Analisis Manajemen Resiko (Aditya,Iklil,Tanwirul,Andreas)

ANALISIS MANAJEMEN RESIKO 

(Studi Kasus: PT.PLN (PERSERO) APJ Malang) 

 

        Disusun Oleh:    ADITYA RAHMADHANI   105060700111020  IKLIL LAZUARDI FIRDAUS  105060700111076  ANDREAS ARYO    105060707111016        TANWIRUL AZHAR               105060707111037        KEMENTRIAN PENDIDIKAN DAN KEBUDAYAAN   UNIVERSITAS BRAWIJAYA  FAKULTAS TEKNIK  JURUSAN TEKNIK INDUSTRI  MALANG  2014   

 

TINJAUAN UMUM PERUSAHAAN 

Berdasarkan  keputusan  Menteri  Pekerjaan  Umum  dan  Tenaga  Nomor  :  Ment,  16/  1/20  tanggal  20  Mei  1961  diantaranya  disebutkan  didaerah  –  daerah,  dibentuk  daerah  EXPLOITASI  yang  terdiri  dari  10  Daerah  Explotasi  Listrik  Umum  (Pembangkit  dan  Distribusi)  dimana  untuk  Wilayah  Jawa  Timur  adalah  Exploitasi  IX  yang  melaksanakan  fungsi  pembangkitan  dan  pendistribusian tenaga listrik. 

Berdasarkan Keputusan Direksi PLN Nomor 054/ DIR / 73 pada tanggal 23 Oktober 1973,  Nama PLN Distribusi I/ Pembangkit I, dan kemudian diubah menjadi PLN Wilayah XII berdasarkan  Keputusan Direksi PLN Nomor 012/ DIR/ 1976 pada tanggal 25 Februari 1976. 

Selanjutnya sejak tanggal 3 Juli 1982 dengan Keputusan Direksi No 042/ DIR/ 1982 nama  PLN  wilayah  XII  berubah  lagi  menjadi  PLN  Distribusi  Jawa  Timur,  dengan  tugas  dan  tanggung  jawab mengelola pendistribusian tenaga listrik di Jawa Timur sampai dengan saat ini. 

Bahwa  sejalan  dengan  kebijakan  restrukturisasi  sektor  ketenaga  listrikan  sebagian  tertuang  dalam  keputusan  Menteri  Koordinator  Bidang  Pengawasan  Pembangunan  dan  Pendayagunaan Aparatur Negara Nomor 39 / KEP / MK. WASPAN / 9 / 1998 serta kebijakan PT.  PLN  (Persero)  Kantor  Pusat  tentang  PT.  PLN  (Persero)  Distribusi  Jawa  timur  diarahkan  kepada stagic bussinesunit/ investment centre. 

Seiring  dengan  itu  dan  dalam  rangka  optimasi  Corporate  Gain  dan  penyusunan  organisasinya  berdasarkan  Value  Chain,  sehingga  tugas  pokok  dan  susunan  seperti  yang  telah  ditetapkan dengan Keputusan Direksi Perusahaan Umum Listrik Negara Nomor 154.K/ 023/ DIR/  2001 tanggal 20 Februari 2001. 

Kepuasan  Direksi  PT.  PLN  (Persero)  No.120.K/010/  2002.  Tanggal  27  Agustus  2002  tentang Nama Unit Bisnis di lingkungan PT. PLN (Persero) yang intinya Organisasi dengan status  Unit Bisnis hanya untuk anak Perusahaan PT. PLN (Persero) sedangkan PLN Jawa Timur menjadi  PT. PLN (Persero) Distribusi Jawa Timur. 

