35. Sudarso Kaderi-Ok

Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
KAJIAN RESIKO BISNIS KELISTRIKAN
PADA TINGKAT PROYEK PEMBANGKIT TENAGA LISTRIK
STUDI KASUS: PT. INDONESIA POWER
Sudarso Kaderi Wiryono dan Lamrumiris
Program Studi Magister Administrasi Bisnis
Sekolah Bisnis dan Manajemen, Institut Teknologi Bandung
ABSTRAK
Bisnis pembangkitan tenaga listrik terekspose oleh berbagai resiko baik yang
berasal dari faktor dalam maupun luar perusahaan. Kajian yang dilakukan dibatasi
hanya pada resiko yang berasal dari faktor luar. Dalam proses bisnis pembangkitan
perusahaan banyak berinteraksi dengan pihak-pihak luar seperti supplier energi primer,
customer, teknologi yang digunakan, lingkungan alam, lingkungan social, dan pihakpihak lainnya. Interaksi-interaksi inilah yang kemudian mengakibatkan perusahaan
terekspose terhadap resiko.
Adanya resiko harus terlebih dahulu diidentifikasi dengan baik. Hasil
identifikasi, resiko-resiko yang mengekspose proyek pembangkit antara lain kenaikan
harga bahan bakar, kelangkaan energi primer, teknologi, kehilangan pangsa pasar,
kontrak penjualan, rugi kurs, serta resiko lingkungan alam dan sosial.
Resiko-resiko yang telah diidentifikasi kemudian diukur probabilitas
kejadiannya, serta rata-rata dampak yang ditimbulkan oleh resiko tersebut terhadap
perusahaan. Hasil pengukuran menyatakan level resiko. Level resiko menggambarkan
sampai dimana resiko tersebut membahayakan perusahaan. Seluruh resiko tersebut
kemudian dikelola dengan melakukan berbagai tindakan untuk menjaga stabilitas profit
perusahaan
Kata kunci: risiko bisnis, risiko internal, risiko eksternal, identifikasi risiko,
pengukuran risiko, mitigasi risiko
PENDAHULUAN
Salah satu bidang usaha kelistrikan adalah pembangkitan tenaga listrik.
Pembangkit tenaga listrik menghasilkan tenaga listrik dari berbagai sumber energi
primer seperti air, gas alam, panas bumi, BBM, dll. Saat ini pemain-pemain yang ada
dalam usaha pembangkitan tenaga listrik terdiri dari tiga pihak, yaitu PLN Holding
Company, anak perusahaan PLN, dan pembangkit swasta. Salah satu anak perusahaan
PLN yang bergerak dalam bisnis pembangkitan tenaga listrik adalah PT. Indonesia
Power. PT. Indonesia Power dipilih, karena perusahaan ini memiliki berbagai macam
teknologi pembangkitan sampai saat ini merupakan perusahaan pembangkit terbesar di
Indonesia. Selain itu, walaupun perusahaan merupakan anak perusahaan PT. PLN,
perusahaan menjalankan misi komersil PT. PLN. Dengan demikian operasional
perusahaan merupakan bisnis murni. Dalam menjalankan bidang usaha utamanya PT.
Indonesia Power didukung oleh berbagai jenis pembangkit baik PLTA, PLTU, PLTP,
PLTG, PLTGU, dan PLTD yang dikelola oleh 8 unit bisnis pembangkitan. Pada tahun
2004 beroperasi adalah 132 unit mesin pembangkit dan kapasitas terpasang sebesar
9.005,19 MW.
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Menurut data statistik, jumlah penjualan listrik perusahaan terus meningkat dari
tahun ke tahun. Ada dua hal yang menjadi penyebabnya yaitu peningkatan kapasitas
terpasang atau permintaan listrik yang menyebabkan peningkatan pembelian oleh PLN.
Dari data statistik tersebut juga terlihat bahwa pendapatan perusahaan dari usaha
pembangkitan tenaga listrik terus mengalami kenaikan dari tahun ke tahun. Hal ini tentu
saja sangat menggembirakan bagi perusahaan, karena bidang usaha utamanya adalah
pembangkitan tenaga listrik.
