19698151 Rencana Strategis Jangka Panjang an Rsjpp 2004 2008

8/7/2019 19698151 Rencana Strategis Jangka Panjang an Rsjpp 2004 2008

1/129

SL

RencanaStrategisJangkaPanjangPerusahaan( RSJPP )2004 2008

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

Bidang PerencanaanVer. 1-03


2/129


3/129

RENCANA STRATEGIS

JANGKA PANJANG PERUSAHAAN( RSJPP )

2004 - 2008


4/129

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


5/129

R e d a k s i

Pengarah & Penyunting

Singal Sihombing. / Manajer Bidang Perencanaan

Penyusun Materi

Setianus 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

Sampul

Singal Sihombing.Moedji Rojo.

MontaseMoedji Rojo.

Penerbit

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


6/129


7/129


8/129

Kata Pengantar

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

Dengan memanjatkan Puji dan Syukur Ke Hadirat Tuhan Yang Maha Kuasa, karenaatas KaruniaNya-lah maka Buku Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan

(RSJPP) Tahun 2004 2008 PT PLN ( Persero ) Penyaluran dan Pusat Pengatur BebanJawa Bali ini dapat tersusun.

Mengacu kepada Buku Konstitusi PT PLN ( Persero ) Unit Bisnis Strategis Penyalurandan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, khususnya tentang diskripsi dari BidangPerencanaan, yang antara lain diuraikan bahwa RSJPP disusun dalam sebuah bukudan dijadualkan untuk diterbitkan pada setiap bulan Oktober. Sejalan denganperkembangan 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 Balisebagai suatu badan usaha, yang menggambarkan 1) proyeksi pendapatan PT PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali yang didasari antara lainoleh asumsi-asumsi tingkat tarif transmission charge, tarif listrik pelanggan,pertumbuhan kebutuhan tenaga listrik, dan nilai tukar mata uang dolar Amerikaterhadap rupiah, maupun 2)strategi peningkatan kinerja perusahaanyang antara lainberupa program investasi. Hal tersebut adalah sejalan dengan Surat KeputusanDireksi No. 222.K/010/DIR/2003 Tanggal 27 Agustus 2003 Tentang PenyempurnaanOrganisasi dan Tata Kerja PT PLN (Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur BebanJawa Bali.

Jakarta, Nopember 2003.

General ManagerPT PLN (Persero)

Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali

BASUKI PRAJITNO.


9/129

Ucapan Terima Kasih

Kiranya disampaikan ucapan terima kasih yang sebesar-besarnya kepada berbagaipihak yang telah membantu baik secara langsung maupun tidak langsung atasterbitnya 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.


10/129

Pejabat Struktural

PT 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.


11/129

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 SWOT13

2.1.1.Kekuatan ( strength )13

2.1.2.Kelemahan ( weak-ness )13

2.1.3.Peluang ( opportunity )13

2.1.4.Ancaman ( threat )13

2.2. S t r a t e g i14

2.2.1.Strategi meningkatkan kekuatan ( strength )14

2.2.2.Strategi mengurangi hambatan atau kelemahan ( weakness )14

2.2.3.Strategi meningkatkan peluang ( opportunity )14

RENCANA STRATEGIS JANGKA PANJANG PERUSAHAAN ( RSJPP ) 2004 - 2008

PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALIvii


12/129

2.2.4.Strategi mengurangi ancaman ( threat )15

2.3. Faktor Kunci Sukses 15


PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALIviii


13/129

III. Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan 16

3.1. Kegiatan Investasi16

3.2. Skenario Investasi

173.3. Kinerja Korporat20

3.4. Proyeksi Keuangan20

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

3.5. Program Investasi & Sumber Pendanaan21

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


PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALIix


14/129


15/129

Bab IPendahuluan

1.1.Definisi

Yang dimaksud dengan P3B dalam buku ini adalah PT PLN (Persero) Penyalurandan 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 JangkaPanjang Perusahaan.

1.2.Latar Belakang

Penyusunan Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP ) PLN P3B

adalah merupakan ketentuan yang telah tertuang dalam Buku Konstitusi PLNP3B.RSJPP Tahun 2004 2008 PLN P3B ini disusun sebagai tindak-lanjut dariPlanning Session Ke 1 Tahun 2003 PLN P3B yang telah diselenggarakan padatanggal 3 & 4 April 2003 di PT PLN (Persero) Region Jakarta & Banten.

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

1.3.Misi dan Tugas PLN P3B

Sesuai dengan Surat Keputusan Direksi No. 222.K/010/DIR/2003 Tanggal 27Agustus 2003 Tentang Penyempurnaan Organisasi dan Tata Kerja PT PLN(Persero) Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, seperti terlihat padaLampiran 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 JawaBali.

Tugas PLN P3B

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

Jawa Bali.


PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALI1


16/129

3. Mengelola pelaksanaan jual beli tenaga listrik di sisi tegangan tinggi sistemJawa 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, Sidoarjo61257.




17/129

2.2. Unit Bidding & Operasi Sistem

Unit Bidding & Operasi Sistem ( UBOS ) bertanggung jawab ataspengelolaan dan pengembangan proses bidding energi, perencanaanoperasi sistem, pengaturan dan pengendalian sistem tenaga listrik sertakoordinasi pelaksanaan pemeliharaan fasilitas sistem transmisi 500 kV.

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

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

2.3. Unit Setelmen

Unit Setelmen bertanggung jawab atas proses pembacaan meter, prosessetelmen, penerbitan tagihan pembayaran serta penyelesaianpermasalahan 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/2000Tanggal 2 Nopember 2000 Tentang Pembentukan Organisasi dan Tata kerja UnitBisnis Strategis Penyaluran dan Pusat Pengatur Beban Jawa Bali, peranan PLNP3B 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 pusatlaba (profit center), karena pendapatan PLN P3B tidak boleh digunakan langsungmelainkan harus melalui pembahasan anggaran seperti sediakala.Dengan demikian, kenyataannya dapat dikatakan bahwa PLN P3B adalahsebagai Cost Center.

