PLN 印尼电力及可再生能源
印尼电力发展规划
印尼电力发展规划印尼是一个人口众多的国家，拥有丰富的自然资源，但其电力供应仍然面临很大挑战。
为了满足日益增长的能源需求，印尼制定了电力发展规划，以确保稳定的供电和可持续的发展。
印尼电力发展规划的一个核心目标是提高电力供应的可靠性和质量。
当前，印尼的供电可靠性较差，很多地区经常面临停电的问题。
为了解决这个问题，印尼计划改善电力输配网络，并提升发电设施的效率。
这将减少停电发生的频率和时长，提高供电的可靠性。
另一个重要目标是增加清洁能源的比重。
目前，印尼主要依赖煤炭和天然气发电，这对环境产生了很大的影响。
印尼的发展规划包括增加可再生能源的开发，如太阳能和风能。
通过增加清洁能源的使用，印尼可以减少对化石燃料的依赖，降低碳排放，同时推动可持续发展。
印尼还计划提高能源的分散化和去中心化。
目前，印尼的能源供应主要集中在大型发电厂，供应范围有限。
为了提高能源供应的可靠性，印尼计划增加分布式能源系统，如太阳能电池板和小型水电站。
这将使能源供应更加均衡，减少对传统能源供应链的依赖。
为了吸引更多的投资，印尼电力发展规划还提出了一系列措施。
其中包括制定更加清晰的政策和法规，降低投资风险，提供更好的投资环境。
此外，印尼还鼓励私营部门参与电力发展，促进公私合作模式的发展。
通过吸引更多的投资，印尼可以增加电力产能，改善供电质量。
印尼还计划加强能源供应链的可持续性。
这包括提高电力输配网络的效率和可靠性，减少能源损失，优化供应链的运营。
此外，印尼还计划开展能源储备和能源交易市场的建设，以确保能源供应的稳定性和可持续性。
总的来说，印尼的电力发展规划旨在提高电力供应的可靠性和质量，增加清洁能源的使用比重，提高能源供应的分散化和去中心化，吸引更多的投资，加强能源供应链的可持续性。
通过实施这些措施，印尼将能够满足不断增长的能源需求，推动经济发展，同时保护环境和促进可持续发展。
2018年印尼电网市场调研分析报告
2018年印尼电网市场调研分析报告目录第一节印尼：化石能源与可再生能源大国 (5)一、化石能源大国 (5)二、可再生能源大国 (7)第二节发电：能源禀赋高→电源端建设空间大 (12)一、能源禀赋带来充足的电源端建设空间 (12)二、发电端寡头格局逐渐放开 (19)三、中国企业积极参与电源端 (22)第三节输变电：群岛形成分布式电网 (25)一、群岛地形决定电网分布式 (25)二、电网跨度小、线损率低 (27)三、印尼电网逐渐市场化 (31)第四节配网：分布式电网催生配网建设需求 (35)一、印尼群岛地形催生微电网需求 (35)二、印尼将增建中低压配电线路 (36)三、印尼是我国电表的主要出口市场 (37)第五节储能：印尼储能行业尚未导入 (41)一、人均收入低导致亏本售电 (41)二、印尼峰谷电价尚未实施 (43)三、印尼电池储能对外依赖较大 (44)图表1：2016年印尼能源结构 (5)图表2：印尼煤炭储量世界排名前十 (5)图表3：印尼石油储量较丰富，位居亚太前五 (6)图表4：印尼天然气资源丰富，储量位居亚太地区第三 (7)图表5：印尼可再生能源电站中水电、地热投资吸引力最大 (8)图表6：印尼地热能资源分布 (9)图表7：印尼风能资源分布 (9)图表8：印尼太阳能资源分布 (10)图表9：印尼水电能源分布 (10)图表10：印尼发电装机结构以火电（汽轮机）为主 (12)图表11：中国多煤、贫油、少气禀赋使得火电装机为主 (12)图表12：印尼GDP保持较快增长 (13)图表13：印尼电力需求增长迅速 (14)图表14：印尼电力需求量超过2200亿kwh (15)图表15：印尼2016年发电量2489亿kwh (15)图表16：印尼电力装机稳步扩容 (16)图表17：中国电力装机容量年均增速5.5% (16)图表18：印尼人均装机容量较于中国存在较大差距 (17)图表19：印尼火电设备平均利用小时数过低，利用不足 (18)图表20：印尼国家电力公司PLN装机容量一家独大 (19)图表21：PLN主导全国发电环节 (19)图表22：PLN发电量占全国的近70% (20)图表23：印尼未来十年新增装机主要由私营企业投资承建 (22)图表24：印尼群岛地形决定电网互联程度较低 (25)图表25：印尼人口集中分布在西部南部岛屿 (25)图表26：印尼电网98%分布在人口密集的核心岛屿 (26)图表27：印尼人口80%分布在核心岛屿 (27)图表28：印尼将新建1.4万千米的输电网络 (29)图表29：印尼输配电线损率低 (31)图表30：印尼输变电领域还有很大的投资空间 (32)图表31：印尼电气化率将随农村供电计划增加 (35)图表32：亚太地区微电网市场形势好 (35)图表33：印尼中低压配网是扩建主要目标 (37)图表34：东南亚智能电表市场容量较大 (37)图表35：印尼是中国智能电表出口的重要贸易伙伴 (38)图表36：海兴印尼抢占了印尼电表市场30%的份额 (39)图表37：海兴智能电表在印尼的销售额占总出口的30% (39)图表38：印尼电力生产成本高于销售价格 (41)图表39：印尼居民电价约0.44元/kwh (41)图表40：印尼存在与我国类似的交叉补贴现象 (42)图表41：2016年印尼前十大进口商品中电力设备类排名第三 (45)图表42：印尼电力设备进口中与发电、光伏相关的占总量的约56% (45)表格1：印尼可再生能源多元化储备，可开发利用空间大 (7)表格2：印尼鼓励外资进入电力行业 (21)表格3：印尼本土电力企业代表项目 (21)表格4：中国企业已在这一轮新建电站计划中取得丰硕成果 (23)表格5：中国与印尼新能源合作项目 (24)表格6：印尼输配电网长度较短 (27)表格7：2010-2031年分区域估算印尼电力需求 (28)表格8：印尼2015年输电网地区分布 (28)表格9：中国特高压覆盖区域广、线路长 (29)表格10：印尼近5年输配电线损率 (31)表格11：印尼政府释放出电网市场化的积极信号 (32)表格12：中国企业与印尼的电网合作及输变电EPC项目 (33)表格13：印尼2015年配电网地区分布 (36)表格14：印尼200kva以上工商业和政府用户高峰期用电超额将罚款 (43)表格15：外国电池生产公司在印尼的投资项目 (46)第一节印尼：化石能源与可再生能源大国一、化石能源大国印尼煤炭储量世界第四，天然气亚太第三，石油亚太第二。
2022年印度尼西亚能源需求
2022年印度尼西亚能源需求2022年印度尼西亚能源需求预计将呈现快速增长的趋势，这主要受到经济发展、人口增长和工业化进程的影响。
为了满足不断增长的需求，印度尼西亚政府需要制定合理的能源政策，并采取措施促进可再生能源的发展。
本文将就2022年印度尼西亚的能源需求及其应对策略进行探讨。
一、能源需求的背景印度尼西亚是东南亚最大的经济体之一，其能源需求与经济发展密切相关。
随着国内生产总值的增长，人民生活水平的提高和工业化进程的推进，印度尼西亚对能源的需求不断增加。
然而，与此同时，印度尼西亚也面临能源供应短缺、环境污染等问题，这迫使政府不得不制定一系列政策来平衡能源需求和可持续发展之间的矛盾。
二、石油需求的增长2022年，印度尼西亚对石油的需求将继续保持增长势头。
石油是印度尼西亚最主要的能源来源，被广泛用于交通运输、工业生产和发电等领域。
然而，印度尼西亚的石油产量逐渐减少，使得其对石油的依赖度不断提高。
因此，印度尼西亚政府需要采取措施增加石油产量，或者寻找替代能源来满足日益增长的需求。
三、天然气需求的潜力印度尼西亚拥有丰富的天然气资源，因此天然气被视为替代石油的重要能源之一。
2022年，印度尼西亚对天然气的需求有望增长。
天然气在工业生产中具有广泛应用，同时也是清洁能源的典型代表。
由于其低碳排放和环境友好的特性，天然气被认为是实现可持续发展的关键能源之一。
印度尼西亚政府应当加大对天然气开发和利用的支持，以满足能源需求，并减少对石油的依赖。
四、可再生能源的发展随着全球对可再生能源的重视程度不断提升，印度尼西亚也将加大对可再生能源的发展和利用。
2022年，印度尼西亚可再生能源的需求有望快速增长。
太阳能和风能是印度尼西亚最具潜力的可再生能源资源，可以满足分散地区的能源需求。
此外，生物质能源和地热能也具备广阔的开发前景。
印度尼西亚政府应当制定相应政策，吸引投资者并加大对可再生能源的支持，以实现更加可持续、清洁的能源供应。
中国在印尼首例BOOT电站如何成功运作？
印尼巨港150MW 电站项目作为中国第一个“走出去”的BOOT电站项目，受到驻印尼大使馆、中国进出口银行、中国信保等瞩目。
印尼总统亲自到项目工厂授牌以示表彰。
由最初以BOO 方式运行的巨港燃气电站项目，中途因金融危机“无限期推迟”。
四川成达公司联合其他公司借势接盘，以BOOT方式运行20年。
而四川成达也成功从专营化工项目的公司转型为电力行业的老手儿。
01项目背景及各合作方投资方：中国化学工程总公司(CNCEC)，中国成达化学工程公司(CCECC)，SSP（注册国家是印度尼西亚）。
合作对象：南京汽轮电机（集团）有限责任公司（国内主要供货商），PT. PLN（印尼国家电力公司，购电合同的买方)，PT. PERTAMINA（印尼油气公司，燃料天然气供应商)。
—【1 】—主要投资方简介中国化学工程总公司中国化学工程总公司（简称CNCEC，中化总公司）是中央企业工委直接管理的国有重点企业。
