RINGKASAN RIWAYAT HIDUP

Presentasi berjudul: "RINGKASAN RIWAYAT HIDUP"— Transcript presentasi:

0 Tantangan dan Kendala Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Nasional
FAHMI MOCHTAR – DIREKTUR UTAMA Materi Kuliah Umum Di Institut Teknologi Bandung Bandung 19 Desember 2009

1 RINGKASAN RIWAYAT HIDUP
Nama : Ir. Fahmi Mochtar, MM NIP : F Tempat, Tgl. Lahir : Plaju, 2 Januari 1957 Agama : Islam Pendidikan : S1 Teknik Elektro ITB. Lulus Tahun 1980 S2 Manajemen UNTAG – UGM. Lulus Tahun 1996 Riwayat Pekerjaan : 1985 – : Kepala Cabang Kendari PLN Wilayah VIII Sulselra Makasar 1988 – : Kepala Cabang Jambi PLN Wilayah IV Sumbagsel 1990 – : Kepala Cabang Jember PLN Distribusi Jawa Timur 1992 – : Kepala Cabang Surabaya Utara PLN Distribusi Jawa Timur 1994 – : Kepala Cabang Surabaya Selatan PLN Distribusi Jawa Timur 1997 – : Deputy Pimpinan Bid. Pengusahaan PLN Wilayah Suluttenggo 2000 – : Kepala Dinas Pelayanan Pelanggan PLN Pusat, Jakarta 2000 – : Pemimpin PLN Wilayah IV Sumbagsel, Palembang 2001 – : GM PLN Distribusi Jawa Timur, Surabaya 2003 – : GM PLN Distribusi Jakarta Raya & Tangerang : PLT Direktur Pembangkitan & Energi Primer 2008- Skrg : Direktur Utama

2 Perbandingan Tingkat Konsumsi Listrik vs. GDP Beberapa Negara
Konsumsi listrik v.s.Tingkat Kemampuan Ekonomi Negara (GDP)

3 Kondisi Kelistrikan Nasional Saat ini
AGENDA Kondisi Kelistrikan Nasional Saat ini Tantangan Pembangunan Sektor Ketenagalistrikan Indonesia Kendala Pemenuhan Kebutuhan Tenaga Listrik Upaya-upaya yang Telah Dilakukan PLN Rencana Penambahan Kapasitas PLN Solusi Yang Diusulkan

4 KONDISI KELISTRIKAN NASIONAL SAAT INI

5 Kapasitas Pembangkit Terpasang Tahun 2008
Sumatera Kalimantan Sulawesi PLTA 850 PLTA 30 172 PLTA 500 PLTD 183 PLTG PLTGU PLTM 135 41 40 52 PLTP PLTU PLN : MW IPP : MW TOTAL : MW PLTD 832 PLTD 705 PLTG 561 PLTG 55 PLTGU 968 PLTGU 66 PLTM 13 PLTM 0.2 PLTP 10 PLTP - PLTU 945 PLTU 180 4.179 1.036 1.123 Jawa-Bali Nusa Tenggara Papua & Maluku PLTA 2.536 PLTA - PLTA - PLTD 76 PLTD 298 PLTD 327 Sampai akhir tahun 2008 total kapasitas pembangkit terpasang di seluruh Indonesia mencapai MW yang terdiri dari pembangkit milik PLN sebesar MW serta pembangkit milik swasta atau IPP (Independent Power Producer) sebesar Rp MW. Sumatera MW, Jawa Bali MW, Kalimantan MW, Sulawesi MW, Nusa Tenggara 300 MW dan Maluku dan Papua 330 MW PLTG 2.236 PLTG - PLTG - PLTGU 6.143 PLTGU - PLTGU - PLTM - PLTM 2 PLTM 3 PLTP 1.045 PLTP - PLTP - PLTU 10.370 PLTU - PLTU - 22.406 300 330

