rencana strategis jangka panjang perusahaan ( rsjpp ) 2004 - 2008

SL

RencanaStrategisJangkaPanjangPerusahaan( RSJPP )2004 – 2008

PT PLN ( Persero )Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

Bidang Perencanaan

Ver. 1-03

RENCANA STRATEGISJANGKA PANJANG PERUSAHAAN

( RSJPP )

2004 - 2008

Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP ) 2004 - 2008

PT PLN (Persero)Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

BIDANG PERENCANAANPT PLN (Persero)Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

Jakarta, Nopember – 2003

R e d a k s i

Pengarah & PenyuntingSingal Sihombing. / Manajer Bidang Perencanaan

Penyusun MateriSetianus Sinulingga. / Ahli Proyeksi Sumber Daya PerusahaanMoedji Rojo. / Ahli Madya Analisis KelayakanAnthony K. Sagala. / Ahli Madya Analisis KelayakanRachmad Kuntardi. / Ahli Madya Pengembangan UsahaTri Rahayu Utami. / AM Sekretaris Manager Bidang Perencanaan

SampulSingal Sihombing.Moedji Rojo.

MontaseMoedji Rojo.

PenerbitBidang PerencanaanPT PLN ( Persero ) Penyaluran dan Pusat Pengaturan Jawa Bali

Kata Pengantar

Buku Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP )2004 - 2008

Dengan memanjatkan Puji dan Syukur Ke Hadirat Tuhan Yang Maha Kuasa, karena atas KaruniaNya-lah maka Buku Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan (RSJPP) Tahun 2004 – 2008 PT PLN ( Persero ) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali ini dapat tersusun.

Mengacu kepada Buku Konstitusi PT PLN ( Persero ) Unit Bisnis Strategis Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, khususnya tentang diskripsi dari Bidang Perencanaan, yang antara lain diuraikan bahwa RSJPP disusun dalam sebuah buku dan dijadualkan untuk diterbitkan pada setiap bulan Oktober. Sejalan dengan perkembangan organisasi yang ada, RSJPP dijadualkan untuk diterbitkan selambat-lambatnya pada setiap bulan Desember.

RSJPP adalah merupakan dokumen yang menunjukkan arah dan langkah yang akan ditempuh oleh PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali sebagai suatu badan usaha, yang menggambarkan 1) proyeksi pendapatan PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali yang didasari antara lain oleh asumsi-asumsi tingkat tarif transmission charge, tarif listrik pelanggan, pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik, dan nilai tukar mata uang dolar Amerika terhadap rupiah, maupun 2) strategi peningkatan kinerja perusahaan yang antara lain berupa program investasi. Hal tersebut adalah sejalan dengan Surat Keputusan Direksi No. 222.K/010/DIR/2003 Tanggal 27 Agustus 2003 Tentang Penyempurnaan Organisasi dan Tata Kerja PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali.

Jakarta, Nopember 2003.

General ManagerPT PLN (Persero)

Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

BASUKI PRAJITNO.

Ucapan Terima Kasih

Kiranya disampaikan ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada berbagai pihak yang telah membantu baik secara langsung maupun tidak langsung atas terbitnya Buku RSJPP Tahun 2004 – 2008 ini sampai menjadi bentuk akhir.

Ucapan terima-kasih ini khususnya disampaikan kepada :

Ir. Herman Darnel Ibrahim, selaku Direktur Transmisi & Distribusi Semua Manajer di lingkungan PT PLN (Persero) P3B Semua Manajer Region / Unit di lingkungan PT PLN (Persero) P3B Staf Bidang Perencanaan PT PLN (Persero) P3B

Jakarta, Nopember 2003.

General ManagerPT PLN (Persero)

Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

BASUKI PRAJITNO.

Pejabat StrukturalPT PLN ( Persero )Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

General Manager : Ir. Basuki Prajitno.

Manager Bidang Perencanaan : Ir. Singal Sihombing.Manager Bidang Teknik : Ir. Djoko Hastowo.Manager Bidang Keuangan & Niaga : Drs. R. Wiryawan.PH. Manager Bidang SDM & Organisasi : Drs. Nazaruddin Said.Manager Bidang Umum : Drs. Nazaruddin Said.

Manager Unit Bidding & Operasi Sistem : Ir. I Made Ro Sakya.

Manager Unit Setelmen : Ir. Suyono.

Manager Region Jakarta & Banten : Ir. Edy Wahyudi.Manager Region Jawa Barat : Ir. Zainal Abidin Sihite.Manager Region Jawa Tengah & DIY : Ir. Djodi Suprapto.Manager Region Jawa Timur & Bali : Ir. Agoes Priambodo.

Daftar Isi

BAB HALAMAN

Kata Pengantar RSJPP 2004 - 2008 vUcapan Terima Kasih viDaftar Isi vii

I. Pendahuluan 1

1.1. Definisi 11.2. Latar Belakang 11.3. Misi dan Tugas PLN P3B 1

Misi PLN P3B 1Tugas PLN P3B 1

1.4. Proses Penyusunan RSJPP Tahun 2004 – 2008 31.5. Kondisi Beban Sistem Jawa Bali 51.6. Perkembangan Operasional Tahun 2004 – 2008 51.7. Rekapitulasi Proyeksi Keuangan Tahun 2004 – 2008 101.8. Proyeksi Keuangan Tahun 2004 – 2008 10

II. Analisa SWOT & Strategi

13

2.1. Analisa SWOT 13

2.1.1. Kekuatan ( strength ) 132.1.2. Kelemahan ( weak-ness ) 132.1.3. Peluang ( opportunity ) 132.1.4. Ancaman ( threat ) 13

2.2. S t r a t e g i 14

2.2.1. Strategi meningkatkan kekuatan ( strength ) 142.2.2. Strategi mengurangi hambatan atau kelemahan ( weakness

) 142.2.3. Strategi meningkatkan peluang ( opportunity ) 142.2.4. Strategi mengurangi ancaman ( threat ) 15

2.3. Faktor Kunci Sukses 15

RENCANA STRATEGIS JANGKA PANJANG PERUSAHAAN ( RSJPP ) 2004 - 2008PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALI

vii

III. Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan

16

3.1. Kegiatan Investasi 163.2. Skenario Investasi 173.3. Kinerja Korporat 203.4. Proyeksi Keuangan 20

3.6.1. Prakiraan Penyaluran Tenaga Listrik 203.6.2. Proyeksi Laba / Rugi 203.6.3. Proyeksi Neraca 20

3.5. Program Investasi & Sumber Pendanaan 21

IV. Evaluasi Tindak Lanjut Risalah Rapat

22

V. Penutup

23

LAMPIRAN-LAMPIRAN

24

LAMPIRAN Bab I

25LAMPIRAN Bab II

30LAMPIRAN Bab III

39LAMPIRAN Bab IV

50

LAMPIRAN SURAT KEPUTUSAN

75


viii

Bab IPendahuluan

1.1. Definisi

Yang dimaksud dengan P3B dalam buku ini adalah PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali.Yang dimaksud dengan PUSAT dalam buku ini adalah PT PLN (Persero) Pusat.Yang dimaksud dengan RSJPP dalam buku ini adalah Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan.

1.2. Latar Belakang

Penyusunan Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP ) PLN P3B adalah merupakan ketentuan yang telah tertuang dalam Buku Konstitusi PLN P3B.RSJPP Tahun 2004 – 2008 PLN P3B ini disusun sebagai tindak-lanjut dari Planning Session Ke 1 Tahun 2003 PLN P3B yang telah diselenggarakan pada tanggal 3 & 4 April 2003 di PT PLN (Persero) Region Jakarta & Banten.

Risalah Planning Session Ke 1 Tahun 2003 dimaksud adalah seperti terlihat pada Lampiran.

1.3. Misi dan Tugas PLN P3B

Sesuai dengan Surat Keputusan Direksi No. 222.K/010/DIR/2003 Tanggal 27 Agustus 2003 Tentang Penyempurnaan Organisasi dan Tata Kerja PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, seperti terlihat pada Lampiran maka misi dan tugas PLN P3B adalah sebagai berikut :

Misi PLN P3B

1. Mengelola operasi system tenaga listrik secara andal.2. Melakukan usaha penyaluran tenaga listrik tegangan tinggi secara effisien,

andal dan akrab lingkungan.3. Mengelola pasar tenaga listrik secara kompetitif, transparan dan adil.4. Melaksanakan pembangunan instalasi sistem transmisi tenaga listrik Jawa

Bali.

Tugas PLN P3B

1. Mengoperasikan sistem tenaga listrik Jawa Bali.2. Mengoperasikan dan memelihara instalasi sistem transmisi tenaga listrik

Jawa Bali.


1

3. Mengelola pelaksanaan jual beli tenaga listrik di sisi tegangan tinggi sistem Jawa Bali.

4. Merencanakan pengembangan sistem tenaga listrik Jawa Bali.5. Membangun instalasi sistem transmisi tenaga listrik Jawa Bali.

Manajemen struktural PLN P3B terdiri dari :

1. Di Kantor Induk

General Manager

Manager Bidang Perencanaan Manager Bidang Teknik Manager Bidang Keuangan & Niaga Manager SDM & Organisasi Manager Bidang Umum

Setiap Manager Bidang dibantu oleh lebih dari satu orang Deputi Manager.Lokasi Kantor PLN P3B adalah di Krukut – Limo, Cinere, Depok 16514.

2. Di Unit Pelaksana

Secara operasional, PLN P3B membawahi 6 ( enam ) unit pelaksana, yaitu :

2.1. Unit Regional

Unit Regional bertanggung jawab atas pengelolaan operasi dan pemeliharaan sarana sistem transmisi di wilayah kerjanya.

Penanggung jawab Unit Regional adalah Manager Region.

Unit Regional terdiri dari :

2.1.1. Region Jakarta & BantenLokasi Kantor adalah di Jl. KH. Abdul Rochim, Kuningan Barat, Jakarta 12710

2.1.2. Region Jawa BaratLokasi Kantor adalah di Jl. Supratman No. 58, Bandung 40121.

2.1.3. Region Jawa Tengah & DIYLokasi Kantor adalah di Jl. Jend. Sudirman KM. Smg-23, Ungaran – Jawa Tengah.

2.1.4. Region Jawa Timur & BaliLokasi Kantor adalah di Jl. Suningrat No. 45, Taman, Sidoarjo 61257.


2

2.2. Unit Bidding & Operasi Sistem

Unit Bidding & Operasi Sistem ( UBOS ) bertanggung jawab atas pengelolaan dan pengembangan proses bidding energi, perencanaan operasi sistem, pengaturan dan pengendalian sistem tenaga listrik serta koordinasi pelaksanaan pemeliharaan fasilitas sistem transmisi 500 kV.

Penanggung jawab Unit Bidding & Operasi Sistem adalah Manager Unit Bidding & Operasi Sistem.

Lokasi Kantor PLN P3B adalah di Krukut – Limo, Cinere, Depok.