先后承揽了包括孟加拉国、印度尼西亚、香港青衣岛等地的数套合成氨、尿素、电站工程和润滑油沥青等项目的设计、采购、施工或EPC 总承包。
中国成达化学工程公司中国成达化学工程公司（简称CCECC，成达公司）是由中国化学工程总公司控股的一个以设计为主体的工程公司。
公司已先后与印尼、美、英、法、日、意、香港、台湾、越南、巴基斯坦、南斯拉夫、苏丹、伊拉克等国家和地区直接或间接签订了40 余项合同。
—【2 】—国内主要供货商简介南京汽轮电机（集团）有限责任公司南京汽轮电机（集团）有限责任公司，以生产小型汽轮机、重型燃气轮机、与汽机/燃机配套的发电机、大中型同步、异步电机为主导产品的国家机械工业大型企业。
SSPSSP 公司是印尼注册的一家私营企业，主要从事土木工程、房地产、仓库租赁和进出口贸易。
自1990 年成立以来，公司业务不断扩大，各类产品特别是轻化工品的进出口贸易额增长迅速。
PT. PLNPT. PLN 公司作为能源及公共工程部的一个单位建于1961 年。
2017年印尼电网行业分析报告
2017年印尼电网行业分析报告2017年9月目录一、印尼：化石能源与可再生能源大国 (5)1、化石能源大国 (5)2、可再生能源大国 (6)二、发电：能源禀赋高→电源端建设空间大 (8)1、能源禀赋带来充足的电源端建设空间 (8)（1）一次能源禀赋决定印尼以火电装机为主 (8)（2）印尼经济增长势头良好，电力需求快速上升 (9)（3）印尼电源端建设空间充足 (10)（4）印尼装机容量和火电设备利用小时数存在提升空间 (11)2、发电端寡头格局逐渐放开 (11)（1）印尼发电市场由国家电力公司PLN主导 (11)（2）印尼发电市场逐渐市场化 (12)3、中国企业积极参与电源端 (14)（1）中国企业深耕印尼电站建设市场，寻求更多合作机会 (14)（2）新能源领域有望成为中印尼未来能源合作主攻方向 (15)三、输变电：群岛形成分布式电网 (16)1、群岛地形决定电网分布式 (16)（1）印尼拥有17000个岛屿，电网互联程度较低 (16)（2）印尼电网呈现分布式结构 (17)2、电网跨度小、线损率低 (18)（1）印尼电网长度较短，区域跨度不大 (18)（2）印尼输电网建设速度加快 (19)（3）高压线路是印尼电网建设主力 (20)（4）印尼整体输配电线损率低 (21)3、印尼电网逐渐市场化 (22)（1）印尼输变电投资仍有超过1500亿元电网投资需要引入外资 (22)（2）印尼政府支持私营企业参与电网建设 (23)（3）中国公司在印尼较多参与设备端EPC项目 (23)四、配网：分布式电网催生配网建设需求 (24)1、印尼群岛地形催生微电网需求 (24)（1）印尼实施“村村通电“计划保障农村电力供应 (24)（2）农村电气化项目的展开促进印尼微电网市场发展 (25)2、印尼将增建中低压配电线路 (26)（1）印尼15-20kv配电网建设总体水平较低 (26)3、印尼是我国电表的主要出口市场 (27)（1）印尼是东南亚电表最大市场 (27)（2）印尼是中国电表的主要出口市场 (28)五、储能：印尼储能行业尚未导入 (29)1、人均收入低导致亏本售电 (29)（1）印尼亏本售电，电网公司依赖政府补贴 (29)（2）印尼电价存在与中国类似的交叉补贴 (30)2、印尼峰谷电价尚未实施 (31)3、印尼电池储能对外依赖较大 (32)印尼是化石r能源大国与可再生能源大国。
海外项目浅谈(印尼公主港工程交流)
四
当地用工
安装工程 雇用少量当地劳工 劳动技能不高 效率低
节假日多
五 雨季施工
排水 修路 设备保护 实施详细、有效的雨季施工措施，尽量消 除各种不利影响;合理规划，避开雨季高峰 期；减轻雨季对下步工序所产生的影响。
谢谢大家！
印尼公主港(Pelabuhan Ratu)3×350MW电厂项目交流
一、项目概况：
公主港（PELABUHAN RATU）电厂项目是中国政府有意向印度尼 西亚政府提供买方信贷建设总容量10000MW电厂项目计划的一部 分，也是其中最大的一个单项项目，整个项目由上海电气负责 EPC总承包，项目合同金额达到8.91亿美元，是上海电气进入印 尼电力市场的第一个大型电力项目. 印度尼西亚公主港3*350WM燃煤电站是印尼国家电力公司为满足 爪洼岛的电力需求而计划建造的，三台机组分别要求在第30个 月、33个月、36个月投入商业运行。上海电气电站工程公司已 经在2007年8月7日按照签订的对外合同开始执行该项目。2007 年8月7日即为该项目的正式开工日，开始计算工期考核时间。 第一台机组按合同工期将在2010年2月投入商业运行。 考虑到公主港项目是国外EPC工程，风险和责任巨大，上海电气 公主港项目部承担了项目建设全过程的管理，不采用委托管理 的方式，项目部专业管理人员采用人力资源部配置、聘用社会 人员和向湖北电建二公司借聘三种形式组成。
