kemampuan penyediaan PLN. Harga BBM yang masih dibawah nilai

ekonomisnya yang banyak mendorong adanya penggunaan PLTD

tersebut. Energi nuklir mempunyai potensi yang cukup baik

dikembangkan di Indonesia. Eksplorasi yang dilakukan oleh BATAN

baru dalam penelitian. Hasil dari kegiatan ini adalah diketemukan

cebakan di tempat di sekitar Kalan (Kalimantan Barat) yang

mengandung sekitar 10 ribu ton uranium.

Potensi sumber energi yang dapat dikembangkan untuk pembangkit

energi listrik di Kalimantan Timur adalah sebagai berikut :

a) Potensi Tenaga Air

BEBERAPA STUDI DASAR DILAKUKAN OLEH BEBERAPA

PIHAK TERUTAMA OLEH PLN, MENCAKUP 28 DAERAH

ALIRAN SUNGAI (DAS) YANG TERPILIH DARI RATUSAN DAS

YANG TERSEBAR DI DAERAH INI. HASIL STUDI

MENYIMPULKAN BAHWA DIANTARA 28 DAS TERSEBUT

TERDAPAT 5 DAS YANG SANGAT POTENSIL YAKNI:

DAS Sesayap

DAS Kayan

DAS Mahakam

DAS Sembakung

DAS LAMBAKAN

2.666

MW

2.330

MW

1.080

MW

430 MW


IV -11



340 MW

Hasil studi terachir “Hydro Inventory Study 1999” menunjukan adanya lima

potensi PLTA (1.485 MW) di wilayah Kalimantan Timur yang perlu

dikembangkan:

Sesayap-11

Kayan-2

LAMBAKAN-2

Telen

624 MW

500 MW

168 MW

193 MW

Disamping itu tersedia potensi pembangkit listrik minihidro PLTM

(kapasitas dibawah 1 MW) yang tersebar diantara kawasan DAS

tersebut diatas yang dapat dikembangkan untuk daerah pedesaan

yang terisolir karena sarana transportasi serta jangkauan sarana

transmisi dan distribusi PLN belum memungkinkan untuk

menjangkau desa yang terisolir.

Dengan potensi listrik yang dapat dibangkitkan tersebut diatas

justru sangat dibutuhkan untuk penciptaan industri – industri dasar

yang merupakan acuan industri berskala besar, juga dapat

mempercepat perkembangan industri menengah dan kecil

khususnya industri rumah tangga. Karena potensi tenaga listrik

termaksud didapat dari tenaga air yang tersedia. Bahkan

pemanfaatan tenaga air untuk energi listrik dapat juga

dikombinasikan dengan pengendalian banjir, pengaturan tata guna

air untuk pertanian, dan pengadaan air baku untuk industri/rumah

tangga.

b) Potensi Batubara, Minyak dan Gas Bumi

Hasil studi potensi batubara, minyak dan gas bumi di Kalimantan

Timur menunjukan bahwa :

Potensi batubara jenis bituminous sebesar 4.560 juta ton dan

sub-bituminous sebesar 6,940 juta ton

Dari sisi nilai kalori maka batubara jenis sub bituminous sesuai

untuk bahan bakar PLTU Batubara.

Sedangkan potensi minyak dan gas bumi sebesar:


IV -12



Terbukti Potensi Cadangan

Minyak

bumi

Gas bumi

792,6

19,9

Juta

barel

Triliun

SCF

405,3

10,8

Juta

barel

Triliun

SCF

1.197,

9

29,58

Juta

barel

Triliu

n SCF

Meskipun batubara, minyak dan gas bumi mempunyai nilai lebih

untuk ekspor (penambahan devisa untuk biaya pembangunan),

energi primer tersebut merupakan salah satu alternatif bahan

bakar pembangkit listrik.

c) Potensi Biomas

Studi BPPT dengan pemerintah Jepang menunjukan adanya potensi

biomas tandan sawit di perkebunan kelapa sawit dan batubara

berkalori rendah di Tanah Grogot yang dapat dimanfaatkan

sebagai bahan bakar Biomas Circulating Fluidized Bed dengan

kapasitas sebesar 34 MW.

4.6.2. Prakiraan Neraca Daya Kebutuhan Kapasitas Terpasang

Kebutuhan daya pada tahun tertentu akan dipenuhi oleh pembangit

yang sudah terpasang, pembangkit baru yang sudah “committed”,

pembangkit swasta yang masih dalam proses dan pembangkit baru

tambahan. Pembangkit terpasang adalah pembangkit yang pada

tahun-tahun sesudahnya akan berkurang kapasitasnya karena faktor

usia (derating). Proyek PLN adalah proyek pembangkit yang

direncanakan danakan dibangun PLN. Sedangkan proyek swasta yang

diperhitungkan pada penyusunan neraca daya adalah pembangkit

swasta yang beroperasi maupun sedang dalam tahap pembangunan.