 

Berdasarkan  KEPUTUSAN  DIREKSI  PT.  PLN  (Persero)  Nomor  012.K/  010/  DIR/  2003  tanggal  16  Januari 2003, dengan susunan Organisasi : 

a.   General Manager  b.   Bidang yang tediri atas :    1.   Perencanaan;  2.   Operasi;  3.   Niaga;  4.   Keuangan;  5.   Sumber Daya Manusia dan Organisasi;  c.   Audit Internal  d.   Area Pelayanan dan Jaringan (APJ)  e.   Area Pelayanan (AP)  f.    Area Jaringan (AJ)  g.   Area Pengatur Distribusi   

Dikelola  oleh  4010  orang  pegawai  PLN  Distribusi  dan  14  area  Pelayanan,  1  Unit  Pengaturan  Distribusi,  108  UPPTR,  81  Unit  Kantor  Jaga  1715  Unit Payment  Point.  Sarana  kelistrikan  terdiri  dari  jaringan  tegangan  menengah  27.756,6  Kms,  Jaringan  Tegangan  Rendah  49.953,5  Kms,  Pelanggan  Daerah  Pelayanan  PT.  PLN  (Persero)  Distribusi  Jawa  timur  dengan  luas  47.922  Km2,  yang terdiri dari 29 Kabupaten, 9 Kota Madya,  607 Kecamatan, 8.402  Desa. Tingkat kebocoran  sebesar  12,54%,  berhasil  kembalikan  atas  energi  yang  dipakai  secara  ilegal  berkat  Operasi  Penerbitan Aliran Listrik (OPAL) rata – rata Rp 2 Milyar per bulan. 

PT.  PLN  (Persero)  Distribusi  Jawa  Timur  pada  akhir  tahun  2003,  energi  terjual  mencapai  15.704.975  MWh  dan  pendapatan  sebesar  Rp  7.75  Juta,  harga  jual  per  kWh  Rp  562,23  susut  9,19%  langganan  tersambung  6.118.120  langganan  daya  tersambung  7.813.398  kVA.  Pengembangan  Organisasi  menambah  3  Area,  Area  layanan  Surabaya  Barat,  Area  Jaringan  Surabaya  Barat  dan  Area  Pelayanan  Ponorogo.Konstribusi  pendapatan  keuangan  PT.  PLN  (Persero) sebesar 25% terhadap kelistrikan Indonesia. 

   

OPERATIONAL  RISK 

Faktor‐Faktor Penyebab Gangguan Listrik di Area Malang Kota    (Identifikasi Resiko)  Terdapat banyak factor‐faktor yang menyebabkan arus listrik terganggu alirannya dan  menimbulkan kerugian bagi PLN,berikut akan disebutkan factor‐faktornya.Antara lain :    1) Susut :Susut merupakan kerugian energi akibat masalah teknis dan non teknis. Masalah  teknis umumnya disebabkan oleh kualitas daya hantar listrik, semakin bagus kualitas  daya hantar listrik semakin rendah susut yang terjadi. Sedangkan susut non teknis  umumnya di akibatkan oleh rusaknya instalasi di jaringan maupun dalam rumah yang  tidak standar (akibat pencurian) maupun menggunakan peralatan yang tidak sesuai.  Penyusutan Jaringan (Losses) merupakan salah satu penyebab kerugian yang dialami  PLN. Di bawah ini adalah Roadmap susut area malang.        Tabel Roadmap Susut Area Malang                    Dari tabel diatas dapat diketahui bahwa PLN berusaha menurunkan susut semaksimal  mungkin mulai tahun 2011 hingga 2015.Dapat dilihat bahwa terdapat perbedaan jumlah susut  menggunakan I4 dan tanpa I4.Untuk mewujudkan roadmap tersebut,PT.PLN membuat strategi  Susut   2011  2012  2013  2014  2015  Dengan I4  7,85  6,88  6,22  5,88  5,62  Tanpa I4  8,35  7,38  6,72  6,38  6,12 

utama untuk menurunkan susut,berikut adalah strateginya. Pada tabel 4.4 berikut ini akan  dijabarkan strategi utama roadmap susut adalah sebagai berikut :  Tabel Strategi Utama Roadmap Susut    2) Gangguan penyulang :Gangguan pada tiang‐tiang listrik utama PLN,berikut ini  merupakan sajian data yang berupa grafik dan tabel gangguan penyulang.        Gambar 4.1 Grafik Gangguan Total Penyulang Periode 2010‐2012        60 84 56 65 94 71 75 76 89 85 66 71 61 52 53 _{54 49 49} 40 54 33 51 77 31 93 58 47 32 23 27 26 ₂₁ 15 48 0 20 40 60 80 100 2010 2011 2012