The centre of Palabuhanratu town
From Jakarta/ Sukabumi
the Project site
the Cimandiri River
VIEW FROM SOUTH SIDE
3、业主方介绍
印度尼西亚水电资源及开发
ｈｕｒ 和 Ｃｉｒａｔａ 大型水电站ꎬ也与外国公司开发多个水
电项目ꎮ
ＰＴ Ｉｎｄｏｎｅｓｉａ Ｐｏｗｅｒ 于 １９９５ 年由 ＰＬＮ 成立ꎬ最
初名称为 ＰＴ ＰＬＮ Ｐｅｍｂａｎｇｋｉｔａｎ Ｊａｗａ Ｂａｌｉ Ｉ ( ＰＴ ＰＪＢ
Ｉ) ꎬ２０００ 年改用现在的名称ꎬ主营业务是发电和电
厂运行ꎬ公司下设 ５ 个子公司ꎬ２ 个合资公司ꎬ１ 个联
东爪哇省
Ｓｕｔａｍｉ / Ｕｎｉｔ
Ｐｅｍｂａｎｇｋｉｔａｎ Ｂｒａｎｔａｓ
Ｌａｒｏｎａ
Ｂａｌａｍｂａｎｏ
Ｋａｒｅｂｂｅ
Ｂａｋａｒｕ
装机
/ ＭＷ
５０
南苏拉
威西省
中苏拉
威西省
２００２
１９９８
２００１
１９６６
１９６５
１９８８
ＰＴ Ｐｅｒｕｍ Ｊａｓａ Ｔｉｒｔａ
(印尼国有企业)
１９８８
２０２０
１９７８
１９７３
行了调整ꎬ具体内容如下:
(１) 装机容量超过 １０ ＭＷ 的大型电站( 印尼大
小型水电项目以 １０ ＭＷ 为界) :外资比例限制从此
前的 ９５％ 提高至 １００％ ꎬ即在 ＰＰＰ 特许经营期内ꎬ外
国投资者可以完全拥有该电站ꎬ但特许经营期结束
后ꎬ外国投资者需将部分股权转让给政府ꎬ外资比例
西北水电２０２１ 年第 ３ 期
韩国企业主要有韩国中部电力公司ꎬ其与卡拉
家族集团合作的 ４５ ＭＷ Ｗａｍｐｕ 水电项目ꎬ以及当
地公司 ＰＴ. Ｎｕｓａｎｔａｒａ Ｈｙｄｒｏ Ａｌａｍ 合作的 ５６ ＭＷ Ｓｅ￣
ｍａｎｇｋａ 水电公司ꎬ都处于建设收尾期ꎮ
３ 印尼水电项目开发流程
印尼光伏市场现状及政策
印尼光伏市场现状及政策一、印尼光伏现状印尼光照资源丰富，一年中有着稳定的光照水平。
印尼平均每日太阳能辐射在 4.8kw/㎡。
截止到 2020 年初，印尼全境有并网、在建和储备的光伏并网项目大概有 390MW（包括200MW的Cirata水上光伏项目（电建华东院EPC，预计2024年投产）。
相比其500GW级的开发潜力低了3个数量级，也远低于邻国的开发水平。
目前已投产光伏项目的规模都不大，目前最大的单体项目为 5-15MW，无法形成工业集中化优势。
根据新发布的，印尼国电公司发布2021-2030十年电力发展规划，规划到2030 年实现 4.5GW 的新增光伏电站（不含屋顶光伏）；印尼屋顶光伏开发潜力32.5GW，到 2025 年计划开发 3.6GW；印尼有 2246 座使用年限超过 15 年的柴油发电厂（1778MW），印尼能源和矿产资源部计划到2026年使用光伏+储能全部替代上述老旧柴发机组，分两步实施，第一阶段预计将在2023年至2024年期间完成，完成358座柴发（307MW）的替换。
到2025年将实现可再生能源占比23%的目标，到 2030 年 51.6% 的可再生能源占比目标。
细化到光伏领域，PLN 计划在 2030 年前实现新增4680MW 的装机量。
二、光伏政策发展时间线三、光伏项目市场机制•DirectSelection:自 2017 年发布的法规以来，印尼的公用事业规模的光伏项目一直在沿用 DirectSelection 机制，并对这些项目分配了固定的装机量配额。
类似于基于变电站的竞标，Direct Selection 机制可以被理解为一种“有限制的”竞标机制，并且需要预先审批的开发人员列表（DPT）中至少有两个投标人。
此外，装机量配额将由 PLN 根据每个地区的电网系统来确定。
在这一机制下，开发商需要自行寻找适宜进行项目开发的土地，并完成土地征用。
如下图：•特定区域光伏竞标：与上述的基于变电站竞标（DirectSelection）机制相比，政府将会为特定区域的光伏项目竞标预选地理位置，并规定好装机容量。
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2017 264 91.9
2018 284 93.7
2019 306 96.3
2020 329 96.8
2021 356 97.4
2022 385 97.7 6
AGENDA
GEOTHERMAL POWER PLANT PROJECTS (GPPP)
GEOTHERMAL POTENTIAL MAP GEOTHERMAL POTENTIAL MAP
RESERVE (MW) Probable 823 15.867 Proven 2.288