6 Rumah Tangga yang Menikmati Listrik Baru 65%
Rasio Elektrifikasi Nasional 2009 : 65% NAD 74,91% Category : > 60 % % % Sumut 69,32% Kaltim 68,37% Kalteng 44,33% Gorontalo 48,70% Riau + Kepri 54,66% Sulut 66,62% Kalbar 45,65% Malut 47,81% Sumbar 68.72% Sumsel 49,80% Sulteng 47,64% Babel 72,45% Jambi 48.85% Sulsel 54,90% Jakarta 100% Sultra 38,21% Bengkulu 50.08% Kalsel 71,39% Maluku 55,36% Bali 74,42% Lampung 47,66% Banten 72,11% Jabar 64,95% Jateng 70,60% Jatim 71,08% NTT 24.24% NTB 31.99% Papua + Irjabar 32,05% Jogya 79,64% Sumber: ESDM, per propinsi 6

7 Trend Pertumbuhan Kapasitas Terpasang
Laju pertumbuhan pemasangan baru dan penambahan daya mencapai lebih dari dua kali lipat laju pertumbuhan kapasitas terpasang

8 Ketidakseimbangan Supply dan Demand
Pengendalian Beban

9 Kondisi Sistem Kelistrikan Nasional
OKTOBER 2009 LEGEND: DM : Daya Mampu BP : Beban Puncak BL : Balance (=DM-BP) SUMBAGUT 1.194,90 1.264,90 70.00 DM BP BL 18,65 15,73 2,92 DM BP BONTANG BL 42,84 43,00 0,16 DM BP SINGKAWANG BL 128,55 156,06 -27,51 DM BP MINAHASA BL 235,00 202,10 3,2 DM BP BATAM BL 122,80 DM BP BL PONTIANAK 31,35 31,15 0,20 DM BP GORONTALO BL 223,00 216,00 7,00 DM BP MAHAKAM BL 13,60 13,28 0,32 DM BP TERNATE BL 11 1.492,80 1.691,10 198,30 DM BP SUMBAGSEL BL 5,02 6,73 1,71 DM BP POSO BL 45,04 51,00 5,96 DM BP PALU BL 16,65 17,45 0,80 DM BP BL SAMPIT 28,20 35,60 TJ PINANG 7,40 246,50 246,00 11 0,5 DM BP BL BARITO 395,20 510,70 145,70 DM BP SULSEL BL 31,20 31,76 0,56 DM BP AMBON BL 35,90 38,00 2,10 DM BP KENDARI BL 40,40 40,13 0,27 DM BP JAYAPURA BL 21.035 40,50 39,40 1,10 DM BP BANGKA BL JAMALI 16.837 11 20,90 19,52 1,38 DM BP BELITUNG BL 4.198 86,34 85,49 0,85 DM BP LOMBOK BL 29,04 27,50 1,55 DM BP KUPANG BL DM BP BL Normal : Tidak ada pemadaman, cadangan operasi > Unit terbesar Siaga : Tidak ada pemadaman, cadangan Operasi < Unit terbesar Defisit : Pemadaman bergilir Hal | 9