Berkenaan dengan implementasi Undang-undang Ketenagalistrikan Nomor 20Tahun 2002, pada saat ini sedang diproses bentuk organisasi PLN P3B darikondisi saat ini ke organisasi SO-TO-MO dalam rangka memasuki era pasarlistrik MBMS.Beberapa informasi yang telah dihasilkan oleh Tim Kerja Pengkajian RencanaPembentukan 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 terhadapperubahan situasi dan kondisi sistem Jawa-Bali, yang selanjutnya dipakaisebagai bahan guna menetapkan sasaran dalam kurun waktu 5 (lima ) tahunmendatang sekaligus dengan strategi dan kebijakan yang diterapkan untukmencapai sasaran tersebut.




18/129

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




19/129


20/129

Gambar 1.1 : Proses Interaksi Penyusunan RSJPP PLN P3B




21/129

1.5.Kondisi Beban Sistem Jawa Bali

Beban puncak ( netto ) tertinggi sistem Jawa Bali tahun 2002 adalah sebesar13.374 MW pada tanggal 15 Oktober 2002 pukul 18.00, mengalamipertumbuhan 6,3 % dibanding beban puncak tertinggi tahun 2001 sebesar12.577 MW ( sesuai dengan Buku Evaluasi Operasi Sistem Tenaga Listrik JawaBali Tahun 2002 ).Realisasi beban puncak tertinggi sistem Jawa Bali tahun 2003 adalah sebesar13.479 MW pada tanggal 07 Oktober 2003 pukul 18.30 ( sesuai dengan data pertanggal 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 beroperasipada 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 waktusedang pembangunannya diketahui memerlukan waktu satu tahun. Untukitu koordinasi terpadu harus dilakukan agar sinkronisasi penyelesaianproyek 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 kemampuanpembangkit 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 PTPLN (Persero) telah disusun rencana 3 (tiga) skenario pertumbuhan untuktahun 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 %




22/129

2. Selama periode tersebut tambahan pembangkit yang sudah committed hanyasebesar 1877 MW terdiri dari PLTU Tanjung Jati B 2x660 MW (2005) danbeberapa unit pembangkit yang selama ini belum operasi dan akandioperasikan pada tahun 2003 yaitu sebesar 512 MW terdiri dari PLTP Dieng60 MW , PLTGU Grati Blok II 302 MW, Cikarang Listrindo 150 MW, danCombine cycle Pemaron 45 MW pada tahun 2004.

3. Untuk mempertahankan pertumbuhan beban puncak rata-rata sebesar 6.8%/tahun, tambahan kapasitas pembangkit tersebut belum mencukupisehingga masih diperlukan penambahan daya dari pembangkit baru yaitu :a/ PLTG Muara Tawar 600~800 MW pada tahun 2004, b/ PLTG 800 ~ 1000MW untuk closed cycle PLTG di Muara Tawar dan sisanya dilokasi Pemalangatau Cilacap pada tahun 2005, c/ Repowering PLTU Muara Karang sebesar420 MW dan Add On PLTG Muara Tawar 340 MW pada tahun 2007.

4. Untuk skenario Terbatas pasokan daya dipertahankan mencukupi sampaitahun 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 penurunansehingga dapat mengancam kontinuitas pasokan tenaga listrik. Maka, untukmenghindari terjadinya pemadaman yang meluas perlu dilakukan langkah-langkah sebagai berikut : a/ memaksimalkan captive power, b/ menambahpembangkit baru dengan sistem sewa terbatas atau skema lain yangdisesuaikan dengan kemampuan pendanaan PLN, c/ menambah unit pem-bangkit baru dengan pola kemitraan, d/ melaksanakan pembangunan unitpembangkit dengan masa konstruksi yang paling singkat, e/ melaksanakan

unit pembangkit combined cycle baru yang pada tahap awal dioperasikanopen cycle, f/ membatasi pertumbuhan beban maksimal 13,5 % / tahun ,g/ melaksanakan penurunan mutu pelayanan brown-out operation(penurunanlevel tegangan), h/ melaksanakan sambung-an secara selektif, i/ hanyamenerima sambungan baru diluar beban puncak, dan j/ melakukan loadshedding, sampai pemadaman bergilir pada periode waktu beban puncak.

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




23/129

7. Penyelesaian pembangunan GITET (Kediri Baru, Tasikmalaya, Depok), SUTET500 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 menghilangkanbottle-neck di sistem 500 kV, meningkatkan keandalan pasokan danperbaikan kualitas tegangan sistem JAMALI. Namun perlu diikuti denganpenambahan kapasitas pembangkit untuk memberi peluang kepada semuaUB Distribusi melayani pertumbuhan penjualan energi listriknya. Dalamperiode ini masih terdapat beberapa ruas transmisi, IBT dan trafo distribusiyang berbeban lebih. serta beberapa kawasan kualitas tegangannya dibawahstandar. Untuk mengatasi hal ini, telah disusun kebutuhan instalasi baruberikut sumber pendanaannya seperti ditunjukkan pada Buku TransmissionExpantion Plan.

8. Tambahan Fasilitas penyaluran selama periode 2003 2007 diperkirakansebesar 3051 kms SUTET 500 kV, 2895 kms SUTT 150 kV, 30 kms SUTT 70kV, 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 dapatmeningkatkan keandalan dan kualitas penyediaan sistem tenaga listrikJAMALI.

