KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL

(1)

KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL

Jakarta, 1 November 2017

#energiberkeadilan

KEMENTERIAN ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL

(2)

TUJUAN PEMBANGUNAN

NASIONAL (NAWA CITA)

KETENAGALISTRIKAN

Tersedia listrik:

 Jumlah cukup

 Kualitas baik

 Harga wajar MASYARAKAT ADIL, MAKMUR MERATA MATERIL MERATA SPIRITUAL

TUJUAN PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN

(UU 30/2009 tentang Ketenagalistrikan)

(3)

KEBIJAKAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

BUMD SWADAYA MASYARAKAT

BUMN* SWASTA KOPERASI

PENGUASAAN

PENGUSAHAAN NEGARA

PEMERINTAH PEMERINTAH DAERAH

* : Prioritas Pertama

** : Diberikan kesempatan sebagai penyelenggara UPTL terintegrasi untuk wilayah belum berlistrik

• Regulasi, kebijakan, dan standar

• RUKN, RUKD, IUPTL, IO, Tarif, dan Wilayah Usaha

• Menyediakan dana untuk:

― Kelompok masyarakat tidak mampu;

― Pembangunan sarana penyediaan tenaga listrik di daerah yang belum berkembang;

― Pembangunan tenaga listrik di daerah terpencil dan perbatasan; dan

― Pembangunan listrik perdesaan.

PEMEGANG IZIN USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK (IUPTL)

(4)

KEBIJAKAN EFISIENSI PENYEDIAAN LISTRIK

101 99 58 59 45

310 342

119 108

77 0

50 100 150 200 250 300 350 400

2013 2014 2015 2016 2017

BBM/LPG Listrik Total

Subsidi Energi | Triliun Rupiah

Penyediaan listrik harus efisien agar

subsidi listrik tidak membebani APBN, dan masyarakat mendapatkan tarif listrik yang lebih baik

"Biar bagaimana, jika

menghasilkan energi besar namun biaya operasional juga besar, berarti hal tersebut tidak efisien serta menjadikan industri tidak kompetitif"

- Ignasius Jonan

Listrik yang lebih murah, akan membuat perekonomian (termasuk industri)

tumbuh lebih baik

“

“Arah subsidi energi dalam APBN harus turun, untuk pembangunan yang lebih adil dan merata

* 2016 angka realisasi unaudited | 2017 angka APBN

“

(5)

UU 30/2007

ENERGI

UU 30/2009

KETENAGALISTRIKAN

PP 79/2014

KEBIJAKAN ENERGI NASIONAL (KEN)

• Kebijakan pengelolaaan energi yang berdasarkan prinsip keadilan, berkelanjutan, dan berwawasan lingkungan guna terciptanya kemandirian energi dan ketahanan energi nasional

• Disusun oleh DEWAN ENERGI NASIONAL (DEN)

• Ditetapkan PEMERINTAH setelah mendapatkan persetujuan DPR-RI

PERPRES 22/2017

RENCANA UMUM ENERGI NASIONAL (RUEN)

• Kebijakan pemerintah pusat mengenai rencana pengelolaan energi tingkat nasional yang merupakan penjabaran dan rencana pelaksanaan KEN yang bersifat lintas sektor untuk mencapai sasaran KEN

• Disusun oleh PEMERINTAH dan ditetapkan oleh DEN

RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN NASIONAL (RUKN)

• Rencana pengembangan sistem penyediaan tenaga listrik yang disusun oleh pemerintah pusat yang meliputi bidang pembangkitan, transmisi, dan distribusi tenaga listrik yang diperlukan untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik nasional

• Disusun oleh MENTERI berdasarkan KEN

• Ditetapkan oleh MENTERI setelah berkonsultasi dengan DPR-RI

KEPMEN ESDM 1415 K/20/MEM/2017

PENGESAHAN RUPTL PT PLN (PERSERO) 2017-2026

• Dasar pelaksanaan usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum

• Disusun oleh BADAN USAHA yang memiliki WILAYAH USAHA

• Disusun dengan memperhatikan RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN (RUK)^*)

• Disahkan oleh MENTERI/GUBERNUR sesuai kewenangannya

PP 14/2012 jo PP 23/2014

KEGIATAN USAHA PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

*)RUK: RUKN dan RUKD

RENCANA UMUM KETENAGALISTRIKAN DAERAH (RUKD)