% 54.64%
MAP OF GEOTHERMAL DEVELOPMENT
1 2 1 1 2 1
3
14 3 12 2 1 10 5
6
17
2
13 11 9 2 12 14 10
7 2 6
6
9 6 7
3 4 4 4 10 6 3 7 2 3 5
PPA SIGNED/PREPARATION EXPLORATION
1. 2. 3. 4. RAJABASA (220 MW) UNGARAN (1X55 MW) IJEN (2X55 MW) ATADEI (1x5 MW)
CONSTRUCTION STAGE (155 MW)
1. PATUHA (120 MW) 2. ULUMBU (5 MW) 3. KAMOJANG 5 (30 MW)
READY FOR EXPLOITATION/ FINACING CLOSE
1. 2. 3. 4. 5. 6. SARULLA I (330 MW) LUMUT BALAI (220 MW) ULUBELU 3&4 (110 MW) CIBUNI (10 MW) KARAHA BODAS (140 MW)) LAHENDONG 5&6 (40 MW)
Electricity Demand Forecast 2014‐2022
(High demand growth as of 8.4% annually)
Year Demand (TWh) Elec. Ratio ( % )
2014 207 82.6
2015 226 85.9
2016 244 88.9
PPA DISCUSSION/ RENEGOTIATION
1. JABOI (2x5 MW) 2. SORIK MERAPI (3X80 MW) 3. SARULLA II (2X55 MW) 4. S. SEKINCAU (4X55 MW) 5 C. 5. C CISUKARAME (1X50 MW) 6. RAWA DANO (1X110 MW) 7. W. WINDU 3&4 (2X110 MW) 8. T. PERAHU I & II (170 MW) 9. TAMPOMAS (1X45 MW) 10.GUCI (1X55 MW) 11.BATU RADEN (2X110 MW) 12.NGEBEL/WILIS (3X55 MW) 13.IYANG ARGOPURO (1X55 MW) 14 BEDUGUL (1X10 MW) 14.BEDUGUL 15.HU’U (2X10 MW) 16.SOKORIA (3X5 MW) 17.JAILOLO (2X5 MW) 18.DIENG 2 & 3 (115 MW)
1
JAKARTA, 03 FEBRUARY, 2015
AGENDA
AGENDA
PLN PROFILE IN RENEWABLE ENERGY DEVELOPMENT GEOTHERMAL POWER PLANT PROJECTS (GPPP) HYDRO POWER PLANT PROJECTS (HPPP) SOLAR PV PROJECTS BIOMASS POWER PLANT PROJECTS OPPORTUNITIES CHALLENGES O O U S AND C G S ON O RE DEVELOPMENT O
4
STATUS PENGEMBANGAN RE PROGRESS RENEWABLE ENERGY DEVELOPMENT
Hydropower and Geothermal dominated the RE development in Indonesia because of the great potential and economical factors. Hydropower H d which hi h has h been b d l developed d to t the th stage t of f operation ti are 3,867 3 867 MW (excluding own use HPP by a private developer), while geothermal been operating at 1,310 MW. Solar energy (PV): 9 locations have been operating at 3.6 MWp; The 100 island Solar PV program (21 MW) are under construction; The 1,000 islands solar PV program p g (225 MW) ( ) in the evaluation p phase. The role of the p private sector has indicated to develop 305 MW. Biomass: 61 MW already operating with most schemes as excess power to the grid. grid Minihidro: 1,394.6 MW will be developed by the IPP with appropriate FIT price. 