Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 85.K/TL.01/MEM.L/2025 concerning the National Electricity General Plan

8. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 9 Tahun 2024 tentang Organisasi dan Tata Kerja Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (Berita Negara Republik Indonesia Tahun 2024 Nomor 414); Memperhatikan : Surat Wakil Ketua Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor B/1756/PW.01.01/02/2025 tanggal 5 Februari 2025; - 3- MEMUTUSKAN: Menetapkan KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL. KESATU Menetapkan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, yang selanjutnya disingkat RUKN, dalam rangka mencapai Net Zero Emission pada Tahun 2060 yang disusun berdasarkan kebijakan energi nasional yang telah disetujui oleh Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia melalui surat Wakil Ketua Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia Nomor 3/1755/PW.01.01/02/2025 tanggal 5 Februari 2025 dan dengan memperhatikan prinsip efisiensi, transparansi, dan partisipasi. KEDUA RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum KESATU memuat; a. latar belakang, pokok-pokok kebijakan energi nasional terkait ketenagalistrikan, dan landasan hukum; b, kebijakan ketenagalistrikan nasional; c. kondisi penyediaan tenaga listrik nasional; d, proyeksi kebutuhan dan penyediaan tenaga listrik nasional; dan e. rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik nasional. KETIGA RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum KESATU tercantum dalam Lampiran yang merupakan bagian tidak terpisahkan dari Keputusan Menteri ini. KEEMPAT RUKN sebagaimana dimaksud dalam Diktum KESATU menjadi dasar bagi: a. pemerintah daerah dalam penyusunan rencana umum ketenagalistrikan daerah provinsi; b. pemegang wilayah usaha dalam penjoisunan rencana usaha penyediaan tenaga listrik; c. pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri dalam perencanaan pembangkitan tenaga listrik; dan d. pemangku kepentingan di bidang ketenagalistrikan dalam memperoleh informasi mengenai perencanaan ketenagalistrikan nasional. KELIMA Proyeksi kebutuhan dan penyediaan tenaga listrik nasional sebagaimana dimaksud dalam Diktum KEDUA huruf d, termasuk memuat rencana tambahan pembangkit yang bersifat fleksibel untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik. KEENAM PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) diberi prioritas untuk membangun pembangkit berdasarkan rencana tambahan pembangkit yang bersifat fleksibel sebagaimana dimaksud dalam Diktum KELIMA melalui pengesahan rencana usaha penyediaan tenaga listrik oleh Menteri dan dilaksanakan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang ketenagalistrikan. -4- KETUJUH Pada saat Keputusan Menteri ini mulai berlaku, Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 314.K/TL.01/MEM.L/2024 tanggal 29 November 2024 tentang Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional dicabut dan dinyatakan tidak berlaku. KEDELAPAN Keputusan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan, dengan ketentuan apabila di kemudian hari terdapat kekeliruan di dalamnya, maka akan diadakan perbaikan sebagaimana mestinya sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Ditetapkan di Jakarta pada tanggal 5 Maret 2025 MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL REPUBLIK INDONESIA, ttd. BAHLIL LAHADALIA Tembusan:

1. Menteri Koordinator Bidang Perekonomian

2. Menteri Dalam Negeri

3. Menteri Keuangan

4. Menteri Perencanaan Pembangunan Nasional/Kepala Badan Perencanaan Pembangunan Nasional

5. Menteri Perindustrian

6. Menteri Badan Usaha Milik Negara

7. Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral

8. Sekretaris Jenderal, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

9. Inspektur Jenderal, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

10. Para Direktur Jenderal di lingkungan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral

11. Para Gubernur di seluruh Indonesia

12. Kepala Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi

13. Para Pemegang Wilayah Usaha

14. Para Pemegang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Umum

15. Para Pemegang Izin Usaha Penyediaan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Sendiri 0^% sesuai dengan aslinya I DAN SUMBER DAYA MINERAL UKUM, < \>> n: ♦ >5 ambang Sujito LAMPIRAN KEPUTUSAN MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL NOMOR : 85.K/TL.01/MEM.L/2025 TANGGAL : 5 Maret 2025 TENTANG RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL JAKARTA -6- EXECUTIVE SUMMARY RUKN ini merupakan pemutakhiran dari RUKN 2019-2038. RUKN memuat kebijakan ketenagalistrikan nasional, kondisi penyediaan tenaga listrik nasional, proyeksi kebutuhan dan penyediaan tenaga listrik nasional sampai dengan tahun 2060, dan rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik nasional. Kebijakan tenaga listrik nasional meliputi kebijakan penyediaan tenaga listrik serta keteknikan dan perlindungan lingkungan. Kebijakan penyediaan tenaga listrik terdiri atas kebijakan pengembangan pembangkitan, pengembangan sistem transmisi, smart grid, sistem distribusi, listrik perdesaan, listrik sosial, investasi dan pendanaan, bauran energi pembangkitan, manajemen kebutuhan dan penyediaan tenaga listrik, konservasi energi, kebijakan perizinan berusaha penyediaan tenaga listrik, penetapan wilayah usaha, jual beli listrik lintas negara, pengaturan operasi dan jaringan, pengaturan efisiensi, tarif tenaga listrik, subsidi tarif tenaga listrik, harga pembangkitan tenaga listrik, sewa jaringan, harga energi primer, perlindungan konsumen, pemenuhan kecukupan pasokan, penyelesaian perselisihan, dan penegakan ketentuan pidana bidang ketenagalistrikan. Kebijakan keteknikan dan perlindungan lingkungan terdiri atas kebijakan standardisasi, peningkatan penggunaan komponen dalam negeri, kelaikan teknik, keselamatan ketenagalistrikan, tenaga teknik, perlindungan lingkungan, perizinan berusaha jasa penunjang, pemanfaatan jaringan tenaga listrik, dan pengawasan keteknikan. Sampai dengan tahun 2024, total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional mencapai sekitar 101 (seratus satu) GW terdiri atas pembangkit di wilayah usaha PT PLN (Persero) sekitar 75% (tujuh puluh lima persen), private power utility sekitar 4,7% (empat koma tujuh persen), dan IUPTLS sekitar 20,3% (dua puluh koma tiga persen). Panjang jaringan transmisi tenaga listrik mencapai sekitar 73.814 (tujuh puluh tiga ribu delapan ratus empat belas) kms dan kapasitas gardu induk sekitar 183.560 (seratus delapan puluh tiga ribu lima ratus enam puluh) MVA. Panjang jaringan distribusi tenaga listrik sekitar 1.099.629 (satu juta sembilan puluh sembilan ribu enam ratus dua puluh sembilan) kms dan kapasitas trafo gardu distribusi sekitar 73.724 (tujuh puluh tiga ribu tujuh ratus dua puluh empat) MVA. Sedangkan rasio elektrifikasi telah mencapai sekitar 99,83% (sembilan puluh sembilan koma delapan tiga persen) dari sekitar 85 (delapan puluh lima) juta rumah tangga dimana yang telah dilayani oleh PT PLN (Persero) telah mencapai sekitar 98,45% (sembilan puluh delapan koma empat lima persen). Arah pengembangan penyediaan tenaga listrik berdasarkan prinsip berkeadilan, berkelanjutan, dan berwawasan lingkungan serta bertujuan untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional dalam jumlah yang cukup, kualitas yang baik, dan harga yang wajar secara adil dalam rangka mendukung pembangunan ekonomi yang berkelanjutan. Arah pengembangan penyediaan tenaga listrik pada bidang pembangkitan bertujuan mendukung target nasional dalam transisi energi untuk terwujudnya NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat melalui pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan sebagai sumber energi yang andal, ekonomis, beroperasi secara berkesinambungan dalam jangka menengah dan jangka panjang secara bertahap, rasional, dan terukur. Strategi transisi energi bidang pembangkitan dilakukan dengan mengutamakan keandalan sistem, memanfaatkan teknologi yang andal -7- dalam pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan, konversi bahan bakar pembangkit fosil menjadi bahan bakar energi baru dan energi terbarukan, memanfaatkan kemajuan teknologi (advanced technology), dan mekanisme nilai ekonomi karbon. Arah pengembangan listrik perdesaan difokuskan untuk penyediaan akses listrik ke seluruh wilayah khususnya di daerah terluar, terdepan, dan tertinggal (3T). Sasaran program listrik perdesaan adalah pencapaian rasio desa berlistrik 100% (seratus persen) pada tahun 2025 dan rasio elektrifikasi 100% (seratus persen) pada tahun 2029. Pokok-pokok rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik nasional: 1. proyeksi demand tenaga listrik tahun 2025 sekitar 539 (lima ratus tiga puluh sembilan) TWh atau setara dengan 1.893 (seribu delapan ratus sembilan puluh tiga) kWh per kapita akan terus meningkat menjadi sekitar 1.813 (seribu delapan ratus tiga belas) TWh atau setara dengan 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh per kapita pada tahun 2060. Komposisi demand tahun 2060 akan terdiri atas: a. rumah tangga sekitar 28% (dua puluh delapan persen); b. bisnis sekitar 13% (tiga belas persen); c. publik sekitar 5% (lima persen); d. industri sekitar 43% (empat puluh tiga persen); dan e. kendaraan bermotor listrik sekitar 11% (sebelas persen); 2. pemanfaatan biomassa untuk cofiring (Cfbio) di PLTU dalam rangka peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan dan penurunan emisi CO2; 3. implementasi retrofit pembangkit fosil saat book value 0 (nol): a. PLTU menggunakan 100% (seratus persen) green NH3 atau Cfbio+CCS, yang diperlukan untuk base load; dan b. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU menggunakan 100% (seratus persen) green H2 atau Gas+CCS, yang diperlukan untuk follower dan menjaga keandalan di pusat beban seperti kota besar; 4. penambahan PLTU dibatasi sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik; 5. penambahan pembangkit tenaga listrik berdasarkan target bauran energi dalam KEN; 6. daya mampu neto pada tahun 2060 sekitar 443 (empat ratus empat puluh tiga) GW, terdiri atas sekitar 41,5% (empat puluh satu koma lima persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 34 (tiga puluh empat) GW dan sekitar 58,5% (lima puluh delapan koma lima persen) pembangkit dispatchable (non-VRE); 7. proyeksi produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 1.947 (seribu sembilan ratus empat puluh tujuh) TWh dan akan didominasi oleh energi baru dan energi terbarukan; 8. bauran energi pada tahun 2060 terdiri atas: a. energi baru dan energi terbarukan sekitar 73,6% (tujuh puluh tiga koma enam persen), terdiri atas: -8- 1) energi baru sekitar 24,1% (dua puluh empat koma satu persen); dan 2) energi terbarukan sekitar 49,5% (empat puluh sembilan koma lima persen), meliputi VRE sekitar 20,7% (dua puluh koma tujuh persen) dan non- VRE sekitar 28,8% (dua puluh delapan koma delapan persen); dan b. energi fosil + CCS sekitar 26,4% (dua puluh enam koma empat persen); 9. porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi sekitar 51,6% (lima puluh satu koma enam persen) daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2044; 10. akselerasi: a. dedieselisasi; b. gasifikasi PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU; c. pembangunan PLTB dan PLTS termasuk floating dan rooftop; dan d. pembangunan PLTP dan PLTA skala besar, termasuk PLTA waduk/ bendungan/saluran irigasi yang dibangun oleh Kementerian Pekerjaan Umum; 11. pengembangan pembangkit VRE dan pengembangan PLTG/PLTGU/ PLTMG/PLTMGU dilakukan sebelum commercial operation date PLTA dan PLTP skala besar yang diperkirakan mulai tahun 2032; 12. pengembangan PLTA terutama di Papua, PLTS di Nusa Tenggara dan PLTN di Kalimantan untuk produksi green H2; 13. emisi CO2 mencapai 0 (nol) pada tahun 2059; 14. urutan prioritas supergrid: a. interkoneksi internal pulau: 1) Sumatera (Sumbagut-Sumbagsel); 2) Sulawesi (Sulbagut-Sulbagsel); 3) Kalimantan (looping Kalimantan); dan 4) Papua (Jayapura-Sorong). b. interkoneksi antarpulau: 1) tahun 2028: Sumatera-Batam; 2) tahun 2029: Jawa-Bali (Jawa-Bali Connection); 3) tahun 2031: Sumatera-Jawa; 4) tahun 2035: Bali-Lombok-Sumbawa; 5) tahun 2040: Jawa-Kalimantan; 6) tahun 2041: Sumbawa-Flores dan Kalimantan-Sulawesi; dan 7) tahun 2045: Sumba-Sumbawa-Sulawesi; 15. kebutuhan investasi pembangkit dan transmisi tenaga listrik antarprovinsi pada tahun 2025-2060 sekitar USD1.092.011.000.000,00 (satu triliun sembilan puluh dua miliar sebelas juta dolar Amerika Serikat) atau rata-rata sekitar USD30.333.000.000,00 (tiga puluh miliar tiga ratus tiga puluh tiga juta dolar Amerika Serikat) per tahun. -9- DAFTAR ISI EXECUTIVE SUMMARY .................................................................................... 6 DAFTAR ISI ..................................................................................................... 9 DAFTAR GAMBAR ......................................................................................... 12 DAFTAR TABEL............................................................................................. 16 DAFTAR SINGKATAN DAN ISTILAH ............................................................... 17 PENDAHULUAN .................................................................................. 19 I.A. Latar Belakang ......................................................................... 19 I.B. Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan ...................................... 19 I.C. Pertimbangan Perubahan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional Tahun 2019 Sampai dengan Tahun 2038 ................... 20 I.D. Pokok-Pokok Kebijakan Energi Nasional Terkait Ketenagalistrikan ................................................................................................ 21 I.E. Landasan Hukum ..................................................................... 24 KEBIJAKAN KETENAGALISTRIKAN NASIONAL................................... 25 II.A. Umum ...................................................................................... 25 II.B. Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum .............. 25 II.B.1. Kebijakan Pengembangan Pembangkitan Tenaga Listrik .................................................................................. 25 II.B.2. Kebijakan Pengembangan Jaringan Transmisi Tenaga Listrik dan Smart Grid ............................................... 30 II.B.3. Kebijakan Pengembangan Sistem Distribusi, Listrik Pedesaan, dan Listrik Sosial ...................................... 34 II.B.4. Kebijakan Investasi dan Pendanaan Tenaga Listrik .... 37 II.B.5. Kebijakan Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik .................................................................................. 40 II.B.6. Kebijakan Manajemen Kebutuhan dan Penyediaan Tenaga Listrik ............................................................ 41 II.B.7. Konservasi Energi Bidang Ketenagalistrikan .............. 42 II.B.8. Kebijakan Perizinan Berusaha Penyediaan Tenaga Listrik ........................................................................ 48 II.B.9. Kebijakan Penetapan Wilayah Usaha ......................... 53 II.B.10. Kebijakan Jual Beli Listrik Lintas Negara dan Interkoneksi Lintas Negara ........................................ 54 II.B.11. Kebijakan Pengaturan Operasi Sistem Tenaga Listrik. 55 II.B.12. Kebijakan Pengaturan Efisiensi Penyediaan Tenaga Listrik ........................................................................ 57 II.B.13. Kebijakan Tarif Tenaga Listrik ................................... 57 II.B.14. Kebijakan Subsidi Tarif Tenaga Listrik ....................... 59 II.B.15. Kebijakan Harga Jual Tenaga Listrik dan Sewa Jaringan Tenaga Listrik ............................................................ 60 II.B.16. Kebijakan Harga Energi Primer .................................. 62 - 10 - II.B.17. Kebijakan Perlindungan Konsumen Ketenagalistrikan 63 II.B.18. Kebijakan Pemenuhan Kecukupan Pasokan Tenaga Listrik ........................................................................ 65 II.B.19. Kebijakan Penyelesaian Perselisihan .......................... 66 II.B.20. Kebijakan Penegakan Ketentuan Pidana Bidang Ketenagalistrikan ....................................................... 67 II.C. Keteknikan dan Perlindungan Lingkungan ............................... 71 II.C.1. Kebijakan Standardisasi Ketenagalistrikan ................ 72 II.C.2. Kebijakan Peningkatan Penggunaan Komponen dalam Negeri ........................................................................ 79 II.C.3. Kebijakan Kelaikan Teknik Ketenagalistrikan ............. 81 II.C.4. Kebijakan Keselamatan Ketenagalistrikan .................. 84 II.C.5. Kebijakan Tenaga Teknik Ketenagalistrikan ............... 86 II.C.6. Kebijakan Perlindungan Lingkungan Ketenagalistrikan .................................................................................. 88 II.C.7. Kebijakan Perizinan Berusaha Jasa Penunjang Ketenagalistrikan ....................................................... 91 II.C.8. Kebijakan Pemanfaatan Jaringan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Telekomunikasi, Multimedia, dan/atau Informatika ................................................................ 95 II.C.9. Kebijakan Pengawasan Keteknikan ............................ 95 KONDISI PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK SAAT INI ......................... 100 III.A. Umum ................................................................................ 100 III.B. Data Sumber Energi Primer .................................................... 100 III.B.1. Batubara ................................................................. 104 III.B.2. Gas Bumi ................................................................ 104 III.B.3. Minyak Bumi ........................................................... 104 III.B.4. Panas Bumi ............................................................. 105 III.B.5. Air ........................................................................... 105 III.B.6. Surya....................................................................... 105 III.B.7. Bioenergi ................................................................. 106 III.B.8. Angin ....................................................................... 106 III.B.9. Arus Laut ................................................................ 107 III.B.10. Nuklir ...................................................................... 107 III.C. Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik .............................. 107 III.D. Konsumsi Tenaga Listrik ........................................................ 112 III.E. Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik ..................................... 113 III.F. Sistem Transmisi Tenaga Listrik ............................................. 117 III.G. Sistem Distribusi Tenaga Listrik ............................................. 119 III.H. Perkembangan Rasio Elektrifikasi dan Rasio Desa Berlistrik ... 120 PROYEKSI KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK NASIONAL ................................................................................................... 122 - 11 - IV.A. Umum ................................................................................ 122 IV.B. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Nasional .......................... 122 IV.B.1. Metodologi ............................................................... 122 IV.B.2. Data Historis ........................................................... 124 IV.B.3. Asumsi dan Target ................................................... 125 IV.B.4. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik ................. 128 IV.C. Proyeksi Penyediaan Tenaga Listrik ........................................ 131 IV.C.1. Metodologi ............................................................... 131 IV.C.2. Data dan Asumsi ..................................................... 131 IV.C.3. Hasil Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik ........... 133 RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK NASIONAL ....................................................................... 170 V.A. Umum .................................................................................... 170 V.B. Peningkatan Rasio Elektrifikasi .............................................. 171 V.C. Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik ................................... 172 V.D. Pengembangan Pembangkitan Tenaga Listrik ......................... 172 V.E. Fleksibilitas Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik ................ 180 V.F. Pengembangan Transmisi Tenaga Listrik ................................ 181 V.G. Pengembangan Distribusi Tenaga Listrik ................................ 184 V.H. Listrik Perdesaan .................................................................... 185 APPENDIX A ................................................................................................ 186 APPENDIX B ................................................................................................ 212 - 12 - DAFTAR GAMBAR Gambar 1. Skema Penyediaan Tenaga Listrik ................................................... 49 Gambar 2. Skema Bisnis SPKLU Pemegang IUPTLU Terintegrasi...................... 50 Gambar 3. Skema Bisnis SPKLU pemegang IUPTLU penjualan Retailer............ 50 Gambar 4. Skema Bisnis SPBKLU .................................................................... 51 Gambar 5. Skema Sertifikasi Produk ................................................................ 77 Gambar 6. Alur Permohonan Persetujuan dan Penandasahan RIB ................... 78 Gambar 7. Alur Permohonan Persetujuan dan Penandasahan RIB ................... 79 Gambar 8. Alur Permohonan SLO .................................................................... 82 Gambar 9. Lingkup Instalasi yang Wajib Sertifikasi Instalasi Tenaga Listrik untuk SPKLU ................................................................................................ 83 Gambar 10. Ilustrasi Instalasi Tenaga Listrik yang Wajib Menerapkan K2 ........ 84 Gambar 11. Ruang Bebas Jaringan Transmisi ................................................. 89 Gambar 12. Peta Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik............................108 Gambar 13. Perkembangan Konsumsi Tenaga Listrik Nasional Berdasarkan Wilayah Usaha/Jenis Izin (dalam TWh) ..............................................112 Gambar 14. Perkembangan Konsumsi Tenaga Listrik Nasional per Sektor Pemakai (dalam TWh) ........................................................................113 Gambar 15. Konsumsi Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Sektor per Wilayah Usaha (dalam TWh) ..............................................................113 Gambar 16. Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Pemilik ................................................................................114 Gambar 17. Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Jenis ...................................................................................114 Gambar 18. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Berdasarkan Pemilik (dalam GW).........................................115 Gambar 19. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional per Jenis (dalam GW)...........................................................116 Gambar 20. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik yang Memanfaatkan Energi Baru dan Energi Terbarukan (dalam GW) .......116 Gambar 21. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik per Wilayah (dalam GW) ...........................................................................117 Gambar 22. Perkembangan Panjang Jaringan Transmisi Tenaga Listrik (dalam kms) per Pemilik .....................................................................118 Gambar 23. Perkembangan Panjang Jaringan Transmisi Tenaga Listrik Nasional (dalam kms) per Tegangan .................................................................118 Gambar 24. Perkembangan Kapasitas Gardu Induk (MVA) per Pemilik ...........119 Gambar 25. Perkembangan Panjang Jaringan Distribusi Tenaga Listrik..........119 Gambar 26. Perkembangan Kapasitas Trafo Gardu Distribusi (dalam MVA) ....120 Gambar 27. Sebaran Rasio Elektrifikasi per Provinsi Tahun 2024 ...................121 Gambar 28. Sebaran Rasio Desa Berlistrik per Provinsi Tahun 2024...............121 Gambar 29. Metodologi Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (1/2)....................123 - 13 - Gambar 30. Metodologi Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (2/2)....................123 Gambar 31. Perkembangan Produk Domestik Bruto Indonesia Tahun 2000-2024 ..........................................................................................................124 Gambar 32. Perkembangan Pertumbuhan Penduduk Indonesia Tahun 2000- 2024 ..................................................................................................125 Gambar 33. Proyeksi Pertumbuhan Ekonomi dalam Rangka Indonesia Emas Tahun 2045 .......................................................................................126 Gambar 34. Proyeksi Pertumbuhan Penduduk Indonesia Tahun 2025 sampai dengan Tahun 2060 ...........................................................................127 Gambar 35. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (TWh) ...........................129 Gambar 36. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (TWh) dengan Produksi Green Hydrogen .................................................................................130 Gambar 37. Peningkatan Konsumsi Listrik per Kapita (kWh) ..........................130 Gambar 38. Metodologi Optimasi Supply .........................................................131 Gambar 39. Proyeksi LCOE Pembangkit Tahun 2030 ......................................132 Gambar 40. Proyeksi LCOE Pembangkit Tahun 2050 ......................................132 Gambar 41. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik (dalam GW) ..........134 Gambar 42. Hasil Proyeksi Produksi Tenaga Listrik (dalam TWh) ....................135 Gambar 43. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional ...136 Gambar 44. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik ........................136 Gambar 45. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik (dalam GW) dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen .................................................138 Gambar 46. Hasil Proyeksi Produksi Tenaga Listrik (dalam TWh) dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen .................................................139 Gambar 47. Proyeksi Kebutuhan Investasi (disbursement) Pembangkitan dan Transmisi Tenaga Listrik Antarregion.................................................140 Gambar 48. Tambahan Kapasitas Pembangkit, Produksi Tenaga Listrik, dan Transfer Tenaga Listrik Antarpulau....................................................140 Gambar 49. Proyeksi Pertumbuhan Ekonomi Regional Indonesia ....................141 Gambar 50. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Sumatera................142 Gambar 51. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Sumatera ..........................................................................................................144 Gambar 52. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera ..........................................................................................................145 Gambar 53. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera ...........................................................................................145 Gambar 54. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera ..........................................................................................................146 Gambar 55. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali..........147 Gambar 56. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali ....................................................................................................148 Gambar 57. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali ....................................................................................................149 - 14 - Gambar 58. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali .............................................................................................150 Gambar 59. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali ....................................................................................................150 Gambar 60. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Kalimantan.............151 Gambar 61. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Produksi Green Hydrogen...................................................................152 Gambar 62. Hasil Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Kalimantan ........................................................................................153 Gambar 63. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan ..........................................................................................................154 Gambar 64. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan ........................................................................................155 Gambar 65. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan ........................................................................................155 Gambar 66. Hasil Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen ..................156 Gambar 67. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen .....................................157 Gambar 68. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Sulawesi .................158 Gambar 69. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Sulawesi 160 Gambar 70. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi ..........................................................................................................161 Gambar 71. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi ............................................................................................161 Gambar 72. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi ..........................................................................................................162 Gambar 73. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara ...................................................................................163 Gambar 74. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan Produksi Green Hydrogen ..............................164 Gambar 75. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara ................................................................165 Gambar 76. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara ................................................................166 Gambar 77. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara ..................................................166 Gambar 78. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara ................................................................167 Gambar 79. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan green hydrogen ............................168 Gambar 80. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan green hydrogen ............................169 Gambar 81. Target Rasio Elektrifikasi (%) ........................................................172 Gambar 82. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik ........................173 - 15 - Gambar 83. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik per kWh ..........174 Gambar 84. Penurunan Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik ...................174 Gambar 85. Tahapan Peningkatan Bauran Energi Baru dan Energi Terbarukan Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional...............................................175 Gambar 86. Sebaran PLTD PT PLN (Persero)....................................................177 Gambar 87. Gambaran Umum teknologi CCS untuk Pembangkit Tenaga Listrik ..........................................................................................................178 Gambar 88. Ilustrasi Fleksibilitas Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik .......181 Gambar 89. Supergrid Indonesia .....................................................................183 - 16 - DAFTAR TABEL Tabel 1. Daftar Laboratorium Pengujian Peralatan dan Pemanfaat Tenaga Listrik ........................................................................................................... 73 Tabel 2. Daftar SNI Wajib di Bidang Ketenagalistrikan...................................... 75 Tabel 3. Nilai Ambang Batas Maksimum Medan Listrik yang dapat Diizinkan pada Frekuensi 50/60 Hz ................................................................... 90 Tabel 4. Nilai Ambang Batas Maksimum Medan Magnet yang dapat Diizinkan pada Frekuensi 50/60Hz .................................................................... 90 Tabel 5. Jenis Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik........................................ 91 Tabel 6. Data Potensi Sumber Energi Primer ...................................................101 Tabel 7. Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik .........................................108 Tabel 8. Porsi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional sebagai Target RUPTL dan IUPTLS..................................................................176 - 17 - DAFTAR SINGKATAN DAN ISTILAH B3 : bahan berbahaya dan beracun base load : beban dasar beban puncak : beban tertinggi yang dipasok oleh jaringan atau kepada pemakai tertentu BUMD : badan usaha milik daerah BUMN : badan usaha milik negara CCS : carbon capture and storage CO2 : karbon dioksida dispatch : instruksi kepada pengelola pembangkit untuk membebani unitnya ke tingkat tertentu yang jumlah keseluruhannya sesuai dengan kebutuhan atau beban dengan cara yang andal dan ekonomis dispatcher : pelaksana pengendali operasi energy mix : kelompok sumber energi primer yang berbeda yang digunakan untuk memproduksi energi sekunder (seperti listrik) excess power : kelebihan tenaga listrik GRK : gas rumah kaca GW : gigawatt GWh : gigawatt hours IUPTLU : izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum IUPTLS : izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri IUJPTL : izin usaha jasa penunjang tenaga listrik kapasitas terpasang : kapasitas suatu pembangkit sesuai dengan nameplate Kms : kilometer-sirkuit kV : kilovolt kW : kilowatt kWh : kilowatt hours losses : susut tenaga listrik dalam jaringan MMSTB : million metric stock tank barrels MTOE : million tonnes of oil equivalent MVA : megavolt ampere MW : Megawatt NE : new energy NZE : net zero emission peaker : pemikul beban puncak Pemerintah : Pemerintah Pusat yaitu Presiden Republik Indonesia yang memegang kekuasaan pemerintahan negara Republik Indonesia yang dibantu oleh Wakil Presiden dan menteri sebagaimana dimaksud dalam Undang-Undang Dasar Negara Republik Indonesia Tahun 1945 PLTA : pembangkit listrik tenaga air PLTAL : pembangkit listrik tenaga arus laut PLTB : pembangkit listrik tenaga bayu PLTBg : pembangkit listrik tenaga biogas PLT Bio : pembangkit listrik tenaga bioenergi PLTBm : pembangkit listrik tenaga biomassa - 18 - PLTD : pembangkit listrik tenaga diesel PLTG : pembangkit listrik tenaga gas PLTGU : pembangkit listrik tenaga gas uap PLTM : pembangkit listrik tenaga mini hidro PLTMG : pembangkit listrik tenaga mesin gas PLTMGU : pembangkit listrik tenaga mesin gas uap PLTMH : pembangkit listrik tenaga mikro hidro PLTN : pembangkit listrik tenaga nuklir PLTP : pembangkit listrik tenaga panas bumi PLTS : pembangkit listrik tenaga surya PLTSa : pembangkit listrik tenaga sampah PLTU : pembangkit listrik tenaga uap PLTU MT : pembangkit listrik tenaga uap mulut tambang power wheeling : pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik reserve margin : cadangan daya sistem terhadap beban puncak rasio elektrifikasi : perbandingan antara jumlah rumah tangga yang berlistrik dan jumlah keseluruhan rumah tangga RUKD : rencana umum ketenagalistrikan daerah RUKN : rencana umum ketenagalistrikan nasional RUPTL : rencana usaha penyediaan tenaga listrik SBM : setara barel minyak SPKLU : stasiun pengisian kendaraan listrik umum SRE : stable renewable energy TCF : trillion cubic feet TWh : terawatt hours VRE : variable renewable energy WHB : waste heat boiler - 19 - PENDAHULUAN I.A. Latar Belakang Pembangunan nasional bertujuan untuk mewujudkan masyarakat adil dan makmur yang merata material dan spiritual berdasarkan Pancasila dan Undang- Undang Dasar Negara Republik Indonesia Tahun 1945. Tenaga listrik mempunyai peran yang sangat penting dan strategis dalam mewujudkan tujuan pembangunan nasional sehingga usaha penyediaan tenaga listrik dikuasai oleh negara dan penyediaannya perlu terus ditingkatkan sejalan dengan perkembangan pembangunan agar tersedia tenaga listrik dalam jumlah yang cukup, merata, dan bermutu. Kondisi tersebut membutuhkan perencanaan dan pembangunan ketenagalistrikan nasional yang komprehensif dalam pelaksanaan pembangunan nasional. Sesuai dengan ketentuan Pasal 7 Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang, RUKN disusun berdasarkan pada kebijakan energi nasional (KEN) dan ditetapkan oleh Pemerintah Pusat. RUKN disusun dengan mengikutsertakan pemerintah daerah dan digunakan sebagai dasar bagi penyusunan RUKD. Pasal 23 ayat (1) Peraturan Pemerintah Nomor 25 Tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Bidang Energi dan Sumber Daya Mineral menyatakan bahwa pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum harus sesuai dengan RUKN dan RUPTL. RUKN ditetapkan dengan Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dan berfungsi sebagai rujukan dan pedoman dalam penyusunan dokumen RUKD dan RUPTL. Dokumen RUKN berisi antara lain kebijakan ketenagalistrikan nasional, kondisi penyediaan tenaga listrik nasional, proyeksi kebutuhan dan penyediaan tenaga listrik nasional sampai dengan tahun 2060, dan rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik nasional. Peranan RUKN akan semakin penting dengan adanya perubahan dan dinamika lingkungan strategis dalam ruang lingkup lokal, nasional, regional, dan global terutama terkait perlindungan lingkungan hidup dan rencana penurunan emisi di sektor energi menuju NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. I.B. Visi dan Misi Sektor Ketenagalistrikan Pembangunan ketenagalistrikan bertujuan untuk menjamin ketersediaan tenaga listrik dalam jumlah yang cukup, kualitas yang baik, dan harga yang wajar dalam rangka meningkatkan kesejahteraan dan kemakmuran rakyat secara adil dan merata serta mewujudkan pembangunan yang berkelanjutan. Visi dan misi sektor ketenagalistrikan mengacu pada Visi Indonesia Emas 2045 dan Misi Pembangunan sebagaimana tercantum dalam Undang-Undang Nomor 59 Tahun 2024 tentang Rencana Pembangunan Jangka Panjang Nasional. Visi Indonesia Emas 2045 diukur melalui 5 (lima) sasaran visi yang terdiri dari: 1. pendapatan per kapita setara negara maju; 2. kemiskinan menurun dan ketimpangan berkurang; 3. kepemimpinan dan pengaruh di dunia internasional meningkat; 4. daya saing sumber daya manusia meningkat; dan - 20 - 5. intensitas emisi gas rumah kaca menurun menuju emisi nol bersih. Visi Indonesia Emas 2045 dilaksanakan melalui 8 (delapan) Misi Pembangunan yang terdiri atas: 1. transformasi sosial; 2. transformasi ekonomi; 3. transformasi tata kelola; 4. supremasi hukum, stabilitas, dan kepemimpinan lndonesia; 5. ketahanan sosial budaya dan ekologi; 6. pembangunan kewilayahan yang merata dan berkeadilan; 7. sarana dan prasarana yang berkualitas dan ramah lingkungan; dan 8. kesinambungan pembangunan. Pembangunan ketenagalistrikan merupakan bagian yang tidak terpisahkan dari pembangunan nasional, dengan demikian pembangunan ketenagalistrikan merupakan bagian dari 8 (delapan) misi pembangunan sebagaimana tersebut di atas. I.C. Pertimbangan Perubahan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional Tahun 2019 Sampai dengan Tahun 2038 Beberapa pertimbangan perubahan RUKN 2019-2038 antara lain:

1. Pelaksanaan amanat Peraturan Pemerintah Nomor 25 tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Bidang Energi dan Sumber Daya Mineral Dalam regulasi tersebut diamanatkan untuk melakukan evaluasi terhadap RUKN setiap tahun dan melakukan pemutakhiran setiap 5 (lima) tahun. Selain itu juga diatur bahwa RUKN disusun dan ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral berdasarkan kebijakan energi nasional (KEN) sesuai dengan periode perencanaan kebijakan energi nasional (KEN) yaitu sampai dengan tahun 2060.

2. Kebutuhan Tenaga Listrik Regional dan Nasional yang Semakin Meningkat Pemerintah telah mengeluarkan kebijakan melarang ekspor mineral mentah ke luar negeri yang berdampak tumbuhnya industri smelter di kawasan Indonesia timur terutama di Kalimantan, Sulawesi dan Maluku Utara. Pemerintah juga merencanakan pembangunan kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan destinasi pariwisata superprioritas. Selain itu terdapat proyek strategis nasional, pertumbuhan kendaraan bermotor listrik, dan kebutuhan bahan bakar green hydrogen di masa mendatang. Hal tersebut berdampak kebutuhan tenaga listrik regional dan nasional semakin meningkat sehingga perlu disiapkan perencanaan penyediaannya oleh Pemerintah Pusat, pemerintah daerah, dan badan usaha.

3. Perubahan Lingkungan Strategis Nasional dan Global untuk Mencapai Target NZE pada Tahun 2060 atau Lebih Cepat Isu perlindungan lingkungan hidup untuk penurunan emisi GRK semakin penting. Dalam Konferensi Perubahan Iklim-21 (COP-Conference of Parties of UNFCCC-United Nations of Framework Convention on Climate Change) di Paris, Indonesia telah berkomitmen untuk menurunkan emisi GRK sebesar 29% (dua puluh sembilan persen) dari level “business as usual” pada tahun 2030 atau 41% (empat puluh satu persen) jika ada bantuan dari negara maju. Komitmen tersebut telah diperbaharui dengan Enhanced Nationally Determined Contribution Indonesia (E-NDC) 2022, di mana pada sektor energi memiliki kewajiban untuk - 21 - menurunkan emisi 358 (tiga ratus lima puluh delapan) juta ton CO2e (karbon dioksida ekuivalen) atau 12,5% (dua belas koma lima persen) dari total target nasional pada tahun 2030 yang dibandingkan dengan kondisi business as usual dengan upaya sendiri dan 446 (empat ratus empat puluh enam) juta ton CO2e atau 15,5% (lima belas koma lima persen) dengan dukungan dari internasional. Dalam Kebijakan Energi Nasional juga terdapat target Emisi Nol Bersih (Net Zero Emission) pada tahun 2060 dengan tingkat Emisi GRK Sektor Energi sekitar 129 (seratus dua puluh sembilan) juta ton CO2e, yang akan dapat diserap oleh sektor kehutanan dan penggunaan lahan lainnya.

4. Perubahan Kebijakan Pemerintah dalam Pengendalian Pengembangan PLTU Batubara Pemerintah membuat kebijakan dalam pengendalian pembangunan PLTU bahwa pembangunan PLTU hanya diperbolehkan untuk PLTU yang terintegrasi dengan industri yang berorientasi peningkatan nilai tambah sumber daya alam atau termasuk dalam proyek strategis nasional. PLTU tersebut diwajibkan harus melakukan pengurangan emisi GRK paling sedikit 35% (tiga puluh lima persen) dalam jangka waktu 10 (sepuluh) tahun sejak beroperasi serta beroperasi paling lama sampai dengan tahun 2050. Berdasarkan keempat pertimbangan tersebut, Pemerintah melakukan evaluasi dan penyesuaian RUKN 2019-2038 karena belum memutakhirkan rencana pembangunan kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, smelter, sentra kelautan dan perikanan terpadu, destinasi pariwisata superprioritas, kendaraan bermotor listrik, kompor listrik, kebutuhan green hydrogen, pengendalian pembangunan PLTU, dan target NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. I.D. Pokok-Pokok Kebijakan Energi Nasional Terkait Ketenagalistrikan Kebijakan energi nasional (KEN) dirancang dan dirumuskan oleh Dewan Energi Nasional serta ditetapkan oleh Pemerintah dengan persetujuan Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia. Kebijakan energi nasional (KEN) dengan periode waktu sampai dengan tahun 2060 telah mendapatkan persetujuan Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia pada tanggal 3 Februari 2025. Pokok-pokok kebijakan dalam kebijakan energi nasional (KEN) yang berkaitan dengan ketenagalistrikan, antara lain: 1. kebijakan energi nasional dilaksanakan untuk periode sampai dengan tahun 2060; 2. kebijakan energi nasional bertujuan memberikan arah dalam upaya mewujudkan kebijakan pengelolaan energi yang berdasarkan prinsip berkeadilan, berkelanjutan, keterpaduan, efisiensi, produktivitas, dan berwawasan lingkungan guna terciptanya kemandirian energi nasional, ketahanan energi nasional, dan pemenuhan komitmen indonesia dalam dekarbonisasi sektor energi untuk mewujudkan ketahanan iklim nasional dan mendukung pembangunan ekonomi hijau; 3. kebijakan energi nasional juga bertujuan untuk mencapai penurunan Emisi GRK sektor energi dalam rangka dekarbonisasi sektor energi yang dilakukan secara bertahap, terukur, dan rasional melalui: a. penurunan tingkat emisi GRK sektor energi sampai tercapainya puncak emisi GRK sektor energi pada tahun 2035; b. pengurangan emisi GRK sektor energi secara masif setelah tercapainya puncak Emisi GRK sektor energi; dan c. pencapaian emisi nol bersih (Net Zero Emission) pada tahun 2060 dengan tingkat emisi GRK sektor energi sebesar 129 (seratus dua puluh sembilan) - 22 - juta ton CO2e (karbon dioksida ekuivalen), yang akan dapat diserap oleh sektor kehutanan dan penggunaan lahan lainnya. 4. kemandirian energi nasional, ketahanan energi nasional, dan pemenuhan komitmen indonesia dalam dekarbonisasi sektor energi dicapai dengan mewujudkan: a. sumber daya energi sebagai modal pembangunan diutamakan untuk memenuhi kebutuhan energi dalam negeri dan cadangan strategis, dalam rangka mengamankan penyediaan energi dalam jangka panjang; b. pengelolaan energi yang bertumpu kepada sumber daya energi dan potensi nasional; c. pemenuhan kebutuhan energi yang rasional untuk mencapai target indeks pembangunan manusia dan ekonomi hijau; d. kelestarian fungsi lingkungan hidup; e. optimalisasi pemanfaatan teknologi rendah karbon dalam pemanfaatan energi tak terbarukan; dan f. pengelolaan sarana dan prasarana energi yang optimal dengan aset terlantar (stranded asset) yang minimum. 5. tercapainya pemanfaatan energi final berupa listrik pada: a. tahun 2030 antara 46,8 (empat puluh enam koma delapan) juta TOE setara dengan 544 TWh (lima ratus empat puluh empat terawatt hours) sampai dengan 65,5 (enam puluh lima koma lima) juta TOE setara dengan 762 TWh (tujuh ratus enam puluh dua terawatt hours) tanpa memperhitungkan captive power atau antara 60,1 (enam puluh koma satu) juta TOE setara dengan 699 TWh (enam ratus sembilan puluh sembilan terawatt hours) sampai dengan 82,5 (delapan puluh dua koma lima) juta TOE setara dengan 960 TWh (sembilan ratus enam puluh terawatt hours) dengan memperhitungkan captive power; b. tahun 2040 antara 73,5 (tujuh puluh tiga koma lima) juta TOE setara dengan 855 TWh (delapan ratus lima puluh lima terawatt hours) sampai dengan 104,3 (seratus empat koma tiga) juta TOE setara dengan 1.213 TWh (seribu dua ratus tiga belas terawatt hours) tanpa memperhitungkan captive power atau antara 91,5 (sembilan puluh satu koma lima) juta TOE setara dengan 1.064 TWh (seribu enam puluh empat terawatt hours) sampai dengan 129,8 (seratus dua puluh sembilan koma delapan) juta TOE setara dengan 1.510 TWh (seribu lima ratus sepuluh terawatt hours) dengan memperhitungkan captive power; c. tahun 2050 antara 106,6 (seratus enam koma enam) juta TOE setara dengan 1.240 TWh (seribu dua ratus empat puluh terawatt hours) sampai dengan 136,3 (seratus tiga puluh enam koma tiga) juta TOE setara dengan 1.585 TWh (seribu lima ratus delapan puluh lima terawatt hours) tanpa memperhitungkan captive power atau antara 129,1 (seratus dua puluh sembilan koma satu) juta TOE setara dengan 1.502 TWh (seribu lima ratus dua terawatt hours) sampai dengan 173,5 (seratus tujuh puluh tiga koma lima) juta TOE setara dengan 2.018 TWh (dua ribu delapan belas terawatt hours) dengan memperhitungkan captive power; dan d. tahun 2060 antara 128,8 (seratus dua puluh delapan koma delapan) juta TOE setara dengan 1.498 TWh (seribu empat ratus sembilan puluh delapan terawatt hours) sampai dengan 152,1 (seratus lima puluh dua koma satu) juta TOE setara dengan 1.769 TWh (seribu tujuh ratus enam puluh sembilan terawatt hours) tanpa memperhitungkan captive power atau antara 155,9 (seratus lima puluh lima koma sembilan) juta TOE setara dengan 1.813 TWh (seribu delapan ratus tiga belas terawatt hours) sampai dengan 201,9 (dua ratus satu koma sembilan) juta TOE setara - 23 - dengan 2.349 TWh (dua ribu tiga ratus empat puluh sembilan terawatt hours) dengan memperhitungkan captive power. 6. tercapainya konsumsi energi listrik per kapita pada: a. tahun 2030 antara 2.346 kWh (dua ribu tiga ratus empat puluh enam kilo watt hours) sampai dengan 3.220 kWh (tiga ribu dua ratus dua puluh kilo watt hours); b. tahun 2040 antara 3.328 kWh (tiga ribu tiga ratus dua puluh delapan kilo watt hours) sampai dengan 4.723 kWh (empat ribu tujuh ratus dua puluh tiga kilo watt hours); c. tahun 2050 antara 4.445 kWh (empat ribu empat ratus empat puluh lima kilo watt hours) sampai dengan 5.971 kWh (lima ribu sembilan ratus tujuh puluh satu kilo watt hours); dan d. tahun 2060 antara 5.038 kWh (lima ribu tiga puluh delapan kilo watt hours) sampai dengan 6.526 kWh (enam ribu lima ratus dua puluh enam kilo watt hours). 7. kebijakan penyediaan tenaga listrik: a. interkoneksi sistem tenaga listrik dilakukan untuk meningkatkan efisiensi, keandalan, dan/atau penetrasi energi baru dan energi terbarukan; b. interkoneksi sistem tenaga listrik antardaerah atau antarpulau dilakukan setelah terbangunnya interkoneksi sistem tenaga listrik setempat; c. interkoneksi sistem tenaga listrik antardaerah atau antarpulau direncanakan dan dibangun berdasarkan hasil studi kelayakan dan terpenuhinya persyaratan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan; d. ekspor sumber energi berupa tenaga listrik lintas negara dapat dilakukan dengan tujuan peningkatan efisiensi, keandalan, dan keamanan pasokan penyediaan energi dengan memprioritaskan pemenuhan kebutuhan listrik setempat demi mewujudkan peningkatan ekonomi nasional; e. impor sumber energi berupa tenaga listrik lintas negara dapat dilakukan dengan tujuan peningkatan efisiensi, keandalan, dan keamanan pasokan penyediaan energi dengan pertimbangan belum tersedianya infrastruktur; f. ekspor dan impor sumber energi berupa tenaga listrik lintas negara dilakukan oleh perusahaan listrik milik negara pengekspor atau pengimpor atau entitas bisnis yang ditunjuk mewakili negara pengekspor atau pengimpor; dan g. ekspor dan impor sumber energi dapat dilakukan dengan cara transaksi penukaran (swap) berdasarkan perjanjian jual dan beli dalam hal: 1) melakukan transaksi penukaran (swap) sumber energi dengan sumber energi lain; atau 2) melakukan transaksi penukaran (swap) sumber energi dengan komoditas lain. 8. pelaksanaan program transisi energi meliputi: a. pembangunan sarana dan prasarana penyediaan energi baru dan energi terbarukan termasuk pembangunan pembangkit listrik berbasis energi baru dan energi terbarukan; b. konversi sistem energi tak terbarukan menjadi energi baru dan energi terbarukan termasuk pembangkit listrik berbasis energi tak terbarukan menjadi pembangkit listrik berbasis energi baru dan energi terbarukan; c. pemanfaatan kemajuan teknologi rendah karbon pada sistem energi termasuk pembangkit listrik berbasis energi tak terbarukan; d. penyerapan, penyimpanan, dan pemanfaatan karbon; - 24 - e. pengakhiran masa operasional pembangkit listrik berbasis batubara secara bertahap; f. pelarangan pengembangan pembangkit listrik baru berbasis batubara dengan mengacu pada kondisi ketahanan energi nasional dan pemenuhan penurunan emisi GRK sektor energi sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan; g. dalam hal ketersediaan energi baru dan energi terbarukan belum cukup memenuhi kebutuhan sistem energi setempat, program transisi energi dapat dilakukan pada sistem energi berbasis energi tak terbarukan dengan penggunaan teknologi rendah karbon; h. program transisi energi untuk bidang ketenagalistrikan juga dilaksanakan melalui penetrasi energi baru dan/atau energi terbarukan yang lebih besar dengan: 1) menjaga keandalan sistem; dan 2) pemanfaatan teknologi yang andal dalam menerima energi baru dan/atau energi terbarukan; dan i. pemerintah pusat mewujudkan pasar tenaga listrik, paling sedikit melalui: 1) pengaturan harga energi tertentu untuk pembangkit tenaga listrik; 2) penetapan tarif tenaga listrik secara progresif; 3) penerapan mekanisme harga patokan tertinggi dalam penerapan harga energi baru dan energi terbarukan; dan 4) penyempurnaan pengelolaan energi panas bumi melalui pembagian risiko antara pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik yang memiliki wilayah usaha dan pengembang panas bumi. I.E. Landasan Hukum Landasan hukum penyusunan RUKN:

1. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi;

2. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang;

3. Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 23 Tahun 2014 tentang Perubahan atas Peraturan Pemerintah Nomor 14 Tahun 2012 tentang Kegiatan Usaha Penyediaan Tenaga Listrik;

4. Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2014 tentang Kebijakan Energi Nasional;

5. Peraturan Pemerintah Nomor 5 Tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Perizinan Berusaha Berbasis Risiko;

6. Peraturan Pemerintah Nomor 25 Tahun 2021 tentang Penyelenggaraan Bidang Energi dan Sumber Daya Mineral; dan

7. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 8 Tahun 2021 tentang Tata Cara Penyusunan Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional dan Rencana Umum Ketenagalistrikan Daerah. - 25 - KEBIJAKAN KETENAGALISTRIKAN NASIONAL II.A. Umum Kebutuhan tenaga listrik sudah menjadi bagian dari hajat hidup orang banyak dan menjadi modal pembangunan nasional yang berkelanjutan sehingga pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan harus menganut asas manfaat, efisiensi berkeadilan, berkelanjutan, optimalisasi ekonomi dalam pemanfaatan sumber daya energi, mengandalkan pada kemampuan sendiri, kaidah usaha yang sehat, keamanan dan keselamatan, kelestarian fungsi lingkungan, dan otonomi daerah. Penyediaan tenaga listrik dikuasai oleh negara yang penyelenggaraannya dilakukan oleh Pemerintah dan pemerintah daerah dengan menetapkan kebijakan, pengaturan, pengawasan, dan melaksanakan usaha penyediaan tenaga listrik sesuai dengan kewenangannya. Pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik oleh Pemerintah dan pemerintah daerah dilakukan oleh BUMN dan BUMD. Namun demikian, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Sebagai pelaksanaan kewenangan di bidang ketenagalistrikan, Pemerintah menetapkan kebijakan dalam usaha penyediaan tenaga listrik dan usaha penunjang tenaga listrik dalam rangka menyediakan tenaga listrik yang andal, aman, dan berkualitas baik untuk memenuhi kebutuhan masyarakat. II.B. Penyediaan Tenaga Listrik Untuk Kepentingan Umum II.B.1. Kebijakan Pengembangan Pembangkitan Tenaga Listrik Pengembangan pembangkitan tenaga listrik berdasarkan prinsip berkeadilan, berkelanjutan, dan berwawasan lingkungan serta bertujuan untuk menjamin kebutuhan tenaga listrik nasional dalam jumlah yang cukup, kualitas yang baik, dan harga yang wajar secara adil dan merata dalam rangka mendukung pembangunan ekonomi yang berkelanjutan. Pengembangan pembangkitan tenaga listrik juga mendukung target nasional dalam transisi energi untuk terwujudnya NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat dengan tetap mengutamakan ketahanan energi dan kemandirian energi nasional. Peran sektor pembangkitan tenaga listrik dalam transisi energi melalui pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan sebagai sumber energi yang andal, ekonomis, dan beroperasi secara berkesinambungan dalam jangka menengah dan jangka panjang secara bertahap, rasional, dan terukur. Strategi transisi energi sektor pembangkitan dilakukan dengan: 1. mengutamakan keandalan sistem; 2. memanfaatkan teknologi yang andal dalam menerima energi baru dan energi terbarukan; 3. konversi bahan bakar pembangkit fosil menjadi bahan bakar yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan; 4. memanfaatkan kemajuan teknologi (advanced technology); dan 5. mekanisme nilai ekonomi karbon. Sasaran kebijakan pembangkitan tenaga listrik yaitu: 1. terpenuhinya kebutuhan energi listrik nasional secara adil; 2. menjadikan energi listrik sebagai modal pembangunan nasional berkelanjutan; - 26 - 3. terwujudnya kemandirian energi dan ketahanan energi nasional; 4. tercapainya bauran energi pembangkitan yang optimal dan menjamin keseimbangan antara pasokan dan kebutuhan tenaga listrik serta penurunan emisi karbon dengan: a. meningkatkan peran energi baru dan energi terbarukan melalui optimalisasi beberapa faktor seperti lokasi beban dan potensi energi baru dan energi terbarukan dengan memperhatikan konektivitas antarsistem tenaga listrik dengan prinsip biaya terendah (least cost) dalam rangka menjaga ketersediaan tenaga listrik dalam jumlah yang cukup, kualitas yang baik, dan harga yang wajar; dan b. mengurangi peran energi fosil; 5. terwujudnya dekarbonisasi subsektor pembangkitan tenaga listrik untuk tercapainya NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat; 6. penciptaan nilai tambah di dalam negeri; dan 7. penyerapan tenaga kerja. Pengembangan pembangkitan tenaga listrik harus dilakukan dengan mempertimbangkan keseimbangan aspek keekonomian, keterjangkauan harga, dan keamanan pasokan tenaga listrik serta pelestarian lingkungan hidup dengan prioritas: 1. penyediaan energi listrik untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri; 2. penyediaan energi listrik bagi masyarakat yang belum memiliki akses tenaga listrik terutama wilayah terdepan, terluar, dan tertinggal (3T) dengan mengutamakan pengembangan energi setempat; 3. penyediaan energi listrik yang menyinergikan pengembangan sumber daya energi setempat dengan pengembangan kluster ekonomi secara terpadu (renewable energy based economic development – REBED); 4. penyediaan energi listrik yang mengintegrasikan pengembangan wilayah yang memiliki potensi sumber daya energi dengan pengembangan industri (renewable energy based industrial development – REBID) untuk menciptakan pertumbuhan industri dan pemerataan pembangunan; dan 5. pengembangan pembangkitan tenaga listrik dalam kerja sama bilateral, multilateral, dan regional ASEAN. Pengembangan pembangkit tenaga listrik harus direncanakan dengan baik agar dapat menjamin ketersediaan tenaga listrik dengan jumlah yang cukup sehingga tidak terjadi defisit atau oversupply pada sistem tenaga listrik. Defisit tenaga listrik berdampak terjadinya pemadaman tenaga listrik, sedangkan oversupply membuat overinvestment yang keduanya akan berdampak pada kenaikan biaya pokok penyediaan pembangkitan. Untuk itu, perencanaan pengembangan pembangkit harus memenuhi kriteria reserve margin dan loss of load probability (LOLP) sesuai dengan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Dalam rangka transisi energi menuju NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat diperlukan kebijakan pengembangan teknologi pembangkitan tenaga listrik, antara lain:

1. Pembangkit Listrik Berbahan Bakar Batubara Pembangkit berbahan bakar batubara umumnya menggunakan teknologi PLTU subcritical, PLTU supercritical, dan PLTU ultrasupercritical. a. Pengendalian Penambahan PLTU Batubara Dalam rangka pengendalian emisi CO2 dari PLTU batubara dan percepatan pengembangan pembangkitan berbasis energi baru dan energi terbarukan serta semakin sulitnya pendanaan proyek PLTU batubara, perlu dilakukan pengaturan pengembangan PLTU baru. Pembangunan PLTU baru dilarang, kecuali untuk: - 27 - 1) PLTU yang telah ditetapkan dalam RUPTL sebelum berlakunya Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik; atau 2) PLTU yang memenuhi persyaratan: a) terintegrasi dengan industri yang dibangun berorientasi untuk peningkatan nilai tambah sumber daya alam atau termasuk dalam proyek strategis nasional dan memiliki kontribusi besar terhadap penciptaan lapangan kerja dan/atau pertumbuhan ekonomi nasional; b) berkomitmen untuk melakukan pengurangan emisi GRK paling sedikit 35% (tiga puluh lima persen) dalam jangka waktu 10 (sepuluh) tahun sejak PLTU beroperasi dibandingkan dengan rata-rata emisi PLTU di Indonesia pada tahun 2021 melalui pengembangan teknologi, carbon offset, dan/atau bauran energi terbarukan; dan c) beroperasi paling lama sampai dengan tahun 2050. b. Pilihan Konversi Bahan Bakar PLTU Batubara Secara teknologi, bahan bakar PLTU batubara dapat diganti menjadi bahan bakar yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan seperti biomassa, amonia (fuel switching) maupun nuklir melalui retrofitting pada PLTU batubara. Dengan pilihan retrofitting, umur teknis dan ekonomis PLTU batubara dapat diperpanjang sehingga bauran energi baru dan energi terbarukan dapat terus meningkat melalui pemanfaatan aset existing yang dapat mengurangi dampak sosial penutupan PLTU batubara. Untuk menjaga biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan, pilihan fuel switching dan retrofitting PLTU batubara dilakukan jika nilai buku pembangkit tersebut telah mencapai 0 (nol) atau sesuai keekonomiannya. Fuel switching dan retrofitting membutuhkan biaya investasi tambahan untuk memperpanjang usia pembangkit. Tambahan biaya retrofitting tetap lebih ekonomis dibandingkan dengan decommisioning PLTU batubara dan kemudian menggantinya dengan membangun PLT yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan. Pilihan fuel switching dan retrofitting dapat dipertimbangkan untuk memenuhi kebutuhan inersia sistem tenaga listrik yang bersumber dari mesin listrik berputar (generator) karena inersia yang dapat disediakan oleh inverter pembangkit VRE sangat terbatas dan dapat mengurangi efisiensi pembangkit VRE.

2. Pembangkit Listrik Berbahan Bakar Gas Meskipun pembangkit listrik berbahan bakar gas memiliki emisi lebih rendah dari PLTU namun tetap harus dikurangi untuk mencapai NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. Teknologi pembangkit berbahan bakar gas terdiri atas PLTG, PLTGU, PLTMG, atau PLTMGU. Bahan bakar gas dapat berasal dari gas alam dan gas hasil hilirisasi atau gasifikasi batubara. Jika menggunakan gas dari hasil gasifikasi batubara biasanya dikenal dengan integrated coal gasification combined cycle. Seperti halnya PLTU batubara, bahan bakar PLTG/PLTGU/PLTMG/ PLTMGU dapat menggunakan bahan bakar yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan seperti green hydrogen (fuel switching) melalui retrofitting pada PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU. Dengan pilihan retrofitting, umur teknis dan ekonomis PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU dapat diperpanjang jika nilai buku pembangkit tersebut telah mencapai 0 - 28 - (nol). Fuel switching dan retrofitting PLTG/PLTGU/ PLTMG/PLTMGU akan meningkatkan bauran energi baru dan energi terbarukan, menjaga biaya pokok penyediaan pembangkitan tenaga listrik, serta memenuhi kebutuhan inersia, peaker dan follower pada sistem tenaga listrik.

3. Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) Penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dengan menggunakan PLTD harus dikurangi secara bertahap dan dibatasi operasinya sehingga pada tahun 2033 tidak ada PLTD yang beroperasi menggunakan bahan bakar minyak. Selanjutnya, mulai tahun 2033 pasokan tenaga listrik pengganti PLTD dapat diganti dengan: a. interkoneksi melalui jaringan transmisi atau distribusi ke sistem tenaga listrik yang lebih besar; b. pembangkit berbasis energi baru dan energi terbarukan; atau c. konversi bahan bakar PLTD yang semula menggunakan bahan bakar minyak menjadi bahan bakar berbasiskan energi baru dan energi terbarukan.

4. Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) Teknologi PLTP mencakup large system (flash dan dry) dan small system (binary dan condensing). Pengembangan PLTP dilakukan secara bertahap dan dimaksimalkan potensinya sesuai dengan kebutuhan sistem tenaga listrik melalui pengembangan advance geothermal system dan sistem panas bumi nonkonvensional lainnya.

5. Pembangkit Listrik Tenaga Air (PLTA) Teknologi PLTA mencakup PLTA reservoir dan PLTA run of river yang terdiri atas PLTA skala besar, PLTM, dan PLTMH. Selain itu terdapat PLTA yang berfungsi sebagai penyimpan energi listrik yaitu PLTA pump storage. Pengembangan PLTA dioptimalkan sesuai potensi dan kebutuhan sistem tenaga listrik. Produksi tenaga listrik PLTA dapat dikirim ke pusat beban, tidak terbatas pada pulau di mana PLTA tersebut berada, namun juga ke pusat beban di pulau lainnya. Pengembangan PLTA sangat penting karena dapat memberikan balancing bagi intermittency pembangkit VRE seperti PLTS dan PLTB.

6. Pembangkit Listrik Berbahan Bakar Bioenergi Teknologi pembangkit listrik berbahan bakar bioenergi mencakup PLTBm, PLTBg, dan PLTSa yang antara lain terdiri dari incineration dan landfill gas power plant. Dengan target NZE, peran pembangkit listrik berbahan bakar bioenergi menjadi semakin penting menggantikan batubara sebagai bahan bakar pembangkit baseload. Biomassa, selain digunakan sebagai bahan bakar PLTBm, dapat digunakan untuk cofiring PLTU sekitar 10% (sepuluh persen) sampai 30% (tiga puluh persen) bahkan sampai dengan 100% (seratus persen) jika dilakukan retrofitting pada PLTU.

7. Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) Teknologi PLTS mencakup utility scale solar PV, industrial PV–large scale grid connected, rooftop PV grid connected, dan floating PV–large scale grid connected. Karakter intermiten PLTS menjadi tantangan untuk penyediaan tenaga listrik yang aman dan andal sehingga dibutuhkan fleksibilitas grid dan sistem kontrol teknologi tinggi. Untuk mengatasi intermiten PLTS dapat dilakukan dengan: - 29 - a. peningkatan kualitas forecasting cuaca dan produksi listrik PLTS; b. teknologi storage; c. kombinasi dengan PLTA (PLTA pump storage dan PLTA reservoir); dan d. smart grid. Dengan keterbatasan potensi energi baru dan energi terbarukan yang lain, pengembangan PLTS di masa mendatang semakin masif terutama pengembangan PLTS Atap di perumahan, fasilitas umum, perkantoran pemerintah, bangunan komersial, dan kawasan industri. Industri PLTS dalam negeri perlu terus didukung agar keekonomian biaya investasi PLTS semakin murah.

8. Pembangkit Listrik Tenaga Bayu (PLTB) Teknologi PLTB mencakup PLTB onshore dan PLTB offshore. PLTB memiliki karakter intermiten sehingga dibutuhkan fleksibilitas grid dan sistem kontrol dengan teknologi tinggi. Untuk mengatasi intermiten PLTB dapat dilakukan hal yang sama seperti PLTS. Lokasi pengembangan PLTB perlu mendapat perhatian karena adanya dampak lingkungan berupa polusi suara akibat putaran turbin angin.

9. Pembangkit Listrik Tenaga Energi Laut Teknologi pembangkit listrik tenaga energi laut mencakup pembangkit listrik tenaga arus laut, gelombang laut, dan termal. Energi laut memiliki sifat intermiten sehingga dibutuhkan fleksibilitas grid dan sistem kontrol teknologi tinggi. Di masa mendatang, biaya investasi teknologi konversi energi laut diharapkan dapat kompetitif sehingga opsi pengembangan energi baru dan energi terbarukan di Indonesia semakin banyak.

10. Pengembangan Pembangkit Listrik Tenaga Nuklir (PLTN) Teknologi PLTN mencakup small modular reactor, pressurized water reactor, dan teknologi PLTN lainnya yang terus berkembang. Pengembangan PLTN harus memenuhi persyaratan keselamatan (safety), keamanan (security), dan garda aman (safeguards). Pemilihan lokasi pembangunan harus dengan pertimbangan lokasi yang aman dari ancaman bencana geologi, daerah tidak padat penduduk, daerah bukan lumbung pangan, dan lain- lain. Pembangunan dan pengoperasian PLTN harus mensyaratkan jaminan pasokan bahan bakar nuklir dan pengelolaan limbah radioaktif. Untuk memastikan keselamatan dan keamanan, pembangunan dan pengoperasian PLTN harus disetujui oleh badan pengawas tenaga nuklir. Pembangunan dan pengoperasian PLTN berdasarkan rekomendasi dari organisasi pelaksana program energi nuklir. Pembangunan dan pengoperasian serta pengawasan keselamatan PLTN harus sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan.

11. Pengembangan Storage Teknologi storage mencakup PLTA pump storage, battery energy storage system, atau teknologi storage lainnya yang terus berkembang seiring kebutuhan transisi energi. Pada tahapan awal, biaya investasi storage diperkirakan masih tinggi sehingga storage digunakan sebagai balancing intermiten dari pembangkit VRE. Pada tahapan selanjutnya, storage digunakan untuk menyimpan energi dari pembangkit VRE dan sebagai pembangkit peaker. - 30 - RUPTL pemegang wilayah usaha disusun berdasarkan RUKN. RUPTL harus mengakomodasi rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik yang tercantum dalam RUKN. Selain itu, target bauran energi dalam RUPTL harus sesuai dengan target bauran energi nasional yang tercantum dalam RUKN. Pencapaian target bauran energi dapat dilakukan dengan memaksimalkan potensi energi baru dan energi terbarukan yang ada, baik di dalam maupun di luar wilayah usaha masing-masing, kerja sama antarpemegang wilayah usaha, atau pembelian sertifikat energi baru dan energi terbarukan. II.B.2. Kebijakan Pengembangan Jaringan Transmisi Tenaga Listrik dan Smart Grid Perencanaan pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik di masa mendatang dan gardu induk diarahkan dapat menjangkau pusat pertumbuhan beban sehingga terdapat keserasian dan kontinuitas antara perencanaan dan pertumbuhan beban. Beberapa faktor yang perlu dipertimbangkan dalam pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk antara lain:

1. Kapasitas Jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk harus memiliki kapasitas yang memadai untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah yang akan terhubung. Kapasitas harus dapat mempertimbangkan pertumbuhan beban di masa mendatang sehingga dapat memenuhi kebutuhan semua jenis konsumen seperti rumah tangga, bisnis, industri, sosial, dan kawasan khusus lainnya.

2. Keandalan Jaringan transmisi tenaga listrik harus dirancang dengan tingkat keandalan yang tinggi (N-1) agar pasokan listrik tetap terjamin dan memperbaiki kualitas penyediaan tenaga listrik (perbaikan tegangan pada sisi konsumen). Hal ini dapat dicapai dengan melakukan perencanaan dan pengelolaan yang baik serta menggunakan peralatan yang andal.

3. Efisiensi Jaringan transmisi tenaga listrik harus dirancang dengan meminimalkan kerugian daya dan biaya operasional. Hal ini dapat dicapai dengan memilih peralatan yang efisien dan melakukan pemeliharaan secara teratur.

4. Keselamatan Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk harus memperhatikan faktor keselamatan bagi pekerja dan masyarakat sekitar serta keselamatan instalasi tenaga listrik. Hal ini dapat dicapai dengan melakukan perencanaan dan pengelolaan yang baik serta mematuhi aturan keselamatan yang berlaku.

5. Scalability Jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk harus dirancang agar dapat dengan mudah diperluas dan disesuaikan dengan pertumbuhan kebutuhan listrik di masa mendatang.