9. Kondisi tegangan sistem Jawa-Bali tahun 2003 diperkirakan akan lebihburuk dibanding dengan tahun 2002, hal ini karena adanya kenaikan bebandan keterlambatan operasi-nya instalasi baru (GITET Kediri). Oleh karena ituberoperasinya GITET Kediri Baru sangat dibutuhkan guna memperbaikikualitas tegangan di subsistem Jawa Timur bagian barat-selatan, sertamemberi peluang UB Distribusi Jawa Timur untuk menjual energi dikawasan tersebut.

10. Melihat kebutuhan shunt capasitor cukup besar dalam rangka untukmemperbaiki mutu tegangan, sedangkan sifatnya hanya interim solutionyaitu dalam rangka menunggu operasinya GITET baru, maka untukmengoptimalkan investasi perlu dipertimbangkan jenis mobile shuntcapasitor.

11. Beroperasinya pembangkit baru berikut instalasi baru GITET dan SUTET 500kV akan mengakibatkan terjadinya kenaikan tingkat hubung singkatdisekitarnya. Hal ini menye-babkan perlu dilakukan penggantian beberapaPMT 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.




24/129

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 sangatdiperlukan, mengingat biaya untuk meng-uprate Gardu Induk berikutassecoriesnya diperlukan biaya yang cukup besar.

13.Terpusatnya beberapa pembangkit besar di Jawa Timur sedangkan pusatbebannya berada di Jawa bagian barat mengakibatkan terjadinya transferdaya dari jawa bagian timur ke barat. Dari studi yang dilakukan JICAmerekomendasikan transfer daya melalui SUTET Ungaran-Mandirancan/Bandung Selatan yang memenuhi batas steady state stabilityadalah sebesar 1500 MW. Namun dalam realisasinya besaran tersebut seringdilampaui guna menghindari terjadinya pemadaman (load curtailment) yangcukup besar di UB Distribusi Jaya Tangerang dan UB Distribusi JawaBarat. Apabila kondisi tersebut dibiarkan terus berlangsung, dikhawatirkanterjadinya voltage collapse di sistem yang akhirnya akan mengakibatkan totalblack out.

14.Kualitas frekuensi selama tahun 2002 secara umum kurang baik (lihatGambar-5), kondisi ini karena banyaknya unit pembangkit termal yang tidakdioperasikan dengan modus operasi governor free. Hal ini berkaitan denganadanya penilaian unjuk kerja pembangkit dikaitkan dengan biaya operasi danenergi yang dibangkitkan.

15.Adanya ketidak serempakan jadwal penyelesaian pembangunan GITET danSUTET 500 kV dengan transmisi 150 kV dan trafo 150/20 kV terkait dapatmengurangi manfaat keberadaan serta fungsi GITET dan SUTET tersebut.Bahkan keterlambatan itu dapat mengakibatkan timbulnya kendala beban

lebih pada transmisi dan transformator existing serta kesulitanpengoperasian pembangkit berskala besar.

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

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




25/129

18.Mempertimbangkan tingginya pertumbuhan energi listrik di subsistem Baliserta terbatasnya kemampuan kabel laut Jawa-Bali dikhawatirkan dalamwaktu dekat akan mengalami kekurangan pasokan daya yang dapatberdampak pada pemadaman bergilir. Untuk itu perlu adanya tambahanpembangkit di sistem Bali (PLTGU di Pemaron dan Combine cycle PLTGPesanggaran) sebagai solusi interim.

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

Teknologi SCADA ELENAS di master station JCC yang berfungsi sejak tahun1993 sudah dinyatakan obsolate oleh Vendor, sehingga menimbulkankesulitan dalam mencari sparepart dan mengembangkan softwarenya.

Agar fasiltas SCADA dan telekomunikasi existing dapat berfungsi normaluntuk mendukung operasional sistem tenaga listrik, maka fasilitas tersebutsecara terus menerus harus mengikuti perkembangan instalasi baru di

sistem JAMALI.




26/129

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 ( sesuaiinflasi )

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

4 Penyusutan Sesuai dengan perkiraan serah-terimaasset dari proyek

5 Availibility Factor 0,99

6 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 P3B

15 Aktiva Lainnya Aktiva tetap yang tidak beroperasi

16 Proyek-proyek Tahun 2004 : On going & committedproject

Tahun 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.




27/129

Rekapitulasi proyeksi laba / rugi tahun 2004 2008 PLN P3B adalah sepertiterlihat 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 KEUANGANPER 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 7,725

2. Jumlah Biaya Operasi 1,932 2,042 2,560 2,708 2,890 3,037 3,276

3. 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

1. Pendapatan TSA 3,454 3,532 5,282 5,948 6,563 7,206 7,877


3. Laba / Rugi


- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,943 3,340 3,793 4,124


- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,943 3,340 3,793 4,124


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


SKENARIO TERBATAS ( dalam milyar rupiah )

PROYEKSI KEUANGAN

PER 31 DESEMBER


2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1. Pendapatan TSA 3,454 3,532 5,282 5,834 6,433 7,058 7,709


3. Laba / Rugi


- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,830 3,210 3,645 3,957


- Laba / Rugi Bersih 1,361 1,275 2,458 2,830 3,210 3,645 3,957


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




28/129

Return on Asset ( ROA ) Tahun 2004 2008 diasumsikan naik linier mulaitahun 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 KenaikanMVA Available Tahun 2004 2008 adalah antara 3 % sampai 3,5 % per tahun.

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




29/129

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.




30/129


31/129

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 pemasokenergi.

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.




32/129

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 ditempuholeh PLN P3B adalah seperti terlihat pada Lampiran.

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

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




33/129


34/129

Strategi bidang Investasi adalah :

1. Membuat skema bisnis, bekerja sama dengan swasta.2. Adanya loandari 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 penyaluranyang tersedia (existing) dan pada proyek yang pembangunannya sedangberjalan (on-going) dan proyek yang telah disetujui untuk dibangun(commited). Skenario ini pertumbuhan penjualan energi disisi konsumensebesar 6,2 %.

