118 RUPTL 2010 - 2019
Penetapan dampak risiko didasarkan atas dampak pada arus kas perusahaan dan dampak pada kelancaran operasional perusahaan.
Dampak 5
4 3
2 1
1 2
3 4 5 Probabilitas
Gambar 7.1 Pemetaan Risiko Implementasi RUPTL
Keterangan :
1. Risiko keterlambatan proyek-proyek PLN 2. Risiko keterlambatan proyek-proyek IPP,
termasuk PLTP 3. Risiko prakiraan permintaan tenaga listrik
4. Risiko ketersediaan dan harga energi primer
5. Risiko merencanakan reserve
margin terlalu tinggi 6.
Risiko likuiditas 7. Risiko
produksioperasi 8. Risiko
bencana 9. Risiko
lingkungan 10. Risiko regulasi
Berdasarkan pemetaan risiko di atas, risiko dapat dikelompokkan dalam empat area berdasarkan tingkat probabilitas dan dampaknya, yaitu:
- Risiko pada Area I berada di sisi kanan atas pada peta risiko, yaitu risiko
dengan tingkat probabilitas kejadian tinggi dan dampaknya juga tinggi. Risiko yang masuk ke dalam kategori ini adalah risiko keterlambatan
proyek-proyek PLN, keterlambatan proyek-proyek IPP dan risiko likuiditas. -
Risiko pada Area II berada di sisi kiri atas pada peta risiko, yaitu risiko dengan probabilitas kejadian rendah tetapi bila terjadi menimbulkan
dampak yang tinggi. Risiko yang masuk ke dalam area ini adalah ketersediaan dan harga energi primer, risiko permintaan tenaga listrik serta
risiko bencana.
1 2
3 4
5 6
7 9
8
10
RUPTL 2010 - 2019 119
- Risiko pada Area III berada di daerah kanan bawah pada peta risiko, yaitu
risiko dengan probabilitas kejadian yang tinggi tetapi dampak yang ditimbulkannya rendah. Risiko yang termasuk dalam area ini adalah risiko
produksioperasi. -
Risiko pada Area IV berada di daerah kiri bawah peta risiko, yaitu daerah dengan probabilitas rendah dan dampak yang ditimbulkannya juga rendah.
Termasuk ke dalam area ini adalah risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi, risiko regulasi dan risiko lingkungan.
7.3 PROGRAM MITIGASI RISIKO
Pada dasarnya mitigasi risiko akan dilakukan secara dinamis oleh karena metoda dan sarana mitigasi terus berkembang. Namun demikian, pokok-pokok
program mitigasi sebagai acuan penyiapan kebijakan mitigasi risiko diuraikan sebagai berikut.
1. Mitigasi risiko pembangunan PLN 2. Mitigasi risiko pembangunan IPP
3. Mitigasi risiko prakiraan permintaan listrik 4. Mitigasi risiko merencanakan reserve margin terlalu tinggi
5. Mitigasi risiko harga dan ketersediaan energi primer 6. Mitigasi risiko likuiditas
7. Mitigasi risiko produksioperasi 8. Mitigasi risiko bencana
9. Mitigasi risiko lingkungan 10. Mitigasi risiko regulasi
Program mitigasi risiko selengkapnya dapat dilihat pada Lampiran D.
120 RUPTL 2010 - 2019
BAB VIII KESIMPULAN
Dengan menggunakan asumsi pertumbuhan ekonomi sepuluh tahun mendatang rata-rata 6,2 per tahun dan bergerak dari realisasi kebutuhan
tenaga listrik tahun 2009, proyeksi penjualan tenaga listrik pada tahun 2019 diperkirakan akan mencapai 334,4 TWh, atau mengalami pertumbuhan rata-
rata 9,3 selama 10 tahun mendatang. Beban puncak pada tahun 2019 diproyeksikan akan mencapai 59.863 MW. Untuk memenuhi kebutuhan tenaga
listrik tersebut, diprogramkan pembangunan pembangkit listrik baru untuk periode 2010 - 2019 sebesar 55.484 MW, diantaranya yang akan dibangun oleh
PLN sebesar 31.958 MW dan IPP sebesar 23.526 MW. Sejalan dengan pengembangan pembangkit ini, diperlukan pengembangan
transmisi sepanjang 43.455 kms, yang terdiri atas 4.388 kms SUTET 500 kV AC, 1.100 kms transmisi 500 kV HVDC, 462 kms transmisi 250 kV HVDC,
5.602 kms transmisi 275 kV AC, 29.476 kms SUTT 150 kV, 2.428 kms SUTT 70 kV. Penambahan trafo yang diperlukan adalah sebesar 116.722 MVA yang
terdiri atas 64.031 MVA trafo 15020 kV, 2.875 MVA 7020 kV dan 32.328 MVA trafo interbus IBT 500150 kV, 9.875 MVA IBT 275150 kV, IBT 1.013 MVA IBT
15070 kV, 3.000 MVA IBT 500275 kV dan 600 MVA 250 kV DC. Untuk
mengantisipasi pertumbuhan penjualan energi listrik untuk periode 2010-2019 diperlukan tambahan jaringan tegangan menengah 172.459 kms, tegangan
rendah 236.835 kms dan kapasitas trafo distribusi 33.412 MVA. Kebutuhan investasi pembangkit, penyaluran dan distribusi selama periode
2010 – 2019 untuk memenuhi kebutuhan sarana kelistrikan di Indonesia secara keseluruhan adalah sebesar US 97,1 milyar yang terdiri dari investasi
pembangkit termasuk IPP sebesar US 70,6 milyar, investasi penyaluran sebesar US 15,2 milyar dan investasi distribusi sebesar US 11,3 milyar.
Simulasi proyeksi keuangan PLN menunjukkan bahwa PLN dapat mempunyai kemampuan untuk membiayai proyek-proyek kelistrikan sebagaimana
direncanakan dalam RUPTL, dengan pembiayaan yang bersumber dari dana internal dan eksternal, apabila asumsi-asumsi yang digunakan dalam proyeksi
keuangan dipenuhi, antara lain kenaikan tarif listrik, peningkatan ekuitas dari pemerintah APBN dan PLN mendapat marjin PSO.