6. Fleksibilitas Jaringan Jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk harus memiliki fleksibilitas dan indeks kekuatan sistem yang baik untuk mengoptimalkan penyaluran potensi pembangkit tenaga listrik khususnya berbasis energi baru dan energi terbarukan serta kemampuan untuk memindahkan tenaga listrik dari 1 (satu) wilayah ke wilayah lainnya. - 31 -

7. Ketersediaan Lahan Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk memerlukan lahan yang memadai. Oleh karena itu, aspek ketersediaan lahan, hak-hak masyarakat, dan dampak lingkungan perlu dipertimbangkan. Dalam pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk perlu dilakukan kajian terhadap berbagai faktor tersebut untuk memastikan bahwa jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk yang dibangun dapat berfungsi secara optimal dan memberikan manfaat yang maksimal bagi masyarakat dan industri. Secara teknis, penambahan atau pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dilakukan jika pembebanan jaringan transmisi tenaga listrik telah mencapai 80% (delapan puluh persen), sedangkan penambahan atau pengembangan gardu induk dilakukan jika pembebanan pada trafo telah mencapai 70% (tujuh puluh persen). Arah pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik meliputi: 1. untuk evakuasi daya dari pembangkit tenaga listrik atau dari gardu induk ke pusat beban yang tidak layak secara teknis dan ekonomis untuk disalurkan melalui jaringan distribusi; 2. untuk mengurangi susut jaringan tenaga listrik dan drop tegangan sistem penyaluran karena jauhnya jarak antara pusat pembangkitan tenaga listrik dan pusat beban; 3. untuk interkoneksi antarpembangkit dalam 1 (satu) sistem tenaga listrik atau interkoneksi antarsistem tenaga listrik sehingga menghasilkan penyediaan tenaga listrik yang lebih efisien dan energy mix pembangkitan tenaga listrik yang mengoptimalkan pemanfaatan sumber energi primer setempat terutama sumber energi baru dan energi terbarukan; 4. jaringan transmisi antarpulau dapat dipertimbangkan untuk dikembangkan dengan pertimbangan antara lain agar optimalnya pemanfaatan sumber energi primer setempat pada suatu pulau yang tidak dapat atau tidak ekonomis untuk dipindah ke pulau lain atau berdasarkan hasil kajian dinyatakan lebih ekonomis membangun jaringan transmisi dibandingkan membangun pembangkit tenaga listrik di pulau lain; 5. jaringan transmisi high voltage direct current (HVDC) dapat dikembangkan antara lain untuk: a. interkoneksi point-to-point antarsistem besar, baik melalui darat maupun laut, agar kedua sistem lebih andal; dan b. evakuasi daya point-to-point dari pembangkit tenaga listrik yang menggunakan sumber energi primer setempat ke pusat beban atau ke sistem tenaga listrik lain yang berjarak sangat jauh; 6. untuk mengembangkan looping jaringan transmisi tenaga listrik untuk meningkatkan keandalan khusus, misalnya di kawasan industri dan kota besar; 7. untuk memperbaiki kualitas tenaga listrik, misalnya untuk memperbaiki drop tegangan pada suatu daerah; 8. untuk perluasan jaringan trasnsmisi tenaga listrik dari grid yang telah ada untuk menjangkau sistem isolated yang masih dipasok oleh PLTD dengan tetap mempertimbangkan aspek teknis dan ekonomis; 9. kapasitas hantar jaringan transmisi direncanakan mampu untuk mengantisipasi kenaikan kapasitas sistem tenaga listrik paling singkat dalam rentang waktu 30 (tiga puluh) tahun; 10. jaringan transmisi harus memenuhi kriteria keandalan N-1, baik statis maupun dinamis. N-1 statis adalah jika suatu sirkuit transmisi padam, - 32 - sirkuit transmisi yang tersisa harus mampu menyalurkan seluruh energi listrik sesuai kebutuhan beban sehingga kontinuitas pasokan tenaga listrik terus terjaga. N-1 dinamis adalah jika terjadi gangguan hubung singkat 3 (tiga) phasa yang diikuti oleh hilangnya 1 (satu) sirkuit transmisi tidak boleh menyebabkan kehilangan ikatan sinkron antargenerator; dan 11. untuk menyalurkan tenaga listrik ke kawasan strategis nasional, kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, smelter, destinasi pariwisata superprioritas, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan kawasan khusus lainnya. Arah pengembangan gardu induk meliputi: 1. pengadaan paling sedikit 1 (satu) gardu induk untuk setiap kabupaten/kota, kecuali untuk daerah kepulauan kecil yang menurut hasil kajian tidak layak secara teknis dan ekonomis; 2. penambahan trafo gardu induk jika pembebanan trafo telah mencapai sekitar 70% (tujuh puluh persen); 3. jumlah trafo gardu induk dibatasi oleh ketersediaan lahan, kapasitas transmisi, dan jumlah penyulang keluar. Suatu gardu induk dapat menampung 3 (tiga) atau lebih unit trafo. Gardu induk dikembangkan jika gardu induk terdekat tidak dapat memenuhi kebutuhan beban dan tidak memungkinkan dilakukan penambahan trafo dan perlengkapan serta instrumen pendukung; 4. pembangunan gas insulated switchgear untuk daerah yang memiliki keterbatasan lahan atau jika menurut hasil kajian pembangunan gas insulated switchgear lebih ekonomis dibandingkan dengan gardu induk; dan 5. untuk meningkatkan keandalan dan mengurangi risiko lamanya pemadaman akibat penggantian trafo. Jika terjadi gangguan yang mengharuskan penggantian trafo dapat dipertimbangkan penyediaan interbus transformer cadangan 1 (satu) phasa per lokasi gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET) jenis gas insulated switchgear dan 1 (satu) phasa per tipe per provinsi untuk gardu induk tegangan ekstra tinggi (GITET) jenis konvensional. Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk perlu memperhatikan rencana tata ruang wilayah (RTRW) setempat agar pelaksanaan pembangunannya dapat berjalan dengan baik. Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dengan menggunakan jenis kabel tanah (underground cable) dimungkinkan pada tempat tertentu sepanjang memenuhi aspek teknis dan ekonomis. Untuk mendukung pelaksanaan kegiatan jual beli tenaga listrik lintas negara dapat dilakukan pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk. Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk diperlukan di berbagai wilayah terutama yang mengalami pertumbuhan ekonomi dan perkembangan industri. Beberapa wilayah yang memerlukan pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk meliputi:

1. Kawasan Industri dan Perdagangan Daerah yang memiliki banyak industri dan bisnis membutuhkan pasokan listrik yang andal dan cukup untuk mendukung operasi. Jaringan transmisi tenaga listrik dan gardu induk yang andal sangat penting untuk memastikan pasokan listrik yang stabil. - 33 -

2. Wilayah Lintas Negara Jaringan interkoneksi antarnegara atau wilayah diperlukan untuk memastikan pasokan listrik yang andal dan stabil.

3. Pusat Data dan Server Pusat data dan server membutuhkan pasokan listrik yang stabil dan andal untuk menjalankan operasinya. Oleh karena itu, pengembangan jaringan transmisi dan gardu induk yang andal sangat penting. Interkoneksi antarsistem tenaga listrik secara teknis memiliki dampak positif, antara lain evakuasi daya, transfer tenaga listrik antardaerah, meningkatkan efisiensi, meningkatkan keandalan, optimasi cadangan sistem, penurunan biaya operasi, dan dampak positif lainnya. Interkoneksi jaringan transmisi dan pemilihan level tegangan sangat ditentukan oleh kapasitas daya yang akan disalurkan sesuai dengan proyeksi pertumbuhan demand. Dalam upaya meningkatkan efisiensi dan menjaga kestabilan sistem, pengiriman tenaga listrik dengan kapasitas besar dan jarak jauh telah mulai bergeser dari penggunaan sistem high voltage alternating current (HVAC) menjadi sistem high voltage direct current (HVDC). Penggunaan high voltage direct current (HVDC) mulai dilakukan secara besar-besaran dalam 2 (dua) dekade terakhir. Dengan high voltage direct current (HVDC), interkoneksi 2 (dua) sistem high voltage alternating current (HVAC) frekuensi yang berbeda dapat dilakukan. Selain itu, sistem high voltage direct current (HVDC) juga menawarkan rugi daya yang lebih rendah daripada transmisi konvensional high voltage alternating current (HVAC) terutama untuk transmisi jarak jauh. Usaha jaringan transmisi tenaga listrik wajib membuka kesempatan untuk pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik bagi kepentingan umum dengan memperhatikan kemampuan kapasitas jaringan transmisi tenaga listrik dan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dan pemegang IUPTLS dapat memanfaatkan jaringan transmisi tenaga listrik melalui mekanisme sewa atau pemanfaatan bersama jaringan tenaga listrik. Smart Grid adalah suatu sistem grid tenaga listrik yang modern dan canggih dalam melakukan monitoring dan kontrol dari supply dan demand pada sistem tenaga listrik. Smart grid juga dapat berfungsi untuk mengintegrasikan sumber energi baru dan energi terbarukan, energy storage, dan membentuk komunikasi cerdas pada jaringan tenaga listrik sehingga dapat meningkatkan efisiensi, keandalan, dan keberlanjutan pada jaringan sistem tenaga listrik. Smart grid perlu dikembangkan pada sistem tenaga listrik karena memberikan manfaat dibandingkan sistem konvensional, antara lain: 1. mampu meningkatkan partisipasi konsumen sebagai prosumer listrik terutama dalam pemanfaatan PLTS Atap; 2. mampu meningkatkan efisiensi dan keandalan dalam penyediaan tenaga listrik; 3. mampu meningkatkan ketahanan dan fleksibilitas sistem jaringan tenaga listrik; dan 4. kemampuan lebih baik dalam mengintegrasikan sumber energi berbasis energi baru dan energi terbarukan. Smart grid juga memberikan keuntungan pada pemangku kepentingan, antara lain: 1. konsumen dapat melakukan penghematan biaya, mengurangi penggunaan energi, serta memonitor dan mengontrol penggunaan energi secara rutin; - 34 - 2. pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dapat lebih mengoptimasikan operasi sistem tenaga listrik, menurunkan biaya produksi, menurunkan susut jaringan, serta meningkatkan keandalan dan ketahanan sistem jaringan tenaga listrik;

3. Pemerintah dapat mempromosikan energi yang efisien, mengurangi emisi karbon, dan mendukung integrasi pengembangan sumber energi baru dan energi terbarukan dalam jaringan tenaga listrik; dan 4. provider teknologi atau badan usaha mampu membantu mengembangkan dan memberikan pelayanan jaringan smart grid. Smart Grid akan dikembangkan pada pembangkit, jaringan transmisi tenaga listrik, dan jaringan distribusi tenaga listrik agar monitoring dan kontrol jaringan dapat dilakukan secara maksimal. Pengembangan infrastruktur untuk mendukung smart grid antara lain: 1. digitalisasi pembangkit untuk peningkatan efisiensi; 2. substation automation/digital substation; 3. distribution grid management: a. digitalization of transmission and distribution assets; b. online monitoring losses; c. fault, locate, isolate, recovery; d. zero down time pada kawasan khusus seperti kawasan strategis pariwisata nasional, kawasan industri, dan kawasan ekonomi lainnya; dan e. automatic distribution management system (ADMS) yang berfungsi untuk memantau kondisi sistem tenaga listrik secara real time pada sistem distribusi dan mampu mengoptimalkan resources yang ada serta mengelola sistem jaringan distribusi yang andal; 4. pembangunan electric vehicle charging infrastructure; 5. implementasi advanced metering infrastructure; dan 6. smart micro grid (hybrid PLTD dengan PLTS) pada daerah yang masih menggunakan PLTD. Smart grid menggunakan penempatan sensor, meter, dan teknologi komunikasi untuk mengumpulkan data pasokan dan permintaan listrik secara real-time. Data ini dianalisis oleh perangkat lunak dengan menggunakan algoritma untuk mengoptimalkan operasi jaringan tenaga listrik, mengurangi pemborosan energi, dan meningkatkan keandalan pada operasi sistem tenaga listrik. Smart grid juga memungkinkan komunikasi 2 (dua) arah antara grid dan konsumen serta memungkinkan konsumen menyesuaikan penggunaan energi dan berpartisipasi aktif sebagai prosumer. Teknologi informasi dan komunikasi mempunyai peranan penting untuk mendukung smart grid. Oleh karena itu, pembangunan infrastruktur informasi dan komunikasi harus disiapkan. Keamanan jaringan informasi dan komunikasi perlu diperhatikan dengan serius dalam menghadapi serangan siber karena dapat merugikan dalam penyediaan tenaga listrik pada smart grid. II.B.3. Kebijakan Pengembangan Sistem Distribusi, Listrik Pedesaan, dan Listrik Sosial Jaringan distribusi tenaga listrik sangat penting karena tenaga listrik yang diproduksi dari pusat pembangkit dan jaringan transmisi tenaga listrik dapat didistribusikan ke berbagai daerah atau wilayah yang membutuhkan. Jaringan distribusi diperlukan untuk memberikan akses tenaga listrik bagi seluruh masyarakat. Pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik dilakukan untuk konsumen tegangan menengah dan tegangan rendah serta pengembangan listrik perdesaan - 35 - dilakukan dengan perluasan akses pelayanan listrik pada wilayah yang belum terjangkau listrik, terutama yang tidak menguntungkan secara bisnis. Sedangkan pengembangan listrik sosial berdasarkan kondisi jaringan existing dari pemegang wilayah usaha di daerah permukiman masyarakat yang menjadi calon penerima bantuan. Pengembangan jaringan distribusi dan gardu distribusi termasuk listrik perdesaan dilaksanakan berdasarkan kondisi geografis, sumber energi primer setempat, serta sebaran permukiman masyarakat. Pengembangan jaringan distribusi di daerah isolated dan perdesaan dapat mempertimbangkan sumber energi baru dan energi terbarukan setempat sebagai energi primer. Strategi pengembangan jaringan distribusi di masa mendatang harus mengantisipasi perkembangan distributed generation, prosumer, dan smart metering. Mekanisme pengembangan distributed generation, prosumer, dan smart metering dilakukan sesuai dengan aturan jaringan sistem tenaga listrik atau aturan distribusi tenaga listrik. Pengembangan distributed generation diperlukan untuk: 1. mengurangi kerugian transmisi dan distribusi; 2. mendukung peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan dalam energi primer; 3. meningkatkan keandalan pasokan listrik dengan meningkatkan fleksibilitas jaringan distribusi; dan 4. mendorong partisipasi masyarakat dalam pengelolaan energi. Pengembangan distributed generation pada jaringan distribusi tenaga listrik dilakukan melalui analisis beban jaringan, analisis profil tegangan, identifikasi kapasitas jaringan, menentukan lokasi tambahan pembangkit energi baru dan energi terbarukan, implementasi kontrol jaringan cerdas, monitoring, dan pemeliharaan. Untuk mendukung pengembangan prosumer, Pemerintah telah membuat kebijakan prosumer salah satunya pelanggan PLTS Atap. Penggunaan PLTS Atap bertujuan untuk menghemat tagihan listrik pelanggan, mendapatkan listrik dari sumber energi terbarukan, serta berkontribusi menurunkan emisi gas rumah kaca. Kelebihan energi listrik dari sistem PLTS atap dapat diberikan kepada jaringan listrik pemegang IUPTLU. Pemegang IUPTLU dapat mengembangkan infrastruktur jaringan distribusi tenaga listrik untuk mengantisipasi munculnya prosumer di masa mendatang dengan pemberian kuota penambahan. Prosumer diperlukan untuk meningkatkan partisipasi pada masyarakat dalam mendorong bauran energi baru dan energi terbarukan dalam pembangkitan tenaga listrik. Pengembangan smart metering diperlukan untuk mengukur penggunaan energi dengan lebih akurat. Dengan demikian, pelanggan dapat diuntungkan dengan tagihan listrik yang lebih akurat, memastikan pasokan daya yang diberikan sesuai dengan standar kualitas yang ditentukan, dan mempercepat proses penagihan. Penyedia tenaga listrik diuntungkan dengan identifikasi masalah jaringan yang lebih akurat sehingga dapat ditindaklanjuti dengan lebih cepat. Smart metering dan prosumer akan dikembangkan dengan lebih efektif jika lokasi dapat memiliki kriteria: 1. kepadatan populasi dan konsumen listrik yang tinggi; 2. ketersediaan infrastruktur jaringan dan teknologi jaringan yang memadai untuk mengirim dan menerima informasi tentang konsumsi energi; dan 3. ketersediaan tenaga teknis yang terlatih di lokasi tersebut. Pemerintah dan pemerintah daerah berkewajiban untuk menyediakan dana untuk kelompok masyarakat tidak mampu, pembangunan sarana penyediaan - 36 - tenaga listrik di daerah yang belum berkembang, pembangunan tenaga listrik di daerah terpencil dan perbatasan serta pembangunan listrik perdesaan. Pemerintah dan pemerintah daerah bertanggung jawab untuk menyediakan akses listrik bagi masyarakat tidak mampu (listrik sosial). Guna mendukung pembangunan ketenagalistrikan dan bantuan bagi masyarakat tidak mampu serta menjaga kelangsungan upaya perluasan akses pelayanan listrik pada wilayah yang belum terjangkau listrik, mendorong pembangunan atau pertumbuhan ekonomi, dan meningkatkan kesejahteraan, Pemerintah menjalankan program listrik perdesaan yang merupakan kebijakan Pemerintah di bidang ketenagalistrikan untuk perluasan akses listrik pada wilayah yang belum terjangkau jaringan distribusi tenaga listrik di daerah perdesaan. Program listrik perdesaan dilaksanakan dengan memperhatikan kondisi ketersediaan daya pada lokasi setempat, ketersediaan sarana prasarana khususnya akses jalan untuk mobilisasi material, dan diutamakan pada provinsi dengan rasio elektrifikasi yang masih rendah. Rasio elektrifikasi adalah perbandingan antara jumlah rumah tangga yang sudah menikmati tenaga listrik dengan jumlah rumah tangga secara keseluruhan pada suatu wilayah. Pemerintah berupaya program listrik perdesaan ini dapat mendorong peningkatan rasio elektrifikasi. Peningkatan rasio elektrifikasi akan mendorong peningkatan ekonomi masyarakat perdesaan, meningkatkan kualitas bidang pendidikan dan kesehatan, mendorong produktivitas ekonomi, sosial dan budaya masyarakat perdesaan, memudahkan dan mempercepat masyarakat perdesaan dalam memperoleh informasi dari media elektronik serta media komunikasi lainnya, dan meningkatkan keamanan dan ketertiban yang pada akhirnya akan meningkatkan kesejahteraan masyarakat perdesaan. Ada beberapa kondisi yang diperlukan untuk menjamin kebijakan pelaksanaan program listrik perdesaan berjalan sukses dan berkelanjutan. Tantangan khusus dalam pengembangan listrik perdesaan meliputi kepadatan penduduk yang rendah, permintaan energi listrik yang rendah, dan perekonomian perdesaan yang belum berkembang. Selain itu, kemampuan masyarakat perdesaan masih rendah untuk membayar layanan tenaga listrik dan adanya tumpang tindih lokasi desa dengan kawasan kehutanan juga menjadi tantangan bagi pengembangan listrik perdesaan. Pembangunan listrik perdesaan akan berjalan dengan baik jika layanan tenaga listrik di perdesaan dapat diandalkan, terjangkau, dan dapat diakses oleh masyarakat. Program listrik perdesaan harus bermanfaat bagi Pemerintah dan masyarakat yang dilayani, seperti pelayanan publik yang membutuhkan tenaga listrik yang meliputi kesehatan, pendidikan dasar, pasokan air bersih, dan transportasi. Pemerintah terus berupaya mengembangkan beberapa alternatif kebijakan untuk mempercepat tersedianya akses listrik bagi masyarakat perdesaan dan mengantisipasi tantangan di masa yang akan datang melalui pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik pada sistem tenaga listrik existing dan pembangunan minigrid (pembangkit komunal) dan membuka kesempatan kepada BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat untuk berperan serta menyediakan tenaga listrik skala kecil di perdesaan yang belum berkembang, terpencil, perbatasan, dan pulau kecil berpenduduk dengan memprioritaskan penggunaan sumber energi setempat. Untuk penyediaan tenaga listrik bagi rumah di perdesaan yang secara geografis sangat terisolir, distribusi penduduknya tersebar, dan sulit dijangkau oleh jaringan tenaga listrik maupun pembangunan minigrid, Pemerintah telah memprogramkan pemasangan lampu tenaga surya hemat energi (LTSHE). Selain - 37 - itu, Pemerintah memprogramkan penyediaan alat penyalur daya listrik (APDAL) dan stasiun pengisian energi listrik (SPEL) sebagai sarana distribusi tenaga listrik kepada masyarakat. Alat penyalur daya listrik (APDAL) merupakan peranti penyaluran daya listrik berbasis baterai yang dapat diisi ulang pada stasiun pengisian energi listrik (SPEL) dengan memanfaatkan energi setempat sebagai sumber energinya (surya, air, dan sebagainya). Setiap penerima alat penyalur daya listrik (APDAL), seperti rumah masyarakat dan fasilitas umum/sosial/agama, akan dipasang instalasi rumah arus searah (IRAS) beserta lampu. II.B.4. Kebijakan Investasi dan Pendanaan Tenaga Listrik Terbitnya Undang-Undang Nomor 59 Tahun 2024 tentang tentang Rencana Pembangunan Jangka Panjang Nasional (RPJPN) Tahun 2025-2045, telah mengamanatkan percepatan transisi energi berkeadilan menuju pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan secara berkelanjutan didukung jaringan listrik terintegrasi serta transportasi hijau. Hal ini menegaskan arah pengembangan investasi subsektor ketenagalistrikan memiliki dua pilar investasi yaitu untuk percepatan pengembangan pembangkit berbasis energi baru dan energi terbarukan dan pengembangan penyaluran tenaga listrik. Pembangunan penyaluran tenaga listrik meliputi transmisi dan gardu induk untuk evakuasi energi bersih dan peningkatan keandalan operasi sistem tenaga listrik untuk mendukung agenda hilirisasi guna pemenuhan konsumen tegangan tinggi dan demand strategis lainnya. Investor cenderung tertarik pada bidang usaha atau negara yang memiliki risiko yang lebih rendah dan berpeluang memperoleh return yang tinggi. Investasi dengan risiko yang tinggi umumnya berkaitan dengan peluang return yang tinggi. Untuk itu, kebijakan investasi ketenagalistrikan perlu dilakukan. Pemerintah berupaya meningkatkan investasi subsektor ketenagalistrikan melalui serangkaian kebijakan regulasi strategis untuk mendorong iklim investasi dari dalam dan luar negeri, yaitu dengan menyempurnakan produk regulasi, menyederhanakan dan mempercepat proses perizinan dan prosedur investasi, mempercepat proses pengadaan proyek, memberikan insentif, baik fiskal maupun nonfiskal, dan memanfaatkan semaksimal mungkin pendanaan yang bersumber dari dalam negeri dan luar negeri. Pemerintah membuka peluang kesempatan sebesar-besarnya kepada BUMN maupun badan usaha swasta baik dalam negeri maupun asing dengan tetap mendorong partisipasi koperasi dan usaha mikro, kecil, menengah (UMKM). BUMN di bidang ketenagalistrikan diberikan kesempatan pertama dan prioritas dalam pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan yang dapat melibatkan partisipasi swasta untuk melaksanakan proyek pembangkit dengan kriteria: 1. membutuhkan pendanaan yang sangat besar; 2. risiko konstruksi yang cukup besar, terutama lokasi baru yang membutuhkan proses pembebasan lahan; 3. risiko pasokan bahan bakar yang cukup tinggi atau yang belum mempunyai kapasitas pasokan gas dan/atau infrastrukturnya; 4. pembangkit dari sumber energi baru dan energi terbarukan; 5. ekspansi dari pembangkit yang telah ada; dan/atau 6. terdapat beberapa investor/developer yang akan mengembangkan pembangkit di suatu wilayah tertentu. Batasan kepemilikan modal dan jenis usaha untuk bidang usaha ketenagalistrikan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang usaha penanaman modal. - 38 - Pendanaan proyek penyediaan tenaga listrik dengan dana Pemerintah dan pemerintah daerah dapat dilakukan untuk proyek yang dilaksanakan langsung oleh Pemerintah dan pemerintah daerah atau melalui BUMN dan BUMD. Sumber pendanaannya dilakukan melalui pinjaman Pemerintah yang diteruskan kepada BUMN atau subsidiary loan agreement (SLA) bertujuan untuk memperoleh pinjaman investasi dengan bunga yang rendah. Pelaksanaan subsidiary loan agreement (SLA) dikendalikan oleh Pemerintah terkait besaran pinjaman yang diperbolehkan. Pemerintah secara rutin mengalokasikan penyertaan modal negara (PMN) untuk membantu BUMN dalam membiayai proyek yang sudah direncanakan. Alokasi anggaran melalui penyertaan modal negara (PMN) ini untuk membiayai proyek peningkatan rasio elektrifikasi, konversi PLTD menjadi energi baru dan energi terbarukan, peningkatan kapasitas penyaluran tenaga listrik, dan peningkatan kapasitas pembangkit energi baru dan energi terbarukan. Selain itu pemerintah juga menetapkan pemberian subsidi kepada masyarakat melalui PT PLN (Persero) sebagai upaya menjaga cash flow agar dapat memenuhi kewajiban dengan pihak lain, dan penetapan harga patokan pembelian tenaga listrik oleh PT PLN (Persero). Untuk pendanaan yang bersifat fleksibel, BUMN dapat secara langsung memperoleh pendanaan untuk investasinya melalui penerbitan obligasi, pinjaman langsung, atau revenue. Sumber pendanaan lainnya adalah dari swasta murni yang melaksanakan proyek independent power producer (IPP) atau kerja sama pemerintah dengan badan usaha. Proyek independent power producer (IPP) terus mengalami transformasi dalam pelaksanaannya diantaranya melalui skema mitra kerja sama dan opsi kerja sama lainnya yang sesuai ketentuan perundang-undangan. Dengan adanya keterbatasan pendanaan dalam pembangunan infrastruktur penyediaan tenaga listrik. Pemerintah mendorong dan memberi kesempatan BUMN di bidang ketenagalistrikan untuk memanfaatkan skema opsi pembiayaan kreatif selain pembiayaan dari pinjaman maupun PMN. Terdapat beberapa skema bisnis dan opsi pembiayaan yang dapat digunakan untuk meningkatkan kelayakan komersial proyek dengan tetap menjaga kesehatan keuangan BUMN di bidang ketenagalistrikan, meliputi:

1. Skema Kerjasama Pemerintah Badan Usaha (KPBU), Pemerintah dapat menugaskan BUMN di bidang ketenagalistrikan sebagai penanggung jawab proyek kerjasama (PJPK) yang bermitra dengan perusahaan swasta. Melalui skema ini, proyek kerja sama tersebut dapat memperoleh Viability Gap Funding (VGF) untuk menambah porsi Total Project Cost sehingga proyek ini menjadi layak secara komersial dan dapat didanai oleh perbankan;

2. Skema Deferred Payment, yaitu skema pengembangan proyek dikerjakan oleh kontraktor Engineering Procurement Construction (EPC) dengan men- defer/menunda pembayaran setelah proyek selesai terbangun/COD dengan durasi termin dan besaran pembayaran sesuai kesepakatan; dan

3. Skema Build Lease Transfer, yaitu skema pengembangan proyek dimana BUMN di bidang ketenagalistrikan bermitra dengan swasta untuk pembangunan infrastruktur dengan skema leasing berbasis akuntansi Off Balance Sheet sehingga tidak mengganggu rasio utang PT PLN (Persero). Melalui skema ini, proyek akan dibangun oleh Special Purpose Company (SPC) yang kemudian asetnya akan dibayar berdasarkan prinsip leasing dan setelah lunas, aset akan menjadi milik BUMN di bidang ketenagalistrikan. Salah satu contoh skema ini adalah Ijarah Muntahiyah Bi Tamlik (IMBT). Selain itu, dimungkinkan juga dibuka opsi skema fasilitas fiskal subsidi bunga, di mana BUMN di bidang ketenagalistrikan dapat memperoleh bantuan subsidi bunga yang ditanggung oleh pemerintah untuk pembangunan infrastruktur - 39 - prioritas. Namun opsi ini perlu disertai kajian kompherensif terkait kelayakan dan manajemen risiko untuk implementasinya, terutama untuk proyek jangka panjang karena pengajuan subsidi bunga sama seperti Penyertaan Modal Negara (PMN) yang harus dilakukan setiap tahun dan diberikan berdaaarkan ketersediaan anggaran. Sesuai ketentuan perundang-undangan, opsi pemanfaatan Penerimaan Negara Bukan Pajak (PNBP) dari Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral juga terbuka untuk implementasi pembiayaan proyek infrastruktur ketenagalistrikan prioritas yang dilaksanakan dengan skema pembentukan badan layanan umum. BUMN di bidang ketenagalistrikan dapat mencari opsi-opsi pembiayaan kreatif selain pembiayaan di atas selama tidak bertentangan dengan ketentuan perundang-undangan. Berdasarkan kemampuan pendanaan yang dimiliki oleh PT PLN (Persero), kebijakan investasi prioritas yang harus dilakukan oleh PT PLN (Persero) adalah: 1. pembangunan dan penguatan jaringan transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik; 2. pembangunan dan penguatan gardu induk; 3. pembangunan pembangkit peaker; 4. pembangunan energy storage system; dan 5. pembangunan pembangkit tenaga listrik di remote area. Terkait dengan pelaksanaan program listrik perdesaan, pemerintah melalui Penyertaan Modal Negara (PMN) dan skema lain memberikan dukungan pendanaan kepada PT PLN (Persero) dalam rangka percepatan pencapaian target Rasio Elektrifikasi. Untuk meningkatkan investasi di bidang ketenagalistrikan, salah satu cara yang ditempuh oleh Indonesia adalah dengan menjalin kerja sama dengan negara mitra atau forum internasional. Pada saat ini Indonesia telah menjalin kerja sama dengan negara mitra terkait ketenagalistrikan, baik dalam forum multilateral, regional, maupun forum bilateral. Dalam forum multilateral Indonesia tergabung dalam forum Conference of the Parties United Nations Climate Change Conference (COP UNFCCC), Group-20 (G20), Clean Energy Ministerial (CEM) dan lain-lain. Indonesia juga bergabung dalam forum regional Association of Southeast Asian Nations (ASEAN), Asia Pacific Economic Cooperation (APEC), dan kerja sama regional lainnya. Dalam kerja sama bilateral, Indonesia secara aktif menjalin kerja sama dengan negara mitra pembangunan seperti Amerika Serikat, Jepang, Jerman, Korea, Denmark, Inggris Raya, Republik Rakyat Tiongkok, dan lain-lain. Indonesia juga aktif berpartisipasi dan berkontribusi dalam berbagai organisasi internasional, diantaranya ASEAN Centre for Energy (ACE), International Renewable Energy Agency (IRENA), International Energy Agency (IEA), dan lain-lain. Dengan kerja sama tersebut, Indonesia telah mendapat banyak manfaat untuk menyukseskan program ketenagalistrikan di Indonesia. Beberapa program itu terwujud dalam bentuk ASEAN Power Grid (APG) yaitu interkoneksi listrik di antara negara ASEAN, capacity building dengan negara yang lebih maju untuk sharing knowledge ketenagalistrikan dalam penerapan energi yang lebih bersih, dukungan kebijakan terkait pengembangan ketenagalistrikan, dan memanfaatkan opsi pembiayaan dari Multilateral Development Bank (MDB) dan inisiatif lain, diantaranya seperti Just Energy Transition Partnership (JETP). - 40 - II.B.5. Kebijakan Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Bauran energi pembangkitan tenaga listrik diarahkan untuk pencapaian target NZE tahun 2060 atau lebih cepat dengan tetap mengutamakan ketahanan energi dan kemandirian energi nasional. Target bauran energi akan diuraikan dalam Bab V berdasarkan hasil kajian demand dan supply. Target tersebut berlaku, baik bagi PT PLN (Persero), pemegang wilayah usaha lainnya, maupun pemegang IUPTLS, yang dalam upaya pencapaiannya dapat dilakukan kerja sama antarpemegang wilayah usaha atau antara IUPTLS dengan pemegang wilayah usaha. Secara teknis, untuk mendukung peningkatan porsi energi baru dan energi terbarukan yang bersifat intermiten (VRE), fleksibilitas grid menjadi syarat penting agar keandalan sistem tenaga listrik tetap terjaga. Fleksibilitas tersebut dapat bersumber dari energy storage system di sistem tenaga listrik, free governor maupun automatic generation control (AGC) di pembangkit tenaga listrik sebagaimana diatur dalam aturan jaringan sistem tenaga. Dalam rangka mendukung pencapaian target bauran energi baru dan energi terbarukan, selain mendorong percepatan pembangunan pembangkit energi baru dan energi terbarukan, Pemerintah mendorong pencampuran biomassa dengan batubara sebagai bahan bakar atau cofiring pada PLTU yang telah beroperasi. Penerapan teknologi cofiring PLTU di masa mendatang akan terus dikembangkan dan ditingkatkan. Secara teknologi, bahan bakar PLTU batubara dapat diganti (fuel switching) menjadi bahan bakar yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan, seperti biomassa atau amonia maupun nuklir melalui retrofitting PLTU. Dengan adanya pilihan retrofitting, umur teknis dan ekonomis PLTU batubara juga dapat diperpanjang, sehingga bauran energi baru dan energi terbarukan dapat terus meningkat melalui pemanfaatan aset existing PLTU serta dapat mengurangi dampak sosial penutupan PLTU batubara. Penggunaan bahan bakar minyak untuk pembangkit harus diminimalkan dan terus dibatasi penggunaannya, kecuali untuk kebutuhan khusus, sehingga paling lambat pada tahun 2033 tidak ada lagi tenaga listrik yang dipasok oleh pembangkit berbahan bakar minyak. Penurunan penggunaan bahan bakar minyak untuk pembangkit tenaga listrik sejalan dengan kebijakan energi nasional (KEN) bahwa pemanfaatan bahan bakar minyak hanya untuk transportasi dan komersial yang belum bisa digantikan dengan sumber energi lain. Dalam kebijakan energi nasional (KEN) ditetapkan bahwa sumber energi nasional yang didorong untuk dimanfaatkan dalam pembangkitan tenaga listrik meliputi: 1. sumber energi terbarukan dari jenis energi aliran dan terjunan air, panas bumi, angin, gerakan dan perbedaan suhu lapisan laut, surya, biomassa dan sampah; 2. sumber energi baru berbentuk padat dan gas termasuk nuklir; dan 3. gas bumi dan batubara. Untuk menjaga keamanan pasokan energi primer, pemanfaatan potensi energi baru dan energi terbarukan setempat diprioritaskan untuk penyediaan tenaga listrik. Domestic market obligation gas bumi diperlukan untuk menjaga keamanan pasokan gas untuk PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU. Hal ini dilakukan karena PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU dibutuhkan pada saat transisi energi. Di masa mendatang, bahan bakar PLTG/PLTGU/PLTMG/ PLTMGU dapat diganti (fuel switching) menjadi bahan bakar yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan seperti green hydrogen melalui retrofitting. Dengan pilihan retrofitting, umur teknis dan ekonomis PLTG/PLTGU/ - 41 - PLTMG/PLTMGU dapat diperpanjang jika nilai buku pembangkit tersebut telah mencapai 0 (nol). Fuel switching dan retrofitting PLTU, PLTD, dan PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU akan meningkatkan bauran energi baru dan energi terbarukan, menjaga biaya pokok penyediaan pembangkitan tenaga listrik, serta memenuhi kebutuhan inersia, peaker dan follower pada sistem tenaga listrik. Dalam upaya mendorong pemanfaatan sumber energi baru dan energi terbarukan yang lebih besar untuk penyediaan tenaga listrik, penelitian dan kajian kelayakan merupakan salah satu faktor penting yang harus diperhatikan agar pengembangannya dapat dilakukan secara maksimal. Dengan demikian, tidak tertutup kemungkinan untuk dilakukan kajian atau studi pemanfaatan energi nuklir dalam penyediaan tenaga listrik. Peningkatan porsi energi baru dan energi terbarukan pada bauran energi dapat mendukung komitmen Pemerintah dalam penurunan emisi GRK. Komitmen tersebut tercantum dalam dokumen Enhanced Nationally Determined Contribution Indonesia (E-NDC) 2022, di mana pada sektor energi memiliki kewajiban untuk menurunkan emisi 358 (tiga ratus lima puluh delapan) juta ton CO2e atau 12,5% (dua belas koma lima persen) dari total target nasional pada tahun 2030 yang dibandingkan dengan kondisi business as usual dengan upaya sendiri dan 446 (empat ratus empat puluh enam) juta ton CO2e atau 15,5% (lima belas koma lima persen) dengan bantuan dari internasional. Selain itu, meningkatnya porsi energi baru dan energi terbarukan dapat mendukung rencana Pemerintah untuk NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. II.B.6. Kebijakan Manajemen Kebutuhan dan Penyediaan Tenaga Listrik Optimalisasi penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik, baik dari sisi teknis maupun ekonomis, memerlukan demand side management (DSM) dan supply side management (SSM). Program demand side management (DSM) dilakukan untuk mengendalikan pertumbuhan permintaan tenaga listrik sehingga pembangunan pembangkit tenaga listrik, khususnya pembangkit beban puncak, bisa dialokasikan untuk pemenuhan kebutuhan tenaga listrik bagi masyarakat yang belum mendapatkan akses tenaga listrik. Program demand side management (DSM) dapat dilakukan melalui: 1. penghematan pemakaian tenaga listrik melalui: a. penggunaan teknologi peralatan pemanfaat tenaga listrik yang lebih efisien; b. penggunaan alat listrik seperlunya; atau c. upaya penghematan pemakaian tenaga listrik lainnya; dan 2. perbaikan faktor beban melalui: a. pengurangan pemakaian tenaga listrik saat beban puncak; b. peningkatan konsumsi di luar waktu beban puncak; atau c. pergeseran konsumsi saat beban puncak ke luar waktu beban puncak. Program supply side management (SSM) dapat dilakukan melalui: 1. peningkatan kinerja pembangkit; dan 2. pemanfaatan excess power dan captive power. Kombinasi program demand side management (DSM) dan supply side management (SSM) dapat dilakukan dengan pembangunan PLTA pumped storage. Hal ini berdampak positif tidak hanya untuk perbaikan faktor beban, namun juga dapat memberikan balancing bagi intermittency pembangkit VRE - 42 - dan menggantikan penggunaan pembangkit tenaga listrik berbahan bakar minyak atau gas pada saat beban puncak. Pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dapat melakukan pembelian tenaga listrik dari pemegang IUPTLS melalui skema excess power untuk memperkuat sistem tenaga listrik atau menurunkan biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan. Pembelian excess power dilakukan dengan jangka waktu kontrak sesuai kebutuhan sistem, dapat kurang atau lebih dari 1 (satu) tahun dan harganya dievaluasi setiap tahun sesuai dengan perubahan biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan. Pengoperasian pembangkit tenaga listrik harus mengacu pada aturan jaringan sistem tenaga listrik dan aturan distribusi tenaga listrik. Pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dapat bekerja sama untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik di wilayah usahanya melalui pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik. Pemanfaatan bersama jaringan transmisi dilaksanakan sesuai kemampuan kapasitas dan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Pengaturan operasi dilakukan oleh operator sistem yang mengoperasikan sistem paling besar. Pemanfaatan bersama jaringan distribusi dilaksanakan sesuai kemampuan kapasitas dan aturan distribusi tenaga listrik. Pengaturan operasi distribusi dilakukan oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha. Selain kerja sama penyediaan tenaga listrik, salah satu bentuk efesiensi penyediaan tenaga listrik adalah dengan pelaksanaan operasi sistem melalui pembangkitan dengan biaya termurah (least cost). Pengendali operasi sistem (dispatcher) berperan mengendalikan operasi sistem (dispatch) pembangkitan agar aman dan andal sesuai aturan jaringan sistem tenaga listrik. Dalam perencanaan dan pelaksanaan operasi sistem, dispatcher harus dapat mempertimbangkan kondisi pembangkitan dengan biaya termurah dan teknis operasional pembangkit tenaga listrik dalam memenuhi prakiraan beban dengan tetap memperhatikan standar kualitas pelayanan dan kendala jaringan tenaga listrik. Dispatcher juga perlu memperhatikan setiap perjanjian jual beli tenaga listrik antara PT PLN (Persero) dan badan usaha. II.B.7. Konservasi Energi Bidang Ketenagalistrikan Roadmap konservasi energi bidang ketenagalistrikan disusun dengan mempertimbangkan strategi dan sasaran konservasi energi masing-masing sektor pengguna energi yang meliputi perencanaan program, regulasi, standardisasi, sertifikasi, sosialisasi, penelitian dan pengembangan, pendidikan dan pelatihan, monitoring dan pengawasan, dan pelaksanaan program, yang dikelompokkan dalam 2 (dua) kegiatan: 1. penyediaan energi; dan 2. pemanfaatan energi. Perencanaan konservasi energi bidang ketenagalistrikan memperhatikan arah kebijakan konservasi energi dan kebijakan energi nasional (KEN), yaitu penurunan intensitas energi 1% (satu persen) per tahun, pencapaian target Enhanced Nationally Determined Contribution (E-NDC), dan pencapaian NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat untuk sektor energi. Penerapan konservasi energi dan efisiensi energi di pembangkit tenaga listrik, antara lain konversi dari single cycle ke combined cycle, pemanfaatan teknologi high efficiency low emission (HELE) pada PLTU batubara, peningkatan efisiensi melalui kegiatan retrofitting turbin, dan rehabilitasi dan/atau peningkatan efisiensi pembangkit listrik existing. Peningkatan efisiensi energi pembangkit listrik diharapkan dapat menghemat pemakaian bahan bakar, sehingga dapat - 43 - mengurangi tingkat emisi GRK yang dihasilkan. Peningkatan efisiensi dan konservasi energi di sisi demand dilakukan melalui upaya manajemen energi, penggunaan peralatan pemanfaat energi yang efisien melalui penerapan standar kinerja energi minimum (SKEM), dan fuel switching. II.B.7.a Konservasi Energi pada Sisi Penyediaan Energi di Pembangkit Listrik Roadmap konservasi energi untuk kegiatan penyediaan energi mencakup penggunaan clean coal technology pada PLTU batubara, program peningkatan efisiensi energi pada pemakaian sendiri dan pembangkitan tenaga listrik yang efisien, dan pelaksanaan manajemen aset pembangkit tenaga listrik. Pemanfaatan bahan bakar berbasis biomassa untuk cofiring dengan batubara pada PLTU secara langsung dapat menurunkan emisi GRK di subsektor pembangkit di masa mendatang. Cofiring pada PLTU batubara merupakan salah satu cara untuk meningkatan bauran energi terbarukan yang dapat dilakukan tanpa memerlukan biaya investasi yang signifikan sekaligus dapat menjadi solusi penanganan sampah. Hasil uji coba cofiring secara komersial oleh PT PLN (Persero) menunjukkan bahwa cofiring layak secara teknis dan tidak mengganggu keandalan operasional pembangkit tenaga listrik. Oleh karena itu, cofiring selain meningkatkan efisiensi energi di sisi supply dapat menjadi salah satu strategi krusial untuk mempercepat peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan. Pembangkit tenaga listrik didesain beroperasi secara ekonomis selama umur tekno-ekonomisnya. Unit pembangkit tenaga listrik dapat menjalani mid-life refurbishment untuk mempertahankan kapasitas, efisiensi, menjaga kesiapan dan keandalan mesin yang harus dipelihara dan diganti komponennya jika telah aus. Pembangkit tenaga listrik masih dapat diperpanjang umurnya (life extension) dengan melakukan rehabilitasi (refurbishment) pada komponen tertentu. Untuk itu, diperlukan kajian manajemen aset agar umur pengoperasian pembangkit listrik dapat diperpanjang atau menghentikan pengoperasiannya karena sudah tidak ekonomis. II.B.7.b Konservasi Energi pada Sisi Pemanfaatan Energi II.B.7.b.1. Manajemen Energi Kegiatan manajemen energi mewajibkan pengguna energi besar yang menggunakan energi ≥ 6.000 (enam ribu) TOE per tahun untuk menerapkan manajemen energi yang meliputi: 1. menunjuk manajer energi; 2. menyusun program konservasi energi; 3. melaksanakan audit energi secara berkala; 4. melaksanakan hasil audit energi; dan 5. melaporkan pelaksanaan konservasi energi kepada Pemerintah. Pelaksanaan konservasi energi khususnya manajemen energi di sektor pengguna energi diharapkan dapat ditingkatkan mencakup mandatory manajemen energi sektor industri mencapai ≥ 4.000 (empat ribu) TOE, sektor transportasi mencapai ≥ 4.000 (empat ribu) TOE, dan sektor bangunan gedung mencapai ≥ 500 (lima ratus) TOE. Penerapan manajemen energi pada industri yang mengonsumsi ≥ 6.000 (enam ribu) TOE pada tahun 2020 mampu menurunkan emisi sekitar 6,7 (enam koma tujuh) juta ton CO2. - 44 - II.B.7.b.2. Penerapan Standar Kinerja Energi Minimum Labelisasi pada peralatan pemanfaat energi merupakan program pembubuhan label pada peralatan pemanfaat energi listrik untuk keperluan rumah tangga dan sejenisnya, yang menyatakan bahwa produk peralatan tersebut memenuhi syarat hemat energi. Label tanda hemat energi merupakan validasi tertinggi di tingkat nasional terhadap peralatan pemanfaat energi yang memberikan informasi sekaligus merekomendasikan masyarakat untuk memilih produk dengan efisiensi energi yang tinggi. Dengan pencantuman label tanda hemat energi pada produk, konsumen semakin yakin terhadap produk tersebut serta menjamin kualitas produk dalam hal efisiensi energi. Bagi produsen, label tanda hemat energi berperan penting dalam menjamin kelayakan tingkat efisiensi energi produk dan menjadi pilihan utama bagi konsumen serta mengesampingkan produk kompetitor yang belum memiliki label tanda hemat energi. Dengan adanya label tanda hemat energi, Pemerintah berharap mampu mendorong produsen untuk selalu meningkatkan kualitas produk dalam hal efisiensi energi dalam rangka penghematan energi nasional. Label tanda hemat energi merupakan solusi cerdas bagi masyarakat dalam melakukan penggunaan energi. Produk berlabel tanda hemat energi tidak hanya menghemat biaya listrik per bulan, tetapi juga bersifat ramah lingkungan. Sebagai konsumen, penting untuk menggunakan peralatan yang telah dilabel hemat energi. Selain itu, konsumen dapat turut menjaga lingkungan dan berkontribusi langsung dalam upaya penghematan energi nasional. Selain labelisasi, Pemerintah juga menetapkan standar kinerja energi minimum (SKEM). Standar kinerja energi minimum (SKEM) adalah spesifikasi yang memuat sejumlah persyaratan kinerja energi minimum pada kondisi tertentu yang secara efektif dimaksudkan untuk membatasi jumlah konsumsi energi maksimum dari peralatan pemanfaat energi yang diizinkan. Penerapan standar kinerja energi minimum pada peralatan pemanfaat energi dilakukan dengan pencantuman label tingkat efisiensi energi. Standar kinerja energi minimum (SKEM) bertujuan melindungi dan memberikan informasi kepada konsumen dalam pemilihan peralatan rumah tangga yang hemat energi dan efisien serta mencegah produk peralatan rumah tangga yang tidak efisien masuk ke pasar Indonesia. II.B.7.b.2.a. Sektor Rumah Tangga Pemanfaatan energi di sektor rumah tangga berupa tenaga listrik untuk penerangan serta penggunaan bahan bakar seperti liquified petroleum gas (LPG), gas bumi, dan minyak tanah untuk memasak. Seiring dengan pertumbuhan penduduk dan pendapatan per kapita, jumlah penggunaan peralatan rumah tangga akan meningkat. Secara garis besar, kegiatan konservasi energi yang dilakukan untuk menghemat energi di sektor rumah tangga antara lain: 1. penerapan regulasi standar kinerja energi minimum (SKEM) dan label untuk peralatan rumah tangga; 2. penurunan rugi-rugi standby power dengan penerapan teknologi monitoring digital; 3. pembangunan jaringan gas untuk rumah tangga; dan 4. konversi dari minyak tanah ke liquified petroleum gas (LPG) dan/atau kompor listrik/kompor induksi. Jenis peralatan di rumah tangga yang menggunakan listrik, misalnya lampu, pendingin udara, kulkas, kipas angin, mesin cuci, setrika, rice cooker, televisi, radio, blender, dan lainnya. Di masa mendatang, kebijakan standar kinerja - 45 - energi minimum (SKEM) dan label tanda hemat energi perlu diterapkan untuk peralatan lainnya seperti televisi, kompor listrik/kompor induksi, blender, pompa air, mesin cuci, setrika, chiller, motor listrik, boiler, dan trafo. Kebijakan penerapan standar kinerja energi minimum (SKEM) dan label tanda hemat energi diperlukan karena kualitas peralatan listrik yang dijual di pasar, baik produk dalam negeri maupun impor, sangat beragam dan seringkali kualitasnya tidak sesuai dengan yang dijanjikan. Dengan pembubuhan label tanda hemat energi, konsumen dapat terlindungi dari produk yang boros energi. Kebijakan ini dapat menjadi sarana bagi kementerian/lembaga terkait untuk melakukan pengawasan produk yang beredar di pasar. II.B.7.b.2.b. Sektor Komersial Secara rata-rata, konsumsi energi spesifik di bangunan gedung masih boros (setelah dilakukan benchmarking dan masih banyaknya bangunan gedung yang belum menerapkan manajemen energi). Secara garis besar, kegiatan efisiensi energi dan rencana ke depan di sektor bangunan komersial dilakukan melalui cara: 1. kewajiban penerapan bangunan energi hijau untuk bangunan baru; 2. kewajiban penerapan konservasi energi untuk gedung Pemerintah; 3. mandatory manajemen energi untuk bangunan gedung yang mengonsumsi energi diatas 500 (lima ratus) TOE; 4. penyusunan standar kinerja energi minimum (SKEM) chiller untuk jangka pendek dan jangka menengah; 5. penyediaan insentif dan informasi untuk implementasi efisiensi energi di bangunan gedung; dan 6. penyusunan building code. Zero energy pada bangunan gedung atau wilayah/kawasan/kota dimaksudkan sebagai swadaya energi yang berarti seluruh kebutuhan energinya diproduksi pada gedung atau pada kawasan/kawasan/kota tersebut. Dalam jangka menengah diharapkan konsep dan penerapan gedung atau wilayah/kawasan/kota yang zero energy diharapkan dapat terealisasi. Untuk itu, dukungan peraturan serta penelitian dan pengembangan tentang zero energy pada gedung atau kawasan/kawasan/kota perlu dilakukan. Dukungan peraturan tersebut mencakup pedoman umum bangunan gedung hijau, petunjuk teknis bangunan gedung hijau, pedoman penyedia jasa bangunan hijau, peraturan daerah dan peraturan gubernur/peraturan bupati/peraturan walikota mengenai bangunan gedung hijau, dan sertifikasi bagi penyedia jasa (perencana, pengawas, dan pelaksana). Selain itu, pada bangunan hijau dapat diterapkan smart building/smart system dan pengintegrasian implementasi energi terbarukan seperti PLTS atap. Dalam hal teknologi, kegiatan konservasi energi dapat dilakukan dengan penerapan peralatan yang high-efficient (green chiller dan green air conditioner), smart system, pola operasi, dan awareness. II.B.7.b.2.c. Sektor Publik Roadmap sektor publik mencakup penggunaan dan retrofit lampu penerangan jalan umum (PJU) hemat energi. Pada umumnya konsumsi listrik lampu penerangan jalan umum (PJU) masih belum hemat energi karena menggunakan lampu high pressure sodium (HPS) konvensional dan belum bermeter. Saat ini sudah banyak tersedia lampu penerangan jalan umum (PJU) yang hemat energi. Daerah Surakarta, Makasar, Batang, dan Semarang telah memasang meter listrik, baik melalui bantuan atau hibah luar negeri maupun inisiatif sendiri, - 46 - menggunakan lampu hemat energi dengan teknologi light emitting diode (LED), dan menerapkan smart street lighting. Harga lampu penerangan jalan umum (PJU) hemat energi relatif lebih mahal dibanding lampu penerangan jalan umum (PJU) konvensional, tetapi secara total biaya penggunaan jangka panjang masih menguntungkan karena terjadinya penghematan pembayaran pemakaian listrik. Pada jalur tertentu ketika kondisi lalu lintas di malam hari sepi, cahaya (efikasi) lampu dapat dikurangi sehingga mengurangi konsumsi listrik. Pengurangan cahaya ini dilakukan dengan menggunakan sensor kepadatan lalu lintas. Kualitas lampu penerangan jalan umum (PJU) hemat energi yang tersedia di pasar juga beragam sehingga diperlukan penerapan standar kinerja energi minimum pada lampu penerangan jalan umum (PJU) hemat energi tersebut. II.B.7.b.2.d. Sektor Industri Sektor industri di Indonesia, baik minyak dan gas bumi maupun selain minyak dan gas bumi, menjadi sektor dengan konsumsi energi final terbesar kedua di Indonesia. Pada tahun 2020, konsumsi energi final sektor industri sekitar 328 (tiga ratus dua puluh delapan) juta SBM atau sekitar 36,5% (tiga puluh enam koma lima persen) dari total konsumsi energi final. Sekitar 70% (tujuh puluh persen) konsumsi energi final di sektor industri digunakan oleh 8 (delapan) industri lahap energi, yaitu industri baja, industri semen, industri pupuk, industri keramik dan kaca, industri pulp dan kertas, industri tekstil, industri kimia, serta industri makanan dan minuman. Umur rata-rata mesin industri sudah berusia tua, sebagian besar di atas 20 (dua puluh) tahun, yang menyebabkan konsumsi energi tinggi, kecepatan mesin, dan kualitas produk rendah. Untuk mengganti atau modifikasi mesin dibutuhkan investasi, sedangkan bunga komersial perbankan nasional tinggi dan tidak ada industri permesinan nasional yang memadai. Efisiensi energi merupakan salah satu kunci utama untuk menjawab masalah di atas dalam mengurangi permintaan energi. Efisiensi pada sektor industri difokuskan pada 3 (tiga) langkah utama, yaitu: 1. manajemen energi (kewajiban melaksanakan manajemen energi untuk pengguna sektor industri); 2. penerapan standar kinerja energi minimum untuk peralatan industri; dan 3. kebijakan transisi energi untuk elektrifikasi peralatan di sektor industri. Pemerintah mewajibkan seluruh pengguna energi ≥ 6.000 (enam ribu) TOE per tahun untuk melaksanakan manajemen energi, termasuk melaporkan konsumsi energi dan implementasi manajemen energi ke Pemerintah. Manajemen energi dapat menjabarkan upaya yang dapat dilakukan untuk menghemat energi di sektor industri yaitu: 1. optimalisasi beban, antara lain dengan pemasangan inverter terutama pada mesin yang menggunakan motor listrik yang bekerja dengan beban dinamis dan kapasitas yang cukup besar; 2. mengontrol rasio udara bahan bakar sehingga diperoleh pembakaran yang efisien; 3. memanfaatkan gas buang, antara lain dengan cogeneration atau sistem combined heat and power (CHP); 4. pengurangan heat losses, antara lain dengan isolasi yang cukup dan optimum pada peralatan; 5. melakukan fuel switching, antara lain pemanfaatan gas alam sebagai bahan bakar untuk menggantikan high speed diesel (HSD); dan 6. melakukan perawatan pada peralatan secara berkala. - 47 - Langkah selanjutnya yang dapat dilakukan dalam rangka manajemen energi adalah dengan melaksanakan audit energi secara berkala dan melaksanakan rekomendasi hasil audit energi. Audit energi dilaksanakan untuk mengidentifikasi peluang penghematan energi serta memberikan rekomendasi bagaimana mengelola penggunaan energi agar lebih efisien. Untuk melaksanakan manajemen energi diperlukan sertifikasi manajer energi dan auditor energi dari lembaga sertifikasi sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Indikator efisiensi energi diperlukan untuk mengetahui tren dan intensitas energi di setiap subsektor industri. Hal ini dapat dilakukan dengan meningkatkan pelaporan manajemen energi oleh industri dan meningkatkan kualitas dan kuantitas data yang dibutuhkan untuk membangun indikator yang dibutuhkan. Indikator tersebut dapat digunakan untuk menyusun suatu kebijakan dan intervensi serta membantu Pemerintah untuk dapat mengidentifikasi peluang penghematan energi, misalnya dengan melakukan benchmarking intensitas konsumsi energi dan menyusun target efisiensi energi per subsektor. Pengumpulan data dapat dilakukan dengan memanfaatkan pelaporan online yang telah dibangun seperti aplikasi Pelaporan Online Manajemen Energi (POME) dan Sistem Informasi Industri Nasional (SIINAS) yang berfungsi sebagai platform pelaporan energi oleh industri. Namun saat ini hanya sebagian kecil industri yang mau melaporkan konsumsi energinya ke Pemerintah. Hal ini perlu diatasi dengan memberlakukan insentif bagi yang melaksanakan manajemen energi dan melakukan pelaporan dan disinsentif bagi industri yang menolak untuk melakukan pelaporan. Paket kebijakan yang tepat yang dilengkapi dengan insentif dan disinsentif serta informasi perlu disusun untuk membuka peluang penghematan energi di sektor industri. Insentif dan disinsentif dapat mendorong kepatuhan industri untuk melakukan implementasi manajemen energi dan melakukan pelaporan. Penyediaan informasi yang mutakhir seperti teknologi, best practices, langkah- langkah efisiensi, dan sumber pembiayaan efisiensi energi akan memudahkan industri untuk menyusun langkah efisiensi energi di fasilitas produksinya. Survei industri spesifik juga perlu dilakukan untuk mendapatkan level data yang lebih detail. Survei tersebut dapat diprioritaskan untuk industri lahap energi yang data dan indikatornya belum memadai atau kurang lengkap. Kegiatan ini dapat dilakukan dengan melakukan koordinasi dengan lembaga Pemerintah terkait dan organisasi internasional. Selain itu, pabrik yang akan dibangun dapat dimandatkan untuk mengimplementasikan teknologi yang energi efisien atau mengimplementasikan teknologi terbaik di kelasnya sebagai salah satu syarat mendapatkan insentif pajak atau subsidi harga bahan bakar tertentu. Sejalan dengan pelaksanaan manajemen energi perlu penerapan standar kinerja energi minimum (SKEM). Standar kinerja energi minimum (SKEM) merupakan kinerja energi minimum suatu peralatan yang harus dipenuhi sebelum peralatan digunakan untuk tujuan komersial. Ketika regulasi sudah ditetapkan, standar kinerja energi minimum (SKEM) sifatnya wajib untuk berbagai produk dan harus didaftarkan dan memenuhi sejumlah persyaratan tertentu sebelum dijual. Dengan menentukan standar kinerja energi minimum (SKEM) akan mencegah masuknya produk pasar yang tidak efisien dan membantu meningkatkan efisiensi proses produksi dari waktu ke waktu. Bagi konsumen, produk yang tersedia di pasar berarti menggunakan lebih sedikit energi dan biaya operasional yang lebih rendah. Penggunaan produk hemat energi juga mengurangi emisi GRK. - 48 - Implementasi standar kinerja energi minimum (SKEM) dapat dikombinasikan dengan pembubuhan label pada suatu peralatan yang ditandai dengan simbol bintang. Semakin banyak bintang, semakin efisien penggunaan energi dari peralatan tersebut. Peringkat bintang akan dievaluasi secara bertahap untuk memastikan bahwa peralatan tersebut mengikuti kemajuan teknologi. Saat ini regulasi standar kinerja energi minimum (SKEM) dan labelling hanya diimplementasikan untuk 5 (lima) peralatan rumah tangga. Sedangkan standar kinerja energi minimum (SKEM) untuk peralatan industri seperti boiler, chiller, dan motor listrik belum disusun dan diberlakukan. Untuk jangka pendek, perlu dilakukan penyusunan standar kinerja energi minimum (SKEM) untuk motor listrik sebagai salah satu pengguna energi listrik terbesar di sektor industri. Di Indonesia, lebih dari 60% (enam puluh persen) penggunaan energi di sektor industri dipakai untuk sistem penggerak motor listrik dan total konsumsi diperkirakan akan meningkat sejalan dengan pertumbuhan aktivitas industri. Efisiensi peralatan industri juga dapat ditingkatkan melalui proses kontrol yang baik. Peralatan yang rusak, aus, atau bocor, selain tidak aman juga sangat boros energi. Alat seperti pompa dan kompresor akan lebih efisien jika pemeliharaannya dilakukan secara teratur. Penerapan efisiensi sebagai upaya transisi energi juga meliputi kebijakan elektrifikasi peralatan di sektor industri, yang di masa mendatang didorong untuk beralih ke listrik khususnya pada industri yang menggunakan low-temperature processes seperti makanan dan minuman, tekstil dan kulit, perangkat elektronik, dan industri lainnya. II.B.7.b.2.e. Sektor Transportasi Sektor transportasi memiliki pengaruh yang signifikan terhadap bauran energi final. Saat ini, kebutuhan energi sektor transportasi didominasi oleh bahan bakar minyak. Sektor transportasi terbagi menjadi subsektor transportasi laut, subsektor transportasi udara, subsektor transportasi darat, dan subsektor transportasi perkeretaapian. Konsumsi energi sektor transportasi mencakup gasoline RON≥88 (delapan puluh delapan), automotive diesel oil (ADO) CN≥48 (empat puluh delapan), biosolar, minyak bakar, industrial diesel oil (IDO), minyak tanah, bahan bakar gas, dan listrik yang mencapai sekitar 55 (lima puluh lima) MTOE pada tahun 2020. Sekitar 85,5% (delapan puluh lima koma lima persen) dari konsumsi energi sektor transportasi dipasok untuk memenuhi kebutuhan subsektor transportasi darat, disusul subsektor transportasi udara sekitar 7,6% (tujuh koma enam persen), subsektor transportasi laut sekitar 6,3% (enam koma tiga persen), dan subsektor transportasi perkeretaapian sekitar 0,6% (nol koma enam persen). Secara garis besar, kebijakan konservasi energi pada sektor transportasi antara lain: 1. implementasi kendaraan bermotor listrik; 2. perpindahan moda transportasi dari kendaraan pribadi ke transportasi publik; 3. peningkatan efisiensi teknologi kendaraan; 4. elektrifikasi pelabuhan dan kapal jarak pendek; 5. manajemen transportasi; dan 6. peningkatan standar efisiensi bahan bakar. II.B.8. Kebijakan Perizinan Berusaha Penyediaan Tenaga Listrik Usaha ketenagalistrikan dilaksanakan setelah mendapatkan perizinan berusaha bidang ketenagalistrikan, yang terdiri atas usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri. IUPTLU meliputi kegiatan usaha pembangkitan tenaga - 49 - listrik, transmisi tenaga listrik, distribusi tenaga listrik, dan penjualan tenaga listrik. Jenis usaha penyediaan tenaga listrik dilakukan secara terintegrasi meliputi: 1. usaha pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, distribusi tenaga listrik, dan penjualan tenaga listrik dilakukan dalam satu kesatuan usaha; 2. usaha pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, dan penjualan tenaga listrik dilakukan dalam satu kesatuan usaha; atau 3. usaha pembangkitan tenaga listrik, distribusi tenaga listrik, dan penjualan tenaga listrik dilakukan dalam satu kesatuan usaha. Jenis usaha penyediaan tenaga listrik yang harus mendapatkan penetapan wilayah usaha penyediaan tenaga listrik, meliputi: 1. usaha pembangkitan, transmisi, distribusi, dan penjualan tenaga listrik dalam satu kesatuan usaha; 2. usaha pembangkitan, transmisi, dan penjualan tenaga listrik dalam satu kesatuan usaha; 3. usaha pembangkitan, distribusi, dan penjualan tenaga listrik dalam satu kesatuan usaha. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri wajib mendapatkan IUPTLS. Jenis usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri, meliputi: 1. pembangkitan tenaga listrik; 2. pembangkitan tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik; atau 3. pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, dan distribusi tenaga listrik. Skema penyediaan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 1. Gambar 1. Skema Penyediaan Tenaga Listrik Sifat penggunaan usaha penyediaan tenaga listrik sendiri dapat berupa penggunaan utama, cadangan, darurat, atau sementara. Khusus perizinan berusaha infrastruktur pengisian listrik untuk kendaraan bermotor listrik berbasis baterai berupa SPKLU, badan usaha harus memiliki SPKLU yang berlokasi di lebih dari 1 (satu) provinsi. Skema bisnis badan usaha SPKLU pemegang IUPTLU terintegrasi dapat dilihat pada Gambar 2. - 50 - Gambar 2. Skema Bisnis SPKLU Pemegang IUPTLU Terintegrasi Badan usaha yang menjalankan usaha SPKLU sebagai retailer mendapatkan suplai listrik dari pemegang IUPTLU terintegrasi. Badan usaha SPKLU tersebut harus memiliki IUPTLU penjualan. Skema bisnis badan usaha SPKLU pemegang IUPTLU penjualan (retailer) dapat dilihat pada Gambar 3. Gambar 3. Skema Bisnis SPKLU pemegang IUPTLU penjualan Retailer Badan usaha yang menjalankan usaha stasiun penukaran baterai kendaraan listrik umum (SPBKLU) tidak memerlukan perizinan berusaha tenaga listrik, namun cukup memiliki perizinan dasar berupa nomor induk berusaha (NIB) dan nomor identitas stasiun penukaran baterai kendaraan listrik umum (SPBKLU). Skema bisnis stasiun penukaran baterai kendaraan listrik umum (SPBKLU) dapat dilihat pada Gambar 4. Perizinan berusaha penyediaan tenaga listrik merupakan legalitas bagi badan usaha dalam menjalankan usaha penyediaan tenaga listrik. Dengan adanya perizinan berusaha, Pemerintah dapat memberikan insentif untuk mendorong percepatan pengembangan bidang ketenagalistrikan. - 51 - Gambar 4. Skema Bisnis SPBKLU Izin usaha penyediaan tenaga listrik bagi pelaku usaha yang akan melakukan usaha penyediaan tenaga listrik, baik untuk kepentingan sendiri maupun untuk kepentingan umum, diberikan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral atau gubernur sesuai dengan kewenangannya. Izin tersebut meliputi pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, distribusi tenaga listrik, dan/atau penjualan tenaga listrik. Dalam melakukan pengurusan perizinan penyediaan tenaga listrik, pelaku usaha wajib memiliki persyaratan dasar perizinan berusaha meliputi kesesuaian kegiatan pemanfaatan ruang, persetujuan lingkungan, persetujuan bangunan gedung, dan sertifikat laik fungsi. Pelaku usaha yang mengajukan permohonan penetapan wilayah usaha penyediaan tenaga listrik harus mendapatkan rekomendasi dari gubernur provinsi setempat. Khusus pelaku usaha SPKLU tidak memerlukan rekomendasi dari gubernur provinsi setempat dalam pengajuan wilayah usaha penyediaan tenaga listrik. Permohonan wilayah usaha yang dilengkapi dengan dokumen kepemilikan lahan/perjanjian kerja sama pemilik lahan serta lokasi dan titik koordinat SPKLU disampaikan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral dan ditembuskan kepada gubernur provinsi setempat. Pelaku usaha yang mengajukan IUPTLU untuk usaha pembangkitan tenaga listrik harus memiliki kontrak jual beli tenaga listrik dengan pemegang wilayah usaha. Standar waktu pelayanan untuk pemberian perizinan berusaha ketenagalistrikan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang ketenagalistrikan. Perizinan berusaha penyediaan tenaga listrik diperlukan sebagai mekanisme pembinaan dan pengawasan Pemerintah bagi pelaku usaha dalam rangka pemenuhan aspek keandalan pasokan tenaga listrik, efisiensi penyediaan tenaga listrik, dan keselamatan lingkungan. Proses perizinan dilakukan dengan prinsip kemudahan dan dilakukan secara daring yang dapat dipantau secara berkala. Jika permohonan izin ditolak, Pemerintah menyampaikan alasan penolakan dan rekomendasi perbaikan. Pemerintah juga menyediakan fasilitas pelayanan publik bagi badan usaha yang ingin melakukan konsultasi. Saat ini Pemerintah menggunakan pendekatan berbasis risiko dalam kebijakan perizinan berusaha. Untuk memulai dan melakukan kegiatan usaha, pelaku usaha wajib memenuhi persyaratan dasar perizinan berusaha dan/atau perizinan berusaha berbasis risiko. Perizinan berusaha berbasis risiko dilakukan berdasarkan penetapan tingkat risiko dan peringkat skala kegiatan usaha, meliputi usaha mikro, kecil, dan menengah (UMKM) dan/atau usaha - 52 - besar. Penetapan tingkat risiko dilakukan berdasarkan hasil analisis risiko yang dilakukan secara transparan, akuntabel, dan mengedepankan prinsip kehati- hatian berdasarkan data dan/atau penilaian profesional. Tingkat risiko tersebut menentukan jenis perizinan berusaha. Berdasarkan penilaian tingkat bahaya, penilaian potensi terjadinya bahaya, tingkat risiko, dan peringkat skala usaha kegiatan usaha, kegiatan usaha diklasifikasikan menjadi: 1. kegiatan usaha dengan tingkat risiko rendah; 2. kegiatan usaha dengan tingkat risiko menengah, yang terbagi atas tingkat risiko menengah rendah dan tingkat risiko menengah tinggi; dan 3. kegiatan usaha dengan tingkat risiko tinggi. Perizinan berusaha untuk kegiatan usaha dengan tingkat risiko rendah berupa nomor induk berusaha (NIB) yang merupakan identitas pelaku usaha sekaligus legalitas untuk melaksanakan kegiatan usaha. Perizinan berusaha untuk kegiatan usaha dengan tingkat risiko menengah rendah berupa nomor induk berusaha (NIB) dan sertifikat standar (self declare) yang merupakan legalitas untuk melaksanakan kegiatan dalam bentuk pernyataan pelaku usaha untuk memenuhi standar usaha dalam rangka melakukan kegiatan usaha yang diberikan melalui sistem online single submission (OSS). Perizinan berusaha kegiatan usaha dengan tingkat risiko menengah tinggi berupa nomor induk berusaha (NIB) dan sertifikat standar pelaksanaan kegiatan usaha yang diterbitkan oleh Pemerintah atau pemerintah daerah sesuai kewenangan masing-masing berdasarkan hasil verifikasi pemenuhan standar pelaksanaan kegiatan usaha oleh pelaku usaha. Perizinan berusaha untuk kegiatan usaha dengan tingkat risiko tinggi berupa nomor induk berusaha (NIB) dan izin yang merupakan persetujuan Pemerintah atau pemerintah daerah untuk pelaksanaan kegiatan usaha wajib dipenuhi oleh pelaku usaha sebelum melaksanakan kegiatan usahanya. Pemerintah terus berupaya mempermudah perizinan di subsektor ketenagalistrikan dengan memanfaatkan sistem daring. Seluruh perizinan berusaha di sektor ketenagalistrikan telah dilakukan melalui sistem online single submission (OSS). Pengaturan perizinan berusaha berbasis risiko meliputi klasifikasi baku lapangan usaha Indonesia (KBLI), persyaratan dan/atau kewajiban perizinan, pedoman perizinan, dan standar kegiatan usaha dan/atau standar produk. KBLI merupakan klasifikasi rujukan yang digunakan untuk mengklasifikasikan aktivitas atau kegiatan ekonomi Indonesia ke dalam beberapa lapangan usaha/bidang usaha. KBLI dibedakan berdasarkan jenis kegiatan ekonomi yang menghasilkan produk atau output, baik berupa barang maupun jasa. Untuk subsektor ketenagalistrikan KBLI yang digunakan adalah 35111 sampai dengan 35118 yang mencakup usaha pembangkitan, transmisi, distribusi, dan penjualan tenaga listrik. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum wajib mendapatkan perizinan berusaha sesuai dengan kegiatan usahanya, meliputi IUPTLU, penetapan wilayah usaha, pengesahan RUPTL, izin penjualan, izin pembelian, dan/atau izin interkoneksi jaringan tenaga listrik lintas negara. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri wajib mendapatkan IUPTLS. IUPTLS wajib dimiliki oleh pelaku usaha yang menjalankan kegiatan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri dengan total kapasitas pembangkit tenaga listrik lebih dari 500 (lima ratus) kW dalam 1 (satu) sistem instalasi tenaga listrik. Pelaku usaha yang menjalankan kegiatan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri dengan total kapasitas pembangkit tenaga listrik sampai dengan 500 (lima ratus) kW dalam 1 (satu) sistem instalasi tenaga listrik wajib menyampaikan laporan yang disampaikan 1 - 53 - (satu) kali selama menjalankan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri. IUPTLS bersifat kegiatan penunjang bagi pelaku usaha dalam menjalankan usahanya. Oleh karena itu, pelaku usaha yang mengajukan IUPTLS tidak menggunakan KBLI di bidang ketenagalistrikan, namun menggunakan KBLI sesuai dengan jenis usahanya. Untuk kemudahan perizinan, permohonan IUPTLU, IUPTLS, IUJBLN, dan IUJPTL diajukan secara elektronik melalui sistem online single submission (OSS). Permohonan perizinan berusaha tersebut diajukan dengan melampirkan pemenuhan komitmen persyaratan perizinan berusaha. II.B.9. Kebijakan Penetapan Wilayah Usaha Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum meliputi jenis usaha pembangkitan tenaga listrik, transmisi tenaga listrik, distribusi tenaga listrik, dan/atau penjualan tenaga listrik. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dilakukan secara terintegrasi. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum secara terintegrasi dilakukan oleh 1 (satu) badan usaha dalam 1 (satu) wilayah usaha. Penetapan wilayah usaha merupakan kewenangan Pemerintah di bidang ketenagalistrikan. Badan usaha yang menjalankan usaha distribusi tenaga listrik dan/atau penjualan tenaga listrik atau badan usaha yang menjalankan penyediaan tenaga listrik secara terintegrasi wajib mendapatkan penetapan wilayah usaha sebelum mendapatkan IUPTLU dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral atau gubernur sesuai kewenangannya. Untuk mendapatkan penetapan wilayah usaha, badan usaha harus memperoleh rekomendasi dari gubernur atau pejabat yang diberikan kewenangan. Untuk menghindari tumpang tindih penetapan wilayah usaha penyediaan tenaga listrik antarbadan usaha, kebijakan penetapan wilayah usaha oleh Pemerintah dengan menerapkan prinsip kehati-hatian, transparansi, dan akuntabilitas. Wilayah usaha penyediaan tenaga listrik bukan merupakan wilayah administrasi pemerintahan sehingga penetapan wilayah usaha memerlukan koordinasi dengan gubernur sebagai pemberi rekomendasi. Penetapan wilayah usaha penyediaan tenaga listrik mempertimbangkan kriteria sebagai berikut: 1. pemegang wilayah usaha yang sudah ada tidak mampu menyediakan tenaga listrik; 2. pemegang wilayah usaha yang sudah ada tidak mampu memenuhi tingkat mutu dan keandalan; 3. pemegang wilayah usaha yang sudah ada mengembalikan sebagian atau seluruh wilayah usahanya kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral; 4. wilayah usaha yang diusulkan oleh pelaku usaha belum terjangkau oleh pemegang wilayah usaha yang sudah ada; dan/atau 5. wilayah usaha yang diusulkan oleh pelaku usaha merupakan kawasan terpadu yang mengelola sumber daya energi secara terintegrasi sesuai pola kebutuhan listrik usahanya. Kebijakan penetapan wilayah usaha dimaksudkan untuk mempercepat penyediaan tenaga listrik dan pencapaian target bauran energi pembangkitan tenaga listrik secara nasional. Untuk itu setiap pemohon penetapan wilayah usaha harus berkomitmen dalam pemenuhan target bauran energi pembangkitan tenaga listrik sesuai dokumen RUKN ini. Dalam rangka memenuhi kewajiban penyediaan tenaga listrik dan pencapaian target bauran energi tenaga listrik serta meningkatkan utilitas jaringan, dimungkinkan untuk melakukan kerja sama - 54 - antarpemegang wilayah usaha dalam penyediaan tenaga listrik melalui jual beli tenaga listrik dan pemanfaatan bersama jaringan tenaga listrik milik pemegang wilayah usaha lain. II.B.10. Kebijakan Jual Beli Listrik Lintas Negara dan Interkoneksi Lintas Negara Jual beli tenaga listrik lintas negara hanya dapat dilakukan oleh pemegang IUPTLU terintegrasi yang memiliki wilayah usaha setelah memperoleh izin penjualan atau pembelian tenaga listrik lintas negara dan izin interkoneksi jaringan tenaga listrik lintas negara dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Pemegang IUPTLU dapat melakukan penjualan tenaga listrik lintas negara, dengan syarat: 1. kebutuhan tenaga listrik setempat dan wilayah sekitarnya telah terpenuhi; 2. harga jual tenaga listrik tidak mengandung subsidi; dan 3. tidak mengganggu mutu dan keandalan penyediaan tenaga listrik di wilayah usahanya. Pemegang IUPTLU dapat melakukan pembelian tenaga listrik lintas negara, dengan syarat: 1. belum terpenuhinya kebutuhan tenaga listrik setempat; 2. hanya sebagai penunjang pemenuhan kebutuhan tenaga listrik setempat; 3. tidak merugikan kepentingan negara dan bangsa yang terkait dengan kedaulatan, keamanan, dan pembangunan ekonomi; 4. untuk meningkatkan mutu dan keandalan penyediaan tenaga listrik setempat; 5. tidak mengabaikan pengembangan kemampuan penyediaan tenaga listrik dalam negeri; dan 6. tidak menimbulkan ketergantungan pengadaan tenaga listrik dari luar negeri. Pemegang IUPTLU dapat melakukan interkoneksi lintas negara dengan dilengkapi: 1. salinan IUPTLU;