2.3. Unit Setelmen

Unit Setelmen bertanggung jawab atas proses pembacaan meter, proses setelmen, penerbitan tagihan pembayaran serta penyelesaian permasalahan transaksi.

Penanggung jawab Unit Setelmen adalah Manager Setelmen.

Lokasi Kantor PLN P3B adalah di Krukut – Limo, Cinere, Depok.

Sesuai dengan Surat Keputusan Direksi PLN Nomor 257.K/010/DIR/2000 Tanggal 2 Nopember 2000 Tentang Pembentukan Organisasi dan Tata kerja Unit Bisnis Strategis Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, peranan PLN P3B saat ini adalah sebagai unit pusat investasi ( invesment center ).Tetapi pada kenyataannya PLN P3B bukanlah sebagai pusat investasi karena untuk investasi masih bergantung pada PLN PUSAT, juga bukan sebagai pusat laba (profit center), karena pendapatan PLN P3B tidak boleh digunakan langsung melainkan harus melalui pembahasan anggaran seperti sediakala.Dengan demikian, kenyataannya dapat dikatakan bahwa PLN P3B adalah sebagai Cost Center.

Berkenaan dengan implementasi Undang-undang Ketenagalistrikan Nomor 20 Tahun 2002, pada saat ini sedang diproses bentuk organisasi PLN P3B dari kondisi saat ini ke organisasi SO-TO-MO dalam rangka memasuki era pasar listrik MBMS.Beberapa informasi yang telah dihasilkan oleh Tim Kerja Pengkajian Rencana Pembentukan Organisasi SO-TO-MO Jawa Bali, seperti terlihat pada Lampiran.

1.4. Proses Penyusunan RSJPP Tahun 2004 - 2008

RSJPP Tahun 2004 - 2008 disusun berdasarkan data pengusahaan dari tahun-tahun sebelumnya yaitu sebagai perbaikan RSJP 2003-2007 terhadap perubahan situasi dan kondisi sistem Jawa-Bali, yang selanjutnya dipakai sebagai bahan guna menetapkan sasaran dalam kurun waktu 5 (lima ) tahun mendatang sekaligus dengan strategi dan kebijakan yang diterapkan untuk mencapai sasaran tersebut.


3

Proses interaksi penyusunan RSJPP PLN P3B adalah seperti terlihat pada diagram dari Gambar 1.1.


4

Gambar 1.1 : Proses Interaksi Penyusunan RSJPP PLN P3B


4

1.5. Kondisi Beban Sistem Jawa Bali

Beban puncak ( netto ) tertinggi sistem Jawa Bali tahun 2002 adalah sebesar 13.374 MW pada tanggal 15 Oktober 2002 pukul 18.00, mengalami pertumbuhan 6,3 % dibanding beban puncak tertinggi tahun 2001 sebesar 12.577 MW ( sesuai dengan Buku Evaluasi Operasi Sistem Tenaga Listrik Jawa Bali Tahun 2002 ).Realisasi beban puncak tertinggi sistem Jawa Bali tahun 2003 adalah sebesar 13.479 MW pada tanggal 07 Oktober 2003 pukul 18.30 ( sesuai dengan data per tanggal 08 Oktober 2003 pada Website PLN P3B).

1.6. Perkembangan Operasional Tahun 2004 - 2008

Berkenaan dengan PLTU Tanjung Jati B sebesar 2 x 660 MW akan beroperasi pada tahun 2005, maka hal-hal yang perlu diperhatikan adalah

1.Pekerjaan konfigurasi single phi, yaitu dengan memotong SUTET Krian – Ungaran menjadi Tanjung Jati – Ungaran harus diselesaikan tepat waktu sedang pembangunannya diketahui memerlukan waktu satu tahun. Untuk itu koordinasi terpadu harus dilakukan agar sinkronisasi penyelesaian proyek dapat dicapai.

2.Pengaturan transfer daya di jalur selatan ( SUTET Pedan – Tasik – Depok ) sebesar +/- 800 MW. Hal ini menuntut kesiapan SUTET / GITET Pedan – Tasik – Depok ( 2005 ).

Ketidak-siapan jalur tersebut akan berdampak menurunnya kemampuan pembangkit karena PLTU Tanjung Jati hanya dapat dioperasikan 1 ( satu ) unit saja.

Selanjutnya mengacu pada Buku Tinjauan Sistem JAMALI Tahun 2004 – 2008, hal-hal yang perlu mendapat perhatian pada periode 2004-2008 adalah :

1. Berdasarkan kondisi sistem kelistrikan JAMALI dan kondisi keuangan PT PLN (Persero) telah disusun rencana 3 (tiga) skenario pertumbuhan untuk tahun 2003 – 2007adalah sebagai berikut :

Terbatas : pertumbuhan rata-rata beban puncak 5.2 %, dan energi 6.2 %Low : pertumbuhan rata-rata beban puncak 6.8 %, dan energi 7.0 %Medium : pertumbuhan rata-rata beban puncak 8.2 %, dan energi 8.4 %Untuk tahun 2003 ditetapkan pertumbuhan beban puncak sebesar 2.3 %, dan pertumbuhan energi 5.3.% dengan target LF = 72 %


5

2. Selama periode tersebut tambahan pembangkit yang sudah committed hanya sebesar 1877 MW terdiri dari PLTU Tanjung Jati B 2x660 MW (2005) dan beberapa unit pembangkit yang selama ini belum operasi dan akan dioperasikan pada tahun 2003 yaitu sebesar 512 MW terdiri dari PLTP Dieng 60 MW , PLTGU Grati Blok II 302 MW, Cikarang Listrindo 150 MW, dan Combine cycle Pemaron 45 MW pada tahun 2004.

3. Untuk mempertahankan pertumbuhan beban puncak rata-rata sebesar 6.8 %/tahun, tambahan kapasitas pembangkit tersebut belum mencukupi sehingga masih diperlukan penambahan daya dari pembangkit baru yaitu : a/ PLTG Muara Tawar 600~800 MW pada tahun 2004, b/ PLTG 800 ~ 1000 MW untuk closed cycle PLTG di Muara Tawar dan sisanya dilokasi Pemalang atau Cilacap pada tahun 2005, c/ Repowering PLTU Muara Karang sebesar 420 MW dan Add On PLTG Muara Tawar 340 MW pada tahun 2007.

4. Untuk skenario Terbatas pasokan daya dipertahankan mencukupi sampai tahun 2005 selanjutnya tidak dapat diakomodir adanya penambahan penjualan energi listrik di waktu beban puncak.

5. Reserve Margin yang normal untuk sistem JAMALI adalah sebesar 30%, namun mulai tahun 2003 reserve margin tersebut mengalami penurunan sehingga dapat mengancam kontinuitas pasokan tenaga listrik. Maka, untuk menghindari terjadinya pemadaman yang meluas perlu dilakukan langkah-langkah sebagai berikut : a/ memaksimalkan captive power, b/ menambah pembangkit baru dengan sistem sewa terbatas atau skema lain yang disesuaikan dengan kemampuan pendanaan PLN, c/ menambah unit pem-bangkit baru dengan pola kemitraan, d/ melaksanakan pembangunan unit pembangkit dengan masa konstruksi yang paling singkat, e/ melaksanakan unit pembangkit combined cycle baru yang pada tahap awal dioperasikan open cycle, f/ membatasi pertumbuhan beban maksimal 13,5 % / tahun , g/ melaksanakan penurunan mutu pelayanan brown-out operation (penurunan level tegangan), h/ melaksanakan sambung-an secara selektif, i/

hanya menerima sambungan baru diluar beban puncak, dan j/ melakukan load shedding, sampai pemadaman bergilir pada periode waktu beban puncak.

6. Energy Not Served (ENS) dan Capacity Factor (CF) pembangkit peakers mulai tahun 2003 meningkat tajam, hal ini mengindikasikan bahwa pasokan energi yang ada sudah berada dalam kondisi kritis.


6

7. Penyelesaian pembangunan GITET (Kediri Baru, Tasikmalaya, Depok), SUTET 500 kV (sirkit kedua Paiton-Kediri-Klaten, Klaten-Tasikmalaya, Tasikmalaya-Depok, Ungaran-Tanjung Jati) serta tambahan IBT 500/150 kV (Mandirancan, Pedan) yang comitted dalam periode ini dapat menghilangkan bottle-neck di sistem 500 kV, meningkatkan keandalan pasokan dan perbaikan kualitas tegangan sistem JAMALI. Namun perlu diikuti dengan penambahan kapasitas pembangkit untuk memberi peluang kepada semua UB Distribusi melayani pertumbuhan penjualan energi listriknya. Dalam periode ini masih terdapat beberapa ruas transmisi, IBT dan trafo distribusi yang berbeban lebih. serta beberapa kawasan kualitas tegangannya dibawah standar. Untuk mengatasi hal ini, telah disusun kebutuhan instalasi baru berikut sumber pendanaannya seperti ditunjukkan pada Buku Transmission Expantion Plan.

8. Tambahan Fasilitas penyaluran selama periode 2003 –2007 diperkirakan sebesar 3051 kms SUTET 500 kV, 2895 kms SUTT 150 kV, 30 kms SUTT 70 kV, 6500 MVA IBT 500/150 kV, 320 MVA IBT 150/70 kV dan 7962 MVA Trafo 150/20 kV dan 1090 MVA Trafo 70/20 kV, diharapkan dapat meningkatkan keandalan dan kualitas penyediaan sistem tenaga listrik JAMALI.

9. Kondisi tegangan sistem Jawa-Bali tahun 2003 diperkirakan akan lebih buruk dibanding dengan tahun 2002, hal ini karena adanya kenaikan beban dan keterlambatan operasi-nya instalasi baru (GITET Kediri). Oleh karena itu beroperasinya GITET Kediri Baru sangat dibutuhkan guna memperbaiki kualitas tegangan di subsistem Jawa Timur bagian barat-selatan, serta memberi peluang UB Distribusi Jawa Timur untuk menjual energi di kawasan tersebut.

10.Melihat kebutuhan shunt capasitor cukup besar dalam rangka untuk memperbaiki mutu tegangan, sedangkan sifatnya hanya interim solution yaitu dalam rangka menunggu operasinya GITET baru, maka untuk mengoptimalkan investasi perlu dipertimbangkan jenis mobile shunt capasitor.

11.Beroperasinya pembangkit baru berikut instalasi baru GITET dan SUTET 500 kV akan mengakibatkan terjadinya kenaikan tingkat hubung singkat disekitarnya. Hal ini menye-babkan perlu dilakukan penggantian beberapa PMT untuk menyesuaikan kemampuan pemutusan (breaking capacity)nya. Upaya yang telah dilakukan untuk mengurangi tingkat daya hubung singkat tersebut adalah melakukan splitting konfigurasi jaringan dengan tetap mem-pertimbangkan keandalan sistem.