10 Kondisi Kelistrikan Jawa - Bali
Bottleneck pada IBT 500/150 kV SURALAYA CILEGON GU CLGON TNAGA MKRNG PRIOK M.TAWAR BLRJA KEMBANGAN GU GU RGDLK CAWANG BEKASI CIBATU KSBRU SKMDI MENES RKBTG GANDUL CIBINONG INDMY PBRAN HRGLS T.JATI DEPOK CKPAY JTBRG BUNAR P BGBRU PWKTA SBANG SALAK CIRATA P CNJUR JPARA PDLRG ARJWN SRAGI PATI RBANG PRATU SAGULING UBRNG DAGO BRBES KBSEN WLERI DWIMA UBRUG P LBSTU RCKEK MANDIRANCAN BBKAN KRPYK TBROK KUDUS TUBAN CGRLG CKSKA MLBNG KNGAN KLNGU GU BLORA SMNEP BANDUNG SELATAN KMJNG P P DRJAT PWRDI GRUNG CEPU BJGRO BABAT GRESIK BKLAN PMKSN GARUT UNGARAN LNGAN GLTMR SNTSA SMDRA CAMIS BNJAR MNANG KBSEN DIENG KDMBO SPANG MRICA MJNGO SRGEN NGAWI NGBNG TASIKMALAYA WSOBO BNTUL PLOSO KRIAN SBLTN MKRTO RWALO GBONG WALIN JAJAR MSPTI PMPEK GU KBMEN PWRJO MDARI PALUR KTSNO BNGIL CLCAP KNTUG WNSRI SMANU NGJUK NGORO GRATI PEDAN MRGEN MNRJO SMAN BNGIL GNDING WATES WNGIRI MDLAN STBDO TLGNG BNRAN KEDIRI SKLNG PBLGO PAITON SLRJO PAKIS BDWSO KBAGN 21.035 PCTAN KBAGN WLNGI BWNGI LMJNG JMBER PMRON TLGNG KKTES TUREN TNGUL GLNUK NGARA BTRTI GTENG UBUD AMPLA ANTRI KAPAL GNYAR PBIAN 16.837 NSDUA defisit Defisit pembangkit sistem Bali dan bottleneck pada saluran kabel laut Jawa Bali 150 kV siaga 4.198 DM BP BL Neraca Daya

11 TANTANGAN PEMBANGUNAN SEKTOR KETENAGALISTRIKAN INDONESIA

12 Tantangan Pembangunan Sektor Ketenagalistrikan
Kondisi geografis Indonesia yang terdiri dari banyak pulau yang tersebar. Rasio elektrifikasi yang baru mencapai sekitar 65% (39 juta pelanggan) Ketidakseimbangan antara permintaan dengan pasokan tenaga listrik. Infrastruktur pasokan energi primer maupun energi listrik masih terbatas terutama di luar Jawa-Bali. Mismatch antara potensi sumber energi primer yang sebagian besar berada di luar Jawa dengan pusat beban yang terkonsentrasi di Jawa- Bali. Ketergantungan terhadap sumber energi fosil masih tinggi, sementara iklim pengembangan potensi energi terbarukan yang cukup melimpah masih belum mendukung karena biaya produksi listriknya lebih mahal, kecuali bila ada dukungan dari pemerintah baik berupa kebijakan fiskal maupun regulasi interdept terkait lainnya. Tarik menarik antara kewajiban untuk berkontribusi dalam upaya mitigasi perubahan iklim dengan upaya mengejar pertumbuhan ekonomi.

13 KENDALA PEMENUHAN KEBUTUHAN TENAGA LISTRIK

14 Tarif Yang Tidak Dapat Menutup Biaya
1,122 Tarif yang tidak mencerminkan biaya (2009) Rp / Kwh Tarif saat ini tidak menutupi biaya operasi Subsidi masih diperlukan (~40% dari biaya operasi berdasarkan tahun 2009) ~Rp 210 / KWh diperkirakan diperlukan untuk menarik investasi (untuk mencapai 10% pre-tax RoA) Subsidi Tarif Tarif dan subsidi 2009 Biaya pokok produksi (termasuk IPP) 85.671 Kebutuhan investasi yang tidak terpenuhi Rp Milyar Kebutuhan kas untuk investasi jauh diatas arus kas tahunan PLN Kurangnya jaminan pemerintah untuk proyek-proyek IPP. 12,272 2009 arus kas dari operasi Rata-rata kas tahunan diperlukan untuk investasi (2009 – 2015) Walaupun dengan PSO, tingkat marjin saat ini tetap belum cukup untuk mengundang investasi Tingkat ROA untuk regulated utilities di beberapa negara Eropa berkisar 7-9%. Di Thailand (EGAT) ROAnya 6% Tidak ada economic returns yang memadai Persen Untuk merealisasikan rencana investasi penambahan kapasitas baik untuk pembangkit, transmisi dan distribusi 5 (lima) tahun ke depan hingga 2015, PLN membutuhkan dana sebesar Rp. 73,3 Trilyun per tahun, yang berarti jauh di atas kemampuan arus kas operasi PLN yang hanya mengandalkan biaya penyusutan sebesar Rp. 12,3 Trilyun per tahun. RoA sebelum kompensasi PSO RoA setelah kompensasi PSO SUMBER: Analisa PLN