2. Perjanjian kerja sama interkoneksi yang berisi: a. materi kerja sama teknis; dan b. pelaksanaan interkoneksi mengacu pada aturan jaringan dan aturan distribusi tenaga listrik. Untuk mendapatkan izin penjualan, izin pembelian, dan/atau izin interkoneksi jaringan tenaga listrik lintas negara, pelaku usaha mengajukan permohonan dengan melengkapi persyaratan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang- undangan. Izin penjualan atau pembelian tenaga listrik lintas negara dapat diberikan dalam jangka waktu sesuai dengan ketentuan peraturan perundang- undangan di bidang ketenagalistrikan. Pemegang izin penjualan atau pembelian tenaga listrik lintas negara wajib melaporkan pelaksanaan penjualan atau pembelian tenaga listrik lintas negara secara berkala setiap 6 (enam) bulan kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Dalam melakukan penjualan listrik lintas negara perlu mempertimbangkan nilai tambah bagi negara. Pemerintah akan memfasilitasi implementasi kesepakatan ASEAN terkait dengan ASEAN Power Grid dengan tetap memperhatikan kepentingan nasional. Rencana interkoneksi ketenagalistrikan lintas negara dalam kerangka kerja sama ASEAN Power Grid tercantum dalam dokumen ASEAN Plan of Action on Energy Cooperation (APAEC) yang mengidentifikasikan 3 (tiga) titik interkoneksi antara Indonesia dan negara ASEAN. Interkoneksi Kalimantan Barat-Sarawak - 55 - telah beroperasi sejak tahun 2016, sedangkan 2 (dua) titik interkoneksi lainnya, yaitu interkoneksi Sumatera-Peninsula Malaysia dan interkoneksi Kalimantan Utara-Sabah, sedang dalam tahap perencanaan. Selanjutnya, berdasarkan hasil kajian ASEAN Interconnection Masterplan Study (AIMS) III, telah diindikasikan interkoneksi Sumatera-Singapura. Untuk interkoneksi dengan negara lainnya dapat dimungkinkan sesuai dengan kerja sama antarnegara. II.B.11. Kebijakan Pengaturan Operasi Sistem Tenaga Listrik Pemegang IUPTLU wajib menyediakan tenaga listrik yang memenuhi standar mutu dan keandalan yang berlaku dan memberikan pelayanan yang sebaik- baiknya kepada konsumen dan masyarakat dengan memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan. Untuk menjamin ketersediaan tenaga listrik yang aman, andal, dan efisien, pengoperasian sistem tenaga listrik harus mengacu aturan jaringan sistem tenaga listrik. Aturan jaringan sistem tenaga listrik juga mengatur pembangkit energi baru dan energi terbarukan yang bertujuan untuk mendorong peran pembangkit energi baru dan energi terbarukan dalam jaringan sistem tenaga listrik. Aturan jaringan sistem tenaga listrik disusun berdasarkan kondisi struktur sistem tenaga listrik untuk diberlakukan kepada pelaku usaha penyediaan tenaga listrik atau pemakai jaringan sistem tenaga listrik dan konsumen tenaga listrik yang terdiri atas: 1. pengelola operasi sistem tenaga listrik; 2. pengelola transmisi tenaga listrik; 3. pengelola pembangunan infrastruktur tenaga listrik; 4. pengelola pembangkit tenaga listrik; 5. pengelola distribusi tenaga listrik; 6. konsumen tenaga listrik yang instalasinya secara langsung tersambung ke jaringan sistem tenaga listrik; dan 7. pelaku usaha atau pemakai jaringan dan konsumen tenaga listrik dengan perjanjian khusus termasuk kerja sama operasi. Untuk menjelaskan prosedur umum mengenai aturan jaringan sistem tenaga listrik, penyelesaian perselisihan, dan penilaian kembali secara periodik pengoperasian dan manajemen jaringan transmisi dan distribusi dibentuk komite manajemen aturan jaringan (KMAJ) dan komite manajemen aturan distribusi (KMAD). Tugas komite manajemen aturan jaringan (KMAJ) dan komite manajemen aturan distribusi (KMAD) adalah: 1. melakukan evaluasi atas aturan jaringan sistem tenaga listrik dan implementasi aturan jaringan sistem tenaga listrik, termasuk upaya peningkatan peran pembangkit energi baru dan energi terbarukan dalam jaringan sistem tenaga listrik; 2. melakukan kajian atas usulan perubahan aturan jaringan sistem tenaga listrik yang disampaikan oleh pelaku usaha atau pemakai jaringan dan konsumen tenaga listrik; 3. membuat rekomendasi dalam hal diperlukan perubahan aturan jaringan sistem tenaga listrik; 4. memublikasikan rekomendasi perubahan aturan jaringan sistem tenaga listrik; dan 5. melakukan investigasi dan membuat rekomendasi dalam penegakan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Pengelola operasi sistem melakukan pengaturan operasi sistem ketenagalistrikan sesuai dengan ketentuan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Pengelola operasi sistem merencanakan operasi sistem untuk mendapatkan - 56 - kondisi pembangkitan dengan biaya termurah (least cost) dalam memenuhi prakiraan beban dengan tetap memperhatikan kendala jaringan dan standar kualitas pelayanan. Rencana operasi sistem juga dilakukan untuk mengatur alokasi/kuota pembangkit termasuk pembangkit energi baru dan energi terbarukan. Rencana operasi sistem harus mencakup informasi sebagai berikut: 1. estimasi alokasi bulanan produksi neto pembangkit dan prakiraan beban sistem; 2. rencana pengeluaran (outages) unit pembangkit tenaga listrik; 3. rencana pengeluaran (outages) transmisi tenaga listrik; 4. operasi bulanan waduk PLTA dengan memperhatikan elevasi air, kondisi lingkungan, serta kebutuhan irigasi dan kebutuhan lain; 5. operasi bulanan pembangkit energi baru dan energi terbarukan intermiten dengan memperhatikan prakiraan cuaca (weather forecast) dari pengelola pembangkit energi baru dan energi terbarukan intermiten, Badan Meteorologi, Klimatologi, dan Geofisika (BMKG), atau instansi terkait lain; 6. proyeksi harga energi; 7. estimasi energi tidak terlayani; 8. alokasi pengambilan minimum energi dari pembangkit tenaga listrik berkontrak take or pay (TOP); 9. aliran daya dan kendala transmisi; 10. prediksi fuel mix, capacity factor (CF) pembangkit tenaga listrik, dan susut jaringan; 11. alokasi tingkat cadangan putar dan cadangan dingin yang memadai dan tingkat keandalan bulanan sesuai definisi margin keandalan; 12. konsumen tenaga listrik yang memiliki pembangkit paralel menyampaikan rencana kesiapan pembangkit, mampu pasok, dan pembebanan pembangkit, yang selanjutnya dapat di-break down untuk periode perencanaan bulanan, mingguan, dan harian; dan 13. rencana pembangkitan dan beban pengelola pembangkit power wheeling, yang selanjutnya dapat di-break down untuk periode perencanaan bulanan, mingguan, dan harian. Monitoring realisasi rencana operasi sistem tenaga listrik dilakukan berdasarkan ketentuan aturan jaringan sistem tenaga listrik melalui mekanisme pelaporan yaitu:

1. Laporan Tahunan Komite manajemen aturan jaringan (KMAJ) menerbitkan laporan tahunan rangkuman operasi jaringan tahun sebelumnya.

2. Laporan Kejadian Penting Pelaku usaha atau pemakai jaringan dan konsumen tenaga listrik harus melaporkan kejadian penting seperti gangguan besar dalam sistem.

3. Laporan Khusus Laporan khusus harus disusun oleh komite manajemen aturan jaringan (KMAJ) berdasarkan permintaan dari Pemerintah atau atas permintaan 1 (satu) atau lebih pelaku usaha atau pemakai jaringan dan konsumen tenaga listrik. Selain itu, monitoring harian terhadap kondisi sistem tenaga listrik dilakukan melalui aplikasi online untuk memperoleh informasi terkait parameter operasi sistem tenaga listrik. - 57 - II.B.12. Kebijakan Pengaturan Efisiensi Penyediaan Tenaga Listrik Dalam melakukan usaha penyediaan tenaga listrik, pemegang IUPTLU melaksanakan dan meningkatkan efisiensi penyediaan tenaga listrik pada pembangkit tenaga listrik dan jaringan tenaga listrik. Pengaturan specific fuel consumption (SFC) pembangkit tenaga listrik dilakukan dengan memperhatikan pola operasi pembebanan, keandalan sistem tenaga listrik, mutu pelayanan tenaga listrik, net plant heat rate (NPHR), dan teknologi pembangkit. Pengaturan besaran target dan realisasi susut jaringan tenaga listrik dilakukan dengan memperhatikan pola pengoperasian pembangkit tenaga listrik, pembebanan jaringan transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik termasuk trafo tenaga listrik, trafo distribusi, serta kualitas daya listrik pada jaringan tenaga listrik. Strategi pencapaian target specific fuel consumption (SFC) pembangkit tenaga listrik dan target susut jaringan tenaga listrik disusun oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dalam dokumen work plan dan action plan. Khusus untuk BUMN di bidang ketenagalistrikan, mekanisme pelaksanaan efisiensi penyediaan tenaga listrik mengacu pada ketentuan peraturan perundang-undangan yang mengatur mengenai efisiensi penyediaan tenaga listrik BUMN di bidang ketenagalistrikan. Efisiensi penyediaan tenaga listrik pada BUMN di bidang ketenagalistrikan diperlukan karena besaran specific fuel consumption (SFC) dan susut jaringan tenaga listrik merupakan salah satu parameter koreksi dalam pembayaran realisasi subsidi listrik dan upaya dalam mengendalikan efisiensi biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik. II.B.13. Kebijakan Tarif Tenaga Listrik Tarif tenaga listrik adalah besaran biaya yang dikenakan kepada konsumen atas penyediaan tenaga listrik oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha. Kebijakan Pemerintah mengenai tarif tenaga listrik bahwa penerapan tarif tenaga listrik dapat mengompensasi semua biaya yang dibutuhkan dalam penyediaan tenaga listrik atau biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik termasuk margin atau keuntungan yang wajar. Tarif tenaga listrik yang diberlakukan kepada konsumen oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha wajib mendapatkan penetapan tarif dari Menteri Energi dan Sumber Mineral setelah memperoleh persetujuan dari Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia. Penetapan tarif tenaga listrik dilakukan dengan memperhatikan: 1. keseimbangan kepentingan nasional, daerah, konsumen, dan pelaku usaha penyediaan tenaga listrik; 2. kepentingan dan kemampuan masyarakat; 3. kaidah industri dan niaga yang sehat; 4. biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik; 5. efisiensi pengusahaan; 6. skala pengusahaan dan interkoneksi sistem; dan 7. tersedianya sumber dana untuk investasi. Dalam rangka memberikan pedoman dalam penetapan tarif tenaga listrik untuk konsumen, Pemerintah mengatur tata cara permohonan penetapan tarif tenaga listrik. Untuk dapat memperoleh penetapan tarif tenaga listrik dari Menteri Energi dan Sumber Mineral, pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha mengajukan permohonan penetapan tarif tenaga listrik kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral setelah melakukan konsultasi publik dengan melampirkan - 58 - persyaratan antara lain, RUPTL, biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik, dan susunan struktur dan golongan tarif tenaga listrik. Evaluasi terhadap permohonan penetapan tarif tenaga listrik meliputi: 1. besaran biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik; 2. komposisi bauran energi; 3. tingkat efisiensi penyediaan tenaga listrik, antara lain konsumsi bahan bakar spesifik (specific fuel consumption) dan susut jaringan tenaga listrik; 4. susunan struktur dan golongan tarif tenaga listrik; dan 5. keuntungan usaha yang wajar. Tarif tenaga listrik yang ditetapkan untuk diterapkan pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha didasarkan pada struktur dan golongan tarif tenaga listrik. Struktur tarif tenaga listrik dapat dibedakan berdasarkan tegangannya yaitu tegangan tinggi, tegangan menengah, dan/atau tegangan rendah. Golongan tarif tenaga listrik dapat dibedakan sesuai dengan peruntukannya antara lain layanan sosial, rumah tangga, bisnis, industri, kantor pemerintah dan penerangan jalan umum, traksi, penjualan curah, layanan dengan kualitas khusus, dan/atau peruntukan lain yang ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Pemerintah mendorong agar tarif tenaga listrik yang diusulkan adalah tarif dengan struktur yang sederhana dan mudah dipahami konsumen serta mampu memastikan keberlanjutan usaha penyediaan tenaga listrik dengan tingkat layanan yang baik. Penggolongan tarif tenaga listrik untuk PT PLN (Persero) saat ini terdiri atas 37 (tiga puluh tujuh) golongan tarif yang terdiri atas 24 (dua puluh empat) golongan tarif subsidi dan 13 (tiga belas) golongan tarif nonsubsidi. Ketiga belas golongan tarif nonsubsidi tersebut diterapkan penyesuaian tarif tenaga listrik (tariff adjustment) setiap 3 (tiga) bulan apabila terjadi perubahan terhadap realisasi indikator makro ekonomi (kurs, Indonesian Crude Price (ICP), inflasi, dan/atau harga batubara acuan (HBA). Pemerintah berupaya agar tarif tenaga listrik dapat menjaga daya saing (competitiveness) khususnya bagi golongan industri dan bisnis untuk mendorong pertumbuhan ekonomi. Dengan memperhatikan kondisi masyarakat dan industri terkini serta untuk menjaga daya beli masyarakat, Pemerintah dapat memutuskan untuk tidak memberlakukan tariff adjustment. Sebagai dampak dari kebijakan tersebut, Pemerintah harus menyediakan kompensasi tarif tenaga listrik. Dengan adanya kompensasi tarif tenaga listrik, belanja APBN untuk bantuan sektor ketenagalistrikan saat ini bertambah selain subsidi listrik. Untuk mengurangi beban APBN atas pembiayaan kompensasi tenaga listrik, Pemerintah perlu secara bertahap atau secara langsung melakukan penerapan tariff adjustment dengan tetap mempertimbangkan kondisi sosial ekonomi masyarkat dan waktu yang tepat. Salah satu tindak lanjut percepatan program kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB) untuk transportasi jalan adalah pengaturan tarif tenaga listrik yang diberlakukan pada pengisian listrik untuk kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB) yang mengacu pada ketentuan tarif tenaga listrik yang disediakan oleh PT PLN (Persero) yang meliputi: 1. tarif tenaga listrik untuk keperluan penjualan curah, faktor pengali untuk pembeda antara konsumen komersial dan nonkomersial (0,8 ≤ Q ≤ 3), ditetapkan oleh Direksi PT PLN (Persero) setelah mendapatkan persetujuan Direktur Jenderal atas nama Menteri. 2. tarif tenaga listrik untuk keperluan layanan khusus, dikalikan terhadap faktor pengali N dengan nilai 1 ≤ N ≤ 1,5. Dalam hal PT PLN (Persero) - 59 - membutuhkan faktor pengali N kurang dari 1 (satu) atau lebih dari 1,5 (satu koma lima), faktor pengali N harus mendapat persetujuan Direktur Jenderal atas nama Menteri. 3. tarif tenaga listrik untuk keperluan layanan khusus, untuk pengisian listrik dari badan usaha SPKLU kepada pemilik kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB). Tarif tenaga listrik tersebut merupakan biaya pembelian tenaga listrik atau energy charge (kWh) sesuai dengan tarif tenaga listrik listrik untuk keperluan layanan khusus menggunakan faktor pengali N paling tinggi 1,5 (satu koma lima). Penerapan faktor pengali N untuk tarif tenaga listrik untuk pengisian listrik dari badan usaha SPKLU kepada pemilik kendaraan bermotor listrik berbasis baterai ditetapkan oleh badan usaha SPKLU. Selain dikenai tarif tenaga listrik untuk keperluan layanan khusus, pemilik kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB) dapat dikenai biaya layanan pengisian listrik untuk setiap 1 (satu) kali pengisian listrik pada SPKLU dengan teknologi pengisian cepat (fast charging) atau teknologi pengisian sangat cepat (ultrafast charging). Hal tersebut merupakan salah satu upaya untuk menarik minat investor, khususnya yang menyediakan layanan fast charging dan ultrafast charging, karena perlu investasi lebih mahal. Untuk mendorong dan meningkatkan pemanfaatan kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB), di masa mendatang dapat dilakukan penerapan dan pengaturan tarif tenaga listrik khusus. Selain itu, penggolongan tarif tenaga listrik PT PLN (Persero) saat ini sebanyak 38 (tiga puluh delapan) golongan dianggap masih terlalu banyak dan seringkali membingungkan masyarakat. Dengan beberapa golongan tarif memiliki market share yang kecil dan besaran tarif yang sama pada saat ini, perlu dilakukan penyederhanaan golongan tarif sehingga tarif menjadi lebih sederhana. Penyederhanaan golongan tersebut tidak terbatas pada pengurangan golongan, namun termasuk didalamnya mengakomodir kebutuhan konsumen yang belum diatur dalam regulasi saat ini, seperti berkembangnya kebutuhan konsumen terkait daya sambung yang lebih besar. II.B.14. Kebijakan Subsidi Tarif Tenaga Listrik Subsidi tarif tenaga listrik adalah belanja negara yang dialokasikan oleh Pemerintah dalam APBN sebagai bantuan kepada konsumen agar dapat menikmati listrik, khususnya dari PT PLN (Persero), dengan tarif yang terjangkau. Subsidi tarif tenaga listrik diberikan oleh Pemerintah kepada konsumen yang tidak mampu. Hal ini adalah bagian dari kehadiran negara untuk membantu masyarakat tidak mampu agar tetap dapat mengakses energi listrik. Kebijakan Pemerintah mengenai subsidi tarif tenaga listrik adalah melanjutkan pelaksanaan subsidi tarif tenaga listrik untuk lebih tepat sasaran dan lebih efisien. Saat ini subsidi tarif tenaga listrik diberikan kepada konsumen golongan rumah tangga, golongan sosial (seperti tempat ibadah, sekolah, dan rumah sakit), golongan bisnis kecil dan industri kecil yang merupakan pelaku usaha mikro kecil menengah (UMKM), dan lainnya. Subsidi tarif tenaga listrik saat ini paling banyak diberikan kepada konsumen golongan rumah tangga dan tidak mampu yaitu untuk seluruh konsumen rumah tangga daya 450 (empat ratus lima puluh) VA dan konsumen rumah tangga daya 900 (sembilan ratus) VA berdasarkan Data Terpadu Kesejahteraan Sosial (DTKS) yang ditetapkan oleh Kementerian Sosial. Untuk memastikan subsidi tarif tenaga listrik lebih tepat sasaran, PT PLN (Persero) melakukan pemadanan data konsumen dengan data terpadu secara terintegrasi melalui web service. - 60 - Subsidi tarif tenaga listrik setiap tahun diberikan setelah dilakukan pembahasan dengan Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia untuk dianggarkan dalam APBN tahun berikutnya. Pemerintah terus mengkaji kebijakan subsidi tarif tenaga listrik yang lebih tepat sasaran yang diselaraskan dengan daya beli masyarakat. Beberapa skenario kebijakan yang dapat diambil antara lain dengan kebijakan subsidi secara langsung kepada konsumen, transformasi subsidi tarif tenaga listrik untuk konsumen rumah tangga 450 (empat ratus lima puluh) VA, pengendalian subsidi tarif tenaga listrik berdasarkan kebutuhan listrik minimum, dan lainnya. Sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan, kebijakan ini perlu dibahas dan mendapatkan persetujuan dari Dewan Perwakilan Rakyat Republik Indonesia. II.B.15. Kebijakan Harga Jual Tenaga Listrik dan Sewa Jaringan Tenaga Listrik Kebijakan penetapan harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik merupakan instrumen pengaturan untuk menjaga keseimbangan (fairness) para pihak yang bertransaksi. Pemerintah mempunyai kewenangan untuk memberikan persetujuan atas harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik dari pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik yang ditetapkan oleh Pemerintah. Persetujuan harga jual tenaga listrik dapat berupa harga patokan. Untuk mendorong minat investor dan menjaga iklim usaha yang baik, harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik ditetapkan berdasarkan prinsip usaha yang sehat. Untuk mendorong pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan untuk pembangkit tenaga listrik, Pemerintah terus berupaya melakukan penyempurnaan pengaturan harga pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan seperti PLTA, PLTP, PLTS Fotovoltaik, PLTB, PLTBm, PLTBg, PLTA waduk/ bendungan/saluran irigasi yang dibangun oleh Kementerian Pekerjaan Umum, penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) dari PLTA, PLTS Fotovoltaik, atau PLTB, penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) dari PLTBm atau PLTBg, penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) dari PLTP, dan kelebihan Tenaga Listrik (excess power) dari PLTP, PLTA, PLTBm, atau PLTBg berdasarkan penetapan harga patokan. Harga pembelian tenaga listrik untuk PLTA peaker, PLT BBN, dan PLT energi laut berdasarkan harga kesepakatan. Di samping itu, Pemerintah juga membuat pengaturan mekanisme harga jual untuk pembangkit energi fosil dan dari pemegang IUPTLS. Faktor pembentuk harga jual tenaga listrik antara lain: 1. komponen A (capital expenditure atau disingkat CAPEX) merupakan biaya investasi, antara lain biaya tanah, pekerjaan sipil dan gedung, peralatan mekanikal dan elektrikal, dan biaya konstruksi. Komponen A ini dihitung pengembaliannya selama masa kontrak; 2. komponen B merupakan biaya operasi dan pemeliharaan tetap, antara lain biaya administrasi, gaji, training, spare part, maintenance periodik, dan asuransi; 3. komponen C merupakan biaya bahan bakar, antara lain biaya pembelian batubara atau gas, termasuk biaya transportasi bahan bakar; 4. komponen D merupakan biaya operasi dan pemeliharaan tidak tetap, antara lain biaya pelumas, fuse, bahan kimia, dan unscheduled maintenance; dan 5. komponen E merupakan biaya pengadaan jaringan transmisi dari pembangkit ke titik interkoneksi. - 61 - Pemerintah atau pemerintah daerah sesuai dengan kewenangannya memberikan persetujuan atas harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik berdasarkan norma, standar, prosedur, dan kriteria yang ditetapkan oleh Pemerintah. Harga patokan tenaga listrik dari pembangkit energi terbarukan akan dievaluasi setiap tahun dengan mempertimbangkan rata-rata harga kontrak BUMN di bidang ketenagalistrikan. Dalam hal evaluasi mengakibatkan perubahan harga patokan, ketentuan perubahan harga diatur dengan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. Dalam hal pembelian tenaga listrik dari pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan sumber energi terbarukan menyebabkan peningkatan biaya pokok penyediaan (BPP) pembangkitan tenaga listrik BUMN di bidang ketenagalistrikan, semua biaya yang telah dikeluarkan oleh BUMN di bidang ketenagalistrikan diperhitungkan dalam biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dapat melakukan pembelian tenaga listrik dan/atau sewa jaringan tenaga listrik dari badan usaha lain. Pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha mengajukan permohonan persetujuan harga jual tenaga listrik dan sewa jaringan tenaga listrik secara tertulis kepada Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral atau gubernur sesuai dengan kewenangannya dengan melampirkan persyaratan administratif dan persyaratan teknis sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan antara lain: 1. persyaratan administratif, meliputi: a. profil dan nomor induk berusaha badan usaha penjual tenaga listrik atau penyewa jaringan tenaga listrik; b. surat penetapan pengembang atau letter of intent (LoI); dan c. data dan informasi kepemilikan saham dan pengurus perusahaan sampai dengan tingkatan penerima manfaat terakhir; 2. persyaratan teknis, meliputi: a. informasi terkait kelayakan teknis harga jual tenaga listrik atau sewa jaringan tenaga listrik; b. informasi terkait kelayakan finansial harga jual tenaga listrik atau sewa jaringan tenaga listrik; c. berita acara harga perkiraan sendiri; dan d. berita acara kesepakatan harga. Informasi terkait kelayakan teknis harga jual tenaga listrik atau sewa jaringan tenaga listrik meliputi: 1. kapasitas pembangkit atau kapasitas sewa jaringan tenaga listrik; 2. lokasi dan titik interkoneksi; 3. faktor ketersediaan (availability factor) dan/atau faktor kapasitas (capacity factor); 4. suplai dan karakteristik bahan bakar pembangkit atau spesifikasi teknis jaringan tenaga listrik yang disewakan; dan 5. rencana commercial operation date. Informasi terkait kelayakan finansial harga jual tenaga listrik meliputi: 1. rincian besaran harga jual tenaga listrik yang terdiri atas komponen harga yang merepresentasikan: a. biaya investasi; b. biaya operasi dan pemeliharaan tetap; - 62 - c. biaya bahan bakar; d. biaya operasi dan pemeliharaan tidak tetap; dan/atau e. biaya jaringan atau fasilitas khusus; 2. lama kontrak; 3. model harga jual tenaga listrik meliputi harga flat, harga staging, atau harga dasar; 4. perhitungan eskalasi harga jual tenaga listrik; 5. pola dan mekanisme kerja sama; 6. mekanisme pembayaran; dan 7. model finansial dan parameter finansial harga jual tenaga listrik. Informasi terkait kelayakan finansial sewa jaringan tenaga listrik meliputi: 1. besaran sewa jaringan tenaga listrik; 2. lama kontrak; 3. pola dan mekanisme kerja sama; dan 4. model finansial dan parameter finansial sewa jaringan tenaga listrik. Usaha transmisi tenaga listrik wajib membuka kesempatan pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik untuk kepentingan umum. Usaha distribusi tenaga listrik dapat membuka kesempatan pemanfaatan bersama jaringan distribusi tenaga listrik. Sewa jaringan transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik dilakukan melalui sewa jaringan tenaga listrik antara pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik yang melakukan usaha transmisi tenaga listrik dan/atau distribusi tenaga listrik dengan pihak yang akan memanfaatkan jaringan transmisi tenaga listrik dan/atau distribusi tenaga listrik setelah mendapat persetujuan harga atas sewa jaringan tenaga listrik dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral atau gubernur sesuai dengan kewenangannya. Pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik dan/atau distribusi tenaga listrik harus memperhatikan kemampuan kapasitas jaringan transmisi tenaga listrik dan/atau distribusi tenaga listrik. Pemerintah memberikan pedoman pemanfaatan bersama jaringan tenaga listrik. Kebijakan penetapan harga sewa jaringan tenaga listrik termasuk pemanfaatan bersama jaringan didasarkan pada mekanisme business to business berdasarkan prinsip usaha yang sehat. II.B.16. Kebijakan Harga Energi Primer Energi primer merupakan salah satu komponen utama dalam pembangkitan tenaga listrik sehingga harga energi primer menjadi faktor pembentuk biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik. Secara umum, energi primer untuk pembangkit tenaga listrik merupakan komoditas yang ditentukan oleh harga pasar sesuai dengan jenis energinya. Dengan demikian, biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik sangat dipengaruhi oleh harga energi primer yang dipengaruhi oleh pasar komoditas energi primer. Untuk menjaga tingkat keekonomian biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik dan mewujudkan penyediaan energi listrik dengan harga yang wajar bagi masyarakat, Pemerintah dapat menetapkan kebijakan pasokan harga energi primer untuk pembangkit tenaga listrik. Batubara yang saat ini menjadi sumber energi utama pembangkitan tenaga listrik merupakan komoditas yang dipengaruhi harga pasar. Harga batubara domestik mengacu pada harga batubara acuan (HBA) yang ditetapkan oleh Pemerintah. Pemerintah telah menetapkan kebijakan pasokan dan harga batubara untuk sektor pembangkitan melalui kewajiban domestic market obligation (DMO) dan kebijakan batas atas harga batubara untuk pembangkit tenaga listrik sebesar USD70,00 (tujuh puluh - 63 - dolar Amerika Serikat) per metric ton untuk 6.322 kcal/kg. Kebijakan ini dapat memberikan dukungan jaminan pasokan dan harga batubara untuk pembangkit tenaga listrik dari pengaruh volatilitas harga energi, khususnya harga batubara. Minyak bumi dan gas bumi merupakan sumber daya alam strategis sehingga pasokan dan harga minyak bumi dan gas bumi diatur oleh Pemerintah. Saat ini alokasi dan harga gas bumi diatur oleh Pemerintah sehingga Pemerintah dapat menetapkan pasokan dan harga gas bumi untuk pembangkit tenaga listrik dalam rangka efisiensi biaya pembangkitan tenaga listrik. Pemerintah dapat menerapkan kebijakan harga gas bumi tertentu paling tinggi sebesar USD6,00 (enam dolar Amerika Serikat)/mmbtu, dengan tetap memperimbangkan ketersediaan termasuk untuk sektor pembangkit tenaga listrik, sehingga dapat mendukung upaya efisiensi badan usaha penyedia tenaga listrik untuk kepentingan umum. Sementara itu, harga bahan bakar minyak untuk pembangkit tenaga listrik secara umum telah mengikuti skema harga pasar. Harga energi lainnya seperti uap panas bumi atau bioenergi secara umum berdasarkan kesepakatan bisnis yang dipengaruhi oleh pasar energi tersebut. II.B.17. Kebijakan Perlindungan Konsumen Ketenagalistrikan Dalam melakukan kegiatan usaha penyediaan tenaga listrik, pemegang IUPTLU wajib: 1. menyediakan tenaga listrik yang memenuhi standar mutu dan keandalan yang berlaku; 2. memberikan pelayanan yang sebaik-baiknya kepada konsumen dan masyarakat; 3. memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan; dan 4. mengutamakan produk dan potensi dalam negeri. Standar mutu dan keandalan sistem tenaga listrik harus diberlakukan sesuai dengan aturan jaringan pada sistem setempat yang meliputi: 1. aturan jaringan sistem tenaga listrik; dan/atau 2. aturan distribusi tenaga listrik. Pemenuhan tingkat mutu pelayanan berdasarkan kriteria sebagai berikut: 3. pemenuhan tingkat mutu pelayanan tenaga listrik harus memenuhi indikator mutu layanan tenaga listrik pada suatu wilayah usaha; 4. pemenuhan indikator mutu layanan wajib dilakukan oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha; 5. dalam pemenuhan indikator mutu layanan, pemegang IUPTLU distribusi dan/atau penjualan tenaga listrik yang memiliki wilayah usaha dapat melakukan pengadaan pembangkit tenaga listrik sebagai cadangan yang dioperasikan hanya sewaktu-waktu; dan 6. dalam hal tidak dapat memenuhi indikator mutu layanan, pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha wajib memberikan pengurangan tagihan listrik untuk pascabayar atau penambahan kilowatt-hour (kWh) untuk prabayar kepada konsumen pada bulan berikutnya. Indikator mutu layanan pada suatu wilayah usaha ditetapkan oleh Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral atau gubernur sesuai dengan kewenangannya. Dalam hal konsumen pada golongan tarif tertentu menginginkan mutu pelayanan yang lebih baik, indikator mutu layanan dituangkan dalam perjanjian jual beli tenaga listrik. - 64 - Sebagai acuan bagi pemegang IUPTLU, Pemerintah telah menerbitkan peraturan perundang-undangan yang mengatur mengenai tingkat mutu pelayanan dan biaya yang terkait penyaluran tenaga listrik oleh PT PLN (Persero), yang memuat: 1. penetapan besaran tingkat mutu pelayanan (TMP) setiap awal tahun; 2. besaran tingkat mutu pelayanan (TMP) wajib diumumkan di tempat-tempat yang mudah diketahui agar konsumen mengetahui besaran tingkat mutu pelayanan (TMP) di daerahnya; 3. kewajiban pemenuhan tingkat mutu pelayanan (TMP) yang telah ditetapkan dan memberikan pengurangan tagihan kepada konsumen yang berhak jika realisasinya melebihi dari besaran yang telah ditetapkan; dan 4. kewajiban penyampaian laporan realisasi tingkat mutu pelayanan (TMP) dan pengurangan tagihan kepada Pemerintah. Sumber data pelaporan realisasi tingkat mutu pelayanan (TMP) menggunakan hasil pengukuran dan aplikasi pelaporan pemegang IUPTLU yang dimonitor oleh Pemerintah. Indikator tingkat mutu pelayanan (TMP) mencakup aspek teknis (tegangan tinggi, tegangan menengah, tegangan rendah, frekuensi, lama gangguan/padam, jumlah gangguan/padam, dan kecepatan menanggapi pengaduan) dan aspek komersial (kecepatan pelayanan sambung baru tegangan menengah, kecepatan pelayanan sambung baru tegangan rendah, kecepatan pelayanan perubahan daya tegangan menengah, kecepatan pelayanan perubahan daya tegangan rendah, kecepatan menanggapi pengaduan gangguan, kesalahan pembacaan kWh meter, dan waktu koreksi kesalahan rekening). Dari indikator tersebut terdapat sebagian indikator yang menjadi indikator penalti atau kompensasi jika realisasi tingkat mutu pelayanan (TMP) tenaga listrik di atas besaran tingkat mutu pelayanan (TMP) yang ditetapkan. Saat ini terdapat 13 (tiga belas) indikator tingkat mutu pelayanan (TMP), yang 6 (enam) di antaranya dikenai penalti atau kompensasi yaitu indikator lama gangguan/padam, jumlah gangguan/padam, kecepatan pelayanan perubahan daya tegangan rendah, kesalahan pembacaan kWh meter, waktu koreksi kesalahan rekening, dan kecepatan pelayanan sambung baru tegangan rendah. Besarnya pengurangan tagihan untuk indikator jumlah gangguan/padam, kecepatan pelayanan perubahan daya tegangan rendah, kesalahan pembacaan kWh meter, waktu koreksi kesalahan rekening, dan kecepatan pelayanan sambung baru tegangan rendah diberikan kepada konsumen adalah sebesar 20% (dua puluh persen) untuk konsumen dengan tarif subsidi dan sebesar 35% (tiga puluh lima persen) untuk konsumen dengan tarif nonsubsidi. Besarnya pengurangan tagihan untuk indikator lama gangguan/padam, jumlah pemadaman/padam diberikan kepada konsumen adalah sebesar 50% (lima puluh persen) sampai dengan 500% (lima ratus persen) untuk semua konsumen sesuai dengan ketentuan yang berlaku. Ketentuan pengurangan tagihan atau kompensasi dikecualikan untuk konsumen layanan khusus sesuai dengan ketentuan dalam perjanjian jual beli tenaga listrik. Penentuan besaran indikator tingkat mutu pelayanan (TMP) dilakukan dengan mempertimbangkan konfigurasi, kompleksitas, operasi sistem tenaga listrik, kondisi jaringan existing, dan kondisi geografis, termasuk untuk sistem terisolasi. Selain itu, dalam rangka meningkatkan kemudahan mendapatkan listrik (getting electricity) yang merupakan salah satu indikator dalam kemudahan berusaha (ease of doing business) oleh Bank Dunia, Pemerintah menetapkan indikator kecepatan pelayanan penyambungan baru tegangan rendah dan biaya penyambungan. - 65 - II.B.18. Kebijakan Pemenuhan Kecukupan Pasokan Tenaga Listrik Layanan penyediaan tenaga listrik meliputi pemenuhan kecukupan pasokan tenaga listrik, tingkat mutu pelayanan tenaga listrik, dan kewajaran tarif tenaga listrik. Pemenuhan kecukupan pasokan tenaga listrik dengan menyediakan pasokan tenaga listrik selama 24 (dua puluh empat) jam sehari pada suatu wilayah usaha. Pemenuhan kecukupan pasokan tenaga listrik wajib dilakukan oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha. Pemegang IUPTLU wajib menyediakan tenaga listrik yang memenuhi standar mutu dan keandalan yang berlaku, memberikan pelayanan yang sebaik-baiknya kepada konsumen dan masyarakat, dan memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan. Perlindungan konsumen dilakukan dalam berbagai bentuk, antara lain: 1. penyusunan regulasi yang mengatur pemenuhan hak konsumen dan sanksi kepada pelaku usaha yang melakukan pelanggaran hak konsumen; 2. menyediakan akses bagi konsumen dalam menyampaikan pengaduan. Untuk pengaduan yang sifatnya sistemik ditindaklanjuti dengan penyusunan kebijakan agar kasus serupa tidak terjadi lagi di masa mendatang; dan

3. Pemerintah melakukan evaluasi terhadap pelayanan yang diberikan oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha. Hak konsumen dalam pelayanan penyediaan tenaga listrik diwujudkan dengan penetapan tingkat mutu pelayanan tenaga listrik. Penetapan tingkat mutu pelayanan tenaga listrik dari pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dapat memberikan gambaran: 1. seberapa baik mutu pelayanan tenaga listrik di area pelayanan tersebut; dan 2. seberapa jauh keberhasilan pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha dalam peningkatan pelayanan. Akses bagi konsumen menyampaikan pengaduan dapat berupa penyampaian pengaduan secara langsung, surat, email, faksimile/telepon, kolom surat pembaca di media cetak nasional, dan media sosial. Kewajiban dan tanggung jawab konsumen antara lain: 1. konsumen wajib: a. melaksanakan pengamanan terhadap bahaya yang mungkin timbul akibat pemanfaatan tenaga listrik; b. menjaga keamanan instalasi tenaga listrik milik konsumen; c. memanfaatkan tenaga listrik sesuai dengan peruntukannya; d. membayar tagihan pemakaian tenaga listrik; dan e. menaati persyaratan teknis di bidang ketenagalistrikan; 2. konsumen bertanggung jawab terhadap kerugian pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha jika tidak melaksanakan kewajiban. Tanggung jawab konsumen antara lain: a. membayar denda atas keterlambatan pembayaran pemakaian tenaga listrik; b. membayar tagihan susulan pemakaian tenaga listrik; c. membayar ganti kerugian atas kerusakan/kehilangan instalasi tenaga listrik yang dimiliki oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha; dan/atau d. tanggung jawab lain sesuai dengan ketentuan peraturan perundang- undangan. - 66 - Dalam hal konsumen berkeberatan dalam melaksanakan tanggung jawabnya maka akan dilakukan investigasi ketenagalistrikan. II.B.19. Kebijakan Penyelesaian Perselisihan Hubungan komersial usaha penyediaan tenaga listrik melibatkan beberapa pihak, antara lain: 1. pihak pertama yaitu Pemerintah sebagai pengambil kebijakan atau regulator dan sebagai mediator; 2. pihak kedua yaitu pengusaha atau pengelola sebagai pelaksana kebijakan, dalam hal ini sebagai operator atau pemegang IUPTLU seperti PT PLN (Persero), badan usaha swasta, BUMD, dan koperasi; 3. pihak ketiga yaitu pihak investor dalam negeri dan luar negeri yang terkait dalam aspek permodalan; dan 4. pihak keempat yaitu pihak konsumen sebagai pengguna tenaga listrik. Dalam hubungan komersial usaha ketenagalistrikan terjadi interaksi antarpelaku usaha konsumen. Dalam interaksi tersebut, kemungkinan terjadi perselisihan akibat perbedaan persepsi atas perjanjian kerja sama yang telah disepakati bersama dan berkembang menjadi permasalahan usaha. Kebijakan penyelesaian permasalahan yang mungkin timbul akibat pelaksanaan hubungan komersial meliputi: 1. aspek hukum; 2. aspek teknik; dan 3. aspek finansial. Pemerintah selalu mendorong agar perselisihan usaha penyediaan tenaga listrik dapat diselesaikan secepat mungkin melalui jalan musyawarah atau mediasi. Penyelesaian sengketa melalui pengadilan umumnya dihindari karena memerlukan waktu yang relatif lama dan biaya yang relatif besar. Musyawarah untuk mufakat merupakan pilihan utama dalam menyelesaikan setiap perselisihan yang terjadi untuk mendapatkan solusi atau kesepakatan yang mengakomodasi kepentingan para pihak. Pelaksanaan musyawarah oleh para pihak dapat melibatkan unsur Pemerintah terkait untuk melakukan fasilitasi atau mediasi. Pemerintah dapat berperan sebagai fasilitator atau mediator dalam penyelesaian perselisihan yang terjadi dalam pelaksanaan kegiatan usaha ketenagalistrikan, antara lain:

1. Penyelesaian melalui Konsultasi Pada prinsipnya konsultasi merupakan suatu tindakan bersifat “personal” antara suatu pihak tertentu yang disebut dengan “klien” dengan pihak “konsultan” yang memberikan pendapat untuk memenuhi kebutuhan klien.

2. Penyelesaian melalui Negosiasi dan Perdamaian Pada dasarnya para pihak dapat dan berhak untuk menyelesaikan sendiri perselisihan yang timbul di antara mereka. Kesepakatan mengenai penyelesaian harus dituangkan dalam bentuk tertulis yang disetujui oleh para pihak. Proses penyelesaian perselisihan sebagai berikut: a. tenggang waktu penyelesaian paling lama 14 (empat belas) hari; b. penyelesaian sengketa harus dilakukan dalam bentuk pertemuan langsung oleh dan antara para pihak yang bersengketa; dan c. keputusan hasil yang diambil berdasarkan kesepakatan dan musyawarah bersama. - 67 - Negosiasi merupakan cara penyelesaian sengketa yang dilaksanakan di luar pengadilan. Perdamaian dapat dilakukan, baik sebelum maupun setelah proses persidangan pengadilan, yang dilakukan di dalam dan di luar pengadilan.

3. Penyelesaian melalui Mediasi Mediasi adalah cara penyelesaian sengketa melalui proses perundingan untuk memperoleh kesepakatan para pihak dengan dibantu oleh mediator. Perbedaan pendapat diselesaikan melalui bantuan seorang mediator yang membantu para pihak dalam proses perundingan guna mencari berbagai kemungkinan penyelesaian sengketa tanpa menggunakan cara memutus atau memaksakan sebuah penyelesaian. Hasil mediasi berupa dokumen kesepakatan perdamaian yang bersifat final dan mengikat bagi para pihak serta harus dilaksanakan dengan itikad baik.

4. Penyelesaian melalui Konsiliasi Konsiliasi merupakan formalitas yang harus dipenuhi oleh pihak yang berperkara. Hakim mengumpulkan para pihak dan berupaya menyelesaikan perbedaan (rekonsiliasi) di antara para pihak. Jika hakim tidak berhasil melakukan rekonsiliasi, penyelesaian sengketa berlanjut ke tahap berikutnya.

5. Penyelesaian melalui Arbitrase Arbitrase merupakan cara penyelesaian suatu sengketa di luar peradilan umum yang didasarkan pada perjanjian arbitrase yang dibuat secara tertulis oleh para pihak yang bersengketa. Dalam hal para pihak telah menyetujui bahwa sengketa di antara mereka akan diselesaikan melalui arbitrase, arbiter berwenang menentukan dalam putusannya mengenai hak dan kewajiban para pihak jika hal ini tidak diatur dalam perjanjian. Putusan arbitrase bersifat final dan mempunyai kekuatan hukum tetap dan mengikat para pihak. Dalam hal penyelesaian perselisihan antara para pihak tidak dapat diselesaikan secara musyawarah untuk mufakat dapat dilakukan penyelesaian perselisihan secara litigasi, yaitu proses menempatkan para pihak saling berlawanan satu sama lain di muka pengadilan. Pada dasarnya penyelesaian perselisihan secara litigasi merupakan sarana akhir (ultimum remidium) setelah alternatif penyelesaian sengketa tidak membuahkan hasil. Namun mengingat hubungan komersial ketenagalistrikan dapat melibatkan pihak asing, banyak pertimbangan yang melandasi pelaku usaha ketenagalistrikan untuk memilih jalur nonlitigasi sebagai upaya penyelesaian perselisihan yang dihadapi. Penyelesaian perselisihan nonlitigasi antara lain dengan menyerahkan kepada ahli yang disepakati untuk menyelesaikan perselisihan yang terjadi di antara mereka. Pada prinsipnya, perselisihan yang diselesaikan adalah perselisihan yang sangat khusus dan kompleks (complicated). Oleh karena itu diperlukan keahlian yang khusus oleh seorang spesialis profesional. Dalam hal putusan ahli tidak dapat diterima, penyelesaian perselisihan dapat diputus oleh Badan Arbitrase Nasional Indonesia (BANI), The United Nations Commission on International Trade Law (UNCITRAL), atau badan arbitrase lainnya yang ditunjuk. II.B.20. Kebijakan Penegakan Ketentuan Pidana Bidang Ketenagalistrikan Tenaga listrik memiliki potensi bahaya yang cukup besar bagi manusia maupun makhluk hidup lainnya serta dapat mengganggu/merusak daya dukung - 68 - lingkungan. Untuk itu diperlukan pengaturan dan pengawasan yang komprehensif terhadap pengusahaan dan pemanfaatan tenaga listrik serta penindakan yang tegas terhadap pengusahaan dan pemanfaatan yang tidak sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Ketentuan pidana dapat dikenakan kepada setiap orang yang melakukan pelanggaran terhadap ketentuan peraturan perundang-undangan. Penegakan ketentuan pidana bidang ketenagalistrikan dilakukan dengan penyidikan tindak pidana di bidang ketenagalistrikan. Selain dilakukan oleh penyidik Kepolisian Negara Republik Indonesia (POLRI), penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan diberi wewenang khusus sebagai penyidik untuk melakukan penyidikan tindak pidana di bidang ketenagalistrikan dengan cara yang profesional, bebas korupsi, bermartabat, dan terpercaya. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang merupakan salah satu undang-undang yang mengatur penyidikan tindak pidana oleh penyidik pegawai negeri sipil (PPNS). Tindak pidana ketenagalistrikan tertuang dalam Pasal 49 sampai dengan Pasal 55 dengan ancaman pidana penjara paling singkat 2 (dua) tahun dan paling lama 10 (sepuluh) tahun serta pidana denda paling sedikit Rp500.000.000,00 (lima ratus juta rupiah) dan paling banyak Rp4.000.000.000,00 (empat miliar rupiah). Dalam melakukan proses penyidikan pidana ketenagalistrikan, ketentuan beracara mengikuti Undang-Undang Nomor 8 Tahun 1981 tentang Hukum Acara Pidana atau disebut Kitab Undang-Undang Hukum Acara Pidana (KUHAP). Seluruh proses mulai dari prosedur pelaporan terjadinya dugaan pidana, pelaksanaan pengawasan, pengamatan, penelitian, atau pemeriksaan (wasmatlitrik) sampai dengan penyidikan dan penyelesaian berkas perkara berpedoman pada Kitab Undang-Undang Hukum Acara Pidana (KUHAP). Pemakaian tenaga listrik secara tidak sah merupakan kasus pidana yang paling banyak terjadi di bidang ketenagalistrikan. Meskipun pemakai tenaga listrik secara tidak sah sudah dikenai kewajiban membayar tagihan susulan, namun masih banyak ditemukan konsumen atau bukan konsumen yang memakai tenaga listrik secara tidak sah. Konsumen yang telah membayar tagihan susulan karena operasi penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) dapat disidik oleh penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) akibat perbuatannya. II.B.20.a Ketentuan Pidana Bidang Ketenagalistrikan Perbuatan yang dapat dikenai ketentuan pidana di bidang ketenagalistrikan meliputi: 1. melakukan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum tanpa perizinan berusaha yang mengakibatkan timbulnya korban/ kerusakan terhadap kesehatan, keselamatan, dan/atau lingkungan; 2. melakukan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri tanpa perizinan berusaha yang mengakibatkan timbulnya korban/ kerusakan terhadap kesehatan, keselamatan, dan/atau lingkungan; 3. melakukan penjualan kelebihan tenaga listrik untuk dimanfaatkan bagi kepentingan umum tanpa persetujuan dari Pemerintah atau pemerintah daerah yang mengakibatkan timbulnya korban/ kerusakan terhadap kesehatan, keselamatan, dan/atau lingkungan; - 69 - 4. tidak memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan yang mengakibatkan timbulnya korban/ kerusakan terhadap kesehatan, keselamatan, dan/atau lingkungan; 5. menggunakan tenaga listrik yang bukan haknya secara melawan hukum; 6. mendirikan bangunan atau membiarkan bangunan dan/atau menanam kembali tanaman yang telah diberi ganti rugi, masuk ke ruang bebas atau jarak bebas minimum jaringan tenaga listrik, dan/atau membahayakan keselamatan dan/atau mengganggu keandalan penyediaan tenaga listrik; 7. melakukan kegiatan usaha jasa penunjang tenaga listrik tanpa izin yang mengakibatkan timbulnya korban/ kerusakan terhadap kesehatan, keselamatan, dan/atau lingkungan; atau 8. mengoperasikan instalasi tenaga listrik tanpa sertifikat laik operasi yang mengakibatkan timbulnya korban. Khusus untuk pelanggaran pada angka 6, selain sanksi pidana juga dikenakan sanksi administratif. Pelanggaran dan pengabaian terhadap ketentuan pidana di bidang ketenagalistrikan ditindaklanjuti oleh penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan dengan melakukan pengawasan, pengamatan, penelitian, atau pemeriksaan (wasmatlitrik). Jika unsur pidananya terpenuhi dapat dilanjutkan ke tahap penyidikan sesuai dengan kewenangannya. Penyidikan adalah tindakan penyidik dalam hal dan menurut cara yang diatur dalam undang-undang untuk mencari serta mengumpulkan bukti yang dengan bukti itu untuk membuat terang tindak pidana yang terjadi guna menemukan tersangkanya. Bentuk kegiatan penyidikan berupa kegiatan mengandung upaya paksa seperti pemeriksaan, pemanggilan, penggeledahan, penghentian, penyegelan dan/atau penyitaan, penangkapan, penahanan, dan tindakan lain yang diperlukan sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. II.B.20.b Penindakan oleh Penyidik Pegawai Negeri Sipil di Bidang Ketenagalistrikan Penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan memiliki wewenang untuk melakukan penyidikan kepada setiap orang atau pemegang perizinan berusaha yang diduga melakukan pelanggaran terhadap ketentuan pidana di bidang ketenagalistrikan. Penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan berwenang: 1. melakukan pemeriksaan atas kebenaran laporan atau keterangan berkenaan dengan tindak pidana dalam kegiatan usaha ketenagalistrikan; 2. melakukan pemeriksaan terhadap setiap orang yang diduga melakukan tindak pidana dalam kegiatan usaha ketenagalistrikan; 3. memanggil orang untuk didengar dan diperiksa sebagai saksi atau tersangka dalam perkara tindak pidana dalam kegiatan usaha ketenagalistrikan; 4. menggeledah tempat yang diduga digunakan untuk melakukan tindak pidana dalam kegiatan usaha ketenagalistrikan; 5. melakukan pemeriksaan sarana dan prasarana kegiatan usaha ketenagalistrikan dan menghentikan penggunaan peralatan yang diduga digunakan untuk melakukan tindak pidana; 6. menyegel dan/atau menyita alat kegiatan usaha ketenagalistrikan yang digunakan untuk melakukan tindak pidana sebagai alat bukti; 7. mendatangkan tenaga ahli yang diperlukan dalam hubungannya dengan pemeriksaan perkara tindak pidana dalam kegiatan usaha ketenagalistrikan; dan - 70 - 8. menangkap dan menahan pelaku tindak pidana di bidang ketenagalistrikan berdasarkan peraturan perundang-undangan. II.B.20.c Penanganan Susut Jaringan Nonteknis Tenaga Listrik Pemakaian tenaga listrik secara tidak sah masih sering terjadi di masyarakat. Hal ini menyebabkan peningkatan susut jaringan nonteknis dan berdampak pada meningkatnya subsidi tarif tenaga listrik. Penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) merupakan langkah positif dalam menertibkan dan mengamankan tenaga listrik yang dimanfaatkan masyarakat (konsumen) secara tidak sah serta dapat menurunkan susut jaringan nonteknis dan menghindari bahaya listrik bagi masyarakat. Dalam pelaksanaan penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) banyak kendala yang dihadapi seperti resistensi dan/atau perlawanan masyarakat terhadap petugas PT PLN (Persero), modus operandi yang beragam dan semakin canggih, dan keterlibatan orang dalam/internal. Hal ini membuat PT PLN (Persero) melibatkan penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan dalam melaksanakan operasi penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL). Target tim penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) adalah semua konsumen atau bukan konsumen yang melakukan tindakan/perbuatan yang menyebabkan bertambahnya pemakaian tenaga listrik sehingga lebih besar dari yang semestinya atau dari daya resmi yang terpasang. Pencurian aliran listrik dapat berupa pencantolan ke jaringan milik PT PLN (Persero) dan mengubah atau mengutak-atik alat pengukur dan pembatas (kWh atau kVARh meter) sehingga mengurangi rekening pembayaran atau menambah daya tanpa seizin PT PLN (Persero). Tindakan pemakaian tenaga listrik secara tidak sah tidak hanya merugikan PT PLN (Persero) secara finansial tetapi juga merusak citra PT PLN (Persero) selaku penyedia tenaga listrik. Pencantolan juga merugikan masyarakat konsumen lain yang tidak ikut mencantol karena berdampak tegangan turun atau tidak stabil yang mengakibatkan peralatan listrik tidak berfungsi dengan baik. Kondisi inilah yang dikeluhkan konsumen sehingga menurunkan citra PT PLN (Persero). Konsumen yang melakukan pelanggaran atau ditemukan pelanggaran pada persil konsumen dikenai sanksi: 1. pemutusan sementara; 2. pembongkaran rampung; 3. pembayaran tagihan susulan; dan/atau 4. pembayaran biaya penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) lainnya. Bukan konsumen yang melakukan pelanggaran atau ditemukan pelanggaran pada persil konsumen dikenai sanksi: 1. pembongkaran rampung; 2. pembayaran tagihan susulan untuk pelanggaran golongan IV (P IV); dan/atau 3. pembayaran biaya penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) lainnya. Konsumen atau bukan konsumen yang melakukan pelanggaran dan tidak menyelesaikan tagihan susulan sesuai golongan pelanggarannya, namun masih menyambung kembali aliran listrik ke satuan instalasi yang bermasalah dikenai penertiban pemakaian tenaga listrik (P2TL) ulang dengan tagihan susulan ganda. - 71 - Terdapat 4 (empat) golongan pelanggaran pemakaian tenaga listrik, yaitu: 1. pelanggaran golongan I (P I) merupakan pelanggaran yang mempengaruhi batas daya tetapi tidak mempengaruhi pengukuran energi; 2. pelanggaran golongan II (P II) merupakan pelanggaran yang mempengaruhi pengukuran energi tetapi tidak mempengaruhi batas daya; 3. pelanggaran golongan III (P III) merupakan pelanggaran yang mempengaruhi batas daya dan mempengaruhi pengukuran energi; dan 4. pelanggaran golongan IV (P IV) merupakan pelanggaran yang dilakukan oleh bukan konsumen. Konsumen yang melakukan pelanggaran golongan I (P I) lebih dari 1 (satu) kali, diwajibkan tambah daya sekaligus penyelesaian tagihan susulan. PT PLN (Persero) perlu melakukan sosialisasi secara berkala dan tindakan preventif agar masyarakat teredukasi termasuk bahaya pemakaian tenaga listrik secara tidak sah serta meningkatkan sarana/prasarana untuk pelaksanaan di lapangan. II.B.20.d Kriteria Pemakaian Listrik yang Bukan Haknya secara Melawan Hukum Untuk dapat dikatakan bahwa seseorang telah melakukan tindak pidana penggunaan tenaga listrik yang bukan haknya secara melawan hukum harus dibuktikan dan memenuhi kriteria tindak pidana di bidang ketenagalistrikan. Sebagai contoh Pasal 51 ayat (3) Undang-Undang 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang- Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang mengatur bahwa setiap orang yang menggunakan tenaga listrik yang bukan haknya secara melawan hukum dipidana dengan pidana penjara paling lama 7 (tujuh) tahun dan denda paling banyak Rp.2.500.000.000,00 (dua miliar lima ratus juta rupiah). Perbuatan tersebut dapat merugikan negara atau orang lain serta dapat mengakibatkan kematian. Hal tersebut dikategorikan sebagai pencurian tenaga listrik karena ada energi listrik yang hilang atau susut jaringan yang bertambah. Pencurian dengan mengambil aliran listrik atau biasa dikenal dengan pencantolan juga merupakan tindak pidana. Jenis ini merupakan pencurian yang paling merugikan dengan modus operandi yang tergolong sulit. Hal ini disebabkan karena sifat daya itu sendiri yang memang kasat mata meskipun bisa dirasakan. Tindakan ini termasuk losses nonteknis (hilangnya energi atau listrik atau daya bukan karena unsur teknis). II.C. Keteknikan dan Perlindungan Lingkungan Selain bermanfaat, tenaga listrik berpotensi membahayakan manusia dan makhluk hidup lain. Kesalahan dalam pembangunan dan pemasangan, pengoperasian, dan pemanfaatan tenaga listrik dapat membahayakan keselamatan makhluk hidup, harta benda, dan lingkungan sekitarnya. Oleh karena itu, penyelenggaraan ketenagalistrikan wajib memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan yang bertujuan untuk mewujudkan kondisi andal dan aman bagi instalasi, aman dari bahaya bagi manusia dan makhluk hidup lainnya, serta ramah lingkungan. Ketentuan keselamatan ketenagalistrikan meliputi: 1. pemenuhan standardisasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik; 2. pengamanan instalasi tenaga listrik; dan 3. pengamanan pemanfaat tenaga listrik. - 72 - Selain hal tersebut, dalam setiap kegiatan usaha ketenagalistrikan wajib memenuhi ketentuan di bidang perlindungan dan pengelolaan lingkungan hidup. II.C.1. Kebijakan Standardisasi Ketenagalistrikan Kebijakan dalam standardisasi ketenagalistrikan meliputi standar peralatan tenaga listrik (yaitu semua alat dan sarana tenaga listrik yang digunakan untuk instalasi penyediaan dan instalasi pemanfaatan tenaga listrik) dan standar pemanfaat tenaga listrik (yaitu semua produk yang dalam pemanfaatannya menggunakan tenaga listrik untuk beroperasinya produk tersebut). Produk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang telah memenuhi SNI dilakukan pembubuhan tanda SNI ( ) dan tanda keselamatan ( ) setelah mendapatkan surat persetujuan penggunaan tanda SNI dan/atau tanda keselamatan. Surat persetujuan penggunaan tanda SNI dan/atau tanda keselamatan diterbitkan melalui registrasi sertifikat produk. SNI pada prinsipnya diterapkan secara sukarela. Dalam hal SNI berkaitan dengan kepentingan keamanan, keselamatan, kesehatan, dan lingkungan hidup (K3L) dan/atau pertimbangan ekonomis, instansi teknis dapat memberlakukan SNI secara wajib. Pemerintah telah memberlakukan SNI wajib untuk sejumlah produk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang terkait dengan keselamatan khususnya untuk keperluan penggunaan rumah tangga. Hal ini berdasarkan pertimbangan bahwa peralatan dan pemanfaat tenaga listrik tersebut dioperasikan oleh masyarakat umum yang bukan ahli listrik. SNI peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang telah diberlakukan wajib diatur dalam peraturan perundang-undangan mengenai standardisasi di bidang ketenagalistrikan dan pembubuhan tanda SNI dan/atau tanda keselamatan. Proses sertifikasi produk yang telah diberlakukan SNI Wajib berpedoman pada ketentuan peraturan perundang-undangan. Proses sertifikasi produk adalah proses menilai apakah suatu produk memenuhi persyaratan seperti yang tercantum dalam standar. Hal yang harus dilakukan adalah: 1. pastikan jenis produk yang ingin disertifikasi; 2. cek apakah produk yang ingin disertifikasi sudah ada standarnya atau SNI- nya, jika SNI-nya belum ada, produk tidak dapat disertifikasi; 3. cek apakah ada lembaga sertifikasi produk (LSPro) yang sudah terakreditasi oleh Komite Akreditasi Nasional (KAN) untuk SNI tersebut, jika tidak ada lembaga sertifikasi produk (LSPro) yang terakreditasi berarti produk tersebut belum dapat disertifikasi namun pemohon bisa meminta lembaga sertifikasi produk (LSPro) untuk menambah ruang lingkup akreditasinya kepada Komite Akreditasi Nasional (KAN) sehingga produk bisa disertifikasi; dan 4. hubungi lembaga sertifikasi produk (LSPro) terkait untuk detail persyaratannya. Kegiatan sertifikasi dilakukan dengan mengajukan permohonan melalui aplikasi ke lembaga sertifikasi produk (LSPro) dan mengikuti proses sertifikasi yang ada. Lembaga sertifikasi produk (LSPro) harus mengoperasikan skema penilaian kesesuaian yaitu aturan, prosedur, dan manajemen yang berlaku untuk penilaian kesesuaian terhadap persyaratan acuan. Skema penilaian kesesuaian berisi tata cara/persyaratan dan mekanisme yang diperlukan dan dilakukan dalam pelaksanaan sertifikasi produk tertentu yang terdiri atas proses seleksi, determinasi, serta tinjauan dan keputusan. Lembaga sertifikasi produk (LSPro) harus memastikan bahwa kegiatan sertifikasi yang dilakukan sesuai dengan skema yang dioperasikan. Pada prinsipnya skema sertifikasi produk tergantung pada jenis, karakteristik, dan proses produksi produk tersebut. - 73 - Standar adalah persyaratan teknis atau sesuatu yang dibakukan termasuk tata cara dan metode yang disusun berdasarkan konsensus semua pihak/ Pemerintah/keputusan internasional yang terkait dengan memperhatikan syarat keselamatan, keamanan, kesehatan, lingkungan hidup, perkembangan ilmu pengetahuan dan teknologi, pengalaman, serta perkembangan masa kini dan masa mendatang untuk memperoleh manfaat yang sebesar-besarnya. Standardisasi adalah proses merencanakan, merumuskan, menetapkan, menerapkan, memberlakukan, memelihara, dan mengawasi standar yang dilaksanakan secara tertib dan bekerja sama dengan semua pemangku kepentingan. Pengujian standardisasi dilakukan pada laboratorium dengan ketentuan: 1. laboratorium pengujian terakreditasi Komite Akreditasi Nasional (KAN) dan memiliki perizinan berusaha jasa penunjang tenaga listrik dari Lembaga Online Single Submission (OSS); 2. dalam hal laboratorium pengujian merupakan sumber daya eksternal dari lembaga sertifikasi produk (LSPro), pengujian harus dilengkapi dengan perjanjian subkontrak; dan 3. dalam hal pengujian tidak dapat dilakukan oleh laboratorium pengujian dalam negeri, pengujian dapat dilakukan oleh laboratorium pengujian luar negeri dengan dilengkapi perjanjian subkontrak. Sampai dengan tahun 2023 terdapat 8 (delapan) laboratorium pengujian peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Daftar laboratorium pengujian peralatan dan pemanfaat tenaga listrik dapat dilihat pada Tabel 1. Tabel 1. Daftar Laboratorium Pengujian Peralatan dan Pemanfaat Tenaga Listrik No. Nama Badan Usaha Ruang Lingkup Sertifikasi