7

12.Batas tingkat hubung singkat tertinggi di Gardu Induk perlu dikendalikan, misalnya untuk sistem 150 kV breaking capacitynya dibatasi maksimal 40 ~ 50 kA, dan sistem 70 kV dibatasi maksimal 19 ~ 31 kA. Hal ini sangat diperlukan, mengingat biaya untuk meng-uprate Gardu Induk berikut assecoriesnya diperlukan biaya yang cukup besar.

13.Terpusatnya beberapa pembangkit besar di Jawa Timur sedangkan pusat bebannya berada di Jawa bagian barat mengakibatkan terjadinya transfer daya dari jawa bagian timur ke barat. Dari studi yang dilakukan JICA merekomendasikan transfer daya melalui SUTET Ungaran-Mandirancan/Bandung Selatan yang memenuhi batas steady state stability adalah sebesar 1500 MW. Namun dalam realisasinya besaran tersebut sering dilampaui guna menghindari terjadinya pemadaman (load curtailment) yang cukup besar di UB Distribusi Jaya – Tangerang dan UB Distribusi Jawa Barat. Apabila kondisi tersebut dibiarkan terus berlangsung, dikhawatirkan terjadinya voltage collapse di sistem yang akhirnya akan mengakibatkan total black out.

14.Kualitas frekuensi selama tahun 2002 secara umum kurang baik (lihat Gambar-5), kondisi ini karena banyaknya unit pembangkit termal yang tidak dioperasikan dengan modus operasi governor free. Hal ini berkaitan dengan adanya penilaian unjuk kerja pembangkit dikaitkan dengan biaya operasi dan energi yang dibangkitkan.

15.Adanya ketidak serempakan jadwal penyelesaian pembangunan GITET dan SUTET 500 kV dengan transmisi 150 kV dan trafo 150/20 kV terkait dapat mengurangi manfaat keberadaan serta fungsi GITET dan SUTET tersebut. Bahkan keterlambatan itu dapat mengakibatkan timbulnya kendala beban lebih pada transmisi dan transformator existing serta kesulitan pengoperasian pembangkit berskala besar.

16.Salah satu upaya untuk menambah pasokan baru dari sistem 500 kV ke subsistem Jakarta dan sekitarnya ialah dengan membangun Intersection SUTET Muaratawar. Intersection ini selain berfungsi sebagai pasokan baru untuk kawasan Jakarta dan sekitarnya juga berfungsi untuk menyalurkan daya dari PLTGU Muaratawar langsung ke pusat beban, mengurangi bottle-neck pada SUTET Cibinong-Saguling, dan menghindari terjadinya cascade tripping bila terjadi gangguan pada jalur SUTET Saguling-Cibinong ( kasus gangguan tanggal 13 September 2002 ).

17.Tambahan GITET dan SUTET yang comitted tidak sebanding dengan tingkat pertumbuhan beban di sistem JAMALI, sehingga untuk periode 2003-2007 masih diperlukan tambahan instalasi baru seperti GITET Balaraja, Tambun, Pemalang, Rawalo dan Ngimbang.


8

18.Mempertimbangkan tingginya pertumbuhan energi listrik di subsistem Bali serta terbatasnya kemampuan kabel laut Jawa-Bali dikhawatirkan dalam waktu dekat akan mengalami kekurangan pasokan daya yang dapat berdampak pada pemadaman bergilir. Untuk itu perlu adanya tambahan pembangkit di sistem Bali (PLTGU di Pemaron dan Combine cycle PLTG Pesanggaran) sebagai solusi interim.

19.Space untuk membuat konfigurasi database 500 kV di master station JCC sudah mencapai jumlah kapasitas maksimumnya.

Teknologi SCADA ELENAS di master station JCC yang berfungsi sejak tahun 1993 sudah dinyatakan obsolate oleh Vendor, sehingga menimbulkan kesulitan dalam mencari sparepart dan mengembangkan softwarenya.Agar fasiltas SCADA dan telekomunikasi existing dapat berfungsi normal untuk mendukung operasional sistem tenaga listrik, maka fasilitas tersebut secara terus menerus harus mengikuti perkembangan instalasi baru di sistem JAMALI.


9

1.7. Rekapitulasi Proyeksi Keuangan Tahun 2004 - 2008

Asumsi-asumsi yang dipergunakan dalam penyusunan RSJPP Tahun 2003 – 2008 adalah seperti terlihat pada Tabel 1.1.

Tabel 1.1 : Asumsi Yang Digunakan Dalam Penyusunan RSJPP 2004 - 2008

No. I t e m A s u m s i

1 Biaya Pemeliharaan -( Material & Jasa Borongan )

Kenaikan sesuai dengan per-tumbuhan jumlah nilai asset

2 Biaya Kepegawaian Kenaikan 8,0 % per tahun ( sesuai inflasi )

3 Biaya Administrasi Kenaikan 8,0 % per tahun ( sesuai inflasi )

4 Penyusutan Sesuai dengan perkiraan serah-terima asset dari proyek

5 Availibility Factor 0,996 Kurs mata uang 1 US $ = Rp. 8.700,==7 Harga Transfer TSA -

( Rp. / kVA Available – Tahun )Fungsi ROA

9 Produksi tahun 2002 Beban MW Available ( Tersedia )10 Produksi tahun 2003 – 2008 Beban MVA Available ( Tersedia )11 Skenario Terbatas Pertumbuhan energi = 6,2 %12 Skenario Low Pertumbuhan energi = 7,0 %13 Skenario Medium Pertumbuhan energi = 8,4 %14 Pekerjaan Dalam Pelaksanaan Proyek yang sedang dilaksanakan

oleh PLN P3B15 Aktiva Lainnya Aktiva tetap yang tidak beroperasi16 Proyek-proyek Tahun 2004 : On going & committed

projectTahun 2005-2008 : On going , committed & Unallocated project

17 Asset Mulai Tahun 2002 Asset direvaluasi

1.8. Proyeksi Keuangan Tahun 2004 - 2008

Proyeksi keuangan tahun 2004 – 2008 adalah seperti terlihat pada Lampiran.


10

Rekapitulasi proyeksi laba / rugi tahun 2004 – 2008 PLN P3B adalah seperti terlihat pada Tabel 1.2 , Tabel 1.3 dan Tabel 1.4.

Tabel 1.2 : RekapitulasiProyeksi Laba / Rugi 2004 - 2008

SKENARIO TERBATAS ( dalam milyar rupiah )

PROYEKSI KEUANGAN PER 31 DESEMBER

REALISASI ESTIMASI RKAP R E N C A N A

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1. Pendapatan TSA 3,454 3,532 5,282 5,854 6,451 7,075 7,7252. Jumlah Biaya Operasi 1,932 2,042 2,560 2,708 2,890 3,037 3,2763. Laba / Rugi

- Laba / Rugi Operasi 1,522 1,490 2,722 3,146 3,562 4,039 4,450

- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,849 3,228 3,662 3,973 ( sebelum Pph Badan )

- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,849 3,228 3,662 3,973 ( setelah Pph Badan )

4. R O A ( % ) 9.07 4.35 8.19 8.99 9.97 11.12 11.89


SKENARIO MEDIUM ( dalam milyar rupiah )


REALISASI ESTIMASI R E N C A N A

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008





4. R O A ( % ) 9.07 4.35 8.19 9.25 10.19 11.27 11.99


SKENARIO TERBATAS ( dalam milyar rupiah )



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008





11


4. R O A ( % ) 9.07 4.35 8.19 8.95 9.97 11.17 11.99


12

Return on Asset ( ROA ) Tahun 2004 – 2008 diasumsikan naik linier mulai tahun 2004 sehingga nantinya pada tahun 2008 akan dicapai ROA sebesar 12 %.

Kenaikan ROA tersebut diperoleh akibat adanya kenaikan Tarif TSA ( Rp./ kVA Available – tahun ) pada kurun tahun 2004 – 2008, dengan asumsi bahwa Kenaikan MVA Available Tahun 2004 – 2008 adalah antara 3 % sampai 3,5 % per tahun.

Kondisi-kondisi tersebut di atas dapat tercapai apabila target kinerja korporat dapat tercapai, dengan penerapan pelaksanaan kegiatan pemeliharaan secara ketat dan konsekuen, serta pelaksanaan kegiatan investasi yang implementable, tepat waktu dan tepat sasaran.


13

Bab IIAnalisa SWOT & Strategi

2.1. Analisa SWOT

2.1.1. Kekuatan ( strength )

1. Memiliki sistem jaringan yang luas.2. Berpengalaman dalam O & M bidang transmisi.3. Ketersediaan fasilitas T.I. yang memadai.4. Adanya manajemen operasi ( SOP ) dan manajemen ( O & M )

yang baku.5. Tersedianya fasilitas pendukung ( SCADA, Telekom & peralatan

pendukung lainnya ) yang memadai.

2.1.2. Kelemahan ( weak-ness )

1. Adanya bottle-neck pada saluran transmisi & GI.2. Keterbatasan dana untuk perluasan jaringan.3. Keterbatasan hardware dan software untuk pekerjaan utama.4. Belum effisien (mekanisme/proses bisnis belum jelas dan belum

terdokumentasi).5. Kualitas SDM (komposisi pegawai belum sesuai dengan Buku

Konstitusi PLN P3B).

2.1.3. Peluang ( opportunity )

1. Tenaga listrik sangat dibutuhkan.2. Pwertumbuhan beban tinggi.3. Pembebanan trafo tidak merata.4. Market captive power masih terbuka.5. Tersedianya teknologi di bidang kelistrikan dan T.I.6. Deregulasi ( mekanisme jual-beli tenaga listrik ).7. Rencana kenaikan tarif listrik oleh pemerintah (menjadi 7 Cent

US Dollar / kWh pada tahun 2005).8. Non-uniform tariff.9. Konsumen tegangan tinggi.

2.1.4. Ancaman ( threat )

1. Otoritas terbatas dalam bidang anggaran, kebijaksanaan, dll.2. Adanya kompetitor baru.3. Krisis ekonomi yang belum pulih.4. Undang-undang Otonomi Daerah.5. Keterbatasan ketersediaan tenaga pembangkit ( pembangkit baru

tidak ada ).6. Isu lingkungan hidup, social dan budaya masyarakat.7. Adanya teknologi baru berupa pembangkit dengan rendemen

kecil yang dapat dipasang dekat konsumen.


14

2.2. S t r a t e g i

2.2.1. Strategi meningkatkan kekuatan ( strength )

1. Penyempurnaan kualitas pengoperasian sistem.2. Penyempurnaan mekanisme O & M bidang transmisi.3. Pemanfaatan sarana T.I. & pendukung lainnya.4. Pemutakhiran manajemen operasi ( SOP ) dan manajemen O & M.5. Pemanfaatan fasilitas SCADA, telekomunikasisarana & peralatan

pendukung lainnya.