Tabel 1. Pelaku Usaha Pembangkitan Tenaga Listrik di Indonesia 2004
PEMBANGKIT LISTRIK
JAWA-BALI
Milik PLN Holding (Distribusi, UB Pembangkitan)
PT. Indonesia Power
PT. Pembangkit Jawa Bali
Pembangkit Swasta
GWh
%
840
44.417
27.908
22.236
46,55
29,25
23,30
TOTAL JAWA-BALI
LUAR JAWA-BALI
Milik PLN (Wilayah, Kitlur, PT.PLN Batam, PT PLN Tarakan)
Pembangkit Sewa
Pembangkit Swasta
TOTAL LUAR JAWA-BALI
INDONESIA
Milik PLN Holding
Anak perusahaan PLN (IP dan PJB)
Pembangkit Swasta
TOTAL INDONESIA
95.400
100
19.959
3.068
1.816
24.843
80,34
12,35
7,30
100
23.867
72.325
24.052
120.244
19,85
60,15
20,00
100
Sepanjang tahun 2004 hasil produksi PT. Indonesia Power sebesar 44.417 GWh
merupakan 46,55% tenaga listrik yang diterima PLN. Produksi energi listrik oleh
pembangkit-pembangkit PT. Indonesia Power dari tahun ke tahun mengalami
pertumbuhan. Dari data antara tahun 2000 sampai 2004, pertumbuhan produksi terbesar
terjadi pada tahun 2003, yaitu sebesar 6,03%. Sedangkan pertumbuhan terendah terjadi
pada tahu 2004 yaitu hanya sebesar 0,1%.
Dalam menjalankan aktifitas operasionalnya, PT. Indonesia Power didukung oleh
delapan Unit Bisnis Pembangkitan (UBP) yang terdiri dari UBP Suralaya, Priok,
Saguling, Kamojang, Mrica, Semarang, Perag&Grati, dan UBP Bali. Pengelolaan 132
unit pembangkit PT. Indonesia Power dibagi pada kedelapan UBP ini.
Menurut energi penggeraknya pembangkit-pembangkit yang ada di PT.Indonesia
Power dapat dibedakan menjadi PLTA, PLTU, PLTG, PLTGU, PLTP, dan PLTD.
Jumlah unit pembangkit yang dimiliki oleh PT. Indonesia Power dapat dilihat pada tabel
1.8 dengan total jumlah pembangkit 132 unit yang dikelola oleh 8 unit bisnis
pembangkitan.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-2
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Kapasitas Terpasang per Jenis
Pembangkit
PLTP
PLTD PLTA
PLTGU
PLTU
PLTG
Kapasitas
Terpasang
(MW)
Jenis
Pembangkit
%
PLTA
PLTA
1,116.00
12.39%
PLTU
PLTU
3,900.00
43.31%
PLTG
PLTG
PLTGU
PLTGU
PLTP
PLTP
PLTD
PLTD
Jumlah
846.00
9.39%
2,676.00
29.72%
375.00
4.16%
92.00
1.02%
9,005.00
100.00%
Gambar 1. Diagram Kapasitas Terpasang Pembangkit PT Indonesia Power 2004
Proses bisnis yang dilakukan oleh pembangkit yang dikelola oleh anak perusahaan
maupun oleh swasta memiliki sedikit perbedaan dari proses bisnis yang dilakukan oleh
pembangkit milik atau sewa yang dikelola PLN Holding.
Supplier Energi Primer
IPP
Power
Purchase
Agreement
Indonesia
Power
PJB
Energy
Sales
Contract
PLN Holding
(Single Buyer/Regulator)
Pembangkit
PLN
Transmisi
Gambar 2. Proses Bisnis Pembangkit Tenaga Listrik
Pembangkit yang dikelola PT Indonesia Power dan anak perusahaan PLN lainnya
dan swasta, sebelum menjual tenaga listriknya ke PLN melakukan perjanjian (Power
Purchase Agreement) bahwa nanti pihak PLN akan membeli listrik mereka. Power
Purchase Agreement ini bahkan sudah disetujui sebelum suatu proyek pembangkitan
beroperasi.
Energy Sales Contract dilakukan untuk menyetujui berapa harga maupun kapasitas
yang akan dibeli oleh PLN. Pembangkit listrik yang dikelola anak perusahaan
melakukan sales contract dengan PLN secara bidding (lelang), sedangkan listrik swasta
melakukan sales contract dengan PLN dalam jangka panjang. Kontrak dilakukan untuk
jangka panjang. Dengan menggunakan kontrak tentu akan menyebabkan pembangkit
terekspos dengan resiko legal.