1. PT Sucofindo (Persero) kipas angin - tusuk kontak/kotak kontak - residual current circuit breaker RCCB) - miniature circuit breaker (MCB) - luminer magun kegunaan umum - luminer tanam - luminer pencahayaan jalan umum - luminer kegunaan umum portabel - luminer lampu sorot - luminer portabel -

2. PT Vertex Global luminer magun kegunaan umum - Indonesia luminer tanam - luminer pencahayaan jalan umum - luminer kegunaan umum portabel - luminer lampu sorot - kipas angin -

3. PT UL International tusuk kontak, kotak kontak Indonesia

4. Balai Pengujian Mutu - kipas angin Barang - Kementerian - sakelar untuk instalasi listrik tetap rumah Perdagangan tangga dan sejenisnya - tusuk kontak dan kotak kontak untuk keperluan rumah tangga dan persyaratan - umum - miniature circuit breaker (MCB)

5. PT Hartono Istana kipas angin - 74 - No. Nama Badan Usaha Ruang Lingkup Sertifikasi Teknologi

6. PT TUV Rheinland kipas angin Indonesia

7. PT Rajawali Baskara kipas angin Perkasa - kWh meter - miniature circuit breaker (MCB) - isolator - stick isolasi - panel hubung bagi tegangan rendah (PHB TR) - panel hubung bagi tegangan menengah (PHB TM) - trafo distribusi

8. PT PLN (Persero) Pusat - transformator arus/current transformator (CT) Sertifikasi - transformator tegangan/potential transformator (PT) - relai jarak - relai diferensial kawal pilot - relai arus lebih - relai tegangan lebih/kurang - relai arah - relai cek sinkron - relai gangguan tanah terbatas/restricted earth fault (REF) - relai penutup balik - relai diferensial trafo tenaga - relai tunda waktu - relai penguat medan hilang - relai thermal overload - transformator tenaga - penangkap petir/arrester Standardisasi ketenagalistrikan merupakan salah satu bentuk komitmen untuk pemenuhan keselamatan ketenagalistrikan terutama untuk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik harus memenuhi ketentuan SNI yang telah diberlakukan wajib oleh Pemerintah. Seiring dengan berjalannya waktu, peralatan listrik semakin canggih serta beragam jenis dan variannya. Untuk itu, Pemerintah berkewajiban menyediakan SNI terbaru seiring dengan perkembangan peralatan yang ada di pasar. Sejalan dengan implementasi kebijakan Pemerintah dalam rangka mendorong perkembangan kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB), mendorong energy storage system di Indonesia, meningkatkan efisiensi energi, ketahanan energi, dan konservasi energi sektor transportasi, serta mewujudkan energi bersih dan komitmen Indonesia menurunkan emisi GRK sesuai yang tercantum pada dokumen enhanced nationally determined contribution (E-NDC) (sebesar 31,89% (tiga puluh satu koma delapan sembilan persen) dengan kemampuan sendiri dan sebesar 43,20% (empat puluh tiga koma dua nol persen) dengan dukungan internasional pada tahun 2030 dari skenario business as usual), perlu peraturan perundang-undangan untuk mendukung program tersebut. Oleh karena itu, Komite Teknis Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan merumuskan Rancangan SNI bidang ketenagalistrikan untuk kendaraan listrik khususnya pengisian kendaraan listrik umum dan energy storage system. - 75 - II.C.1.a Perumusan SNI di Bidang Ketenagalistrikan Upaya pemenuhan ketersediaan SNI di bidang ketenagalistrikan oleh Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan diwujudkan dengan mengelola 15 (lima belas) Komite Teknis yang merumuskan Rancangan SNI untuk selanjutnya ditetapkan menjadi SNI oleh Badan Standardisasi Nasional (BSN). Penetapan SNI dapat berupa penerapan SNI secara sukarela dan pemberlakuan SNI secara wajib. Sampai dengan tahun 2024 telah diterbitkan atau ditetapkan sekitar 640 (enam ratus empat puluh) SNI di bidang ketenagalistrikan. II.C.1.b Pemberlakuan SNI Wajib Ketenagalistrikan Sampai dengan tahun 2024 terdapat 13 (tiga belas) ruang lingkup SNI di bidang ketenagalistrikan yang diberlakukan secara wajib meliputi 2 (dua) ruang lingkup SNI sistem ketenagalistrikan dan 11 (sebelas) ruang lingkup produk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik. Daftar SNI wajib di bidang ketenagalistrikan dapat dilihat dalam Tabel 2. Tabel 2. Daftar SNI Wajib di Bidang Ketenagalistrikan Lingkup No Nomor dan Judul SNI Pemberlakuan

1. SNI IEC 60196:2015 Frekuensi Standar (IEC sistem/instalasi 60196:2009, IDT)

2. SNI 0225:2011 Persyaratan Umum Instalasi Listrik sistem/instalasi 2020 (PUIL 2020)

3. SNI 8528-1:2018 Lengkapan listrik – Pemutus sirkit produk untuk proteksi arus lebih untuk instalasi rumah tangga dan sejenis - Bagian 1: Pemutus sirkuit untuk operasi AB (IEC 60898-1:2015, MOD) 4. a. SNI IEC 61008-1:2017 Pemutus Sirkit Arus Sisa produk Tanpa Proteksi Arus Lebih Terpadu untuk Pemakaian Rumah Tangga & Sejenisnya (RCCBs) – Bagian 1: Persyaratan Umum (IEC 61008- 1:2013, IDT). b. SNI 04-6956.2.1-2005 Pemutus sirkit arus sisa tanpa proteksi arus lebih terpadu untuk pemakaian rumah tangga dan sejenisnya (RCCB) – Bagian 2-1: Penerapan persyaratan umum RCCB yang berfungsi tak tergantung dari tegangan saluran. c. SNI IEC 61008-2-2:2014 Pemutus sirkit arus sisa tanpa proteksi arus lebih terpadu untuk pemakaian rumah tangga dan sejenis (RCCB) – Bagian 2-2: Penerapan aturan umum RCCB yang berfungsi tergantung dari voltase lin (IEC 61008- 2-2:1990, IDT).

5. SNI IEC 60669-1:2013 Sakelar untuk instalasi listrik produk magun rumah tangga dan sejenis - Bagian 1 : Persyaratan umum (IEC 60669-1:2007, IDT). 6. a. SNI IEC 60884-1:2014 Tusuk kontak dan kotak produk kontak untuk keperluan rumah tangga dan keperluan sejenis Bagian 1: Persyaratan–Umum (IEC 60884-1 :2006, IDT). b. SNI 04-3892.1.1-2003 Tusuk kontak dan kotak kontak untuk keperluan rumah tangga dan - 76 - Lingkup No Nomor dan Judul SNI Pemberlakuan sejenisnya – Bagian 1-1: Persyaratan umum – Bentuk dan Ukuran. 7. a. SNI IEC 61347-1:2011 Perlengkapan Kendali produk Lampu – Bagian 1: Persyaratan Umum dan Keselamatan. b. SNI IEC 61347-2-3:2011 Perlengkapan Kendali Lampu – Bagian 2.3: Persyaratan Khusus Ballast Elektronik AB untuk lampu fluoresen. 8. a. SNI IEC 60598–1:2016 Luminer - Bagian 1: produk Persyaratan umum dan pengujian (IEC 60598- 1:2014, IDT). b. SNI 04–6973.2.1-2005 mengenai Luminer - Bagian 2-1: Persyaratan Khusus - Luminer Magun Kegunaan Umum. c. SNI IEC 60598-2-2:2016 Luminer – Bagian 2-2: Persyaratan khusus – Luminer tanam (IEC 60598- 2-2:2011, IDT). d. SNI IEC 60598-2-3:2016 Luminer - Bagian 2-3: Persyaratan khusus - Luminer untuk pencahayaan jalan umum (IEC 60598-2-3:2002 dan Amd.1:2011, IDT). e. SNI IEC 60598-2-4:2012 Luminer – Bagian 2: Persyaratan khusus – Seksi 4: Luminer kegunaan umum portabel (IEC 60598-2-4:1997, IDT). f. SNI IEC 60598-2-5:2016 Luminer - Bagian 2-5: Persyaratan Khusus - Luminer Lampu Sorot (IEC 60598-2-5:2015, IDT). 9. a. SNI IEC 7859:2013 Peranti listrik rumah tangga produk dan sejenis - Keselamatan - Bagian 1: Persyaratan umum (IEC 60335-1:2010, MOD). b. SNI 7609:2011 Peranti listrik rumah tangga dan sejenis - Keselamatan - Bagian 2-80: Persyaratan khusus untuk Kipas Angin (IEC 60335-2-80 Edition 2.2 (2008-09) ”Household and similar electrical appliances - Safety - Part 2-80: Particular requirements for fans”, MOD)). 10. a. SNI IEC 60598-2-12:2016 Luminer - Bagian 2 -12: produk Persyaratan khusus - Lampu tidur dipasang pada stop kontak instalasi listrik. (IEC 60598-2- 12:2013, IDT, Eng) b. SNI IEC 60598-2-20:2012 Luminer - Bagian 2 -20: Persyaratan khusus - Rantai Cahaya (IEC 60598- 2-20:2010, IDT). 11. a. SNI IEC 60670-1:2015 Kotak dan selungkup produk untuk lengkapan listrik pada instalasi listrik magun untuk rumah tangga dan sejenis - Bagian 1: Persyaratan umum (IEC 60670-1:2011, IDT). b. SNI IEC 60670-22:2017 Kotak dan selungkup untuk lengkap listrik pada instalasi listrik magun rumah tangga dan sejenis - Bagian 22: Persyaratan khusus untuk kotak dan selungkup hubung (IEC 60670-22: 2015, IDT). - 77 - Lingkup No Nomor dan Judul SNI Pemberlakuan c. SNI IEC 60670-23:2012 Kotak dan selungkup untuk lengkapan listrik pada instalasi listrik magun rumah tangga dan sejenis - Bagian 23: Persyaratan khusus untuk kotak dan selungkup lantai (IEC 60670-23:2006, IDT). 12. a. SNI IEC 61386-1:2012 Sistem konduit untuk produk manajemen kabel - Bagian 1: Persyaratan umum (IEC 61386-1:2008, IDT). b. SNI IEC 61386-21:2012 Sistem konduit untuk manajemen kabel - Bagian 21: Persyaratan khusus - Sistem konduit kaku (IEC 61386- 21:2008, IDT). c. SNI IEC 61386-22:2012 Sistem konduit untuk manajemen kabel - Bagian 22: Persyaratan khusus - Sistem konduit semifleksibel (IEC 61386- 22:2002, IDT). 13. a. SNI IEC 60838-1:2017 Berbagai fiting lampu - produk Bagian 1: Persyaratan umum dan pengujian (IEC 60838-1:2016, lDT, Eng). b. SNI IEC 60838-2-3:2017: Persyaratan khusus fiting lampu untuk lampu LED linear berkaki dobel (IEC 60838-2-3:2016, IDT, Eng). c. SNI 04-0534-1989: Fiting lampu arus bolak-balik. Dengan pertimbangan keamanan, keselamatan, kesehatan, dan lingkungan hidup (K3L), Pemerintah memberlakukan sejumlah SNI wajib khususnya SNI terkait peralatan dan pemanfaat tenaga listrik untuk rumah tangga dan sejenis yang diatur dalam peraturan perundang-undangan mengenai standardisasi di bidang ketenagalistrikan dan pembubuhan tanda SNI dan/atau tanda keselamatan. Penerapan SNI dilakukan melalui mekanisme sertifikasi produk untuk produk peralatan dan produk pemanfaat tenaga listrik melalui pembubuhan tanda SNI ( ) dan tanda keselamatan ( ). Skema sertifikasi produk dapat dilihat pada Gambar 5. Gambar 5. Skema Sertifikasi Produk - 78 - II.C.1.c Pengawasan Penerapan SNI Ketenagalistrikan Pengawasan terhadap penerapan SNI ketenagalistrikan dilaksanakan secara mandiri atau melalui kerja sama dengan instansi terkait yang memiliki kewenangan dalam pengawasan produk di pasar. Pengawasan dilakukan melalui penerimaan pengaduan masyarakat atau melaksanakan uji petik terhadap peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, baik yang beredar di pasar maupun yang terpasang pada instalasi tenaga listrik. Kemudahan akses informasi mengenai standardisasi ketenagalistrikan merupakan hal yang dibutuhkan oleh pemangku ke pentingan. Pemerintah sedang melakukan pengembangan sistem informasi standardisasi ketenagalistrikan yang salah satunya berisi informasi terkait SNI, produk peralatan dan pemanfaat tenaga listrik yang sudah SNI, sistem validasi nomor registrasi sertifikat produk, sistem informasi data dengan kementerian/lembaga terkait (Direktorat Jenderal Bea dan Cukai, Direktorat Jenderal Perlindungan Konsumen dan Tertib Niaga, Direktorat Pengawasan Barang Beredar dan Jasa, Kepolisian Negara Republik Indonesia, dan lembaga inspeksi teknik), serta pengembangan untuk aplikasi mobile yang mudah diakses oleh masyarakat. II.C.1.d Rekomendasi Persetujuan dan Penandasahan Rencana Impor Barang (RIB) Modal dalam Rangka Pembangunan Pembangkit Tenaga Listrik Pemberian persetujuan dan penandasahan rencana impor barang (RIB) dilakukan dalam rangka pemberian fasilitas pembebasan bea masuk atas impor barang modal yang dibutuhkan dalam rangka pembangunan pembangkit tenaga listrik untuk kepentingan umum. Impor barang modal tersebut harus disetujui dan ditandasahkan oleh Pemerintah dan hanya diberikan untuk barang modal yang belum dapat diproduksi di dalam negeri, barang yang sudah diproduksi di dalam negeri namun belum memenuhi spesifikasi yang dibutuhkan, atau barang yang sudah diproduksi di dalam negeri namun jumlahnya belum mencukupi kebutuhan industri. Alur permohonan persetujuan dan penandasahan rencana impor barang (RIB) dapat dilihat pada Gambar 6 dan Gambar 7. Gambar 6. Alur Permohonan Persetujuan dan Penandasahan RIB - 79 - Gambar 7. Alur Permohonan Persetujuan dan Penandasahan RIB II.C.2. Kebijakan Peningkatan Penggunaan Komponen dalam Negeri Kebijakan peningkatan penggunaan komponen dalam negeri merupakan upaya untuk mendorong lebih banyak penggunaan komponen dan bahan baku yang diproduksi di dalam negeri dalam produksi barang dan jasa. Kebijakan ini dapat diimplementasikan dengan berbagai cara, seperti memberikan insentif atau fasilitas kepada produsen yang menggunakan komponen dalam negeri dalam produksinya, menetapkan persyaratan minimum penggunaan komponen dalam negeri dalam lelang dan kontrak Pemerintah, dan melarang impor komponen sejenis yang dapat diproduksi di dalam negeri. Peningkatan penggunaan produk dalam negeri dilakukan melalui pemberlakuan peraturan perundang-undangan terkait tingkat komponen dalam negeri (TKDN). Dalam rangka mendorong peningkatan penggunaan produk barang dan/atau jasa dalam negeri di sektor ketenagalistrikan, Pemerintah mengatur kewajiban penggunaan barang dan/atau jasa produksi dalam negeri dalam pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan untuk kepentingan umum yang dilaksanakan oleh Instansi Pemerintah, instansi pemerintah daerah, BUMN, BUMD, badan usaha swasta, badan layanan umum, koperasi, perseorangan, swadaya masyarakat, dan lembaga/badan usaha lainnya dalam melakukan usaha ketenagalistrikan yang sumber pembiayaannya berasal dari APBN, APBD, dan pinjaman atau hibah dari dalam negeri atau luar negeri. Kewajiban penggunaan barang dan/atau jasa produksi dalam negeri harus dicantumkan dalam dokumen lelang/penawaran pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan dan dalam kontrak pelaksanaan pembangunan. Pemerintah melakukan monitoring dan evaluasi atas besaran tingkat komponen dalam negeri (TKDN) pada setiap pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan. Penyedia barang dan/atau jasa pada pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan dapat dikenai sanksi jika nilai tingkat komponen dalam negeri (TKDN) pada akhir proyek yang diverifikasi tidak mencapai besaran tingkat komponen dalam negeri (TKDN) yang ditetapkan atau tidak melaksanakan sama sekali penggunaan kompomen dalam negeri. Target tingkat komponen dalam negeri (TKDN) untuk bidang ketenagalistrikan di Indonesia sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Target - 80 - ini merupakan upaya Pemerintah untuk meningkatkan penggunaan komponen dalam negeri dalam produksi barang dan/atau jasa sekaligus meningkatkan pertumbuhan ekonomi dalam negeri. Untuk meningkatkan penggunaan komponen dalam negeri perlu kerja sama berbagai pihak, seperti Pemerintah, industri, akademisi, dan masyarakat. Pemerintah dapat berperan aktif dalam memberikan insentif atau fasilitas bagi produsen yang menggunakan komponen dalam negeri dalam produksinya, menetapkan persyaratan minimum penggunaan komponen dalam negeri dalam lelang dan kontrak Pemerintah, serta mengeluarkan kebijakan yang mendukung pengembangan industri dalam negeri. Industri dapat berperan aktif dengan meningkatkan kemampuan teknologi dan kapasitas produksi dalam negeri serta mengembangkan pasokan bahan baku dan komponen dalam negeri. Besarnya target tingkat komponen dalam negeri (TKDN) saat ini dipengaruhi oleh kondisi industri dan ekonomi. Penggunaan komponen dalam negeri memiliki beberapa keuntungan dan manfaat yang penting bagi pertumbuhan ekonomi dan pembangunan industri dalam negeri, antara lain: 1. meningkatkan pertumbuhan ekonomi karena dapat meningkatkan kegiatan produksi, menciptakan lapangan kerja, dan meningkatkan pendapatan masyarakat; 2. meningkatkan daya saing industri dalam negeri dengan mengurangi ketergantungan pada impor, meningkatkan kemampuan teknologi, dan mengurangi biaya produksi; 3. memperkuat ketahanan ekonomi nasional dan mengurangi risiko fluktuasi harga dan pasokan dari negara lain; 4. meningkatkan kualitas produk karena dapat memastikan ketersediaan bahan baku dan komponen yang sesuai dengan standar kualitas nasional; dan 5. memperkuat hubungan antara industri dan masyarakat sekitar, meningkatkan tanggung jawab sosial dan lingkungan industri, dan meningkatkan manfaat ekonomi dan sosial bagi masyarakat sekitar. Dalam rangka membangun industri dalam negeri yang kuat dan berkelanjutan, penggunaan komponen dalam negeri merupakan hal penting untuk ditingkatkan dan didukung oleh semua pihak terkait. Dalam industri ketenagalistrikan, beberapa lini atau bagian yang menggunakan komponen dalam negeri antara lain:

1. Pembangkit Tenaga Listrik Pada pembangkit tenaga listrik, beberapa komponen yang dapat menggunakan komponen dalam negeri antara lain mesin turbin, generator, dan sistem kontrol.

2. Transmisi Tenaga Listrik dan Distribusi Tenaga Listrik Pada transmisi tenaga listrik dan distribusi tenaga listrik, beberapa komponen yang dapat menggunakan komponen dalam negeri antara lain trafo, kabel listrik, isolator, dan perlengkapan lainnya.

3. Perangkat Listrik dan Elektronik Perangkat listrik dan elektronik seperti meteran listrik, sakelar, dan sistem kontrol lainnya dapat menggunakan komponen dalam negeri.

4. Komponen dan Perlengkapan Lainnya - 81 - Komponen dan perlengkapan lainnya seperti baterai, panel surya, dan perlengkapan ketenagalistrikan lainnya dapat menggunakan komponen dalam negeri. Namun demikian perlu diingat bahwa tidak semua komponen dalam negeri sudah tersedia dan memiliki kualitas yang memadai untuk digunakan di industri ketenagalistrikan. Oleh karena itu diperlukan upaya untuk terus meningkatkan kualitas dan ketersediaan komponen dalam negeri agar dapat digunakan secara optimal dalam industri ketenagalistrikan. Untuk mencapai target kebijakan peningkatan penggunaan komponen dalam negeri terdapat beberapa cara yang dapat dilakukan, antara lain:

1. Meningkatkan Kesadaran dan Pemahaman Publik Kesadaran dan pemahaman publik mengenai pentingnya penggunaan komponen dalam negeri perlu ditingkatkan melalui sosialisasi dan kampanye yang efektif.

2. Meningkatkan Peran Pemerintah Pemerintah perlu memberikan dukungan yang lebih besar dalam bentuk insentif fiskal, kebijakan regulasi yang jelas dan konsisten, serta pengawasan yang ketat terhadap pelaksanaan tingkat komponen dalam negeri (TKDN) oleh industri.

3. Meningkatkan Kerja Sama antara Industri dan Pemasok Lokal Industri perlu meningkatkan kerja sama dengan pemasok lokal dalam pengembangan produk dan teknologi yang berkualitas sehingga dapat meningkatkan kualitas produk dan daya saing industri dalam negeri.

4. Meningkatkan Investasi dalam Penelitian dan Pengembangan Investasi dalam penelitian dan pengembangan produk dan teknologi dapat meningkatkan kualitas produk dan meningkatkan kemampuan teknologi industri dalam negeri.

5. Meningkatkan Ketersediaan Bahan Baku dan Komponen Dalam Negeri Pemerintah dapat memberikan insentif bagi produsen lokal untuk meningkatkan produksi dan meningkatkan kualitas bahan baku dan komponen yang dibutuhkan oleh industri dalam negeri.

6. Meningkatkan Pengawasan dan Evaluasi Pemerintah perlu meningkatkan pengawasan dan evaluasi terhadap pelaksanaan tingkat komponen dalam negeri (TKDN) oleh industri untuk memastikan pencapaian target yang diharapkan. II.C.3. Kebijakan Kelaikan Teknik Ketenagalistrikan Selain bermanfaat, tenaga listrik dapat membahayakan makhluk hidup dan lingkungan. Untuk itu, setiap kegiatan usaha penyediaan dan pemanfaatan tenaga listrik wajib memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan. Salah satu penerapan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan melalui kewajiban kepemilikan sertifikat laik operasi (SLO) pada instalasi penyediaan tenaga listrik dan instalasi pemanfaatan tenaga listrik yang beroperasi. Kewajiban sertifikat laik operasi (SLO) harus dipenuhi instalasi pembangkit, transmisi, distribusi, dan pemanfaatan tenaga listrik sebagai syarat pengoperasian secara komersial atau penyambungan baru melalui proses sertifikasi instalasi tenaga listrik. Sertifikasi instalasi tenaga listrik merupakan serangkaian kegiatan pemeriksaan dan pengujian peralatan listrik dan - 82 - instalasinya serta verifikasi instalasi tenaga listrik untuk memastikan suatu instalasi tenaga listrik dan peralatan telah berfungsi sebagaimana kesesuaian persyaratan yang ditentukan dan dinyatakan laik dioperasikan. Pelaksana pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik dilakukan oleh lembaga inspeksi teknik (LIT) yang memiliki perizinan berusaha untuk kegiatan usaha jasa penunjang tenaga listrik sesuai dengan klasifikasi dan kualifikasi badan usaha yang dipersyaratkan. Pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik diajukan oleh pemilik instalasi tenaga listrik kepada lembaga inspeksi teknik (LIT) pada saat instalasi tenaga listrik telah selesai dibangun dan dipasang, direkondisi, dilakukan perubahan kapasitas, dilakukan perubahan instalasi tenaga listrik, direlokasi, atau masa berlaku sertifikat laik operasi (SLO) akan habis. Pengajuan permohonan sertifikat laik operasi (SLO) dilengkapi dengan data IUPTLU, IUPTLS, atau identitas pemilik instalasi pemanfaatan tenaga listrik tegangan tinggi dan tegangan menegah, lokasi instalasi tenaga listrik yang dilengkapi dengan titik koordinat, jenis dan kapasitas instalasi tenaga listrik, gambar dan tata letak instalasi tenaga listrik, diagram satu garis, spesifikasi teknik peralatan utama instalasi tenaga listrik serta standar yang digunakan. Jika instalasi tenaga listrik yang disertifikasi berupa instalasi pemanfaatan tegangan rendah, pemilik instalasi tenaga listrik cukup menyampaikan data identitas pemilik instalasi pemanfaatan tenaga listrik tegangan rendah, lokasi instalasi tenaga listrik yang dilengkapi dengan titik koordinat, jenis dan kapasitas instalasi tenaga listrik, gambar instalasi tenaga listrik dan/atau diagram satu garis, dan peralatan yang dipasang. Lembaga inspeksi teknik (LIT) akan menguji dan membuat laporan hasil pemeriksaan dan pengujian berdasarkan ketentuan peraturan perundangan- undangan yang mengatur mengenai klasifikasi, kualifikasi, akreditasi, dan sertifikasi usaha jasa penunjang tenaga listrik untuk selanjutnya diajukan permohonan registrasi secara daring kepada Pemerintah. Alur permohonan sertifikat laik operasi (SLO) dapat dilihat pada Gambar 8. Gambar 8. Alur Permohonan SLO Penerapan sertifikat laik operasi (SLO) diharapkan dapat mewujudkan instalasi tenaga listrik yang andal sehingga dapat beroperasi secara berkesinambungan sesuai dengan spesifikasi yang telah ditentukan. Selain itu, penerapan sertifikat laik operasi (SLO) untuk menciptakan kondisi instalasi tenaga listrik yang aman - 83 - sehingga bahaya yang mungkin timbul bagi manusia dan makhluk hidup lainnya seperti kecelakaan dan kebakaran akibat listrik dapat diantisipasi. Tujuan yang tidak kalah penting dalam penerapan sertifikat laik operasi (SLO) adalah mewujudkan instalasi tenaga listrik yang ramah lingkungan dan tidak menimbulkan kerusakan lingkungan hidup pada instalasi tenaga listrik dioperasikan. Registrasi sertifikat laik operasi (SLO) untuk instalasi penyediaan tenaga listrik, instalasi pemanfaatan tenaga listrik tegangan tinggi, instalasi pemanfaatan tenaga listrik tegangan menengah, dan instalasi pemanfaatan tenaga listrik tegangan rendah merupakan kewenangan Pemerintah. Pengawasan terhadap pelaksanaan sertifikasi instalasi tenaga listrik dilakukan oleh Pemerintah. Untuk menunjang pelaksanaan sertifikasi instalasi tenaga listrik dan dalam rangka meningkatkan pelayanan, transparansi, dan akuntabilitas pelaksanaan sertifikasi instalasi tenaga listrik, registrasi sertifikat laik operasi (SLO) telah dilakukan secara daring sejak tahun 2015. Pemerintah terus melakukan pembaruan sistem informasi untuk menyesuaikan kebutuhan data dan kebijakan kelaikan teknik ketenagalistrikan antara lain mengintegrasikan antarsistem informasi di bidang ketenagalistrikan dan mengintegrasikan sistem informasi milik penyedia tenaga listrik dan pemangku kepentingan lainnya agar akses pelaksanaan sertifikasi instalasi tenaga listrik menjadi mudah, transparan, dan mampu telusur melalui Sistem Informasi Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik (SI UJANG GATRIK). Upaya Pemerintah untuk mendukung ketahanan energi nasional, peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan, serta peningkatan rasio elektrifikasi antara lain adalah dengan menetapkan kebijakan bahwa instalasi pembangkit untuk kepentingan sendiri dengan total kapasitas sampai dengan 500 (lima ratus) kW dan kontrol panelnya menjadi 1 (satu) bagian tidak terpisahkan dinyatakan telah memenuhi ketentuan wajib sertifikat laik operasi (SLO). Dengan demikian, pemilik instalasi tenaga listrik cukup mengajukan permohonan register surat keterangan pemenuhan ketentuan wajib sertifikat laik operasi (SLO) kepada Pemerintah dengan melampirkan sertifikat produk atau surat pernyataan bertanggung jawab terhadap aspek keselamatan ketenagalistrikan dari pemilik instalasi tenaga listrik yang dilengkapi dengan dokumen garansi pabrikan yang masih berlaku, hasil commissioning test dari teknisi distributor, atau dokumen pemeliharaan instalasi pembangkit tenaga listrik. Untuk memastikan kelaikan teknik suatu instalasi tenaga listrik, Pemerintah terus memperbarui kebijakan kelaikan teknik ketenagalistrikan dalam peraturan perundang-undangan di bidang ketenagalistrikan yang dituangkan dalam mata uji sertifikasi instalasi tenaga listrik antara lain mata uji sertifikasi instalasi battery energy storage system (BESS) dan infrastruktur SPKLU. Lingkup instalasi yang wajib sertifikasi instalasi tenaga listrik pada SPKLU dapat dilihat pada Gambar 9. Gambar 9. Lingkup Instalasi yang Wajib Sertifikasi Instalasi Tenaga Listrik untuk SPKLU - 84 - Untuk menjamin keamanan dan keandalan infrastruktur pengisian listrik untuk kendaraan bermotor listrik berbasis baterai, sistem instalasi yang menyuplai listrik dari charging station wajib memiliki sertifikat laik operasi (SLO), sedangkan untuk charging station wajib memiliki sertifikat produk atau sertifikat produk penggunaan tanda SNI. II.C.4. Kebijakan Keselamatan Ketenagalistrikan Setiap kegiatan usaha kegiatan wajib memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan. Keselamatan ketenagalistrikan adalah segala upaya atau langkah pemenuhan standardisasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik, pengamanan instalasi tenaga listrik, dan pengamanan pemanfaat tenaga listrik untuk mewujudkan kondisi andal dan aman bagi instalasi, aman dari bahaya bagi manusia dan makhluk hidup lainnya, serta ramah lingkungan. Tujuan keselamatan ketenagalistrikan adalah untuk menciptakan kondisi: 1. andal dan aman bagi instalasi, merupakan kondisi instalasi tenaga listrik yang beroperasi secara berkesinambungan dalam kurun waktu yang telah direncanakan dan mampu mengantisipasi timbulnya risiko kerusakan akibat ketidaknormalan operasi dan gangguan; 2. aman dari bahaya bagi manusia dan makhluk hidup lainnya, merupakan kondisi instalasi tenaga listrik bebas dari bahaya tenaga listrik, bahaya mekanis, bahaya termal, dan/atau bahaya kimia; dan 3. ramah lingkungan adalah kondisi instalasi tenaga listrik yang memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang lingkungan hidup. Keselamatan ketenagalistrikan wajib diterapkan pada setiap instalasi penyediaan tenaga listrik sesuai dengan persyaratan umum keselamatan ketenagalistrikan dan setiap instalasi pemanfaatan tenaga listrik, peralatan dan pemanfaat tenaga listrik sesuai dengan SNI di bidang ketenagalistrikan. Untuk memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan, setiap instalasi tenaga listrik yang beroperasi wajib memiliki sertifikat laik operasi (SLO). Selain itu, setiap badan usaha jasa penunjang tenaga listrik wajib memiliki sertifikat badan usaha (SBU) jasa penunjang tenaga listrik, setiap tenaga teknik dalam usaha ketenagalistrikan wajib memiliki sertifikat kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan (SKTTK), dan setiap kegiatan usaha ketenagalistrikan wajib memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang lingkungan hidup. Penerapan keselamatan ketenagalistrikan harus dilaksanakan pada kegiatan perencanaan, pembangunan dan pemasangan, pemeriksaan dan pengujian, pengoperasian, dan pemeliharaan instalasi tenaga listrik. Ilustrasi instalasi tenaga listrik yang wajib menerapkan keselamatan ketenagalistrikan dapat dilihat pada Gambar 10. Gambar 10. Ilustrasi Instalasi Tenaga Listrik yang Wajib Menerapkan K2 Untuk meningkatkan ketaatan dalam penerapan keselamatan ketenagalistrikan, Pemerintah mewajibkan pemilik instalasi tenaga listrik yang berbentuk badan - 85 - usaha untuk memiliki sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2). Sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) merupakan bagian dari sistem manajemen badan usaha secara keseluruhan dalam rangka pengendalian risiko yang berkaitan dengan ketenagalistrikan guna terciptanya keselamatan ketenagalistrikan. Sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) tersebut diterapkan pada kegiatan pengoperasian dan pemeliharaan instalasi tenaga listrik yang diberlakukan pada instalasi penyediaan tenaga listrik (instalasi pembangkit tenaga listrik dengan kapasitas paling kecil 5 (lima) MW, instalasi transmisi tenaga listrik, dan instalasi distribusi tenaga listrik) dan instalasi pemanfaatan tenaga listrik dengan kapasitas daya paling kecil 200 (dua ratus) kVA. Penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) yang harus dipenuhi oleh pemilik instalasi tenaga listrik meliputi: 1. penetapan kebijakan badan usaha terkait keselamatan ketenagalistrikan; 2. penetapan organisasi sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2); 3. perencanaan pemenuhan kebijakan badan usaha terkait keselamatan ketenagalistrikan; 4. pelaksanaan kebijakan badan usaha terkait keselamatan ketenagalistrikan; dan 5. evaluasi dan tindak lanjut penerapan keselamatan ketenagalistrikan. Pemilik instalasi tenaga listrik harus melakukan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) paling sedikit 1 (satu) kali dalam setahun. Pelaksanaan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) dapat melibatkan pihak lain yang memiliki kompetensi audit sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2). Untuk menunjang pengawasan dan evaluasi oleh Pemerintah diperlukan sistem informasi terintegrasi yang mencakup pemenuhan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan dan pelaporan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2). Berdasarkan laporan tahunan pelaksanaan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2), Pemerintah memberikan sertifikat ketaatan kepada pemilik instalasi tenaga listrik berdasarkan predikat ketaatan atas hasil penilaian ketaatan penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2) yang telah dilakukan. Pemerintah memberikan penghargaan kepada pemilik instalasi tenaga listrik yang telah menerapkan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan dalam upaya meningkatkan budaya keselamatan ketenagalistrikan (safety culture). Penghargaan keselamatan ketenagalistrikan telah diselenggarakan sejak tahun 2018 dengan kategori penghargaan yang disesuaikan dengan perkembangan kebijakan keselamatan ketenagalistrikan setiap tahunnya. Dalam melakukan pembinaan dan pengawasan keselamatan ketenagalistrikan, Pemerintah dapat melakukan upaya: 1. penyuluhan dan bimbingan; 2. pengawasan langsung melalui inspeksi ke instalasi tenaga listrik atau memerintahkan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2); dan/atau 3. pengawasan tidak langsung melalui pemeriksaan laporan tahunan pelaksanaan audit penerapan sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2). Dalam melaksanakan pembinaan dan pengawasan keselamatan ketenagalistrikan, Pemerintah dapat dibantu oleh inspektur ketenagalistrikan dan/atau penyidik pegawai negeri sipil (PPNS) di bidang ketenagalistrikan. - 86 - Dalam hal terdapat potensi atau kejadian kecelakaan, kejadian berbahaya, kegagalan operasi, gangguan yang berdampak pada masyarakat, dan/atau untuk kepentingan penilaian kinerja keselamatan ketenagalistrikan, Pemerintah dapat membentuk tim untuk melakukan investigasi dengan melibatkan akademisi, tenaga ahli, dan/atau wakil instansi terkait lainnya. II.C.5. Kebijakan Tenaga Teknik Ketenagalistrikan Dalam rangka mendukung pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan, Pemerintah mewajibkan setiap kegiatan usaha ketenagalistrikan untuk memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan, salah satunya adalah ketersediaan tenaga teknik kompeten yang dibuktikan dengan kepemilikan sertifikat kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan. Di era modern, kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan mengikuti perkembangan teknologi dan ilmu pengetahuan, antara lain teknologi transisi energi penggunaan energi primer, teknologi smart grid untuk meningkatkan sistem tenaga listrik, dan teknologi lainnya. Perkembangan ilmu pengetahuan dan teknologi saat ini berorientasi ramah lingkungan, peningkatan aspek keselamatan di subsektor ketenagalistrikan, perkembangan teknologi internet of things (IoT) yang sangat cepat, dan mendorong perubahan ke arah: 1. elektrifikasi, dengan ketersediaan energi listrik yang cukup dalam penggunaan listrik untuk tujuan lain, seperti kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB) serta peralatan pendukungnya yakni SPKLU dan stasiun penukaran baterai kendaraan listrik umum (SPBKLU); 2. desentralisasi, yang didorong oleh penggunaan sumber energi terdistribusi/distributed energy resources (DER) atau dikenal dengan pembangkit tersebar/distributed generation (DG) seperti PTLS Atap dan penyimpanan energi sehingga berpotensi menciptakan pola bisnis penjualan baru di subsektor ketenagalistrikan; dan 3. digitalisasi, didorong dengan berkembangnya internet of things (IoT) dan sistem serta peralatan yang cerdas, seperti smart grid, smart meter, smart sensor, dan smart appliances and devices. Untuk mengakomodasi hal tersebut, Pemerintah telah menerbitkan peraturan perundang-undangan yang mengatur mengenai penyediaan infrastruktur pengisian listrik untuk kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB). Kebutuhan kompetensi dalam penyediaan infrastruktur pengisian listrik untuk kendaraan bermotor listrik berbasis baterai (KBLBB) telah diakomodasi dalam standar kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan (SKTTK) sehingga dapat menunjang terwujudnya tenaga teknik yang kompeten. Selain itu, telah disusun standar kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan terkait dengan bidang penjualan tenaga listrik, pemeriksaan dan penilaian sistem manajemen keselamatan ketenagalistrikan (SMK2), pemeriksaan dan penilaian tingkat komponen dalam negeri (TKDN), dan lingkungan ketenagalistrikan. Penambahan standar kompetensi tersebut diharapkan mampu menjawab perubahan regulasi dan arah kebijakan yang berorientasi ramah lingkungan. Perkembangan teknologi digital saat ini berdampak pada seluruh aspek bisnis termasuk industri penunjang tenaga listrik yang mengharuskan transformasi yang harus diikuti kesiapan sumber daya manusia. Peningkatan skill atau transformasi sumber daya manusia dengan strategi tertentu untuk menghasilkan pekerjaan yang sesuai dengan kebutuhan harus dipersiapkan secara dini mengingat penggunaan sistem otomatisasi dan robot mengakibatkan penyesuaian penggunaan tenaga kerja. - 87 - Untuk mengakomodasi pemenuhan dan penyiapan kebutuhan tenaga teknik yang kompeten, Pemerintah menyadari perlunya kerja sama dan sinergi lintas kementerian/lembaga terkait melalui link and match antara kurikulum pada dunia pendidikan vokasi/keterampilan atau pelatihan dan dunia usaha dunia industri (DUDI) serta para pemangku kepentingan di subsektor ketenagalistrikan. Melalui link and match diharapkan dapat memberikan manfaat peningkatan penyerapan tenaga kerja lokal di subsektor ketenagalistrikan. Pendidikan dan/atau pelatihan vokasi diprogramkan untuk menghasilkan lulusan yang memiliki: 1. kompetensi penguasaan ilmu pengetahuan dan teknologi; 2. produktif; 3. sebagai aset bangsa berpenghasilan sendiri; 4. unggul dalam kompetisi menghadapi persaingan global; dan 5. berkembang secara berkelanjutan. Untuk menghasilkan lulusan pendidikan dan/atau pelatihan vokasi yang memiliki keterampilan kerja yang andal dan sesuai dengan kebutuhan dunia usaha dunia industri (DUDI), lembaga pendidikan vokasi harus menerapkan sistem yang efektif, antara lain: 1. pengajar yang kompeten; 2. infrastruktur yang memadai; 3. sumber daya pendukung yang mencukupi; dan 4. kurikulum yang relevan dengan dunia usaha dunia industri (DUDI). Sesuai dengan kerangka kualifikasi nasional Indonesia (KKNI) untuk setiap area jenis pekerjaan, standar kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan (SKTTK) telah disusun dan dikemas dalam suatu jabatan untuk level 1 sampai dengan level 9 sesuai dengan jenjang kualifikasi ketenagalistrikan (JKK) yang mengacu pada kerangka kualifikasi nasional Indonesia (KKNI). Standar kompetensi dan jenjang kualifikasi tersebut harus selalu dikaji ulang agar memenuhi tuntutan perubahan zaman. Selain itu, diperlukan harmonisasi dan/atau saling pengakuan terhadap standar kompetensi dan sertifikat kompetensi yang diterbitkan oleh lembaga atau instansi di dalam negeri maupun luar negeri. Melalui skema ini tenaga teknik diharapkan dapat memiliki pengakuan dan daya saing, baik di tingkat lokal maupun internasional. Pemenuhan standar kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan dinilai melalui kegiatan sertifikasi kompetensi yang dilakukan oleh lembaga sertifikasi kompetensi yang selanjutnya diterbitkan register oleh Pemerintah. Dalam rangka meningkatkan mutu pelayanan kepada masyarakat, Pemerintah memiliki Sistem Informasi Sertifikasi Kompetensi Tenaga Teknik Ketenagalistrikan (SI SKTTK) yang dapat diakses secara daring sebagai bentuk pengawasan terhadap pelaksanaan sertifikasi kompetensi sesuai dengan metodologi sertifikasi kompetensi ketenagalistrikan sehingga menjadi lebih cepat dan efisien. Selain itu, Sistem Informasi Sertifikasi Kompetensi Tenaga Teknik Ketenagalistrikan (SI SKTTK) juga memberikan informasi terkait unit standar kompetensi, okupasi jabatan, permohonan dan pendaftaran sertifikasi kompentensi, serta akan dikembangkan sebaran tenaga teknik ketenagalistrikan dan tenaga teknik siap kerja bersertifikat pada setiap provinsi. - 88 - II.C.6. Kebijakan Perlindungan Lingkungan Ketenagalistrikan Pembangunan di sektor ketenagalistrikan harus berwawasan lingkungan dan sejalan dengan prinsip pembangunan berkelanjutan. Setiap kegiatan usaha ketenagalistrikan wajib memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang lingkungan hidup dan memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan, antara lain untuk mewujudkan kondisi ramah lingkungan baik untuk instalasi penyediaan tenaga listrik maupun instalasi pemanfaatan tenaga listrik. Dalam rangka mewujudkan kondisi yang ramah lingkungan pada instalasi penyediaan tenaga listrik yang meliputi instalasi pembangkitan tenaga listrik dan instalasi penyaluran tenaga listrik, setiap kegiatan usaha dan/atau kegiatan yang memiliki dampak penting atau tidak penting terhadap lingkungan wajib memiliki persetujuan lingkungan. Selain itu, instalasi pembangkitan tenaga listrik harus memiliki persetujuan teknis pengelolaan lingkungan sesuai dengan kegiatan pengelolaan lingkungan yang dilaksanakan. Agar sejalan dengan tahap perencanaan, pembangkit tenaga listrik harus melakukan pengelolaan dan pemantauan lingkungan hidup pada aspek pengendalian pencemaran udara, pengendalian pencemaran air, serta pengelolaan limbah B3 dan limbah non-B3. Pada kegiatan pembangkitan tenaga listrik khususnya yang berbahan bakar fosil perlu diperhatikan dampak lain yang ditimbulkan, yaitu emisi GRK. Pemerintah Indonesia telah melakukan ratifikasi Persetujuan Paris dan berkomitmen untuk mengurangi emisi GRK sesuai yang tercantum pada dokumen enhanced nationally determined contribution (E-NDC) sebesar 31,89% (tiga puluh satu koma delapan sembilan persen) dengan kemampuan sendiri dan sebesar 43,20% (empat puluh tiga koma dua nol persen) dengan dukungan internasional pada tahun 2030 dari skenario business as usual. Berdasarkan dokumen tersebut, target sektor energi meningkat dari semula sebesar 314 (tiga ratus empat belas) juta ton CO2e menjadi sebesar 358 (tiga ratus lima puluh delapan) juta ton CO2e atau 12,5% (dua belas koma lima persen) dengan kemampuan sendiri, dan sekitar 446 (empat ratus empat puluh enam) juta ton CO2e atau 15,5% (lima belas koma lima persen) dengan bantuan internasional dari skenario business as usual. Untuk mencapai target pengurangan emisi GRK tersebut, upaya yang dilakukan antara lain adalah pengoperasian pembangkit energi baru dan energi terbarukan, penggunaan energi bersih seperti teknologi high efficiency low emission (HELE) pada PLTU batubara, dan pemanfaatan gas pada pembangkit tenaga listrik. Untuk komitmen pengurangan emisi jangka panjang, Pemerintah merencanakan transisi energi salah satunya adalah dengan mengurangi PLTU batubara dan pembangkit tenaga listrik dengan bahan bakar fosil lainnya. Untuk mendukung penerapan tersebut, Pemerintah menerapkan perdagangan karbon yang untuk pertama kalinya akan diterapkan pada PLTU batubara dan selanjutnya akan diterapkan pada pembangkit tenaga listrik bahan bakar fosil lainnya. Perdagangan karbon akan dilaksanakan melalui mekanisme perdagangan emisi dan offset emisi GRK. Dalam perdagangan karbon, unit pembangkit tenaga listrik yang menghasilkan emisi melebihi dari persetujuan teknis batas atas emisi pelaku usaha yang diberikan diharuskan membeli emisi dari unit PLTU yang menghasilkan emisi di bawah persetujuan teknis batas atas emisi pelaku usaha dan/atau melakukan offset emisi dengan membeli sertifikat pengurangan emisi GRK yang telah diterbitkan oleh Kementerian Lingkungan Hidup. Saat ini, Pemerintah sedang merencanakan program penerapan pajak karbon yang untuk pertama kali akan diterapkan pada PLTU batubara. Dengan adanya penerapan perdagangan karbon dan pajak karbon diharapkan dapat - 89 - lebih mendorong efisiensi energi sehingga dapat mengurangi emisi GRK yang dihasilkan. Selain instalasi pembangkitan tenaga listrik, Pemerintah menaruh perhatian untuk mewujudkan kondisi yang ramah lingkungan pada instalasi jaringan transmisi tenaga listrik. Jaringan transmisi tenaga listrik didominasi oleh saluran udara, baik berupa saluran udara tegangan tinggi (SUTT) maupun saluran udara tegangan ekstra tinggi (SUTET). Dalam perencanaan pembangunan saluran udara tegangan tinggi (SUTT) dan saluran udara tegangan ekstra tinggi (SUTET), pemilik instalasi tenaga listrik wajib menyusun dokumen lingkungan hidup yang memuat rencana pengelolaan lingkungan pada kegiatan prakonstruksi, konstruksi, operasi, dan pascaoperasi. Beberapa parameter yang perlu diperhatikan dalam pembangunan jaringan transmisi tenaga listrik adalah ruang bebas dan medan elektromagnetik. Ruang bebas adalah ruang yang dibatasi oleh bidang vertikal dan horizontal di sekeliling dan di sepanjang konduktor jaringan transmisi tenaga listrik di mana tidak boleh ada benda di dalamnya demi keselamatan manusia, makhluk hidup, dan benda lainnya serta keamanan operasi jaringan transmisi tenaga listrik. Batasan ruang bebas bervariasi tergantung jenis tower jaringan transmisi tenaga listrik dan level tegangan yang digunakan. Ruang bebas wajib dipenuhi oleh pemilik instalasi tenaga listrik dan masyarakat yang berada di sekitar jaringan transmisi tenaga listrik. Pemilik instalasi tenaga listrik wajib memenuhi ketentuan ruang bebas dalam rangka melaksanakan pembangunan, pengoperasian, dan pemeliharaan jaringan transmisi tenaga listrik, sedangkan masyarakat wajib memenuhi ketentuan ruang bebas untuk beraktivitas di sekitar jaringan transmisi tenaga listrik. Masyarakat pemegang hak atas tanah, bangunan, dan/atau tanaman di bawah jaringan transmisi tenaga listrik dibatasi aktivitasnya dengan tidak melakukan kegiatan yang memasuki dan berpotensi memasuki ruang bebas. Oleh karena itu, masyarakat pemegang hak atas tanah, bangunan, dan/atau tanaman di bawah jaringan transmisi tenaga listrik mendapatkan kompensasi. a. Penampang Memanjang Ruang Bebas c. Pandangan Depan Ruang b. Pandangan Atas Ruang Bebas Gambar 11. Ruang Bebas Jaringan Transmisi Kompensasi adalah pemberian sejumlah uang kepada pemegang hak atas tanah berikut bangunan, tanaman, dan/atau benda lain yang terdapat di atas tanah tersebut karena tanah tersebut digunakan secara tidak langsung untuk pembangunan ketenagalistrikan tanpa dilakukan pelepasan atau penyerahan - 90 - hak atas tanah. Kompensasi dihitung oleh lembaga penilai independen yang telah memiliki izin dari Pemerintah sesuai dengan formula yang diatur dalam peraturan perundang-undangan. Pemerintah selanjutnya menetapkan besaran kompensasi sebelum dibayarkan kepada pemegang hak atas tanah, bangunan, dan/atau tanaman. Isu yang tidak kalah penting dalam pembangunan jaringan transmisi tenaga listrik adalah paparan atau radiasi medan elektromagnetik yang dihasilkan saat jaringan transmisi telah beroperasi. Medan elektromagnetik terdiri atas 2 (dua) parameter yaitu medan listrik dan medan magnet. Kedua parameter tersebut sering kali memunculkan kekhawatiran di masyarakat karena berkaitan dengan kesehatan tubuh manusia. Namun demikian berdasarkan penelitian yang dilakukan oleh beberapa ahli, belum ada efek samping dari paparan medan listrik dan medan magnet yang dihasilkan oleh saluran udara tegangan tinggi (SUTT) dan saluran udara tegangan ekstra tinggi (SUTET) terhadap kondisi kesehatan. Pemerintah telah menetapkan ambang batas paparan medan magnet dan medan listrik yang diperbolehkan dalam operasi saluran udara tegangan tinggi (SUTT) dan saluran udara tegangan ekstra tinggi (SUTET) melalui SNI 04-6950-2003 tentang saluran udara tegangan tinggi (SUTT) dan saluran udara tegangan ekstra tinggi (SUTET). Nilai ambang batas maksimum medan listrik yang diizinkan pada frekuensi 50/60 Hz dapat dilihat pada Tabel 3 dan nilai ambang batas maksimum medan magnet yang diizinkan pada frekuensi 50/60 Hz dapat dilihat pada Tabel 4. Tabel 3. Nilai Ambang Batas Maksimum Medan Listrik yang dapat Diizinkan pada Frekuensi 50/60 Hz Kuat Medan Listrik kV/m Karakteristik Pemaparan (efektif) Yang berhubungan dengan pekerjaan - sepanjang hari kerja 10 - jangka pendek 30 * - hanya pada lengan - Yang berhubungan dengan masyarakat umum - sampai dengan 24 jam/hari ** 5 - beberapa jam/hari *** 10 catatan: * durasi paparan medan listrik antara 10 kV/m dan 30 kV/m dapat dihitung dari rumus t≤80/E, dengan t adalah durasi dalam jam/hari kerja dan E adalah kuat medan listrik dalam kV/m ** pembatasan ini berlaku untuk ruang terbuka di mana anggota masyarakat umum dapat secara wajar diperkirakan menghabiskan sebagian besar waktu selama satu hari, seperti kawasan rekreasi, lapangan untuk bertemu, dan lain-lain yang semacam itu *** nilai kuat medan listrik dapat dilampaui untuk durasi beberapa menit/hari, asalkan diambil tindakan pencegahan untuk mencegah efek kopling tak langsung Tabel 4. Nilai Ambang Batas Maksimum Medan Magnet yang dapat Diizinkan pada Frekuensi 50/60Hz Medan Magnet (Rapat Karakteristik Pemaparan Fluks Magnet) mT (Efektif) Yang berhubungan dengan pekerjaan - 91 - Medan Magnet (Rapat Karakteristik Pemaparan Fluks Magnet) mT (Efektif) - sepanjang hari kerja 0,5 - jangka pendek 5* - hanya pada lengan 25 Yang berhubungan dengan masyarakat umum - sampai dengan 24 jam/hari ** 0,1 - beberapa jam/hari *** 1 catatan: * durasi paparan paling lama adalah 2 (dua) jam per hari kerja ** pembatasan ini berlaku untuk ruang terbuka di mana anggota masyarakat umum dapat secara wajar diperkirakan menghabiskan sebagian besar waktu selama 1 (satu) hari, seperti kawasan rekreasi, lapangan untuk bertemu, dan lain-lain *** nilai kuat medan magnet dapat dilampaui untuk durasi beberapa menit/hari, sepanjang diambil tindakan pencegahan untuk mencegah efek kopling tak langsung Sedangkan pada instalasi pemanfaatan tenaga listrik, khususnya untuk instalasi SPKLU dan instalasi stasiun penukaran baterai kendaraan listrik umum (SPBKLU) harus memenuhi ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang lingkungan hidup. II.C.7. Kebijakan Perizinan Berusaha Jasa Penunjang Ketenagalistrikan Kebijakan usaha jasa penunjang tenaga listrik diarahkan untuk meningkatkan: 1. peran Pemerintah atau pemerintah daerah selaku regulator; 2. peran badan usaha selaku pelaksana usaha jasa penunjang tenaga listrik dalam pemenuhan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan; 3. kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan pada usaha jasa penunjang tenaga listrik; dan 4. kemudahan, tranparansi, dan akuntabilitas pada pelaksanaan pelayanan publik terkait usaha jasa penunjang tenaga listrik. Setiap badan usaha yang bergerak di bidang usaha jasa penunjang tenaga listrik wajib memiliki perizinan berusaha sesuai dengan tingkat potensi risiko kegiatan usahanya serta wajib mengacu pada klasifikasi baku lapangan usaha Indonesia (KBLI) dalam menentukan cakupan kegiatan usahanya. Sesuai dengan Peraturan Pemerintah yang mengatur terkait Penyelenggaraan Perizinan Berusaha Berbasis Risiko. Jenis usaha jasa penunjang tenaga listrik beserta klasifikasi baku lapangan usaha Indonesia (KBLI), kategori tingkat risiko kegiatan usaha, dan kewenangan penerbit perizinan berusahanya dapat dilihat pada Tabel 5. Tabel 5. Jenis Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik KBLI Kewenangan Tingkat No. Pusat/ Risiko Kode Judul Jenis Usaha Parameter Provinsi Pengoperasian BUMN, PMA, atau BLU Pengoperasian Menteri Instalasi Pemerintah Pusat

1. Tinggi 35121 Instalasi Penyediaan Tenaga Listrik BUMD, PMDN, Koperasi, Gubernur Tenaga Listrik BLU Provinsi/Kab/Kota - 92 - KBLI Kewenangan Tingkat No. Pusat/ Risiko Kode Judul Jenis Usaha Parameter Provinsi Pembangunan BUMN, PMA, Kantor dan Perwakilan Asing, atau Menteri Pemasangan BLU Pemerintah Pusat Instalasi 43211 Instalasi Listrik Tenaga Listrik dan BUMD, PMDN, Koperasi, Gubernur Pemeliharaan BLU Provinsi/Kab/Kota Instalasi Tenaga Listrik Pemeriksaan Jasa Inspeksi dan Pengujian 71204 Seluruh Menteri Teknik Instalasi Instalasi Tenaga Listrik Pengoperasian BUMN, PMA, atau BLU Pengoperasian Menteri Instalasi Pemerintah Pusat 35122 Instalasi Pemanfaatan Tenaga Listrik BUMD, PMDN, Koperasi, Gubernur Tenaga Listrik BLU Provinsi/Kab/Kota BUMN, PMA, Kantor Aktivitas Konsultansi Perwakilan Asing, atau Menteri Keinsinyuran dalam Bidang BLU Pemerintah Pusat 71102 dan Konsultansi Instalasi Teknis YBDI Tenaga Listrik BUMD, PMDN, Koperasi, Gubernur BLU Provinsi/Kab/Kota Sertifikasi Peralatan dan Pemanfaat Tenaga Listrik 71201 Jasa Sertifikasi dan Sertifikasi Seluruh Menteri Badan Usaha Jasa Penunjang Menengah Tenaga Listrik 2 Tinggi Laboratorium Pengujian Jasa Pengujian 71202 Peralatan dan Seluruh Menteri Laboratorium Pemanfaat Tenaga Listrik Penelitian dan BUMN, PMA, atau BLU Menteri Pengembangan Penelitian dan Pemerintah Pusat 72102 Teknologi dan Pengembangan BUMD, PMDN, Koperasi, Rekayasa Gubernur BLU Provinsi/Kab/Kota Aktivitas Sertifikasi Sertifikasi 74322 Kompetensi Seluruh Menteri Personel Tenaga Teknik Independen BUMN, PMA, atau BLU Menteri Pendidikan Pendidikan dan Pemerintah Pusat 85497 Teknik Swasta Pelatihan BUMD, PMDN, Koperasi, Gubernur BLU Provinsi/Kab/Kota Menengah Aktivitas Usaha jasa lain BUMN, PMA, atau BLU 3 35129 Menteri Rendah Penunjang yang berkaitan Pemerintah Pusat - 93 - KBLI Kewenangan Tingkat No. Pusat/ Risiko Kode Judul Jenis Usaha Parameter Provinsi Tenaga Listrik secara Lainnya langsung BUMD, PMDN, Koperasi, dengan Gubernur pembangkitan BLU Provinsi/Kab/Kota tenaga listrik Usaha jasa penunjang tenaga listrik dapat dilaksanakan oleh BUMN, BUMD, badan usaha swasta, badan layanan umum (BLU), dan koperasi yang berusaha di bidang usaha jasa penunjang tenaga listrik sesuai dengan klasifikasi, kualifikasi, dan/atau sertifikat badan usaha jasa penunjang tenaga listrik. Badan usaha swasta yang dapat melaksanakan usaha jasa penunjang tenaga listrik dapat berbentuk: 1. badan hukum sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan; 2. bukan badan hukum yang telah didaftarkan pada Kementerian Hukum; atau 3. kantor perwakilan asing yang dibentuk oleh badan usaha jasa penunjang tenaga listrik asing atau usaha perseorangan jasa penunjang tenaga listrik asing. Badan usaha jasa penunjang tenaga listrik untuk jenis usaha: 1. konsultansi dalam bidang instalasi tenaga listrik; 2. pembangunan dan pemasangan instalasi tenaga listrik; 3. pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik; 4. pengoperasian instalasi tenaga listrik; 5. pemeliharaan instalasi tenaga listrik; dan 6. sertifikasi kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan, wajib memiliki sertifikat badan usaha (SBU). Sertifikat badan usaha (SBU) adalah bukti pengakuan formal terhadap kesesuaian klasifikasi dan kualifikasi atas kemampuan pelaku usaha di bidang usaha jasa penunjang tenaga listrik. Sertifikat badan usaha (SBU) merupakan salah satu persyaratan dalam standar perizinan berusaha. Pelaksanaan sertifikasi badan usaha jasa penunjang tenaga listrik dapat dilaksanakan oleh Pemerintah atau lembaga sertifikasi badan usaha yang telah diakreditasi oleh Pemerintah. Sebagai upaya peningkatan pelayanan sertifikasi badan usaha, Pemerintah telah membangun Sistem Informasi Usaha Jasa Penunjang Tenaga Listrik (SI UJANG GATRIK) yang dapat diakses melalui www.siujang.esdm.go.id. Dalam rangka peningkatan pembinaan dan pengawasan badan usaha jasa penunjang tenaga listrik, sertifikat badan usaha (SBU) wajib mendapatkan registrasi dari Pemerintah melalui SI UJANG GATRIK. Selain itu, SI UJANG GATRIK juga menyediakan fasilitas pengunggahan laporan tahunan untuk memfasilitasi badan usaha pemegang sertifikat badan usaha (SBU) dalam melaksanakan kewajibannya. SI UJANG GATRIK tidak hanya memberikan kemudahan bagi pelaku usaha, namun juga memberikan kemudahan bagi masyarakat dalam mendapatkan informasi terkait ketersediaan badan usaha penunjang tenaga listrik berdasarkan klasifikasi, kualifikasi, dan lokasinya. Badan usaha untuk kegiatan usaha jasa penunjang tenaga listrik wajib mendapatkan perizinan berusaha. Perizinan berusaha dapat diperoleh melalui sistem perizinan berusaha terintegrasi secara elektronik atau online single submission (OSS) yang dikelola oleh Badan Koordinasi Penanaman Modal. Permohonan perizinan berusaha yang masuk melalui online single submission (OSS) akan diproses sesuai dengan tingkat risiko kegiatan usahanya. Untuk - 94 - kegiatan usaha yang memiliki tingkat risiko tinggi dan tingkat risiko menengah tinggi dilakukan verifikasi pemenuhan standar usaha oleh Pemerintah atau pemerintah daerah sesuai dengan kewenangannya. Untuk kegiatan usaha dengan tingkat risiko menengah rendah, online single submission (OSS) dapat menerbitkan perizinan berusaha berupa sertifikat standar setelah badan usaha menyampaikan self declare atas pemenuhan standar usaha. Dalam rangka meningkatkan kepatuhan badan usaha penunjang tenaga listrik terhadap ketentuan peraturan perundang-undangan, Pemerintah dan pemerintah daerah melaksanakan pembinaan dan pengawasan sesuai dengan kewenangannya berdasarkan standar dan tingkat risiko kegiatan usaha. Informasi terkait dengan persyaratan perizinan berusaha jasa penunjang tenaga listrik dan informasi lain terkait usaha jasa penunjang tenaga listrik dapat diperoleh melalui beberapa kanal, yaitu website www.gatrik.esdm.go.id, contact center ESDM 136, email infogatrik@esdm.go.id, dan media sosial seperti X, instagram, youtube, atau facebook @infogarik. Badan usaha jasa penunjang tenaga listrik dengan jenis usaha pemeriksaan dan pengujian instalasi tenaga listrik, sertifikasi kompetensi tenaga teknik ketenagalistrikan, sertifikasi badan usaha jasa penunjang tenaga listrik, dan sertifikasi peralatan dan pemanfaat tenaga listrik merupakan badan usaha yang diberikan kewenangan untuk dapat melaksanakan kegiatan sertifikasi pada subsektor ketenagalistrikan atau biasa disebut sebagai lembaga sertifikasi ketenagalistrikan. Selain perizinan berusaha, lembaga sertifikasi ketenagalistrikan memiliki kewajiban untuk mendapatkan akreditasi sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Lembaga sertifikasi ketenagalistrikan yang kewenangan akreditasinya dilaksanakan oleh Menteri Energi dan Sumber Mineral melalui Direktur Jenderal Ketenagalistrikan adalah lembaga sertifikasi badan usaha (LSBU), lembaga sertifikasi tenaga teknik ketenagalistrikan (LSK), lembaga inspeksi teknik tenaga listrik (LIT), dan lembaga inspeksi teknik tegangan rendah (LITTR). Lembaga sertifikasi produk (LSPro) akreditasinya dilaksanakan oleh Komite Akreditasi Nasional (KAN). Dalam rangka pembinaan terhadap lembaga sertifikasi ketenagalistrikan, Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan melaksanakan penilaian kinerja paling sedikit 1 (satu) tahun sekali dengan kriteria dan pedoman yang telah ditetapkan. Hasil penilaian kinerja lembaga sertifikasi ketenagalistrikan akan dipublikasikan sebagai bentuk apresiasi bagi lembaga sertifikasi ketenagalistrikan dan informasi bagi masyarakat pengguna jasa lembaga sertifikasi ketenagalistrikan. Sebagai upaya mendorong terpenuhinya ketentuan keselamatan ketenagalistrikan pada instalasi tenaga listrik, badan usaha pemegang perizinan berusaha jasa pembangunan dan pemasangan instalasi tenaga listrik wajib menyampaikan laporan hasil pekerjaan kepada Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan secara daring untuk mendapatkan nomor identitas instalasi tenaga listrik (NIDI). Nomor identitas instalasi tenaga listrik (NIDI) adalah nomor yang dikeluarkan oleh Direktur Jenderal Ketenagalistrikan atas nama Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral untuk instalasi tenaga listrik yang telah selesai dipasang dan/atau dibangun oleh pelaku usaha jasa pembangunan dan pemasangan instalasi tenaga listrik dan/atau pelaku usaha penyediaan tenaga listrik yang memiliki perizinan berusaha di bidang ketenagalistrikan. Nomor identitas instalasi tenaga listrik (NIDI) mencakup detail informasi mengenai instalasi tenaga listrik yang digunakan dalam pelaksanaan sertifikasi laik operasi. - 95 - II.C.8. Kebijakan Pemanfaatan Jaringan Tenaga Listrik untuk Kepentingan Telekomunikasi, Multimedia, dan/atau Informatika Pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika) dapat dilakukan dan wajib memperhatikan kaidah keselamatan ketenagalistrikan. Pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika) diharapkan mampu mendorong ekspansi konektivitas jaringan telekomunikasi yang medukung terwujudnya digitalisasi di seluruh wilayah Indonesia dan transformasi digital yang merata bagi seluruh rakyat Indonesia. Selain itu, dengan perkembangan teknologi informasi, pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika) dapat mendukung pelaksanaan penyediaan tenaga listrik berbasis smart grid dan menyongsong era listrik 4.0. Implementasi smart grid dan era listrik 4.0. akan mendorong terciptanya jaringan tenaga listrik yang handal, berdaya guna, dan adaptif. Pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika) hanya dapat dilakukan sepanjang tidak mengganggu kelangsungan penyediaan tenaga listrik dan mendapatkan persetujuan pemilik jaringan sebagai pemegang perizinan berusaha penyediaan tenaga listrik. Pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika) dapat berupa pemanfaatan penyangga dan/atau jalur sepanjang jaringan, serat optik pada jaringan, konduktor pada jaringan tenaga listrik, dan/atau kabel pilot pada jaringan tenaga listrik. Dalam hal pemilik jaringan tenaga listrik telah memberikan persetujuan untuk pemanfaatan jaringan tenaga listriknya untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika), pemilik jaringan tenaga listrik menyampaikan laporan kepada Pemerintah dengan melampirkan dokumen sesuai dengan ketentuan peraturan perundang- undangan. Berdasarkan laporan yang disampaikan oleh pemilik jaringan tenaga listrik, Pemerintah akan menerbitkan nomor registrasi laporan pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika). Pemilik jaringan tenaga listrik dan pemanfaat jaringan tenaga listrik selama menjalankan usahanya memiliki kewajiban untuk: 1. menjaga fungsi utama jaringan tenaga listrik untuk penyaluran tenaga listrik; 2. memenuhi standar teknis dan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan; 3. menyampaikan laporan atas pelaksaan kegiatannya; dan 4. memberikan ganti kerugian dalam hal badan usaha menimbulkan kerugian kepada pihak lain akibat pekerjaan yang dilakukannya. Dalam rangka pengawasan terhadap pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan/atau informatika (telematika), Direktur Jenderal Ketenagalistrikan membentuk tim teknis. Pengawasan yang dilakukan oleh tim teknis dapat berupa pengawasan rutin dan pengawasan insidentil yang dapat dilakukan melalui verifikasi laporan awal dan laporan berkala serta inspeksi lapangan. II.C.9. Kebijakan Pengawasan Keteknikan Pemerintah atau pemerintah daerah berdasarkan norma, standar, prosedur, dan kriteria yang ditetapkan oleh Pemerintah melakukan pembinaan dan pengawasan terhadap: - 96 - 1. penyediaan dan pemanfaatan sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik; 2. pemanfaatan jaringan tenaga listrik untuk kepentingan telekomunikasi, multimedia, dan informatika (telematika); 3. pemenuhan kecukupan pasokan tenaga listrik; 4. pemenuhan persyaratan keteknikan; 5. pemenuhan aspek pelindungan lingkungan ketenagalistrikan; 6. pengutamaan pemanfaatan barang dan jasa dalam negeri; 7. penggunaan tenaga kerja asing; 8. pemenuhan tingkat mutu dan keandalan penyediaan tenaga listrik; 9. pemenuhan persyaratan perizinan berusaha; 10. penerapan tarif tenaga listrik; dan 11. pemenuhan mutu jasa yang diberikan oleh usaha penunjang tenaga listrik. Pengawasan keteknikan adalah pengawasan terhadap pemenuhan ketentuan keselamatan ketenagalistrikan pada penyediaan dan pemanfaatan sumber energi untuk pembangkit tenaga listrik, pemenuhan kecukupan pasokan tenaga listrik, pemenuhan persyaratan keteknikan, pemenuhan aspek perlindungan lingkungan hidup, penggunaan tenaga teknik dalam usaha ketenagalistrikan, pemenuhan tingkat mutu dan keandalan penyediaan tenaga listrik, pemenuhan persyaratan perizinan, penerapan tarif tenaga listrik, dan pemenuhan mutu jasa yang diberikan oleh usaha penunjang tenaga listrik. Pengawasan merupakan bentuk kontrol Pemerintah terhadap pelaksanaan suatu kebijakan yang penerapannya diharapkan tidak hanya terbatas pada penegakan atau pemberian sanksi ketidakpatuhan/ketidaksesuaian, namun juga terkait pembinaan terhadap stakeholder yang bertujuan untuk memberikan masukan dalam pemenuhan ketentuan peraturan perundang-undangan, evaluasi kinerja, dan rekomendasi perbaikan (corrective). Prosedur pengawasan keteknikan sebagai berikut:

1. Penyiapan Kegiatan Pengawasan a. penyiapan kertas kerja/checklist untuk kegiatan pengawasan; b. pengumpulan bahan dan data awal terkait objek pengawasan; c. penyiapan surat tugas kegiatan pengawasan; d. penyiapan peralatan pendukung untuk kegiatan pengawasan (alat pelindung diri, alat ukur, dan alat uji); dan e. koordinasi dengan pemilik/pengelola objek pengawasan.