    Tabel  Data Total Gangguan Penyulang          Pada Tahun 2010 total gangguan penyulang adalah 892,tahun 2011 adalah 604 dan tahun  2012 adalah 390.Angka gangguan tertinggi ada pada tahun 2010 dan terendah pada tahun  2012,ini menunjukkan PLN berhasil melakukan pengurangan resiko gangguan penyulang setiap  tahunnya.        PLN APJ Malang juga mengumpulkan faktor‐faktor apa saja yang menyebabkan gangguan  penyulang di kota Malang untuk triwulan terakhir (Agustus‐September‐Oktober).Kemudian dari  factor‐faktor penyebab gangguan yang ada,dipilah kembali menjadi faktor internal dan  eksternal.Berikut adalah factor‐faktor yang menyebabkan gangguan penyulang yang sudah  dibuat dalam bentuk pareto untuk mengetahui factor mana yang paling sering menganggu.  Gambar Pareto Penyebab Gangguan Penyulang Triwulan Terakhir.    12 10 9 8 6 5 4 3 3 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 2 4 6 8 10 12 14 Isolator rusak Binatang nempel pada jaringan SUTM Bersamaan memasukkan/melepaskan LBS/AVS FCO rusak IML Pelanggan Rusak Antena roboh kena jaringan SUTM karena … Jumper SUTM rusak Tiang SUTM roboh karena sebab lain

PARETO PENYEBAB GGN PENYULANG 

TRIWULAN TERAKHIR

      Berdasarkan Diagram Pareto diatas,dapat diketahui bahwa frekuensi tertinggi penyebab  gangguan penyulang untuk triwulan terakhir adalah isolato rusak (frekuensi=12),gangguan  sementara karena hujan/petir (frekuensi=10),dan Gangguan sementara karena sebab lain  (frekuensi 9),sementara untuk penyebab lain seperti binatang yang menempel pada jaringan  SUTM,pohon/dahan /bambu terkena jaringan SUTM,bersamaan memasukkan LBS/AVS,CO  Branch putus juga menjadi faktor penyebab gangguan penyulang di wilayah Malang kota.   Seperti penjelasan diatas,setelah diketahui faktor apa saja yang menjadi penyebab gangguan  penyulang,kemudian dipetakan menjadi factor internal dan eksternal dan dibuatkan diagram  pareto kembali untuk mengetahui jumlah persis gangguan tiap bulannya.Berikut adalah pareto  gangguan internal dan eksternalnya.    Gambar Pareto Penyebab Gangguan Penyulang (Internal dan Eksternal) tahun 2012           Berdasarkan gambar 4.3 diatas dapat diketahui gangguan internal tertinggi di tahun 2012  ada pada bulan Januari(61 kali) dan gangguan internal terendah ada pada bulan Agustus dan  September(8 kali).Tiap bulannya terjadi fluktuasi jumlah gangguan internal,ini mungkin  disebabkan kelalaian operator dalam mengontrol/memaintenance komponen‐komponen dalam  trafo dan penyulang,serta penjadwalan maintenance yang kurang rutin.Sedangkan gangguan 