112.3 MW phase in operation, 246.9 MW under construction, 221.0 MW in f di process, 415.7 funding 415 7 MW in i PPA process and d 400.2 400 2 MW is i still till a proposal. l
AGENDA
PLN PROFILE IN RENEWABLE ENERGY DEVELOPMENT
GENERAL DESCRIPTION OF NATIONAL ELECTRICITY
• High electricity load demand projection, with growth of 8.4% per year. • Relatively low electrification ratio (national average 78%), with average level of consumption per capita is 754 kWh. • The composition of the fossil fuel usage remained high – National : 12%. • Enormous potential for renewable energy (hydro and geothermal), but the use is still limited. • PLN limited investment capabilities • Private sector sector's s role in the development of renewable energy driven by FIT (Feed in Tariff).
Pengembangan PLTP sesuai RUPTL (2013‐2022)
2000 1800 1600 1400 1200 MW 1000 800 600 400 200 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
RENCANA TAMBAHAN KAPASITAS PLTP MASUK SISTEM PLN SESUAI RUPTL 2013‐2022 TAHUN 2013 2014 2015 2016 2017 SUMATRA 0 0 0 55 330 JAWA‐BALI 0 55 30 30 225 LUAR JBS 0 5 0 0 25 TOTAL 0 60 30 85 580 KOMULATIF 0 60 90 175 755
Preliminary y survey
Detailed Survey
Ready to be implemented
Installed
RESOURCE (MW) Speculative 8.780 13.171 Hypothetical 4.391
% Possible 45.36% 12.756 29.038
EXPLORATION STAGE
1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. MUARA LABOH (220 MW) RANTAU DADAP (220 MW) SUNGAI PENUH (110 MW) HULULAIS (110 MW) ULUMBU (5 MW) KOTA MOBAGU (80 MW) TULEHU (20 MW)
PRODUCTION STAGE (1313.5 (1313 5 MW)
1. SIBAYAK (12 MW) 2. KAMOJANG (210 MW) 3. WAYANG WINDU (220 MW) 4. GN. SALAK (360 MW) 5. DARAJAT (255 MW) 6. DIENG (60 MW) 7 ULUMBU (5 MW) 7. 8. MATALOKO (1,5 MW) 9. LAHENDONG (80 MW) 10. ULUBELU 1&2 (110 MW)