2. Pelaksanaan Kegiatan Pengawasan a. penjelasan maksud dan tujuan kegiatan pengawasan kepada pemilik/pengelola objek pengawasan sesuai surat tugas; b. penjelasan/paparan terkait objek pengawasan oleh pemilik/pengelola objek pengawasan; c. diskusi teknis objek pengawasan (terkait data operasi, pemeliharaan, sertifikat/perizinan, uji produk, dan lain-lain); d. inspeksi lapangan; e. diskusi teknis terkait analisis/temuan tim inspektur ketenagalistrikan, referensi regulasi dan standardisasi, dan referensi terhadap kejadian serupa (benchmark dan lesson learned); dan f. penyusunan risalah hasil inspeksi/berita acara yang memuat data- teknis, hasil inspeksi, dan rekomendasi dari tim inspektur ketenagalistrikan berdasarkan hasil analisis/evaluasi data dan inspeksi lapangan. - 97 -

3. Tindak Lanjut Kegiatan Pengawasan a. penyusunan laporan hasil pengawasan keteknikan oleh tim inspektur ketenagalistrikan; b. penyampaian laporan hasil pengawasan keteknikan kepada pimpinan; c. dalam hal kejadian pada objek pengawasan memerlukan pertimbangan teknis dari pakar/akademisi dapat dilakukan rapat pembahasan bersama dengan pakar/akademisi; d. penyusunan surat rekomendasi berdasarkan hasil inspeksi dan hasil rapat pembahasan bersama pakar/akademisi; e. penyampaian surat rekomendasi kepada pemilik/pengelola objek pengawasan dapat berupa peringatan/teguran, rekomendasi untuk melaksanakan langkah pemeliharaan, peningkatan kinerja, dan perbaikan; dan f. monitoring dan evaluasi tindak lanjut yang dilaksanakan oleh pemilik/pengelola objek pengawasan atas surat rekomendasi. Dalam melaksanakan pengawasan keteknikan, Pemerintah atau pemerintah daerah sesuai dengan kewenangannya dibantu oleh inspektur ketenagalistrikan dapat melakukan tindakan, antara lain: 1. inspeksi pengawasan di lapangan; 2. meminta laporan pelaksanaan usaha di bidang ketenagalistrikan; 3. melakukan penelitian dan evaluasi atas laporan pelaksanaan usaha di bidang ketenagalistrikan; dan 4. memberikan sanksi administratif terhadap pelanggaran ketentuan perizinan berusaha. Objek pengawasan keteknikan adalah segala aspek yang wajib memenuhi ketentuan keselamatan ketenagalistrikan yang dapat berupa badan usaha penyediaan tenaga listrik, badan usaha penunjang tenaga listrik, instalasi penyediaan tenaga listrik, dan instalasi pemanfaatan tenaga listrik. Berdasarkan waktu pelaksanaan, pengawasan keteknikan dibagi menjadi 2 (dua) kategori yaitu

1. Pengawasan Keteknikan Terencana Pengawasan keteknikan terencana adalah kegiatan pengawasan keteknikan yang dilaksanakan sesuai dengan jadwal yang telah disusun (bersifat reguler). Penentuan objek pengawasan keteknikan terencana berdasarkan prioritas atas isu terkait dan ketersediaan anggaran.

2. Pengawasan Keteknikan Insidentil Pengawasan keteknikan insidentil adalah kegiatan pengawasan keteknikan yang tidak terjadwal dan bersifat sewaktu-waktu berdasarkan penugasan pimpinan, antara lain kejadian padam meluas/blackout, gangguan penyediaan tenaga listrik, kebakaran, kecelakaan kerja pada subsektor ketenagalistrikan, gangguan pasokan energi primer, pengaduan masyarakat, atau kejadian tertentu yang berpotensi menyebabkan kendala dalam penyediaan tenaga listrik. Pengawasan keteknikan diperlukan untuk memastikan pemenuhan keselamatan ketenagalistrikan dalam menciptakan kondisi andal dan aman bagi instalasi tenaga listrik, aman dari bahaya bagi manusia dan makhluk hidup lainnya, dan ramah lingkungan yaitu:

1. Penyediaan Tenaga Listrik a. kondisi penyediaan tenaga listrik yang aman, andal, dan efisien; - 98 - b. pemasangan, pengujian, pengoperasian, dan pemeliharaan dilaksanakan oleh badan usaha tersertifikasi dan memiliki kompetensi yang sesuai; dan c. menggunakan peralatan yang telah memenuhi standar sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan.

2. Pemanfaatan Tenaga Listrik a. kondisi pemanfaatan tenaga listrik yang aman, andal, dan efisien; b. pemasangan dan pengujian dilaksanakan oleh badan usaha tersertifikasi dan memiliki kompetensi yang sesuai; dan c. menggunakan peralatan yang telah memenuhi standar sesuai ketentuan peraturan perundang-undangan. Hasil pengawasan keteknikan berupa laporan hasil pengawasan yang disampaikan kepada pimpinan dan menjadi dasar dalam penentuan kebijakan/rekomendasi oleh pimpinan sebagai tindak lanjut. Berdasarkan hasil pengawasan keteknikan, pimpinan dapat melaksanakan langkah sebagai berikut: 1. penyampaian surat rekomendasi hasil pengawasan keteknikan kepada pemilik/pengelola objek pengawasan; 2. pemberian sanksi administratif sesuai dengan ketentuan dan tahapan dalam peraturan perundang-undangan; dan 3. apabila diperlukan, dapat diusulkan penyusunan/perubahan peraturan perundang-undangan terkait berdasarkan hasil evaluasi pengawasan keteknikan. Tata kelola sektor ketenagalistrikan akan mengalami perubahan yang besar seiring dengan tuntutan kebutuhan penyediaan energi listrik yang bersih, andal dan kualitas yang terjaga, serta terjangkau, baik dari segi akses maupun harga. Pengelolaan energi listrik mulai di sisi supply sampai pemanfaatannya di sisi pengguna akhir harus dilakukan secara seimbang dan saling berkaitan yang mencakup aspek security, equity, dan environmental sustainability. Sejalan dengan hal tersebut, pengendalian dan pengoperasian instalasi tenaga listrik terutama yang terhubung ke sistem ketenagalistrikan harus ditopang dengan penggunaan perangkat canggih untuk mendukung operasi yang efisien. Modernisasi peralatan menjadi keharusan dengan menerapkan teknologi monitoring dan kendali secara real time yang terintegrasi mulai dari sisi penyediaan tenaga listrik sampai ke beban, penerapan jaringan cerdas/smart grid dan internet of things, serta antisipasi masuknya energi terbarukan di grid system yang semakin masif yang akan mengubah paradigma dan metode pengawasan sektor ketenagalistrikan dalam beberapa tahun ke depan. Fungsi pengawasan keteknikan yang dilaksanakan oleh Pemerintah dibantu oleh inspektur ketenagalistrikan akan dihadapkan dengan hal baru terkait perkembangan teknologi dan kebijakan yang mungkin tidak dihadapi/ditemui sebelumnya. Peningkatan dan penguatan pengawasan dilakukan melalui dukungan kebijakan, penyediaan personel yang memiliki integritas dan secara kuantitas dan kualitas kompetensinya memadai, serta terpenuhinya sarana termasuk sistem informasi yang berkelanjutan. Kondisi tersebut menjadi tuntutan kebutuhan yang dapat memudahkan dan memperluas akses pengawasan dengan mempertimbangkan antara lain beban tugas dan kebutuhan organisasi, pertumbuhan usaha ketenagalistrikan, penambahan jenis dan/atau jumlah objek instalasi tenaga listrik dengan lingkup di seluruh wilayah Indonesia, serta dinamika global yang menjadi tantangan bagi pelaksanaan pengawasan. Selain itu diperlukan sinergi antara inspektur ketenagalistrikan di Kementerian Energi - 99 - dan Sumber Daya Mineral dengan inspektur ketenagalistrikan di daerah untuk meningkatkan pengawasan menjadi lebih luas dan efektif sesuai dengan lingkup kewenangannya. Implementasi aplikasi berbasis daring dapat menjadi database dan sumber informasi penting dalam pelaksanaan inspeksi ketenagalistrikan berkaitan dengan objek pengawasan di lapangan, evaluasi terhadap pemenuhan ketentuan peraturan perundang-undangan, serta menjadi sarana dan fasilitas bagi publik/masyarakat untuk dapat berpartisipasi dalam pengawasan, memberikan informasi, masukan, dan laporan pengaduan. - 100 - KONDISI PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK SAAT INI III.A. Umum Dalam memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional, usaha penyediaan tenaga listrik di Indonesia tidak hanya dilakukan oleh BUMN (PT PLN (Persero)), tetapi juga dilakukan oleh BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat. Usaha penyediaan tenaga listrik yang telah dilakukan oleh BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat diantaranya adalah membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkit tenaga listrik yang kemudian tenaga listriknya dijual kepada PT PLN (Persero) atau dikenal independent power producer (IPP). Selain itu, BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat membangun dan mengoperasikan sendiri pembangkit, transmisi, dan/atau distribusi tenaga listrik secara terintegrasi yang kemudian tenaga listriknya dijual langsung kepada konsumen di suatu wilayah usaha yang dikenal dengan istilah usaha penyediaan tenaga listrik terintegrasi atau private power utility (PPU). Kondisi penyediaan tenaga listrik yang disajikan dalam Bab ini mencakup potensi energi primer Indonesia dan kondisi sistem tenaga listrik berdasarkan data pengusahaan pemegang IUPTLU, baik dalam wilayah usaha PT PLN (Persero) maupun dalam wilayah usaha pemegang IUPTLU lainnya, serta data IUPTLS yang memiliki pembangkit tenaga listrik dengan memanfaatkan sumber energi primer selain bahan bakar minyak. III.B. Data Sumber Energi Primer Indonesia memiliki beraneka ragam potensi sumber energi primer yang dapat dimanfaatkan untuk pembangkitan tenaga listrik diantaranya adalah batubara, minyak dan gas bumi, panas bumi, air, surya, bioenergi, bayu, arus laut, dan nuklir. Data potensi sumber energi primer dapat dilihat pada Tabel 6. - 101 - Tabel 6. Data Potensi Sumber Energi Primer SUMBER ENERGI PRIMER Panas Bumi Bioenergi (MW)4) Nuklir (Ton) 6) Gas Minyak (MWe)3) Arus No. Provinsi Batubara Air Surya Angin Bumi Bumi Total Laut Terukur (Juta Ton) 1) Jumlah (MW)4) (GW)4) (MW)4) (BSCF)2) (MMSTB)2) Kapasitas Biomassa*) Biogas (MW)5) Lokasi U308 Th (MW) 1 Aceh 1.122 478 28 19 1.086 1.459 101 1.182 29 2.361 - - - 2 Sumatera Utara 15 369 33 18 2.026 1.440 128 3.939 116 356 - - - 3 Sumatera Barat 495 - - 19 1.680 1.484 44 1.199 50 428 - - - 4 Riau 2.004 - - 4 45 227 291 10.437 56 22 365 - - 5 Jambi 6.815 1.237 1.193 9 812 807 122 3.326 29 37 - - - Sumatera 6 43.853 6.561 597 7 1.241 906 286 5.953 59 - - - - Selatan 7 Bengkulu 630 - - 5 764 378 14 729 10 1.513 - - - 8 Lampung 152 - - 13 1.758 64 122 1.544 73 3.509 2.757 - - Kepulauan 9 Bangka - - - 7 105 2 46 474 11 1.787 - 2.840 4.729 Belitung 10 Kepulauan Riau - 1.704 225 - - - 30 43 14 922 7,2 - - 11 DKI Jakarta - - - - - - 40 53 - 4 - - - 12 Jawa Barat - 1.691 564 42 4.763 381 157 1.540 463 12.727 - - - 13 Jawa Tengah 0,8 - - 14 1.342 123 177 1.970 388 8.560 - - - 14 D.I. Yogyakarta - - - 1 10 11 30 150 36 2.058 - - - 15 Jawa Timur 0,1 4.332 685 11 1.284 82 177 3.054 397 10.204 - - - 16 Banten 58 - - 7 651 18 52 355 114 5.497 - - - 17 Bali - - - 6 335 5 22 78 58 1.554 450 - - Nusa Tenggara 18 - - - 3 175 21 24 698 45 3.993 8.821 - - Barat Nusa Tenggara 19 - - - 31 1.224 64 370 323 46 12.024 3.911 - - Timur Kalimantan 20 466 5.547 303 5 65 3.781 93 4.067 38 5.432 - 2.394 - Barat - 102 - SUMBER ENERGI PRIMER Panas Bumi Bioenergi (MW)4) Nuklir (Ton) 6) Gas Minyak (MWe)3) Arus No. Provinsi Batubara Air Surya Angin Bumi Bumi Total Laut Terukur (Juta Ton) 1) Jumlah (MW)4) (GW)4) (MW)4) (BSCF)2) (MMSTB)2) Kapasitas Biomassa*) Biogas (MW)5) Lokasi U308 Th (MW) Kalimantan 21 11.251 - - 12.096 150 4.016 15 11.817 - - - Tengah Kalimantan 22 13.220 3 50 112 53 1.247 49 8.455 - - - Selatan Kalimantan 23 59.691 2 10 10.370 103 2.982 27 212 - - - Timur Kalimantan 24 3.703 4 50 22.107 36 287 3 73 - - - Utara 25 Sulawesi Utara - 9 838 51 12 489 11 2.783 159 - - Sulawesi 26 3 30 833 1.373 41 434 14 1.174 - - - Tengah Sulawesi 27 43 21 516 822 65 1.113 89 8.345 - - - Selatan 5.069 55 Sulawesi 28 0,6 13 318 230 85 200 14 1.795 - - - Tenggara 29 Gorontalo - 5 160 78 7 476 7 137 - - - 30 Sulawesi Barat 28 13 406 422 20 508 7 651 - - - 31 Maluku - 18 568 142 78 47 4 22.518 - - - 15.784 374 32 Maluku Utara 8 15 576 68 17 37 3 521 - - - 33 Papua Barat 134 3 75 3.036 67 106 3 1.803 71 - - 12.060 118 34 Papua 39 - - 32.889 255 376 10 21.305 - - - Total 143.731 54.832 4.174 357 23.766 95.049 3.315 53.431 2.287 154.577 16.541 5.234 4.729 Keterangan: *) Total potensi biomassa termasuk potensi palm oil mill effluent (POME) nasional sekitar 1.283 (seribu dua ratus delapan puluh tiga) MW dan belum termasuk potensi pengembangan berbasis lahan (hutan tanaman energi/HTE) - 103 - Sumber: 1) Roadmap Pengembangan dan Pemanfaatan Batubara 2021-2045, Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2021 2) Buku Statistik Minyak dan Gas Bumi Semester I 2022, Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2022 3) Peta Distribusi Potensi Panas Bumi Indonesia, Badan Geologi, Desember 2020 4) Pemutakhiran Data Potensi Energi Terbarukan, Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi, Balitbang Energi dan Sumber Daya Mineral, 2021 5) Peta Potensi Energi Laut Indonesia, Balai Besar Survei dan Pemetaan Geologi Kelautan, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral, 2022 6) Nuklir: Laporan Teknis Ringkas, Badan Riset dan Inovasi Nasional - 104 - III.B.1. Batubara Indonesia memiliki sumber daya dan cadangan batubara yang cukup besar. Berdasarkan roadmap Pengembangan dan Pemanfaatan Batubara 2021-2045 yang dipublikasikan oleh Direktorat Jenderal Mineral dan Batubara Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral pada bulan September 2021, sumber daya batubara Indonesia hingga akhir tahun 2020 mencapai sekitar 143 (seratus empat puluh tiga) miliar ton. Sumber daya terbesar berada di wilayah Kalimantan mencapai sekitar 61,5% (enam puluh satu koma lima persen) dari total sumber daya nasional. Di wilayah Kalimantan, potensi paling besar berada di Provinsi Kalimantan Timur sekitar 68% (enam puluh delapan persen) dari total potensi Kalimantan. Wilayah Sumatera juga memiliki sumber daya batubara yang cukup besar sekitar 38,3% (tiga puluh delapan koma tiga persen) dari total sumber daya nasional. Provinsi dengan sumber daya batubara terbesar di wilayah Sumatera adalah Provinsi Sumatera Selatan dengan total sumber daya mencapai sekitar 80% (delapan puluh persen) dari total sumber daya Sumatera. Wilayah Jawa, Sulawesi, Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara hanya memiliki sumber daya batubara dengan total sekitar 0,2% (nol koma dua persen) dari total sumber daya nasional. III.B.2. Gas Bumi Indonesia memiliki cadangan gas bumi sekitar 54,83 (lima puluh empat koma delapan tiga) TCF dengan rincian cadangan terbukti sekitar 36,34 (tiga puluh enam koma tiga empat) TCF dan cadangan potensial sekitar 18,49 (delapan belas koma empat sembilan) TCF. Cadangan tersebut sebagian besar tersebar di wilayah Maluku sekitar 29% (dua puluh sembilan persen) dari total cadangan nasional dan wilayah Papua sekitar 22% (dua puluh dua persen) dari total cadangan nasional. Wilayah Kalimantan memiliki cadangan gas bumi sekitar 11% (sebelas persen) dan wilayah Jawa memiliki cadangan gas bumi sekitar 10% (sepuluh persen) dari total cadangan nasional. Wilayah dengan cadangan gas bumi terkecil adalah wilayah Sulawesi sekitar 9% (sembilan persen) dari total cadangan nasional. III.B.3. Minyak Bumi Total cadangan minyak bumi di Indonesia adalah sekitar 4,17 (empat koma satu tujuh) ribu MMSTB dengan rincian cadangan terbukti sekitar 2,27 (dua koma dua tujuh) ribu MMSTB dan cadangan potensial sekitar 1,90 (satu koma sembilan nol) ribu MMSTB. Cadangan tersebut paling banyak berada di wilayah Sumatera sekitar 50% (lima puluh persen) dari total cadangan minyak bumi nasional dan di wilayah Jawa sekitar 30% (tiga puluh persen) dari total cadangan minyak bumi nasional. Di wilayah Sumatera cadangan minyak bumi tersebar di Sumatera bagian tengah sekitar 64% (enam puluh empat persen) dari total cadangan minyak bumi di wilayah Sumatera dan Sumatera bagian selatan sekitar 32% (tiga puluh dua persen) dari total cadangan minyak bumi di wilayah Sumatera. Di wilayah Jawa, cadangan minyak bumi sebagian besar berada di Provinsi Jawa Barat sekitar 55% (lima puluh lima persen) dari total cadangan minyak bumi di wilayah Jawa. Cadangan minyak bumi terdapat di wilayah Maluku sekitar 9% (sembilan persen) dari total cadangan minyak bumi nasional, Kalimantan sekitar 7% (tujuh persen) dari total cadangan minyak bumi nasional, Papua sekitar 3% (tiga persen) dari total cadangan minyak bumi nasional, dan Sulawesi sekitar 1% (satu persen) dari total cadangan minyak bumi nasional. - 105 - III.B.4. Panas Bumi Berdasarkan data Badan Geologi yang tercantum dalam Peta Distribusi Potensi Panas Bumi Indonesia pada bulan Desember 2020, Indonesia memiliki total potensi panas bumi sekitar 23.766 (dua puluh tiga ribu tujuh ratus enam puluh enam) MW tersebar di 357 (tiga ratus lima puluh tujuh) lokasi potensi panas bumi dengan rincian potensi spekulatif sekitar 5.981 (lima ribu sembilan ratus delapan puluh satu) MW, potensi hipotesis sekitar 3.363 (tiga ribu tiga ratus enam puluh tiga) MW, dan potensi cadangan sekitar 14.421,5 (empat belas ribu empat ratus dua puluh satu koma lima) MW. Potensi tersebut tersebar di wilayah Sumatera sekitar 40% (empat puluh persen) dari total potensi nasional yang tersebar di 101 (seratus satu) lokasi serta wilayah Jawa sekitar 35% (tiga puluh lima persen) dari total potensi nasional yang tersebar di 81 (delapan puluh satu) lokasi. Di wilayah Sumatera, potensi panas bumi sebagian besar tersebar di Provinsi Sumatera Utara sekitar 21% (dua puluh satu persen) dari total potensi di wilayah Sumatera, Provinsi Sumatera Barat dan Provinsi Lampung dengan potensi masing- masing sekitar 18% (delapan belas persen) dari total potensi di wilayah Sumatera, dan Provinsi Sumatera Selatan dengan total potensi sekitar 13% (tiga belas persen) dari total potensi di wilayah Sumatera. Di wilayah Jawa, Provinsi Jawa Barat memiliki potensi panas bumi paling besar dengan potensi sekitar 57% (lima puluh tujuh persen) dari total potensi di wilayah Jawa. Provinsi Nusa Tenggara Timur memiliki potensi panas bumi yang cukup besar yaitu mencapai sekitar 5% (lima persen) dari total potensi panas bumi nasional yang tersebar di 31 (tiga puluh satu) lokasi. III.B.5. Air Berdasarkan Pemutakhiran Data Potensi Energi Terbarukan yang diterbitkan oleh Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Ketenagalistrikan, Energi Baru Terbarukan, dan Konservasi Energi, Badan Penelitian dan Pengembangan Energi dan Sumber Daya Mineral pada tahun 2021, Indonesia memiliki potensi air sekitar 95.049 (sembilan puluh lima ribu empat puluh sembilan) MW dengan rincian potensi run of river sekitar 94.626 (sembilan puluh empat ribu enam ratus dua puluh enam) MW dan reservoir atau bendungan sekitar 423 (empat ratus dua puluh tiga) MW. Potensi bendungan mengacu pada data rencana PLTA bendungan dari Kementerian Pekerjaan Umum tahun 2015 sampai dengan tahun 2027. Potensi air sebagian besar terletak di wilayah Kalimantan sekitar 51% (lima puluh satu persen) dari total potensi air nasional dan Papua sekitar 38% (tiga puluh delapan persen) dari total potensi air nasional. Di wilayah Kalimantan, potensi sebagian besar tersebar di Provinsi Kalimantan Utara dengan potensi sekitar 46% (empat puluh enam persen) dari total potensi air di wilayah Kalimantan, Provinsi Kalimantan Tengah sekitar 25% (dua puluh lima persen) dari total potensi air di wilayah Kalimantan, dan Provinsi Kalimantan Timur sekitar 21% (dua puluh satu persen) dari total potensi air di wilayah Kalimantan. Potensi air di wilayah Papua sebagian besar terletak di Provinsi Papua sekitar 92% (sembilan puluh dua persen) dari total potensi air di wilayah Papua. III.B.6. Surya Pemutakhiran potensi surya dilakukan dengan memperhatikan luasan lahan potensial dan penyaringan intensitas radiasi. Berdasarkan hasil pemutakhiran tersebut, total potensi surya di Indonesia mencapai sekitar 3.315 (tiga ribu tiga ratus lima belas) GW. - 106 - Wilayah dengan potensi surya terbesar adalah wilayah Sumatera dengan potensi mencapai sekitar 36% (tiga puluh enam persen) dari total potensi surya nasional. Potensi tersebut tersebar di seluruh Sumatera dengan potensi terbesar terletak di Provinsi Riau sekitar 25% (dua puluh lima persen) dari total potensi surya di wilayah Sumatera dan Provinsi Sumatera Selatan dengan total potensi sekitar 24% (dua puluh empat persen) dari total potensi surya di wilayah Sumatera. Provinsi dengan potensi surya terbesar adalah Nusa Tenggara Timur dengan total potensi mencapai sekitar 94% (sembilan puluh empat persen) dari total potensi surya di wilayah Nusa Tenggara atau sekitar 11% (sebelas persen) dari total potensi surya nasional. Provinsi dengan potensi surya terendah adalah Provinsi Gorontalo dengan potensi surya hanya sekitar 3% (tiga persen) dari total potensi surya di wilayah Sulawesi atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen) dari total potensi surya nasional. III.B.7. Bioenergi Potensi bioenergi di Indonesia mencapai sekitar 55,7 (lima puluh lima koma tujuh) GW dengan rincian sekitar 53,4 (lima puluh tiga koma empat) GW potensi biomassa dan sekitar 2,3 (dua koma tiga) GW potensi biogas. Total potensi bioenergi nasional akan meningkat menjadi sekitar 57 (lima puluh tujuh) GW apabila memperhitungkan potensi palm oil mill effluent (POME) nasional sekitar 1.283 (seribu dua ratus delapan puluh tiga) MW. Wilayah Sumatera memiliki total potensi biomassa terbesar sekitar 54% (lima puluh empat persen) dari total potensi biomassa nasional. Potensi ini sebagian besar tersebar di Provinsi Riau dengan potensi biomassa sekitar 36% (tiga puluh enam persen) dari total potensi biomassa di wilayah Sumatera dan di Provinsi Sumatera Selatan dengan potensi biomassa sekitar 21% (dua puluh satu persen) dari total potensi biomassa di wilayah Sumatera. Wilayah dengan potensi biomassa terendah adalah wilayah Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan total potensi biomassa hanya sekitar 3% (tiga persen) dari total potensi biomassa nasional. Potensi biogas terbesar berada di wilayah Jawa sekitar 64% (enam puluh empat persen) dari total potensi biogas nasional. Potensi tersebut tersebar sebagian besar di Provinsi Jawa Barat dengan potensi biogas sekitar 32% (tiga puluh dua persen) dari total potensi biogas di wilayah Jawa serta Provinsi Jawa Timur dan Provinsi Jawa Tengah dengan total potensi biogas masing-masing sekitar 27% (dua puluh tujuh persen) dari total potensi biogas di wilayah Jawa. III.B.8. Angin Indonesia memiliki potensi angin sekitar 154,6 (seratus lima puluh empat koma enam) GW dengan rincian potensi angin onshore sekitar 60,4 (enam puluh koma empat) GW dan potensi angin offshore sekitar 94,2 (sembilan puluh empat koma dua) GW. Wilayah dengan potensi angin terbesar adalah wilayah Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan potensi sekitar 40% (empat puluh persen) dari total potensi angin nasional. Potensi ini tersebar sebagian besar di Provinsi Maluku dengan potensi angin sekitar 36% (tiga puluh enam persen) dari total potensi angin di wilayah Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara serta Provinsi Papua dengan potensi angin sekitar 34% (tiga puluh empat persen) dari total potensi angin di wilayah Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara. Wilayah Jawa memiliki potensi angin yang cukup besar sekitar 26% (dua puluh enam persen) dari total potensi angin nasional. Potensi angin tersebut tersebar di Provinsi Jawa Barat sekitar 31% (tiga puluh satu persen) dari total potensi angin di wilayah Jawa, Provinsi Jawa Timur dengan potensi angin sekitar 25% (dua puluh lima persen) dari total potensi angin di wilayah Jawa, dan Provinsi Jawa Tengah - 107 - dengan potensi angin sekitar 21% (dua puluh satu persen) dari total potensi angin di wilayah Jawa. Wilayah dengan total potensi angin terendah adalah wilayah Sumatera dengan potensi angin sekitar 7% (tujuh persen) dari total potensi angin nasional. Potensi angin terbesar berada di Provinsi Lampung sekitar 36% (tiga puluh enam persen) dari total potensi angin di wilayah Sumatera, Provinsi Aceh sekitar 22% (dua puluh dua persen) dari total potensi angin di wilayah Sumatera, Provinsi Kepulauan Bangka Belitung sekitar 16% (enam belas persen) dari total potensi angin di wilayah Sumatera, dan Provinsi Bengkulu dengan sekitar 14% (empat belas persen) dari total potensi angin di wilayah Sumatera. III.B.9. Arus Laut Menurut Peta Potensi Energi Laut Indonesia, Indonesia memiliki potensi arus laut teoritikal sekitar 10.741 (sepuluh ribu tujuh ratus empat puluh satu) MW, teknikal sekitar 4.296 (empat ribu dua ratus sembilan puluh enam) MW, dan praktikal sekitar 1.504 (seribu lima ratus empat) MW. Potensi tersebut terletak di 8 (delapan) provinsi. Potensi arus laut praktikal terbesar berada di Provinsi Nusa Tenggara Barat sekitar 53% (lima puluh tiga persen) dari total potensi arus laut praktikal nasional. Potensi tersebut tersebar di Selat Lombok dan Selat Alas. Provinsi Nusa Tenggara Timur memiliki potensi arus laut praktikal yang cukup besar sekitar 24% (dua puluh empat persen) dari total potensi arus laut praktikal nasional. III.B.10. Nuklir Berdasarkan Laporan Teknis Ringkas yang diterbitkan oleh Badan Riset dan Inovasi Nasional, terdapat potensi sumber daya terukur thorium sekitar 4.729 (empat ribu tujuh ratus dua puluh sembilan) ton dan uranium U308 sekitar 5.234 (lima ribu dua ratus tiga puluh empat) ton. Potensi tersebut tersebar di Provinsi Kepulauan Bangka Belitung sekitar 2.840 (dua ribu delapan ratus empat puluh) ton uranium U308 dan sekitar 4.729 (empat ribu tujuh ratus dua puluh sembilan) ton thorium dan Provinsi Kalimantan Barat sekitar 2.394 (dua ribu tiga ratus sembilan puluh empat) ton uranium U308. III.C. Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Sesuai dengan Pasal 11 Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang, usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum dilaksanakan oleh BUMN, BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat yang berusaha di bidang penyediaan tenaga listrik. BUMN, dalam hal ini PT PLN (Persero), diberi prioritas pertama melakukan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum. Saat ini terdapat 65 (enam puluh lima) badan usaha yang memiliki wilayah usaha penyediaan tenaga listrik yang meliputi 57 (lima puluh tujuh) wilayah usaha yang terintegrasi, 1 (satu) wilayah usaha transmisi, distribusi, dan penjualan, dan 7 (tujuh) wilayah usaha distribusi dan penjualan. Peta dan lokasi wilayah usaha penyediaan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 12 dan Tabel 7. - 108 - Gambar 12. Peta Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Tabel 7. Wilayah Usaha Penyediaan Tenaga Listrik Pemegang No. Lokasi Wilayah Usaha Jenis Usaha Wilayah Usaha Seluruh wilayah Republik Indonesia 1 PT PLN (Persero) kecuali yang ditetapkan lain oleh Terintegrasi Pemerintah. PT Perkebunan Kawasan Ekonomi Khusus Sei Mangkei, 2 Terintegrasi Nusantara III Kab. Simalungun, Prov. Sumatera Utara PT Mabar Kawasan Industri Medan, Prov. Sumatera 3 Terintegrasi Elektrindo Utara Desa Semelinang Tebing, Kec. Peranap, 4 PT Dwi Maharani Terintegrasi Kab. Indragiri Hulu, Prov. Riau Kecamatan Pangkalan Kerinci, Kec. Pelalawan, Kec. Teluk Meranti dan 5 PD Tuah Sekata Terintegrasi Kawasan Teknopolitan di Kab. Pelalawan dan Kab. Siak, Prov. Riau Kawasan Industri Pelindo, Kawasan PT Riau Perkasa 6 Pengembangan Pelabuhan Terpadu, Prov. Terintegrasi Energi Riau Kel. Pangkalan Kerinci Timur, Kel. PT Riau Prima Pangkalan Kerinci Barat dan Kelurahan 7 Terintegrasi Energi Pangkalan Kerinci Kota, Kec. Pangkalan Kerinci, Kab.Pelalawan, Prov. Riau Pulau Batam dan sekitarnya, kecuali yang 8 PT PLN Batam Terintegrasi ditetapkan Pemerintah, Prov. Kep. Riau PT Batamindo Kawasan Industri Batamindo Kota Batam, 9 Investment Terintegrasi Prov. Kep. Riau Cakrawala Kawasan Industri Tunas, Kota Batam, 10 PT Tunas Energi Terintegrasi Prov. Kep. Riau - 109 - Pemegang No. Lokasi Wilayah Usaha Jenis Usaha Wilayah Usaha PT Panbil Utilitas Kawasan Industri Panbil Muka Kuning, 11 Sentosa (Muka Terintegrasi Kota Batam, Prov. Kep. Riau Kuning) PT Panbil Utilitas Pulau Tanjung Sauh dan Ngenang, Prov. 12 Sentosa (Tanjung Terintegrasi Kep. Riau (Kawasan Industri Panbil) Sauh) PT Panbil Utilitas Kawasan Industri Panbil Tembesi, Kota 13 Sentosa Terintegrasi Batam, Prov. Kep. Riau (Tembesi) PT Soma Daya Kawasan Pulau Karimun Zona I 14 Terintegrasi Utama Kabupaten Karimun, Prov. Kep. Riau PT Karimun Kawasan Pulau Karimun Zona II 15 Terintegrasi Power Plant Kabupaten Karimun, Prov. Kep. Riau Kawasan Pariwisata Terpadu Bintan PT Bintan Resort 16 Resort, Kec. Teluk Sebong, Kab. Bintan, Terintegrasi Cakrawala Prov. Kep. Riau Kawasan Industri Bintan, Desa Teluk PT Bintan Inti 17 Lobam, Kec. Seri Kuala Lobam, Kab. Terintegrasi Industrial Estate Bintan, Prov. Kep. Riau PT Bintan Kawasan Ekonomi Khusus Galang Batang, 18 Alumina Terintegrasi Kab. Bintan, Prov. Kep. Riau. Indonesia PT Parama Pulau Bulan, Kota Batam Terintegrasi 19 Multisarana Orion PT Batamindo Pulau Bulan, Kota Batam Terintegrasi 20 Solar Perkasa PT Taman Resor Area Data Centre Kawasan Ekonomi Distribusi dan 21 Internet Khusus Nongsa, Kota Batam Penjualan PT Wirararaja Kawasan Industri Wiraraja, Nongsa, Kota Distribusi dan 22 Technologi Batam, Prov. Riau Penjualan PT Marubeni 23 Palau Galang, Kota Batam, Prov. Riau Terintegrasi Global Indonesia PT Energi Kawasan Pelabuhan Tanjung Priok, Distribusi dan 24 Pelabuhan Kecamatan Tanjung Priok, Kota Jakarta Penjualan Indonesia Utara, Prov. DKI Jakarta Kawasan Industri Kota Bukit Indah PT Tatajabar Distribusi dan 25 Cikampek, Kab. Karawang dan Sejahtera Penjualan Purwakarta, Prov. Jawa Barat PT Dian Swastika PT Pindo Deli & Paper Mill di Kel. Adiarsa 26 Sentosa - Barat, Kec. Karawang Barat, Kab. Terintegrasi Karawang 1 Mill Karawang, Prov. Jawa Barat PT Dian Swastika PT Pindo Deli & Paper Mill di Desa Kuta 27 Sentosa - Mekar, Kec. Ciampel, Kab. Karawang, Prov. Terintegrasi Karawang 2 Mill Jawa Barat Kp. Turijaya RT 06/RW07 Desa PT Tegar Distribusi dan 28 Segaramakmur, Kec. Tarumajaya, Kab. Primajaya Penjualan Bekasi, Prov. Jawa Barat PT Cibinong Kp Pasir Tangkil RT 013 – RW 005, Distribusi dan 29 Center Industrial Bandarjati, Klapanunggal, Kabupaten Penjualan Estate Bogor, Prov. Jawa Barat - 110 - Pemegang No. Lokasi Wilayah Usaha Jenis Usaha Wilayah Usaha Wilayah PT Gerbang Teknologi Cikarang, 30 PT Bekasi Power Terintegrasi Kabupaten Bekasi, Prov. Jawa Barat Kawasan Industri Jababeka, Megalopolis Manunggal 2100, East Jakarta Industrial PT Cikarang 31 Park, Hyundai Inti Development, dan Terintegrasi Listrindo Gunung Cermai Inti (Lippo Cikarang) berikut perluasannya, Prov. Jawa Barat Kawasan Industri Kendal, Kab. Kendal, 32 PT United Power Terintegrasi Prov. Jawa Tengah PT Berkah Kawasan Java Integrated Industrial and 33 Kawasan Manyar Port Estate (JIIPE), Kab. Gresik, Prov. Jawa Terintegrasi Sejahtera Timur PT Lamong 34 Terminal Teluk Lamong, Prov. Jawa Timur Terintegrasi Energi Indonesia PT Pupuk Komplek Industri PT Petrokimia Gresik 35 Terintegrasi Indonesia Utilitas Unit III, Prov. Jawa Timur PT Dian Swastika Wilayah Pabrik PT Indah Kiat Pulp & Paper 36 Sentosa – Serang Terintegrasi di Kabupaten Serang, Prov. Banten Mill PT Dian Swastika Wilayah Pabrik PT Indah Kiat Pulp & Paper 37 Sentosa - Terintegrasi di Kota Tangerang Selatan, Prov. Banten Tangerang Mill Tower A dan B Apartment City Light, PT Sumber Distribusi dan 38 Ciputat, Kota Tangerang Selatan, Prov. Tenaga Lestari Penjualan Banten Pabrik Sulfindo Adi Usaha, Jl. Raya PT Merak Energi 39 Bojonegara, Desa Mangunreja, Kecamatan Terintegrasi Indonesia Puloampel, Kab. Serang, Prov. Banten PT Krakatau Area Pabrik Baja Terpadu PTKP, Prov. 40 Terintegrasi Posco Banten Kawasan Industri Krakatau, kecuali PT Krakatau Kawasan Krakatau Posco (Wilayah Usaha 41 Terintegrasi Chandra Energi PT Krakatau Posco Energy), Kota Cilegon, Prov. Banten PT Berjaya Agung Kawasan Industri Subang Smartpolitan, 42 Terintegrasi Indonesia Kab. Subang, Prov. Jawa Barat Kawasan Permukiman Penduduk di PT Mikro Kisi Kecamatan Pinupahar dan Kecamatan 43 Terintegrasi Sumba Ngadu Ngala Kab. Sumba Timur, Prov. Nusa Tenggara Timur Desa Barunang, Kecamatan Kapuas PT Energia Prima 44 Tengah, Kab. Kapuas, Prov. Kalimantan Terintegrasi Nusantara Tengah Kawasan Industri PT Surya Borneo Industri di Kelurahan Kumai Hulu dan PT Surya Borneo 45 Sungai Desa Tendang, Kecamatan Kumai, Terintegrasi Industri Kab. Kotawaringin Barat, Prov. Kalimantan Tengah Wilayah Operasional Tambang PT Adaro PT Makmur 46 Indonesia di Kab. Tabalong dan Kab. Terintegrasi Sejahtera Wisesa Balangan, Prov. Kalimantan Selatan - 111 - Pemegang No. Lokasi Wilayah Usaha Jenis Usaha Wilayah Usaha PT Kariangau Kawasan Industri Kariangau, Kota 47 Terintegrasi Power Balikpapan, Prov. Kalimantan Timur Kawasan Industri Kimia PT Batuta Chemical Industrial Park Kecamatan Bengalon 48 PT Bakrie Power Terintegrasi Kabupaten Kutai Timur, Prov. Kalimantan Timur PT Kaltim Daya Kaltim Industrial Estate, Bontang Utara, 49 Terintegrasi Mandiri Kota Bontang, Prov. Kalimantan Timur Wilayah Usaha Industri Kehutanan PT Sarana Bina Semesta Alam dan PT KD PT Kalimantan 50 Mineral IDN, di Kec. Muara Kaman, Terintegrasi Powerindo Kabupaten Kutai Kartanegara, Prov. Kalimantan Timur Kawasan Pertambangan PT Berau Coal PT Indo Pusaka 51 (Site Lati, Site Suaran dan Site Binungan), Terintegrasi Berau Kab. Berau, Prov. Kalimantan Timur Kawasan Permukiman Penduduk Desa PT Sinang Puri 52 Merabu, Kecamatan Kelay, Kab. Berau, Terintegrasi Energi Prov. Kalimantan Timur Kawasan Permukiman Penduduk Desa PT Teluk 53 Teluk Sumbang, Kec. Biduk-biduk, Kab. Terintegrasi Sumbang Energi Berau, Prov. Kalimantan Timur Kawasan Permukiman Penduduk Desa PT Long Beliu 54 Long Beliu, Kecamatan Kelay, Kab. Berau, Terintegrasi Tau Energi Prov. Kalimantan Timur Kab. Bulungan, Prov. Kalimantan Utara PT Kayan Hydro 55 dan Kawasan Industri Sangkulirang, Kab. Terintegrasi Energi Kutai Timur, Prov. Kalimantan Timur Area Pertambangan PT Pesona PT Sumber Alam Khatulistiwa Nusantara, Desa Tengkapak 56 Terintegrasi Sekurau dan Desa Apung, Kec. Tanjung Selor, Kab. Bulungan, Prov. Kalimantan Utara PT Kalimantan Kawasan Industri PT KIKI di Tanah Kuning 57 Energi Lestari dan PT KIPI di Mangkupadi, Prov. Terintegrasi Indonesia Kalimantan Utara PT Indonesia Kawasan Industri Indonesia Morowali - Transmisi 58 Morowali Industrial Park (IMIP), Kec. Bahodopi, Kab. - Distribusi dan Industrial Park Morowali, Prov. Sulawesi Tengah Penjualan Kawasan Industri PT Kendari Industrial PT Sultra Energi 59 Pratama, Kec. Moramo Utara, Kab. Konawe Terintegrasi Indonesia Selatan, Prov. Sulawesi Tenggara PT Konawe Kawasan Industri PT Indonesia Konawe Terintegrasi 60 Cahaya Industrial Park, Prov. Sulawesi Tenggara Indonesia PT Karampuang Desa Karampuang, Kecamatan Mamuju, 61 Terintegrasi Multi Daya Kab. Mamuju, Prov. Sulawesi Barat Kawasan Industri PT Indonesia Pomalaa PT Kolaka Green Industry Park, Kec. Pomalaa, Kab. Kolaka 62 Terintegrasi Energy dan Kab. Kolaka Timur, Prov. Sulawesi Tenggara PT Weda Bay Kawasan Industri PT IWIP (PT WBN) Kab. 63 Terintegrasi Energi Halmahera Tengah, Prov. Maluku Utara - 112 - Pemegang No. Lokasi Wilayah Usaha Jenis Usaha Wilayah Usaha PT Obi Sinar Kawasan Industri Pulau Obi di Halmahera, 64 Terintegrasi Timur Prov. Maluku Utara PT Daya Bangkit Kawasan Industri Buli, Kab. Halmahera 65 Terintegrasi Nusantara Timur, Prov. Maluku Utara III.D. Konsumsi Tenaga Listrik Konsumsi tenaga listrik nasional mengalami pertumbuhan rata-rata sekitar 7,9% (tujuh koma sembilan persen) per tahun dalam 5 (lima) tahun terakhir. Pertumbuhan konsumsi tenaga listrik nasional sekitar 1,2% (satu koma dua persen) pada tahun 2020 akibat pandemi COVID-19. Pada tahun berikutnya, konsumsi tenaga listrik kembali meningkat menjadi sekitar 8,4% (delapan koma empat persen) pada tahun 2021, sekitar 10,3% (sepuluh koma tiga persen) pada tahun 2022, sekitar 7,7% (tujuh koma tujuh persen) pada tahun 2023, dan sekitar 12% (dua belas persen) pada tahun 2024. Perkembangan konsumsi tenaga listrik nasional didominasi oleh konsumsi tenaga listrik di wilayah usaha PT PLN (Persero) diikuti konsumsi tenaga listrik oleh pemegang IUPTLS dan konsumsi tenaga listrik di luar wilayah usaha PT PLN (Persero). Secara sektoral, konsumsi tenaga listrik nasional didominasi oleh sektor industri dan sektor rumah tangga. Perkembangan konsumsi tenaga listrik nasional berdasarkan wilayah usaha/jenis izin dapat dilihat pada Gambar 13. 430 384 84 356 64 326 48 45 306 39 36 35 34 30 27 285 301 257 274 243 2020 2021 2022 2023 2024* PLN PPU IUPTLS Total * data sementara Gambar 13. Perkembangan Konsumsi Tenaga Listrik Nasional Berdasarkan Wilayah Usaha/Jenis Izin (dalam TWh) Pada tahun 2024, konsumsi tenaga listrik nasional didominasi oleh konsumsi tenaga listrik di wilayah usaha PT PLN (Persero), diikuti oleh konsumsi tenaga listrik pemegang IUPTLS, dan terakhir konsumsi tenaga listrik di wilayah usaha selain PT PLN (Persero). Di wilayah usaha PT PLN (Persero), konsumsi tenaga listrik didominasi oleh sektor rumah tangga sekitar 30% (tiga puluh persen) dari total konsumsi tenaga listrik nasional dan sektor industri sekitar 21% (dua puluh satu persen) dari total konsumsi tenaga listrik nasional. Konsumsi tenaga listrik di wilayah usaha selain PT PLN (Persero) didominasi oleh sektor industri sekitar 10% (sepuluh persen) dari total konsumsi tenaga listrik nasional. Wilayah usaha dengan konsumsi tenaga listrik terbesar adalah PT Indonesia Morowali Industrial Park, PT Weda Bay Energi, PT Cikarang Listrindo, dan PT PLN Batam. Perkembangan konsumsi tenaga listrik nasional per sektor pemakai dapat dilihat pada Gambar 14 dan konsumsi tenaga listrik nasional tahun 2024 per sektor per wilayah usaha dapat dilihat pada Gambar 15. - 113 - 430 384 22 356 326 20 62 306 19 57 17 52 17 45 44 215 184 148 168 133 113 116 117 122 130 2020 2021 2022 2023 2024 * * data sementara Rumah Tangga Industri Bisnis Publik Total Gambar 14. Perkembangan Konsumsi Tenaga Listrik Nasional per Sektor Pemakai (dalam TWh) Rumah Tangga 1 Industri 0% 84 20% Rumah Tangga 129 IUPTLS 30% Bisnis 84 1,4 20% 0% Industri 42 PPU 430 * PLN Publik 45 301 0 10% Publik 10% TWh 70% 0% 21 5% Industri Bisnis 89 61 21% 14% * data sementara Gambar 15. Konsumsi Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Sektor per Wilayah Usaha (dalam TWh) III.E. Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Sampai dengan tahun 2024, total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional mencapai sekitar 101 (seratus satu) GW yang terdiri atas pembangkit tenaga listrik di wilayah usaha PT PLN (Persero) sekitar 75% (tujuh puluh lima persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional, private power utility (PPU) sekitar 4,7% (empat koma tujuh persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional, pemegang IUPTLS sekitar 20,3% (dua puluh koma tiga persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Pembangkit tenaga listrik di wilayah usaha PT PLN (Persero) sebagian besar adalah milik PT PLN (Persero) sekitar 46% (empat puluh enam persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional dan milik independent power producer (IPP) sekitar 28% (dua puluh delapan persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Pembangkit tenaga listrik di wilayah usaha selain PT PLN (Persero) sebagian besar dimiliki oleh private power utility (PPU) sekitar 4% (empat persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional tahun 2024 per pemilik selengkapnya dapat dilihat pada Gambar 16. - 114 - Pemerint ah IPP 0,04 28,1 0,0% 28% IUPTLS 20,4 20,3% 101 PLN 75,5 75,0% PPU PPU GW PLN 4,8 3,7 4,7% 46,4 4% 46% IPP Sewa 1,0 1,02 1% 1% Gambar 16. Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Pemilik Berdasarkan sumber energinya, terdapat sekitar 86 (delapan puluh enam) GW pembangkit tenaga listrik yang berbahan bakar fosil atau sekitar 85% (delapan puluh lima persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional dan sekitar 15 (lima belas) GW pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan atau sekitar 15% (lima belas persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Pembangkit berbahan bakar fosil terbesar adalah PLTU/PLTU mulut tambang dengan total kapasitas terpasang mencapai sekitar 53% (lima puluh tiga persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional dan PLTG/PLTGU/ PLTMG/PLTMGU dengan total kapasitas terpasang sekitar 26% (dua puluh enam persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Pembangkit tenaga listrik dengan sumber energi baru dan energi terbarukan didominasi oleh PLTA/PLTM/PLTMH sekitar 7% (tujuh persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional, PLT Bio sekitar 4% (empat persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional, dan PLTP sekitar 3% (tiga persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional. Kapasitas terpasang pembangkit nasional tahun 2024 per jenis selengkapnya dapat dilihat pada Gambar 17. PLTU/MT 53,81 53% PLTA/M/MH 7,06 PLTGB PLTB Fosil 101 EBT 7%PLTP 14,90 2,64 3% 15% PLT 0,45 0% 0,15 0% GW 85,79 Bio PLTS WHB 85% 3,70 0,91 0,18 PLTD 4% 1% 0% 5,82 6% PLTG/GU/MG/MG U 26,17 26% Gambar 17. Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Tahun 2024 per Jenis - 115 - Kapasitas pembangkit tenaga listrik terpasang dalam 5 (lima) tahun terakhir mengalami kenaikan dengan rata-rata kenaikan setiap tahunnya sekitar 7,7% (tujuh koma tujuh persen). Pertumbuhan kapasitas pembangkit tenaga listrik nasional paling rendah terjadi pada tahun 2021 sekitar 3,7% (tiga koma tujuh persen). Pada tahun 2024 pertumbuhan kapasitas pembangkit meningkat mencapai sekitar 11% (sebelas persen). Selama 5 (lima) tahun terakhir, pembangkit tenaga listrik yang terhubung di wilayah usaha PT PLN (Persero) mengalami peningkatan rata-rata per tahun sekitar 5,2% (lima koma dua persen), sedangkan pembangkit tenaga listrik IUPTLS mengalami peningkatan tertinggi yaitu rata-rata sekitar 23,5% (dua puluh tiga koma lima persen) setiap tahunnya. Perkembangan kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional berdasarkan pemilik dapat dilihat pada Gambar 18. Selama 5 (lima) tahun terakhir, pembangkit tenaga listrik terbesar masih didominasi oleh PLTU/PLTU mulut tambang yang mengalami penambahan rata- rata sekitar 9,3% (sembilan koma tiga persen) setiap tahunnya. Selain itu, PLTG/PLGU/PLTMG/PLTMGU mengalami peningkatan sekitar 5,4% (lima koma empat persen) setiap tahunnya. Kapasitas terpasang PLTD selama 5 (lima) tahun terakhir mengalami peningkatan sekitar 6,4% (enam koma empat persen) setiap tahunnya yang berasal dari pembangkit tenaga listrik IUPTLS. 101 91 84 20,4 76 14,2 74 11,6 4,8 4,2 8,1 9,1 4,2 4,0 4,1 72,2 75,5 67,9 61,5 63,2 2020 2021 2022 2023 2024 * PLN PPU IUPTLS Pemerintah * data sementara Gambar 18. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional Berdasarkan Pemilik (dalam GW) Saat ini Pemerintah memprioritaskan untuk mengembangkan pembangkit energi baru dan energi terbarukan sebagai bentuk pemenuhan komitmen Pemerintah terhadap penurunan target emisi GRK. Selama 5 (lima) tahun terakhir, total kapasitas terpasang pembangkit energi baru dan energi terbarukan mengalami peningkatan rata-rata sekitar 7,1% (tujuh koma satu persen) setiap tahunnya. Pertumbuhan kapasitas terpasang pembangkit energi baru dan energi terbarukan terendah terjadi pada tahun 2020 sekitar 4,5% (empat koma lima persen) dan tertinggi pada tahun 2021 sekitar 8,7% (delapan koma tujuh persen). Pertumbuhan kapasitas terpasang pembangkit energi baru dan energi terbarukan pada tahun 2024 yaitu sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen). Pertumbuhan kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional per jenis dapat dilihat pada Gambar 19. - 116 - 14,92 13,78 5,82 13,04 4,64 11,08 12,05 4,57 26,17 4,43 4,47 23,19 22,24 21,22 21,68 49,13 53,81 38,25 43,96 36,96 2020 2021 2022 2023 2024 * PLTU/MT PLTG/GU/MG/MGU PLTD PLT EBT * data sementara Gambar 19. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik Nasional per Jenis (dalam GW) Pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan sumber energi terbaru dan energi terbarukan di Indonesia didominasi oleh PLTA/PLTM/PLTMH. Meskipun kapasitas terpasang PLTS lebih kecil dibandingkan dengan pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan lainnya, peningkatan tertinggi dalam 5 (lima) tahun terakhir ada pada PLTS sekitar 48,2% (empat puluh delapan koma dua persen). PLTB belum mengalami pertumbuhan dalam 5 (lima) tahun terakhir. Perkembangan kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik yang memanfaatkan sumber energi baru dan energi terbarukan dapat dilihat pada Gambar 20. 0,02 0,02 0,60 0,02 0,29 0,02 0,21 0,02 0,17 3,70 3,12 3,39 0,14 2,32 2,25 0,45 0,45 0,15 0,45 0,45 0,15 0,15 0,15 0,45 2,64 0,15 2,53 2,54 2,60 2,43 6,37 6,46 6,57 7,06 5,60 2020 2021 2022 2023 2024 * PLTA/M/MH PLTP PLTB PLTGB PLT Bio PLTS WHB * data sementara Gambar 20. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik yang Memanfaatkan Energi Baru dan Energi Terbarukan (dalam GW) Dalam 5 (lima) tahun terakhir, sebagian besar pembangkit tenaga listrik berada di wilayah Jawa, sekitar 54,4% (lima puluh empat koma empat persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional pada tahun 2024 dan di wilayah Sumatera yaitu sekitar 19,4% (sembilan belas koma empat persen) dari total kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik nasional pada tahun 2024. Wilayah dengan peningkatan rata-rata kapasitas terpasang pembangkit tertinggi adalah Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara sekitar 9,7% (sembilan koma tujuh persen), Sulawesi sekitar 11,1% (sebelas koma satu persen), dan Kalimantan sekitar 5,4% (lima koma empat persen). Perkembangan kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik per wilayah dapat dilihat pada Gambar 21. - 117 - 19,50 18,47 16,26 11,20 14,47 15,10 8,65 8,09 9,81 7,55 7,58 5,41 6,33 5,89 3,75 4,39 4,73 4,88 4,52 4,70 51,15 54,79 44,63 44,70 48,83 2020 2021 2022 2023 2024 * JMB KAL MPNT SUL SUM * data sementara Gambar 21. Perkembangan Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik per Wilayah (dalam GW) III.F. Sistem Transmisi Tenaga Listrik PT PLN (Persero) memiliki dan mengoperasikan sebagian besar jaringan transmisi tenaga listrik, kecuali sebagian kecil di Sulawesi yang dimiliki oleh swasta namun dioperasikan oleh PT PLN (Persero). Selain PT PLN (Persero), terdapat wilayah usaha yang memiliki jaringan transmisi tenaga listrik sendiri yaitu PT PLN Batam, PT Krakatau Chandra Energi, PT Cikarang Listrindo, PT Makmur Sejahtera Wisesa, PT Indonesia Morowali Industrial Park, dan PT Weda Bay Energi. Beberapa badan usaha pemegang IUPTLS memiliki jaringan transmisi tenaga listrik seperti PT Indonesia Asahan Aluminium, PT Puncakjaya Power, dan PT Poso Energy. Pada tahun 2020, pertumbuhan panjang jaringan transmisi tenaga listrik mengalami kelambatan yaitu sekitar 3,97% (tiga koma sembilan tujuh persen) akibat pandemi COVID-19. Pada tahun 2021 pertumbuhan meningkat menjadi sekitar 5,58% (lima koma lima delapan persen), kemudian tumbuh 5,21% (lima koma dua satu persen) pada tahun 2022, 9,35% (sembilan koma tiga lima persen pada tahun 2023, dan 6,67% (enam koma enam tujuh persen) pada tahun 2024. Secara umum, panjang jaringan transmisi tenaga listrik selama 5 (lima) tahun terakhir mengalami kenaikan dengan rata-rata kenaikan setiap tahunnya sekitar 6,16% (enam koma satu enam persen). Jaringan transmisi tenaga listrik di Indonesia didominasi oleh jaringan bertegangan 150 (seratus lima puluh) kV. Dalam 5 (lima) tahun terakhir, jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV meningkat sekitar 3,96% (tiga koma sembilan enam persen) setiap tahunnya. Jaringan dengan pertumbuhan tertinggi dalam 5 (lima) tahun adalah jaringan transmisi tenaga listrik 500 (lima ratus) kV dengan pertumbuhan rata-rata sekitar 8,32% (delapan koma tiga dua persen) setiap tahunnya. Perkembangan panjang jaringan transmisi tenaga listrik per pemilik dapat dilihat pada Gambar 22 dan perkembangan panjang jaringan transmisi tenaga listrik per tegangan dapat dilihat pada Gambar 23. - 118 - 70.832 72.555 68.105 64.706 61.233 1.058 1.065 1.090 1.090 1.259 2020 2021 2022 2023 2024* * data sementara PT PLN (Persero) Non PLN Gambar 22. Perkembangan Panjang Jaringan Transmisi Tenaga Listrik (dalam kms) per Pemilik 73.814 71.923 69.195 65.771 7.732 62.292 7.194 6.971 6.445 4.734 4.968 5.250 4.156 3.976 3.976 52.034 53.770 54.836 47.290 49.347 5.671 5.898 5.929 6.119 6.172 2020 2021 2022 2023 2024 * 70 kV 115 kV 150 kV 230 kV 275 kV 500 kV * data sementara Gambar 23. Perkembangan Panjang Jaringan Transmisi Tenaga Listrik Nasional (dalam kms) per Tegangan Pada tahun 2020, pertumbuhan gardu induk sekitar 4,11% (empat koma satu satu persen) kemudian tumbuh 4,20% (empat koma dua nol persen) pada tahun 2021, 4,16% (empat koma satu enam persen) pada tahun 2022, 7,40% (tujuh koma empat nol persen) pada tahun 2023, dan 6,70% (enam koma tujuh nol persen) pada tahun 2024. Secara umum, kapasitas gardu induk dalam 5 (lima) tahun terakhir mengalami kenaikan dengan rata-rata kenaikan setiap tahunnya sekitar 5,31% (lima koma tiga satu persen). Sebagian besar gardu induk terletak di wilayah usaha PT PLN (Persero). Perkembangan kapasitas gardu induk per pemilik dapat dilihat pada Gambar 24. - 119 - 166.697 169.217 155.938 161.337 150.008 9.223 10.693 10.693 14.343 8.503 2020 2021 2022 2023 2024* * data sementara PT PLN (Persero) Non PLN Gambar 24. Perkembangan Kapasitas Gardu Induk (MVA) per Pemilik III.G. Sistem Distribusi Tenaga Listrik Dalam 5 (lima) tahun terakhir, jaringan distribusi tenaga listrik tegangan menengah mengalami kenaikan rata-rata sekitar 2,2% (dua koma dua persen) setiap tahunnya, sedangkan jaringan distribusi tenaga listrik tegangan rendah mengalami kenaikan rata-rata sekitar 1,3% (satu koma tiga persen) setiap tahunnya. Gardu distribusi mengalami peningkatan sekitar 3% (tiga persen) setiap tahunnya dalam 5 (lima) tahun terakhir. Perkembangan panjang jaringan distribusi tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 25 dan perkembangan kapasitas trafo gardu distribusi dapat dilihat pada Gambar 26. 622.005 628.135 636.544 606.160 616.264 428.158 437.881 445.025 453.416 463.085 2020 2021 2022 2023 2024 * Panjang Jaringan Tegangan Menengah (kms) Panjang Jaringan Tegangan Rendah (kms) * data sementara Gambar 25. Perkembangan Panjang Jaringan Distribusi Tenaga Listrik - 120 - 73.724 71.244 69.967 68.834 65.971 2020 2021 2022 2023 2024 * * data sementara Gambar 26. Perkembangan Kapasitas Trafo Gardu Distribusi (dalam MVA) III.H. Perkembangan Rasio Elektrifikasi dan Rasio Desa Berlistrik Rasio elektrifikasi merupakan perbandingan jumlah rumah tangga berlistrik dengan jumlah rumah tangga total. Capaian rasio elektrifikasi tahun 2024 sebesar 99,83% (sembilan puluh sembilan koma delapan tiga persen) dari total rumah tangga yang berjumlah sekitar 85 (delapan puluh lima) juta rumah tangga. Hal Ini berarti masih terdapat sekitar 0,17% (nol koma satu tujuh persen) dari total rumah tangga atau sekitar 150 (seratus lima puluh) ribu rumah tangga di Indonesia yang belum menikmati tenaga listrik. Perkembangan rasio elektrifikasi nasional dari tahun 2020 sampai dengan tahun 2024 terus mengalami peningkatan. Rasio elektrifikasi nasional pada akhir tahun 2020 sebesar 99,20% (sembilan puluh sembilan koma dua puluh persen), akhir tahun 2021 sebesar 99,45% (sembilan puluh sembilan koma empat lima persen), akhir tahun 2022 sebesar 99,63% (sembilan puluh sembilan koma enam tiga persen), akhir tahun 2023 sebesar 99,79% (sembilan puluh sembilan koma tujuh sembilan persen), dan akhir tahun 2024 sebesar 99,83% (sembilan puluh sembilan koma delapan tiga persen). Kenaikan rasio elektrifikasi tersebut merupakan hasil penambahan rumah tangga berlistrik rata-rata sekitar 2,9 (dua koma sembilan) juta rumah tangga per tahun yang sebagian besar terdiri atas penyambungan listrik PT PLN (Persero). Rasio desa berlistrik didefinisikan sebagai perbandingan jumlah desa/kelurahan berlistrik dibagi dengan jumlah desa/kelurahan keseluruhan pada suatu wilayah. Pada tahun 2024, rasio desa berlistrik telah mencapai sekitar 99,92% (sembilan puluh sembilan koma sembilan dua persen) dari seluruh desa/kelurahan di Indonesia yang berjumlah 83.763 (delapan puluh tiga ribu tujuh ratus enam puluh tiga) desa/kelurahan, yang meliputi 77.942 (tujuh puluh tujuh ribu sembilan ratus empat puluh dua) desa/kelurahan berlistrik PT PLN (Persero), 3.127 (tiga ribu seratus dua puluh tujuh) desa/kelurahan berlistrik non-PT PLN (Persero), 2.624 (dua ribu enam ratus dua puluh empat) desa/kelurahan berlistrik lampu tenaga surya hemat energi (LTSHE), dan 70 (tujuh puluh) desa/kelurahan belum berlistrik. Jumlah desa/kelurahan tersebut berdasarkan Keputusan Menteri Dalam Negeri yang terkait dengan pemberian dan pemutakhiran kode, data wilayah administrasi pemerintahan, dan pulau. Sebaran rasio elektrifikasi per provinsi tahun 2024 dapat dilihat pada Gambar 27. - 121 - Gambar 27. Sebaran Rasio Elektrifikasi per Provinsi Tahun 2024 Sebaran rasio desa berlistrik per provinsi tahun 2024 dapat dilihat pada Gambar 28. Gambar 28. Sebaran Rasio Desa Berlistrik per Provinsi Tahun 2024 Peningkatan jumlah desa/kelurahan yang sangat tajam tersebut karena banyak terjadi pemekaran sejak kebijakan otonomi daerah diterapkan. Hal ini menjadi tantangan bagi Pemerintah yang memiliki program untuk meningkatkan rasio desa berlistrik mencapai sekitar 100% (seratus persen) pada tahun 2025. - 122 - PROYEKSI KEBUTUHAN DAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK NASIONAL IV.A. Umum Kebutuhan energi listrik akan terus meningkat di masa mendatang sehingga harus diantisipasi agar energi listrik dapat tersedia dalam jumlah yang cukup dengan kualitas yang baik dan harga yang wajar. Upaya penyediaan energi listrik harus dapat memenuhi tuntutan masyarakat dan global terkait perlindungan lingkungan hidup dan penurunan emisi GRK untuk mencapai target NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. Oleh karena itu perlu dilakukan proyeksi kebutuhan tenaga listrik nasional dan penyediaan tenaga listrik untuk memperkirakan kebutuhan tenaga listrik nasional agar penyediaan tenaga listrik dapat tercapai sesuai dengan yang dibutuhkan. Bab ini akan menguraikan proyeksi kebutuhan tenaga listrik nasional dan penyediaan tenaga listrik khususnya pembangkitan dan transmisi tenaga listrik antarprovinsi atau antarpulau. IV.B. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Nasional Periode proyeksi kebutuhan tenaga listrik dimulai dari tahun 2025 sampai dengan tahun 2060 berdasarkan kebijakan energi nasional (KEN). Semakin panjang rentang waktu proyeksi, semakin berkurang tingkat akurasi atau kepastiannya. Namun demikian, aspek kuantitatif kebutuhan tenaga listrik harus dipenuhi untuk menghindari kekurangan pasokan tenaga listrik di masa mendatang dan untuk mempersiapkan kebutuhan investasinya. Untuk itu, proyeksi kebutuhan tenaga listrik perlu dimutakhirkan jika terdapat dinamika dalam variabel yang mempengaruhi kebutuhan tenaga listrik. IV.B.1. Metodologi Proyeksi kebutuhan tenaga listrik menggunakan kombinasi metode top-down dan bottom-up dengan penjelasan sebagai berikut:

1. Top-Down Perhitungan proyeksi kebutuhan tenaga listrik diawali dengan metode econometric regression analysis menggunakan software Simple-E. Variabel yang digunakan antara lain pertumbuhan ekonomi, jumlah penduduk, dan tarif tenaga listrik. Angka asumsi pertumbuhan ekonomi mengacu Visi Indonesia Emas 2045 yang diterbitkan oleh Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional/Badan Perencanaan Pembangunan Nasional sedangkan proyeksi pertumbuhan penduduk mengacu pada data yang diterbitkan oleh Badan Pusat Statistik dan Lembaga Penyelidikan Ekonomi dan Masyarakat Universitas Indonesia.