2. Skenario Low

Skenario Low ini pertumbuhan energi ditentukan oleh kemampuanmasing-masing PLN Distribusi di Jawa-Bali dalam menjual energinyakepada konsumen. Pertumbuhan penjualan energi disisi konsumensebesar 7,0 %.

3. Skenario Medium

Skenario Medium adalah sama dengan skenario Low yaitu pertumbuhan

energinya ditentukan oleh masing-masing UB Distribusi di Jawa-Balidalam penjualan energinya kepada konsumen. Pertumbuhan penjualanenergi disisi konsumen sebesar 8,4 %.

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

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


PT PLN ( PERSERO ) PENYALURAN DAN PUSAT PENGATUR BEBAN JAWA BALI

Gambar 3.2 : Project Scenario

18


35/129



Gam

bar3.3:InteraksiEksternalPenyusunanProgramInvestasi

19


36/129



Gamb

ar3.4:ProsedurPenyusunan

InvesmentPlanTransmisi,Ga

rduInduk&JaringanDistribusi

20


37/129


38/129

3.5. Program Investasi & Sumber Pendanaan

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

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

Daftar disbursment proyek adalah seperti terlihat pada Lampiran.




39/129


40/129

Bab VP e n u t u p

Rencana Strategis Jangka Panjang Perusahaan ( RSJPP ) Tahun 2004 - 2008diharapkan merupakan suatu pedoman strategis dari perkembangan arah bisnis PLNP3B 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 strategisyang ada.

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

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




41/129


42/129

LAMPIRAN-LAMPIRAN


43/129

LAMPIRAN

Bab I


44/129

Komposisi Instalasi Penyaluran Tahun 2002 - 2003

Rencana Kebutuhan Fisik Penyaluran

No. Region Kebutuhan Tahun2004 2005 2006 2007

1. Jakarta & Banten

Gardu Induk

( MVA )1980 360 980 240

Transmisi

( km )120 84 49 1

2. Jawa Barat

Gardu Induk

( MVA )1060 360 240 30

Transmisi

( km )696,8 478 82 108

3. Jawa Tengah & DIY

Gardu Induk( MVA )

690 1630 300 360

Transmisi

( km )367 139,5 121,9 40

4. Jawa Timur & Bali

Gardu Induk

( MVA )990 300 860 240

Transmisi

( km )149,6 49,1 419 158




45/129

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




46/129

SISTEM 2002 2003

( RKAP)

2004 2005 2006 2007 2008

Daya Terpasang (MW) 18096 18608 1) 19253 2) 19253 20573 3) 21423 4)5) 219386)

Daya mampu (MW) 14598 15025 15567 15567 16675 16869 17821

Beban Puncak ( MW) 13830 14452 15059 15491 16251 16918 17274

Pertumbuhan BP ( % ) - 4.9 4.2 2.9 4.9 4.1 2.1Cadangan Putar (MW ) 418 573 508 75 424 471 547

Reserve Margin ( % ) 31 29 28 24 27 27 27

Load Factor ( % ) 72 72 72 72 72 72 72

Energy disalurkan ke UBD (GWh) 80752 84772 88362 91018 95402 99313 101391

Pertumbuhan Energy ( % ) 5.7 4.9 4.2 2.9 4.9 4.1 2.1

Dist Jaya & Tangerang (GWh) 24481 25849 26817 27812 28929 29316

Dist Jabar & Banten (GWh) 29420 30403 31126 33038 34404 35230

Dist Jateng & DIY (GWh) 11585 11982 12342 12893 13426 13748

Dist Jawa Timur (GWh) 17221 17973 18513 19340 20139 20623

Dist Bali (GWh) 2065 2155 2220 2319 2415 2473

1) PLTG Grati Blok II (3x100.75 MW), PLTP Dieng (60 MW), Cikarang Listrindo (150 MW)2) PLTG Muara Tawar crash program (600 MW)3) PLTU Tajung Jati B (2x660 MW)4) Retired PLTU Muarakarang 1,2,3 300 MW5) Rep.Mkrng-500 mw(oc),rep.Priok-500 MW(oc),1GT Mtwar 150 MW (add On)6) Rep.Mkrng-220 mw(st),rep.Priok-220 MW(stc), Mtwar 75 MW (st)

Neraca Daya Sistem Jawa Bali Tahun 2002 s.d 2008 (Skenario Terbatas)




47/129

2003(R KA P) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

P R O D U K S I P E M B A N G K IT G W h 9 1, 15 2 9 4, 98 0 9 7, 70 8 1 0 2, 50 0 1 06 ,7 04 1 08 ,9 51 1 08 ,9 51 1 08 ,9 51

- Pe r t umbuha n % 3 ) 4 .9 4 .2 2 .9 4 .9 4 .1 2 .1 0 .0 0 .0

- Pe m. S endi r i Pemba ngki t G W h 4 ,0 4 5 4 ,2 50 4 ,2 5 0 4 ,5 4 1 4 ,7 2 9 4 ,8 4 3 4 ,8 4 3 4 ,8 4 3

% 4 .4 4 .5 4 .3 4 .4 4 .4 4 .4 4 .4 4 .4

PE M B E L IA N P3 B G W h 8 7,1 06 9 0,7 30 9 3,4 58 9 7,9 59 1 01 ,9 75 1 04 ,1 08 1 04 ,1 08 1 04 ,1 08

- Pe ma ka i a n S endi r i G I G W h 7 0 7 1 7 3 7 6 7 9 8 1 8 1 8 1

% 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8 0 .0 8

- S us ut T r a ns mis i G W h 2 ,2 6 5 2 ,2 9 7 2 ,3 6 6 2 ,4 8 0 2 ,5 8 2 2 ,6 3 6 2 ,6 3 6 2 ,6 3 6