METODOLOGI
Setiap bisnis termasuk bisnis pembangkitan tenaga listrik tidak lepas dari adanya
resiko. Bila dikaji lebih jauh, resiko ada pada tiap-tiap proses bisnis. Pada bisnis
kelistrikan, resiko ada pada proses pembangkitan tenaga listrik, proses transmisi,
pendistribusian, dan penjualan atau retailnya. Thesis ini hanya mengkaji resiko-resiko
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-3
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
yang ada pada proses pembangkitan tenaga listrik. Hal ini disebabkan
Proses pembangkitan tenaga listrik merupakan rantai paling awal yang dapat
diumpamakan dengan proses pabrikasi produk bisnis kelistrikan. Jika proses
pembangkitan terganggu, maka seluruh proses dalam bisnis kelistrikan juga ikut
terganggu. Dengan melakukan manajemen resiko yang tepat pada level ini, diharapkan
gangguan yang ada dapat lebih dikontrol, karena sudah diantisipasi sebelumnya.
Bila dilihat dari proses bisnisnya, pada setiap bagian proses berpotensi
mengandung resiko bagi perusahaan. Proses pada bisnis pembangkitan tenaga listrik
seperti dapat dilihat pada gambar 2. mengandung potensi resiko antara lain pada proses
penyediaan energi primer sebagai bahan baku utama. Proses penjualan produk dengan
sistem kontrak yang memiliki jangka waktu tertentu juga mengandung potensi resiko,
karena banyak perubahan-perubahan yang bisa merugikan dapat terjadi.
PT. Indonesia Power saat ini menyadari sepenuhnya bahwa operasi perusahaan
tidak terbebas dari berbagai resiko. Resiko tersebut bisa berasal dari dalam perusahaan,
bisa juga berasal dari luar perusahaan. Agar resiko yang dihadapi bila terjadi tidak akan
menyulitkan bagi yang terkena, maka resiko-resiko tersebut harus selalu diupayakan
untuk diatasi atau ditanggulangi. Sehingga pihak yang menanggung resiko tidak akan
menderita kerugian atau kerugian yang diderita dapat diminimumkan.
Secara sederhana pengetian manajemen resiko adalah pelaksanaan fungsi-fungsi
manajemen dalam penanggulangan resiko, terutama resiko yang dihadapi oleh
organisasi atau perusahaan, keluarga dan masyarakat. Program manajemen resiko
mencakup proses-proses mengidentifikasi resiko yang dihadapi, mengukur besarnya
resiko tersebut, mencari jalan untuk menghadapi atau menaggulangi resiko, dan
menyusun strategi untuk memperkecil atau mengendalikan resiko, mengkordinir
pelaksanan penanggulangan resiko, serta mengevaluasi secara berkala program
penaggulangan resiko yang sedang berjalan.
monitor
mengelola
menerima
menerima
identifikasi
pengukuran
pengukuran
memperkecil
memperkecil
menolak
Gambar 3. Diagram Alir Proses Manajemen Resiko
HASIL DAN DISKUSI
1 Identifikasi Resiko pada Proyek Pembangkit Tenaga listrik
Langkah pertama yang harus dilakukan perusahaan agar dapat melakukan
manajemen resiko dengan tepat adalah dengan mengidentifikasi resiko tersebut. Hasil
dari tahap identifikasi resiko adalah daftar resiko-resiko yang ada pada proyek
pembangkit tenaga listrik.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-4
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
2. Pengukuran Resiko
Setelah resiko-resiko yang ada teridentifikasi, maka langkah kedua yang
dilakukan dalam manjemen resiko adalah pengukuran resiko. Pada tahap ini resikoresiko yang telah teridentifikasi akan diukur berapa besar kemungkinan terjadinya
(probabilitas) dan berapa besar dampaknya bila resiko tersebut terjadi. Ukuran
probabilitas yang dipakai di sini adalah persentase terjadinya dalam satu tahuan.