Proyek dalam rencana adalh pembangkit baru yang harus dibangun

untuk memenuhi kebutuhan dan akan ditentukan statusnya oleh

Pemerintah sesuai dengan peraturan perundangan-undangan yang

berlaku.

Prakiraan neraca daya untuk sistem Mahakam oleh PLN UB KalSel-

Teng-Tim yang dibuat berdasarkan skenario prakiraan kebutuhan

beban maupun yang dibuat oleh Konsultan menunjukan cadangan

daya masih dibawah 20 % walaupun pada tahun 2003 PLN

mengusahakan agar mempunyai cadangan berputar maksimum

sebesar 20 MW (proyek IPP). Menurut Rencana Umum


IV -13



Ketenagalistrikan Nasional (RUKN) cadangan daya yang dipergunakan

untuk sistem kelistrikan di luar Jawa-Bali sebesar 40 %. Hal tersebut

menunjukan sistem kelistrikan di Kalimantan Timur sangat kritis dari

sisi pasokan daya maupun cadangan berputar.

4.6.3. Pengembangan Pembangkitan

Beberapa sistem kelistrikan mengalami kekurangan suplai daya akibat

terus meningkatnya pertumbuhan beban, hal ini disebabkan belum

adanya pembangunan pembangkit baru kecuali yang telah

“committed” disetujui sebelum krisis antara lain :

Pembangkit listrik swasta (IPP) :

PLTGU Tanjung Batu 132 MW

PLTGU Batakan 120 MW

PLTGU Enron 136 MW

Adanya proyek listrik swasta tersebut maka PLN tidak merencanakan

lagi menambah kapasitas pembangkit. Namun adanya krisis ekonomi

kelangsungan proyek tersebut menjadi terhenti. Termasuk juga

rencana pembangunan PLTGU Pertamina sebesar 2 x 30 MW dan

rencana PLTG Krendan sebesar 40 MW dan bertahap berkembang

menjadi PLTGU 300 MW.

Usaha-usaha lain untuk mengatasi kekurangan daya tersebut

dilakukan melalui beberapa cara:

1. Melakukan relokasi pembangkitan

2. Perbaikan, perawatan dan rehabilitasi

3. Menyewa pembangkit PLTD

4. Membeli daya dari pembangkit non PLN (captive power)

5. Pengembangan saluran transmisi dan interkoneksi dengan daerah

lain.

Untuk daerah yang mengalami keterbatasan suplai khususnya sistem

besar Mahakam maupun sistem Tanjung Redep, maka dalam jangka

pendek adalah diusahakan dengan sistem sewa pembangkit dari


IV -14



swasta atau membeli listrik dari pembangkit non PLN melalui sarana

pemerintah daerah.

Pusat Beban Sewa Genset Tahun

Sistem Mahakam

Sistem Bontang

Sangatta

Sistem Tanjung Redep

Manggarsari

KPC Sangata

Swasta

16 MW

3 MW

3 MW

2000-2002

2001-2003

2001-2003

Sumber : PLN KalSel-Teng-Tim Usulan Rencana Phisik s/d 2010 - Mei

2001

Disamping itu Pemerintah Daerah Kabupaten Berau sedang menjajagi

pembangunan PLTU Batubara 20 MW. Sedangkan untuk daerah

lainnya seperti Malinau, Nunukan, Sebatik, Bunyu, Melak dan Kota

Bangun masih dicarikan alternatif relokasi pembangkit dari unit lain.

Untuk memenuhi kebutuhan listrik jangka panjang pada daerah yang

mengalami keterbatasan suplai adalah dengan penambahan

pembangkit oleh PLN atau kerja sama dengan pembangkit swasta

dalam penyediaan tenaga listrik dengan asas “win-win solution”

Pusat Beban Pembangkit Listrik

Swasta (IPP)

Tahun

Sistem Mahakam

Sistem Tanjung

Redep

IPP PLTG/U

IPP PLTG/U

IPP PLTU

Batubara

IPP PLTU

IPP PLTU

20,20,20

MW

20,20,20

MW

60,60 MW

5 MW

5 MW

2003-2005

2006-2008

2008-2009

2004

2008

Sumber : PLN KalSel-Teng-Tim Usulan Rencana Phisik s/d 2010 -

Mei 2001


IV -15



Rencana rinci PLN UB KalSel-Teng-Tim tentang usulan penambahan

pembangkit s/d tahun 2006 dapat dilihat pada Tabel 4.6. berikut ini :