2.2.2. Strategi mengurangi kelemahan ( weakness )

1. Menghilangkan adanya bottle-neck pada saluran transmisi dan GI.2. Mengatasi keterbatasan dana untuk perluasan jaringan.3. Mengatasi keterbatasan hardware & software untuk pekerjaan

utama.4. Penyempurnaan mekanisme / proses bisnis.5. Pengisian jabatan struktural & fungsional sesuai kompetensi SDM.

2.2.3. Strategi meningkatkan peluang ( opportunity )

1. Peningkatan standar mutu pelayanan ke PLN Distribusi.2. Koordinasi dengan pihak terkait karena pertumbuhan beban

tinggi.3. Koordinasi dengan pihak terkait karena pembebanan trafo sangat

dibutuhkan.4. Mengundang Captive Power untuk berpartisipasi sebagai pemasok

energi.5. Pemanfaatan teknologi di bidang kelistrikan dan T.I.6. Mengikuti perkembangan deregulasi.7. Mengikuti perkembangan rencana kenaikan tarrif listrik oleh

pemerintah ( menjadi 7 Cent US $ / kWh pada tahun 2005 ).8. Mengikuti perkembangan teknologi.9. Meningkatkan pelayanan konsumen tegangan tinggi.


15

2.2.4. Strategi mengurangi ancaman ( threat )

1. Desentralisasi ( dari PLN Pusat ke Unit ).2. Co-operation dengan kompetitor ( dalam bidang penyediaan

tenaga listrik ).3. Sadar biaya.4. Koordinasi dengan pihak terkait ( Pemda ).5. Koordinasi dengan pihak terkait karena adanya keterbatasan

pembangkit.6. Mengikuti perkembangan isu lingkungan hidup, sosial dan budaya

masyarakat.7. Mengikuti perkembangan teknologi pembangkit dengan

rendemen kecil.

2.3. Faktor Kunci Sukses

Faktor kunci sukses ( Key Success Factor ) dan langkah yang akan ditempuh oleh PLN P3B adalah seperti terlihat pada Lampiran.

Selanjutnya, berdasarkan analisa SWOT, seperti terlihat pada Lampiran , diketahui bahwa posisi PLN P3B saat ini adalah pada kuadran I yang berarti TUMBUH.

Pada akhirnya, keputusan strategi / kebijakan yang diambil diproyeksikan pada upaya pencapaian sasaran yang ada.


16

Bab IIIRencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan

3.1. Kegiatan Investasi

Semua kegiatan investasi berdasarkan “ Planning Coming From One Basket “ - Direktorat Perencanaan PT PLN (Persero).

Keterangan :

BASKET 1 : Rehabilitasi sarana terpasang.BASKET 2 : Peningkatan fasilitas terpasang.BASKET 3 : Investasi sarana baru untuk keandalan.BASKET 4 : Investasi sarana baru untuk keandalan.BASKET 5 : Ekspansi pasar.

Untuk mendapatkan kualitas pelayanan yang baik kepada konsumen diperlukan keandalan sistem jaringan yang baik pula. Untuk itu diperlukan investasi yang besar, sedangkan dari perusahaan sendiri tidak memungkinkan untuk melakukan investasi karena dibutuhkan biaya yang sangat besar sehingga diperlukan loan-loan dari luar perusahaan.

Sasaran yang akan dicapai dalam bidang Investasi adalah :

1. Konstrain jaringan 500kV, 150kV dan 70kV.2. Meningkatkan kualitas tegangan di daerah selatan pulau Jawa khususnya

di daerah Jawa Tengah.


Gambar 3.1 : One Basket Principle

BASKET 1

BASKET 2

BASKET 3

BASKET 5

BASKET 4

17

Strategi bidang Investasi adalah :

1. Membuat skema bisnis, bekerja sama dengan swasta.2. Adanya loan dari multilateral bank atau bilateral bank.

3.2. Skenario Investasi

Sesuai dengan kebijakan PLN Pusat, Investasi PLN P3B ada tiga skenario, yaitu

1. Skenario Terbatas

Skenario terbatas ini berdasarkan kondisi pembangkitan dan penyaluran yang tersedia (existing) dan pada proyek yang pembangunannya sedang berjalan (on-going) dan proyek yang telah disetujui untuk dibangun (commited). Skenario ini pertumbuhan penjualan energi disisi konsumen sebesar 6,2 %.

2. Skenario Low

Skenario Low ini pertumbuhan energi ditentukan oleh kemampuan masing-masing PLN Distribusi di Jawa-Bali dalam menjual energinya kepada konsumen. Pertumbuhan penjualan energi disisi konsumen sebesar 7,0 %.

3. Skenario Medium

Skenario Medium adalah sama dengan skenario Low yaitu pertumbuhan energinya ditentukan oleh masing-masing UB Distribusi di Jawa-Bali dalam penjualan energinya kepada konsumen. Pertumbuhan penjualan energi disisi konsumen sebesar 8,4 %.

Interaksi eksternal dalam penyusunan program investasi adalah seperti terlihat pada diagram dari Gambar 3.3

Sedangkan prosedur penyusunan invesment plan transmisi, gardu induk dan jaringan distribusi adalah seperti terlihat pada diagram dari Gambar 3.4.


Gambar 3.2 : Project Scenario

18


Gam

bar

3.3

: I

nte

rak

si E

kst

ern

al P

enyu

sun

an P

rogr

am I

nve

stas

i

19


Gam

bar

3.4

: P

rose

du

r P

enyu

sun

an I

nve

smen

t P

lan

Tra

nsm

isi,

Gar

du

In

du

k &

Jar

inga

n D

istr

ibu

si

20

3.3. Kinerja Korporat

Berdasarkan SK Direksi PT PLN (Persero) No.: 123.K/010/DIR/2003 Tanggal 15 – April – 2003 Tentang Sistem Penilaian Tingkat Kinerja Pada Unit Bisnis PT PLN (Persero) ) , maka indikator kinerja PLN P3B Tahun 2004 – 2008 adalah seperti terlihat pada Lampiran.

3.4. Proyeksi Keuangan

3.4.1.Prakiraan Penyaluran Tenaga Listrik

Prakiraan penyaluran tenaga listrik tahun 2004-2008 sesuai dengan skenario. Perkiraan penyaluran tenaga listrik untuk proyeksi keuangan tahun 2004-2008 menggunakan kapasitas yang tersedia (MVA Available).

Data MVA Available adalah seperti terlihat pada Lampiran.Neraca Daya adalah seperti terlihat pada Lampiran.

3.4.2. Proyeksi Laba / Rugi

Perhitungan Laba / Rugi PLN P3B sesuai dengan skenario yang digunakan, yaitu :

1. Skenario Terbatas dengan pertumbuhan penjualan energi listrik sebesar 6,2 %.

2. Skenario Low dengan pertumbuhan penjualan energi listrik sebesar 7,0 %.

3. Skenario Medium dengan pertumbuhan penjualan energi listrik sebesar 8,4 %.

Proyeksi laba / rugi 2004 - 2008 adalah seperti terlihat pada Lampiran.

3.4.3. Proyeksi Neraca

Perhitungan Neraca PLN P3B sesuai dengan skenario yang digunakan pada Perhitungan Laba / Rugi.

Proyeksi neraca 2004 - 2008 adalah seperti terlihat pada Lampiran.


21

3.5. Program Investasi & Sumber Pendanaan

Program investasi PLN P3B untuk lima tahun yang akan datang adalah sesuai dengan skenario yang ada.Sumber pembiayaan yang digunakan untuk mengembangkan investasi tersebut berasal dari :

1. APLN2. IBRD3. ADB POWER XXV4. KE III5. JBIC

Daftar disbursment proyek adalah seperti terlihat pada Lampiran.


22

Bab IVEvaluasi Tindak Lanjut Risalah Rapat

Evaluasi dan tindak lanjut Planning Session yang telah dilaksanakan adalah seperti terlihat pada Lampiran.


23

Bab VP e n u t u p

Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP ) Tahun 2004 - 2008 diharapkan merupakan suatu pedoman strategis dari perkembangan arah bisnis PLN P3B dalam jangka panjang.

RSJPP ini akan dibuat setiap tahun secara rolling dengan kurun waktu 5 ( lima ) tahun ke depan, dan diperbaharui setiap tahun guna mempertajam rencana strategis yang ada.

Dalam RSJPP Tahun 2004 – 2008 periode tahun 2004 berimpit dengan RKAP 2004. Demikian seterusnya, periode tahun pertama dari RSJPP akan berimpit dengan RKAP tahun yang akan datang.

Masih banyak yang harus disempurnakan dalam Buku RSJPP Tahun 2003 – 2007 ini, dan tentunya kekurangan-kekurangan yang ada dalam buku ini tersebut akan disempurnakan dalam penerbitan yang akan dating, khususnya berkaitan dengan isu-isu Undang-undang Nomor 20 Tahun 2002 Tentang Ketenagalistrikan maupun SK Direksi No. 222.K/010/DIR/2003 Tanggal 27 Agustus 2003 Tentang Penyempurnaan Organisasi dan Tata Kerja PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali.


24

LAMPIRAN-LAMPIRAN

LAMPIRAN

Bab I

Komposisi Instalasi Penyaluran Tahun 2002 - 2003

Rencana Kebutuhan Fisik Penyaluran

No. Region KebutuhanTahun

2004 2005 2006 2007

1. Jakarta & Banten

Gardu Induk1980 360 980 240

( MVA )

Transmisi120 84 49 1

( km )

2. Jawa Barat

Gardu Induk1060 360 240 30

( MVA )

Transmisi696,8 478 82 108

( km )

3.Jawa Tengah & DIY

Gardu Induk690 1630 300 360

( MVA )

Transmisi367 139,5 121,9 40

( km )

4. Jawa Timur & Bali

Gardu Induk990 300 860 240

( MVA )

Transmisi149,6 49,1 419 158

( km )


26

Tegangan < 90 % Tahun 2004

No. Region Lokasi kV ( % ) DHS ( % )

1. Jakarta & Banten Menes 68 1,49

2. Jawa BaratMalangbong 89 2,46

Parakan 85 2,66

3.Jawa Tengah & DIY

Majenang 86 30

Brebes 88 16

Kebasen 87 30

Pekalongan 88 24

Pemalang 89 17

Pati 89 22

Rembang 89 22

Gombong 87 22

Kebumen 88 17

Lomanis 86 43

Rawalo 87 36

4. Jawa Timur & Bali

Kebonagung 99 78

Wlingi 86 30

Karangkates 89 32

Ploso 89 7


27


28


29

LAMPIRAN

Bab II

ANALISA

S W O T

Action Plan Key Success Factor

PROGRAM STRATEGI( LANGKAH-LANGKAH )