15 TDL PLN – Komparasi dengan Negara Tetangga
Indonesia Thailand Malaysia Singapore Vietnam 518 Philippines Hong Kong Harga jual rata-rata Rumah Tangga Rp/kWh Indonesia Thailand Malaysia Singapore Vietnam 621 Philippines Harga jual rata-rata Industri Rp/kWh Rp. 518/kWh. Bandingkan dengan Malaysia yang bila dikonversi ke nilai Rupiah mencapai Rp. 829/kWh atau Thailand yang sebesar Rp. 782/kWh. Tarif listrik rumah tangga di Philipina dan Singapura bahkan berada di atas Rp. 1400/kWh. Sedangkan untuk tarif industri, tarif di Indonesia juga termasuk yang termurah di ASEAN setelah Vietnam.

16 Tarif Listrik PLN masih dibawah BPP
1 Tarif Listrik PLN masih dibawah BPP 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 - 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0 120,0 140,0 Energy Sales (TWh) Household Industrial Commercial 50,1 3,1 46,9 21,1 4,8 R1 s/d 450 VA 900 VA 1300 VA 2200 B2 >220 0 s/d kVA B3 > 200 I3 > 200 kVA I.4 > Subsidi oleh Pemerintah Pendapatan Tarif Rp 78,58 Triliun Rp 83,32 Triliun Social Public Rp/kWh Non-Allowable Cost Yang dibiayai oleh PLN Rp 2,80 Triliun Realisasi Subsidi 2008 BPP TR = 1367 BPP TM = 1161 BPP TT = 1102 16

17 Tingkat ROA Sangat Rendah
Regulated ROA for regulated utilities1 Italy1 UK1 France1 Germany1 Netherlands1 Tingkat pengembalian perusahaan utilitas (termasuk yang non-listrik) di Eropa dan Amerika Selatan berkisar 7 – 9% PLN Return on Assets (ROA) pada 2008 adalah -2%, sangat jauh dibawah perkiraan biaya modal tertimbang sebesar 12% Portugal1 Norway1 South Africa2 Thailand (EGAT)3 Thailand (PTT)4 Rata2, kecuali Indonesia PLN tanpa PSO2 (2008) -29 PLN dengan PSO2 (2008) Indonesia WACC 10 pct point 1 Distribution utilities 2 South Africa’s Eskom and PLN are integrated utilities 3 EGAT has generation and transmission assets 4 PTT is a national oil company of Thailand SOURCE: PLN, regulated EU countries, NERSA, McKinsey analysis

18 Permasalahan Energi Primer
PLN membeli bahan bakar dengan harga pasar sementara harga jual listriknya ditetapkan pemerintah mengacu kepada TDL 2003. Adanya disparitas harga batubara yang cukup signifikan antara pasar domestik dengan pasar internasional Jaminan pasokan energi primer, terutama batubara yang belum memadai karena produsen batubara cenderung mengekspor produknya ke luar negeri. Adanya kekurangan/keterlambatan pasokan batubara akibat hal-hal tersebut di atas menyebabkan terganggunya pasokan listrik ke masyarakat sekaligus menambah biaya operasi PLN karena harus mengoperasikan pembangkit berbahan bakar minyak yang harganya lebih mahal dari batubara.