Sedangkan ukuran dampak adalah biaya yang harus ditanggung perusahaan apabila
terjadi. Pengukuran ini dilakukan dengan menggunakan dua cara, yaitu secara
kuantitatif dan secara kualitatif. Resiko -resiko yang diukur secara kuantitatif adalah:
1. Resiko gangguan suply energi primer
2. Resiko kenaikan harga bahan bakar
3. Resiko kehilangan pangsa pasar energi listrik
4. Resiko kontrak.
Tabel 3. Hasil Identifikasi Resiko-resiko yang Dihadapi Proyek-proyek Pembangkit di
PT. Indonesia Power
RESIKO
1. Gangguan suply energi primer
2. Kenaikan harga bahan bakar
3.
Teknologi
4.
5.
Kompetisi pada pasar energi
listrik
Kontrak
6.
7.
Kurs
Lingkungan
8.
Perubahan regulasi
PENJABARAN
a. Kelangkaan ketersediaan enegi primer
a. Kenaikan harga batubara
b. Kenaikan harga HSD
a. Biaya produksi PLTA
b. Biaya produksi PLTU
c. Biaya produksi PLTG
d. Biaya produksi PLTGU
e. Biaya produksi PLTP
f. Biaya produksi PLTD
a. Berkurangnya pangsa pasar
b. Meningkatnya pangsa pasar kompetitor
a. Biaya produksi lebih besar dari harga kontrak
b. Renegoisasi ulang harga kontrak
c. Biaya produksi naik/meningkat
a. Fluktuasi nilai tukar rupiah terhadap USD
a. Zat buangan proyek yang menyebabkan pencemaran
lingkungan
b. Tuntutan fasilitas ataupun dana dari masyarakat
c. Kerusakan daerah resapan air yang mempengaruhi besarnya
debit air sungai
a. Terjadinya perubahan peraturan tataniaga listrik
Sedangkan resiko-resiko yang diukur secara kualitatif adalah:
1. Resiko teknologi
2. Resiko kurs
3. Resiko perubahan regulasi
4. Resiko lingkungan
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-5
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Resiko Kenaikan Harga Batubara
Probabilitas: Kemungkinan atau besarnya probabilitas terjadinya kenaikan harga
batubara adalah 75%.
Dampak:
- Harga batubara tahun 2004 Rp.230.75/kg
- Kenaikan harga batubara sebesar 26.50%, menyebabkan kenaikan
harga sebesar Rp.61,15/kg
- Kenaikan harga batubara ini akan menyebabkan kenaikan biaya
produksi sebesar Rp. 61,15/kg x 10.636.155.000 kg =
Rp.650.400.878.300
Resiko Kenaikan Harga HSD
Probabilitas: Besarnya kemungkinan atau probabilitas kenaikan harga HSD adalah
sebesar 87,5%.
Dampak:
- Rata-rata kenaikan harga sebesar 26,22%.
- Harga HSD naik sebesar 26,22% x Rp. 1829.11/lt = Rp. 479,6/lt.
- Pemakaian pada tahun 2004 sebesar 2.125.397.000 lt.
- Apabila jumlah pemakaian HSD dan keadaan lainya tetap, maka
kenaikan harga HSD ini akan menyebabkan peningkatan biaya sebesar
Rp. 479,6/lt x 2.125.397.000lt = Rp. 1.019.324.763.000
Resiko Ketersediaan Energi Air pada PLTA
Probabilitas:
Dampak:
Kapasitasnya PLTA adalah sebesar 12,40% dari total kapasitas
pembangkitan PT. Indonesia Power. Dengan demikian PLTA
diharapkan mampu memproduksi 12,40% dari total produksi
perusahaan. Atau sebesar 458,6 GWh per bulan. Produksi sebesar
458,6 GWh per bulan dapat dicapai apabila debit air PLTA lebih
besar dari 260 m3/dt. Sepanjang tahun 2003-2004 probabilitas
debit>260m3/dt hanya terjadi 1 bulan dalam setahun atau 8%. 11
bulan lainnya PLTA beresiko kekurangan energi air. Atau probabilitas
kelangkaan energi air PLTA adalah sebesar 92%.
- produksi PLTA rata-rata 258 GWh per bulan
- Kekurangannya diproduksi dengan pembangkit lain dengan biaya
yang lebih mahal.
- Selisih biaya pembangkitan rata-rata Rp.257,61/KWh.