2. Bottom-Up Hasil proyeksi sebagaimana dimaksud pada angka 1 selanjutnya ditambahkan dengan rencana kebutuhan tenaga listrik pada kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, smelter, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan destinasi pariwisata superprioritas. Data kebutuhan tenaga listrik menggunakan angka yang bersumber dari Kementerian Perindustrian, Dewan Nasional Kawasan Ekonomi Khusus, Kementerian Kelautan dan Perikanan, Kementerian Pariwisata, pemerintah daerah, pemegang IUPTLU, dan pemegang IUPTLS. Selanjutnya hasil proyeksi dijumlahkan secara nasional dan dikonsolidasikan dengan angka target konservasi energi, efisiensi energi, elektrifikasi pada sektor - 123 - industri, rumah tangga, dan kendaraan bermotor listrik, dan produksi green hydrogen dengan menggunakan software low emissions analysis platform (LEAP). Metodologi proyeksi kebutuhan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 29 dan Gambar 30. Gambar 29. Metodologi Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (1/2) Hasil proyeksi dikelompokkan menjadi 5 (lima) sektor konsumen yaitu rumah tangga, bisnis, publik, industri, dan kendaraan bermotor listrik. Selain itu, dalam rangka transisi energi di sektor industri dan transportasi diperlukan proyeksi kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik nasional adalah angka kumulatif penjumlahan proyeksi kebutuhan tenaga Listrik untuk 34 (tiga puluh empat) provinsi. Gambar 30. Metodologi Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (2/2) Hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik selanjutnya diolah dalam pemodelan optimasi penyediaan tenaga listrik (pembangkitan dan transmisi tenaga listrik) - 124 - menggunakan perangkat lunak Balmorel dengan prinsip least cost investment dan least cost dispatch. IV.B.2. Data Historis Pertumbuhan ekonomi dan penduduk Indonesia memiliki kecenderungan meningkat setiap tahun. Dalam 25 (dua puluh lima) tahun terakhir, rata-rata pertumbuhan ekonomi Indonesia meningkat sekitar 4,8% (empat koma delapan persen) dan rata-rata pertumbuhan penduduk sekitar 1,3% (satu koma tiga persen). Pada tahun 2020 terjadi penurunan pertumbuhan ekonomi sebagai dampak pandemi COVID-19 namun pada tahun 2021 dan tahun 2022 pertumbuhan ekonomi Indonesia bertumbuh positif. Data historis pertumbuhan ekonomi Indonesia tahun 2000 sampai dengan tahun 2024 dapat dilihat pada Gambar 31. 14.000 12.000 10.000 Rp Trilyun 8.000 6.000 4.000 2.000 0 *) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 PDB Bisnis PDB Publik PDB Industri PDB Tambang PDB Lainnya *)Data Sementara Gambar 31. Perkembangan Produk Domestik Bruto Indonesia Tahun 2000- 2024 Berdasarkan Gambar 31 diketahui bahwa terjadi pertumbuhan produk domestik bruto (PDB) dari berbagai sektor, antara lain sektor bisnis, sektor publik, sektor industri, sektor tambang, dan lainnya dalam kurun waktu tahun 2000 sampai dengan tahun 2024. Pertumbuhan ekonomi pada kurun waktu tahun 2000 sampai tahun 2024 cukup berfluktuasi, dengan pertumbuhan ekonomi tertinggi terjadi pada tahun 2010 yaitu sekitar 6,38% (enam koma tiga delapan persen). Pertumbuhan ekonomi terendah terjadi pada tahun 2020 sekitar -2% (minus dua persen) yang juga dialami oleh kondisi global dunia akibat pandemi COVID-19. Perkembangan pertumbuhan penduduk Indonesia tahun 2000 sampai dengan tahun 2024 dapat dilihat pada Gambar 32. Gambar 32 menunjukkan jumlah penduduk dan pertumbuhan jumlah penduduk pada kurun waktu tahun 2000 sampai dengan tahun 2024. Jumlah penduduk pada kurun waktu tahun 2000 sampai dengan tahun 2024 terus mengalami pertambahan dari tahun ke tahun. Pada tahun 2000 jumlah penduduk Indonesia sekitar 206.264.595 (dua ratus enam juta dua ratus enam puluh empat ribu lima ratus sembilan puluh lima) jiwa dan bertambah menjadi 281.603.800 (dua ratus delapan puluh satu juta enam ratus tiga ribu delapan ratus) jiwa pada tahun 2024. - 125 - 300 250 200 150 100 50 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 *) *)Data Sementara Penduduk (Juta Jiwa) Gambar 32. Perkembangan Pertumbuhan Penduduk Indonesia Tahun 2000- 2024 Pertumbuhan ekonomi dan jumlah penduduk dalam kurun 25 (dua puluh lima) tahun terakhir berdampak pada konsumsi tenaga listrik. Dalam kurun waktu tersebut, rata-rata pertumbuhan konsumsi tenaga listrik sekitar 6% (enam persen) per tahun. Peningkatan konsumsi tersebut disebabkan oleh peningkatan konsumsi pada sektor industri dan bisnis. IV.B.3. Asumsi dan Target Kebutuhan tenaga listrik sangat dipengaruhi oleh 3 (tiga) variabel, yaitu pertumbuhan ekonomi, pertumbuhan jumlah penduduk, dan tarif tenaga listrik. Pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik berbanding lurus dengan pertumbuhan ekonomi dan pertumbuhan penduduk, namun berbanding terbalik dengan peningkatan tarif tenaga listrik. Semakin meningkatnya kegiatan ekonomi, bertambahnya jumlah penduduk, dan meningkatnya rasio elektrifikasi pada suatu daerah, semakin meningkat konsumsi tenaga listrik. Berbeda dengan peningkatan tarif tenaga listrik, variabel ini relatif akan menekan jumlah konsumsi tenaga listrik. Kebutuhan tenaga listrik di masa mendatang perlu memperhitungkan rencana program Pemerintah dalam pengembangan kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, smelter, destinasi pariwisata superprioritas, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan penggunaan kendaraan bermotor listrik. Selain hal tersebut di atas, kebutuhan tenaga listrik kedepan akan lebih tinggi dibanding bussines as usual karena didorong oleh target transisi energi menuju NZE tahun 2060. Transisi energi bukan hanya berpindah dari pembangkit fosil ke pembangkit energi baru dan energi terbarukan, namun juga berpindahnya penggunaan energi primer menjadi energi sekunder berupa tenaga listrik pada demand sektor transportasi, industri, komersial, dan rumah tangga. IV.B.3.a Pertumbuhan Ekonomi Pertumbuhan ekonomi adalah peningkatan dalam kemampuan suatu perekonomian dalam memproduksi barang dan jasa. Dengan kata lain, pertumbuhan ekonomi lebih menunjuk pada perubahan yang bersifat kuantitatif - 126 - dan biasanya diukur dengan menggunakan data produk domestik bruto (PDB) atau pendapatan output per kapita. Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional/Badan Perencanaan Pembangunan Nasional telah menargetkan pertumbuhan ekonomi Indonesia untuk mencapai Visi Indonesia Emas tahun 2045 dengan 2 (dua) skenario pertumbuhan yaitu: 1. skenario rendah sekitar 5,4% (lima koma empat persen) per tahun, terdiri atas: a. tahun 2025 sampai dengan tahun 2045 sekitar 6,1% (enam koma satu persen); dan b. tahun 2046 sampai dengan tahun 2060 sekitar 4,5% (empat koma lima persen); dan 2. skenario tinggi sekitar 6,4% (enam koma empat persen) per tahun, terdiri atas: a. tahun 2025 sampai dengan tahun 2045 sekitar 7,0% (tujuh koma nol persen); dan b. tahun 2046 sampai dengan tahun 2060 sekitar 5,5% (lima koma lima persen). Pertumbuhan ekonomi Indonesia tahun 2025 sampai dengan tahun 2060 dengan skenario rendah dan skenario tinggi dapat dilihat pada Gambar 33. 10 8 6 % 4 2 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Skenario 6% Skenario 7% Gambar 33. Proyeksi Pertumbuhan Ekonomi dalam Rangka Indonesia Emas Tahun 2045 Dari kedua skenario pertumbuhan ekonomi tersebut terlihat pertumbuhan ekonomi mengalami pertumbuhan yang tinggi antara tahun 2035 sampai dengan tahun 2040 dalam rangka mencapai Indonesia Emas 2045. IV.B.3.b Pertumbuhan Penduduk Pertumbuhan penduduk adalah besaran persentase perubahan jumlah penduduk di suatu wilayah pada waktu tertentu dibandingkan dengan jumlah penduduk pada waktu sebelumnya. Asumsi pertumbuhan penduduk yang digunakan dalam RUKN adalah berdasarkan proyeksi Badan Pusat Statistik dan Lembaga Penyelidikan Ekonomi dan Masyarakat Universitas Indonesia. Asumsi pertumbuhan penduduk Indonesia periode tahun 2025 sampai dengan tahun 2045 mengacu data proyeksi Badan Pusat Statistik dan periode tahun 2046 sampai - 127 - dengan tahun 2060 mengacu data proyeksi Lembaga Penyelidikan Ekonomi dan Masyarakat Universitas Indonesia. Rata-rata pertumbuhan penduduk Indonesia tahun 2025 sampai dengan tahun 2060 sekitar 0,7% (nol koma tujuh persen) per tahun. Pada tahun 2025 jumlah penduduk Indonesia diproyeksikan sekitar 284.553.850 (dua ratus delapan puluh empat juta lima ratus lima puluh tiga ribu delapan ratus lima puluh) jiwa, bertambah menjadi sekitar 359.898.223 (tiga ratus lima puluh sembilan juta delapan ratus sembilan puluh delapan ribu dua ratus dua puluh tiga) jiwa pada tahun 2060. Pertumbuhan penduduk Indonesia tahun 2025 sampai dengan tahun 2060 dapat dilihat pada Gambar 34. 360 320 280 240 200 160 120 80 40 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Penduduk (Juta Jiwa) Gambar 34. Proyeksi Pertumbuhan Penduduk Indonesia Tahun 2025 sampai dengan Tahun 2060 Gambar 34 menunjukkan masih terjadi pertambahan jumlah penduduk di Indonesia, namun laju pertumbuhan penduduk mengalami penurunan dari tahun ke tahun. Hal ini disebabkan dampak kebijakan keluarga berencana dari Badan Kependudukan dan Keluarga Berencana Nasional. IV.B.3.c Pengembangan Kawasan Industri, Kawasan Ekonomi Khusus, Smelter, Sentra Kelautan dan Perikanan Terpadu, dan Destinasi Pariwisata Superprioritas Kawasan industri adalah kawasan tempat pemusatan kegiatan industri pengolahan yang dilengkapi dengan prasarana, sarana, dan fasilitas penunjang lainnya yang disediakan dan dikelola oleh perusahaan kawasan industri. Kawasan ekonomi khusus adalah kawasan dengan batas tertentu dalam wilayah hukum Negara Kesatuan Republik Indonesia yang ditetapkan untuk menyelenggarakan fungsi dengan manfaat perekonomian tertentu. Tujuan utama pengembangan kawasan ekonomi khusus adalah untuk menciptakan pertumbuhan ekonomi, pemerataan pembangunan, dan peningkatan daya saing bangsa. Smelter adalah fasilitas pengolahan hasil tambang yang berfungsi meningkatkan kandungan logam seperti timah, nikel, tembaga, emas, dan perak sampai mencapai tingkat yang memenuhi standar sebagai bahan baku produk akhir. Proses tersebut telah meliputi pembersihan mineral logam dari pengotor dan pemurnian mineral logam. - 128 - Kebutuhan tenaga listrik untuk rencana pengembangan kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, smelter, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan destinasi pariwisata superprioritas telah diperhitungkan dalam proyeksi kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN ini. IV.B.3.d Kendaraan Bermotor Listrik Salah satu upaya penurunan emisi GRK di sektor energi melalui penurunan emisi di sektor transportasi. Upaya penurunan emisi GRK di sektor transportasi dilakukan melalui elektrifikasi kendaraan bermotor dari semula berbahan bakar fosil menjadi kendaraan bermotor listrik seperti sepeda motor listrik, mobil listrik, bus listrik, truk listrik, dan kereta listrik. Penetrasi kendaraan listrik dilakukan dengan mempercepat penjualan:

1. Pada tahun 2030, mobil sebanyak 0,4-0,6 juta, sepeda motor sebanyak 2,9- 3,8 juta, bus sebanyak 4,5-6 ribu, truk sebanyak 81-107 ribu, kereta listrik sekitar 0,2-0,3 TWh.

2. Pada tahun 2035, mobil sebanyak 0,8-0,9 juta, sepeda motor sebanyak 5,5- 5,7 juta, bus sebanyak 8,8-9 ribu, truk sebanyak 156-161 ribu, kereta listrik sekitar 0,5 TWh.

3. Pada tahun 2040, mobil sebanyak 4,7-5 juta, sepeda motor sebanyak 31,3- 33,5 juta, bus sebanyak 50-53,6 ribu, truk sebanyak 889-952 ribu, kereta listrik sekitar 2,7-2,9 TWh.

4. Pada tahun 2050, mobil sebanyak 12,4-13,4 juta, sepeda motor sebanyak 82,9-89,2 juta, bus sebanyak 133-143 ribu, truk sebanyak 2,3-2,5 juta, kereta listrik sekitar 7,2-7,7 TWh.

5. Pada tahun 2060, mobil sebanyak 23,7-25,6 juta, sepeda motor sebanyak 165,6-170,8 juta, bus sebanyak 252-273 ribu, truk sebanyak 4,4-4,9 juta, kereta listrik sekitar 13,7-14,8 TWh. IV.B.3.e Green Hydrogen Salah satu upaya penurunan emisi GRK di sektor energi dilakukan melalui penggunaan green hydrogen. Green hydrogen adalah energy carrier yang dapat digunakan sebagai bahan bakar pada sektor transportasi dan menjadi cadangan penyediaan bahan bakar pada berbagai sektor lainnya termasuk industri dan pembangkitan tenaga listrik. Di sektor tranportasi, green hydrogen akan digunakan pada kendaraan truk dan kapal laut. Pada sektor industri, khususnya industri pupuk dan industri baja, green hydrogen digunakan sebagai sumber energi atau bahan baku. Saat ini green hydrogen masih belum ekonomis dibandingkan batubara atau gas namun di masa mendatang harga green hydrogen dapat kompetitif dengan bahan bakar lain. IV.B.4. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN berdasarkan KEN. Proyeksi tersebut menggunakan target konsumsi listrik nasional pada tahun 2060 sekitar 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh per kapita dan telah memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik untuk rencana pengembangan kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, hilirisasi/smelter, sentra kelautan dan perikanan terpadu, destinasi pariwisata superprioritas, dan kendaraan bermotor listrik yang akan mendongkrak pertumbuhan ekonomi mencapai sekitar 8% (delapan persen) pada tahun 2029. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 539 (lima ratus tiga puluh sembilan) TWh meningkat menjadi sekitar 1.813 (seribu delapan ratus tiga belas) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik - 129 - sekitar 3,4% (tiga koma empat persen) per tahun. Porsi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 per jenis konsumen adalah sebagai berikut: 1. rumah tangga sekitar 502 (lima ratus dua) TWh atau sekitar 28% (dua puluh delapan persen); 2. bisnis sekitar 245 (dua ratus empat puluh lima) TWh atau sekitar 13% (tiga belas persen); 3. publik sekitar 94 (sembilan puluh empat) TWh atau sekitar 5% (lima persen); 4. industri sekitar 774 (tujuh ratus tujuh puluh empat) TWh atau sekitar 43% (empat puluh tiga persen); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 198 (seratus sembilan puluh delapan) TWh atau sekitar 11% (sebelas persen); Hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 35. 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 35. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (TWh) Proyeksi kebutuhan tenaga listrik masing-masing konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga sekitar 158 (seratus lima puluh delapan) TWh pada tahun 2025 meningkat menjadi sekitar 502 (lima ratus dua) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis sekitar 70 (tujuh puluh) TWh pada tahun 2025 meningkat menjadi sekitar 245 (dua ratus empat puluh lima) TWh pada tahun 2060; 3. publik sekitar sekitar 26 (dua puluh enam) TWh pada tahun 2025 meningkat menjadi sekitar 94 (sembilan puluh empat) TWh pada tahun 2060; 4. industri sekitar sekitar 284 (dua ratus delapan puluh empat) TWh pada tahun 2025 meningkat menjadi sekitar 774 (tujuh ratus tujuh puluh empat) TWh pada tahun 2060; dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 0,5 (nol koma lima) TWh pada tahun 2025 meningkat menjadi sekitar 198 (seratus sembilan puluh delapan) TWh pada tahun 2060. Selain konsumen sektor rumah tangga, bisnis, publik, industri, dan kendaraan bermotor listrik, terdapat kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen mulai tahun 2031. Total kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen sekitar 2,7 (dua koma tujuh) TWh tahun 2031 meningkat menjadi sekitar 356 (tiga ratus lima puluh enam) TWh pada tahun 2060. Produksi green hydrogen dilakukan melalui elektrolisis menggunakan energi listrik yang bersumber dari pemanfaatan potensi tenaga air di Papua, potensi surya di Nusa Tenggara, dan pengembangan nuklir di Kalimantan. - 130 - Dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen tersebut, diproyeksikan kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 539 (lima ratus tiga puluh sembilan) TWh akan meningkat menjadi sekitar 2.169 (dua ribu seratus enam puluh sembilan) TWh pada tahun 2060. Hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dapat dilihat pada Gambar 36. 2.200 2.000 1.800 1.600 1.400 1.200 1.000 800 600 400 200 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Hidrogen EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 36. Hasil Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik (TWh) dengan Produksi Green Hydrogen Konsumsi listrik per kapita merupakan suatu indikator kemajuan suatu negara. Konsumsi listrik per kapita merupakan jumlah energi listrik yang digunakan atau dimanfaatkan, baik secara langsung maupun tidak langsung, dibagi jumlah penduduk dalam periode 1 (satu) tahun. Konsumsi listrik per kapita pada tahun 2025 sekitar 1.893 (seribu delapan ratus sembilan puluh tiga) kWh diperkirakan akan meningkat menjadi sekitar 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh pada tahun 2060. Peningkatan konsumsi listrik per kapita tahun 2025 sampai dengan tahun 2060 dapat dilihat pada Gambar 37. 6.000 5.038 5.000 4.000 3.000 2.000 1.893 1.000 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Konsumsi Per Kapita Gambar 37. Peningkatan Konsumsi Listrik per Kapita (kWh) - 131 - IV.C. Proyeksi Penyediaan Tenaga Listrik IV.C.1. Metodologi Optimasi penyediaan tenaga listrik menggunakan metode linear programming untuk mendapatkan penyediaan tenaga listrik yang least cost dispach dan least cost investment dengan perangkat lunak Balmorel. Input pemodelan meliputi potensi energi primer, kapasitas pembangkit existing dan rencana, retirement pembangkit, tekno-ekonomi pembangkit (efisiensi, capex, opex, lifetime, unit size, ramping rate, minimum loading, dan lain-lain), harga bahan bakar, faktor emisi, kebijakan pengembangan pembangkit, pola beban per jam dalam setahun, pola VRE per jam dalam setahun (surya, angin, dan arus laut), pola mingguan hydro- reservoir dalam setahun, kapasitas hantar transmisi tenaga listrik, dan biaya investasi transmisi tenaga listrik antarpulau. Hasil optimasi akan didapatkan rencana tambahan kapasitas pembangkit, produksi energi listrik, bauran energi, emisi CO2, biaya pokok penyediaan tenaga listrik, dan interkoneksi jaringan transmisi tenaga listrik. Metodologi optimasi supply dapat dilihat pada Gambar 38. Gambar 38. Metodologi Optimasi Supply IV.C.2. Data dan Asumsi Sistem tenaga listrik Indonesia dimodelkan dalam 571 (lima ratus tujuh puluh satu) region yang mencakup provinsi, pulau kecil, wilayah usaha penyediaan tenaga listrik non-PT PLN (Persero), dan IUPTLS non-BBM. Tambahan kapasitas pembangkit tenaga listrik dan transmisi antarregion sampai dengan tahun 2060 diperoleh melalui optimasi dengan constraint kebutuhan tenaga listrik dan target bauran energi berdasarkan KEN. Tambahan pembangkit dan transmisi antarregion sampai dengan tahun 2034 memperhitungkan rencana pengembangan pembangkit dalam RUPTL pemegang wilayah usaha dan rencana pembangunan pembangkit tenaga listrik untuk kepentingan sendiri. Penambahan PLTU dibatasi sesuai dengan Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik. Pada PLTU dilakukan implementasi cofiring biomassa (Cfbio). Kapasitas pembangkit tenaga listrik menggunakan daya mampu neto yaitu kapasitas terpasang pembangkit dikurangi dengan pemakaian sendiri (house load). Pembangkit fosil seperti PLTU dan PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU setelah masa operasi, masa kontrak, atau saat book value mencapai 0 (nol) akan dilakukan fuel switching dan retrofitting menggunakan bahan bakar energi baru dan energi - 132 - terbarukan atau cofiring biomassa dan implementasi teknologi CCS. Produksi green hydrogen dilakukan melalui elektrolisis menggunakan energi listrik yang bersumber dari pemanfaatan potensi tenaga air di Papua, potensi surya di Nusa Tenggara, dan pengembangan nuklir di Kalimantan. Parameter tekno-ekonomi pembangkit tenaga listrik menggunakan data Technology Data for Indonesian Power Sector 2024 yang diterbitkan atas hasil kerja sama Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral dengan Danish Energy Agency. Parameter yang digunakan mencakup efisiensi, capex, opex, lifetime, unit size, ramping rate, minimum loading, dan lain-lain. Katalog Technology Data for Indonesian Power Sector 2024 tersebut juga mencakup tren penurunan biaya investasi pembangkit tenaga listrik. Berdasarkan biaya investasi dapat diperkirakan levelized cost of electricity (LCOE) pembangkit tenaga listrik. Levelized cost of electricity (LCOE) tergantung terutama pada capacity factor, discount rate, dan lifetime teknologi. Levelized cost of electricity (LCOE) hanya untuk memberikan gambaran perbedaan biaya antarteknologi. Dalam pemodelan, capacity factor dapat bervariasi tergantung pada hasil optimasi supply. Proyeksi levelized cost of electricity (LCOE) pembangkit tahun 2030 dan 2050 dapat dilihat pada Gambar 39 dan Gambar 40. Gambar 39. Proyeksi LCOE Pembangkit Tahun 2030 Gambar 40. Proyeksi LCOE Pembangkit Tahun 2050 - 133 - IV.C.3. Hasil Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Sebagai upaya untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik dan menggantikan pembangkit tenaga listrik existing yang akan berkurang diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 9,6 (sembilan koma enam) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik (dalam daya mampu neto) pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 443 (empat ratus empat puluh tiga) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 41,5% (empat puluh satu koma lima persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 34 (tiga puluh empat) GW dan sekitar 58,5% (lima puluh delapan koma lima persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 108,7 (seratus delapan koma tujuh) GW atau sekitar 24,6% (dua puluh empat koma enam persen);

2. PLTB sekitar 73,5 (tujuh puluh tiga koma lima) GW atau sekitar 16,6% (enam belas koma enam persen); dan

3. PLTAL sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 0,3% (nol koma tiga persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 70,5 (tujuh puluh koma lima) GW atau sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen); 2. PLTU NH3 sekitar 8,4 (delapan koma empat) GW atau sekitar 1,9% (satu koma sembilan persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 54 (lima puluh empat) GW atau sekitar 12,2% (dua belas koma dua persen); 4. PLTP sekitar 22,7 (dua puluh dua koma tujuh) GW atau sekitar 5,1% (lima koma satu persen); 5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 25,3 (dua puluh lima koma tiga) GW atau sekitar 5,7% (lima koma tujuh persen); 6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 36,9 (tiga puluh enam koma sembilan) GW atau sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,8 GW (nol koma delapan) GW atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen);

8. PLTBio sekitar 4,5 (empat koma lima) GW atau sekitar 1% (satu persen);

9. PLTN sekitar 35 (tiga puluh lima) GW atau sekitar 7,9% (tujuh koma sembilan persen); dan 10. waste heat sekitar 0,9 (nol koma sembilan) GW atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 41. Gambar 41 menunjukkan proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik yang cenderung mengalami peningkatan. Peningkatan yang sangat signifikan terjadi pada pembangkit tenaga angin, pembangkit yang memanfaatkan energi surya, dan pembangkit yang memanfaatkan energi air, sedangkan untuk kapasitas pembangkit fosil mengalami penurunan yang sangat signifikan. - 134 - Ocean 450 Waste Heat Diesel 400 Solar Wind Hydro 350 H2 Gas_CCS Gas 300 Nuclear Geothermal Bioenergy 250 NH3 Coal_CCS_CfBio Coal 200 Storage 150 100 50 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 41. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik (dalam GW) Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 1.947 (seribu sembilan ratus empat puluh tujuh) TWh dan akan didominasi oleh energi baru dan energi terbarukan yang beragam seperti air, nuklir, angin, surya, arus laut, bioenergi, panas bumi, amonia (NH3), dan green hydrogen (H2). Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 akan berasal dari: a. energi baru dan energi terbarukan sekitar 73,6% (tujuh puluh tiga koma enam persen), terdiri atas: 1) energi baru sekitar 24,1% (dua puluh empat koma satu persen); dan 2) energi terbarukan sekitar 49,5% (empat puluh sembilan koma lima persen), meliputi VRE sekitar 20,7% (dua puluh koma tujuh persen) dan SRE sekitar 28,8% (dua puluh delapan koma delapan persen); dan b. energi fosil + CCS sekitar 26,4% (dua puluh enam koma empat persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit yang memanfaatkan energi baru terdiri atas:

1. PLTU NH3 sekitar 61 (enam puluh satu) TWh atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen); 2. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 126 (seratus dua puluh enam) TWh atau sekitar 6,5% (enam koma lima persen);

3. PLTN sekitar 276 (dua ratus tujuh puluh enam) TWh atau sekitar 14,2% (empat belas koma dua persen); dan 4. waste heat sekitar 6 (enam) TWh atau sekitar 0,3% (nol koma tiga persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit yang memanfaatkan energi terbarukan VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 165 (seratus enam puluh lima) TWh atau sekitar 8,4% (delapan koma empat persen); 2. PLTB sekitar 235 (dua ratus tiga puluh lima) TWh atau sekitar 12,1% (dua belas koma satu persen); dan 3. PLTAL sekitar 4 (empat) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Produksi tenaga listrik dari yang memanfaatkan pembangkit energi terbarukan SRE atas:

1. PLTA sekitar 310 (tiga ratus sepuluh) TWh atau sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen); - 135 - 2. PLTP sekitar 178 (seratus tujuh puluh delapan) TWh atau sekitar 9,2% (sembilan koma dua persen); dan

3. PLTBio sekitar 72 (tujuh puluh dua) TWh atau sekitar 3,7% (tiga koma tujuh persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit fosil terdiri atas: 1. PLTU Cfbio + CCS sekitar 349 (tiga ratus empat puluh sembilan) TWh atau sekitar 17,9% (tujuh belas koma sembilan persen); 2. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 161 (seratus enam puluh satu) TWh atau sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen); dan

3. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 4 (empat) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Hasil proyeksi produksi tenaga listrik berdasarkan energi primer dapat dilihat pada Gambar 42. 2.000 Ocean Waste Heat Diesel 1.800 Solar Wind 1.600 Hydro H2 1.400 Gas_CCS Gas Nuclear 1.200 Geothermal Bioenergy 1.000 NH3 Coal_CCS_CfBio 800 Coal 600 400 200 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 42. Hasil Proyeksi Produksi Tenaga Listrik (dalam TWh) Bauran energi merupakan porsi produksi tenaga listrik berdasarkan jenis energi primer yang terdiri atas batubara, gas, bahan bakar minyak, dan energi baru dan energi terbarukan. Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi akan terus meningkat setiap tahun. Pada tahun 2025 bauran energi baru dan energi terbarukan ditargetkan paling rendah sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen) selanjutnya ditargetkan meningkat pada tahun 2030 sekitar 21,0% (dua puluh satu koma nol persen), pada tahun 2040 sekitar 41,3% (empat puluh satu koma tiga persen), pada tahun 2050 sekitar 64,7% (enam puluh empat koma tujuh persen), dan pada tahun 2060 sekitar 73,6% (tujuh puluh tiga koma enam persen). Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi persentasenya dibandingkan porsi energi fosil paling lambat mulai tahun 2044 yaitu sekitar 51,6% (lima puluh satu koma enam persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas: 1. pembangkit yang memanfaatkan energi baru meliputi PLTU NH3, PLTG/PLTGU/PLTMG/ PLTMGU H2, PLTN, dan waste heat sekitar 24,1% (dua puluh empat koma satu persen); 2. pembangkit yang memanfaatkan energi terbarukan SRE meliputi PLTA, PLTP, dan PLTBio sekitar 28,8% (dua puluh delapan koma delapan persen); - 136 - 3. pembangkit yang memanfaatkan energi terbarukan VRE meliputi PLTS, PLTB, dan PLTAL sekitar 20,7% (dua puluh koma tujuh persen); dan 4. pembangkit energi fosil + CCS meliputi PLTU Cfbio + CCS dan PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 26,4% (dua puluh enam koma empat persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 43. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 FOSIL VRE SRE NE Gambar 43. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional Gambar 43 menunjukkan proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik yang terjadi peningkatan sangat signifikan pada bauran energi baru dan energi terbarukan, sedangkan untuk bauran energi fosil mengalami penurunan sangat signifikan sejak tahun 2055 hingga titik terendah pada tahun 2060. Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2037 sekitar 599 (lima ratus sembilan puluh sembilan) juta ton CO2 yang terdiri atas emisi grid sekitar 433 (empat ratus tiga puluh tiga) juta ton CO2 dan emisi captive sekitar 166 (seratus enam puluh enam) juta ton CO2. Emisi pembangkitan tenaga listrik mendekati 0 (nol) pada tahun 2058 dan mencapai 0 (nol) mulai tahun 2059. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 44. 700 600 500 400 300 200 100 0 -100 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 44. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik - 137 - Gambar 44 menunjukkan proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik dari tahun ke tahun mengalami penurunan sampai mencapai titik terendah pada tahun 2060 yang merupakan hasil peningkatan penggunaan energi baru dan energi terbarukan dan implementasi teknologi CCS pada pembangkit fosil. Dengan memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dengan pemanfaatan potensi tenaga air di Papua, potensi surya di Nusa Tenggara, dan pengembangan nuklir di Kalimantan maka kebutuhan kapasitas pembangkit tenaga listrik nasional akan meningkat. Kapasitas pembangkit tenaga listrik (dalam daya mampu neto) pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 630 (enam ratus tiga puluh) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 54,2% (lima puluh empat koma dua persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 58 (lima puluh delapan) GW dan sekitar 45,8% (empat puluh lima koma delapan persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 266,3 (dua ratus enam puluh enam koma tiga) GW atau sekitar 42,3% (empat puluh dua koma tiga persen);

2. PLTB sekitar 73,5 (tujuh puluh tiga lima dua) GW atau sekitar 11,7% (sebelas koma tujuh persen); dan

3. PLTAL sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 91,1 (sembilan puluh satu koma satu) GW atau sekitar 14,5% (empat belas koma lima persen);

2. PLTU NH3 sekitar 8,4 (delapan koma empat) GW atau sekitar 1,3% (satu koma tiga persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 54,0 (lima puluh empat koma nol) GW atau sekitar 8,6% (delapan koma enam persen);

4. PLTP sekitar 22,7 (dua puluh dua koma tujuh) GW atau sekitar 3,6% (tiga koma enam persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 25,3 (dua puluh lima koma tiga) GW atau sekitar 4,0% (empat koma nol persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 36,9 (tiga puluh enam koma sembilan) GW atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,8 (nol koma delapan) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen);

8. PLTBio sekitar 4,5 (empat koma lima) GW atau sekitar 0,7% (nol koma tujuh persen);

9. PLTN sekitar 44,0 (empat puluh empat koma nol) GW atau sekitar 7,0% (tujuh koma nol persen); dan 10. waste heat sekitar 0,9 (nol koma sembilan) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik dengan tambahan produksi untuk green hydrogen dapat dilihat pada Gambar 45. - 138 - Ocean 650 Waste Heat 600 Diesel Solar 550 Wind Hydro 500 H2 450 Gas_CCS Gas 400 Nuclear Geothermal 350 Bioenergy 300 NH3 Coal_CCS_CfBio 250 Coal Storage 200 150 100 50 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 45. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik (dalam GW) dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 2.305 (dua ribu tiga ratus lima) TWh dan akan didominasi oleh energi baru dan energi terbarukan yang beragam seperti surya, angin, arus laut, air, bioenergi, panas bumi, amonia (NH3), dan green hydrogen (H2). Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 akan berasal dari: a. energi baru dan energi terbarukan sekitar 77,7% (tujuh puluh tujuh koma tujuh persen), terdiri atas: 1) energi baru sekitar 23,3% (dua puluh tiga koma tiga persen); dan 2) energi terbarukan sekitar 54,4% (lima puluh empat koma empat persen), meliputi VRE sekitar 25,7% (dua puluh lima koma tujuh persen) dan SRE sekitar 28,7% (dua puluh delapan koma tujuh persen); dan b. energi fosil + CCS sekitar 22,3% (dua puluh dua koma tiga persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit yang memanfaatkan energi baru terdiri atas:

1. PLTU NH3 sekitar 61 (enam puluh satu) TWh atau sekitar 2,7% (dua koma tujuh persen);

2. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 126 (seratus dua puluh enam) TWh atau sekitar 5,5% (lima koma lima persen);

3. PLTN sekitar 345 (tiga ratus empat puluh lima) TWh atau sekitar 15,0% (lima belas koma nol persen); dan 4. waste heat sekitar 6 (enam) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit yang memanfaatkan energi terbarukan VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 353 (tiga ratus lima puluh tiga) TWh atau sekitar 15,3% (lima belas koma tiga persen);

2. PLTB sekitar 235 (dua ratus tiga puluh lima) TWh atau sekitar 10,2% (sepuluh koma dua persen); dan

3. PLTAL sekitar 4 (empat) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Produksi tenaga listrik dari yang memanfaatkan pembangkit energi terbarukan SRE atas:

1. PLTA sekitar 411 (empat ratus sebelas) TWh atau sekitar 17,8% (tujuh belas koma delapan persen); - 139 -

2. PLTP sekitar 178 (seratus tujuh puluh delapan) TWh atau sekitar 7,7% (tujuh koma tujuh persen); dan

3. PLTBio sekitar 72 (tujuh puluh dua) TWh atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen). Produksi tenaga listrik dari pembangkit fosil terdiri atas:

1. PLTU Cfbio + CCS sekitar 349 (tiga ratus empat puluh sembilan) TWh atau sekitar 15,1% (lima belas koma satu persen); dan

2. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 161 (seratus enam puluh satu) TWh atau sekitar 7,0% (tujuh koma nol persen); dan

3. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 4 (empat) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen); Hasil proyeksi produksi tenaga listrik berdasarkan energi primer dapat dilihat pada Gambar 46. 2.400 Ocean Waste Heat 2.200 Diesel 2.000 Solar Wind 1.800 Hydro H2 1.600 Gas_CCS Gas 1.400 Nuclear 1.200 Geothermal Bioenergy 1.000 NH3 Coal_CCS_CfBio 800 Coal 600 400 200 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 46. Hasil Proyeksi Produksi Tenaga Listrik (dalam TWh) dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen Biaya investasi yang diperlukan untuk menyediakan kapasitas pembangkit tenaga listrik sekitar 443 (empat ratus empat puluh tiga) GW yang dilengkapi storage sekitar 34 (tiga puluh empat) GW, dan interkoneksi jaringan transmisi tenaga listrik antarprovinsi dan antarpulau sampai dengan tahun 2060 adalah sekitar USD1.092.011.000.000,00 (satu triliun sembilan puluh dua miliar sebelas juta dolar Amerika Serikat) atau rata-rata sekitar USD30.333.000.000,00 (tiga puluh miliar tiga ratus tiga puluh tiga juta dolar Amerika Serikat) per tahun. Rincian biaya investasi tersebut terdiri atas biaya investasi pembangkit tenaga listrik sekitar USD988.868.000.000,00 (sembilan ratus delapan puluh delapan miliar delapan ratus enam puluh delapan juta dolar Amerika Serikat) dan jaringan transmisi tenaga listrik sekitar USD103.143.000.000,00 (seratus tiga miliar seratus empat puluh tiga juta dolar Amerika Serikat). Proyeksi kebutuhan investasi pembangkitan dan transmisi tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 47. Gambar 47 menunjukkan proyeksi kebutuhan investasi pembangkitan dan transmisi tenaga listrik antarregion bahwa tahun 2028 sampai dengan tahun 2043 cenderung difokuskan pada PLTA. Terjadi peningkatan investasi pada PLTN yang diawali dari tahun 2028 sampai dengan tahun 2060 dan puncaknya terjadi pada tahun 2045. - 140 - 60 Transmisi H2 NH3 BESS 53535353 PS Ocean 49 50 Nuclear Solar 45 Wind Hydro 45 43 43 Bioenergy Geothermal 41 Diesel Gas CCS 39 40 37 Gas Coal CCS 36 34 34 USD Milyar 33 31 28 28 30 26 23 2322 23 20 19 20 20 17 1919 20 16 16 13 13 10 5 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 47. Proyeksi Kebutuhan Investasi (disbursement) Pembangkitan dan Transmisi Tenaga Listrik Antarregion Untuk memenuhi demand yang terus meningkat di Jawa dan Bali diperlukan interkoneksi Sumatera-Jawa, Kalimantan-Jawa, dan Nusa Tenggara-Jawa sehingga potensi energi baru dan energi terbarukan di luar Jawa dan Bali dapat dimaksimalkan. Interkoneksi Sumatera-Jawa dibutuhkan mulai tahun 2031. Dengan interkoneksi ini, pemanfaataan potensi panas bumi dan air di Sumatera akan maksimal dan produksi tenaga listrik dari Sumatera dapat dikirim ke Jawa dan Bali. Interkoneksi Kalimantan-Jawa dibutuhkan mulai tahun 2040. Dengan interkoneksi ini, pemanfaatan potensi air dari Kalimantan, selain untuk memenuhi demand di Jawa dan Bali, juga diperlukan untuk balancing penambahan PLTS dan PLTB sampai dengan tahun 2060. Selain interkoneksi Sumatera-Jawa dan Kalimantan-Jawa diperlukan interkoneksi Nusa Tenggara-Jawa untuk memenuhi demand di Jawa dan Bali serta Nusa Tenggara-Sulawesi untuk memenuhi demand di Sulawesi. Dengan interkoneksi ini, pemanfaatan potensi surya di Nusa Tenggara dapat lebih optimal. Tambahan kapasitas pembangkit, produksi tenaga listrik, dan transfer tenaga listrik antarpulau dapat dilihat pada Gambar 48. Gambar 48. Tambahan Kapasitas Pembangkit, Produksi Tenaga Listrik, dan Transfer Tenaga Listrik Antarpulau - 141 - Pada tahun 2060, sistem Jawa-Bali akan menerima energi listrik dari Sumatera sekitar 26,1 (dua puluh enam koma satu) TWh, dari Kalimantan sekitar 176,2 (seratus tujuh puluh enam koma dua) TWh, dan dari Nusa Tenggara sekitar 77,6 (tujuh puluh tujuh koma enam) TWh. IV.C.3.a Demand dan Supply per Regional Rencana penyediaan infrastruktur tenaga listrik masing-masing regional harus menyesuaikan dengan hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional yang dipengaruhi oleh pertumbuhan ekonomi regional. Berdasarkan data Kementerian Perencanaan Pembangunan Nasional/Badan Perencanaan Pembangunan Nasional, pengembangan regional Sumatera diarahkan sebagai basis industri baru dan gerbang kawasan Asia. Kalimantan sebagai basis industri pengolahan dan lumbung energi nasional. Sulawesi sebagai basis industri pangan dan gerbang kawasan timur Indonesia. Bali, Nusa Tenggara, dan Maluku sebagai basis wisata internasional dan perikanan. Papua sebagai basis pangan dan sektor ekonomi berbasis sumber daya alam. Sampai dengan tahun 2060, pertumbuhan ekonomi tinggi didominasi wilayah timur Indonesia. Rata-rata pertumbuhan ekonomi Sumatera diproyeksikan sekitar 6,2% (enam koma dua persen) per tahun, Jawa sekitar 5,4% (lima koma empat persen) per tahun, Kalimantan sekitar 6,5% (enam koma lima persen) per tahun, Bali dan Nusa Tenggara sekitar 6,6% (enam koma enam persen) per tahun, Sulawesi sekitar 6,9% (enam koma sembilan persen) per tahun, Maluku dan Maluku Utara sekitar 8,4% (delapan koma empat persen) per tahun, serta Papua dan Papua Barat sekitar 7,7% (tujuh koma tujuh persen) per tahun. Proyeksi pertumbuhan ekonomi regional Indonesia dapat dilihat pada Gambar 49. Gambar 49. Proyeksi Pertumbuhan Ekonomi Regional Indonesia Kebutuhan tenaga listrik sangat dipengaruhi oleh pertumbuhan ekonomi masing- masing regional. Rata-rata pertumbuhan ekonomi di Jawa dan Bali sampai dengan tahun 2060 masih cukup tinggi yaitu sekitar 5,4% (lima koma empat persen) sehingga kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 masih didominasi Jawa dan Bali, diikuti oleh Sumatera, Sulawesi, Kalimantan, dan Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara. Pada tahun 2025, sebaran demand tenaga listrik terdiri atas Sumatera sekitar 19% (sembilan belas persen), Jawa dan Bali sekitar 51% (lima puluh satu persen), - 142 - Kalimantan sekitar 6% (enam persen), Sulawesi sekitar 13% (tiga belas persen), dan Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara sekitar 11% (sebelas persen). Pada tahun 2040, sebaran demand tenaga listrik terdiri atas Sumatera sekitar 19% (sembilan belas persen), Jawa dan Bali sekitar 49% (empat puluh sembilan persen), Kalimantan sekitar 11% (sebelas persen), Sulawesi sekitar 10% (sepuluh persen), dan Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara sekitar 11% (sebelas persen). Pada tahun 2060, sebaran demand tenaga listrik terdiri atas Sumatera sekitar 19% (sembilan belas persen), Jawa dan Bali sekitar 54% (lima puluh empat persen), Kalimantan sekitar 9% (sembilan persen), Sulawesi sekitar 10% (sepuluh persen), dan Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara sekitar 8% (delapan persen). IV.C.3.a.1. Regional Sumatera IV.C.3.a.1.a. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 101,8 (seratus satu koma delapan) TWh meningkat menjadi 337,7 (tiga ratus tiga puluh tujuh koma tujuh) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan tenaga listrik sekitar 3,4% (tiga koma empat persen) per tahun. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 untuk konsumen: 1. rumah tangga sekitar 111,8 (seratus sebelas koma delapan) TWh atau sekitar 33,1% (tiga puluh tiga koma satu persen); 2. bisnis sekitar 41,6 (empat puluh satu koma enam) TWh atau sekitar 12,3% (dua belas koma tiga persen); 3. publik sekitar 20,6 (dua puluh koma enam) TWh atau sekitar 6,1% (enam koma satu persen); 4. industri sekitar 123,7 (seratus dua puluh tiga koma tujuh) TWh atau sekitar 36,6% (tiga puluh enam koma enam persen); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 40,0 (empat puluh koma nol) TWh atau sekitar 11,9% (sebelas koma sembilan persen). Proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional Sumatera dapat dilihat pada Gambar 50. 350 300 250 200 150 100 50 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 50. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Sumatera - 143 - Proyeksi kebutuhan masing-masing konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga pada tahun 2025 sekitar 32,5 (tiga puluh dua koma lima) TWh meningkat menjadi sekitar 111,8 (seratus sebelas koma delapan) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis pada tahun 2025 sekitar 11,8 (sebelas koma delapan) TWh meningkat menjadi sekitar 41,6 (empat puluh satu koma enam) TWh pada tahun 2060; 3. publik pada tahun 2025 sekitar 5,6 (lima koma enam) TWh meningkat menjadi sekitar 20,6 (dua puluh koma enam) TWh pada tahun 2060; 4. industri pada tahun 2025 sekitar 51,8 (lima puluh satu koma delapan) TWh meningkat menjadi sekitar 123,7 (seratus dua puluh tiga koma tujuh) TWh pada tahun 2060; dan 5. kendaraan bermotor listrik pada tahun 2025 sekitar 0,1 (nol koma satu) TWh meningkat menjadi sekitar 40,0 (empat puluh koma nol) TWh pada tahun 2060. IV.C.3.a.1.b. Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 1,6 (satu koma enam) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 76,9 (tujuh puluh enam koma sembilan) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 30,5% (tiga puluh satu koma lima persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 4,3 (empat koma tiga) GW dan sekitar 69,5% (enam puluh sembilan koma lima persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 12,4 (dua belas koma empat) GW atau sekitar 16,1% (enam belas koma satu persen);

2. PLTB sekitar 11,1 (sebelas koma satu) GW atau sekitar 14,4% (empat belas koma empat persen); dan Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 9,0 (sembilan koma nol) GW atau sekitar 11,7% (sebelas koma tujuh persen);

2. PLTU NH3 sekitar 1,0 (satu koma nol) GW atau sekitar 1,3% (satu koma tiga persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 8,4 (delapan koma empat) GW atau sekitar 10,9% (sepuluh koma sembilan persen);

4. PLTP sekitar 9,5 (sembilan koma lima) GW atau sekitar 12,4% (dua belas koma empat persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,3 (nol koma tiga) GW atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 4,1 (empat koma satu) GW atau sekitar 5,3% (lima koma tiga persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 3,2 (tiga koma dua) GW atau sekitar 4,2% (empat koma dua persen);

8. PLTBio sekitar 2,9 (dua koma sembilan) GW atau sekitar 3,8% (tiga koma delapan persen); dan

9. PLTN sekitar 15,0 (lima belas koma nol) GW atau sekitar 19,5% (sembilan belas koma lima persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Sumatera dapat dilihat pada Gambar 51. - 144 - Ocean 80 Waste Heat Diesel Solar 70 Wind Hydro H2 60 Gas_CCS Gas Nuclear 50 Geothermal Bioenergy NH3 40 Coal_CCS_CfBio Coal Storage 30 20 10 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 51. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Sumatera Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 396,3 (tiga ratus sembilan puluh enam koma tiga) TWh, terdiri atas pembangkit VRE sekitar 12,1% (dua belas koma satu persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 87,9% (delapan puluh tujuh koma sembilan persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 16,2 (enam belas koma dua) TWh atau sekitar 4,1% (empat koma satu persen); dan

2. PLTB sekitar 31,7 (tiga puluh satu koma tujuh) TWh atau sekitar 8,0% (delapan koma nol persen); Produksi pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 41,6 (empat puluh satu koma enam) TWh atau sekitar 10,5% (sepuluh koma lima persen);

2. PLTU NH3 sekitar 7,9 (tujuh koma sembilan) TWh atau sekitar 2,0% (dua koma nol persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 60,1 (enam puluh koma satu) TWh atau sekitar 15,2% (lima belas koma dua persen);

4. PLTP sekitar 74,9 (tujuh puluh empat koma sembilan) TWh atau sekitar 18,9% (delapan belas koma sembilan persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 1,8 (satu koma delapan) TWh atau sekitar 0,5% (nol koma lima persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 12,4 (dua belas koma empat) TWh atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 8,1 (delapan koma satu) TWh atau sekitar 2,0% (dua koma nol persen);

8. PLTBio sekitar 23,3 (dua puluh tiga koma tiga) TWh atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen); dan

9. PLTN sekitar 118,3 (seratus delapan belas koma tiga) TWh atau sekitar 29,8% (dua puluh sembilan koma delapan persen). Proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Sumatera dapat dilihat pada Gambar 52. - 145 - Ocean 400 Waste Heat Diesel 350 Solar Wind Hydro 300 H2 Gas_CCS Gas 250 Nuclear Geothermal Bioenergy 200 NH3 Coal_CCS_CfBio 150 Coal 100 50 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 52. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah 38% (tiga puluh delapan persen), kemudian meningkat menjadi sekitar 39% (tiga puluh sembilan persen) pada tahun 2030, kemudian meningkat menjadi sekitar 55% (lima puluh lima persen) pada tahun 2040, sekitar 75% (tujuh puluh lima persen) pada tahun 2050, dan sekitar 82% (delapan puluh dua persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2039 sekitar 52% (lima puluh dua persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas pembangkit energi baru sekitar 35% (tiga puluh lima persen), energi terbarukan SRE sekitar 35% (tiga puluh lima persen), energi terbarukan VRE sekitar 12% (dua belas persen), dan energi fosil + CCS sekitar 18% (delapan belas persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik regional Sumatera dapat dilihat pada Gambar 53. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Oil Gas VRE SRE NE Gambar 53. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera - 146 - Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2038 sekitar 99 (sembilan puluh sembilan) juta ton CO2. Emisi mendekati 0 (nol) pada tahun 2059. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik regional Sumatera dapat dilihat pada Gambar 54. 110,0 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - (10,0) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 54. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sumatera IV.C.3.a.2. Regional Jawa dan Bali IV.C.3.a.2.a. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 272,3 (dua ratus tujuh puluh dua koma tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 979,1 (sembilan ratus tujuh puluh sembilan koma satu) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan tenaga listrik sekitar 3,6% (tiga koma enam persen) per tahun. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 untuk konsumen: 1. rumah tangga sekitar 296,8 (dua ratus sembilan puluh enam koma delapan) TWh atau sekitar 30,3% (tiga puluh koma tiga persen); 2. bisnis sekitar 165,3 (seratus enam puluh lima koma tiga) TWh atau sekitar 16,9% (enam belas koma sembilan persen); 3. publik sekitar 55,5 (lima puluh lima koma lima) TWh atau sekitar 5,7% (lima koma tujuh persen); 4. industri sekitar 335,4 (tiga ratus tiga puluh lima koma empat) TWh atau sekitar 34,2% (tiga puluh empat koma dua persen); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 126,1 (seratus dua puluh enam koma satu) TWh atau sekitar 12,9% (dua belas koma sembilan persen). Proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional Jawa dan Bali dapat dilihat pada Gambar 55. Proyeksi kebutuhan masing-masing konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga pada tahun 2025 sekitar 97,6 (sembilan puluh tujuh koma enam) TWh meningkat menjadi sekitar 296,8 (dua ratus sembilan puluh enam koma delapan) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis pada tahun 2025 sekitar 48,2 (empat puluh delapan koma dua) TWh meningkat menjadi sekitar 165,3 (seratus enam puluh lima koma tiga) TWh pada tahun 2060; - 147 - 3. publik pada tahun 2025 sekitar 15,6 (lima belas koma enam) TWh meningkat menjadi sekitar 55,5 (lima puluh lima koma lima) TWh pada tahun 2060; 4. industri pada tahun 2025 sekitar 110,6 (seratus sepuluh koma enam) TWh meningkat menjadi sekitar 335,4 (tiga ratus tiga puluh lima koma empat) TWh pada tahun 2060; dan 5. kendaraan bermotor listrik pada tahun 2025 sekitar 0,3 (nol koma tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 126,1 (seratus dua puluh enam koma satu) TWh pada tahun 2060. 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 55. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali IV.C.3.a.2.b. Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan tenaga listrik rata-rata sekitar 2,6 (dua koma enam) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 146,2 (seratus empat puluh enam koma dua) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 38,2% (tiga puluh delapan koma dua persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 9,4 (sembilan koma empat) GW dan sekitar 61,8% (enam puluh satu koma delapan persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 15,8 (lima belas koma delapan) GW atau sekitar 10,8% (sepuluh koma delapan persen); dan

2. PLTB sekitar 40,0 (empat puluh koma nol) GW atau sekitar 27,4% (dua puluh tujuh koma empat persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 3,9 (tiga koma sembilan) GW atau sekitar 2,7% (dua koma tujuh persen);

2. PLTU NH3 sekitar 3,1 (tiga koma satu) GW atau sekitar 2,1% (dua koma satu persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 27,6 (dua puluh tujuh koma enam) GW atau sekitar 18,9% (delapan belas koma sembilan persen); - 148 -

4. PLTP sekitar 8,4 (delapan koma empat) GW atau sekitar 5,7% (lima koma tujuh persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 14,0 (empat belas koma nol) GW atau sekitar 9,6% (sembilan koma enam persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 22,7 (dua puluh dua koma tujuh) GW atau sekitar 15,5% (lima belas koma lima persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,1 (nol koma satu) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen);

8. PLTBio sekitar 0,6 (nol koma enam) GW atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen): dan

9. PLTN sekitar 10,0 (sepuluh koma nol) GW atau sekitar 6,8% (enam koma delapan persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Jawa dan Bali dapat dilihat pada Gambar 56. 160 Ocean Waste Heat Diesel Solar 140 Wind Hydro H2 120 Gas_CCS Gas Nuclear 100 Geothermal Bioenergy NH3 Coal_CCS_CfBio 80 Coal Storage 60 40 20 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 56. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 756,1 (tujuh ratus lima puluh enam koma satu) TWh terdiri atas pembangkit VRE sekitar 20,8% (dua puluh koma delapan persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 79,2% (tujuh puluh sembilan koma dua persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 23,0 (dua puluh tiga koma nol) TWh atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen); dan

2. PLTB sekitar 133,9 (seratus tiga puluh tiga koma sembilan) TWh atau sekitar 17,7% (tujuh belas koma tujuh persen). Produksi pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 10,1 (sepuluh koma satu) TWh atau sekitar 1,3% (satu koma tiga persen);

2. PLTU NH3 sekitar 23,3 (dua puluh tiga koma tiga) TWh atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 188,3 (seratus delapan puluh delapan koma tiga) TWh atau sekitar 24,9% (dua puluh empat koma sembilan persen); - 149 -

4. PLTP sekitar 66,0 (enam puluh enam koma nol) TWh atau sekitar 8,7% (delapan koma tujuh persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 84,6 (delapan puluh empat koma enam) TWh atau sekitar 11,2% (sebelas koma dua persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 114,0 (seratus empat belas koma nol) TWh atau sekitar 15,1% (lima belas koma satu persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,8 (nol koma delapan) TWh atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen);

8. PLTBio sekitar 33,3 (tiga puluh tiga koma tiga) TWh atau sekitar 4,4% (empat koma empat persen); dan

9. PLTN sekitar 78,8 (tujuh puluh delapan koma delapan) TWh atau sekitar 10,4% (sepuluh koma empat persen). Proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Jawa dan Bali dapat dilihat pada Gambar 57. Ocean 800 Waste Heat Diesel Solar 700 Wind Hydro H2 600 Gas_CCS Gas Nuclear 500 Geothermal Bioenergy 400 NH3 Coal_CCS_CfBio Coal 300 200 100 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 57. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah 8% (delapan persen), kemudian meningkat menjadi sekitar 14% (empat belas persen) pada tahun 2030, sekitar 36% (tiga puluh enam persen) pada tahun 2040, sekitar 55% (lima puluh lima persen) pada tahun 2050, dan sekitar 60% (enam puluh persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2048 sekitar 51% (lima puluh satu persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas pembangkit yang memanfaatkan energi baru sekitar 25% (dua puluh lima persen), energi terbarukan SRE sekitar 14% (empat belas persen), energi terbarukan VRE sekitar 21% (dua puluh satu persen), dan energi fosil + CCS sekitar 40% (empat puluh persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik regional Jawa dan Bali dapat dilihat pada Gambar 58. - 150 - 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Oil Gas VRE SRE NE Gambar 58. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2035 sekitar 286 (dua ratus delapan puluh enam) juta ton CO2,. Emisi akan mencapai 0 (nol) mulai tahun 2056. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik regional Jawa dan Bali dapat dilihat pada Gambar 59. 300,0 280,0 260,0 240,0 220,0 200,0 180,0 160,0 140,0 120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 - (20,0) (40,0) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 59. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Jawa dan Bali IV.C.3.a.3. Regional Kalimantan IV.C.3.a.3.a. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 33,0 (tiga puluh tiga koma nol) TWh meningkat menjadi 166,9 (seratus enam puluh enam koma sembilan) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan tenaga listrik sekitar 5,0% (lima koma nol persen) per tahun. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 untuk konsumen: 1. rumah tangga sekitar 36,5 (tiga puluh enam koma lima) TWh atau sekitar 21,9% (dua puluh satu koma sembilan persen); - 151 - 2. bisnis sekitar 17,6 (tujuh belas koma enam) TWh atau sekitar 10,5% (sepuluh koma lima persen); 3. publik sekitar 7,3 (tujuh koma tiga) TWh atau sekitar 4,4% (empat koma empat persen); 4. industri sekitar 91,2 (sembilan puluh satu koma dua) TWh atau sekitar 54,6% (lima puluh empat koma enam persen); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 14,3 (empat belas koma tiga) TWh atau sekitar 8,6% (delapan koma enam persen). Proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 60. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 60. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Kalimantan Proyeksi kebutuhan masing-masing konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga pada tahun 2025 sekitar 10,8 (sepuluh koma delapan) TWh meningkat menjadi sekitar 36,5 (tiga puluh enam koma lima) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis pada tahun 2025 sekitar 4,4 (empat koma empat) TWh meningkat menjadi sekitar 17,6 (tujuh belas koma enam) TWh pada tahun 2060; 3. publik pada tahun 2025 sekitar 2,0 (dua koma nol) TWh meningkat menjadi sekitar 7,3 (tujuh koma tiga) TWh pada tahun 2060; 4. industri pada tahun 2025 sekitar 15,8 (lima belas koma delapan) TWh meningkat menjadi sekitar 91,2 (sembilan puluh satu koma dua) TWh pada tahun 2060; dan 5. kendaraan bermotor listrik pada tahun 2025 sekitar 0,04 (nol koma nol empat) TWh menjadi sekitar 14,3 (empat belas koma tiga) TWh pada tahun 2060. Selain konsumen sektor rumah tangga, bisnis, publik, industri, dan kendaraan bermotor listrik, terdapat kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen mulai tahun 2045. Produksi green hydrogen akan memanfaatkan potensi nuklir di Kalimantan Barat. Total kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen sekitar 4,6 (empat koma enam) TWh tahun 2045 meningkat menjadi sekitar 69,7 (enam puluh sembilan koma tujuh) TWh pada tahun 2060. Dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik tersebut, proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 33,0 (tiga puluh tiga koma nol) TWh meningkat menjadi sekitar 236,7 (dua ratus tiga puluh enam koma tujuh) TWh pada tahun - 152 -

2060. Hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dapat dilihat pada Gambar 61. 250 200 150 100 50 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Hidrogen EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 61. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Produksi Green Hydrogen IV.C.3.a.3.b. Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 2,2 (dua koma dua) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 83,9 (delapan puluh tiga koma sembilan) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit terdiri dari sekitar 18,3% (delapan belas koma tiga persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 0,3 (nol koma tiga) GW dan sekitar 81,7% (delapan puluh satu koma tujuh persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 8,1 (delapan koma satu) GW atau sekitar 9,7% (sembilan koma tujuh persen); dan

2. PLTB sekitar 7,2 (tujuh koma dua) GW atau sekitar 8,6% (delapan koma enam persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas: 1. PLTA sekitar 48,7 (empat puluh delapan koma tujuh) GW atau sekitar 58,0% (lima puluh delapan koma nol persen); 2. PLTU NH3 sekitar 0,9 (nol koma sembilan) GW atau sekitar 1,1% (satu koma satu persen); 3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 4,0 (empat koma nol) GW atau sekitar 4,8% (empat koma delapan persen); 4. PLTP sekitar 0,1 (nol koma satu) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen); 5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 5,5 (lima koma lima) GW atau sekitar 6,6% (enam koma enam persen); 6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,8% (nol koma delapan persen); 7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,3 (nol koma tiga) GW atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen); - 153 -

8. PLTBio sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,8% (nol koma delapan persen); 9. Waste heat sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,8% (nol koma delapan persen); dan

10. PLTN sekitar 7,0 (tujuh koma nol) GW atau sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 62. Ocean 90 Waste Heat Diesel 80 Solar Wind Hydro 70 H2 Gas_CCS 60 Gas Nuclear Geothermal 50 Bioenergy NH3 40 Coal_CCS_CfBio Coal Storage 30 20 10 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 62. Hasil Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Kalimantan Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar sekitar 379,8 (tiga ratus tujuh puluh sembilan koma delapan) TWh terdiri atas pembangkit VRE sekitar 9,8% (sembilan koma delapan persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 90,2% (sembilan puluh koma dua persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas: 1. PLTS sekitar 10,8 (sepuluh koma delapan) TWh atau sekitar 2,8% (dua koma delapan persen); dan 2. PLTB sekitar 26,7 (dua puluh enam koma tujuh) TWh atau sekitar 7,0% (tujuh koma nol persen). Produksi pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas: 1. PLTA sekitar 220,1 (dua ratus dua puluh koma satu) TWh atau sekitar 58,0% (lima puluh delapan koma nol persen);

2. PLTU NH3 sekitar 5,2 (lima koma dua) TWh atau sekitar 1,4% (satu koma empat persen); 3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 24,5 (dua puluh empat koma lima) TWh atau sekitar 6,4% (enam koma empat persen); 4. PLTP sekitar 0,8 (nol koma delapan) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen); 5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 22,3 (dua puluh dua koma tiga) TWh atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen); 6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 0,4 (nol koma empat) TWh atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen); - 154 - 7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 1,7 (satu koma tujuh) TWh atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen);

8. PLTBio sekitar 7,1 (tujuh koma satu) TWh atau sekitar 1,9% (satu koma sembilan persen);

9. PLTN sekitar 55,0 (lima puluh lima koma nol) TWh atau sekitar 14,5% (empat belas koma lima persen); dan 10. waste heat sekitar 5,2 (lima koma dua) TWh atau sekitar 1,4% (satu koma empat persen). Proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 63. 400 Ocean Waste Heat 350 Diesel Solar Wind 300 Hydro H2 250 Gas_CCS Gas Nuclear 200 Geothermal Bioenergy 150 NH3 Coal_CCS_CfBio Coal 100 50 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 63. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan Bauran energi merupakan porsi produksi berdasarkan jenis energi primer terdiri atas batubara, gas, bahan bakar minyak (BBM), dan energi baru dan energi terbarukan. Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah 23% (dua puluh tiga persen), kemudian menurun menjadi sekitar 19% (sembilan belas persen) pada tahun 2030, kemudian meningkat sekitar 47% (empat puluh tujuh persen) pada tahun 2040, sekitar 78% (tujuh puluh delapan persen) pada tahun 2050, dan sekitar 93% (sembilan puluh tiga persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2041 sekitar 52% (lima puluh dua persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas pembangkit energi baru sekitar 23% (dua puluh tiga persen), energi terbarukan SRE sekitar 60% (enam puluh persen), energi terbarukan VRE sekitar 10% (sepuluh persen), dan energi fosil + CCS sekitar 7% (tujuh persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 64. - 155 - 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Oil Gas VRE SRE NE Gambar 64. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2031 sekitar 79 (tujuh puluh sembilan) juta ton CO2. Emisi mendekati 0 (nol) pada tahun 2057 dan mencapai 0 (nol) mulai tahun 2060. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 65. 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - (10,0) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 65. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan Dengan memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dengan pengembangan nuklir maka kebutuhan kapasitas pembangkit tenaga listrik akan meningkat. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 2,4 (dua koma empat) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 92,9 (sembilan puluh dua koma sembilan) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit terdiri dari sekitar 16,5% (enam belas koma lima persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 0,3 (nol koma tiga) GW dan sekitar 83,5% (delapan puluh tiga koma lima persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). - 156 - Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 8,1 (delapan koma satu) GW atau sekitar 8,7% (delapan koma tujuh persen); dan