Disusun oleh PEMDA berdasarkan RUKN dan ditetapkan oleh GUBERNUR setelah berkonsultasi dengan DPRD

RENCANA UMUM ENERGI DAERAH (RUED)

Disusun oleh PEMDA berdasarkan RUEN dan ditetapkan dengan PERATURAN DAERAH

LANDASAN HUKUM PERENCANAAN

PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

(6)

PRINSIP UTAMA PERENCANAAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK

Daya (MW)

Tahun

Demand Supply

Keseimbangan demand & supply harus dijaga agar tetap optimal karena:

• Di satu sisi untuk menjaga kualitas sistem tenaga listrik (tegangan, frekuensi, keandalan);

• Di sisi lain untuk menghindari over investment;

• Kekurangan supply  BPP tinggi (untuk pengadaan dan operasional pembangkit temporary);

• Kelebihan supply  cashflow terganggu untuk pengembalian investasi.

Beban Puncak

Reserve

Margin

(7)

PROSES PROYEKSI KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK RUKN

• Jumlah penduduk

• Jumlah rumah tangga

• Inflasi /Indeks Harga Konsumen

• PDRB real:

− Perkapita

− Bisnis (Pengadaan Air, Pengelolaan Sampah, Limbah dan Daur Ulang; Perdagangan Besar dan Eceran; Reparasi Mobil dan Sepeda Motor; Transportasi dan Pergudangan; Penyediaan Akomodasi dan Makan Minum; Informasi dan Komunikasi; Real Estat; Jasa lainnya)

− Publik (Administrasi Pemerintahan, Pertahanan dan Jaminan Sosial Wajib; Jasa Pendidikan; Jasa Kesehatan dan Kegiatan Sosial)

− Industri (Perikanan; Industri Pengolahan; Pengadaan Listrik dan Gas)

• Konsumsi listrik

• Jumlah konsumen

• Tarif listrik

• Rasio elektrifikasi

• Kebutuhan energi listrik:

 Rumah tangga : f (PDRB Perkapita, jumlah konsumen rumah tangga, tarif listrik rumah tangga)

 Bisnis : f (PDRB bisnis, tarif listrik bisnis)

 Publik : f (PDRB publik, tarif listrik publik)

 Industri : f (PDRB industri, tarif listrik industri)

• Pertumbuhan PDRB: Bappenas/RPJMN

• Pertumbuhan PDRB Industri: RIPIN Kemenperin

• Jumlah konsumen rumah tangga: rasio elektrifikasi x jumlah rumah tangga

• Rasio elektrifikasi: ditargetkan (± 99% pada tahun 2020)

• Pertumbuhan penduduk/rumah tangga: BPS

• Skenario tarif: nilai riil tetap

• Inflasi: Bappenas

OUTPUT

(Hasil Simulasi)

PRAKIRAAN KEBUTUHAN ENERGI LISTRIK (GWh):

• Rumah tangga

• Bisnis

• Publik

• Industri

PRAKIRAAN PRODUKSI ENERGI LISTRIK (GWh)

(= prakiraan kebutuhan energi listrik + losses & pemakaian sendiri)

PRAKIRAAN BEBAN PUNCAK (MW)

(= prakiraan produksi energi listrik / (load factor x 8.760 jam)

PRAKIRAAN KEBUTUHAN DAYA (MW) (= prakiraan beban puncak + reserve margin)

PRAKIRAAN KEBUTUHAN TAMBAHAN DAYA (MW) (= prakiraan kebutuhan daya – kapasitas existing)

D E M

A N D

S U P P L Y

Data:

• Kapasitas

Eksisting (DMN)

Asumsi/Target:

• Pemakaian Sendiri

• Losses T&D

• Load Factor

• Reserve Margin INPUT

(Data Historis – Minimal 10 Th)

MODEL (Analisa Regresi)

Catatan: Demand Forecast dilakukan untuk setiap provinsi kemudian direkap menjadi Demand Forecast Nasional

(8)

KEBIJAKAN BAURAN ENERGI PEMBANGKITAN LISTRIK

“menurunkan emisi Gas Rumah Kaca (GRK) pada tahun 2030 sebesar 29% dengan upaya sendiri, dan hingga 41% dengan bantuan dan kerjasama internasional”

PP 79/2014

Kebijakan Energi Nasional

“Bauran energi primer EBT paling sedikit 23%

di tahun 2025 sepanjang keekonomiannya terpenuhi “

Minyak Bumi 25%

Gas 22%

EBT 23%

Batubara 30%

BBM 1%

Gas 24%

EBT 25%

Batubara 50%

“porsi bauran energi pembangkitan listrik pada tahun 2025 terdiri dari energi baru dan energi terbarukan sekitar 25% ,

batubara sekitar 50% , gas sekitar 24% , dan BBM sekitar sekitar 1% ”

Draft RUKN 2015-2034

(9)

Diarahkan untuk memenuhi pertumbuhan tenaga listrik, mengoptimalkan potensi energi setempat, meningkatkan cadangan, dan terpenuhinya margin cadangan (reserve margin).