19 UPAYA-UPAYA YANG TELAH DILAKUKAN PLN

20 FUEL MIX (konsolidasi tanpa IPP)
realisasi target

21 Realisasi Upaya Penekanan Pemakaian BBM
NO PROGRAM TAHUN 2008 REALISASI 1 MFO-NISASI 0,30 T 2 GASIFIKASI 1,20 T 3 PENEKANAN SUSUT 0,90 T 4 PENERAPAN TARIF NON SUBSIDI > 6600 VA 1,98 T TOTAL EFISIENSI 4,38 T NO PROGRAM TAHUN 2009 REALISASI SMT I/2009 1 PENGHEMATAN FUEL SWITCHING GASIFIKASI DAN BATUBARA*) 9,774 2 PENEKANAN SUSUT 0,242 TOTAL EFISIENSI 10,016 MFO-nisasi yaitu penggantian bahan bakar minyak PLTD dari jenis HSD menjadi jenis MFO yang lebih murah, gasifikasi atau penggantian BBM pada PLTD menjadi gas, penekanan susut serta penerapan tarif non subsidi untuk mendorong penghematan pemakaian listrik pelanggan besar dapat diperoleh efisiensi sebesar Rp. 4,8 Trilyun. Sedangkan pada tahun 2009 hingga Semester I telah dapat direalisasikan penghematan sebesar Rp. 10 Trilyun yang berasal dari pemanfaatan gas dan batubara untuk pembangkit serta penekanan susut Penghematan ini hanya berdampak pada pengurangan subsidi tetapi TIDAK menambah kemampuan PLN untuk melakukan investasi *) Penghematan dihitung atas dasar konversi terhadap BBM Penghematan dibandingkan terhadap realisasi bahan bakar tahun 2008

22 Kinerja Keuangan PT PLN (PERSERO)

23 RENCANA PENAMBAHAN KAPASITAS PLN

24 Rencana Penambahan Kapasitas 2009 - 2015
Pertumbuhan rata-rata 9% per tahun Proyeksi Pertumbuhan Permintaan Kapasitas Yang Diperlukan

25 Kebutuhan Pendanaan PLN Dalam Kurun 2009-2015
Rp Trillion 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2009 Generation 61.3 49.5 41.1 32.1 36.1 40.8 49.7 Transmission 19.2 14.4 19.8 26.9 22.7 24.6 8.6 Distribution 12.8 13.4 14.5 16.0 17.7 3.4 Sub-total 93.2 77.3 75.4 75.1 76.5 84.6 61.7 IDC 7.8 10.7 11.5 9.1 6.3 5.8 4.8 Total (incl. IDC) 101.0 87.9 86.9 84.2 82.8 90.4 66.5 Total 310.7 136.2 97.0 543.8 55.9 599.7 Gap Pendanaan Investasi: (Rp. Trilyun) Gap Pendanaan Rp. 481 T Total kebutuhan investasi sekitar ~Rp 822 trillion, setelah ditambah investasi IPP sekitar ~Rp 225 trillion Partisipasi IPP Kebutuhan Investasi Kemampuan pendanaan internal margin 3% SOURCE: RUPTL scenario signed by Minister on Jan 2009; PLN Corporate Planning