ACTION PLANKEGIATAN

SASARAN

1. MeningkatkanKekuatan

1 Penyempurnaan kualitas pengoperasian sistem

- Penyempurnaan SOP - Peningkatan keandalan sistem dan mutu tegangan

2 Penyempurnaan mekanisme O & M bidang transmisi

- Membuat mekanisme yang jelas, sederhana, implementable dan terdokumentasi

- Konsistensi pelaksanaan mekanisme

3 Pemanfaatan sarana T.I. & pendukung lainnya

- Survey pasar - Meningkatkan kualitas pelayanan

4 Pemutakhiran manajemen operasi ( SOP ) dan manajemen O & M

- Membuat SOP yang jelas, sederhana, implementable dan terdokumentasi

- Peningkatan keandalan sistem dan mutu tegangan

5 Pemanfaatan fasilitas SCADA, telekomunikasisarana & peralatan pendukung lainnya

- Survey pasar - Meningkatkan kualitas pelayanan

RENCANA STRATEGIS JANGKA PANJANG PERUSAHAAN ( RRSJPP) 2004 - 2008PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALI

32

Action Plan Key Success Factor ( lanjutan )


ACTION PLANKEGIATAN

SASARAN

2. MengurangiKelemahan

1 Menghilangkan adanya bottle-neck pada saluran transmisi dan GI

- Interfacing MUARA TAWAR (yang memotong SUTET Muara Tawar – Cibatu dan Cibinong – Cawang)

- Peningkatan keandalan sistem dan mutu tegangan

- Penambahan IBT 500/150 kV 500 MVA di MANDI RANCAN

- idem

- Up-rating SUTT 150 kV :Tuban-Kerek-MliwangHrgls-SkmdiMdcan-Rckek-UbrngDrjat-Garut-Tasik-Camis

- idem

2 Mengatasi keterbatasan dana untuk perluasan jaringan

- Membuat prioritas proyek investasi

- Penajaman rencana dan jadual pekerjaan

3 Mengatasi keterbatasan hardware & software untuk pekerjaan utama

- Membuat jadual pelaksanaan perkerjaan utama

- Effisiensi

4 Penyempurnaan mekanisme / proses bisnis

- Membuat mekanisme yang jelas, sederhana, implementable dan terdokumentasi

- Konsistensi pelaksanaan mekanisme

5 Pengisian jabatan struktural & fungsional sesuai kompetensi SDM

- Menyelesaikan pembuatan Sebutan & Analisa Jabatan untuk semua lini

- Meningkatkan kompetensi SDM


33



ACTION PLANKEGIATAN

SASARAN

3. MeningkatkanPeluang

1 Peningkatan standar mutu pelayanan ke PLN Distribusi

- Meningkatkan koordinasi dan usaha lobby

- Lebih mudah dalam melaksanakan koordinasi

2 Koordinasi dengan pihak terkait karena pertumbuhan beban tinggi


- Effisiensi

3 Koordinasi dengan pihak terkait karena pembebanan trafo sangat dibutuhkan

- Usulan investasi dan relokasi trafo dihitung manfaatnya

- Effisiensi

4 Mengundang Captive Power untuk berpartisipasi sebagai pemasok energi

- Harga yang menguntungkan ( win-win solution )

- Mengurangi defisit pembangkit

5 Pemanfaatan teknologi di bidang kelistrikan dan T.I.

- Penerapan teknologi mutakhir namun aplicable

- Meningkatkan kualitas pelayanan

6 Mengikuti perkembangan deregulasi

- Diklat & training sesuai dengan kebutuhannya

- Peningkatan kompetensi SDM

7 Mengikuti perkembangan rencana kenaikan tarrif listrik oleh pemerintah ( menjadi 7 Cent US $ / kWh pada tahun 2005 )

- Seminar / diskusi yang mendukung pakar yang berpengalaman

- Lebih mudah dalam mengelola anggaran, kebijakan, dll.

- Paper-paper yang mendukung

- idem

- Melakukan lobby-lobby dengan pihak terkait

- idem

8 Mengikuti perkembangan teknologi


- Peningkatan kompetensi SDM

9 Meningkatkan pelayanan konsumen tegangan tinggi

- Meningkatkan pelayanan konsumen tegangan tinggi

- Meningkatkan kualitas pelayanan


34



ACTION PLANKEGIATAN

SASARAN

4. MengurangiAncaman

1 Desentralisasi ( dari PLN Pusat ke Unit )




- idem


- idem

2 Co-operation dengan kompetitor ( dalam bidang penyediaan tenaga listrik )


- Diperoleh harga listrik yang optimal

- Menanamkan saham - idem

3 Sadar biaya - Standar harga satuan - Effisiensi

4 Koordinasi dengan pihak terkait ( Pemda )




- idem


- idem

5 Koordinasi dengan pihak terkait karena adanya keterbatasan pembangkit


- Effisiensi

6 Mengikuti perkembangan isu lingkungan hidup, sosial dan budaya masyarakat


- Diperoleh informasi yang mutakhir

7 Mengikuti perkembangan teknologi pembangkit dengan rendemen kecil


- Antisipasi permasalahan jangka menengah maupun panjang


35

Analisa Bobot SWOT ( Kekuatan – Kelemahan )

ABSIS

Unsur SWOT Uraian Kegiatan Bobot Nilai Sub Bobot

KEKUATAN( Strength )

1 Memiliki sistem jaringan yang luas

35 5 175

2 Berpengalaman dalam O & M bidang transmisi

20 4 80

3 Ketersediaan fasilitas T.I. yang memadai

10 3 30

4 Adanya manajemen operasi ( SOP ) dan manajemen O & M yang baku

20 5 100

5 Tersedianya fasilitas pendukung ( SCADA, telekomunikasi & peralatan pendukung lainnya ) yang memadai

15 4 60

Bobot100

445

KELEMAHAN( Weakness )

1 Adanya bottle-neck pada saluran transmisi & GI 25 2 50

2 Keterbatasan dana untuk perluasan jaringan

5 2 10

3 Keterbatasan hardware & software untuk pekerjaan utama

20 3 60

4 Belum effisien ( mekanisme / proses bisnis belum jelas dan belum terdokumentasi )

25 4 100

5 Kualitas SDM ( komposisi pegawai belum sesuai dengan Buku Konstitusi PLN P3B )

25 4 100

Bobot 100 320

SELISIH BOBOT 125


36

Analisa Bobot SWOT ( Peluang - Ancaman )

ORDINAT

Unsur SWOT Uraian Kegiatan Bobot Nilai Sub Bobot

PELUANG( Opportunity )

1 Tenaga listrik sangat dibutuhkan15 5 75

2 Pertumbuhan beban tinggi 10 4 40

3 Pembebanan trafo sangat dibutuhkan

10 2 20

4 Market Captive Power masih terbuka

10 4 40

5 Tersedianya teknologi di bidang kelistrikan & T.I.

10 3 30

6 Deregulasi ( mekanisme jual-beli tenaga listrik )

10 3 30

7 Rencana kenaikan tariff listrik oleh pemerintah ( menjadi 7 Cent US $ / kWh pada tahun 2005 )

15 4 60

8 Non-uniform tariff 10 3 30

9 Konsumen tegangan tinggi 10 4 40

Bobot100

365

ANCAMAN( Threat )

1 Otoritas terbatas dalam bidang anggaran, kebijakan, dll. 15 2 30

2 Adanya kompetitor baru 20 3 60

3 Krisis ekonomi yang belum pulih 5 2 10

4 Undang-undang Otonomi Daerah 20 4 80

5 Keterbatasan penyediaan tenaga pembangkit (pembangkit baru tidak ada)

10 2 20

6 Isu lingkungan hidup, sosial dan budaya masyarakat

10 3 30

7 Adanya teknologi baru berupa pembangkit dengan rendemen kecil yang dapat dipasang dekat konsumen

20 4 80

Bobot100

310

SELISIH BOBOT 55


37

Analisa Kuadran SWOT

PELUANG( OPPORTUNITY )

KELEMAHAN ( WEAKNESS ) : PELUANG ( OPPORTUNITY ) :

1.

2.

3.

4.

5.

Adanya bottle-neck pada saluran trans-misi & GI

Keterbatasan dana untuk per-luasan jaringan

Keterbatasan hardware & soft-ware untuk pekerjaan utama

Belum effisien ( mekanisme / proses bisnis belum jelas dan belum terdokumentasi

Kualitas SDM ( komposisi pegawai belum sesuai dengan Buku Konstitusi )

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

Tenaga listrik sangat dibutuhkan

Pertumbuhan beban tinggi

Pembebanan trafo tidak merata

Market Captive Power masih ter-buka

Tersedianya teknologi di bidang kelistrikan & TI

Deregulasi ( mekanisme jual-beli tenaga listrik )

Rencana kenaikan tarif oleh pe-merintah ( menjadi 7 Cent US $ / kWh pada tahun 2005 )

Non-uniform tariff

Konsumen tegangan tinggi

( 125 , 55 )

KELEMAHAN KEKUATAN( WEAKNESS ) II I ( STRENGTH )

III IV

ANCAMAN ( THREAT ) : KEKUATAN ( STRENGTH ) :

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

Otoritas terbatas dalam bidang anggaran, kebijakan, dll.

Adanya kompetitor baru

Krisis ekonomi yang belum pu-lih

Undang-undang Otonomi Dae-rah

Keterbatasan penyediaan tena-ga pembangkit ( pembangkit baru tidak ada )

Isu lingkungan hidup, social dan budaya masyarakat

Adanya teknologi baru berupa pembangkit dengan rendemen kecil yang dapat dipasang dekat konsumen

1.

2.

3.

4.

5.