- Perusahaan akan menanggung biaya sebesar (458,6 GWh – 258
GWh) x Rp257,61/KWh x 12bln = Rp 620.118.792.000
Resiko Kompetisi
Probabilitas: Probabilitas terjadinya penurunan market share adalah sebesar 71,43%.
Dampak:
- Konsumsi listrik 95.493GWh
- Kehilangan pangsa pasar sebesar 1,99%
- Bila besarnya permintaan pasar, dan keadaan lainnya tetap,
perusahaan akan mengalami kerugian rata-rata sebesar 95.493GWh x
1,99% x (Rp384,63–348,97) = Rp 67.765.079.562.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-6
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Resiko Teknologi
Probabilitas: Probabilitas resiko pembangkit dengan teknologi berbiaya tinggi (diatas
rata-rata) adalah sebesar 44,30%. Sistem kontrak yang baru (sejak tahun
2002), biaya yang disebabkan oleh teknologi pembangkit tidak lagi
menjadi resiko. Hal ini disebabkan karena masing-masing pembangkit
memiliki harga jual sendiri-sendiri.
Dampak:
- Menurut hasil wawancara dengan focus grup dinyatakan bahwa saat ini
dampak resiko ini kecil.
Resiko Kontrak Sistem Lama
Probabilitas: Pada sistem lama sebelum tahun 2002, besarnya probabilitas terjadi
biaya produksi lebih besar dari harga jual (kontrak) adalah sebesar
32,5%.
Dampak:
- Terjadi harga jual (kontrak) dibawah biaya produksi rata-rata
- Rp 74,74
- Bila semua keadaan dianggap tetap, biaya yang harus ditanggung
perusahaan yaitu sebesar 42.542 GWh x Rp74,74/KWh =
Rp 3.179.589.080.000
Resiko Kontrak Sistem Baru
Probabilitas: Resiko harga jual (kontrak) lebih kecil daripada biaya produksi adalah
12,88%.
Dampak:
- Rata-rata selisih sebesar – Rp19,26
- Bila besarnya produksi dan keadan lain dianggap tetap, resiko ini akan
memberikan dampak berupa biaya atau kerugian yang harus
ditanggung perusahaan yaitu sebesar 42.542 GWh x Rp19,26 = Rp
819.359.920.000.
Resiko Nilai Tukar
Probabilitas: Berdasarkan hasil wawancara dinyatakan probabilitas kejadian bahwa
nilai tukar yang ditetapkan dalam anggaran lebih kecil dari nilai tukar
sebenarnya, cukup besar. Sepanjang tahun 2004 seluruh nilai tukar yang
ditetapkan dalam anggaran lebih kecil dari nilai tukar sebenarnya.
Dampak:
- Berdasarkan hasil wawancara, dinyatakan bahwa dampak yang
disebabkan oleh kerugian kurs ini tidak terlalu besar.
- Hal ini disebabkan karena transaksi yang menggunakan dolar adalah
pembelian tenaga panas bumi dan gas alam, serta pembelian
komponen maintenance. Total jumlahnya tidak terlalu berpengaruh
bagi perusahaan.
- Dampak yang disebabkan oleh resiko ini pada tahun 2004 adalah
perusahan menanggung kerugian sebesar Rp 177.010.000.000.
Resiko Lingkungan
Probabilitas: Dalam jangka waktu lima tahun hanya ada tiga kejadian yang dapat
terukur langsung. Berdasarkan wawancara dinyatakan bahwa probabilitas
terjadinya resiko lingkungan kecil.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-7
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Dampak:
- Range yang sangat luas, mulai dari penghambatan pekerjaan
opersional sampai dampak nama baik perusahaan yang tidak dapat
dinilai dengan materi
- Berdasarkan wawancara disimpulkan disimpulkan bahwa dampak dari
resiko lingkungan adalah besar
Resiko Perubahan Peraturan Pemerintah (Regulasi)
Probabilitas: Menurut hasil wawancara probabilitas perubahan peraturan pemerintah
dapat dikategorikan rendah.
Dampak:
- Dampaknya terhadap perusahaan kadang menguntungkan, tetapi lebih
sering merugikan. Disimpulakan dampak perubahan peraturan
pemerintah cukup tinggi.
