Tingkatkan Produktifitas & Efisiensi Tahun 2017 untuk Menurunkan BPP Oleh: Kepala Divisi Anggaran Palembang, 27 Februari 2017 Ver 1.1

Anomali Tarif Keekonomian (2016) Menurunkan BPP tenaga listrik menjadi mandatory bagi Perseroan agar dapat memperoleh laba dalam era tarif keekonomian. Penjualan non subsidi (64%): Harga jual rata-rata tenaga listrik sebesar Rp1.228/kWh, sementara BPP sebesar Rp1.278/kWh sehingga Perseroan membukukan rugi sebesar Rp50/kWh (Rp6,8 triliun) Penjualan bersubsidi (36%): Harga jual rata-rata tenaga listrik sebesar Rp579/kWh plus subsidi listrik sebesar Rp786/kWh memberikan margin sebesar Rp87/kWh (Rp6,7 triliun). Perseroan diperkirakan masih membukukan laba tahun 2016 sebesar Rp10,7 triliun yang bersumber dari (1) Pendapatan BP sebesar Rp7,0 triliun; (2) Pendapatan Non Listrik Rp1,5 triliun; (3) Pendapatan Bunga sebesar Rp0,6 triliun dan (4) Laba Selisih Kurs sebesar Rp3,8 triliun. 578.6 578.6 2

Tarif Listrik ASEAN Januari 2017 Tarif tenaga listrik PLN saat ini sudah tidak murah lagi dibandingkan dengan negara-negara Asean Menaikan tarif tenaga listrik PLN akan semakin menurunkan daya beli masyarakat dan tingkat competitiveness industri dalam negeri Tidak ada pilihan bagi PLN, kecuali menurunkan BPP agar tetap dapat memperoleh laba di tahun 2017 3

Profil Pembangkitan dan Produksi Tahun 2016 Perseroan menguasai dan mengoperasikan pembangkit tenaga listrik sebesar 53.541 MW (82,9%) sementara IPP menguasai 11.064 MW (17,1%); akan tetapi produksi tenaga listrik yang dihasilkan oleh pembangkit milik PLN hanya mencapai 185,1 TWh (74,5%) dengan target CF 62%, sedangkan produksi IPP sebesar 63,5 TWh (25,5%) dengan target CF 80%. Segenap elemen Perseroan diminta untuk mengupayakan peningkatan prosentase produksi tenaga listrik melalui perbaikan EAF dan penurunan EFOR pembangkit. 4

SFC Pembangkit BBM SFC pembangkit BBM milik PLN sebesar 0,307 ltr/kWh sedangkan Pembangkit sewa sudah mencapai 0,266 ltr/kWh 5

Efektifitas Biaya Pemeliharaan Biaya pemeliharaan pembangkit PLTU mengalami kenaikan rata-rata sebesar 46,3% per tahun, namun tidak diiringi dengan perbaikan kinerja aset baik EAF maupun CF. Biaya pemeliharaan fungsi distribusi mengalami kenaikan rata-rata sebesar 18% per tahun, tidak sebanding dengan pertumbuhan penjualan yang rata-rata hanya mencapai 5,5% per tahun. Setiap elemen organisasi Perseroan diminta untuk melakukan evaluasi terhadap efektifitas dan profitabilitas dari penggunaan anggaran pemeliharaan aset. Biaya pemeliharaan pembangkit per kapasitas terpasang (MW) dalam 3 tahun terakhir tumbuh rata-rata sebesar 12,0%; sementara biaya pemeliharaan pembangkit per kWh produksi tumbuh sebesar 14,9% per tahun. Biaya pemeliharaan fungsi PLTU per kapasitas terpasang (MW) dalam 3 tahun terakhir tumbuh rata-rata sebesar 33,3%; sementara biaya pemeliharaan fungsi PLTU per kWh produksi tumbuh sebesar 33,4% per tahun. Biaya pemeliharaan fungsi distribusi per kWh jual dalam 3 tahun terakhir tumbuh rata-rata sebesar 12,0%. 6

Dampak Keterlambatan Realisasi Investasi Kemampuan eksekusi investasi per tahun rata-rata kurang dari 70% dari target yang ditetapkan dalam RKAP. Keterlambatan penyelesaian pembangunan pembangkit, transmisi dan gardu induk menimbulkan dampak negatif berupa: Penjualan tertunda; Naiknya overhead cost; Naiknya financial charges; Naiknya BPP dan susut; Penurunan citra. Untuk mengeliminasi risiko sebagaimana dimaksud pada butir (2), maka diperlukan extra effort agar pencapaian tahun 2017 melebihi tahun-tahun sebelumnya, sehingga target investasi pembangkit 35GW dan transmisi maupun gardu induk terkait dapat diwujudkan. 7