• PLTU masih dapat dikembangkan, namun mengutamakan penggunaan teknologi yang ramah lingkungan dan memiliki efisiensi tinggi (Clean Coal Technology) untuk sistem yang telah mapan (Jawa-Bali dan Sumatera). Untuk daerah dengan cadangan dan potensi batubara yang besar (Sumatera dan Kalimantan) dikembangkan PLTU mulut tambang (mine mouth).

• PLTG dan PLTA pump storage dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan beban puncak dan meminimalkan atau membatasi pembangkit BBM yang beroperasi pada waktu beban puncak. PLTG dapat dikembangkan juga pada daerah dengan potensi gas wellhead.

• PLT-EBT dikembangkan disamping untuk memenuhi kebutuhan tenaga listrik juga dalam rangka menurunkan tingkat emisi CO ₂ .

PLTU

PLTG

PLT EBT

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN PEMBANGKIT

(10)

KEBIJAKAN PENGEMBANGAN PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK NASIONAL

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2034

KEBUTUHAN TAMBAHAN SISTEM NON PLN 2 4 6 8 11 14 32 44 55

KEBUTUHAN TAMBAHAN IPP & EXCESS POWER 12 28 45 64 86 110 272 412 547

KEBUTUHAN TAMBAHAN PLN 4 9 15 21 29 37 91 137 182

KEBUTUHAN TAMBAHAN PLN SYSTEM 16 37 60 86 115 147 363 550 730

TOTAL KEBUTUHAN TAMBAHAN

(TERHADAP 2014) 18 41 66 94 126 161 395 593 784

Sistem Non PLN IPP & Excess Power PLN

WILAYAH USAHA PLN (90%)

395

784 PPU & IZIN OPERASI NON BBM

(10%)

PLN (25%)

IPP &

EXCESS POWER (75%)

TWh

2034

(11)

KAPASITAS PEMBANGKIT TERPASANG NASIONAL

60.163 MW

PLN : 41.409 MW IPP : 13.298 MW PPU : 2.434 MW IO non BBM : 2.392 MW

Batubara 29,8 GW

50%

BBM 6,2 GW

10%

Gas 16,8 GW

28%

EBT 7,2 GW

12%

2013 2014 2015 2016 2017

35,890 37,380 38,314 41,049 41,409

10,623 2,349.4 10,945 2,349.4 12,473 2,349.4 13,782 13,928

2,434.4 2,434.4

2,392 2,392 2,392

2,392 2,392

2013 2014 2015 2016 2017

51,2 GW

53 GW

55,5 GW

59,6 GW

60,1 GW

Batubara

51,2 GW

60,1 GW

• PPU (Private Power Utility) merupakan Pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik terintegrasi yang memiliki Wilayah Usaha

• IO non BBM merupakan pemegang Izin Operasi pembangkit yang menggunakan bahan bakar selain BBM

Kapasitas pembangkit terpasang berdasarkan kepemilikan

Kapasitas pembangkit terpasang berdasarkan jenis pembangkit

EBT Gas BBM

*) : Status sampai dengan September 2017

KAPASITAS PEMBANGKIT TERPASANG 2017*

⁾

(12)

PERKEMBANGAN KONDISI KELISTRIKAN NASIONAL

STATUS:

:

16

Normal (Cadangan cukup)

: 7 Siaga (Cadangan lebih kecil dr pembangkit terbesar) : 0 Defisit (Pemadaman sebagian bergilir)

STATUS:

:

3

Normal (Cadangan cukup)

: 11 Siaga (Cadangan lebih kecil dr pembangkit terbesar)

:

9 Defisit (Pemadaman sebagian bergilir)

Jawa Bali 21.342

MW Aceh Sumut (SBU)