3. Analisis Resiko
Setelah seluruh resiko yang mengekspose proyek-proyek pembangkit di PT.
Indonesia Power dapat diidentifikasi dan diukur, maka tahap selanjutnya dalam
manajemen resiko adalah memutuskan tindakan apa yang akan dilakukan untuk
mengelola resiko tersebut. Keputusan diambil berdasarkan besarnya kemungkinan
(probabilitas) terjadinya suatu resiko dan besarnya dampak atau biaya yang disebabkan
bila terjadi satu kejadian beresiko.
Hasil dari pengukuran resiko tersebut menghasilkan level-level dari resiko.
Resiko-resiko yang terekspose pada pembangkit-pembangkit yang ada di PT. Indonesia
Power dikelompokkan menjadi empat level, yaitu resiko rendah (R), moderat (M),
tinggi (T), dan ekstrim (E).
Tabel 4. Probabilitas dan Dampak dari Masing-masing Resiko
NO
1.
2.
3.
RESIKO
Kenaikan harga batubara
Kenaikan harga HSD
Kelangkaan energi primer
4.
5.
6.
7.
Resiko teknologi
Kehilangan pangsa pasar
Resiko Kontrak (2002-2004)
Resiko Kontrak (...-2001)
8.
Resiko Nilai tukar
9.
Resiko Lingkungan
10.
Resiko Regulasi
PROBABILITAS
75%
87,5%
92%
Dipastikan sangat tidak
mungkin terjadi
71,43%
12,88%
32,5%
Dipastikan
sangat
mungkin terjadi
Dipastikan sangat tidak
mungkin terjadi
Dipastikan sangat tidak
mungkin terjadi
DAMPAK
Rp 650.400.878.300
Rp 1.019.324.763.000
Rp 620.118.792.000
Tidak significant
Rp 67.765.079.562
Rp 819.359.920.000
Rp 3.179.589.080.000
Tidak Significant
Malapetaka
Mayor
Resiko-resiko dapat diketahui levelnya dengan menggunakan matriks analisis
level resiko. Matriks analisis ini adalah matriks pelevelan resiko menurut manajemen
resiko PLN. Matriks ini ada pada table 5.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-8
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
Tabel 5. Matriks Analisa Probabilitas dan Dampak
Akibat
Tdk Penting
1
T
M
R
R
R
Kemungkinan
5(Sangat Besar)
4 (Besar)
3 (Sedang)
2 (Kecil)
1 (Sangat Kecil)
Minor
2
T
T
M
R
R
Medium
3
E
T
T
M
M
Mayor
4
E
E
E
T
T
Malapetaka
5
E
E
E
E
T
Probabilitas
8
3
Besar
5
1
Sedang
4
Sangat Besar
2
7
Kecil
Sangat Kecil
6,10
9
M ayor
M alapetaka
Dam pak
Tidak Penting
M inor
M edium
Keterangan:
Ekstrim
Tinggi
M enengah
Rendah
Gambar 4. Pemetaan Resiko
4. Penanganan Resiko
Meminimalisasi resiko (risk mitigation)
 Kenaikan harga batubara dan HSD
Pengelolaan resiko kenaikan harga bahan bakar seperti batubara dan HSD adalah
dengan melakukan hedging dalam kontrak pembelian bahan bakar tersebut. Dengan
melakukan hedging, naik turunnya harga dapat lebih terkontrol, sehingga sebagian
resiko itu ditanggung oleh pihak supplier.

Kelangkaan energi primer
Resiko kelangkaan energi primer, dalam hal ini kelangkaan debit air dalam pada
PLTA. Resiko ini dapat dikontrol untuk mengurangi probabilitasnya. Misalnya dengan
melakukan penghijauan daerah resapan air di hulu sungai. Bila daerah hulu terjaga
maka debit dan tinggi muka air akan lebih stabil. Dengan demikian probabilitas resiko
dapat dikurangi.