Tabel 4.6. Usulan Penambahan Satuan Pembangkit –

Kalimantan Timur

Pusat Beban Alternatif

Usulan

Kapasitas Tahun

Sektor Mahakam

Cabang

Samarinda

Sistem Bontang

Sangatta

Melak

Kota Bangun

Petung

Beli listrik / Sewa

Beli listrik / Sewa

Beli listrik / Sewa

PLTD

PLTD

PLTD

PLTD

2 x 15 MW

1 x 20 MW

1 x 20 MW

1 x 20 MW

1 x 20 MW

1 x 20 MW

3 x 2,5 MW

2 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

2 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

2 x 1,3 MW

1 x 1,3 MW

1 x 1,0 MW

1 x 1,0 MW

2 x 2.5 MW

1 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

2002

2002

2003

2004

2004

2005

2002

2003

2004

2005

2006

2002

2005

2002

2003

2002

2003

2004


IV -16



Tanah Grogot

Cabang Tarakan

Tanjung Redep

Tanjung Selor

Malinau

Tarakan

Nunukan

Sebatik

Bunyu

PLTD

PLTD - Relokasi

Beli listrik

Beli listrik

PLTD

PLTD

PLTD

PLTD

PLTD

PLTD

2 x 1,5 MW

1 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

2 x 1,2 MW

1 x 6,0 MW

1 x 6,0 MW

1 x 1,5 MW

1 x 1,5 MW

2 x 0,5 MW

1 x 0,5 MW

4 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

1 x 2,5 MW

1 x 1,3 MW

1 x 1,3 MW

1 x 1,3 MW

1 x 0,5 MW

1 x 0,5 MW

1 x 0,5 MW

1 x 0,5 MW

1 x 0,5 MW

2002

2003

2004

2005

2002

2004

2008

2002

2005

2002

2004

2002

2004

2005

2002

2003

2005

2001

2002

2005

2002

2003


IV -17



SUMBER : PLN UB KALSEL-TENG-TIM – BIDANG PERENCANAAN MEI 2001

Konsep RUKN 2000 menunjukan rencana pengembangan pembangkit

di wilayah kerja PLN UB KalSel-Teng-Tim:

PLTG

PLTGU

PLTU Batubara

PLTA Kusan

Biomass Tanah

Grogot

250 MW

2 x 132

MW

300 MW

130 MW

30 MW

2010

2004

4.6.4. Hambatan dalam Pengembangan Sistem Ketenagalistrikan

Keterbatasan dana, sehingga investasi-investasi baru di sektor

ketenagalistrikan pada saat ini dan beberapa tahun mendatang tidak

dapat dilaksanakan oleh PLN.

Dampak tuntutan masyarakat terhadap ganti rugi pembebasan dan

pengadaan tapak tower menjadi besar serta pembebasan jalur dari

hambatan tanam tumbuh yang ada dibawahnya terutam di daerah

yang melintasi Hutan Lindung dan perkotaan. Akibatnya PLN harus

mengeluarkan biaya sosial yang cukup tinggi, disisi lain dana yang

tersedia sangat terbatas.

Harga jual listrik rata-rata PLN kepelanggan saat ini masih dibawah

biaya operasi, sehingga beberapa rencana pembangkit listrik swasta

(IPP) sangat tergantung dari kesepakatan nilai harga jual produksi IPP

tersebut agar dapat masuk ke sistem PLN. Disamping kesepakatan

harga tersebut juga tidak kalah rumitnya adalah tersedianya fasilitas

transmisi yang dapat menyalurkan daya dari pembangkit IPP ke gardu

induk dekat pusat beban.

4.7. DAERAH PENERIMA DAYA YANG DIBANGKITKAN PROYEK

Pengguna utama daya yang dibangkitkan PLTA LAMBAKAN yang

terletak di Kabupaten Pasir adalah untuk memenuhi kebutuhan

listrik Kalimantan Timur, khususnya Sistem Tanah dan Petung.


IV -18



Sementara itu untuk daerah Tanjung Redep lebih ditujukan untuk

pengembangan daerah.