% 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0 2 .6 0

P E N J U A L A N K E D I S T R IB U S G W h 8 4, 77 2 8 8, 36 2 9 1, 01 8 9 5, 40 2 9 9, 31 3 1 01 ,3 91 1 01 ,3 91 1 01 ,3 91

D i s t J aya & T ange r ang 2 4 ,4 8 1 2 5 ,8 4 9 2 6 ,8 17 2 7 ,8 12 2 8 ,9 29 2 9 ,3 16 2 9 ,3 16 2 9 ,3 16

D i s t J a w a -B a ra t 2 9 ,4 2 0 3 0 ,4 0 3 3 1,12 6 3 3 ,0 3 8 3 4 ,4 0 4 3 5 ,2 3 0 3 5 ,2 3 0 3 5 ,2 3 0

D i s t J a w a -T enga h 11 ,5 8 5 11,9 8 2 12 ,3 4 2 12 ,8 9 3 13 ,4 2 6 13 ,7 4 8 13 ,7 4 8 13 ,7 4 8

D i s t J a w a -T imur 17 ,2 2 1 17 ,9 7 3 18 ,5 13 19 ,3 4 0 2 0 ,13 9 2 0 ,6 2 3 2 0 ,6 2 3 2 0 ,6 2 3

B a l i 2 ,0 6 5 2 ,15 5 2 ,2 2 0 2 ,3 19 2 ,4 15 2 ,4 7 3 2 ,4 7 3 2 ,4 7 3

FA KTO R B E B A N % 7 2 7 2 7 2 7 2 7 2 7 2 7 2 7 2

B E B A N PU N CA K M W 14,452 15,059 15,491 16,251 16,91 8 17,274 17,274 17,274

- Pe r t umbuha n % 4 .9 4 .2 2 .9 4 .9 4 .1 2 .1 0 .0 0 .0

U R A I A N

PR A K IR A A N

NERACA ENERGI SISTEM JAWA BALI 2003-2010 (SKENARIO TERBATAS)




48/129

LAMPIRAN

Bab II


49/129

ANALISA

S W O T


50/129

Action Plan Key Success Factor

PROGRAMSTRATEGI

( LANGKAH-

LANGKAH )

ACTION PLAN

KEGIATANSASARAN

1. MeningkatkanKekuatan

1 Penyempurnaan kualitaspengoperasian sistem

- Penyempurnaan SOP - Peningkatankeandalan sistem danmutu tegangan

2 Penyempurnaan mekanisme O& M bidang transmisi

- Membuat mekanismeyang jelas, sederhana,implementable danterdokumentasi

- Konsistensipelaksanaanmekanisme

3 Pemanfaatan sarana T.I. &pendukung lainnya

- Survey pasar - Meningkatkankualitas pelayanan

4 Pemutakhiran manajemenoperasi ( SOP ) danmanajemen O & M

- Membuat SOP yangjelas, sederhana,implementable danterdokumentasi

- Peningkatankeandalan sistem danmutu tegangan

5 Pemanfaatan fasilitasSCADA,telekomunikasisarana &peralatan pendukung lainnya

- Survey pasar - Meningkatkankualitas pelayanan

RENCANA STRATEGIS JANGKA PANJANG PERUSAHAAN ( RRSJPP) 2004 - 2008



51/129

Action Plan Key Success Factor ( lanjutan )

PROGRAMSTRATEGI

( LANGKAH-

LANGKAH )

ACTION PLAN

KEGIATANSASARAN

2. Mengurangi

Kelemahan

1 Menghilangkan adanya bottle-neck pada saluran transmisidan GI

- Interfacing MUARATAWAR (yangmemotong SUTETMuara Tawar Cibatudan Cibinong Cawang)

- Peningkatankeandalan sistem danmutu tegangan

- Penambahan IBT500/150 kV 500 MVA diMANDI RANCAN

- idem

- Up-rating SUTT 150 kV:

Tuban-Kerek-MliwangHrgls-SkmdiMdcan-Rckek-UbrngDrjat-Garut-Tasik-Camis

- idem

2 Mengatasi keterbatasan danauntuk perluasan jaringan

- Membuat prioritasproyek investasi

- Penajaman rencanadan jadual pekerjaan

3 Mengatasi keterbatasanhardware & software untukpekerjaan utama

- Membuat jadualpelaksanaan perkerjaanutama

- Effisiensi

4 Penyempurnaan mekanisme /

proses bisnis

- Membuat mekanisme

yang jelas, sederhana,implementable danterdokumentasi

- Konsistensi

pelaksanaanmekanisme

5 Pengisian jabatan struktural &fungsional sesuai kompetensiSDM

- Menyelesaikanpembuatan Sebutan &Analisa Jabatan untuksemua lini

- Meningkatkankompetensi SDM




52/129


PROGRAMSTRATEGI

( LANGKAH-

LANGKAH )

ACTION PLAN

KEGIATANSASARAN

3. MeningkatkanPeluang

1 Peningkatan standar mutupelayanan ke PLN Distribusi

- Meningkatkankoordinasi dan usahalobby

- Lebih mudah dalammelaksanakankoordinasi

2 Koordinasi dengan pihakterkait karena pertumbuhanbeban tinggi


- Effisiensi

3 Koordinasi dengan pihakterkait karena pembebanantrafo sangat dibutuhkan

- Usulan investasi danrelokasi trafo dihitungmanfaatnya

- Effisiensi

4 Mengundang Captive Poweruntuk berpartisipasi sebagaipemasok energi

- Harga yangmenguntungkan ( win-win solution )

- Mengurangi defisitpembangkit

5 Pemanfaatan teknologi dibidang kelistrikan dan T.I.

- Penerapan teknologimutakhir namunaplicable

- Meningkatkankualitas pelayanan

6 Mengikuti perkembanganderegulasi

- Diklat & training sesuaidengan kebutuhannya

- Peningkatankompetensi SDM

7 Mengikuti perkembanganrencana kenaikan tarrif listrikoleh pemerintah ( menjadi 7

Cent US $ / kWh pada tahun2005 )

- Seminar / diskusi yangmendukung pakar yangberpengalaman

- Lebih mudah dalammengelola anggaran,kebijakan, dll.