Kehilangan pangsa pasar
Resiko kehilangan pangsa pasar dapat dikelola dengan cara perusahan terus
menjaga bahkan meningkatkan keandalan pembangkit-pembangkitnya, sehingga tidak
ada kesempatan yang dapat direbut oleh competitor. Cara yang kedua adalah perusahaan
harus selalu mengadakan survey dan perencanaan dalam upaya membangun
pembangkit-pembangkit baru sehingga kapasitas perusahaan dapat dinaikkan guna
menangkap permintaan pasar.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-9
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007

Resiko Nilai tukar
Kontrol yang dilakukan dalam mengelola resiko nilai tukar tidak dapat terlalu
berperan dalam meminimalisasi resiko ini. Resiko nilai tukar dapat dikontrol dengan
cara perusahaan mengalihkan sebagian resiko tersebut ke pihak lain, contohnya
konsumen (PLN). Hal ini dapat dilakukan dengan cara memasukkan klausul
penyesuaian harga jual listrik terhadap fluktuasi nilai tukar. Cara yang lain adalah
memakai beberapa mata uang yang berbeda dalam transaksi.
Minimalisasi resiko juga dilakukan pada resiko yang ada pada kuadran
probabilitas rendah dampak tinggi. Untuk resiko yang ada pada kuadran probabilitas
rendah tetapi dampak tinggi, Olsson merekomendasikan perusahaan melakukan
tindakan-tindakan atau contingency plan. Tujuan contingency plan ini salah satunya
supaya dampak resiko dapat diminimalisasi. Resiko-resiko yang ada pada kuadran ini
yang dikelola dengan diminimalisasi dampaknya antara lain:

Resiko lingkungan
Resiko lingkungan juga merupakan resiko ekstrim. Hal ini menyebabkan
perusahaan harus mencegah agar resiko tersebut tidak berdampak besar. Dalam
mengelola resiko lingkungan tindakan-tindakan pencegahan perlu dilakukan. Tindakan
pencegahan tersebut antar lain pembelian asuransi untuk mengalihkan resiko kerusakan
property akibat bencana alam.
Untuk mencegah kerusakan alam akibat kegiatan operasi pembangkit, maka
perusahaan terus mengontrol ambang batas pencemaran di lingkungan sekitar
pembangkitnya dan melakukan tindakan-tindakan yang diperlukan apabila memang
terjadi pencemaran. Untuk mencegah terjadinya penolakan social ataupun protes dari
penduduk setempat, maka perusahan perlu melakukan program-program community
development.

Resiko regulasi
Resiko regulasi adalah resiko yang timbul akibat berubahnya peraturan
pemerintah. Peraturan yang paling berpengaruh khususnya adalah peraturan mengenai
tataniaga listrik. Untuk meminimalisasi dampak yang ditimbulkan oleh reiko ini,
perusahaan perlu segera tanggap dan menyesuaikan diri dengan perubahan-perubahan
peraturan yang terjadi.
Tabel 6. Pengelolaan Resiko pada Proyek Pembangkitan
NO
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
RESIKO
Kenaikan harga batubara
Kenaikan harga HSD
Kelangkaan energi primer
Resiko teknologi
Kehilangan pangsa pasar
Resiko Kontrak (2002-2004)
Resiko Kontrak (...-2001)
Resiko Nilai tukar
Resiko Lingkungan
Resiko Regulasi
Pengelolaan
Mitigate
Mitigate
Mitigate
Accept
Mitigate
Accept
Decline
Mitigate
Mitigate
Mitigate
Menerima resiko (accept risk)
Resiko ini merupakan resiko dengan level rendah, yang artinya resiko ini tidak
menyebabkan perusahaan menanggung biaya yang besar. Pengelolaan resiko ini adalah
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-10
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
dengan tidak melakukan apa-apa atau menerima resiko. Resiko ini terdiri dari Resiko
Kontrak (2002-2004) dan Resiko Teknologi.
Menolak resiko (decline risk)
Resiko kontrak (...-2001) yang memiliki dampak yang ekstrim adalah resiko pada
kontrak penjualan listrik yang lama. Pada sistem kontrak ini listrik yang diproduksi
pembangkit dibeli dengan satu harga ‘bulk’. PT. Indonesia Power mengelola resiko ini
dengan menolak sistem kontrak ini dan merubah system kontrak yang lama dengan
sitem kontrak yang baru. Sejak tahun 2002 sistem kontrak lama dengan harga ‘bulk’
sudah tidak berlaku lagi.