eksterna septemb disebabk ambruk,s penyulan 3) TAHUN  2011  2012           D sekali ter 2012 gan   0 1 2 l paling bany er (7kali),dis kan karena p sedangkan p ng yang diseb  Gangguan t menyebabk dan tabel ga JAN  FEB  M 0  1  0 0  1  0 ari tabel 4.4 rjadi,total ga ngguan trafo 0 1 0 0 1 yak terjadi d sini juga terja ada bulan Se pada bulan fe babkan oleh trafo : Gangg kan ganggua angguan traf Gambar G T MAR  APRIL  0  0  0  0   dan grafik 4 ngguan trafo o hanya seka 0 0 1 0 0 0 2 i bulan Febr adi fluktuasi  eptember be ebruari,suda  pohon amb guan yang te n listrik. Beri fo.  Grafik Gangg Tabel Data T MEI JUNI 1  1 0  0 4.5 diatas da o tahun 201 li terjadi yait 1 0 0 0 2011 2012 uari (41 kali) jumlah gang elum mulai m h mulai mus bruk.  erjadi pada e ikut ini meru guan Trafo pe Total Ganggu JULI AGS 0 0 0 0 pat diketahu 1 adalah 6 k tu pada bula 0 1 ) dan ganggu gguan,mung musim hujan sim hujan da elemen‐elem upakan sajian eriode 2011 uan Trafo  SEP OKT 0 1 0 0 ui bahwa gan kali gangguan n februari. 2 0 uan terendah gkin salah sat n jadi tidak b an banyak ga men dalam tr n data yang  ‐2012    NOP DES  T 2 0  6   1 ngguan trafo n,sedangkan h ada pada b tunya  anyak pohon angguan  rafo,yang  berupa grafi TOTAL  6  1  o sangat jara n pada tahun bulan  n  ik  ang  n 

4)  Gangguan JTR (Jaringan tegangan rendah),SR (Sambungan Rumah),APP  (Alat pembatas dan pengukur Daya total energi listrik) dan Gardu.        Berikut ini merupakan sajian data yang berupa grafik dan pie chart tentang gangguan  JTR,SR dan APP.  Gambar  Grafik Total Gangguan pada JTR,SR,APP dan Gardu Area Malang       Dari grafik diatas dapat diketahui bahwa pada tahun 2010 jumlah gangguan terbanyak ada  pada bulan Mei (94 gangguan),Pada tahun 2011gangguan terbanyak ada pada  bulan November  (77 gangguan),dan di tahun 2012 jumlah gangguan terbanyak ada pada bulan Januari (93  gangguan). Jika melihat dari grafik ini sebenarnya dari tahun 2010 hingga 2012 ini terjadi  penurunan jumlah gangguan pada JTR,SR,APP dan Gardu,terutama pada tahun 2012,jumlah  gangguan semakin sedikit,ini menunjukkan PLN semakin siap menuju era WCS.           

  Ga 9% 1 Gambar P mbar Lanjut GARD 4% 24% 13% 13% ie Chart Ana tan Pie Chart JTR 7% DU %

PRO

GAN

28% %

GANG

alisa Ganggu t Analisa Gan SR APP 89%

OSENTAS

NGGUAN

% 9% 4%

GUAN S

an JTR,SR da ngguan JTR,S

SE 

N 

SR

Lost kon SM put SR putu Lost kon Lost kon an APP    SR dan APP  ntak di atas rumah us / terbakar us / terbakar ntak di tiang ( JTR  ntak SR ‐ SR   h ‐ SR )

Dari pie c dan APP. pada APP khusus.  Pengenda NO  1  2   

 