1.946 MW 3,91 %

Sumsel Bengkulu Lampung (SBS)

1.657 MW 7,88 % Sumbar

Riau Jambi (SBT) 1.436 MW

0,00 %

Tj, Pinang 68 MW 32,20 % Batam

298 MW 34,57 %

Bangka 129 MW 10,03 %

Belitung 37 MW 105,2 %

Palu 121 MW

9,56 %

Sulutgo 355 MW 15,43 %

NTT Isolated 80 MW 25,29 %

Kupang 73 MW 31,84 %

Lombok Bima Sumbawa

Sorong + Papua Isolated 161 MW 21,60 %

Jayapura 73 MW 13,25 % Kalbar

388 MW 43,88 %

Kendari 77 MW 27,94 %

Sulawesi Selatan 1.058 MW

15,89 % Kalselteng

605 MW 3,44 %

Kaltim 441 MW

41,57 %

Ternate + Maluku Isolated 92 MW 40,66 %

Ambon 52 MW 30,53 %

1 Oktober 2017 1 Oktober 2015

Aceh Sumut (SBU) 1.864 MW

-11,64 %

Bangka 126 MW -0,28 %

Sumbar Riau Jambi (SBT)

1.286 MW -7,81 %

Sumsel Bengkulu Lampung (SBS)

1.672 MW -7,66 %

Jawa Bali 23.449 MW

3,16 %

Ambon 50 MW 47,60 % Belitung

34 MW -9,93 % Tj. Pinang

53 MW 3,31 % Batam

293 MW

10,48 % Ternate +

Maluku Isolated 94 MW 9,20 % Kalbar

337 MW 0,79 %

Kaltim 482 MW

8,14 %

Lombok 198 MW

-4,71 % Bima Sumbawa

72 MW 7,62 %

Palu 94 MW -7,47 %

Sulutgo 313 MW - 30,95 %

Kendari 67 MW -16,37 %

Sulawesi Selatan + Poso-Tentena

921 MW 10,03 %

NTT Isolated 86 MW 9,68 %

Kupang 55 MW 5,09 %

Sorong + Papua Isolated

203 MW 11,38 %

Jayapura 66 MW 0,06 %

Kalselteng 533 MW

0,94 %

Kondisi Sistem Kelistrikan Nasional

SEMAKIN MEMBAIK.

• Pada 1 Oktober 2015, terdapat 9 Sistem dengan kondisi defisit (mengalami pemadaman sebagian bergilir).

• Pada 1 Oktober 2017, tidak ada sistem

dengan kondisi defisit

(13)

KONDISI KELISTRIKAN NASIONAL

(26 Oktober 2017)

STATUS:

:

14

Normal (Cadangan cukup)

: 9 Siaga (Cad, lebih kecil dr pembangkit terbesar) : 0 Defisit (Pemadaman sebagian bergilir)

Jawa Bali 24.989 MW

4,62 % Aceh Sumut (SBU)

1.973 MW 8,79 %

Sumsel Bengkulu Lampung (SBS)

1.849 MW 3,09 % Sumbar Riau

Jambi (SBT) 1.499 MW

8,86 %

Tj, Pinang 67 MW 31,14 % Batam

294 MW 49,79 %

Bangka 101 MW

30,51 %

Belitung 28 MW 111,05 %

Palu 118 MW

6,94 %

Sulutgo 361 MW

4,42 %

NTT Isolated 74 MW 31,90 %

Kupang 82 MW 27,85 % Lombok

218 MW

10,95 % Bima Sumbawa 82 MW 23,31 %

Sorong + Papua Isolated

161 MW 20,53 %

Jayapura 70 MW

5,47 % Kendari

81 MW 17,90 %

Sulawesi Selatan 1.048 MW

17,94 % Kalselteng

601 MW 9,93 % Kaltim 510 MW

24,07 %

Kalbar 366 MW

38,15 %

Ambon 55 MW 29,33 %

Ternate + Maluku Isolated

85 MW 34,03 %

(14)