2. PLTB sekitar 7,2 (tujuh koma dua) GW atau sekitar 7,8% (tujuh koma delapan persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 48,7 (empat puluh delapan koma tujuh) GW atau sekitar 52,4% (lima puluh dua koma empat persen);

2. PLTU NH3 sekitar 0,9 (nol koma sembilan) GW atau sekitar 1,0% (satu koma nol persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 4,0 (empat koma nol) GW atau sekitar 4,4% (empat koma empat persen);

4. PLTP sekitar 0,1 (nol koma satu) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 5,5 (lima koma lima) GW atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,8% (nol koma delapan persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 0,3 (nol koma tiga) GW atau sekitar 0,3% (nol koma tiga persen);

8. PLTBio sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,7% (nol koma tujuh persen);

9. Waste heat sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW atau sekitar 0,7% (nol koma tujuh persen); dan

10. PLTN sekitar 16,0 (enam belas koma nol) GW atau sekitar 17,2% (tujuh belas koma dua persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 66. Ocean 100 Waste Heat Diesel 90 Solar Wind 80 Hydro H2 70 Gas_CCS Gas 60 Nuclear Geothermal 50 Bioenergy NH3 Coal_CCS_CfBio 40 Coal Storage 30 20 10 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 66. Hasil Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar sekitar 449,5 (empat ratus empat puluh sembilan koma lima) TWh terdiri atas pembangkit VRE sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 91,7% (sembilan puluh satu koma tujuh persen). - 157 - Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 10,8 (sepuluh koma delapan) TWh atau sekitar 2,4% (dua koma empat persen); dan

2. PLTB sekitar 26,7 (dua puluh enam koma tujuh) TWh atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen). Produksi pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 220,1 (dua ratus dua puluh koma satu) TWh atau sekitar 49,0% (empat puluh sembilan koma nol persen);

2. PLTU NH3 sekitar 5,2 (lima koma dua) TWh atau sekitar 1,1% (satu koma satu persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 24,5 (dua puluh empat koma lima) TWh atau sekitar 5,4% (lima koma empat persen);

4. PLTP sekitar 0,8 (nol koma delapan) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 22,3 (dua puluh dua koma tiga) TWh atau sekitar 5,0% (lima koma nol persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 0,4 (nol koma empat) TWh atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen);

7. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sekitar 1,7 (satu koma tujuh) TWh atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen);

8. PLTBio sekitar 7,1 (tujuh koma satu) TWh atau sekitar 1,6% (satu koma enam persen);

9. PLTN sekitar 124,7 (seratus dua puluh empat koma tujuh) TWh atau sekitar 27,7% (dua puluh tujuh koma tujuh persen); dan 10. waste heat sekitar 5,2 (lima koma dua) TWh atau sekitar 1,2% (satu koma dua persen). Proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Kalimantan dapat dilihat pada Gambar 67. 450 Ocean Waste Heat 400 Diesel Solar 350 Wind Hydro 300 H2 Gas_CCS 250 Gas Nuclear 200 Geothermal Bioenergy NH3 150 Coal_CCS_CfBio Coal 100 50 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 67. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Kalimantan dengan Tambahan Produksi Green Hydrogen - 158 - IV.C.3.a.4. Regional Sulawesi IV.C.3.a.4.a. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 70,3 (tujuh puluh koma tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 174,4 (seratus tujuh puluh empat koma empat) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan tenaga listrik sekitar 2,6% (dua koma enam persen) per tahun. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 untuk konsumen: 1. rumah tangga sekitar 34,2 (tiga puluh empat koma dua) TWh atau sekitar 19,6% (sembilan belas koma enam persen); 2. bisnis sekitar 11,7 (sebelas koma tujuh) TWh atau sekitar 6,7% (enam koma tujuh persen); 3. publik sekitar 5,9 (lima koma sembilan) TWh atau sekitar 3,4% (tiga koma empat persen); 4. industri sekitar 111,1 (seratus sebelas koma satu) TWh atau sekitar 63,7% (enam puluh tiga koma tujuh persen); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 11,5 (sebelas koma lima) TWh atau sekitar 6,6% (enam koma enam persen). Proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional Sulawesi dapat dilihat pada Gambar 68. 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 68. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Sulawesi Hasil proyeksi kebutuhan masing-masing golongan konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga pada tahun 2025 sekitar 11,0 (sebelas koma nol) TWh meningkat menjadi sekitar 34,2 (tiga puluh empat koma dua) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis pada tahun 2025 sekitar 3,7 (tiga koma tujuh) TWh meningkat menjadi sekitar 11,7 (sebelas koma tujuh) TWh pada tahun 2060; 3. publik pada tahun 2025 sekitar 2,0 (dua koma nol) TWh meningkat menjadi sekitar 5,9 (lima koma sembilan) TWh pada tahun 2060; 4. industri pada tahun 2025 sekitar 53,7 (lima puluh tiga koma tujuh) TWh meningkat menjadi sekitar 111,1 (seratus sebelas koma satu) TWh pada tahun 2060; dan - 159 - 5. kendaraan bermotor listrik pada tahun 2025 sekitar 0,03 (nol koma nol tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 11,5 (sebelas koma lima) TWh pada tahun 2060. IV.C.3.a.4.b. Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 0,7 (nol koma tujuh) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 35,6 (tiga puluh lima koma enam) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 35,3% (tiga puluh lima koma tiga persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 2,0 (dua koma nol) GW dan sekitar 64,7% (enam puluh empat koma tujuh persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 6,0 (enam koma nol) GW atau sekitar 16,8% (enam belas koma delapan persen); dan

2. PLTB sekitar 6,6 (enam koma enam) GW atau sekitar 18,5% (delapan belas koma lima persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 6,9 (enam koma sembilan) GW atau sekitar 19,4% (sembilan belas koma empat persen);

2. PLTU Cfbio + CCS sekitar 6,5 (enam koma lima) GW atau sekitar 18,3% (delapan belas koma tiga persen);

3. PLTP sekitar 3,0 (tiga koma nol) GW atau sekitar 8,4% (delapan koma empat persen);

4. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 0,4 (nol koma empat) GW atau sekitar 1,1% (satu koma satu persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 2,8 (dua koma delapan) GW atau sekitar 7,9% (tujuh koma sembilan persen);

6. PLTBio sekitar 0,2 (nol koma dua) GW atau sekitar 0,6% (nol koma enam persen);

7. PLTN sekitar 3,0 (tiga koma nol) GW atau sekitar 8,4% (delapan koma empat persen); dan 8. waste heat sekitar 0,2 (nol koma dua) GW atau sekitar 0,6% (nol koma enam persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Sulawesi dapat dilihat pada Gambar 69. - 160 - Ocean 40 Waste Heat Diesel Solar 35 Wind Hydro H2 Gas_CCS 30 Gas Nuclear Geothermal 25 Bioenergy NH3 Coal_CCS_CfBio 20 Coal Storage 15 10 05 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 69. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Sulawesi Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 148,1 (seratus empat puluh delapan koma satu) TWh terdiri atas pembangkit VRE sekitar 18,5% (delapan belas koma lima persen) dan pembangkit dispatchable sekitar 81,5% (delapan puluh satu koma lima persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 8,8 (delapan koma delapan) TWh atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen); dan

2. PLTB sekitar 18,7 (delapan belas koma tujuh) TWh atau sekitar 12,6% (dua belas koma enam persen). Produksi pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 27,7 (dua puluh tujuh koma tujuh) TWh atau sekitar 18,7% (delapan belas koma tujuh persen);

2. PLTU Cfbio + CCS sekitar 37,8 (tiga puluh tujuh koma delapan) TWh atau sekitar 25,5% (dua puluh lima koma lima persen);

3. PLTP sekitar 23,9 (dua puluh tiga koma sembilan) TWh atau sekitar 16,2% (enam belas koma dua persen);

4. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 0,5 (nol koma lima) TWh atau sekitar 0,4% (nol koma empat persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 1,2 (satu koma dua) TWh atau sekitar 0,8% (nol koma delapan persen);

6. PLTBio sekitar 5,5 (lima koma lima) TWh atau sekitar 3,7% (tiga koma tujuh persen);

7. PLTN sekitar 23,7 (dua puluh tiga koma tujuh) TWh atau sekitar 16,0% (enam belas koma nol persen); dan 8. waste heat sekitar 0,3 (nol koma tiga) TWh atau sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Sulawesi dapat dilihat pada Gambar 70. - 161 - 160 Ocean Waste Heat Diesel Solar 140 Wind Hydro H2 Gas_CCS Gas Nuclear 120 Geothermal Bioenergy NH3 Coal_CCS_CfBio Coal 100 80 60 40 20 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 70. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah 15% (lima belas persen), kemudian meningkat menjadi sekitar 24% (dua puluh empat persen) pada tahun 2030, sekitar 45% (empat puluh lima persen) pada tahun 2040, sekitar 68% (enam puluh delapan persen) pada tahun 2050, dan sekitar 74% (tujuh puluh empat persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2043 sekitar 53% (lima puluh tiga persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas pembangkit energi baru sekitar 17% (tujuh belas persen), energi terbarukan SRE sekitar 39% (tiga puluh sembilan persen), energi terbarukan VRE sekitar 19% (sembilan belas persen), dan energi fosil + CCS sekitar 26% (dua puluh enam persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik regional Sulawesi dapat dilihat pada Gambar 71. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Oil Gas VRE SRE NE Gambar 71. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi - 162 - Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2027 sekitar 71 (tujuh puluh satu) juta ton CO2. Emisi mendekati 0 (nol) pada tahun 2055 dan mencapai 0 (nol) mulai tahun 2057. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik regional Sulawesi dapat dilihat pada Gambar 72. 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - (10,0) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 72. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Sulawesi IV.C.3.a.5. Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara IV.C.3.a.5.a. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 61,3 (enam puluh satu koma tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 154,9 (seratus lima puluh empat koma sembilan) TWh pada tahun 2060. Rata-rata pertumbuhan tenaga listrik sekitar 2,7% (dua koma tujuh persen) per tahun. Proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2060 untuk konsumen: 1. rumah tangga sekitar 23,2 (dua puluh tiga koma dua) TWh atau sekitar 15,0% (lima belas koma nol persen); 2. bisnis sekitar 9,2 (sembilan koma dua) TWh atau sekitar 5,9% (lima koma sembilan persen); 3. publik sekitar 4,4 (empat koma empat) TWh atau sekitar 2,9% (dua koma sembilan persen); 4. industri sekitar 112,2 (seratus dua belas koma dua) TWh atau sekitar 72,4% (tujuh puluh dua koma empat); dan 5. kendaraan bermotor listrik sekitar 5,9 (lima koma sembilan) TWh atau sekitar 3,8% (tiga koma delapan persen). Proyeksi kebutuhan tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara skenario rendah dapat dilihat pada Gambar 73. - 163 - 160 140 120 100 80 60 40 20 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 73. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara Proyeksi kebutuhan masing-masing konsumen sebagai berikut: 1. rumah tangga pada tahun 2025 sekitar 6,1 (enam koma satu) TWh meningkat menjadi sekitar 23,2 (dua puluh tiga koma dua) TWh pada tahun 2060; 2. bisnis pada tahun 2025 sekitar 2,2 (dua koma dua) TWh meningkat menjadi sekitar 9,2 (sembilan koma dua) TWh pada tahun 2060; 3. publik pada tahun 2025 sekitar 1,2 (satu koma dua) TWh meningkat menjadi sekitar 4,4 (empat koma empat) TWh pada tahun 2060; 4. industri pada tahun 2025 sekitar 51,7 (lima puluh satu koma tujuh) TWh meningkat menjadi sekitar 112,2 (seratus dua belas koma dua) TWh pada tahun 2060; dan 5. kendaraan bermotor listrik pada tahun 2025 sekitar 0,01 (nol koma nol satu) TWh meningkat menjadi sekitar 5,9 (lima koma sembilan) TWh pada tahun 2060. Selain konsumen sektor rumah tangga, bisnis, publik, industri, dan kendaraan bermotor listrik, terdapat kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen mulai tahun 2031. Produksi green hydrogen akan memanfaatkan potensi tenaga air di provinsi Papua dan potensi surya di provinsi Nusa Tenggara Timur. Total kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen sekitar 2,7 (dua koma tujuh) TWh tahun 2031 meningkat menjadi sekitar 285,9 (dua ratus delapan puluh lima koma sembilan) TWh pada tahun 2060. Dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik tersebut, proyeksi kebutuhan tenaga listrik pada tahun 2025 sekitar 61,3 (enam puluh satu koma tiga) TWh meningkat menjadi sekitar 440,8 (empat ratus empat puluh koma delapan) TWh pada tahun

2060. Hasil proyeksi kebutuhan tenaga listrik dengan tambahan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dapat dilihat pada Gambar 74. - 164 - 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Hidrogen EV Rumah Tangga Bisnis Publik Industri Gambar 74. Proyeksi Kebutuhan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan Produksi Green Hydrogen IV.C.3.a.5.b. Optimasi Pembangkitan Tenaga Listrik Untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik sampai dengan tahun 2060 diperlukan tambahan pembangkit tenaga listrik rata-rata sekitar 2,5 (dua koma lima) GW per tahun. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 100,0 (seratus koma nol) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 76,4% (tujuh puluh enam koma empat persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 17,7 (tujuh belas koma tujuh) GW dan sekitar 23,6% (dua puluh tiga koma enam persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 66,4 (enam puluh enam koma empat) GW atau sekitar 66,4% (enam puluh enam koma empat persen);

2. PLTB sekitar 8,6 (delapan koma enam) GW atau sekitar 8,6% (delapan koma enam persen); dan

3. PLTAL sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 1,4% (satu koma empat persen). Kapasitas pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 2,1 (dua koma satu) GW atau sekitar 2,1% (dua koma satu persen);

2. PLTU NH3 sekitar 3,3 (tiga koma tiga) GW atau sekitar 3,3% (tiga koma tiga persen); 3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 7,5 (tujuh koma lima) GW atau sekitar 7,5% (tujuh koma lima persen);

4. PLTP sekitar 1,7 (satu koma tujuh) GW atau sekitar 1,7% (satu koma tujuh persen); 5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 1,4% (satu koma empat persen); 6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 7,4 (tujuh koma empat) GW atau sekitar 7,4% (tujuh koma empat persen); dan

7. PLTBio sekitar 0,1 (nol koma satu) GW atau sekitar 0,1% (nol koma satu persen). - 165 - Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 75. Ocean 110 Waste Heat 100 Diesel Solar 90 Wind Hydro 80 H2 Gas_CCS 70 Gas Nuclear 60 Geothermal Bioenergy 50 NH3 Coal_CCS_CfBio 40 Coal Storage 30 20 10 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 75. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 266,2 (dua ratus enam puluh enam koma dua) TWh, terdiri atas pembangkit VRE sekitar 50,3% (lima puluh koma tiga persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 49,7% (empat puluh sembilan koma tujuh persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 105,7 (seratus lima koma tujuh) TWh atau sekitar 39,7% (tiga puluh sembilan koma tujuh persen); 2. PLTB sekitar 24,4 (dua puluh empat koma empat) TWh atau sekitar 9,2% (sembilan koma dua persen); dan

3. PLTAL sekitar 3,7 (tiga koma tujuh) TWh atau sekitar 1,4% (satu koma empat persen). Pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 10,5 (sepuluh koma lima) TWh atau sekitar 3,9% (tiga koma sembilan persen); 2. PLTU NH3 sekitar 25,0 (dua puluh lima koma nol) TWh atau sekitar 9,4% (sembilan koma empat persen); 3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 38,1 (tiga puluh delapan koma satu) TWh atau sekitar 14,3% (empat belas koma tiga persen); 4. PLTP sekitar 12,4 (dua belas koma empat) TWh atau sekitar 4,7% (empat koma tujuh persen); 5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 6,0 (enam koma nol) TWh atau sekitar 2,3% (dua koma tiga persen); 6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 37,4 (tiga puluh tujuh koma empat) TWh atau sekitar 14,0% (empat belas koma nol persen); dan

7. PLTBio sekitar 3,0 (tiga koma nol) TWh atau sekitar 1,1% (satu koma satu persen). Hasil proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 76. - 166 - Ocean 300 Waste Heat Diesel Solar 250 Wind Hydro H2 Gas_CCS 200 Gas Nuclear Geothermal 150 Bioenergy NH3 Coal_CCS_CfBio Coal 100 50 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 76. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah 13% (tiga belas persen), kemudian meningkat menjadi sekitar 18% (delapan belas persen) pada tahun 2030, sekitar 30% (tiga puluh persen) pada tahun 2040, sekitar 60% (enam puluh persen) pada tahun 2050, dan sekitar 72% (tujuh puluh dua persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2048 sekitar 53% (lima puluh tiga persen). Bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2060 terdiri atas pembangkit energi baru sekitar 12% (dua belas persen), energi terbarukan SRE sekitar 10% (sepuluh persen), energi terbarukan VRE sekitar 50% (lima puluh persen), dan energi fosil + CCS sekitar 28% (dua puluh delapan persen). Proyeksi bauran energi pembangkitan tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 77. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Oil Gas VRE SRE NE Gambar 77. Proyeksi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara - 167 - Puncak emisi CO2 pada pembangkitan tenaga listrik diperkirakan terjadi pada tahun 2041 sekitar 98 (sembilan puluh delapan) juta ton CO2. Emisi mendekati 0 (nol) pada tahun 2057. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 78. 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 - (10,0) 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Coal Coal_CCS_CfBio Gas Gas_CCS Diesel Bioenergy Gambar 78. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara Dengan memperhitungkan kebutuhan tenaga listrik untuk produksi green hydrogen dengan pemanfaatan potensi energi air di Papua dan potensi surya di Nusa Tenggara maka kebutuhan kapasitas pembangkit tenaga listrik akan meningkat. Kapasitas pembangkit tenaga listrik pada tahun 2060 diproyeksikan sekitar 278,2 (dua ratus tujuh puluh delapan koma dua) GW. Pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan akan mendominasi kapasitas pembangkit tenaga listrik terdiri dari sekitar 84,1% (delapan puluh empat koma satu persen) pembangkit VRE yang dilengkapi storage sekitar 41,6 (empat puluh satu koma enam) GW dan sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen) pembangkit dispatchable (non-VRE). Kapasitas pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 224,0 (dua ratus dua puluh empat koma nol) GW atau sekitar 80,5% (delapan puluh koma lima persen);

2. PLTB sekitar 8,6 (delapan koma enam) GW atau sekitar 3,1% (tiga koma satu persen); dan

3. PLTAL sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 0,5% (nol koma lima persen). Kapasitas pembangkit dispatchable terdiri atas:

1. PLTA sekitar 22,7 (dua puluh dua koma tujuh) GW atau sekitar 8,1% (delapan koma satu persen);

2. PLTU NH3 sekitar 3,3 (tiga koma tiga) GW atau sekitar 1,2% (satu koma dua persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 7,5 (tujuh koma lima) GW atau sekitar 2,7% (dua koma tujuh persen);

4. PLTP sekitar 1,7 (satu koma tujuh) GW atau sekitar 0,6% (nol koma enam persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 1,4 (satu koma empat) GW atau sekitar 0,5% (nol koma lima persen); - 168 -

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 7,4 (tujuh koma empat) GW atau sekitar 2,7% (dua koma tujuh persen); dan

7. PLTBio sekitar 0,1 (nol koma satu) GW atau sekitar 0,04% (nol koma nol empat persen). Proyeksi kapasitas pembangkit tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 79. 280 Ocean Waste Heat 240 Diesel Solar Wind 200 Hydro H2 Gas_CCS 160 Gas Nuclear 120 Geothermal Bioenergy NH3 80 Coal_CCS_CfBio Coal Storage 40 00 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 79. Proyeksi Kapasitas Pembangkit Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan green hydrogen Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 sekitar 555,3 (lima ratus lima puluh lima koma tiga) TWh, terdiri atas pembangkit VRE sekitar 58,0% (lima puluh delapan koma nol persen) dan pembangkit dispatchable (non-VRE) sekitar 42,0% (empat puluh dua koma nol persen). Produksi pembangkit VRE terdiri atas:

1. PLTS sekitar 294,3 (dua ratus sembilan puluh empat koma tiga) TWh atau sekitar 53,0% (lima puluh tiga koma nol persen);

2. PLTB sekitar 24,4 (dua puluh empat koma empat) TWh atau sekitar 4,4% (empat koma empat persen); dan

3. PLTAL sekitar 3,7 (tiga koma tujuh) TWh atau sekitar 0,7% (nol koma tujuh persen). Pembangkit dispatchable (non-VRE) terdiri atas:

1. PLTA sekitar 111,0 (seratus sebelas koma nol) TWh atau sekitar 20,0% (dua puluh koma nol persen);

2. PLTU NH3 sekitar 25,0 (dua puluh lima koma nol) TWh atau sekitar 4,5% (empat koma lima persen);

3. PLTU Cfbio + CCS sekitar 38,1 (tiga puluh delapan koma satu) TWh atau sekitar 6,9% (enam koma sembilan persen);

4. PLTP sekitar 12,4 (dua belas koma empat) TWh atau sekitar 2,2% (dua koma dua persen);

5. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU H2 sekitar 6,0 (enam koma nol) TWh atau sekitar 1,1% (satu koma satu persen);

6. PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU + CCS sekitar 37,4 (tiga puluh tujuh koma empat) TWh atau sekitar 6,7% (enam koma tujuh persen); dan - 169 -

7. PLTBio sekitar 3,0 (tiga koma nol) TWh atau sekitar 0,5% (nol koma lima persen). Hasil proyeksi produksi pembangkitan tenaga listrik regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dapat dilihat pada Gambar 80. 600 Ocean 550 Waste Heat Diesel 500 Solar Wind 450 Hydro 400 H2 Gas_CCS 350 Gas Nuclear 300 Geothermal 250 Bioenergy NH3 200 Coal_CCS_CfBio Coal 150 100 50 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 80. Proyeksi Produksi Pembangkitan Tenaga Listrik Regional Maluku, Papua, dan Nusa Tenggara dengan green hydrogen - 170 - RENCANA PENGEMBANGAN SISTEM PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK NASIONAL V.A. Umum Kebijakan penyediaan tenaga listrik nasional berdasarkan prinsip berkeadilan, berkelanjutan, dan berwawasan lingkungan guna terciptanya kemandirian energi dan ketahanan energi nasional serta tercapainya rencana Indonesia dalam dekarbonisasi sektor energi untuk mewujudkan ketahanan iklim dan mendukung pembangunan ekonomi hijau. Kebijakan tersebut diselenggarakan untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional dalam jumlah yang cukup, kualitas yang baik, dan harga yang wajar dalam rangka mendukung pembangunan ekonomi yang berkelanjutan. Arah pengembangan pembangkitan tenaga listrik adalah untuk mendukung target nasional dalam transisi energi untuk terwujudnya NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat melalui pemanfaatan energi baru dan energi terbarukan sebagai sumber energi yang andal, ekonomis, dan beroperasi secara berkesinambungan dalam jangka menengah dan jangka panjang secara bertahap, rasional, dan terukur. Strategi transisi energi di bidang pembangkitan tenaga listrik dilakukan dengan mengutamakan keandalan sistem, memanfaatkan teknologi yang andal dalam menerima energi baru dan energi terbarukan, konversi bahan bakar pembangkit fosil menjadi bahan bakar energi baru dan energi terbarukan, dan memanfaatkan kemajuan teknologi (advanced technology). Sasaran pengelolaan ketenagalistrikan nasional ditujukan untuk: 1. menjadikan tenaga listrik sebagai modal pembangunan nasional berkelanjutan; 2. mengoptimalkan pemanfaatan tenaga listrik bagi pembangunan ekonomi nasional; 3. terpenuhinya kebutuhan tenaga listrik nasional secara adil; 4. terwujudnya kemandirian dan ketahanan energi nasional; 5. terwujudnya dekarbonisasi subsektor pembangkit untuk mendukung tercapainya NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat; 6. penciptaan nilai tambah dalam negeri; dan 7. penyerapan tenaga kerja lokal. Berdasarkan kajian demand-supply dan uraian dalam Bab sebelumnya akan diuraikan rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik nasional yang harus dijadikan pedoman dan rujukan dalam pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum yang ditindaklanjuti dengan perencanaan lebih detail dalam RUPTL. Pedoman dan rujukan bagi usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri akan disebutkan secara spesifik. Berdasarkan Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2009 tentang Ketenagalistrikan sebagaimana telah diubah dengan Undang-Undang Nomor 6 Tahun 2023 tentang Penetapan Peraturan Pemerintah Pengganti Undang-Undang Nomor 2 Tahun 2022 tentang Cipta Kerja Menjadi Undang-Undang, pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik oleh Pemerintah dilakukan oleh BUMN yang berusaha di bidang penyediaan tenaga listrik, dalam hal ini adalah PT PLN (Persero). Selain itu, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat dapat berpartisipasi dalam usaha penyediaan tenaga listrik. Pembangunan infrastruktur penyediaan tenaga listrik merupakan pembangunan yang padat modal dan membutuhkan investasi yang sangat besar yakni rata-rata sekitar USD30.333.000.000,00 (tiga puluh miliar tiga ratus tiga puluh tiga juta - 171 - dolar Amerika Serikat) per tahun. Untuk itu diperlukan peran swasta karena Pemerintah dan PT PLN (Persero) mempunyai keterbatasan kemampuan investasi. Urutan prioritas investasi bagi PT PLN (Persero) adalah sebagai berikut: 1. pelaksanaan program listrik perdesaan; 2. pembangunan dan penguatan jaringan transmisi dan distribusi tenaga listrik; 3. pembangunan dan penguatan gardu induk; 4. pembangunan pembangkit peaker; dan 5. pembangunan pembangkit tenaga listrik di remote area. V.B. Peningkatan Rasio Elektrifikasi Sesuai dengan Peraturan Pemerintah Nomor 79 Tahun 2014 tentang Kebijakan Energi Nasional dan Peraturan Presiden Nomor 18 Tahun 2020 tentang Rencana Pembangunan Jangka Menengah Nasional Tahun 2020-2024 atau RPJMN Tahun 2020-2024, rasio elektrifikasi nasional ditargetkan sebesar 100% (seratus persen) mulai tahun 2020. Namun sampai dengan akhir tahun 2024 tercatat rasio elektrifikasi baru mencapai 99,83% (sembilan puluh sembilan koma delapan tiga persen). Angka ini di bawah target yang tercantum dalam RPJMN Tahun 2020- 2024 sebesar 0,17% (nol koma satu tujuh persen). Pencapaian rasio elektrifikasi dipengaruhi beberapa faktor antara lain ketersediaan pendanaan, perizinan, akses infrastruktur jalan, dan isu rawan keamanan. Pemerintah terus berupaya melakukan percepatan peningkatan rasio elektrifikasi untuk mengejar target 100% (seratus persen) dengan menyiapkan akses listrik melalui perluasan jaringan distribusi tenaga listrik, pembangunan minigrid, dan program penyediaan stasiun pengisian energi listrik (SPEL) beserta alat penyalur daya listrik (APDAL). Bagi masyarakat yang sudah terjangkau akses listrik namun tidak mampu menyambung sebagai konsumen PT PLN (Persero), Pemerintah menyiapkan progam bantuan pasang baru listrik (BPBL). Melalui strategi tersebut, diharapkan rasio elektrifikasi nasional akan mencapai 100% (seratus persen) pada tahun 2029 sejalan dengan peningkatan rasio elektrifikasi PT PLN (Persero). Pemerintah terus mendorong PT PLN (Persero) untuk menyediakan akses listrik yang andal, terjangkau, dan berkelanjutan bagi seluruh masyarakat, dengan prioritas pertama melistriki rumah tangga belum berlistrik (gelap gulita), serta selanjutnya mengalihkan rumah tangga berlistrik Non-PT PLN (Persero) dan berlistrik LTSHE menjadi pelanggan PT PLN (Persero). Dukungan dari berbagai pihak, mulai dari Pemerintah dan pemerintah daerah sangat diperlukan PT PLN (Persero) guna percepatan penyediaan akses listrik bagi seluruh masyarakat. Penambahan rumah tangga berlistrik dapat berupa penyambungan listrik dari PT PLN (Persero) dan selain PT PLN (Persero). Target rasio elektrifikasi dapat tercapai dengan syarat tercukupinya pendanaan pembangunan infrastruktur penyediaan tenaga listrik dan terselesaikannya kendala dalam pembangunan infrastruktur penyediaan tenaga listrik. Dalam hal anggaran PT PLN (Persero) tidak mencukupi untuk menambah rumah tangga berlistrik diperlukan sumber pendanaan lain, misalnya pendanaan dari APBN. Target rasio elektrifikasi dapat dilihat pada Gambar 81. - 172 - Gambar 81. Target Rasio Elektrifikasi (%) Hal yang perlu menjadi perhatian dalam peningkatan rasio elektrifikasi adalah penyambungan listrik ke rumah serta mutu dan keandalan sistem tenaga listrik sehingga tidak menimbulkan permasalahan lain seperti seringnya terjadi pemadaman. Dengan kata lain, penyambungan listrik harus diimbangi dengan penambahan pasokan di sisi hulu dan penguatan sistem penyaluran di sisi hilir. V.C. Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Sasaran pemenuhan kebutuhan tenaga listrik nasional adalah tercapainya konsumsi listrik per kapita pada: 1. tahun 2025 sekitar 1.893 (seribu delapan ratus sembilan puluh tiga) kWh; 2. tahun 2030 sekitar 2.346 (dua ribu tiga ratus empat puluh enam) kWh; 3. tahun 2035 sekitar 2.920 (dua ribu sembilan ratus dua puluh) kWh; 4. tahun 2040 sekitar 3.328 (tiga ribu tiga ratus dua puluh delapan) kWh; 5. tahun 2045 sekitar 3.990 (tiga ribu sembilan ratus sembilan puluh) kWh; 6. tahun 2050 sekitar 4.444 (empat ribu empat ratus empat puluh empat) kWh; 7. tahun 2055 sekitar 4.738 (empat ribu tujuh ratus tiga puluh delapan) kWh; dan 8. tahun 2060 sekitar 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh. V.D. Pengembangan Pembangkitan Tenaga Listrik Sasaran pengembangan pembangkitan tenaga listrik adalah mendukung pencapaian NZE sektor energi pada tahun 2060 atau lebih cepat. Untuk pencapaian NZE diperlukan dekarbonisasi secara bertahap, terukur, dan rasional sehingga pembangkitan tenaga listrik mencapai NZE pada tahun 2060 atau lebih cepat. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 82. ` - 173 - 700 600 500 400 Juta Ton 300 200 100 0 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 82. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Emisi CO2 berasal dari pembangkit tenaga listrik berbahan bakar batubara dan berbahan bakar minyak dan gas bumi. Emisi CO2 pada tahun 2025 diperkirakan sekitar 435 (empat ratus tiga puluh lima) juta ton CO2 dan masih terus meningkat sampai dengan tahun 2037 sekitar 598 (lima ratus sembilan puluh delapan) juta ton CO2. Peningkatan emisi CO2 terjadi terutama karena masih bertambahnya PLTU batubara untuk keperluan industri hilirisasi mineral dan industri peningkatan nilai tambah sumber daya alam pada daerah yang belum terjangkau oleh grid PT PLN (Persero). Produk akhir dari industri tersebut terutama berupa baterai untuk keperluan kendaraan bermotor listrik, battery energy storage system untuk keperluan penyimpanan tenaga listrik dan peningkatan keandalan sistem tenaga listrik, dan panel surya untuk PLTS yang semuanya merupakan produk penopang transisi energi. Namun demikian, tren emisi CO2 akan semakin menurun menjadi sekitar 469 (empat ratus enam puluh sembilan) juta ton CO2 pada tahun 2045 selanjutnya menurun menjadi sekitar 74 (tujuh puluh empat) juta ton CO2 pada tahun 2055, mendekati 0 (nol) pada tahun 2058, dan NZE mulai tahun 2060. Profil emisi CO2 tidak terlepas dari perpanjangan usia aset PT PLN (Persero) termasuk PLTU. PLTU yang telah exist sampai dengan tahun 2015 baru akan habis masa depresiasinya sebagian pada tahun 2045 dan sebagian pada tahun 2055 sesuai asal pabrikan. Jika dicermati dari sisi rata-rata emisi CO2 per kWh produksi tenaga listrik, penurunan emisi CO2 semakin tajam di masa mendatang. Proyeksi emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 83. - 174 - 900 800 700 600 500 gr CO2/kWh 400 300 200 100 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 83. Proyeksi Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik per kWh Rata-rata emisi CO2 pada tahun 2025 diperkirakan sekitar 773 (tujuh ratus tujuh puluh tiga) gram/kWh akan menurun sekitar 6% (enam persen) pada tahun 2030, menurun sekitar 37% (tiga puluh tujuh persen) pada tahun 2040, menurun sekitar 75% (tujuh puluh lima persen) pada tahun 2050, dan menurun sekitar 100% (seratus persen) pada tahun 2060. Selain itu, jika diasumsikan semua produksi tenaga listrik berasal dari PLTU subcritical (baseline) kemudian dibandingkan emisinya dengan emisi CO2 pada Gambar 84 akan terlihat upaya penurunan emisi CO2 yang sangat besar pada pembangkitan tenaga listrik. Pada tahun 2025 diprediksikan penurunan emisi CO2 sekitar 32% (tiga puluh dua persen), penurunan sekitar 36% (tiga puluh enam persen) pada tahun 2030, penurunan sekitar 57% (lima puluh tujuh persen) pada tahun 2040, penurunan sekitar 83% (delapan puluh tiga persen) pada tahun 2050, dan penurunan sekitar 100% (seratus persen) pada tahun 2060. Penurunan emisi CO2 pembangkitan tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 84. 2.400 2.200 2.000 1.800 Juta Ton CO2 1.600 1.400 1.200 1.000 Baseline 800 RUKN 600 400 200 - 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 84. Penurunan Emisi CO2 Pembangkitan Tenaga Listrik Penurunan emisi sebagaimana dijelaskan di atas dapat dicapai dengan peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan dalam pembangkitan tenaga listrik. Peningkatan bauran energi pembangkitan tenaga listrik nasional yang optimal bertujuan untuk menjamin keseimbangan antara pasokan dan kebutuhan tenaga listrik nasional. Usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan sendiri yang bersifat pemakaian utama harus mengupayakan semaksimal mungkin pencapaian target bauran energi baru dan energi terbarukan - 175 - atau mengupayakan penurunan emisi, baik melalui pengembangan teknologi maupun melalui carbon offset. Porsi energi baru dan energi terbarukan dalam bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada tahun 2025 ditargetkan paling rendah sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen) kemudian meningkat menjadi sekitar 21% (dua puluh satu persen) pada tahun 2030, sekitar 41,3% (empat puluh satu koma tiga persen) pada tahun 2040, sekitar 64,7% (enam puluh empat koma tujuh persen) pada tahun 2050, dan sekitar 73,6% (tujuh puluh tiga koma enam persen) pada tahun 2060. Porsi energi baru dan energi terbarukan ditargetkan lebih tinggi daripada energi fosil paling lambat mulai tahun 2044. Tahapan peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan pembangkitan tenaga listrik nasional dapat dilihat pada Gambar 85. 100% Energi Baru dan Energi 90% Terbarukan 80% 70% 2044 52% 60% 50% 40% 30% FOSIL 20% 10% 0% 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051 2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059 2060 Gambar 85. Tahapan Peningkatan Bauran Energi Baru dan Energi Terbarukan Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional Dalam rangka mencapai target bauran energi baru dan energi terbarukan nasional, maka target bauran energi dalam RUPTL baik RUPTL PT PLN (Persero) maupun RUPTL pemegang wilayah usaha lainnya serta target bauran energi IUPTLS harus mengacu target bauran energi sebagaimana Tabel 8. Porsi bauran energi baru dan energi terbarukan merupakan target minimal sedangkan porsi bauran fosil merupakan target maksimal. Pencapaian target bauran energi tersebut dapat dilakukan dengan: 1. memaksimalkan potensi energi baru dan terbarukan oleh pemegang IUPTLU di wilayah usahanya atau oleh pemegang IUPTLS di sekitar tempat berusaha; 2. kerja sama antarpemegang wilayah usaha; 3. kerja sama antara IUPTLS dengan pemegang wilayah usaha; 4. pembelian sertifikat energi baru dan terbarukan; 5. carbon offset setara kebutuhan pemenuhan bauran energi baru dan terbarukan; atau 6. pembayaran penalti sesuai peraturan perundang-undangan. Tahapan peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan sebagaimana Tabel 8 menjadi acuan untuk didetailkan dalam RUPTL maupun IUPTLS. - 176 - Tabel 8. Porsi Bauran Energi Pembangkitan Tenaga Listrik Nasional sebagai Target RUPTL dan IUPTLS Energi Baru Energi Baru Tahun dan Energi Fosil Tahun dan Energi Fosil Terbarukan Terbarukan 2025 15,9% 84,1% 2043 49,4% 50,6% 2026 16,4% 83,6% 2044 51,6% 48,4% 2027 17,3% 82,7% 2045 53,6% 46,4% 2028 19,1% 80,9% 2046 56,3% 43,7% 2029 19,7% 80,3% 2047 58,7% 41,3% 2030 21,0% 79,0% 2048 60,9% 39,1% 2031 23,9% 76,1% 2049 62,9% 37,1% 2032 26,0% 74,0% 2050 64,7% 35,3% 2033 29,4% 70,6% 2051 66,0% 34,0% 2034 29,4% 70,6% 2052 66,0% 34,0% 2035 30,1% 69,9% 2053 66,1% 33,9% 2036 31,7% 68,3% 2054 66,2% 33,8% 2037 33,5% 66,5% 2055 68,3% 31,7% 2038 35,8% 64,2% 2056 69,4% 30,6% 2039 38,1% 61,9% 2057 70,6% 29,4% 2040 41,3% 58,7% 2058 71,6% 28,4% 2041 44,1% 55,9% 2059 72,9% 27,1% 2042 47,1% 52,9% 2060 73,6% 26,4% Berdasarkan target bauran energi baru dan energi terbarukan sebagaimana diuraikan di atas, produksi tenaga listrik ke depan secara bertahap akan didominasi oleh sumber energi baru dan energi terbarukan yang beragam seperti hidro, panas bumi, bioenergi, surya, angin, arus laut, green amonia (NH3), dan green hydrogen (H2). Produksi tenaga listrik pada tahun 2060 berasal dari: 1. energi baru dan energi terbarukan sekitar 73,6% (tujuh puluh tiga koma enam persen), terdiri atas: a. energi baru sekitar 24,1% (dua puluh empat koma satu persen), terdiri atas NH3 sekitar 3,1% (tiga koma satu persen), H2 sekitar 6,5% (enam koma lima persen), nuklir sekitar 14,2% (empat belas koma dua persen), dan waste heat sekitar 0,3% (nol koma tiga persen); dan b. energi terbarukan sekitar 49,5% (empat puluh sembilan koma lima persen), terdiri atas: 1) VRE sekitar 20,7% (dua puluh koma tujuh persen), terdiri atas surya sekitar 8,4% (delapan koma empat persen), angin sekitar 12,1% (dua belas koma satu persen), dan tenaga laut sekitar 0,2% (nol koma dua persen); dan 2) SRE sekitar 28,8% (dua puluh delapan koma delapan persen), terdiri atas air sekitar 15,9% (lima belas koma sembilan persen), panas bumi sekitar 9,2% (sembilan koma dua persen), dan bioenergi sekitar 3,7% (tiga koma tujuh persen); dan 2. fosil + CCS sekitar 26,4% (dua puluh enam koma empat persen), terdiri atas batubara + CCS sekitar 17,9% (tujuh belas koma sembilan persen), gas + CCS sekitar 8,3% (delapan koma tiga persen), dan gas sekitar 0,2% (nol koma dua persen). Produksi tenaga listrik dari batubara masih akan meningkat sampai dengan tahun 2035 terutama untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik captive pada industri hilirisasi mineral dan industri yang memberikan nilai tambah sumber daya alam. Selanjutnya semakin menurun karena implementasi coal phase down melalui cofiring biomassa dan retrofitting 100% (seratus persen) green NH3. Sebagian besar - 177 - porsi batubara akan digantikan secara bertahap oleh green NH3 paling lambat mulai tahun 2045 dan sebagian besar porsi gas bumi akan digantikan secara bertahap oleh green H2 paling lambat mulai tahun 2051. Strategi pengelolaan pembangkit existing dan pengembangan pembangkitan tenaga listrik dalam rangka pencapaian target dekarbonisasi dan peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan sebagai berikut:

1. Implementasi Cofiring Biomassa di PLTU Cofiring biomassa dengan porsi tertentu dilakukan secara bertahap di PLTU, kecuali milik independent power producer yang bekerja sama dengan PT PLN (Persero) dapat bersifat voluntary tanpa perubahan power purchase agreement. Cofiring dilakukan sepanjang tidak menambah biaya investasi secara signifikan sehingga tidak berdampak pada kenaikan biaya pokok penyediaan tenaga listrik rata-rata. Porsi cofiring dapat bervariasi sesuai dengan jenis boiler yang digunakan pada PLTU, untuk boiler jenis stocker dan circulating fluidized bed paling sedikit 15% (lima belas persen) dan pulverized coal boiler sampai dengan sekitar 5% (lima persen) secara bertahap. Namun demikian tidak menutup kemungkinan jika ada upaya untuk melakukan retrofitting PLTU dengan mengganti bahan bakar menjadi 100% (seratus persen) biomassa sepanjang kebutuhan bahan bakar biomassa dapat dipenuhi secara berkelanjutan.

2. Akselerasi Pengurangan Penggunaan BBM pada Pembangkitan Tenaga Listrik a. Dedieselisasi PT PLN (Persero) harus melakukan percepatan pengurangan penggunaan BBM pada PLTD (dedieselisasi), namun harus tetap menjaga kontinuitas dan kecukupan pasokan tenaga listrik sepanjang waktu sehingga tidak ada sistem yang mengalami defisit. Dedieselisasi dapat dilakukan secara bertahap, namun harus menunjukkan kemajuan yang signifikan, sehingga pada tahun 2033 seluruh sistem tenaga listrik bebas dari PLTD BBM. Beberapa strategi dedieselisasi yang dapat dilakukan antara lain: 1) penggantian PLTD BBM menjadi pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan, termasuk VRE dengan kombinasi battery energy storage system dan fuelcell; 2) interkoneksi sistem isolated ke grid; dan 3) penggantian BBM menjadi energi terbarukan, baik berupa bahan bakar cair maupun gas bumi, melalui retrofitting mesin PLTD. Sebaran PLTD PT PLN (Persero) dapat dilihat pada Gambar 86. Gambar 86. Sebaran PLTD PT PLN (Persero) - 178 - b. Gasifikasi PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU dan Hybrid dengan VRE Saat ini masih banyak PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU di wilayah usaha PT PLN (Persero) yang menggunakan BBM dalam operasionalnya. Hal ini tidak tepat guna dan berdampak negatif pada bertambahnya beban negara karena defisit neraca perdagangan akibat impor BBM dan menurunkan efisiensi pembangkit tenaga listrik akibat ketidaksesuaian penggunaan bahan bakar. Selain itu dengan volatilitas dan tingginya harga BBM mengakibatkan naiknya biaya pokok penyediaan tenaga listrik yang pada akhirnya menjadi beban APBN. Sebagai upaya peningkatan bauran energi baru dan energi terbarukan, fleksibilitas PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU perlu dimanfaatkan dengan mengoptimalkan pemanfaatan pembangkit VRE yang harganya cenderung turun sehingga berkontribusi pada penurunan biaya pokok penyediaan tenaga listrik.

3. Retrofiting Pembangkit Fosil Sebagai upaya penurunan emisi CO2, penggunaan energi fosil pada pembangkit tenaga listrik perlu terus dikurangi. Namun karena kebutuhan tenaga listrik nasional terus tumbuh, kapasitas pembangkit tenaga listrik harus terus ditambah. Tantangan penurunan emisi CO2 tersebut perlu dihadapi dengan strategi yang tepat dengan mempertimbangkan aspek keandalan pemenuhan pasokan tenaga listrik. Keberlanjutan operasional PLTU sebagai pembangkit pemikul beban dasar (baseload) dan PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU sebagai pembangkit follower dalam menjaga keandalan di pusat beban pada kota besar perlu dipertimbangkan. Namun demikian target zero emission untuk pembangkitan tenaga listrik tetap perlu dicapai. Untuk itu diperlukan strategi melalui retrofitting pembangkit fosil sebagai berikut: a. Retrofiting PLTU Emisi CO2 akibat penggunaan batubara pada PLTU di masa mendatang dapat diatasi dengan implementasi teknologi CCS sehingga CO2 dari PLTU dapat disimpan ke dalam formasi geologi berupa coalbed dan dimanfaatkan untuk enhanced oil recovery pada lapangan minyak dan saline aquifer. Gambaran umum teknologi CCS untuk pembangkit tenaga listrik dapat dilihat pada Gambar 87. Gambar 87. Gambaran Umum teknologi CCS untuk Pembangkit Tenaga Listrik Teknologi CCS pada PLTU masih menyisakan sekitar 10% (sepuluh persen) emisi CO2. Untuk mencapai target NZE perlu cofiring biomassa - 179 - paling sedikit 10% (sepuluh persen) karena CCS yang diimplementasikan dengan bahan bakar biomassa akan menghasilkan emisi negatif. Mengingat tidak semua PLTU berlokasi relatif dekat dengan formasi geologi untuk storage CO2, alternatif retrofitting PLTU batubara menjadi PLTU green NH3 dapat menjadi pilihan. Pilihan implementasi CCS akan menimbulkan tambahan investasi yang relatif besar, sedangkan retrofitting NH3 sebesar 100% (seratus persen) menimbulkan kenaikan biaya bahan bakar yang relatif besar. Untuk itu, pilihan tersebut hanya dapat dilakukan pada saat book value PLTU telah mencapai 0 (nol) atau depresiasi PLTU telah mencapai 0 (nol) atau power purchase agreement (PPA) dengan independent power producer (IPP) telah berakhir. Dalam hal feedstock biomassa tersedia, misalnya dari hutan tanaman energi pada lahan kritis dan dapat menjamin kontinuitas operasional PLTU, dimungkinkan dilakukan retrofitting menjadi 100% (seratus persen) biomassa. Early retirement PLTU batubara bersifat conditional, sepanjang tersedia bantuan internasional, tidak menaikkan biaya pokok penyediaan tenaga listrik, dan tidak mengganggu keandalan sistem tenaga listrik. b. Retrofiting PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU Retrofiting PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU dapat dilakukan melalui implementasi CCS dan penggantian bahan bakar menjadi 100% (seratus persen) green H2.

4. Pembatasan Penambahan PLTU Pembangunan PLTU baru dilarang kecuali untuk: a. PLTU yang telah ditetapkan dalam RUPTL sebelum berlakunya Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik; atau b. PLTU yang memenuhi persyaratan antara lain: 1) terintegrasi dengan industri yang dibangun berorientasi untuk peningkatan nilai tambah sumber daya alam atau termasuk dalam proyek strategis nasional yang memiliki kontribusi besar terhadap penciptaan lapangan kerja dan/atau pertumbuhan ekonomi nasional; 2) berkomitmen untuk melakukan pengurangan GRK minimal 35% (tiga puluh lima persen) dalam jangka waktu 10 (sepuluh) tahun sejak PLTU beroperasi dibandingkan dengan rata-rata emisi PLTU di Indonesia pada tahun 202l melalui pengembangan teknologi, carbon offset, dan/atau bauran energi terbarukan; dan 3) beroperasi paling lama sampai dengan tahun 2050.

5. Akselerasi Pengembangan VRE dan Tambahan Pembangkit Tenaga Listrik Untuk percepatan pencapaian bauran energi baru dan energi terbarukan diperlukan percepatan penambahan pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan skala besar seperti PLTA dan PLTP. Mengingat pengembangan PLTP dan PLTA membutuhkan waktu relatif lama, penambahan pembangkit tenaga listrik yang berbasiskan fosil selain batubara dan BBM masih diperlukan. Untuk itu, pengembangan pembangkit VRE dan pengembangan PLTG/PLTGU/ PLTMG/PLTMGU sesuai neraca gas dilakukan - 180 - sebelum commercial operation date PLTA dan PLTP skala besar yang diperkirakan mulai tahun 2032. Pengembangan pembangkit VRE berupa PLTB dan PLTS termasuk PLTS floating dan PLTS rooftop perlu dilakukan percepatan karena tren harganya yang semakin murah. Dengan pertimbangan keandalan pasokan pembangkit VRE, kombinasi pembangkit VRE dengan battery energy storage system atau dengan PLTG/PLTGU/PLTMG/PLTMGU dapat menjadi solusi. Akselerasi pembangunan PLTP dan PLTA skala besar, termasuk PLTA waduk/ bendungan/saluran irigasi yang dibangun oleh Kementerian Pekerjaan Umum, harus segera dilakukan. Pertimbangan demand sering kali menjadi alasan ditundanya target commercial operation date PLTP dan PLTA dalam RUPTL. Hal ini menyebabkan lambatnya pengembangan pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi terbarukan skala besar. Pada saat demand meningkat yang pada umumnya dalam jangka waktu 2 (dua) tahun sampai dengan 3 (tiga) tahun, PLTP dan PLTA tidak dapat menjadi solusi sehingga harus mengembangkan pembangkit tenaga listrik lain yang relatif mahal.

6. PLTA di Papua untuk Produksi Green H2 atau Green NH3 Dalam mencapai target NZE di sektor energi, dekarbonisasi pada pembangkitan tenaga listrik, sektor industri, dan sektor transportasi diperlukan. Salah satu strategi penurunan emisi pada sektor tersebut adalah penggantian penggunaan bahan bakar berbasis fosil menjadi green H2 atau green NH3. Untuk memproduksi green H2 dan green NH3 dapat dilakukan pemanfaatan potensi hidro skala besar terutama yang ada di Papua.

7. Pengembangan PLTN Untuk diversifikasi pasokan tenaga listrik dan meningkatkan keandalan pasokan dari pembangkit baseload, PLTN pertama ditargetkan mulai commercial operation date pada tahun 2032. Pembangunan dan pengoperasian PLTN harus memenuhi persyaratan keselamatan (safety), keamanan (security), dan garda aman (safeguards) sesuai dengan ketentuan peraturan perundang-undangan. Pemilihan lokasi pembangunan PLTN di suatu wilayah dilakukan dengan pertimbangan antara lain lokasi yang aman dari ancaman bencana geologi, daerah tidak padat penduduk, dan daerah bukan lumbung pangan. Pembangunan dan pengoperasian PLTN harus mensyaratkan jaminan pasokan bahan bakar nuklir dan pengelolaan limbah radioaktif. Untuk memastikan jaminan pasokan bahan bakar nuklir diperlukan pencadangan sumber daya bahan galian nuklir nasional. Untuk memastikan keselamatan dan keamanan pembangunan dan pengoperasian PLTN harus disetujui oleh badan pengawas tenaga nuklir. V.E. Fleksibilitas Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik

1. Dalam Kebijakan Energi Nasional (KEN) ditargetkan konsumsi tenaga listrik per-kapita sebesar 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh sampai dengan 6.525 (enam ribu lima ratus dua puluh lima) kWh pada tahun 2060.

2. Pemenuhan kebutuhan tenaga listrik dalam RUKN menggunakan skenario 5.038 (lima ribu tiga puluh delapan) kWh per-kapita sebagai acuan perencanaan penyediaan tenaga listrik.

3. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut, terdapat selisih rencana tambahan pembangkit antara RUKN dengan RUPTL PT PLN (Persero) - 181 - dan RUPTL PPU, dimana selisih tersebut merupakan rencana tambahan pembangkit yang bersifat fleksibel (fleksibilitas).

4. Fleksibilitas tersebut berupa potensi tambahan pembangkit di Kawasan Industri, Kawasan Ekonomi Khusus, Smelter, dan tambahan lainnya yang masih bersifat dinamis (on-top dari demand yang sudah diperhitungkan dalam RUPTL PT PLN (Persero) dan RUPTL PPU).

5. Fleksibilitas dicantumkan dalam usulan perubahan RUPTL yang ditetapkan oleh Menteri setelah dilakukan evaluasi tim teknis Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan.

6. Dalam pelaksanaan fleksibilitas, prioritas pertama diberikan kepada PT PLN (Persero). Apabila PT PLN (Persero) tidak bersedia, fleksibilitas akan diberikan kepada PPU/pemegang IUPTLS. Gambar 88. Ilustrasi Fleksibilitas Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Sebagai upaya untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik yang relatif tinggi sebagaimana dijelaskan di atas, dalam periode sampai dengan tahun 2034 diperlukan tambahan produksi tenaga listrik nasional sekitar 449 (empat ratus empat puluh sembilan) TWh. Tambahan produksi tersebut akan dipenuhi oleh wilayah usaha PT PLN (Persero) sekitar 195 (seratus sembilan puluh lima) TWh dan oleh PPU sekitar 133 (seratus tiga puluh tiga) TWh. Adapun selisih sekitar 121 (seratus dua puluh satu) TWh merupakan fleksibilitas sebagaimana dimaksud di atas. V.F. Pengembangan Transmisi Tenaga Listrik Transmisi tenaga listrik adalah penyaluran tenaga listrik dari pembangkitan ke sistem distribusi tenaga listrik atau ke konsumen atau penyaluran tenaga listrik antarsistem. Pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik secara umum direncanakan untuk evakuasi daya dari pembangkit ke pusat beban, mengatasi kondisi kerawanan sistem, mendukung target penjualan energi listrik, mengatasi bottleneck, dan meningkatkan keandalan dan fleksibilitas operasi sistem. Usaha transmisi tenaga listrik dapat dilakukan oleh badan usaha, baik sebagai pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik di bidang transmisi tenaga listrik maupun sebagai pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik terintegrasi yang memiliki jaringan transmisi tenaga listrik. Selain kepada BUMN, kesempatan untuk melakukan usaha transmisi tenaga listrik diberikan kepada BUMD, badan usaha swasta yang berbadan hukum Indonesia, koperasi, dan swadaya masyarakat. Jaringan transmisi tenaga listrik merupakan infrastruktur vital yang dibutuhkan untuk menyalurkan energi yang dibangkitkan oleh pembangkit tenaga listrik. Usaha transmisi tenaga listrik wajib membuka kesempatan untuk pemanfaatan bersama jaringan transmisi tenaga listrik bagi kepentingan umum dengan memperhatikan kemampuan kapasitas jaringan transmisi tenaga listrik dan aturan jaringan sistem tenaga listrik. Dengan demikian, pemegang IUPTLU yang - 182 - memiliki wilayah usaha dan pemegang IUPTLS dapat memanfaatkan jaringan transmisi tenaga listrik melalui mekanisme sewa atau power wheeling. Pengaturan operasi sistem pada pemanfaatan bersama transmisi tenaga listrik dilakukan oleh operator sistem yang mengoperasikan sistem paling besar pada sistem setempat. Selain dengan pembangunan jaringan baru, pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik pada kota besar dengan kepadatan penduduk tinggi dapat dilaksanakan melalui program reconductoring dan uprating. Program ini dapat meminimalisir dampak potensi masalah sosial untuk jalur baru dan mengatasi kesulitan izin padam untuk pekerjaan. Pembangunan jaringan transmisi tenaga listrik dengan menggunakan rute baru memerlukan waktu yang lama sehingga reconductoring dan uprating bermanfaat secara cepat untuk meningkatkan kapasitas aliran daya dan keandalan pasokan jalur transmisi tenaga listrik. Pemerintah dan pemerintah daerah dapat menyediakan dana untuk pembangunan sarana transmisi tenaga listrik di daerah yang belum berkembang, daerah terpencil dan perbatasan, serta pembangunan listrik perdesaan. Perkembangan teknologi jaringan transmisi tenaga listrik telah memasuki era level tegangan ultrahigh voltage (UHV), yaitu sistem transmisi tenaga listrik dengan tegangan di atas 765 (tujuh ratus enam puluh lima) kV. Di beberapa negara bahkan sudah mencapai 1000 (seribu) kV. Selain tegangan alternating current, saat ini telah dikembangkan teknologi direct current dalam rangka transfer energi skala besar. Sistem direct current lebih baik dari sisi kestabilan sistem dan dapat mengurangi efek negatif transfer energi skala besar jika dibandingkan sistem alternating current. Interkoneksi sistem tenaga listrik dilakukan untuk meningkatkan efisiensi, keandalan, dan/atau penetrasi energi baru dan energi terbarukan. Interkoneksi sistem tenaga listrik antardaerah atau antarpulau dilakukan setelah terbangunnya interkoneksi sistem tenaga listrik setempat. Pada saat ini, sistem tenaga listrik PT PLN (Persero) dan subholding-nya yang telah terhubung melalui jaringan transmisi tenaga listrik antara lain:

1. Sistem Sumatera-Bangka melalui jaringan transmisi tenaga listrik 275 (dua ratus tujuh puluh lima) kV dan 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi seluruh provinsi di Sumatera dan Bangka;

2. Sistem Batam melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi wilayah usaha PT PLN Batam di Batam dan terinterkoneksi dengan Sistem Bintan yang merupakan bagian dari wilayah usaha PT PLN (Persero) di Bintan;

3. Sistem Bintan melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi Pulau Bintan dan terinterkoneksi dengan Sistem Batam;

4. Sistem Jawa-Bali melalui jaringan transmisi tenaga listrik 500 (lima ratus) kV dan 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi DKI Jakarta, Jawa Barat, Jawa Tengah, D.I. Yogyakarta, Jawa Timur, Banten, dan Bali;

5. Sistem Khatulistiwa melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV meliputi Kalimantan Barat dan telah terhubung melalui jaringan transmisi tenaga listrik 275 (dua ratus tujuh puluh lima) kV dengan Sistem Serawak yang merupakan interkoneksi antarnegara;

6. Sistem Kalseltengtim melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi Kalimantan Selatan, Kalimantan Tengah, dan Kalimantan Timur;

7. Sistem Sulutgo atau Sulbagut melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi Sulawesi Utara dan Gorontalo;

8. Sistem Sulbagsel melalui jaringan transmisi tenaga listrik 275 (dua ratus tujuh puluh lima) kV dan 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi Sulawesi Tengah, Sulawesi Barat, Sulawesi Tenggara, dan Sulawesi Selatan; - 183 -

9. Sistem Lombok melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV yang meliputi Lombok, Nusa Tenggara Barat;

10. Sistem Timor melalui jaringan transmisi tenaga listrik 70 (tujuh puluh) kV meliputi sebagian Timor, Nusa Tenggara Timur; dan