chart diatas  Gangguan p P gangguan d alian Resiko  Jen Gangguan s huj Isola 2% 6% 1% 0% dapat diketa pada SR yang dengan pros Operasional  Tabel Priorit is Resiko  ementara ka jan/petir  ator rusak  1 4% 31% ahui bahwa p g paling serin sentase palin tas Utama P R arena  1 1 % 17% 22% GANGG prosentase g ng adalah Los ng besar ada engendalian RN  15  Peng k Pen Panja untu 15  Pen berka dik 0% 0% 4% 12% GUAN APP gangguan ya st kontak dia  pada NH fu n Resiko Ope Cara P ggunaan kab kuat,tahan h pe ngadaan pro at Tiang Sam uk mengatas gontrolan is ala (weekly m ketahui man waktu NH Fuse / NFB  A khusus MCB rusak Rele dan / atau C Pelebur putus da MCB trip karena  Lost kontak dala ng paling se atas rumah ( se/NFB APP  erasional  Pengendalian el‐kabel yan ujan dan pet enyulang.  gram P2TST  pai Tuntas)  si gangguan p olator yang  maintenance a isolator ya unya diganti. APP milik pelanggan  CB rusak an LBS jatuh atau rus beban lebih m terminal APP   ring ada pad (28%),sedan milik pelang n  g berbahan  tir pada   (Program  oleh PT.PLN  penyulang. ada secara  e) agar lebih  ng sudah  .  sak da SR  gkan  ggan 

   

 

LanjutanTabel Prioritas Utama Pengendalian Resiko Operasional 

NO  Jenis Resiko  RRN  Cara Pengendalian 

3  Susut  12  Penyusunan Strategi utama roadmap susut  oleh PT.PLN yang meliputi  a) peningkatan mutu tegangan sesuai  standar.     b) perbaikan pembebanan.     c) perbaikan kinerja peralatan.      d) Peningkatan pengukuran dan     pembacaan meter KWH.  4  Lost kontak diatas rumah  12  Pengadaan program P2TST (Program Panjat  Tiang Sampai Tuntas) oleh PT.PLN untuk  mengatasi gangguan SR  5  Lost kontak di tiang  (JTR‐SR)  12  Pengadaan program P2TST (Program Panjat  Tiang Sampai Tuntas) oleh PT.PLN untuk  mengatasi gangguan JTR‐SR.  6  Gangguan Trafo  9  Pelaksanaan daily maintenance sampai  annual maintenance untuk pengontrolan  kondisi trafo.  Pembentukan tim inspeksi jaringan dan trafo  oleh PT.PLN  7  MCB trip karena beban lebih  9  Pengadaan MCB kapasitas tahan beban yang  lebih besar  Perbaikan/pengurangan pembebanan agar  tidak banyak mengganti MCB karena trip. 

8  MCB rusak  9  Penggantian MCB   Tenaga ahli memperbaiki MCB yang  rusak,agar tak perlu ganti MCB  9  Lost kontak dalam terminal  APP  9  Perbaikan terminal APP oleh tenaga ahli  yang telah disediakan PT.PLN   

MARKET RISK 

  Ruang Lingkup Usaha Pokok P3B  Bidang usaha pokok yang ditangani oleh P3B sesuai tanggung jawab yang diberikan kepadanya  sebagai  pelaksana  monopoli  transmisi,  pengelola  operasi  sistem  dan  transaksi  tenaga  listrik  adalah:  1. Penyaluran Tenaga Listrik, termasuk layanan penyambungan ke sistem penyaluran;  2. Perencanaan Sistem Tenaga Listrik yang terdiri dari indikasi kebutuhan pembangkitan dan  pengembangan sistem penyaluran;  3. Operasi Sistem Tenaga Listrik yang meliputi manajemen energi dan pengendalian operasi;  4. Transaksi Tenaga Listrik yang meliputi penyediaan informasi sistem tenaga listrik dan  pengelolaan transaksi tenaga listrik; serta  5. Setelmen Transaksi Tenaga Listrik, yaitu perhitungan dan pengelolaan tagihan  transmission charges, system service charges dan transaksi tenaga listrik, termasuk  pengelolaan sistem metering.    Ruang Lingkup Usaha Di Luar Usaha Pokok P3B 

Disamping  mengelola  bidang  usaha  yang  bersifat  monopoli,  P3B  memiliki  peluang  untuk  mengembangkan  usaha  lain  di  luar  usaha  pokok  dengan  maksud  untuk  mengoptimalkan  penggunaan sumberdaya dan investasi yang telah dilakukan agar dapat memberikan kontribusi  kepada  laba  usaha  P3B,  yang  secara  tidak  langsung  pada  akhirnya  akan  dapat  memberikan  manfaat kepada stake holders. 