ACEH

96.94

SUMUT

97.86

RIAU

92.38

JAMBI

91.65

BABEL

100.00

KEPRI

77.02

BENGKULU

94.35

LAMPUNG

90.11

SUMBAR

87.69

SUMSEL

86.36

BANTEN

100.00

JABAR

99.87

^DIY

89.80

DKI JAKARTA

98.08

^JATENG

94.83

BALI

94.84

JATIM

90.85

KALBAR

88.10

NTB

80.39

NTT

58.99

PAPUA

48.91

PABAR

90.15

MALUKU

87.66

MALUT

99.53

SULTRA

77.51

SULSEL

95.24

KALSEL

90.70

KALTENG

76.23

KALTARA

86.44

KALTIM

99.29

SULBAR

85.07

GORONTALO

89.28

SULTENG

83.77

SULUT

92.72

> 70 50 - 70

< 50

KETERANGAN

93.08%

67.15 72.95 76.56 80.51 84.35 88.3 91.16 92.75 95.15 97.35

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Sampai dengan bulan September 2017 Rasio Elektrifikasi Nasional sebesar

RASIO ELEKTRIFIKASI NASIONAL

Realisasi dan target Rasio Elektrifikasi Nasional

*Penambahan baru dari data Rumah Tangga berlistrik PLN

(15)

Sebab

Proyeksi Pertumbuhan Ekonomi berkisar 7%

setiap tahun.

Meningkatnya

Pertumbuhan kebutuhan listrik sekitar 8,7% setiap tahun.

1

2 Akibat

Kebutuhan Listrik akan meningkat 7000 MW setiap tahun.

PROGRAM 35.000 MW

DIBUTUHKAN MENJAWAB TANTANGAN SEKTOR

(16)

Kapasitas pembangkit saat ini baru dapat memenuhi kebutuhan listrik sekitar 84,35%* rumah tangga, lebih rendah daripada Singapura (100,0%), Brunei (99,7%), Thailand (99,3%), Malaysia (99,0%), dan Vietnam (98,0%)

Dalam 5 tahun ke depan, kebutuhan listrik akan tumbuh rata-rata sekitar 8,7% per tahun, dengan target rasio elektrifikasi sebesar 97,35% pada akhir tahun 2019

Kondisi

Saat Ini Satuan Jumlah Elektrifikasi % 84,35*

Kapasitas GW 53*

Untuk memenuhi pertumbuhan

kebutuhan listrik dan target rasio elektrifikasi, diperlukan tambahan kapasitas terpasang sebesar 35.000 MW (di luar 7.400 MW yang dalam konstruksi) pada 2015-2019

PROGRAM 35.000 MW

Rasio Elektrifikasi dan Kapasitas

Faktor di luar cakupan Program 35.000 MW namun mempengaruhi tujuan Program:

Perubahan asumsi yang berdampak pada perubahan kebutuhan listrik per tahun

Ketersediaan demand yang dapat menyerap ketersediaan listrik untuk mengembalikan investasi

1 2

Target Elektrifikasi

87.35%

90.15% 92.75% 95.15% 97.35%

PROGRAM 35.000 MW

PEMBANGUNAN KETENAGALISTRIKAN 2015-2019 UNTUK MEMENUHI PERTUMBUHAN LISTRIK 8,7%

DAN ELEKTRIFIKASI 97,35% PADA 2019

*: 2014

(17)

78 GW

TAMBAHAN KAPASITAS PEMBANGKIT SAMPAI DENGAN TAHUN 2026

PLN 20,983

27%

IPP 42,061

54%

Unallocated 14,829

19%

78

2,688

GW

5,956

18,666

6,584 7,914 7,860

5,548 7,292

11,305

4,060

-

5,000 10,000 15,000 20,000 25,000

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Unallocated IPP

PLN MW

MW

PLTU 24,590

32%

PLTU MT 7,345 PLTP 9%

6,290 8%

PLTGU 18,795

24%

PLTG/MG 5,594

7%

PLTM 1,694

2%

PLTA 8,402

11%

PS 3,940

5%

PLT Lain 1,224

2%

Sumber: RUPTL PLN 2017-2026

Target ini akan disesuaikan dengan koreksi target pertumbuhan ekonomi, COD pembangkit akan dijadwal ulang

(18)

SKEMA PEMBELIAN TENAGA LISTRIK DARI PLTU (PerMen ESDM No. 19/2017)

1. Harga pembelian tenaga listrik pada saat COD, masa kontrak 30 tahun dengan asumsi capacity factor 80% dengan pola BOOT (Build, Own, Operate and Transfer)

2. Pembangunan Jaringan listrik dapat dilakukan Pengembang Pembangkit Listrik (PPL) berdasarkan mekanisme business to business.