KESIMPULAN
Dalam kajian ini resiko diidentifikasi dengan menggunakan 3 metode yaitu
mengacu pada daftar resiko (checklist) yang dihadapi oleh bisnis sejenis, melakukan
analisa pada data laporan keuangan perusahaan, wawancara dengan manajemen
perusahaan.
Resiko-resiko pada proyek pembangkit tenaga listrik yang berhasil diidentifikasi
antara lain sebagai berikut resiko gangguan suply energi primer, resiko kenaikan harga
bahan bakar, resiko teknologi, resiko kehilangan pasar energi listrik, resiko kontrak,
resiko rugi kurs, resiko lingkungan, resiko perubahan regulasi.
Resiko diukur kemungkinan terjadinya (probabilitas) dan dampaknya terhadap
perusahaan. Pengukuran dilakukan baik secara kuantitatif maupun secara kualitatif.
Hasil pengukuran resiko-resiko tersebut adalah sebagai berikut.
 Kenaikan harga batubara
Tinggi
 Kenaikan harga HSD
Ekstrim
 Kelangkaan energi primer
Ekstrim
 Resiko teknologi
Rendah
 Kehilangan pangsa pasar
Medium
 Resiko Kontrak (2002-2004) Tinggi
 Resiko Kontrak (...-2001)
Ekstrim
 Resiko Nilai tukar
Tinggi
 Resiko Lingkungan
Tinggi
 Resiko Regulasi
Tinggi
Resiko-resiko yang ada harus dikelola untuk mengurangi biaya atau kerugian
yang harus ditanggung perusahaan. Rekomendasi pengelolaan resiko pada proyek
pembangkitan tenaga listrik di PT. Indonesia Power adalah sebagai berikut.
 Kenaikan harga batubara
Mitigate
 Kenaikan harga HSD
Mitigate
 Kelangkaan energi primer
Mitigate
 Resiko teknologi
Accept
 Kehilangan pangsa pasar
Mitigate
 Resiko Kontrak (2002-2004) Accept
 Resiko Kontrak (...-2001)
Decline
 Resiko Nilai tukar
Mitigate
 Resiko Lingkungan
Mitigate
 Resiko Regulasi
Mitigate
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-11
Prosiding Seminar Nasional Manajemen Teknologi V
Program Studi MMT-ITS, Surabaya 3 Pebruari 2007
DAFTAR PUSTAKA
Carl, Olsson, Risk Management in Emerging Markets: How to Survive and Prosper,
Prentice Hall, Inc., Upper Saddle River, New Jersey, 2002.
Chance, Don M., An Introduction to Derivatives & Risk Management, Thomson,
South Western, 6th edition, 2004.
Chapman Robert J., Simple Tools and Techniques for Enterprise Risk Management,
John Wiley & Sons, 2006.
Crouhy Michel, Dan Galai, Robert Mark, The Essentials of Risk Management,
McGraw Hill, 2006.
Dowd Kevin, Measuring Market Risk, John Wiley & Sons, 2005.
Elmiger Gregory & Steve S. Kim, Risk Grade Your Investments: measure your risk
and create wealth, John Wiley & Sons, 2003.
Evans, James R. & David L. Olson, Introduction to Simulation and Risk Analysis,
Prentice Hall, Inc., Upper Saddle River, New Jersey, 2002
Eydeland, Alexander & Krzysztof Wolyniec, Energy and Power Risk Management –
New Developments in Modeling, Pricing, and Hedging, John Wiley & Sons,
Inc., Hoboken, New Jersey, 2003
Greene, Mark R. & James S. Trieschmann, Risk and Insurance, South-Western
Publishing Co., Cincinnati, Ohio, 1988
Harrington, Scott E. & Gregory R. Niehaus, Risk Management and Insurance, The
McGraw-Hill Companies, Inc., Singapore, 2003
Heldman Kim, Project Manager’s Spotlight on Risk Management, Harbor Light Press,
San Fransisco, 2005
Lewis, Nigel da Costa, Operational Risk – with Excel and VBA, Applied Statistical
Methods for Risk Management, Willey Finance, John Wiley & Sons, 2004.
Mun, Jonathan, Applied Risk Analysis: moving beyond uncertainty in business, John
Wiley & Sons, 2004.
Mun, Jonathan, Modelling Risk, John Wiley & Sons, 2006.
ISBN : 979-99735-2-X
A-35-12