Jenis‐jenis usaha yang dapat dilakukan antara lain: jasa operasi dan pemeliharaan instalasi listrik,  pelaksana  pengujian  dan  komisioning  instalasi  dan  peralatan  listrik,  konstruksi/instalasi  gardu  induk  dan  transmisi,  enjiniring  instalasi,  pelaksana  operasi  sistem  tenaga  listrik,  konsultasi  dan  pelatihan, serta penyewaan peralatan dan properti. 

 

Identifiksai Risiko 

• Risiko yang dihadapi jika prakiraan permintaan listrik lebih tinggi daripada realisasi: 

‐  Kapasitas  pembangkit,  transmisi  dan  distribusi  yang  dibangun  lebih  banyak  dari  pada  yang  dibutuhkan.Pembangkit  dioperasikan  pada  CF  rendah,  atau  bahkan  sebagian  tidak  dioperasikan.  Dalam  halpembangkit  IPP,  PLN  dapat  terkena  penalti  pengambilan  energi  minimum. Transmisi dan distribusijuga berbeban rendah. 

‐ Pendapatan dari penjualan listrik lebih rendah daripada yang direncanakan, sehingga tidak  cukup untukmembayar pinjaman (pokok berikut bunganya) yang dilakukan untuk mendanai  proyek pembangkit,transmisi dan distribusi. 

‐  Menimbulkan  kecurigaan  pada  stakeholders,  yaitu  PLN  dianggap  melakukan  fraud  dengan  membuat  prakiraan  permintaan  listrik  yang  tinggi  untuk  menjustifi  kasi  kelayakan  proyek  kelistrikan tertentu. 

‐  PLN  terkena  penalti  dari  kontrak  energi  primer  (batubara,  gas)  jangka  panjang  akibat  penghentianoperasi beberapa pembangkit idle. 

 

• Prakiraan beban lebih rendah dari realisasi permintaan, maka risiko yang akan dihadapi :  ‐  Kapasitas  pembangkit,  transmisi  dan  distribusi  yang  dibangun  lebih  sedikit  dari  yang 

dibutuhkan.Banyak  pembangkit  dioperasikan  maksimal  secara  terus  menerus  bahkan  menunda pemeliharaan yangjatuh tempo, sehingga dapat menurunkan kinerja mesin.  ‐ Banyak calon pelanggan baru dan penambahan daya tidak dapat dilayani, kualitas pelayanan 

menurunbahkan terjadi pemadaman. 

‐  Citra  PLN  terpuruk  karena  gagal  melaksanakan  misi  yang  diberikan  oleh  Pemerintah  untuk  menyediakanlistrik dalam jumlah yang cukup dan handal. 

‐  Konsumen  industri  dan  bisnis  memproduksi  listrik  sendiri  dengan  pembangkit  skala  kecil,  secarakeekonomian nasional hal ini sangat tidak efi sien. 

‐  Sektor  swasta  membangkitkan  listrik  dengan  gas  atau  batubara  dan  menjual  produknya  langsung kekonsumen dalam kawasan tertentu, PLN kehilangan market share. 

‐  Susut  teknis  meningkat  karena  penambahan  jaringan  yang  terbatas.  Susut  non‐teknis  juga  meningkatkarena  pelanggan/calon  pelanggan  sulit  memperoleh  tambah  daya/akses  listrik  yang legal. 

 

Pengendalian Risiko 

• Realisasi penjualan lebih rendah daripada demand forecast 

‐  Mengupayakan  peningkatan  pemasaran  secara  agresif  dan  proaktif  apabila  terdapat  indikasipertumbuhan penjualan lebih rendah dari yang diprediksi. 