Memiliki sistem jaringan luas

Berpengalaman dalam O & M bi-dang transmisi

Ketersediaan fasilitas T.I. yang memadai

Adanya manajemen operasi (SOP) dan manajemen O & M yang baku

Tersedianya fasilitas pendukung ( SCADA, Telekomunikasi dan peralatan pendukung lainnya yang memadai

ANCAMAN( THREAT )


38


39

LAMPIRAN

Bab III

Kinerja Korporat

Terbatas

I t e m

SatuanBobot

REALISASI ESTIMASI RKAP RENCANA

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.Operasional 53

1.1.SOD Optimistik Jam / 100 kms 11 0.54 1.49 1.49 1.48 1.48 1.47 1.47

Pesimistik 1.50 1.50 1.51 1.511.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.76 1.74 1.71 1.68 1.67

Pesimistik 1.83 1.85 1.87 1.881.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0.033 0.033 0.033 0.033

Pesimistik 0.045 0.045 0.045 0.0451.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55

Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.601.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 4 6 6 6 6

kualitas SDM Pesimistik 4 4 4 4

2.Keuangan 35

2.1.CGS Optimistik Rp. / kVA Avail. 15 51.133 82.474 99.624 98.844 104.566110.289113.150 Pesimistik 110.462116.878123.294126.503

2.2.ITO Optimistik % 10 24.43 25.06 26.00 26.11 27.66 29.22 30.00 Pesimistik 21.87 21.26 20.65 20.35

2.3.ROA Optimistik % 10 22.50 4.28 7.80 7.80 8.36 8.91 9.19 Pesimistik 3.49 3.64 3.79 3.86

3.Administrasi 12

3.1.Laporan keuangan Optimistik Hari / Periodik 3 = - 16 21 21 21 21 21 Pesimistik

3.2.Rancangan RKAP Optimistik Bulan 3 = - 12 12 12 12 12 12 Pesimistik

3.3.Laporan manajemen Optimistik Hari / Periodik 3 = - 18 21 21 21 21 21

Pesimistik 3.4.COMDEV Optimistik % 3 = - 100 100 100 100 100 100

Pesimistik 100


40

Kinerja Korporat

Medium

I t e m

SatuanBobot

REALISASI ESTIMASI RENCANA

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.Operasional 53


Pesimistik 1.49 1.49 1.50 1.50 1.501.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.69 1.66 1.64 1.61 1.60

Pesimistik 1.79 1.80 1.81 1.83 1.841.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0.033 0.033 0.033 0.033

Pesimistik 0.043 0.043 0.043 0.043 0.0431.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55

Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.60 2.601.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 6 6 6 6 6

kualitas SDM Pesimistik 4 4 4 4 4

2.Keuangan 35

2.1.CGS Optimistik Rp. / kVA Avail. 15 51.133 82.474 95.636 95.982 92.601 89.219 87.529 Pesimistik 106.907 107.254 103.482 99.711 97.825

2.2.ITO Optimistik % 10 24.43 25.06 27.06 30.86 30.23 29.60 29.28 Pesimistik 20.65 20.05 19.44 18.83 18.53

2.3.ROA Optimistik % 10 22.50 4.28 7.80 8.17 8.91 9.65 10.02 Pesimistik 3.34 3.64 3.94 4.23 4.38

3.Administrasi 12





Pesimistik 100


41

Kinerja Korporat

Low

I t e m

SatuanBobot

REALISASI ESTIMASI RENCANA

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.Operasional 53


Pesimistik 1.50 1.50 1.50 1.50 1.511.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.71 1.69 1.67 1.64 1.63

Pesimistik 1.81 1.81 1.83 1.85 1.861.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0.033 0.033 0.033 0.033

Pesimistik 0.043 0.043 0.044 0.045 0.0461.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55

Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.60 2.601.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 6 6 6 6 6

kualitas SDM Pesimistik 4 4 4 4 4

2.Keuangan 35

2.1.CGS Optimistik Rp. / kVA Avail. 15 51.133 82.474 96.416 96.156 98.584 101.011102.225 Pesimistik 107.774107.514110.202112.890114.234

2.2.ITO Optimistik % 10 24.43 25.06 26.79 27.73 28.92 30.11 30.70 Pesimistik 21.87 21.26 20.65 20.05 19.74

2.3.ROA Optimistik % 10 22.50 4.28 7.80 7.87 8.40 8.92 9.18 Pesimistik 3.34 3.57 3.79 4.01 4.12

3.Administrasi 12





Pesimistik 100


42

MVA Available

Skenario Terbatas

I t e mREALISASI ESTIMASI RKAP RENCANA

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Trafo 70 / 20 kV ( MVA ) 3,081 2,867 2,867 2,867 2,867 2,867 2,867

Trafo 150 / 20 kV ( MVA ) 23,197 22,398 22,398 22,398 22,398 22,398 22,398

Konsumen Besar ( MVA ) 2,054 1,911 1,911 1,911 1,911 1,911 1,911

Total MVA 28,332 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177

Total MW 22,665 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741

MVA Available - - - 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905

MW Available 3,081 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Skenario Medium

I t e mREALISASI ESTIMASI RENCANA

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Trafo 70 / 20 kV ( MVA ) 3,081 2,864 2,864 2,864 2,864 2,864 2,864

Trafo 150 / 20 kV ( MVA ) 23,197 22,403 22,403 22,403 22,403 22,403 22,403


Total MVA 28,332 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177

Total MW 22,665 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741

MVA Available - - - 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905

MW Available 21,532 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Skenario Low

I t e mREALISASI ESTIMASI RENCANA

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Trafo 70 / 20 kV ( MVA ) 3,081 2,864 2,864 2,864 2,864 2,864 2,864

Trafo 150 / 20 kV ( MVA ) 23,197 22,403 22,403 22,403 22,403 22,403 22,403


Total MVA 28,332 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177 27,177

Total MW 22,665 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741 21,741

MVA Available - - - 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905 26,905

MW Available 21,532 - - - - - - - - - - - - - - - - - -


43

Proyeksi Laba / Rugi ( dalam Milyar Rupiah )

Skenario Terbatas



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.PRODUKSI DAN PENJUALAN

- MW Available 21,532 - - - - - - - - - - - - - - - - - - MVA Available - - - 26,905 28,323 29,310 30,297 31,285 32,272 -Kenaikan MW Available (%) 147.18 - - - - - - - - - - - - - - - - - - Kenaikan MVA Available (%) - - - 5.27 3.49 3.37 3.26 3.16 -Tarif TSA ( Rp / kW Available - Tahun ) 160,404 - - - - - - - - - - - - - - - - - - Tarif TSA ( Rp / kVA Available - Tahun ) - - - 131,271 186,486 199,711 212,937 226,162 239,387 -Kenaikan Tarif TSA (%) -30.71 42.06 7.09 6.62 6.21 5.85

2.PENDAPATAN OPERASI -Pendapatan TSA 3,454 3,532 5,282 5,854 6,451 7,075 7,725

Jumlah Pendapatan TSA

3,454 3,532 5,282 5,854 6,451 7,075 7,725

3.BEBAN OPERASI -Pemeliharaan : 103 122 204 212 251 254 304 -M a t e r i a l 28 38 71 74 87 87 103 -Jasa Borongan 74 84 133 138 164 167 200 -Kepegawaian 233 294 395 423 453 486 559 -Administrasi 47 48 76 79 83 86 94 -Penyusutan 1,550 1,578 1,885 1,993 2,102 2,211 2,319

Jumlah Biaya Operasi

1,932 2,042 2,560 2,708 2,890 3,037 3,276

4.LABA / ( RUGI ) OPERASI 1,522 1,490 2,722 3,146 3,562 4,039 4,450

5.PENDAPATAN ( BEBAN ) Diluar Operasi

-Pendapatan 13 5 4 4 4 4 4 -Beban 57 -9 -12 -13 -14 -16 -19 -Beban Pinjaman -230 -210 -256 -287 -323 -364 -461

Jumlah Pendapatan ( Beban ) Diluar Operasi (160) (215) (264) (297) (334) (376) (477)

6.LABA ( RUGI ) Sebelum Pph Badan 1,361 1,275 2,458 2,849 3,228 3,662 3,973

Pph Badan 0 0 0 0 0

7.LABA ( RUGI ) Setelah Pph Badan 1,361 1,275 2,458 2,849 3,228 3,662 3,973

Ratio Operasi ( % ) 56 58 48 46 45 43 42 R O A ( % ) 9.07 4.35 8.19 8.99 9.97 11.12 11.89


44


Skenario Medium



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008





3,454 3,532 5,282 5,948 6,563 7,206 7,877



1,932 2,042 2,560 2,708 2,890 3,037 3,276






Pph Badan 0 0 0 0 0




45


Skenario Low



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008





3,454 3,532 5,282 5,834 6,433 7,058 7,709



1,932 2,042 2,560 2,708 2,890 3,037 3,276






Pph Badan 0 0 0 0 0




46

Proyeksi Neraca ( dalam Milyar Rupiah )

Skenario Terbatas



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A K T I V A

Aktiva Tetap : -Aktiva Tetap Operasi ( Bruto ) 31,620 31,864 35,914 38,631 41,348 44,065 46,783 -Akumulasi Penyusutan 1,606 3,184 5,069 7,062 9,164 11,374 13,694 Aktiva Tetap Operasi ( Netto ) 30,014 28,680 30,845 31,569 32,184 32,691 33,089 Pekerjaan Dalam Pelaksanaan 0 0 255 254.8 254.8 254.8 254.8

Aktiva Lainnya 0 0 188 198 207 217 238

Aktiva Lancar : -Kas / Bank 0.0 0.0 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 -Piutang 0 0 0 0 0 0 0 -Bahan Bakar & Material Pemeliharaan 0 0 3 3 3 3 3 -Aktiva Lancar Lainnya 0 0 23 23 23 23 23

Jumlah Aktiva Lancar

0 0 31 31 31 31 31

JUMLAH AKTIVA

30,014 28,680 31,319 32,053 32,678 33,194 33,613

P A S I V A

M o d a l : -Selisih Revaluasi Asset 0 0 0 0 0 0 0 -Laba ditahan 0 0 2,458 2,598 3,149 3,269 4,114 Jumlah Modal 0 0 2,458 2,598 3,149 3,269 4,114 Perkiraan Penutup 30,014 28,680 28,807 29,401 29,475 29,871 29,445 Kewajiban Jangka Panjang : 0 0 14 14 14 14 14 -Hutang Pajak Ditangguhkan 0 0 14 14 14 14 14 Pasiva Lancar : -Hutang Jangka Pendek 0 0 40 40 40 40 40 -Hutang Pajak 0 0 0 0 0 0 0 -Hutang Usaha 0 0 0 0 0 0 0 -Hutang Lancar Lainnya 0 0 0 0 0 0 0

Jumlah Pasiva Lancar

0 0 40 40 40 40 40

JUMLAH PASIVA

30,014 28,680 31,319 32,053 32,678 33,194 33,613


47


Skenario Medium



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A K T I V A


Aktiva Lainnya 0 0 188 198 207 217 238



0 0 31 31 31 31 31

JUMLAH AKTIVA

30,014 28,680 31,319 32,338 33,248 34,049 34,754

P A S I V A



0 0 40 40 40 40 40

JUMLAH PASIVA

30,014 28,680 31,319 32,338 33,248 34,049 34,754


48


Skenario Low



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A K T I V A


Aktiva Lainnya 0 0 188 198 207 217 238



0 0 31 31 31 31 31

JUMLAH AKTIVA

30,014 28,680 31,319 31,934 32,441 32,838 33,139

P A S I V A



0 0 40 40 40 40 40

JUMLAH PASIVA

30,014 28,680 31,319 31,934 32,441 32,838 33,139


49

LAMPIRAN

Bab IV

EVALUASI TINDAK LANJUT

RISALAH RAPAT

EVALUASI TINDAK LANJUTRISALAH RAPAT

PLANNING SESSION I - TAHUN 2002

No. Urut

Uraian permasalahan Tindak lanjut

1. Skenario pertumbuhan sistem Jawa Bali yang telah

ditetapkan Forum Perencanaan PLN Pusat1. Skenario pertumbuhan sistem Jawa-Bali yang telah ditetapkan Forum Perencanaan PLN Pusat adalah skenario Terbatas, dengan pertumbuhan beban puncak 4 sampai 4.5 % pertahun. Realisasi pertumbuhan beban puncak di beberapa Region sampai saat ini mengindikasikan kecenderungan akan melampaui skenario terbatas.