- Paper-paper yangmendukung

- idem

- Melakukan lobby-lobbydengan pihak terkait

- idem

8 Mengikuti perkembanganteknologi


- Peningkatankompetensi SDM

9 Meningkatkan pelayanankonsumen tegangan tinggi

- Meningkatkanpelayanan konsumentegangan tinggi

- Meningkatkankualitas pelayanan




53/129


PROGRAMSTRATEGI

( LANGKAH-

LANGKAH )

ACTION PLAN

KEGIATANSASARAN

4. MengurangiAncaman

1 Desentralisasi ( dari PLNPusat ke Unit )




- idem


- idem

2 Co-operation dengankompetitor ( dalam bidangpenyediaan tenaga listrik )


- Diperoleh hargalistrik yang optimal

- Menanamkan saham - idem

3 Sadar biaya - Standar harga satuan - Effisiensi

4 Koordinasi dengan pihakterkait ( Pemda )




- idem


- idem

5 Koordinasi dengan pihakterkait karena adanyaketerbatasan pembangkit


- Effisiensi

6 Mengikuti perkembangan isulingkungan hidup, sosial danbudaya masyarakat


- Diperoleh informasiyang mutakhir

7 Mengikuti perkembanganteknologi pembangkit denganrendemen kecil


- Antisipasipermasalahan jangkamenengah maupunpanjang




54/129

Analisa Bobot SWOT ( Kekuatan Kelemahan )

ABSIS

Unsur SWOT Uraian Kegiatan Bobot Nilai Sub Bobot

KEKUATAN( Strength )

1 Memiliki sistem jaringan yangluas

35 5 175

2 Berpengalaman dalam O & Mbidang transmisi

20 4 80

3 Ketersediaan fasilitas T.I. yangmemadai

10 3 30

4 Adanya manajemen operasi( SOP ) dan manajemen O & Myang 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 salurantransmisi & GI

25 2 50

2 Keterbatasan dana untukperluasan jaringan

5 2 10

3 Keterbatasan hardware &software untuk pekerjaan utama

20 3 60

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

25 4 100

5 Kualitas SDM ( komposisipegawai belum sesuai denganBuku Konstitusi PLN P3B )

25 4 100

Bobot 100320

SELISIH BOBOT 125




55/129


56/129

Analisa Kuadran SWOT

PELUANG

( OPPORTUNITY )

KELEMAHAN ( WEAKNESS ) : PELUANG ( OPPORTUNITY ) :

1.

2.

3.

4.

5.

Adanya bottle-neck padasaluran trans-misi & GI

Keterbatasan dana untuk per-luasan jaringan

Keterbatasan hardware & soft-ware untuk pekerjaan utama

Belum effisien ( mekanisme /proses bisnis belum jelas danbelum terdokumentasi

Kualitas SDM ( komposisipegawai belum sesuai denganBuku 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 bidangkelistrikan & TI

Deregulasi ( mekanisme jual-belitenaga 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 bidanganggaran, kebijakan, dll.

Adanya kompetitor baru

Krisis ekonomi yang belumpu-lih

Undang-undang Otonomi Dae-rah

Keterbatasan penyediaan tena-ga pembangkit ( pembangkitbaru tidak ada )

Isu lingkungan hidup, socialdan budaya masyarakat

Adanya teknologi baru berupapembangkit dengan rendemenkecil yang dapat dipasangdekat konsumen

1.

2.

3.

4.

5.

Memiliki sistem jaringan luas

Berpengalaman dalam O & M bi-dang transmisi

Ketersediaan fasilitas T.I. yangmemadai

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

Tersedianya fasilitas pendukung( SCADA, Telekomunikasi danperalatan pendukung lainnyayang memadai

ANCAMAN

( THREAT )




57/129


58/129


59/129

LAMPIRAN

Bab III


60/129

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 1.47Pesimistik 1.50 1.50 1.51 1.51

1.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.76 1.74 1.71 1.68 1.67Pesimistik 1.83 1.85 1.87 1.88

1.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0 .033 0 .033 0 .033 0 .033Pesimistik 0.045 0.045 0.045 0.045

1.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.60

1.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 4 6 6 6 6kualitas SDM Pesimistik 4 4 4 4

2.Keuangan 35

2.1.CGS Optimistik Rp. / kVA Avail. 15 51.133 82.474 99.624 98.844 104.566110.289113.150Pesimistik 110.462 116.878 123.294 126.503

2.2.ITO Optimistik % 10 24.43 25.06 26.00 26.11 27.66 29.22 30.00Pesimistik 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 9.19Pesimistik 3.49 3.64 3.79 3.86

3.Administrasi 12

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

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

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

Pesimistik3.4.COMDEV Optimistik % 3 = - 100 100 100 100 100 100

Pesimistik

100




61/129

Kinerja Korporat

Medium

I t e m

SatuanBobot

REALISASI ESTIMASI RENCANA

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.Operasional 53

1.1.SOD Optimistik Jam / 100 kms 11 0.54 1.49 1.47 1.47 1.46 1.46 1.46Pesimistik 1.49 1.49 1.50 1.50 1.50

1.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.69 1.66 1.64 1.61 1.60Pesimistik 1.79 1.80 1.81 1.83 1.84

1.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0.033 0.033 0.033 0.033Pesimistik 0.043 0.043 0.043 0.043 0.043

1.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.60 2.60

1.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 6 6 6 6 6kualitas 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 87.529Pesimistik 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 29.28Pesimistik 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 10.02Pesimistik 3.34 3.64 3.94 4.23 4.38