‐  Mendorong  Pemerintah  Pusat/Daerah  untuk  mempercepat  arus  masuk  investasi  agar  industri danperdagangan tumbuh lebih cepat sehingga dapat menyerap listrik lebih banyak..  ‐ Mempercepat elektrifi kasi daerah‐daerah yang belum terjangkau listrik.  ‐ Secara periodik (tahunan) mereview dan memperbaharui perhitungan prakiraan kebutuhan  listrikdengan menggunakan parameter terbaru yang lebih akurat,    • Realisasi penjualan lebih tinggi daripada demand forecast.  ‐ Mengendalikan atau membatasi penyambungan pelanggan baru maupun tambah daya.  ‐  Mengefektifkan  demand  side  management  (DSM),  termasuk  penghematan  listrik  oleh 

konsumen. 

‐ Mengusulkan kepada Pemerintah kenaikan tarif atau pemberlakuan insentif/disinsentif yang  lebihtinggi agar masyarakat lebih berhemat dalam memakai listrik. 

‐ Meminta kesediaan pelanggan industri dan bisnis untuk mengoperasikan pembangkit sendiri  terutamapada waktu beban puncak. 

‐Mempercepat  penyelesaian  proyek‐proyek  pembangunan  pembangkit  dan  transmisi/distribusi,  ‐ Mendorong percepatan investasi untuk pembangunan pembangkit baru.  ‐ Secara periodik (tahunan) mereview dan memperbaharui perhitungan prakiraan kebutuhan  listrikdengan menggunakan parameter terbaru yang lebih akurat.  ‐ Mendorong pembelian listrik dari excess power, pembangkit skala kecil.   

 

FINANCIAL RISK 

 

Saat  ini  PT.  PLN  (Persero)  Distribusi  Jawa  Timur  telah  berhasil  melayani  7.350.425  pelanggan  memakai energi listrik rata – rata sebulan 1.152.907.858 kWh, dengan pendapatan rata – rata Rp  974.332.119.601  per  bulan,  92,77%  terdiri  dari  kelompok  Rumah  Tangga  yang  memberikan  konstribusi  pendapatan  sebesar  35,13%  sedangkan  industri  sejumlah  0,18%  memberikan  pendapatan sebesar 46,83% daya tersambung sebesar 7.568.614.211 VA pemakaian energi Jawa  Timur pada siang hari tertinggi 933 MW pada malam hari 2.151 MW. 

 

Identifikasi Risiko 

• Risiko harga dan ketersediaan energi primer 

‐  Risiko  harga  energi  primer.  Perubahan  harga  energi  primer  khususnya  batubara  dan  gas  akan sangat mempengaruhi program pengembangan ketenagalistrikan yang optimal. Dalam  RUPTL, hargabatubara diasumsikan USD 80 per ton, harga gas alam USD 7 per mmbtu dan  harga  crude  oil  USD100  per  barel.  Hasil  simulasi  menunjukkan  bahwa  perubahan  harga  batubara naik atau turun 10% akanmengakibatkan perubahan nilai risiko cukup besar yaitu  USD 1 s/d 2.5 miliar selama periode studi10 tahun. 

‐  Risiko  ketersediaan  energi  primer.  RUPTL  ini  disusun  dengan  asumsi  gatubara  dan  gas  tersedia  dengancukup,  andal  dan  tepat  waktu.  Namun  pengalaman  menunjukkan  bahwa  pasokan gas alam seringterlambat datang ke pembangkit yang membutuhkan, atau tersedia 