26 Peta Proyek Percepatan 10.000 MW Tahap 1
PLTU NAD – Meulaboh (2 x 110 MW) PLTU SUMUT – Pangkalansusu (2 x 220 MW) KALIMANTAN 405 MW 4 PROJECT SULAWESI 220 MW 4 PROJECT MALUKU 46 MW 2 PROJECT PLTU SULUT – Amurang (2 x 25 MW) PLTU 1 RIAU – Bengkalis (2 x 10 MW) PLTU 1 KALBAR – Parit Baru (2 x 50 MW) PLTU KEP.RIAU – Tj. Balai Karimun (2 x 7 MW) PLTU MALUT – Tidore (2 x 8 MW) PLTU 2 RIAU – Selat Panjang (2 x 7 MW) PLTU 2 KALBAR – Bengkayan (2 x 27,5 MW) PLTU GORONTALO – Anggrek (2 x 25 MW) PAPUA 34 MW 2 PROJECT PLTU SUMBAR – Teluk Sirih (2 x 112 MW) PLTU 3 BANGKA – Bangka Baru (2 x 30 MW) PLTU 1 KALTENG – Pulang Pisau (2 x 60 MW) PLTU 1 KALSEL – Asam Asam (2 x 65 MW) PLTU 2 PAPUA – Jayapura (2 x 10 MW) SUMATERA 1225MW 9 PROJECT PLTU 4 BANGKA – Belitung (2 x 16,5 MW) PLTU SUTENG – Kendari (2 x 10 MW) PLTU MALUKU – Ambon (2 x 15 MW) PLTU LAMPUNG – Tj. Selaki (2 x 100 MW) NUSA TENGGARA 117 MW 4 PROJECT PLTU 1 PAPUA – Timika (2 x 7 MW) PLTU 3 BANTEN – Lontar (3 x 315 MW) PLTU SUSEL – Barru (2 x 50 MW) PLTU 1 JABAR – Indramayu (3 x 330 MW) PLTU 1 BANTEN – Suralaya (1 x 625 MW) PLTU 1 JATENG – Rembang (2 x 315 MW) PLTU 3 JATIM – Tj. Awar Awar (2 x 350 MW) PLTU 2 BANTEN – Labuhan (2 x 315 MW) PLTU 2 JABAR –Pelabuhan Ratu (2 x 350 MW) PLTU 2 JATIM – Paiton (1 x 660 MW) PLTU 1 NTB – Bima (2 x 10 MW) PLTU 2 JATENG – Cilacap Baru (1 x 660 MW) PLTU 1 JATIM – Pacitan (2 x 315 MW) PLTU 1 NTT – Ende (2 x 7 MW) PLTU 2 NTB – Lombok (2 x 25 MW) JAWA 7490 MW 10 PROJECT PLTU 2 NTT – Kupang (2 x 16,5 MW) PT PLN (PERSERO) – DIRECTORATE OF CONSTRUCTION STRATEGIC

27 Peta Proyek Percepatan 10.000 MW Tahap 2
TOTAL PLTA : MW PLTP : MW PLTU : MW PLTGU : MW TOTAL : MW SUMATERA PLTA : MW PLTP : MW PLTU : MW PLTGU : MW SULAWESI PLTP : MW PLTU : 198 MW PLTGU : 240 MW KALIMANTAN PLTU : 726 MW PLTGU : 120 MW PAPUA PLTU : 114 MW MALUKU PLTP : 37 MW PLTU : 32 MW JAMALI PLTP : MW PLTU : MW PLTGU : MW PLTA : MW NTT PLTP : 41 MW PLTU : 30 MW NTB PLTP :40 MW PLTU :70 MW

28 Untuk mendukung kerja besar PLN dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik nasional hingga tahun 2018, PLN membutuhkan tambahan sumber daya manusia sekitar orang atau kira-kira sebanyak 300 orang per tahun hingga tahun Saat ini PLN sudah melakukan rekrutmen rata-rata 400 orang per tahun.

29 Komposisi Rekrutmen Pegawai PLN 2010-212
D3 56%, S1 40%, S2 4% Pagu 2010 : orang Pagu 2011 : orang

30 SOLUSI YANG DIUSULKAN

31 Model Bisnis yang diharapkan
Usulan Perubahan Model Bisnis Untuk Memperbaiki Kemampuan Finansial PLN Model Bisnis Sekarang Model Bisnis yang diharapkan Untuk Non-PSO Untuk Non PSO Menjaga Covenant CICR > 2 DSCR > 1,5 Margin Margin Subsidi Meningkatkan kemampuan keuangan dalam rangka investasi/ekspansi Subsidi Pendapatan berdasar Tarif Pendapatan berdasar Tarif Pendapatan berdasar Tarif Total Pendapatan HANYA untuk menutupi biaya OPERASI Total Pendapatan untuk menutupi biaya OPERASI & INVESTASI Tarif & Subsidi Margin Rekap Model Bisnis : Untuk Operasi Untuk Investasi 31