Sudah dilaksanakan.

Menyikapi hal ini UBS P3B perlu mengingatkan kembali UB Distribusi di Jawa-Bali agar mentaati semua kesepakatan yang telah ditandatangani.

2. Dalam Rakor Distribusi Jawa-Bali 2002 ditetapkan bahwa asset trafo distribusi tetap dikelola oleh UBS P3B.

Keberadaan asset trafo distribusi yang tetap dikelola oleh PLN P3B, telah diakomodir dalam RKAP Tahun 2003.

Informasi ini agar diperhatikan dalam penyusunan RKAP UBS P3B tahun 2003.


52


PLANNING SESSION I - TAHUN 2002 ( lanjutan )

No. Urut


3. Mulai tahun 2003 akan diberlakukan TSA antara UBS

P3B dengan Region.

4. Untuk memenuhi permintaan UB Distribusi perihal jaminan mutu pelayanan yang dapat dipasok UBS P3B akan dibentuk tim standar mutu pelayanan yang diketuai oleh Bapak Ramli Hutasuhut.

Tim mutu pelayanan diketuai oleh Bapak Ir. Kikid S. Adibroto.

5. Perbedaan antara TEP usulan Bidang Perencanaan dengan usulan Region akan dibahas lebih lanjut.

Sudah dilaksanakan.

Usulan baru yang belum termasuk dalam one basket DITREN akan diajukan Bidang Perencanaan UBS P3B ke PLN Pusat.

6. Menyikapi tegangan yang cenderung substandar, UBS P3B akan menganalisa dampaknya terhadap operasi dan peralatan di sistem Jawa-Bali.


53



No. Urut


7. SKTT 150 kV Plumpang-Priok sirkit 2 yang rusak akan

diklasifikasikan RJKB sebagai aktiva tetap tidak beroperasi (ATTB) dan material yang masih dapat digunakan akan diusulkan pemanfaatannya ke tempat lain.

8. Usulan penggantian peralatan harus dilengkapi dengan hasil uji kinerja peralatan tersebut.

9. Untuk menekan biaya pengadaan barang, UBS P3B telah ditetapkan PLN Pusat sebagai pilot project untuk melaksanakan import langsung dari luar negeri.

Akan dilaksanakan.

Selanjutnya UBS P3B akan melengkapi persyaratan yang dibutuhkan, termasuk pelatihan SDM.

10. Proses relokasi trafo agar dikordinasikan dengan bidang Perencanaan UBS P3B.

Sudah dilaksanakan.

11. Semua region agar memberlakukan kontrak kinerja dengan UPT dan UJT.


54



No. Urut


12. UBS P3B akan membentuk tim yang menyusun

engineering design proyek pembangunan JCC dan RCC dengan mengacu pada functional requirement yang telah disusun konsultan MACRO.

Tim sudah dibentuk dan telah melaksanakan pembuatan RKS untuk Up-grading JCC.

Proses pelelangan pekerjaan Up-grading JCC dimaksud sudah dilaksanakan dan saat ini sedang dalam proses evaluasi teknik.

13. Bidang SDMO akan menyusun program gap filling dan regenerasi staf di UBS P3B.

14. Usulan USEM untuk program penggantian meter elektronik dan peralatan terkait dengan tingkat akurasi yang lebih tinggi akan dikoordinasikan dengan bidang Teknik.


55



No. Urut


15. Program TQM baik di kantor induk maupun unit

operasional UBS P3B belum berjalan seperti yang diharapkan karena masih banyak kegiatan kerja yang belum disusun prosedurnya sesuai format dokumentasi ISO 9000. Diharapkan pihak manajemen dan seluruh staf mendukung pelaksanaan program TQM.

Pembuatan prosedur sesuai format ISO 9000, sudah mulai dilaksanakan di Kantor maupun di Unit / Region PLN P3B.

Pembuatan prosedur-prosedur lainnya untuk proses bisnis yang belum ada prosedurnya, akan berlanjut.

Diharapkan pihak manajemen dan seluruh staf mendukung pelaksanaan program TQM.

16. Berdasarkan hasil temuan selama ini Manager Auditor Internal, mengusulkan agar anggota Tim Pengadaan Barang dan Jasa terdiri dari staf yang kompeten dan terlibat langsung dalam semua proses.

Panitia Pengadaan Barang dan Jasa ditetapkan dengan SK GM PLN P3B.

Apabila ada user selaku yang mengusulkan permintaan barang tidak menjadi anggota panitia dimaksud, maka ybs. selalu diundang dalam Pemberian Penjelasan ( Aanwijzing ) sebagai nara sumber.

Berdasarkan hasil temuan selama ini Manager Auditor Internal, mengusulkan agar anggota Tim Pengadaan Barang dan Jasa terdiri dari staf yang kompeten dan terlibat langsung dalam semua proses. Pelaksanaan proses pengadaan agar mengacu pada tertib administrasi.


56



No. Urut


17. Manager Auditor Internal juga menyampaikan

terdapat temuan berulang di lapangan tentang sikap pegawai yang kurang mentaati cara kerja peralatan yang sebenarnya.

Akan dilaksanakan.

Perlu disusun suatu prosedur dan pengawasan yang benar untuk meningkatkan kinerja.


57


PLANNING SESSION II - TAHUN 2002

No. Urut


1. Perubahan paradigma dari sistem Pagu menjadi

sistem Anggaran/Program yang jelas, implementable, tepat waktu dan adanya koordinasi.

Dilaksanakan.

2. Region membuat rencana perbaikan atau overhaul peralatan 500 kV dan agar dikoordinasikan dengan UBOS dengan membuat jadwal pemeliharaan tahunan.

Dilaksanakan.

3. Region menchek island scheme dan memastikan bekerja pada saat diperlukan.

4. Region menyampaikan data pegawai yang sudah mengikuti pendidikan Scadatel dan Proteksi ke Bidang SDMO.

5. Pegawai – pegawai yang mempunyai kompetensi Scadatel dan Proteksi yang saat ini tersebar di UPT, UJT agar dikumpulkan di Region (OPHAR).


58


PLANNING SESSION II - TAHUN 2002 ( lanjutan )

No. Urut


6. Region memfokuskan pelatihan ke Core Business. Dilaksanakan.

7. Akan diadakan pertemuan dengan Sekreg untuk membahas pengaturan Kinerja Sistem, Kinerja Instalasi dan Kinerja Keuangan serta pembahasan probis UJT.

8. Akan dilakukan sosialisasi UU Ketenagalistrikan yang baru.

9. Region membuat tentative schedule dan disbursment pemeliharaan tahun 2003 secara rinci termasuk perbaikan dan overhaul PMT 500 kV.

Bahan ini digunakan untuk rapat konsolidasi anggaran dengan PLN Pusat.

10. Region membuat rencana pembayaran investasi sampai dengan bulan Desember 2002 .


59

RISALAH RAPAT


RISALAH RAPAT

PLANNING SESSION I UBS P3B TAHUN 2002

Ungaran, 29 – 30 MEI 2002

Rapat Planning Session I UBS P3B tahun 2002 dibuka oleh General Manager P3B yang dihadiri oleh semua Manajer bidang kantor Induk serta semua Manajer unit operasional UBS P3B. Dalam pengarahannya General Manager menyampaikan bahwa Planning Session adalah salah satu kegiatan yang diatur dalam buku Konstitusi UBS P3B dan dilaksanakan dua kali dalam setahun.

Hasil Planning Session ini akan dipakai untuk menyusun strategi jangka panjang dan jangka pendek sebagai acuan dalam melaksanakan tugas atau program yang ditetapkan Manajemen.

Strategi jangka pendek yang diuraikan dalam RKAP UBS P3B tahun 2003 selanjutnya dikirim ke PT. PLN (Persero) Kantor Pusat sebagai bahan PLN Pusat menyusun RKAP PLN konsolidasi. Sedangkan strategi jangka panjang disusun dalam Transmission Expansion Plan (TEP) dan Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan (RSJPP) 2003-2007.

Kebijakan PLN Pusat menetapkan bahwa usulan proyek yang disediakan pendanaannya hanya yang sudah masuk dalam basket Direktorat Perencanaan PLN Pusat, sedangkan usulan yang di luar basket dan bersifat emergency, P3B akan berusaha memasukkan ke dalam basket Direktorat Perencanaan PLN Pusat.

Selanjutnya General Manager menyampaikan analisa SWOT UBS P3B. Uraian lengkap tentang strategi SWOT UBS P3B dan semua materi rapat Planning Session I UBS P3B tahun 2002 dapat dilihat di homepage UBS P3B.

Butir-butir Pembahasan

1. Skenario pertumbuhan sistem Jawa-Bali yang telah ditetapkan Forum Perencanaan PLN Pusat adalah skenario Terbatas, dengan pertumbuhan beban puncak 4 sampai 4.5 % pertahun. Realisasi pertumbuhan beban puncak di beberapa Region sampai saat ini mengindikasikan kecenderungan akan melampaui skenario terbatas. Menyikapi hal ini UBS P3B perlu mengingatkan kembali UB Distribusi di Jawa-Bali agar mentaati semua kesepakatan yang telah ditandatangani.

1


61

2. Dalam Rakor Distribusi Jawa-Bali 2002 ditetapkan bahwa asset trafo distribusi tetap dikelola oleh UBS P3B. Informasi ini agar diperhatikan dalam penyusunan RKAP UBS P3B tahun 2003.

3. Mulai tahun 2003 akan diberlakukan TSA antara UBS P3B dengan Region.

4. Untuk memenuhi permintaan UB Distribusi perihal jaminan mutu pelayanan yang dapat dipasok UBS P3B akan dibentuk tim standar mutu pelayanan yang diketuai oleh Bapak Ramli Hutasuhut.

5. Perbedaan antara TEP usulan Bidang Perencanaan dengan usulan Region akan dibahas lebih lanjut. Usulan baru yang belum termasuk dalam one basket DITREN akan diajukan Bidang Perencanaan UBS P3B ke PLN Pusat.

6. Menyikapi tegangan yang cenderung substandar, UBS P3B akan menganalisa dampaknya terhadap operasi dan peralatan di sistem Jawa-Bali.

7. SKTT 150 kV Plumpang-Priok sirkit 2 yang rusak akan diklasifikasikan RJKB sebagai aktiva tetap tidak beroperasi (ATTB) dan material yang masih dapat digunakan akan diusulkan pemanfaatannya ke tempat lain.

8. Usulan penggantian peralatan harus dilengkapi dengan hasil uji kinerja peralatan tersebut.

9. Untuk menekan biaya pengadaan barang, UBS P3B telah ditetapkan PLN Pusat sebagai pilot project untuk melaksanakan import langsung dari luar negeri. Selanjutnya UBS P3B akan melengkapi persyaratan yang dibutuhkan, termasuk pelatihan SDM.