Oleh karena itu daya yang dibangkitkan PLTA LAMBAKAN akan dikirim

kedaerah sistem tersebut diatas melalui jaringan saluran transmisi

150 kV dan Gardu Induk 150 kV Kuaro dan G.I Karang Joang, dimana

G.I Kuaro siap beroperasi pada tahun 2010.

a) Rencana jaringan transmisi 150 Kv

Jaringan Transmisi

antara

Panjan

g

Km

Rute

Tahun

operas

i

Sirkui

t

Ukuran

Penghant

ar

ACSR

PLTA

LAMBAKAN

G.I Kuaro

G.I Kuaro

G.I

Karang

Joang

40

273

2010

2005

gand

a

gand

a

2 x 240

mm2

2 x 240

mm2

b) Rencana Gardu Induk terkait

Gardu Induk Kapasita

s

Tahun

Opera

si

Keterangan

PLTA LAMBAKAN

Serandang trafo

Serandang

transmisi

2 x 150

kV

2 x 150

kV

2010

2010 Kearah G.I Kuaro


IV -19



G.I Kuaro

Trafo

Serandang trafo

Serandang

transmisi

Serandang

transmisi

20 MVA

1 x 150

kV

2 x 150

kV

2 x 150

kV

2008

2008

2008

2008 Kearah G.I Karang

Joang

Dalam pelaksanaan pembangunan jalur transmisi antara PLTA

LAMBAKAN – G.I Kuaro – G.I Karang Joang harus memperhatikan

perencanaan PLN PIKITRING.

LAMPIRAN-LAMPIRAN

DATA HISTORIS

Pengusahaan

1. Jumlah Pelanggan per Kelompok Pelanggan

2. Daya Tersambung per Kelompok Pelanggan

3. Energi Terjual per Kelompok Pelanggan

4. Energi Terjual Rata-rata per Kelompok Pelanggan

5. Harga Jual Listrik Rata-rata per Kelompok Pelanggan

6. Jumlah Pelanggan per Jenis Tegangan

7. Daya Tersambung per Jenis Tegangan

8. Energi Terjual per Jenis Tegangan

9. Rasio Elektrifikasi dan Energi yang Dikonsumsi per Kapita

10.Jumlah Desa dan Pelanggan Listrik Pedesaan

11.Daftar Tunggu

12.Captive Power


IV -20



13.Kapasitas Terpasang dan Daya Mampu per Jenis Pembangkit

14.Energi yang Diproduksi per Jenis Pembangkit

15.Energi yang Diproduksi per Bahan Bakar Energi Primer

16.Neraca Daya dan Energi

17.Panjang Jaringan Transmisi & Distribusi dan Jumlah Daya Terpasang Trafo

Gardu Induk & Distribusi

Sosio, Demografi dan Ekonomi

1. Luas Wilayah, Jumlah Penduduk, Rumah Tangga dan Rata-rata Penghuni

2. Laju Pertumbuhan Produk Domestik Regional Bruto Atas Dasar Harga

Konstan 1993 Propinsi Kalimantan Timur

ASUMSI-ASUMSI PRAKIRAAN

1. Elastisitas Energi Kelompok Pelanggan Rumah tangga, Usaha, Industri

dan Publik

2. Prakiraan Penduduk, Rumah Tangga, Rata-rata Penghuni

3. Rasio Elektrifikasi – Kurva Gomertz

4. Prakiraan Pertumbuhan PDRB Atas Dasar Harga Konstan 1993

HASIL PRAKIRAAN KONSULTAN

1. Prakiraan Kebutuhan Beban dan Energi Listrik – per Sektor

2. Prakiraan Kebutuhan Beban dan Energi Listrik – per Cabang

3. Neraca Daya – Sistem Mahakam

4. Grafis Neraca Daya – Sistem Mahakam

HASIL PRAKIRAAN PLN

1. Prakiraan Kebutuhan Beban Listrik per Pusat Beban

2. Usulan Penambahan Pembangkit

3. Kapasitas Terpasang dan Derating Pembangkit yang ada

4. Daya Mampu Pembangkit

5. Cadangan Daya


IV -21



4.4. GAMBAR-GAMBAR

Gambar 4.1

-

Gambar 4.2

-

Gambar 4.3

-

Gambar 4.4

-

Gambar 4.5

-

Wilayah Kerja dan Sistem Kelistrikan PT. PLN (Persero) Unit

Bisnis KalSel-Teng-Tim

Wilayah Kerja dan Sistem Kelistrikan PT. PLN (Persero) Unit Bisnis KalSel-Teng-Tim Propinsi Kalimantan Timur

Diagram Gris Tunggal – Sistem Kelistrikan Propinsi

Kalimantan Timur

Model Prakiraan Sektoral

Rencana Pengembangan Pembangkit dan Transmisi


IV -22

bab-iv

Documents