32 Mengapa Perlu Perbaikan Model Bisnis PLN?
1 Mengapa Perlu Perbaikan Model Bisnis PLN? 1 Pemberian Margin yang wajar Margin diperlukan untuk atasi kebutuhan likuiditas 2009 dan tahun2 berikutnya supaya PLN bisa menjaga covenant atas seluruh pinjaman PLN selain untuk kebutuhan ekspansi yang berkelanjutan. 2 Kenaikan Tarif Listrik Kenaikan tarif berfungsi untuk mengurangi besaran subsidi listrik Alokasi subsidi yang lebih terarah untuk masyarakat tidak mampu dan daerah tertinggal Memberikan sinyal untuk menggunakan listrik secara hemat 32 32

33 Penerapan Kebijakan Domestic Market Obligation (DMO)
Substansi DMO: Pemerintah mewajibkan produsen batubara untuk memprioritaskan dan menjamin pemenuhan kebutuhan batubara dalam negeri. Latar belakang: Kebutuhan batubara PLN akan meningkat berlipat seiring beroperasinya pembangkit MW dan proyek lainnya, sementara saat ini produsen batubara cenderung mengekspor batubara ke luar negeri karena harga batubara di pasar internasional lebih tinggi dibanding pasar domestik. Kebutuhan Batubara PLN & IPP Dalam Ribu ton/tahun 2008 2009 2010 2011 2012 2013 PLN IPP Total Usulan PLN: Aspek harga: cost plus based, yaitu biaya produksi ditambah margin yang wajar (marjin saat ini bisa mencapai 48% tergantung kondisi supply & demand). Aspek ketersediaan: produsen batubara diwajibkan untuk memenuhi kebutuhan domestik terlebih dahulu (misalnya 25% dari total produksi) sebelum diijinkan untuk melakukan ekspor dengan harga pasar.

34 Menciptakan Iklim Investasi Sektor Ketenagalistrikan Yang Kondusif
Dengan adanya UUK No. 30/2009, pembangunan sektor ketenagalistrikan tidak semata menjadi tanggung jawab PLN, tapi juga BUMD, koperasi dan swasta. Diperlukan jaminan pemerintah untuk menarik investor terutama terhadap country/political/regulatory risks pada proyek2 infrastruktur ketenaga- listrikan dan energi pada umumnya. Harga jual/tarif listrik tetap ditetapkan Pemerintah untuk melindungi masyarakat tidak mampu dan daerah tertinggal, namun tetap dapat menarik minat investor. Struktur Industri Ketenagalistrikan Baru KIT TRANS DIS RETAIL IPP BARU (UUK 2009) PLG WILUS PLN (63%) WILUS NON PLN (37%) NON WILUS WILUS: Wilayah Usaha

35 Penyerahan Bantuan CSR Kepada Universitas Sriwijaya
Bantuan berupa peralatan IT untuk Perpustakaan dan Laboratorium Jurusan Elektro Fakultas Teknik Universitas Sriwijaya senilai Rp. 1 (satu) Milyar. Diberikan dalam 2 tahap, yaitu: Tahap I sebesar Rp. 350 Juta pada tahun 2009 Tahap II sebesar Rp. 650 Juta pada tahun 2010 Bantuan diberikan sebagai bentuk kepedulian PLN kepada dunia pendidikan di Indonesia melalui penyediaan sarana dan prasarana pendidikan yang memadai dalam rangka turut meningkatkan mutu pendidikan nasional.

36 SEKIAN TERIMA KASIH