Investasi, Target & Realisasi 2016, RKAP 2017 Target tambahan aset pembangkit dan transmisi di tahun 2016 tidak tercapai dan akan menjadi “carry over” menjadi target COD tahun 2017; Target tambahan transmisi dan gardu induk di tahun 2017 sangat menantang, sehingga diperlukan “extra effort” dari rekan-rekan UIP. 8

Potensi Efisiensi untuk Menurunkan BPP Susut jaringan 5 Capacity Factor PLTU 2 Umur stok BBM 6 Umur stok batubara 7 SFC BBM * 3 COD proyek 9 Efisiensi belanja 1 Umur stok material 8 Keterangan Potensi Efisiensi Rp2,5 triliun Rp2,6 triliun Rp131,2 miliar Rp40,5 miliar Rp86,8 miliar Rp60,4 miliar Rp1,8 triliun Rp3,5 triliun OFI 1,0% 1% 0,02 1 hari 30 hari SFC batubara 4 Rp714,8 miliar 0,010 RKAP 2017 9,16 62,7 0,293 14,0 24,0 90,0 2.604 352,4 0,532 Real. 2016 9,52 55,2 0,286 87,4 24,5 98,6 3.714 267,3 0,539 Satuan % l/kWh hari MW Rp. Tn kg/kWh *) Target SFC BBM Tahun 2017 menurun akibat tambahan PLTMG berbahan bakar BBM Peningkatan produktifitas dan efisiensi operasional memiliki potensi menurunkan biaya usaha bernilai puluhan triliun Rupiah. Setiap elemen organisasi Perseroan diminta untuk berperan aktif mendorong terjadinya produktifitas dan efisiensi operasi. 9 9

Instruksi Direksi Seluruh elemen Perseroan diminta untuk fokus mencapai target minimum RKAP 2017 dengan pencapaian laba sebesar Rp15,6 triliun. Potensi laba ini akan meningkat lebih besar dari Rp20,0 triliun apabila Perseroan dapat meningkatkan penjualan dan menurunkan BPP sehingga malampui target APBN 2017. Unit Kerja dan Direksi Anak Perusahaan diminta untuk: Meningkatkan pertumbuhan penjualan tenaga listrik minimum sama dengan target tahun 2017; Meningkatkan kehandalan pembangkit (EAF, CF, SFC dan NPHR), transmisi, gardu induk dan distribusi (menurunkan susut jaringan); Melakukan pengendalian yang ketat terhadap pencapaian target-target fisik maupun finansial secara konsisten dengan disertai mitigasi menyeluruh terhadap kendala dan risiko yang mungkin timbul dan segera mengambil keputusan yang menguntungkan bagi Perseroan, sehingga aset bisa beroperasi sesuai jadwal dan menghasilkan “value” bagi Perseroan; Pendapatan adalah target minimum yang harus dicapai sedangkan anggaran biaya operasi adalah pagu maksimum yang dapat dibelanjakan, oleh karena itu pembelanjaan anggaran harus seefisien mungkin dan memenuhi azas GCG; Setiap Rupiah sumber daya Perseroan ini adalah kekayaan Negara, maka hindarilah praktek inefisiensi dalam pengelolaan sumber daya serta bertindak cepat dan tegas terhadap setiap kebocoran dan penyelewengan. Ketepatan waktu untuk bisa meningkatkan produksi, peningkatan penjualan, energi harus efisien, efisiensi untuk pemeliharaan 10

Terima Kasih

LAMPIRAN

Kinerja Regional Tahun 2016 13

I n v e s t a s i Selama kurun waktu 2012 – 2016 telah terbangun: (1) Pembangkit baru dengan kapasitas 14,9 GW; (2) Jaringan tranmisi baru sepanjang 9.494,1 kms; (3) Gardu induk baru sebesar 20.820 MVA; (4) Penambahan pelanggan sejumlah 18,4 juta dan (5) Rasio elektrifikasi sampai dengan tahun 2016 sebesar 91,2%. 14

Risiko Tarif Tenaga Listrik 2017 BPP yang digunakan dalam menghitung tarif tenaga listrik tahun 2017 lebih rendah dari BPP yang digunakan dalam RKAP Tahun 2017, dengan perincian sebagai berikut: Biaya Bahan Bakar Selisih asumsi BPP tersebut di atas belum termasuk perbedaan asumsi harga batubara yang digunakan dalam perhitungan tarif sebesar Rp680/kg, sementara realisasi harga batubara cenderung meningkat dan fluktuasi harga tersebut belum diakomodasi dalam automatic price adjustment. Non Allowable Cost RKAP 2017 sebesar Rp9,6 triliun terdiri dari (1) pajak penghasilan pegawai sebesar Rp1,9 triliun, (2) beban manfaat pegawai sebesar Rp5,1 triliun ,(3)diklat dan lainnya sebesar Rp1,5 triliun, dan (4) biaya administrasi Rp1,1 triliun.