3.Administrasi 12





Pesimistik

100




62/129

Kinerja Korporat

Low

I t e m

SatuanBobot

REALISASI ESTIMASI RENCANA

% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.Operasional 53

1.1.SOD Optimistik Jam / 100 kms 11 0.54 1.49 1.48 1.47 1.47 1.46 1.46Pesimistik 1.50 1.50 1.50 1.50 1.51

1.2.SOF Optimistik Kali / 100 kms 11 0.85 1.77 1.71 1.69 1.67 1.64 1.63Pesimistik 1.81 1.81 1.83 1.85 1.86

1.3.ENS Optimistik % 11 0.046 0.040 0.035 0 .033 0 .033 0 .033 0 .033Pesimistik 0.043 0.043 0.044 0.045 0.046

1.4.Susut jaringan Optimistik % 10 2.55 2.60 2.55 2.55 2.55 2.55 2.55Pesimistik 2.60 2.60 2.60 2.60 2.60

1.5.Peningkatan - Optimistik HOP / Tahun 10 - 6 6 6 6 6 6kualitas 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 98.584 101.011 102.225Pesimistik 107.774 107.514 110.202 112.890 114.234

2.2.ITO Optimistik % 10 24.43 25.06 26.79 27.73 28.92 30.11 30.70Pesimistik 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 9.18Pesimistik 3.34 3.57 3.79 4.01 4.12

3.Administrasi 12





Pesimistik

100




63/129

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 - - - - - - - - - - - - - - - - - -




64/129

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




65/129


66/129

Proyeksi Laba / Rugi ( dalam Milyar Rupiah )

Skenario Low



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1.PRODUKSI DAN PENJUALAN

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

MVA Available - - - 26,905 28,323 29,213 30,210 31,207 32,205

-Kenaikan MW Available (%) 147.18 - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Kenaikan MVA Available (%) - - - 5.27 3.14 3.41 3.30 3.19

-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 5,834 6,433 7,058 7,709

Jumlah Pendapatan TSA

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

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 3,127 3,543 4,021 4,434

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 2,830 3,210 3,645 3,957

Pph Badan 0 0 0 0 0

7.LABA ( RUGI ) Setelah Pph Badan 1,361 1,275 2,458 2,830 3,210 3,645 3,957

Ratio Operasi ( % ) 56 58 48 46 45 43 42

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




67/129

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




68/129


Skenario Medium



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A K T I V A

Aktiva Tetap :





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




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

M o d a l :


-Laba ditahan 0 0 2,458 2,942 3,651 3,601 4,409

Jumlah Modal 0 0 2,458 2,942 3,651 3,601 4,409




Pasiva Lancar :






0 0 40 40 40 40 40

JUMLAH PASIVA

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




69/129


Skenario Low



2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

A K T I V A

Aktiva Tetap :





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




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

M o d a l :


-Laba ditahan 0 0 2,458 2,586 3,151 3,244 4,070

Jumlah Modal 0 0 2,458 2,586 3,151 3,244 4,070




Pasiva Lancar :






0 0 40 40 40 40 40

JUMLAH PASIVA

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




70/129

LAMPIRAN

Bab IV


71/129

EVALUASI TINDAK LANJUT

RISALAH RAPAT


72/129


73/129

EVALUASI TINDAK LANJUTRISALAH RAPAT

PLANNING SESSION I - TAHUN 2002 ( lanjutan )

No.Urut

Uraian permasalahan Tindak lanjut

3.

Mulai tahun 2003 akan diberlakukan TSA antara UBSP3B dengan Region.

4.

Untuk memenuhi permintaan UB Distribusi perihaljaminan mutu pelayanan yang dapat dipasok UBSP3B akan dibentuk tim standar mutu pelayanan yangdiketuai oleh Bapak Ramli Hutasuhut.

Tim mutu pelayanan diketuai oleh BapakIr. Kikid S. Adibroto.

5.

Perbedaan antara TEP usulan Bidang Perencanaandengan usulan Region akan dibahas lebih lanjut.

Sudah dilaksanakan.

Usulan baru yang belum termasuk dalam one basketDITREN akan diajukan Bidang Perencanaan UBS P3Bke PLN Pusat.

6.

Menyikapi tegangan yang cenderung substandar, UBSP3B akan menganalisa dampaknya terhadap operasidan peralatan di sistem Jawa-Bali.




74/129



No.Urut


7.

SKTT 150 kV Plumpang-Priok sirkit 2 yang rusakakan diklasifikasikan RJKB sebagai aktiva tetap tidak

beroperasi (ATTB) dan material yang masih dapatdigunakan akan diusulkan pemanfaatannya ketempat lain.

8.

Usulan penggantian peralatan harus dilengkapidengan hasil uji kinerja peralatan tersebut.

9.

Untuk menekan biaya pengadaan barang, UBS P3Btelah ditetapkan PLN Pusat sebagai pilot project untukmelaksanakan import langsung dari luar negeri.

Akan dilaksanakan.

Selanjutnya UBS P3B akan melengkapi persyaratanyang dibutuhkan, termasuk pelatihan SDM.

10.

Proses relokasi trafo agar dikordinasikan denganbidang Perencanaan UBS P3B.

Sudah dilaksanakan.

11.

Semua region agar memberlakukan kontrak kinerjadengan UPT dan UJT.




75/129



No.Urut


12.

UBS P3B akan membentuk tim yang menyusunengineering designproyek pembangunan JCC dan

RCC dengan mengacu pada functional requirementyang telah disusun konsultan MACRO.

Tim sudah dibentuk dan telahmelaksanakan pembuatan RKS untuk Up-

grading JCC.

Proses pelelangan pekerjaan Up-gradingJCC dimaksud sudah dilaksanakan dansaat ini sedang dalam proses evaluasiteknik.