3. Pembelian tenaga listrik dari Pembangkit Mulut Tambang dapat melalui Penunjukan Langsung 4. Penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) di lokasi yang sama dapat dilakukan

penunjukan langsung, dengan persyaratan harga listriknya harus di bawah harga patokan 5. Penambahan kapasitas pembangkit (ekspansi) di lokasi yang berbeda pada sistem yang sama

dapat dilakukan pemilihan langsung, dengan persyaratan harga listriknya harus di bawah harga patokan.

Mulut Tambang Non Mulut Tambang

Kapasitas Semua Kapasitas >100 MW ≤100 MW

Harga Patokan Tertinggi (BPP _S ≤ BPP _N )

75% BPP _S BPP _S BPP _S

Harga Patokan Tertinggi (BPP _S > BPP _N)

75% BPP _N BPP _N Lelang atau B to B

(19)

KONTRAK PLTU MT DAN PLTU NON MT (PerMen ESDM No. 19/2017) Tercatat setidaknya

16 PPA PLTU dan 2 PPA PLTU Mulut

Tambang dengan total kapasitas 8.241 MW, yang telah

ditandatangani antara PLN dan IPP:

Harga sesuai Permen 19/2017

PPA ke 18 Pembangkit PLTU dan PLTU MT di atas, harganya dibawah harga sesuai ketentuan Permen 19/2017

Investasi PLTU & PLTU MT masih menarik

Wilayah

Jenis Pembangkit

Listrik

Kapasitas (MW)

Permen 19/2017 (centUS$/kWh)

1 Jawa Barat 2 PLTU 2.660 5,57

2 Jawa Tengah 2 PLTU 3.320 5,90

3 Lampung 2 PLTU 24 6,88

4 Sulselrabar 1 PLTU 200 7,50

5 Kalselteng 2 PLTU 211 7,50

6 Kaltim 4 PLTU 307 7,50

1 PLTU MT 55 5,63

7 Kalbar 2 PLTU 212 7,50

8 Babel 1 PLTU 12 7,50

9 S2JB 1 PLTU MT 1.240 5,14

<

(20)

POKOK-POKOK PM ESDM No. 50 Tahun 2017

(PEMANFAATAN SUMBER ENERGI TERBARUKAN UNTUK PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK)

PT. PLN (PERSERO) Wajib Menyusun dan Mempublikasikan Standar Dokumen Pengadaan, Standar PJBL, dan Juknis Pelaksanaan Pemilihan Langsung

Pembelian tenaga listrik wajib mendapatkan Persetujuan Menteri

PLTS Fotovoltaik, PLTB,

PLT Air, PLTBm, PLTBg, PLTSa, PLTP dan PLTA Laut

JENIS PEMBANGKIT

PELAKSANAAN PEMBELIAN TENAGA LISTRIK

POLA KERJASAMA

STANDAR PJBL PERSETUJUAN HARGA

SUMBER ENERGI TERBARUKAN

Pemilihan Langsung berdasarkan

Kuota Kapasitas

PLTS Fotovoltaik dan PLTB

Pemilihan Langsung PLTA, PLTBm, PLTBg, dan PLTA Laut

PLN wajib mengoperasikan pembangkit dengan

kapasitas s.d. 10 MW secara terus menerus (must run)

Build, Own, Operate and Transfer (BOOT)

Sesuai Ketentuan Peraturan Perundang-undangan

PLTSa dan PLTP

(21)

POKOK-POKOK PM ESDM No. 50 Tahun 2017

(PEMANFAATAN SUMBER ENERGI TERBARUKAN

UNTUK PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK) Harga Pembelian Tenaga Listrik: PLTS Fotovoltaik, PLTB, PLTBm, PLTBg, PLTA Laut

BPP PEMBANGKITAN TAHUN 2016 (sen USD/kWh)

Sesuai Kepmen ESDM No. 1404 K/20/MEM/2017

(22)

POKOK-POKOK PM ESDM No. 50 Tahun 2017

(PEMANFAATAN SUMBER ENERGI TERBARUKAN

UNTUK PENYEDIAAN TENAGA LISTRIK)

BPP PEMBANGKITAN TAHUN 2016 (sen USD/kWh)

Sesuai Kepmen ESDM No. 1404 K/20/MEM/2017

Harga Pembelian Tenaga Listrik: PLT Air, PLT Sampah, PLTP

(23)

WWW.DJK.ESDM.GO.ID

TERIMA KASIH

(24)

KEBIJAKAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN NASIONAL