11. Sistem Jayapura melalui jaringan transmisi tenaga listrik 150 (seratus lima puluh) kV dan 70 (tujuh puluh) kV meliputi sebagian Papua. Seiring dengan pertumbuhan konsumsi tenaga listrik dan rencana pengembangan pembangkit tenaga listrik diperlukan pembangunan jaringan transmisi tenaga listrik baru dari pembangkit tenaga listrik ke transmisi tenaga listrik backbone dan pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik dalam provinsi atau pulau dan antarprovinsi atau antarpulau. Prioritas pengembangan jaringan transmisi tenaga listrik backbone supergrid antara lain: 1. interkoneksi internal pulau: a. Sumatera (Sumbagut-Sumbagsel); b. Sulawesi (Sulbagut-Sulbagsel); c. Kalimantan (Looping Kalimantan); dan d. Papua (Jayapura-Sorong). 2. interkoneksi antarpulau: a. tahun 2028: Sumatera-Batam; b. tahun 2029: Jawa-Bali (Jawa-Bali Connection); c. tahun 2031: Sumatera-Jawa; d. tahun 2035: Bali-Lombok-Sumbawa; e. tahun 2040: Kalimantan-Jawa; f. tahun 2041: Sumbawa-Flores dan Kalimantan-Sulawesi; dan g. tahun 2045: Sumba-Sumbawa-Sulawesi. Supergrid Indonesia dapat dilihat pada Gambar 89. Gambar 89. Supergrid Indonesia Untuk mendukung peningkatkan bauran energi baru dan energi terbarukan dan pemenuhan demand listrik di masa mendatang, salah satu upaya yang dilakukan adalah dengan pengembangan interkoneksi tenaga listrik antarsistem di dalam pulau dan interkoneksi tenaga listrik antarpulau. Hal ini untuk mengatasi mismatch demand listrik dengan potensi energi baru dan energi terbarukan karena demand listrik terutama ada di Jawa dan Bali, sedangkan potensi energi baru dan energi terbarukan banyak terdapat di luar Jawa dan Bali. Selain itu, rencana pengembangan pembangkit yang memanfaatkan energi baru dan energi - 184 - terbarukan yang akan terhubung pada sistem transmisi tenaga listrik memerlukan antisipasi pengembangan sistem transmisi tenaga listrik dengan memperhatikan pedoman penyambungan yang tertuang dalam aturan jaringan sistem tenaga listrik. Proyek transmisi tenaga listrik pada wilayah usaha PT PLN (Persero) pada dasarnya dilaksanakan oleh PT PLN (Persero) sendiri, sedangkan transmisi tenaga listrik terkait dengan pembangkit tenaga listrik milik independent power producer (IPP) dilaksanakan oleh independent power producer (IPP) dengan skema komponen E. Namun demikian, terbuka opsi proyek transmisi tenaga listrik dapat dilaksanakan oleh swasta dengan skema bisnis tertentu, misalnya build operate transfer, build lease transfer, atau power wheeling dengan PT PLN (Persero) sebagai operator sistem. V.G. Pengembangan Distribusi Tenaga Listrik Distribusi tenaga listrik adalah penyaluran tenaga listrik dari sistem transmisi tenaga listrik atau dari pembangkitan ke konsumen. Usaha distribusi tenaga listrik dapat dilakukan oleh badan usaha, baik sebagai IUPTLU di bidang distribusi tenaga listrik maupun pemegang IUPTLU terintegrasi yang memiliki jaringan distribusi tenaga listrik. Selain kepada BUMN, kesempatan untuk melakukan usaha distribusi tenaga listrik diberikan kepada BUMD, badan usaha swasta yang berbadan hukum Indonesia, koperasi, dan swadaya masyarakat. Usaha distribusi tenaga listrik dapat membuka kesempatan untuk pemanfaatan bersama jaringan distribusi tenaga listrik bagi kepentingan umum dengan memperhatikan kemampuan kapasitas jaringan distribusi tenaga listrik dan mengacu pada aturan distribusi tenaga listrik. Pemegang IUPTLU di bidang pembangkitan tenaga listrik, pemegang IUPTL yang memiliki wilayah usaha, dan pemegang IUPTLS dapat memanfaatkan jaringan distribusi tenaga listrik melalui mekanisme sewa. Pengaturan operasi distribusi tenaga listrik pada pemanfaatan bersama jaringan distribusi tenaga listrik dilakukan oleh pemegang IUPTLU yang memiliki wilayah usaha. Pemerintah daerah dapat menyediakan dana untuk pembangunan sarana distribusi tenaga listrik di daerah yang belum berkembang, daerah terpencil dan perbatasan, dan pembangunan listrik perdesaan. Pengembangan sarana distribusi tenaga listrik diarahkan untuk perbaikan tegangan, perbaikan system average interruption duration index (SAIDI) dan system average interruption frequency index (SAIFI), penurunan susut jaringan tenaga listrik, dan rehabilitasi jaringan tua. Disamping itu, pengembangan sistem distribusi tenaga listrik diarahkan untuk menyalurkan tenaga listrik ke kawasan strategis nasional, kawasan industri, kawasan ekonomi khusus, destinasi pariwisata superprioritas, sentra kelautan dan perikanan terpadu, dan kawasan strategis pariwisata nasional. Pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik perlu memperhatikan rencana tata ruang wilayah (RTRW) setempat agar pelaksanaan pembangunan dapat berjalan dengan baik. Pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik dengan menggunakan jenis kabel bawah tanah (underground cable) dimungkinkan untuk dilakukan pada tempat tertentu sepanjang memenuhi aspek teknis dan ekonomis. Dalam rangka menjaga mutu tegangan sesuai dengan aturan distribusi tenaga listrik dan mengurangi susut jaringan distribusi tenaga listrik, panjang saluran distribusi tenaga listrik yang sudah maksimal perlu ditingkatkan level tegangannya. Seiring dengan peningkatan pemanfaatan potensi sumber energi baru dan energi terbarukan skala kecil untuk pembangkitan tenaga listrik, antara lain PLTM, - 185 - PLTMH, PLTS, PLTBm, dan PLTBg, perlu kesiapan sistem distribusi tenaga listrik PT PLN (Persero) untuk menerimanya. Jika sistem distribusi tenaga listrik diperkirakan tidak layak secara teknis dan ekonomis, perlu dipertimbangkan pembangunan jaringan transmisi tenaga listrik dengan gardu induk. Jika pemenuhan tenaga listrik melalui jaringan transmisi tenaga listrik dinilai tidak layak secara teknis dan ekonomis, sistem isolated dapat diterapkan. Pengertian sistem isolated adalah sistem distribusi tenaga listrik yang berdiri sendiri dan tidak terhubung langsung dengan jaringan transmisi tenaga listrik yang ada dan wilayah pelayanannya terbatas. Pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik dengan teknologi smart grid dan kabel laut (submarine cable) antarpulau dapat dilakukan sepanjang memenuhi kebutuhan sistem dan ketersediaan teknologi. Untuk meningkatkan keandalan dan mengoptimalkan bauran energi pembangkitan tenaga listrik pada suatu daerah terpencil yang jauh dari sistem besar dapat dikembangkan microgrid. Pengembangan jaringan distribusi tenaga listrik di daerah perbatasan negara yang dilakukan kegiatan jual beli tenaga listrik lintas negara hanya dapat dilaksanakan oleh pemegang IUPTLU terintegrasi setelah memperoleh izin penjualan atau pembelian tenaga listrik lintas negara dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral. V.H. Listrik Perdesaan Pemerintah berupaya untuk menyediakan tenaga listrik ke seluruh desa/kelurahan di pelosok negeri, termasuk ke daerah tertinggal, terdepan, dan terluar serta daerah perbatasan, melalui program listrik perdesaan. Kebijakan pembangunan listrik perdesaan adalah untuk menunjang pencapaian rasio desa berlistrik dan rasio elektrifikasi 100% (seratus persen) yang diutamakan pada provinsi dengan rasio elektrifikasi yang masih rendah, dengan skala prioritas sebagai berikut: 1. melistriki desa/kelurahan yang belum berlistrik (gelap gulita); 2. mengalihkan desa/kelurahan berlistrik lampu tenaga surya hemat energi dan non-PT PLN (Persero) menjadi konsumen PT PLN (Persero) dengan kontinuitas dan keandalan pasokan tenaga listrik yang baik dengan harga terjangkau; dan 3. perluasan jaringan untuk melistriki dusun yang belum berlistrik. Program listrik perdesaan dilaksanakan melalui pembangunan pembangkit tenaga listrik skala kecil yang memanfaatkan potensi energi baru dan energi terbarukan setempat serta pembangunan jaringan distribusi tenaga listrik yang diperlukan dalam rangka melistriki desa terisolasi. Selain itu, program listrik perdesaan berupa program penyediaan stasiun pengisian energi listrik dan alat penyalur daya listrik untuk daerah terisolasi dengan kondisi permukiman tersebar yang sulit dijangkau jaringan tenaga listrik. Sesuai amanat Undang-Undang Ketenagalistrikan pemerintah menyediakan dana untuk pembangunan listrik perdesaan. Salah satu pendanaan lewat APBN melalui penyertaan modal negara (PMN) yang diberikan kepada PT PLN (Persero). PT PLN (Persero) dapat juga memanfaatkan anggaran PT PLN (Persero), maupun sumber pendanaan lain. BUMD, badan usaha swasta, koperasi, dan swadaya masyarakat juga dapat berpartisipaso dalam pembangunan listrik perdesaan. Pencapaian program listrik perdesaan dalam rangka peningkatan rasio desa berlistrik dipengaruhi oleh beberapa faktor, antara lain kondisi geografis, ketersediaan infrastruktur jalan dan jembatan, kemampuan produsen peralatan tenaga listrik, perizinan melintasi kawasan, isu keamanan, dan ketersediaan sumber pendanaan. - 186 - APPENDIX A Appendix ini berisikan realisasi konsumsi tenaga listrik, kapasitas terpasang pembangkit tenaga listrik, panjang jaringan transmisi tenaga listrik, gardu induk, sistem distribusi tenaga listrik, rasio elektrifikasi dan rasio desa berlistrik tahun 2024, serta peta potensi sumber energi primer. A.1. Realisasi Konsumsi Tenaga Listrik (dalam GWh) No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024 **) PT PLN (Persero) 243.448* 257.494* 273.511* 284.504* 300.588* Rumah Tangga 112.156 115.370 116.095 121.338 129.321 Industri 72.124 80.778 88.259 86.928 89.044 1 Bisnis 42.800 44.427 50.506 55.989 60.764 Sosial 8.098 8.666 10.073 11.406 12.578 Gdg.Kantor Pemerintah 4.635 4.708 4.995 5.240 5.364 Penerangan Jalan Umum 3.635 3.545 3.582 3.602 3.516 IUPTLS 35.120 38.572 48.000 63.546 84.349 2 Industri 35.120 38.572 48.000 63.546 84.349 PT Perkebunan Nusantara III 25 34 41 58 81 3 Rumah Tangga 1 1 1 1 1 Bisnis 25 34 40 57 81 PD Tuah Sekata 20 21 21 22 23 Rumah Tangga 15 16 16 17 17 4 Bisnis 2 2 2 2 2 Sosial 0,4 0,5 0,5 0,5 0,5 Pemerintah 3 3 3 3 3 PT PLN Batam 2.444 2.566 2.944 3.209 3.613 Rumah Tangga 876 892 923 1.001 1.112 5 Industri 761 846 875 963 1.150 Bisnis 670 684 989 1.073 1.165 Sosial 62 67 80 90 101 PT Batamindo Investment 345 356 364 361 364 Cakrawala 6 Industri 341 352 360 357 360 Bisnis 4 4 4 4 4 PT Tunas Energi 0,063 0,065 0,069 0,071 0,074 7 Industri 0,061 0,063 0,066 0,069 0,071 Bisnis 0,002 0,002 0,002 0,002 0,003 PT Panbil Utilitas Sentosa 131 142 149 152 157 Rumah Tangga 5 5 5 5 6 8 Industri 115 125 130 132 134 Bisnis 5 5 6 6 6 - 187 - No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024 **) Sosial 7 7 9 9 11 PT Bintan Resort Cakrawala 19 14 26 26 40 Bisnis 19 14 26 26 40 9 Sosial 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 Pemerintah 0,01 0,02 0,02 0,01 0,02 PT Bintan Inti Industrial 26,49 27,85 27,74 28,49 35,95 10 Estate Industri 26,49 27,85 27,74 28,49 35,95 PT Bintan Alumina Indonesia - - - - 789 11 Industri - - - - 762 Bisnis - - - - 27 PT Riau Perkasa Energi - - - - 6 Industri - - - - 6 PT Tatajabar Sejahtera 521 666 679 692 706 11 Industri 516 658 672 685 699 Bisnis 6 7 7 7 7 PT Dian Swastika Sentosa - 140 162 163 163 161 12 Karawang 1 Mill Industri 140 162 163 163 161 PT Dian Swastika Sentosa - 409 354 355 356 85 13 Karawang 2 Mill Industri 409 354 355 356 85 PT Tegar Primajaya 17 18 19 19 20 14 Industri 17 18 19 19 20 PT Cibinong Center 3 3 4 4 4 Industrial Estate 15 Bisnis 0,5 0,5 0,6 1 1 Industri 2,4 2,6 2,9 3 4 PT Bekasi Power 89 99 122 136 145 16 Industri 89 99 122 136 145 PT Cikarang Listrindo 2.742 3.190 3.455 3.458 3.583 Industri 2.707 3.153 3.411 3.414 3.537 17 Bisnis 31 34 40 40 42 Sosial 1 1 1 1 1 Pemerintah 3 2 3 3 3 PT Berkah Kawasan Manyar 18 21 24 422 1.312 Sejahtera 18 Rumah Tangga 2 4 Industri 18 20 23 416 1.302 Bisnis 0,5 0,8 0,9 4 7 PT Lamong Energi Indonesia 19 20 20 20 20 19 Bisnis 19 20 20 20 20 PT Pupuk Indonesia Utilitas 128 119 119 120 125 20 Industri 128 119 119 120 125 PT Dian Swastika Sentosa - 882 873 890 758 590 21 Serang Industri 882 873 890 758 590 PT Dian Swastika Sentosa - 22 29 29 46 49 36 Tangerang Mill - 188 - No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024 **) Industri 29 29 46 49 36 PT Merak Energi Indonesia 804 717 860 868 737 23 Industri 804 717 860 868 737 PT Krakatau Posco 298 310 313 312 322 24 Industri 298 310 313 312 322 PT Krakatau Chandra Energi 761 923 826 794 756 Rumah Tangga 11 2 2 2 7 Industri 727 897 798 765 720 25 Bisnis 17 18 20 21 23 Sosial 5 5 5 6 6 Pemerintah 1,2 1,3 1,0 1 1 PT Mikro Kisi Sumba 0,1 0,3 0,3 0,3 0,3 26 Rumah Tangga 0,1 0,3 0,3 0,3 0,3 Bisnis 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 PT Energia Prima Nusantara 21 27 29 31 41 27 Industri 21 27 29 31 40 Sosial 1 PT Makmur Sejahtera Wisesa 107 39 60 75 98 28 Industri 107 39 60 75 98 PT Kariangau Power 58 58 56 56 80 29 Industri 58 58 56 56 80 PT Kaltim Daya Mandiri 148 144 123 149 166 30 Industri 145 140 120 145 166 PT Kalimantan Powerindo 40 19 0 0 0 31 Industri 40 19 0 0 0 PT Indo Pusaka Berau 0,09 0,10 0,11 0,12 0,12 32 Industri 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 PT Sinang Puri Energi 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 33 Rumah Tangga 0,06 0,06 0,07 0,07 0,07 Sosial 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 PT Teluk Sumbang Energi 0,06 0,11 0,12 0,13 0,13 34 Rumah Tangga 0,02 0,04 0,07 0,07 0,08 Sosial 0,04 0,07 0,05 0,05 0,06 PT Long Beliu Tau Energi 0,13 0,13 0,14 0,15 0,15 35 Rumah Tangga 0,07 0,08 0,08 0,09 0,09 Sosial 0,05 0,05 0,06 0,06 0,06 PT Sumber Alam Sekurau 1 5 8 53 7 36 Industri 1 5 8 53 7 PT Surya Borneo Industri 13.806 20.374 26.905 27.809 31.956 Industri 13.806 20.374 26.905 27.809 31.956 PT Indonesia Morowali 16.489 17.476 20.357 19.654 23.233 37 Industrial Park Industri 16.489 17.476 20.357 19.654 23.233 PT Karampuang Multi Daya 0,4 0,4 0,3 0,3 0,3 38 Rumah Tangga 0,38 0,40 0,27 0,27 0,27 PT Weda Bay Energi 1.049 2.415 2.491 4.492 7.807 39 Industri 1.049 2.415 2.491 4.492 7.807 PT Obi Sinar Timur - - - 166 129 40 Industri - - - 166 129 *) Tidak termasuk kerjasama antarwilayah usaha **) Data sementara - 189 - A.2. Realisasi Kapasitas Terpasang Pembangkit Tenaga Listrik (dalam MW) No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PT PLN (Persero) 44.266,5 44.503,2 44.923,1 45.104,1 46.381,7 PLTA/M 3.597,6 3.605,9 3.606,1 3.893,2 3.893,2 PLTP 578,5 578,5 578,5 578,5 578,5 PLTB 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 1 PLT Bio 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 PLTS 24,9 29,5 31,1 32,7 32,8 PLTD 4.349,3 4.254,4 4.253,0 4.234,6 4.537,8 PLTG/GU/MG/MGU 18.288,1 18.564,7 18.312,9 18.803,6 18.823,6 PLTU/MT 19.104,9 19.254,9 19.430,9 19.862,9 19.877,9 IPP 17.768,9 22.034,3 26.113,6 28.071,2 28.071,2 PLTA/M 1.773,3 1.857,1 1.961,8 2.011,2 2.011,2 PLTP 1.954,3 1.960,9 2.018,3 2.059,6 2.059,6 PLTB 151,4 151,4 151,4 151,4 151,4 2 PLT Bio 62,2 62,2 74,1 101,1 101,1 PLTS 65,9 65,9 258,4 326,0 326,0 PLTG/GU/MG/MGU 1.359,9 1.634,9 2.561,4 4.333,6 4.333,6 PLTU/MT 12.402,0 16.302,0 19.088,3 19.088,3 19.088,3 IUPTLS 4.863,3 5.739,0 6.930,6 10.414,4 10.414,4 PLTA/M 1.000,0 1.000,1 1.000,1 1.150,1 1.150,1 PLTP - - 0,7 0,7 0,7 PLT Bio 2.243,7 3.050,4 3.309,4 3.584,6 3.584,6 3 PLTS 67,4 131,2 237,6 451,3 451,3 PLTD 65,0 65,0 65,0 1.242,8 1.242,8 PLTG/GU/MG/MGU 321,8 326,8 350,4 859,4 859,4 PLTU/MT 1.165,6 1.165,6 1.967,4 3.125,4 3.125,4 PT Perkebunan Nusantara III 11,4 11,4 11,4 11,4 11,4 4 PLT Bio 9,4 9,4 9,4 9,4 9,4 PLTS 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 PD Tuah Sekata 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 5 PLTD 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 PT PLN Batam 621,9 677,7 677,7 677,7 677,7 PLTD 64,4 64,4 64,4 64,4 64,4 6 PLTG/GU/MG/MGU 427,5 483,3 483,3 483,3 483,3 PLTU/MT 130,0 130,0 130,0 130,0 130,0 PT Batamindo Investment 106,9 106,9 106,9 113,8 113,8 Cakrawala 7 - - - 2,9 2,9 PLTS PLTG/GU/MG/MGU 106,9 106,9 106,9 110,9 110,9 PT Tunas Energi 14,6 14,6 14,6 17,8 17,8 8 PLTG/GU/MG/MGU 14,6 14,6 14,6 17,8 17,8 PT Panbil Utilitas Sentosa 39,8 39,8 39,8 45,3 45,3 9 PLTG/GU/MG/MGU 39,8 39,8 39,8 45,3 45,3 PT Bintan Resort Cakrawala 24,4 24,4 24,4 33,6 33,6 10 PLTS - - - 9,2 9,2 PLTD 24,4 24,4 24,4 24,4 24,4 PT Bintan Inti Industrial Estate 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 11 PLTD 10,3 10,3 10,3 10,3 10,3 PT Bintan Alumina Indonesia 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 12 PLTU/MT 150,0 150,0 150,0 150,0 150,0 PT Energi Pelabuhan Indonesia 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 13 PLTD 5,4 5,4 5,4 5,4 5,4 - 190 - No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PT Tatajabar Sejahtera - 1,6 2,2 3,6 3,6 14 PLTS - 1,6 2,2 3,6 3,6 PT Dian Swastika Sentosa - 43,1 43,1 43,1 43,1 43,1 Karawang 1 Mill 15 8,0 8,0 8,0 8,0 8,0 PLTD PLTU/MT 35,1 35,1 35,1 35,1 35,1 PT Dian Swastika Sentosa - 95,2 95,2 95,2 95,2 95,2 Karawang 2 Mill 16 PLTD 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 PLTG/GU/MG/MGU 64,0 64,0 64,0 64,0 64,0 PLTU/MT 30,4 30,4 30,4 30,4 30,4 PT Bekasi Power 125,0 125,2 126,0 126,0 126,0 17 PLTS - 0,2 1,0 1,0 1,0 PLTG/GU/MG/MGU 125,0 125,0 125,0 125,0 125,0 PT Cikarang Listrindo 1.276,0 1.285,4 1.289,8 1.301,4 1.301,4 PLTS 3,2 12,5 17,0 28,6 28,6 18 PLTG/GU/MG/MGU 984,0 984,0 984,0 984,0 984,0 PLTU/MT 288,8 288,8 288,8 288,8 288,8 PT Berkah Kawasan Manyar 23,0 23,4 23,4 23,4 23,4 Sejahtera 19 - 0,4 0,4 0,4 0,4 PLTS PLTG/GU/MG/MGU 23,0 23,0 23,0 23,0 23,0 PT Lamong Energi Indonesia 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 20 PLTS - - - - - PLTG/GU/MG/MGU 6,7 6,7 6,7 6,7 6,7 PT Pupuk Indonesia Utilitas 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 21 PLTS - - - - - PLTG/GU/MG/MGU 22,0 22,0 22,0 22,0 22,0 PT Dian Swastika Sentosa - 192,0 192,0 192,0 192,0 192,0 Serang 22 17,0 17,0 17,0 17,0 17,0 PLTD PLTU/MT 175,0 175,0 175,0 175,0 175,0 PT Dian Swastika Sentosa - 20,0 20,0 20,0 20,0 20,0 Tangerang Mill 23 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 PLTD PLTG/GU/MG/MGU 8,4 8,4 8,4 8,4 8,4 PT Merak Energi Indonesia 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 24 PLTU/MT 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 PT Krakatau Posco 200,0 200,0 200,0 201,7 201,7 25 PLTGB 200,0 200,0 200,0 200,0 200,0 PLTD - - - 1,7 1,7 PT Krakatau Chandra Energi 520,1 520,1 520,3 521,5 521,5 PLTS 0,1 0,1 0,3 1,5 1,5 26 PLTG/GU/MG/MGU 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 PLTU/MT 400,0 400,0 400,0 400,0 400,0 PT Mikro Kisi Sumba 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 27 PLTS 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 PT Energia Prima Nusantara 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 28 PLTU/MT 36,0 36,0 36,0 36,0 36,0 PT Surya Borneo Industri 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 29 PLTU/MT 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 PT Makmur Sejahtera Wisesa 60,0 60,0 60,0 61,5 61,5 30 PLTD - - - 1,5 1,5 PLTU/MT 60,0 60,0 60,0 60,0 60,0 32 PT Kariangau Power 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 - 191 - No Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PLTU/MT 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 PT Kaltim Daya Mandiri 34,0 35,3 35,3 37,6 37,6 33 PLTS - 1,3 1,3 3,6 3,6 PLTG/GU/MG/MGU 34,0 34,0 34,0 34,0 34,0 PT Kalimantan Powerindo 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 34 PLTU/MT 15,0 15,0 15,0 15,0 15,0 PT Indo Pusaka Berau 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 35 PLTU/MT 21,0 21,0 21,0 21,0 21,0 PT Sinang Puri Energi 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 36 PLTS 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 PLTD - - - - - PT Teluk Sumbang Energi 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 37 PLTS 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 PLTD - - - - - PT Long Beliu Tau Energi 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 38 PLTS 1,4 1,4 1,4 1,4 1,4 PLTD - - - - - PT Sumber Alam Sekurau 37,5 37,5 37,5 37,5 37,5 39 PLTGB 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 PLTU/MT 7,5 7,5 7,5 7,5 7,5 PT Kalimantan Energi Lestari - - 0,3 0,3 0,3 40 Indonesia PLTD - - 0,3 0,3 0,3 PT Indonesia Morowali Industrial 2.837,0 3.237,0 3.387,0 4.907,0 4.907,0 Park 41 220,0 220,0 220,0 220,0 220,0 PLTGB PLTU/MT 2.617,0 3.017,0 3.167,0 4.687,0 4.687,0 PT Karampuang Multi Daya 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 42 PLTS 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 PT Obi Sinar Timur 230,0 230,0 340,0 1.150,0 1.150,0 43 PLTU/MT 230,0 230,0 340,0 1.150,0 1.150,0 PT Puncakjaya Power 415,2 415,2 415,2 540,1 540,1 PLTD 196,2 196,2 196,2 196,2 196,2 44 PLTG/GU/MG/MGU - - - 124,9 124,9 PLTU/MT 219,0 219,0 219,0 219,0 219,0 PT Weda Bay Energi 1.000,0 2.260,0 3.400,0 4.160,0 4.160,0 45 PLTU/MT 1.000,0 2.260,0 3.400,0 4.160,0 4.160,0 *) Data sementara - 192 - A.3. Realisasi Panjang Jaringan Transmisi (dalam kms) Pemegang Wilayah NO 2020 2021 2022 2023 2024*) Usaha/IUPTLS PT PLN (Persero) 61.233 64.706 68.105 70.832 72.555 70 kV 5.656 5.879 5.910 6.100 6.153 1 150 kV 46.680 48.734 51.396 53.132 54.043 275 kV 3.648 3.648 3.828 4.406 4.640 500 kV 5.250 6.445 6.971 7.194 7.718 PT PLN Batam 184 184 201 201 201 2 150 kV 184 184 201 201 201 PT Krakatau Chandra 333 333 333 333 342 3 Energi 150 kV 333 333 333 333 342 PT Cikarang Listrindo 65 65 65 65 65 4 150 kV 65 65 65 65 65 PT Makmur Sejahtera 15 19 19 19 19 Wisesa 5 150 kV - 0,3 0,3 0,3 0,3 70 kV 15 19 19 19 19 PT Indonesia Morowali 6 6 6 6 6 6 Industrial Park 150 kV 6 6 6 6 6 PT Weda Bay Energi 1 4 12 12 12 7 150 kV 1 4 12 12 12 PT Puncakjaya Power 105 105 105 105 105 8 230 kV 97 97 97 97 97 115 kV 8 8 8 8 8 PT Krakatau Posco 16 16 16 16 16 9 150 kV 16 16 16 16 16 PT Bekasi Power 5 5 5 5 5 10 150 kV 5 5 5 5 5 PT Inalum 120 120 120 120 120 11 275 kV 120 120 120 120 120 PT Poso Energy 208 208 208 208 208 12 275 kV 208 208 208 208 208 PT Bumi Mineral Sulawesi - - - - 60 13 150 kV - - - - 60 PT Indocement Tunggal - - - - 5 14 Perkasa 150 kV - - - - 5 PT Sumbagselenergi Sakti - - - - 50 15 Pewali 150 kV - - - - 50 PT Amman Mineral Nusa - - - - 0,1 16 Tenggara 150 kV - - - - 0,1 PT Indo Raya Tenaga - - - - 14 17 500 kV - - - - 14 PT Indonesia Power - - - - 0,4 18 150 kV - - - - 0,4 PT Kerinci Merangin Hidro - - - - 1 19 150 kV - - - - 1 PT Medco Cahaya - - - - 28 20 Geothermal 150 kV - - - - 28 *) Data sementara - 193 - A.4. Realisasi Kapasitas Gardu Induk (dalam MVA) NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PT PLN (Persero) 150.008 155.938 161.337 166.697 169.217 500/275/150 kV 37.348 38.349 40.849 43.849 45.350 1 275/150 kV 9.998 10.998 11.498 12.248 12.248 150/70/20 kV 96.683 100.512 102.850 104.400 105.390 70/20 kV 5.979 6.079 6.139 6.199 6.229 PT PLN Batam 840 840 870 870 1.170 2 150/20 kV 840 840 870 870 1.170 PT Krakatau Posco 120 120 120 120 120 3 150/30 kV 120 120 120 120 120 PT Krakatau Chandra Energi 1.760 1.760 1.760 1.760 1.760 4 150/30 kV 1.760 1.760 1.760 1.760 1.760 PT Bekasi Power 205 205 205 205 400 5 150/20 kV 205 205 205 205 400 PT Cikarang Listrindo 1.400 1.400 1.400 1.400 1.400 6 150/20 kV 1.400 1.400 1.400 1.400 1.400 PT Makmur Wisesa Sejahtera 107 107 107 107 117 7 150/70 kV 60 60 60 60 60 70/20 kV 47 47 47 47 57 PT Indonesia Morowali 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800 8 Industrial Park 150/70 kV 1.800 1.800 1.800 1.800 1.800 PT Weda Bay Energi 480 1.200 2.640 2.640 2.640 9 150/35 kV 480 1.200 2.640 2.640 2.640 PT Jawa Satu Power - - - - 2.272 10 500/275/150 kV - - - - 2.272 PT Energia Prima Nusantara 20 20 20 20 20 11 150/36 kV 20 20 20 20 20 PT Bumi Mineral Sulawesi - - - - 45 12 150/20 kV - - - - 45 PT Sumbagselenergi Sakti - - - - 427 13 Pewali 150/70 kV - - - - 427 PT Indonesia Power - - - - 76 14 150/70 kV - - - - 76 PT Medco Cahaya - - - - 45 15 Geothermal 150/70 kV - - - - 45 PT Sorik Marapi Geothermal - - - - 25 16 Power 70/20 kV - - - - 25 PT Puncakjaya Power 1.771 1.771 1.771 1.771 2.026 17 230/115/13.8 kV 917 917 917 917 1.172 115/34,5/13.8 kV 854 854 854 854 854 *) Data sementara - 194 - A.5. Realisasi Sistem Distribusi Tenaga Listrik NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PT PLN (Persero) Panjang Jaringan Tegangan Menengah 414.800 423.808 430.509 438.900 448.558 (kms) 1 Panjang Jaringan 591.465 598.317 603.153 609.283 617.640 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 61.556 64.341 65.439 66.716 69.085 Distribusi (MVA) PT Panbil Utilitas Sentosa Panjang Jaringan Tegangan Menengah 21 21 21 21 21 (kms) 2 Panjang Jaringan 9 9 10 10 10 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 85 85 85 85 85 Distribusi (MVA) PD Tuah Sekata Panjang Jaringan Tegangan Menengah 81 81 82 82 82 (kms) 3 Panjang Jaringan 140 150 180 180 180 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 13 13 14 14 14 Distribusi (MVA) PT PLN Batam Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1.820 2.039 2.126 2.126 2.126 (kms) 4 Panjang Jaringan 3091.91 3.231 3.310 3.310 3.310 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 543 565 585 585 617 Distribusi (MVA) PT Batamindo Investment Cakrawala Panjang Jaringan Tegangan Menengah 71 74 77 77 77 5 (kms) Panjang Jaringan 13 13 13 13 13 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 278 280 289 289 289 Distribusi (MVA) PT Tunas Energi Panjang Jaringan Tegangan Menengah 6 6 6 6 6 (kms) 6 Panjang Jaringan 13 13 13 13 13 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 25 25 25 25 25 Distribusi (MVA) 7 PT Bintan Resort Cakrawala - 195 - NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) Panjang Jaringan Tegangan Menengah 49 49 49 49 49 (kms) Panjang Jaringan 2 2 2 2 2 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 87 87 87 87 87 Distribusi (MVA) PT Bintan Inti Industrial Estate Panjang Jaringan Tegangan Menengah 37 37 37 37 46 8 (kms) Panjang Jaringan 24 24 24 24 24 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 59 59 59 59 88,3 Distribusi (MVA) PT Dian Swastika Sentosa - Serang Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 9 (kms) Panjang Jaringan 1 1 1 1 1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 305 305 305 305 305 Distribusi (MVA) PT Dian Swastika Sentosa - Tangerang Mill Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 10 (kms) Panjang Jaringan 1 1 1 1 1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 6 6 6 6 6 Distribusi (MVA) PT Merak Energi Indonesia Panjang Jaringan Tegangan Menengah 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 11 (kms) Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu - - - - - Distribusi (MVA) PT Krakatau Posco Panjang Jaringan Tegangan Menengah 37 37 37 37 37 12 (kms) Panjang Jaringan 36 36 36 36 36 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 60 60 60 60 105,65 Distribusi (MVA) 13 PT Krakatau Chandra Energi - 196 - NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) Panjang Jaringan Tegangan Menengah 463 464 502 502 502 (kms) Panjang Jaringan 133 133 143 143 143 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 240 240 240 240 240 Distribusi (MVA) PT Tatajabar Sejahtera Panjang Jaringan Tegangan Menengah 6 8 8 8 8,7 14 (kms) Panjang Jaringan 0,4 0,6 0,6 0,6 0,6 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu - - - - - Distribusi (MVA) PT Dian Swastika Sentosa - Karawang 1 Mill Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 15 (kms) Panjang Jaringan 1 1 1 1 1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 72 72 72 72 72 Distribusi (MVA) PT Dian Swastika Sentosa - Karawang 2 Mill Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 16 (kms) Panjang Jaringan 1 1 1 1 1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 227 227 227 227 227 Distribusi (MVA) PT Tegar Primajaya Panjang Jaringan Tegangan Menengah 8.503 8.952 9.319 9.319 9.319 (kms) 17 Panjang Jaringan 14.451 14.451 14.451 Tegangan Rendah (kms) 13.671 13.671 Kapasitas Trafo Gardu 23 24 25 25 26,25 Distribusi (MVA) PT Cibinong Center Industrial Estate Panjang Jaringan Tegangan Menengah 3 4 4 4 4 18 (kms) Panjang Jaringan 3 3 3 3 3 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 5 5 5 5 5 Distribusi (MVA) PT Bekasi Power Panjang Jaringan Tegangan Menengah 48 50 53 53 53,06 19 (kms) Panjang Jaringan 39 40 43 43 43,36 Tegangan Rendah (kms) - 197 - NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) Kapasitas Trafo Gardu 22 23 23 25 25 Distribusi (MVA) PT Cikarang Listrindo Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1.552 1.582 1.622 1.622 1.622 (kms) 20 Panjang Jaringan 511 517 523 523 573,75 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 1.280 1.280 1.280 1.280 1.280,6 Distribusi (MVA) PT Berkah Kawasan Manyar Sejahtera Panjang Jaringan Tegangan Menengah 13 15 16 16 16 21 (kms) Panjang Jaringan 0,2 0,4 3 3 3 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 35 36 36 36 36 Distribusi (MVA) PT Lamong Energi Indonesia Panjang Jaringan Tegangan Menengah 5 7 7 7 7 (kms) 22 Panjang Jaringan 2 4 4 4 4 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 5 5 5 5 5 Distribusi (MVA) PT Pupuk Indonesia Utilitas Panjang Jaringan Tegangan Menengah 2 2 2 2 2 (kms) 23 Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 30 30 30 30 30 Distribusi (MVA) PT Energia Prima Nusantara Panjang Jaringan Tegangan Menengah 120 124 124 124 124 (kms) 24 Panjang Jaringan 8 9 9 9 9 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 23 27 27 27 27 Distribusi (MVA) PT Makmur Sejahtera Wisesa Panjang Jaringan Tegangan Menengah 52 56 56 56 56,5 (kms) 25 Panjang Jaringan 4 5 5 5 5 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 76 76 76 76 76 Distribusi (MVA) PT Kariangau Power Panjang Jaringan Tegangan Menengah 30 29 30 30 30,27 (kms) 26 Panjang Jaringan 3 3 4 4 4 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 40 40 40 40 40,15 Distribusi (MVA) - 198 - NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) PT Kaltim Daya Mandiri Panjang Jaringan Tegangan Menengah 7 9 9 9 9 (kms) 27 Panjang Jaringan 1 1 1 1 1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 225 233 233 233 233 Distribusi (MVA) PT Kalimantan Powerindo Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 (kms) 28 Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 20 20 20 20 20 Distribusi (MVA) PT Indo Pusaka Berau Panjang Jaringan Tegangan Menengah 132 132 132 132 132 (kms) 29 Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 9 9 10 10 10 Distribusi (MVA) PT Sinang Puri Energi Panjang Jaringan Tegangan Menengah 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 (kms) 30 Panjang Jaringan 3 3 3 3 3 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 Distribusi (MVA) PT Teluk Sumbang Energi Panjang Jaringan Tegangan Menengah 2 2 2 2 2 (kms) 31 Panjang Jaringan 9 9 9 9 9 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 1 1 1 1 1 Distribusi (MVA) PT Long Beliu Tau Energi Panjang Jaringan Tegangan Menengah 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 (kms) 32 Panjang Jaringan 3 3 3 3 3 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 1 1 1 1 1 Distribusi (MVA) PT Sumber Alam Sekurau Panjang Jaringan Tegangan Menengah 64 64 64 64 64 (kms) 33 Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 12 56 56 56 56 Distribusi (MVA) PT Indonesia Morowali 34 Industrial Park - 199 - NO Pemegang Wilayah Usaha 2020 2021 2022 2023 2024*) Panjang Jaringan Tegangan Menengah 5 5 5 5 5 (kms) Panjang Jaringan 13 12 6 6 6 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 480 480 480 480 480 Distribusi (MVA) PT Karampuang Multi Daya Panjang Jaringan Tegangan Menengah - - - - - (kms) 35 Panjang Jaringan 13 13 13 13 13 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu - - - - - Distribusi (MVA) PT Weda Bay Energi Panjang Jaringan Tegangan Menengah 1 1 1 1 1 (kms) 36 Panjang Jaringan 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 16 16 16 16 16 Distribusi (MVA) PT Puncakjaya Power Sistem Frekuensi 50 Hz Panjang Jaringan Tegangan Menengah 76 76 76 76 76 (kms) Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 57 57 57 57 57 37 Distribusi (MVA) Sistem Frekuensi 60 Hz Panjang Jaringan Tegangan Menengah 44 44 44 44 44 (kms) Panjang Jaringan - - - - - Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu 53 53 53 53 53 Distribusi (MVA) PT Mikro Kisi Sumba Panjang Jaringan Tegangan Menengah - - - - - (kms) 38 Panjang Jaringan 38 38 38 38 38 Tegangan Rendah (kms) Kapasitas Trafo Gardu - - - - - Distribusi (MVA) *) Data sementara - 200 - A.6. Realisasi Rasio Elektrifikasi dan Rasio Desa Berlistrik Tahun 2024 RT BERLISTRIK RE (%) RT NO PROVINSI NON-PT NON-PT PT PLN PROVINSI PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 1 Aceh 1.534.855 130 - 1.534.985 1.535.109 99,98 0,01 - 99,99 Sumatera 2 4.332.947 1.606 6.206 4.340.759 4.341.061 99,81 0,04 0,14 99,99 Utara Sumatera 3 1.493.000 13.491 3.252 1.509.743 1.509.900 98,88 0,89 0,22 99,99 Barat 4 Riau 2.032.898 101.857 791 2.135.546 2.135.698 95,19 4,77 0,04 99,99 Kepulauan 5 627.564 3.132 - 630.696 630.759 99,49 0,50 - 99,99 Riau 6 Jambi 1.097.570 41.925 5.703 1.145.198 1.145.304 95,83 3,66 0,50 99,99 7 Bengkulu 643.716 297 5.744 649.757 649.823 99,06 0,05 0,88 99,99 Kepulauan 8 Bangka 517.173 - - 517.173 517.222 99,99 - - 99,99 Belitung Sumatera 9 2.480.300 47.722 - 2.528.022 2.528.237 98,10 1,89 - 99,99 Selatan 10 Lampung 2.519.068 1.426 3.586 2.524.080 2.524.321 99,79 0,06 0,14 99,99 11 Banten 4.645.918 934 - 4.646.852 4.647.296 99,97 0,02 - 99,99 12 Jawa Barat 717 - 16.777.333 99,99 - - 99,99 16.775.676 16.776.393 13 DKI Jakarta 3.507.091 - - 3.507.091 3.507.091 100,00 - - 100,00 - 201 - RT BERLISTRIK RE (%) RT NO PROVINSI NON-PT NON-PT PT PLN PROVINSI PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 14 Jawa Tengah 95 - 11.168.130 99,99 - - 99,99 11.167.006 11.167.101 15 DI Yogyakarta 1.409.280 4.498 - 1.413.778 1.413.898 99,67 0,32 - 99,99 16 Jawa Timur 15.065 - 12.800.730 99,56 0,12 - 99,67 12.743.923 12.758.988 17 Bali 1.468.786 - - 1.468.786 1.468.786 100,00 - - 100,00 Nusa Tenggara 18 1.914.658 1.599 2.709 1.918.966 1.919.137 99,77 0,08 0,14 99,99 Barat Nusa Tenggara 19 1.209.067 79.269 20.525 1.308.861 1.358.394 89,01 5,84 1,51 96,35 Timur Kalimantan 20 1.483.201 80.321 7.037 1.570.559 1.572.863 94,30 5,11 0,45 99,85 Barat Kalimantan 21 769.537 22.618 5.594 797.749 813.597 94,58 2,78 0,69 98,05 Tengah Kalimantan 22 1.388.876 6.710 3.934 1.399.520 1.399.724 99,22 0,48 0,28 99,99 Selatan Kalimantan 23 1.231.645 57.149 3.633 1.292.427 1.292.554 95,29 4,42 0,28 99,99 Timur Kalimantan 24 200.468 1.764 2.218 204.450 204.468 98,04 0,86 1,08 99,99 Utara 25 Sulawesi Utara 787.516 4.741 - 792.257 792.322 99,39 0,60 - 99,99 26 Gorontalo 343.640 272 1.250 345.162 345.195 99,55 0,08 0,36 99,99 Sulawesi 27 932.289 5.056 4.837 942.182 942.261 98,94 0,54 0,51 99,99 Tengah Sulawesi 28 775.795 52.268 2.507 830.570 832.390 93,20 6,28 0,30 99,78 Tenggara - 202 - RT BERLISTRIK RE (%) RT NO PROVINSI NON-PT NON-PT PT PLN PROVINSI PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 29 Sulawesi Barat 352.308 34.934 1.313 388.555 388.590 90,66 8,99 0,34 99,99 Sulawesi 30 2.687.988 80.651 1.281 2.769.920 2.770.172 97,03 2,91 0,05 99,99 Selatan 31 Maluku 443.634 2.509 4.699 450.842 455.034 97,49 0,55 1,03 99,08 32 Maluku Utara 342.344 36.480 6.160 384.984 385.017 88,92 9,47 1,60 99,99 33 Papua Barat 138.188 9.813 6.120 154.121 154.135 89,65 6,37 3,97 99,99 Papua Barat 34 134.652 14.666 2.433 151.751 151.765 88,72 9,66 1,60 99,99 Daya 35 Papua 268.426 25.066 3.670 297.162 297.726 90,16 8,42 1,23 99,81 36 Papua Tengah 130.621 18.314 90.609 239.544 253.519 51,52 7,22 35,74 94,49 37 Papua Selatan 96.445 18.699 9.789 124.933 126.089 76,49 14,83 7,76 99,08 Papua 38 37.167 55.641 132.269 225.077 239.380 15,53 23,24 55,25 94,02 Pegunungan NASIONAL 84.665.236 841.435 337.869 85.844.540 85.995.030 98,45 0,98 0,39 99,83 - 203 - DESA/KELURAHAN BERLISTRIK RD (%) TOTAL NO PROVINSI NON-PT DESA NON-PT PT PLN PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PROVINSI PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 1 ACEH 6.500 - - 6.500 6.500 100 - - 100 2 SUMATERA UTARA 6.062 44 4 6.110 6.110 99,21 0,72 0,07 100 3 SUMATERA BARAT 1.265 - - 1.265 1.265 100 - - 100 4 RIAU 1.862 - - 1.862 1.862 100 - - 100 5 KEPULAUAN RIAU 418 1 - 419 419 99,76 0,24 - 100 6 JAMBI 1.583 2 - 1.585 1.585 99,87 0,13 - 100 7 BENGKULU 1.513 - - 1.513 1.513 100 - - 100 KEPULAUAN BANGKA 8 BELITUNG 393 - - 393 393 100 - - 100 9 SUMATERA SELATAN 3.236 22 - 3.258 3.258 99,32 0,68 - 100 10 LAMPUNG 2.644 7 - 2.651 2.651 99,74 0,26 - 100 11 BANTEN 1.551 1 - 1.552 1.552 99,94 0,06 - 100 12 JAWA BARAT 5.957 - - 5.957 5.957 100 - - 100 13 DKI JAKARTA 267 - - 267 267 100 - - 100 14 JAWA TENGAH 8.563 - - 8.563 8.563 100 - - 100 15 DI YOGYAKARTA 438 - - 438 438 100 - - 100 - 204 - DESA/KELURAHAN BERLISTRIK RD (%) TOTAL NO PROVINSI NON-PT DESA NON-PT PT PLN PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PROVINSI PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 16 JAWA TIMUR 8.491 3 - 8.494 8.494 99,96 0,04 - 100 17 BALI 716 - - 716 716 100 - - 100 18 NUSA TENGGARA BARAT 1.161 2 3 1.166 1.166 99,57 0,17 0,26 100 19 NUSA TENGGARA TIMUR 3.322 101 19 3.442 3.442 96,51 2,93 0,55 100 20 KALIMANTAN BARAT 1.805 299 41 2.145 2.145 84,15 13,94 1,91 100 21 KALIMANTAN TENGAH 1.287 249 35 1.571 1.571 81,92 15,85 2,23 100 22 KALIMANTAN SELATAN 2.003 4 9 2.016 2.016 99,36 0,20 0,45 100 23 KALIMANTAN TIMUR 924 110 4 1.038 1.038 89,02 10,60 0,39 100 24 KALIMANTAN UTARA 378 87 17 482 482 78,42 18,05 3,53 100 25 SULAWESI UTARA 1.829 10 - 1.839 1.839 99,46 0,54 - 100 26 GORONTALO 723 6 - 729 729 99,18 0,82 - 100 27 SULAWESI TENGAH 1.928 63 26 2.017 2.017 95,59 3,12 1,29 100 28 SULAWESI TENGGARA 2.237 37 13 2.287 2.287 97,81 1,62 0,57 100 29 SULAWESI BARAT 629 6 13 648 648 97,07 0,93 2,01 100 30 SULAWESI SELATAN 2.998 54 7 3.059 3.059 98,01 1,77 0,23 100 31 MALUKU 1.098 73 64 1.235 1.235 88,91 5,91 5,18 100 - 205 - DESA/KELURAHAN BERLISTRIK RD (%) TOTAL NO PROVINSI NON-PT DESA NON-PT PT PLN PT PLN PLN LTSHE JUMLAH PROVINSI PLN LTSHE TOTAL (Persero) (Persero) (Persero) (Persero) 32 MALUKU UTARA 1.107 78 - 1.185 1.185 93,42 6,58 - 100 33 PAPUA BARAT 578 141 105 824 824 70,15 17,11 12,74 100 34 PAPUA BARAT DAYA 579 403 31 1.013 1.013 57,16 39,78 3,06 100 35 PAPUA 764 192 36 992 999 76,48 19,22 3,60 99,30 36 PAPUA PEGUNUNGAN 277 312 591 1.180 1.208 22,93 25,83 48,92 97,68 37 PAPUA TENGAH 345 249 93 687 690 50,00 36,09 13,48 99,57 38 PAPUA SELATAN 511 571 1.513 2.595 2.627 19,45 21,74 57,59 98,78 NASIONAL 77.942 3.127 2.624 83.693 83.763 93,05 3,73 3,13 99,92 - 206 - A.7. Peta Potensi Energi Angin Indonesia - 207 - A.8. Peta Potensi Bioenergi Indonesia - 208 - A.9. Peta Potensi Biomassa Indonesia - 209 - A.10. Peta Potensi Hidro Indonesia - 210 - A.11. Peta Potensi Energi Surya Indonesia - 211 - A.12. Peta Potensi Energi Terbarukan Indonesia - 212 - APPENDIX B Appendix ini berisikan Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Transmisi Antarprovinsi Tahun 2025 sampai dengan Tahun 2060. -213- B. 1. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2025 Nasional 3% 0% 0% 7% 1% 2025 2%3% 0% 0% 3% 5% NRE 7% NRE 1% 0% 16% 4% 16% 0% 1,4 OIL GAS 563 OIL 106 COAL 1,5 1% 20% 20% TWh COAL 63% 4% GAS GW 56% 56% 4 63% 24% 24% 0% 0% 0,3 8,4 2,9 4,4 0,1 2,4 0,7 0,4 1,5 0,7 0,8 1 0,5 0,1 5,6 5 1 1 0,1 0,5 3,1 0,5 11,6 4,4 2,2 Kapasitas 1,1 Transmisi 12,3 (GW) 1,4 1,2 Bauran Energi 13,4 9,6 DMN (GW) 0 0,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -214- B. 2. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2026 Nasional 3% 1% 0% 7% 1% 2026 2%3% 1% 0% 4%1% 5% NRE 7% NRE 0% 16% 2% 0% 17% 1,4 OIL GAS 602 OIL 119 COAL 4,1 0% 20% 20% TWh COAL 63% 2% GAS GW 52% 52% 4,8 63% 29% 29% 0% 0% 0,3 9,3 3,1 5,1 0,4 4,7 0,8 0,6 2,3 0,7 0,8 1 0,5 0,1 5,9 5,2 1 1,5 0,1 0,5 3,6 0,6 11,9 4,4 3,3 Kapasitas 1,3 Transmisi 12,3 (GW) 1,9 1,4 Bauran Energi 13,7 10 DMN (GW) 0 0,9 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -215- B. 3. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2027 Nasional 3% 1% 10% 7% 1% % 2027 3% 2% 0% 5% 1% 5% NRE 6% NRE 0% 17% 18% 1% 0% 1,4 OIL GAS 636 131 COAL OIL 51% 7,1 0% 20% 20% TWh COAL 62% 1% GAS GW 51% 4,9 62% 30% 30% 0% 0% 0,3 11,4 3,1 6 0,4 5,1 0,9 0,7 2,4 0,7 0,8 1,1 0,5 0,2 6 5,2 1,1 1,7 0,1 0,5 4 0,6 12 4,4 3,7 Kapasitas 1,4 Transmisi 12,7 (GW) 2,5 1,8 Bauran Energi 14,2 11,3 DMN (GW) 0 1,2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -216- B. 4. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2028 Nasional 7% 1% 10% 2% % 2028 3% 1% 0% 6% 2% 4% 2% NRE NRE 5% 6% 0% 19% 20% 1,5 OIL 671 1% 0% 143 COAL GAS OIL 50% 11,5 19% 0% 19% TWh COAL 61% 61% 1% GAS GW 50% 5,6 29% 29% 0% 0% 0,3 12,8 3,1 6,4 0,4 5,1 1 0,7 2,4 0,7 0,9 1,1 0,6 0,1 0,1 6 5,2 1,1 2,1 0,1 0,7 4,8 0,8 12,2 4,4 3,8 Kapasitas 1,8 Transmisi 12,9 (GW) 2,5 1,9 Bauran Energi 15,8 11,4 DMN (GW) 0,1 1,4 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -217- B. 5. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2029 Nasional 7% 1% 0% 1% 2% 2029 1% 0% 7% 2% 3% 3% NRE 2% NRE 5% 20% 0% 7% 22% 1,8 OIL 703 1% 0% 150 COAL 49% GAS 11,9 19% 0% 19% TWh COAL 61% 61% OIL 1% GAS GW 49% 5,7 29% 29% 0% 0% 0,3 13,8 3,2 7,2 0,4 5,7 1,2 0,7 2,5 0,7 1 1,5 0,6 0,1 0,1 6 5,2 1,1 2,1 0,1 0,7 5,2 0,8 12,9 4,5 3,9 Kapasitas 2 Transmisi 13 (GW) 3 2 Bauran Energi 16,5 11,6 DMN (GW) 0,1 1,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -218- B. 6. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2030 Nasional 7% 1% 0% 2%2% 2030 8% 1% 0% 3% 4% NRE 3% 2% NRE 6% 21% 7% 24% 1,9 0% 738 0% 160 COAL 47% OIL 47% 12,8 GAS 0% 20% TWh COAL 59% 59% OIL GW 20% 0%GAS 5,9 29% 0% 29% 0% 0,3 14,3 3,2 8 0,4 5,8 1,3 0,8 2,8 1,3 1 1,5 0,6 0,1 0,1 5,9 5,3 0,1 1 2,2 0,1 0,8 6,5 1 14,5 4,5 4 Kapasitas 2,1 Transmisi 13,2 (GW) 2,8 2,3 Bauran Energi 16,7 13,9 DMN (GW) 0,1 1,6 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -219- B. 7. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2031 Nasional 7% 1% 0% 3%2% 2031 10% 1% 3%0% 5% NRE 3% 24% 3% NRE 7% 27% 3,1 0% 781 8% 170 COAL 44% COAL 45% OILGAS TWh 56% 56% 0% GW 14,1 0%20% OIL 6,7 20% 0% GAS 28% 0% 28% 1% 0,3 15,2 3,4 8 0,4 5,8 1,4 0,8 2,9 1,3 1,2 1,5 0,7 0,1 0,1 5,9 5,3 0,1 1 2,3 0,1 0,8 8 1,1 14,6 4,5 4,2 Kapasitas 2,2 Transmisi 14,3 (GW) 2,8 2,5 Bauran Energi 18,1 14,4 DMN (GW) 0,1 1,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -220- B. 8. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2032 Nasional 6% 1% 0% 3%2% 2032 11% 0% 4%0% 5% NRE 2% NRE 26% 3% 3,4 8% 824 COAL 31% 180 COAL 42% 42% 0% 10% 14,1 OILGAS TWh 54% 54% GW 7,3 0% 0% 20% OIL GAS 20% 0% 27% 0% 27% 1% 0,3 15,7 3,9 9,5 0,4 6,1 1,4 1,1 3 2 1,2 1,7 0,9 0,1 0,1 5,9 5,3 0,1 1 2,4 0,1 0,8 8,8 1,2 14,6 4,5 4,5 Kapasitas 2,2 Transmisi 15,8 (GW) 2,8 2,7 Bauran Energi 19,3 14,6 DMN (GW) 0,3 1,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -221- B. 9. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2033 Nasional 6% 1% 0% 4% 2% 2033 0% 4%0% 13% 7% NRE 29% 2% NRE COAL 39% 3,4 10% 868 COAL 4% 35% 191 40% 51% 14,2 0% TWh 51% 11% GW 7,4 OIL GAS 0% 20% 0% OIL GAS 20% 0% 26% 1% 0% 26% 0,4 16,1 3,9 9,8 0,4 6,4 1,6 1,1 3,4 2,1 1,7 1,8 1 0,1 0,1 5,9 5,4 0,1 0,9 2,4 0,1 0,8 10,5 1,3 14,8 4,5 4,5 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 3,1 2,8 Bauran Energi 20,7 16,2 DMN (GW) 0,5 1,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -222- B. 10. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2034 Nasional 6% 1% 1% 0% 4% 2% 2034 0% 4%0% 14% 6% NRE 29% 2% NRE COAL 38% 3,4 10% 915 COAL 4% 36% 194 39% 51% 14,2 0% TWh 51% GW 7,4 OIL GAS 11% 0% 20% GAS 0% OIL 20% 25% 1% 0% 0% 25% 0,5 16,3 3,9 10,1 0,4 6,4 1,6 1,2 3,4 2,1 1,7 1,8 1,1 0,1 0,1 5,9 5,4 0,1 0,9 2,5 0,1 0,9 10,5 1,3 14,8 6,5 4,9 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 3,1 2,9 Bauran Energi 20,7 16,2 DMN (GW) 0,5 1,9 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -223- B. 11. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2035 Nasional 5% 1% 2% 0% 4% 3% 2035 0% 1% 5%0% 14% 6% NRE 30% NRE COAL 37% 3,4 10% 964 COAL 50% 2% 4% 38% 199 38% 14,4 0% TWh 50% GW 8,4 OIL GAS 11% 0% 19% GAS 19% 0% OIL 25% 1% 0% 1% 25% 0,6 16,7 3,9 10,4 0,4 6,4 1,6 1,2 3,4 2,1 1,7 1,8 1,2 0,1 0,1 6 5,4 0,1 1 2,6 0,1 0,9 10,5 1,3 14,8 6,9 5,3 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 4 3,5 Bauran Energi 20,7 16,2 DMN (GW) 0,6 1,9 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -224- B. 12. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2036 Nasional 4% 1% 2% 3%0% 2036 0% 1% 6% 0% 5% 14% 6% NRE 35% NRE COAL 3,4 32% 998 COAL 48% 2% 39% 205 36% 14,3 10% TWh 49% 4% GW 8,4 0% OIL GAS 11% GAS 0% 19% 1% 19% 0% OIL 24% 1% 0% 24% 0,7 16,8 4 10,8 0,4 6,4 1,6 1,2 3,4 2,1 1,7 1,8 1,2 0,1 0,1 6,1 5,4 0,1 1,2 2,6 0,1 0,9 10,5 1,4 15,8 7 5,3 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 4,1 3,8 Bauran Energi 21,1 18,1 DMN (GW) 1,4 2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -225- B. 13. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2037 Nasional 4% 3%1% 4%0% 2037 20%% 7% 0% 5% NRE 14% 34% 6% COAL 3,4 33% 1030 COAL 47% NRE 42% 211 35% 48% 2% 14,2 10% TWh 4% GW 8,4 0% OIL GAS GAS 1% 0% 19% 11% OIL 24% 19% 0% 1% 0% 24% 0,7 17,3 4 11,1 0,4 6,4 1,6 1,3 3,4 2,1 2,1 1,8 1,2 0,1 0,1 6,2 5,4 0,1 1,2 2,7 0,1 0,9 10,5 1,4 16,8 7,1 5,4 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 4,1 4,3 Bauran Energi 22,5 19,8 DMN (GW) 1,4 2,1 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -226- B. 14. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2038 Nasional 4% 4%0%4%1% 2038 20 8% 0% %% 5% 14% 32% NRE COAL 3,4 8% 36% 1067 COAL 45% NRE 218 33% 46% 2% 43% 14,1 11% TWh 5% GW 8,7 GAS 1% GAS 0%OIL 18% 12% 23% 0% OIL 18% 1% 0% 23% 0% 0,7 17,8 4 11,5 0,4 6,4 1,7 1,4 3,4 2,4 2,6 1,8 1,2 0,1 0,3 6,4 5,4 0,1 1,3 2,7 0,1 0,9 10,5 1,4 17,8 7,2 5,4 Kapasitas 3,1 Transmisi 16,9 (GW) 4,1 4,5 Bauran Energi 24,1 20,6 DMN (GW) 1,5 2,2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -227- B. 15. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2039 Nasional 4% 5%0% 4%1% 2039 9% 0% 3% 0% 5% 30% 14% COAL NRE 3,5 9% 38% 1108 COAL 44% 43% NRE 228 31% 45% 14,2 TWh 2% GW 9,1 6% 1% 11% GAS GAS 0%OIL 18% 12% 23% 0% 1% OIL 18% 0%0% 23% 0,8 18,4 4 11,9 0,4 6,4 1,7 1,4 3,4 2,4 2,9 1,8 1,3 0,1 0,3 6,9 5,4 0,1 1,6 2,8 0,1 0,9 10,5 1,4 18,8 7,2 5,6 Kapasitas 3,6 Transmisi 16,9 (GW) 4,3 5,1 Bauran Energi 25,7 24,1 DMN (GW) 1,6 2,2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -228- B. 16. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2040 Nasional 6% 0%5%0% 2040 11% 3%0% 0% 4% 29% 5% COAL NRE 41% 4,2 41% 1140 COAL 42% 14% NRE 242 30% 10% 14,2 TWh 2% 48% GW 1% 9,4 GAS GAS 6% 11% 22% OIL 17% 0% 1% 12% OIL 22% 0% 17% 0% 0% 0,8 19,3 4,1 12,3 0,4 6,7 1,9 1,4 3,4 2,5 3,2 2,1 1,4 0,1 0,6 7,2 5,4 0,1 3,1 2,9 0,1 0,9 10,5 1,5 21,5 7,2 5,8 Kapasitas 4 Transmisi 19,1 (GW) 4,3 5,8 Bauran Energi 27,5 24,3 DMN (GW) 1,7 2,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -229- B. 17. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2041 Nasional 7% 0%6% 0% 2041 13% 0%3%0% 27% 4% COAL 4% COAL 38% 28% 4,2 NRE 44% 1193 39% 14% NRE 257 15,5 10% TWh 51% GW 1% 9,6 2% GAS GAS 21% 17% 6% 12% OIL 1% 21% 0% OIL 0% 17% 13% 0% 0% 0,9 19,6 4,1 13,3 0,4 6,9 2,1 1,4 3,4 2,6 3,3 3,7 1,4 0,1 0,6 7,2 6,2 0,1 3,7 2,9 0,1 1 11,2 1,5 22,5 7,2 6 Kapasitas 4,1 Transmisi 21,6 (GW) 4,3 6,2 Bauran Energi 29,3 24,3 DMN (GW) 1,8 3,2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -230- B. 18. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2042 Nasional 8% 0% 6% 0% 2042 13% 0%4%0% 25% 4% 35% COAL COAL 27% 4,2 4% NRE 1253 37% 14% NRE 271 47% 2% 18,4 10% TWh 54% GW GAS 10,1 GAS 2% 20% 16% 2% 6% 20% 14% OIL OIL 0% 0% 16% 15% 0% 0% 0,9 20 4,1 13,6 0,4 7,5 2,3 1,5 3,4 2,9 3,4 8,2 1,7 0,1 0,7 7,3 6,2 0,1 3,9 3 0,1 1 11,9 1,5 23,5 7,2 6,5 Kapasitas 4,5 Transmisi 21,6 (GW) 4,3 6,2 Bauran Energi 29,9 24,3 DMN (GW) 1,8 3,6 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -231- B. 19. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2043 Nasional 8% 0% 7% 0% 2043 0%4%0% 14% 24% 4% 33% COAL COAL 25% 4,2 4% NRE 1303 35% 282 2% 14% NRE 21,3 10% 49% TWh 56% GW GAS 10,3 GAS 2% 19% 2% 19% 16% 6% 15% OIL 16% OIL 0% 0% 16% 0% 0% 1 20,4 4,1 14,4 0,4 7,7 2,6 1,6 3,4 3,1 3,5 10,2 2 0,1 0,9 7,4 6,2 0,1 4 3 0,1 1 12,9 1,5 24,5 7,2 6,7 Kapasitas 4,8 Transmisi 21,6 (GW) 4,3 6,4 Bauran Energi 29,9 24,3 DMN (GW) 1,9 3,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -232- B. 20. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2044 Nasional 0% 8% 0% 2044 0%5%0% 22% 8% 14% 31% COAL 4% COAL 24% 4,2 4% NRE 1356 33% 294 2% 14% NRE 22,6 10% 52% TWh 57% GW GAS 10,3 GAS 2% 2% 18% 18% 15% 6% 15% OIL 17% OIL 0% 0%0% 18% 0% 1 21 4,4 14,7 0,4 9,4 2,7 1,6 3,9 3,1 3,8 13,6 2,2 0,1 1 7,5 6,2 0,1 4,2 3,1 0,1 1 13,3 1,6 25,5 7,2 7 Kapasitas 4,9 Transmisi 21,6 (GW) 4,3 6,7 Bauran Energi 29,9 24,2 DMN (GW) 2 4,2 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -233- B. 21. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2045 Nasional 0% 8% 0% 2045 0%5%0% 18% 8% 26% 14% COAL COAL 5% 23% 4,9 4% NRE 1407 31% 307 5% 24,8 54% TWh 5% 15% NRE 60% GW GAS 10,3 10% GAS 17% 17% 15% 1% OIL 15% 6% OIL 0% 18% 0%0% 19% 0% 1 21,8 4,6 14,5 0,4 10,6 2,7 1,6 4,8 3,1 4 13,6 2,3 0,1 1 7,5 6,3 0,1 4,3 3,2 0,1 1,6 13,3 1,6 26,5 7,2 7,1 Kapasitas 4,9 Transmisi 21,6 (GW) 4,3 6,8 Bauran Energi 30,2 24,9 DMN (GW) 2 7,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -234- B. 22. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2046 Nasional 0% 1% 0% 9% 0% 2046 0%5%0% 17% 24% 15% 9% COAL COAL 22% 5% 30% 5,1 5% 1455 322 5% NRE 56% TWh GW 6% GAS 24,8 16% NRE GAS 62% 16% 16% 11,1 10% 14% 14% 1% OIL 0% OIL 6% 0% 18% 0% 0% 18% 1 22,6 4,9 15 0,4 11,8 2,8 1,7 4,9 3,2 4 13,7 2,6 0,1 1 7,5 6,6 0,1 4,3 3,2 0,1 2,2 13,3 1,7 26,5 7,3 7,2 Kapasitas 4,9 Transmisi 21,9 (GW) 4,3 7,5 Bauran Energi 30,2 26,7 DMN (GW) 2,4 13,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -235- B. 23. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2047 Nasional 0% 1% 0% 9% 0% 23% 2047 0%5%0% 16% 16% COAL 10% COAL 20% 5% 28% 5,2 6% 1503 338 NRE 5% GAS 24,9 4% 59% TWh GAS NRE 18% 64% GW 15% 15% 11,1 13% 13% OIL 0% 10% OIL 0% 1% 0% 18% 0% 5% 18% 1,2 23,3 5,1 14,8 0,4 12,5 2,8 1,7 5,1 3,2 4 13,9 3,6 0,1 1 7,5 7 0,1 4,3 3,3 0,1 2,5 13,3 1,8 26,5 7,4 7,7 Kapasitas 4,9 Transmisi 21,9 (GW) 4,3 7,3 Bauran Energi 34,3 26,7 DMN (GW) 3 20,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -236- B. 24. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2048 Nasional 0% 1% 0% 10% 0% 22% 2048 0%6%0% 15% 16% COAL 11% COAL 5% 27% 19% 5,3 1541 5% 353 GAS 7% 26 NRE TWh GAS NRE GW 15% 14% 11,1 4% 61% 12% 12% 19% 66% OIL 0% 10% OIL 0% 0% 0% 1% 18% 18% 5% 1,3 24,4 5,2 14,9 0,4 13,3 2,9 1,7 5,2 3,2 4,1 14 4,6 0,1 1 7,5 7,1 0,1 4,3 3,4 0,1 2,6 13,4 1,8 28 7,5 7,9 Kapasitas 5 Transmisi 21,9 (GW) 4,3 8,1 Bauran Energi 35,9 26,7 DMN (GW) 3 26,6 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -237- B. 25. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2049 Nasional 0% 1% 10% 0% 18% 2049 0%6%0% 13% 0% 16% COAL COAL 6% 11% 19% 26% 5,3 1579 7% 367 GAS 14% NRE TWh GAS NRE GW 7% 14% 26,6 63% 12% 11,1 11% 5% 21% 67% 1% OIL 0% OIL 0% 0% 10% 0% 17% 18% 1% 5% 1,2 25,7 5,2 15,1 0,4 13,7 3 1,8 5,6 3,2 4,1 14,5 4,7 0,1 1 7,5 7,1 0,1 4,3 3,4 0,1 2,9 13,5 1,9 29,8 7,5 9,4 Kapasitas 5 Transmisi 21,9 (GW) 4,3 8,4 Bauran Energi 35,9 26,6 DMN (GW) 3 32,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -238- B. 26. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2050 Nasional 0% 1% 11% 0% 18% 2050 0%6%0% 12% 0% COAL 17% COAL 6% 12% 24% 18% 5,4 1614 7% 386 GAS 13% 26,7 8% NRE TWh GAS 11% 11% NRE GW 13% 65% 1% 11,1 69% OIL 0% 5% OIL 0% 23% 0% 0% 17% 10% 17% 1% 5% 1,3 26,6 5,2 15,3 0,4 13,8 3 1,9 6 3,2 4,1 14,9 6 0,1 1 7,6 7,1 0,1 4,3 3,5 0,1 3 13,8 2 30,3 7,6 9,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,6 8,4 Bauran Energi 35,9 26,6 DMN (GW) 2,9 43,3 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -239- B. 27. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2051 Nasional 0% 11% 0% 12% 2051 1% 6% 0% 0% 8% 3% 9% 0% COAL COAL 17% 11% 16% 23% 12% 5,8 1648 389 GAS 11% GAS 12% NRE TWh 11% 10% GW 1% 0% 26,7 8% 66% NRE OIL 11,1 OIL 1% 0% 72% 0% 4% 24% 17% 0% 10% 17% 1% 5% 1,3 26,9 5,2 15,5 0,4 13,3 3 1,7 6,6 3,2 4,1 14,9 6 0,1 1 7,7 7,1 0,1 4,2 3,5 0,1 3 13,8 2,1 30,3 7,7 9,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,8 8,4 Bauran Energi 36,8 26,7 DMN (GW) 2,8 43,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -240- B. 28. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2052 Nasional 11% 0% 12% 2052 1% 6% 0% 0% 8% 1% 9% 3% 0% COAL COAL 17% 12% 16% 23% 5,8 12% 1677 392 GAS 10% 11% GAS NRE TWh 11% 10% GW 2% 0% 26,9 NRE OIL 11,1 8% 66% OIL 1% 0% 72% 0% 4% 0% 24% 17% 10% 17% 1% 5% 1,5 27 5,2 15,8 0,4 13,4 3 1,7 6,7 3,2 4,1 15,1 7 0,1 1 8,2 7,1 0,1 4,2 3,6 0,1 3 13,8 2,2 30,3 7,8 9,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,8 8,5 Bauran Energi 37,4 26,7 DMN (GW) 2,8 43,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -241- B. 29. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2053 Nasional 11% 0% 11% 2053 1% 0% 6% 0% 7% 1% 9% 3% COAL COAL 0% 17% 12% 16% 23% 6 12% 1715 398 GAS 9% 12% GAS NRE TWh 11% 9% GW 3% 0% 27,3 NRE OIL 11,1 8% 66% OIL 1% 0% 72% 0% 4% 0% 24% 17% 10% 17% 1% 5% 1,6 27 5,2 15,7 0,4 13,6 2,9 1,7 6,9 3,2 4,1 15,2 8,1 0,1 1,1 8,4 7,1 0,1 4,1 3,6 0,1 3,1 13,8 2,4 30,3 7,9 9,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 5 8,4 Bauran Energi 39,4 26,7 DMN (GW) 2,8 44,8 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -242- B. 30. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2054 Nasional 12% 0% 10% 2054 2% 0% 7% 0% 6% 2% 10% 3% COAL 13% COAL 0% 16% 16% 23% 7% 6,1 11% 1752 402 GAS 11% GAS 4% NRE TWh 10% 7% GW 0% 27,4 NRE OIL 11,1 8% 66% 3% OIL 0% 73% 0% 24% 17% 4% 0% 10% 16% 1% 5% 1,7 26,9 5,2 15,7 0,4 14,6 2,9 1,7 6,9 3,2 4,1 15,3 8,1 0,1 1,1 8,4 7,1 0,1 4 3,7 0,1 3,1 13,8 2,6 30,3 7,9 9,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 8,4 Bauran Energi 42,8 24,9 DMN (GW) 2,7 45,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -243- B. 31. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2055 Nasional 12% 0%4% 2055 6% 7% 0% 2% 13% 17% 0% 5% COAL COAL 2% 2% 21% 15% 0% GAS 7% 6,1 11% 1773 GAS 2% 16% 407 9% 0% NRE TWh GW 11% 9% OIL 27,3 0% 16% 11,1 68% OIL 0% NRE 8% 77% 0% 4% 16% 24% 10% 1% 5% 1,8 27,1 5,2 15,3 0,4 14 3 1,7 7,3 3,2 4,1 15,3 8,1 0,1 1,1 8 7,1 0,1 4,2 3,7 0,1 3,1 13 2,6 30,3 8 8,7 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 8,5 Bauran Energi 47,2 27,2 DMN (GW) 2,7 45,5 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -244- B. 32. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2056 Nasional 13% 0% 3% 18% 2056 6% 7% 0% 2% 13% COAL 0% COAL 0% 6% 21% 14% 2% GAS 8% 6,1 0% 1811 GAS 0% 16% 409 9% 0% 10% 10% NRE TWh 11% 27,3 0% GW OIL 0% 16% 11,1 69% OIL NRE 8% 0% 77% 16% 4% 24% 9% 1% 5% 1,8 27,2 5,2 15,3 0,4 14,3 3 1,7 7,4 3,2 4,1 15,5 9,6 0,1 1,1 7,7 7,1 0,1 4,2 3,7 0,1 3,1 12,7 2,7 30,3 8,1 8,7 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 8,5 Bauran Energi 47,2 27,3 DMN (GW) 2,7 45,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -245- B. 33. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2057 Nasional 13% 0% 1% 18% 2057 6% 7% 0% 1% 13% COAL 0% COAL 0% 6% 13% 19% 0% GAS 9% 6,3 3% 0% 1857 GAS 10% 16% 416 9% 0% 10% NRE TWh GW 11% OIL 29,5 0% 0% 17% 11,1 OIL NRE 71% 0% 78% 8% 16% 24% 4% 9% 1% 5% 1,8 27,2 5,2 15,6 0,4 15,8 3 1,7 7,4 3,2 4,1 15,6 10,6 0,1 1,3 7,7 7,1 0,1 4,2 3,6 0,1 3,1 12,7 2,7 30,3 8,2 8,4 Kapasitas 5,1 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 8,6 Bauran Energi 47,3 27,3 DMN (GW) 2,7 47,6 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -246- B. 34. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2058 Nasional 13% 0% 1% 18% 2058 6% 8% 0% 1% 13% COAL 0% COAL 0% 6% 19% 13% 0% GAS 9% 6,5 3% 0% 1895 GAS 9% 16% 424 9% 0% 9% 29,8 11% NRE TWh OIL 0% GW OIL 0% 17% 11,1 72% NRE 0% 78% 16% 8% 4% 24% 5% 9% 1% 1,8 27,3 5,2 15,9 0,4 16,1 3,2 1,7 7,4 3,2 4,1 15,8 12,4 0,1 1,4 7,7 7,1 0,1 4,3 3,5 0,1 3,1 12,7 2,8 30,3 8,2 8,4 Kapasitas 6,8 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 9 Bauran Energi 47,3 27,3 DMN (GW) 2,7 50,3 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand -247- B. 35. Proyeksi Kapasitas, Bauran Energi dan Aliran Daya Antarprovinsi Tahun 2059 Nasional 14% 0% 18% 2059 6% 8% 0% 13% COAL 0% COAL 0% 7% 18% 0% 12% GAS 9% 6,8 3% 0% 1933 GAS 9% 9% 17% 435 9% 0% 29,6 12% NRE TWh OIL 0% GW OIL 0% 17% 11,1 73% 0% NRE 16% 79% 8% 5% 4% 9% 25% 1% 1,9 27,4 5,2 15,8 0,4 17,4 3,3 1,6 9,6 3,2 4,1 19,1 12,5 0,1 1,4 7,7 7,1 0,1 4,3 3,4 0,1 3,1 12,7 2,9 30,3 8,3 8,5 Kapasitas 7,3 Transmisi 25,3 (GW) 4,9 9,1 Bauran Energi 47,3 27,3 DMN (GW) 2,7 52,7 Aliran Daya (GW) Warna region: semakin merah, makin tinggi porsi demand