13.

Bidang SDMO akan menyusun program gap fillingdanregenerasi staf di UBS P3B.

14.

Usulan USEM untuk program penggantian meterelektronik dan peralatan terkait dengan tingkatakurasi yang lebih tinggi akan dikoordinasikandengan bidang Teknik.




76/129



No.Urut


15.

Program TQM baik di kantor induk maupun unitoperasional UBS P3B belum berjalan seperti yang

diharapkan karena masih banyak kegiatan kerja yangbelum disusun prosedurnya sesuai formatdokumentasi ISO 9000. Diharapkan pihak manajemendan seluruh staf mendukung pelaksanaan programTQM.

Pembuatan prosedur sesuai format ISO9000, sudah mulai dilaksanakan di Kantor

maupun di Unit / Region PLN P3B.

Pembuatan prosedur-prosedur lainnyauntuk proses bisnis yang belum adaprosedurnya, akan berlanjut.

Diharapkan pihak manajemen dan seluruh stafmendukung pelaksanaan program TQM.

16.

Berdasarkan hasil temuan selama ini Manager AuditorInternal, mengusulkan agar anggota Tim PengadaanBarang dan Jasa terdiri dari staf yang kompeten danterlibat langsung dalam semua proses.

Panitia Pengadaan Barang dan Jasaditetapkan dengan SK GM PLN P3B.

Apabila ada user selaku yang mengusulkanpermintaan barang tidak menjadi anggotapanitia dimaksud, maka ybs. selaludiundang dalam Pemberian Penjelasan( Aanwijzing ) sebagai nara sumber.




77/129

Berdasarkan hasil temuan selama ini Manager AuditorInternal, mengusulkan agar anggota Tim PengadaanBarang dan Jasa terdiri dari staf yang kompeten danterlibat langsung dalam semua proses. Pelaksanaanproses pengadaan agar mengacu pada tertibadministrasi.




78/129



No.Urut


17.

Manager Auditor Internal juga menyampaikanterdapat temuan berulang di lapangan tentang sikap

pegawai yang kurang mentaati cara kerja peralatanyang sebenarnya.

Akan dilaksanakan.

Perlu disusun suatu prosedur dan pengawasan yangbenar untuk meningkatkan kinerja.




79/129


80/129


81/129


PLANNING SESSION II - TAHUN 2002 ( lanjutan )

No.Urut


6. Region memfokuskan pelatihan ke Core Business. Dilaksanakan.

7.

Akan diadakan pertemuan dengan Sekreg untukmembahas pengaturan Kinerja Sistem, KinerjaInstalasi dan Kinerja Keuangan serta pembahasanprobis UJT.

8.

Akan dilakukan sosialisasi UU Ketenagalistrikan yangbaru.

9.

Region membuat tentative schedule dan disbursmentpemeliharaan tahun 2003 secara rinci termasukperbaikan dan overhaul PMT 500 kV.

Bahan ini digunakan untuk rapat konsolidasianggaran dengan PLN Pusat.

10.

Region membuat rencana pembayaran investasi

sampai dengan bulan Desember 2002 .




82/129

RISALAH RAPAT

PLANNING SESSION I - TAHUN 2002


83/129

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 P3Byang dihadiri oleh semua Manajer bidang kantor Induk serta semua Manajer unitoperasional UBS P3B. Dalam pengarahannya General Manager menyampaikanbahwa Planning Session adalah salah satu kegiatan yang diatur dalam buku KonstitusiUBS P3B dan dilaksanakan dua kali dalam setahun.

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

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

Kebijakan PLN Pusat menetapkan bahwa usulan proyek yang disediakanpendanaannya hanya yang sudah masuk dalam basket Direktorat Perencanaan PLNPusat, sedangkan usulan yang di luar basket dan bersifat emergency, P3B akanberusaha memasukkan ke dalam basket Direktorat Perencanaan PLN Pusat.

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

Butir-butir Pembahasan

1. Skenario pertumbuhan sistem Jawa-Bali yang telah ditetapkan ForumPerencanaan PLN Pusat adalah skenario Terbatas, dengan pertumbuhan bebanpuncak 4 sampai 4.5 % pertahun. Realisasi pertumbuhan beban puncak dibeberapa Region sampai saat ini mengindikasikan kecenderungan akan

melampaui skenario terbatas. Menyikapi hal ini UBS P3B perlu mengingatkankembali UB Distribusi di Jawa-Bali agar mentaati semua kesepakatan yangtelah ditandatangani.

1




84/129

2. Dalam Rakor Distribusi Jawa-Bali 2002 ditetapkan bahwa asset trafodistribusi tetap dikelola oleh UBS P3B. Informasi ini agar diperhatikan dalampenyusunan 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 pelayananyang dapat dipasok UBS P3B akan dibentuk tim standar mutu pelayanan yangdiketuai oleh Bapak Ramli Hutasuhut.

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

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

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

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

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

10. Proses relokasi trafo agar dikordinasikan dengan bidang Perencanaan UBSP3B.

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

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

2




85/129

13. Bidang SDMO akan menyusun program gap fillingdan regenerasi staf di UBSP3B.

14. Usulan USEM untuk program penggantian meter elektronik dan peralatanterkait dengan tingkat akurasi yang lebih tinggi akan dikordinasikan dengan

bidang Teknik.

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

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

17. Manager Auditor Internal juga menyampaikan terdapat temuan berulang dilapangan tentang sikap pegawai yang kurang mentaati cara kerja peralatanyang sebenarnya. Perlu disusun suatu prosedur dan pengawasan yang benaruntuk meningkatkan kinerja.

3




86/129




87/129

RISALAH RAPAT

PLANNING SESSION II - TAHUN 2002


88/129

RISALAH

PLANN

Documents

19698151 Rencana Strategis Jangka Panjang an Rsjpp 2004 2008