10. Proses relokasi trafo agar dikordinasikan dengan bidang Perencanaan UBS P3B.

11. Semua region agar memberlakukan kontrak kinerja dengan UPT dan UJT.

12. UBS P3B akan membentuk tim yang menyusun engineering design proyek pembangunan JCC dan RCC dengan mengacu pada functional requirement yang telah disusun konsultan MACRO.

2


62

13. Bidang SDMO akan menyusun program gap filling dan regenerasi staf di UBS P3B.

14. Usulan USEM untuk program penggantian meter elektronik dan peralatan terkait dengan tingkat akurasi yang lebih tinggi akan dikordinasikan dengan bidang Teknik.

15. Program TQM baik di kantor induk maupun unit operasional UBS P3B belum berjalan seperti yang diharapkan karena masih banyak kegiatan kerja yang belum disusun prosedurnya sesuai format dokumentasi ISO 9000. Diharapkan pihak manajemen dan seluruh staf mendukung pelaksanaan program TQM.

16. Berdasarkan hasil temuan selama ini Manager Auditor Internal, mengusulkan agar anggota Tim Pengadaan Barang dan Jasa terdiri dari staf yang kompeten dan terlibat langsung dalam semua proses. Pelaksanaan proses pengadaan agar mengacu pada tertib administrasi.

17. Manager Auditor Internal juga menyampaikan terdapat temuan berulang di lapangan tentang sikap pegawai yang kurang mentaati cara kerja peralatan yang sebenarnya. Perlu disusun suatu prosedur dan pengawasan yang benar untuk meningkatkan kinerja.

3


63


64

RISALAH RAPAT

PLANNING SESSION II - TAHUN 2002

RISALAH

PLANNING SESSION KE II P3B TAHUN 2002

TANGGAL 21 & 22 OKTOBER 2002DI

PT PLN ( PERSERO ) P3B REGION JAWA BARATB A N D U N G

I. HARI / TANGGAL : Senin & Selasa , 21 & 22 Oktober 2002

TEMPAT : PT PLN (Persero) P3B Region Jawa Barat

Bandung

HADIR : Sesuai Daftar Hadir terlampir

1. PEMBAHASAN RAPAT

Rapat Planning Session II P3B tahun 2002 dibuka oleh General Manager P3B yang dihadiri oleh Manajer Bidang Kantor Induk serta semua Manajer Region P3B. Dalam Pengarahannya General Manajer menyampaikan Planning Session ini difokuskan pada strategi dan action plan operasi tahun 2003 dan pemeliharaan peralatan 500 kV.

Perlu dibuat strategi Pemeliharaan dan Investasi tahun 2003. Kemudian dituangkan dalam action plan yang implementable,dan tepat waktu. Sasarannya agar tercapai sistem yang ekonomi, bermutu, andal dan K3, sehingga target kinerja korporat bisa tercapai.

Dalam pemeliharaan, variabel yang dapat kita kontrol adalah peralatan terpasang (penyaluran, trafo dan peralatan lain, misal : CB, DS, Rele, kompresor). Untuk itu kita harus memeliharanya agar selalu berada dalam performance yang tinggi.

Untuk Investasi, masuknya peralatan baru diharapkan meningkatkan performance sistem dan perlu dipelihara agar dapat dioperasikan dengan baik.

Dalam implementasi tepat waktu, pekerjaan pemeliharaan dan investasi harus dirancang dan dikoordinasikan agar dapat diselesaikan tepat waktu. Pastikan barang tersedia di pasaran, kesiapan SDM, supervisi fabrikan bila diperlukan. Schedule perlu koordinasi operasi, meminimumkan pemadaman, disbursement, penyelesaian dan mutu pekerjaan.

Diharapkan tujuan pengoperasian sistem secara ekonomis, mutu dan keandalan dapat dicapai. Tak kalah penting perlunya perlindungan terhadap instalasi terpasang harus dipenuhi (Misalnya : koordinasi Rele, APAR, dll.)


66

Selanjutnya Kinerja Korporat secara otomatis dapat dipenuhi sesuai target.

Belajar dari Pengalaman tahun 2002 kelemahan peralatan diketahui setelah ada gangguan. Rencana pekerjaan belum mendukung sepenuhnya pencapaian kinerja operasi dan penyerapan masih rendah, masih ditemukan kelemahan koordinasi komunikasi operasi yang memperlambat penyampaian informasi untuk pemulihan sistem.

Kinerja Korporat untuk ENS dan SOD sampai dengan September 2002 sudah tidak terpenuhi karena lamanya pemulihan gangguan penyaluran. Lambatnya penyerapan (kecenderungan tidak tepat waktu), menyebabkan target kinerja ITO sampai dengan semester 1 mengkhawatirkan (di bawah 50%).Strategi Pemeliharan tahun 2003 untuk preventive maintenance, dilakukan pemeriksaan rutin sesuai checklist pada instruction manual book, menjaga keandalan (availability) sesuai dengan target (corective dan predictive maintenance). Schedule harus implementable dan tepat waktu, forced outage diatasi dengan mempercepat pemulihan gangguan dengan pemeliharaan dan uji coba rutin peralatan. Mengurangi ENS dengan memeriksa kesiapan Islanding operation dan bila dianggap perlu memasang over load relay pada penghantar dan trafo yang tidak memenuhi N-1.Ratio fasilitas dan Availability diusahakan proporsional misalnya 10% sampai dengan 15 % untuk fasilitas dan 85 % sampai dengan 90 % availability.

Butir – butir Pembahasan :

1. Perubahan paradigma dari sistem Pagu menjadi sistem Anggaran/Program yang jelas, implementable, tepat waktu dan adanya koordinasi.

2. Region membuat rencana perbaikan atau overhaul peralatan 500 kV dan agar dikoordinasikan dengan UBOS dengan membuat jadwal pemeliharaan tahunan.

3. Region menchek island scheme dan memastikan bekerja pada saat diperlukan.

4. Region menyampaikan data pegawai yang sudah mengikuti pendidikan Scadatel dan Proteksi ke Bidang SDMO.

5. Pegawai – pegawai yang mempunyai kompetensi Scadatel dan Proteksi yang saat ini tersebar di UPT, UJT agar dikumpulkan di Region (OPHAR)

6. Region memfokuskan pelatihan ke Core Business.

7. Akan diadakan pertemuan dengan Sekreg untuk membahas pengaturan Kinerja Sistem, Kinerja Instalasi dan Kinerja Keuangan serta pembahasan probis UJT.

8. Akan dilakukan sosialisasi UU Ketenagalistrikan yang baru.

9. Region membuat tentative schedule dan disbursment pemeliharaan tahun 2003 secara rinci termasuk perbaikan dan overhaul PMT 500 kV. Bahan ini digunakan untuk rapat konsolidasi anggaran dengan PLN Pusat.

10. Region membuat rencana pembayaran investasi sampai dengan bulan Desember 2002 .


67

RISALAH RAPAT



69


70


71


72


73


74


75


76


77


78


79

LAMPIRAN

SURAT KEPUTUSAN

SURAT KEPUTUSAN

No. 222.K/010/DIR/2003Tanggal 27 Agustus 2003

T e n t a n gPenyempurnaan Organisasi dan Tata Kerja

PT PLN (Persero)Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali


77


78


79


80


81


82


83


84


85


86


87


88


89

SURAT KEPUTUSAN

No. 123.K/010/DIR/2003Tanggal 15 April 2003

T e n t a n gSistem Penilaian Tingkat Kinerja

Pada Unit BisnisPT PLN (Persero)


85


86


87

SALINAN

KEPUTUSAN MENTERI BUMN

No. KEP-100 / MBU / 2002Tanggal 04 Juni 2002

T e n t a n gPenilaian Tingkat KesehatanBadan Usaha Milik Negara


89


90


91


92

INFORMASI

LAPORAN KAJIAN PEMISAHAN ORGANISASIPENGELOLA SO-TO-MO

Dari Hasil PembahasanTim Kerja Pengkajian

Rencana Pembentukan OrganisasiPengelola SO-TO-MO

Jawa Bali

Roadmap SOTOMO Menuju Era Kompetisi (Usulan Tim)

SO

MO

TO

SO

MO

TO

UBS

Event-Based

BSO

BMO

BTOP3B

Saat Ini

BUMN

Era Kompetisi

Psl. 16 &Psl. 8 (2)

Psl. 28 (1)

UU 20/2002

UBS

Event-Based

USO

UMO

UTO

Pemurnian Fungsi

SO,TO,MO

ReorganisasiInternal P3B27 Nov 2003

P0 P2 P3 P4 --- Tidak dikaji TimP1

Asumsi Migrasi Organisasi SOTOMO

Region (fungsi TO) mencakup fungsi SO

Fungsi MO dilakukan sebagian

Proyek merupakan organisasi terpisah

Fungsi SO,TO,MO dipertegas sebagai Bidang

Penggabungan Proyek ke UBS SOTOMO

P0 P2

P3B

Pasar Single Buyer Fungsi Single Buyer di

luar P3B Keputusan investasi di

PLN Pusat

Penyempurnaan organisasi P0

Pemurnian Fungsi SO,TO,MO pada organisasi eksisting

Pemisahan pembukuan mulai 1 Jan 2004

P1 - 27 Nov 2003

UBS SOTOMOP3B

Pembentukan UBS SOTOMO

InternalReorganisasi P3B

Organisasi P3B& Proyek Saat Ini

Kompetisi telah diberlakukan

P4

BUMN SOTOMO

Pembentukan BUMN SOTOMO

Asumsi

Event-basedEvent-basedTime-based

Pasar Single Buyer Fungsi Single Buyer

di luar P3B Perencanaan sistem

desentralisasi

Pasar Single Buyer Fungsi Single Buyer di

luar P3B Proyek bergabung

dengan P3B

P3

UBS SOTOMO

ReorganisasiUBS SOTOMO

Event-based

Pasar Single Buyer Fungsi Single Buyer

di luar P3B

Fungsi SO, TO, MO sebagai unit bisnis UBS SOTOMO


94

General Manager UBS P3B

UnitPasar Listrik

UnitOperasi Sistem

M. Bidding

M. ACC (5)

M. Setelmen

M. Ren. Sistem

M. Ren. Ops.

UnitTransmisi

M. Region (4)

M. Ana & Eva. Ops.

Struktur Organisasi P3 – Event Based

M. Metering

M. Adm, Keu & SDM

M. Enj. GI & Transmisi

M. Man. Aset

Auditor Internal

ManagerSDM & Org.

ManagerKeu. & Niaga

M. Bang Psr Listrik

M. Adm, Keu & SDM

M. Adm & SDMO

ManagerUmum

Sekretaris UBS

- Ren. Korporat- TI- Humas- Hukum- Kinerja

M. Enj. Proteksi & Kontrol

M. K3 & LH

M. Keu & Niaga

M. Ops. Real Time

M. Teknologi Ops.


95

rencana strategis jangka panjang perusahaan ( rsjpp ) 2004 - 2008

Documents