dalam  volume  yang  semakinberkurang  akibat  depletion.  Pasokan  batubara  ke  pembangkit  juga sering terkendala, baik karenaalasan komersial maupun operasional.    • Risiko likuiditas terdiri dari:  ‐ Risiko likuiditas kas, yaitu adanya kemungkinan perusahaan tidak dapat menyediakan dana  untukpembayaran kewajiban jatuh tempo. Risiko ini dapat terjadi bila kesehatan keuangan  Perusahaan tidakmengalami perbaikan yang signifi kan sehingga tidak dapat menghasilkan  kas operasional, dan bilaterjadi keterlambatan pembayaran subsidi oleh Pemerintah.  ‐ Risiko pencairan dana pinjaman untuk investasi.  ‐ Risiko likuiditas aset.  • Risiko Pendanaan  Pendanaan investasi di Bidang ketenagalistrikan akan terus tumbuh seiiring pertumbuhan  ekonomi.  Keterbatasan  pendanaan  internal  PLN  telah  mendorong  pencarían  dana  dari  eksternal/lender. Risiko pendanaan terkait dengan covenant yang menjadi perhatian lender.   

Pengendalian Risiko 

• Risiko harga dan ketersediaan energi primer 

‐  Membuat  kontrak  jangka  panjang  dengan  penyedia  energi  primer  untuk  memastikan  ketersediaannyapada saat instalasi siap beroperasi. 

‐ Mengintegrasikan hulu untuk menjamin ketersediaan sumber energi primer.  ‐ Mensertifi kasi sumber gas yang memasok pembangkit. 

 

• Risiko likuiditas 

‐  Mengusulkan  mekanisme  pencairan  subsidi  yang  lebih  efektif  untuk  mengurangi  periode  pencairansubsidi. 

‐  Menyusun  Investasi  peralatan  secara  lebih  efektif  untuk  mengurangi  jumlah  dan  nilai  aset  tidakproduktif yang harus dilikuidasi. 

 

• Risiko Pendanaan 

‐ Meningkatkan komunikasi dengan pemerintah selaku pemegang saham terkait keterbatasan  pendanaanoleh  PLN  dalam  mengembangkan  ketenagalistrikan  nasional  guna  memperoleh  struktur pendanaanyang lebih baik.  ‐ Menjaga covenant tetap berada dalam batasan aman bagi lender.  ‐ Melakukan prioritas investasi sesuai batasan ketersediaan pendanaan.     

REGULATORY RISK

  Identifikasi Risiko  • Risiko regulasi terutama berkaitan dengan: 

‐  Risiko  tarif  listrik,  yang  dapat  menghambat  atau  memperlambat  proses  penyesuaian  tarif  listrik  sesuaitarget  karena  penyesuaian  tarif  perlu  persetujuan  parlemen,  dan  keputusan  persetujuan penyesuaiantarif dapat dipengaruhi oleh berbagai kepentingan. 

‐  Risiko  kepastian  subsidi,  yang  terkait  dengan  kemampuan  keuangan  Pemerintah  dan  doronganberbagai pihak untuk menurunkan atau bahkan mencabut subsidi. 

‐  Risiko  perubahan  tatanan  sektor  ketenagalistrikan,  khususnya  bila  ditetapkannya  perundangan yangmengubah status PLN sebagai Pemegang Kuasa Usaha Ketenagalistrikan  (PKUK)  atau  diberlakukannyaopen  access  jaringan  transmisi  dan  adanya  pasar  kompetisi  tenaga  listrik.  Risiko  perubahanperundangan  yang  mengubah  struktur  industri  dari  monopoli  bidang  transmisi  dan  distribusi  menjadistruktur  industri  dengan  persaingan  bebas bukan saja di bagian pembangkit tetapi di bagian lain dalamketenagalistrikan. 

 

Pengendalian Risiko 

• Mitigasi risiko regulasi 

‐  Meningkatkan  komunikasi  dengan  pihak  terkait  supaya  pross  penyesuaian  tarif  sejalan  dengan rencana. 

‐ Mengembangkan tarif supaya sejalan dengan perkembangan kondisi keuangan Pemerintah  sehinggadapat memperkecil ketidakpastian subsidi.