Kerentanan Listrik Nasional & Perbaikan Regulasi Listrik Panas Bumi

Pemadaman listrik bergilir yang terjadi di sejumlah wilayah dalam beberapa waktu terakhir akibat kendala pasokan dan harga batubara kembali mengingatkan bahwa sistem ketenagalistrikan nasional masih menghadapi tantangan besar dari sisi ketahanan pasokan energi primer.

Berdasarkan data Kementerian ESDM, kebutuhan batubara PLN pada tahun 2026 mencapai sekitar 154 juta ton, sementara volume yang telah terkontrak baru sekitar 134 juta ton. Artinya, masih terdapat kekurangan pasokan sekitar 20 juta ton yang perlu dipenuhi untuk menjaga keandalan operasi pembangkit listrik nasional.

Kondisi tersebut menunjukkan bahwa sistem kelistrikan Indonesia masih sangat bergantung pada ketersediaan batubara. Ketika pasokan terganggu atau terjadi perbedaan antara harga yang diharapkan produsen dan kemampuan pembeli, risiko terhadap keandalan pasokan listrik nasional menjadi semakin besar.

Dalam jangka pendek, pemenuhan kebutuhan batubara tentu harus menjadi prioritas. Namun dalam perspektif yang lebih panjang, kondisi ini juga menunjukkan pentingnya mempercepat diversifikasi sumber energi pembangkit agar sistem ketenagalistrikan nasional tidak terlalu bergantung pada satu jenis energi primer.

Panas Bumi Sebagai Energi Alternatif
Panas bumi merupakan salah satu alternatif yang layak mendapat perhatian lebih besar. Berbeda dengan pembangkit berbasis energi terbarukan yang bersifat intermiten seperti tenaga surya dan angin, pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) mampu beroperasi secara kontinu selama 24 jam sebagai pembangkit baseload.

Karakteristik tersebut menjadikan panas bumi tidak hanya penting dalam mendukung agenda transisi energi, tetapi juga strategis dalam memperkuat ketahanan dan keandalan sistem kelistrikan nasional.

Indonesia sendiri dilaporkan memiliki potensi panas bumi yang sangat besar yaitu sekitar 23.742 MW (Kementerian ESDM,2024). Pemerintah bahkan telah menetapkan target tambahan kapasitas PLTP sebesar 5,2 GW dalam RUPTL 2025-2034. Untuk mencapai target tersebut, diperlukan tambahan kapasitas rata-rata sekitar 520 MW per tahun.

Tantangannya, kinerja pengembangan panas bumi selama beberapa tahun terakhir masih jauh dari kebutuhan tersebut. Sepanjang periode 2020-2025, tambahan kapasitas PLTP hanya mencapai sekitar 309,5 MW atau rata-rata sekitar 62 MW per tahun. Dengan kata lain, laju pengembangan panas bumi perlu meningkat lebih dari delapan kali lipat dibandingkan rata-rata pencapaian lima tahun terakhir apabila target dalam RUPTL ingin diwujudkan.

Pertanyaannya kemudian, mengapa pengembangan panas bumi berjalan relatif lambat, padahal Indonesia memiliki sumber daya yang melimpah dan kebutuhan listrik yang terus meningkat. Salah satu jawabannya terletak pada aspek regulasi dan keekonomian proyek.

Dalam beberapa tahun terakhir, aspek keekonomian proyek menjadi salah satu isu yang sering muncul dalam pembahasan pengembangan panas bumi. Skema harga listrik yang berlaku saat ini masih memerlukan penyempurnaan agar lebih selaras dengan karakteristik investasi panas bumi yang padat modal dan berisiko tinggi.

Kebijakan Existing
Melalui Perpres Nomor 112 Tahun 2022, harga listrik PLTP ditetapkan menggunakan mekanisme Harga Patokan Tertinggi (HPT) berdasarkan kapasitas dan lokasi proyek. Namun dalam praktiknya, HPT yang ditetapkan masih berada di bawah kebutuhan keekonomian sejumlah proyek panas bumi.

Sebagai contoh, untuk proyek PLTP berkapasitas di atas 100 MW di Jawa, tarif maksimal ditetapkan sekitar 7,65 sen dolar AS per kWh. Sementara berbagai publikasi menunjukkan bahwa untuk menghasilkan tingkat pengembalian investasi yang memadai, proyek dengan kapasitas serupa membutuhkan tarif pada kisaran 10-13 sen dolar AS per kWh.

Persoalan tersebut menjadi semakin kompleks karena investasi panas bumi memiliki karakteristik yang berbeda dengan pembangkit listrik konvensional. Sebelum listrik dapat diproduksi dan dijual, pengembang harus menanggung biaya eksplorasi yang besar dengan tingkat risiko yang tinggi.

Tidak semua pengeboran berhasil menemukan sumber daya yang layak dikembangkan secara komersial. Karena itu, investor dan lembaga pembiayaan sangat memperhatikan kepastian pengembalian investasi sebelum memutuskan untuk menanamkan modal.

Masalah lain yang kerap disoroti adalah ketentuan penurunan tarif setelah tahun ke-10 masa operasi. Dalam Perpres 112/2022, tarif untuk PLTP berkapasitas besar di Jawa turun dari sekitar 7,65 sen dolar AS per kWh menjadi sekitar 6,50 sen dolar AS per kWh setelah tahun ke-10.

Padahal pada fase tersebut pengembang masih harus melakukan investasi lanjutan untuk menjaga keberlanjutan produksi, termasuk pengeboran sumur pengganti (make-up well drilling) dan berbagai kegiatan pemeliharaan reservoir. Akibatnya, struktur tarif yang berlaku dinilai belum sepenuhnya mencerminkan karakteristik bisnis panas bumi yang membutuhkan investasi berkelanjutan sepanjang umur proyek.

Tantangan berikutnya adalah akses pembiayaan. Sejumlah simulasi keekonomian salah satunya yang dilakukan oleh Asosiasi Panasbumi Indonesia (API) menunjukkan bahwa pada struktur tarif yang berlaku saat ini, sejumlah proyek panas bumi masih menghasilkan Net Present Value (NPV) negatif dengan rentang sekitar minus US$44,6 juta hingga minus US$187,89 juta.

Internal Rate of Return (IRR) yang dihasilkan juga hanya berada pada kisaran minus 5,16 persen hingga 5,47 persen. Angka tersebut jauh di bawah tingkat pengembalian yang umumnya dipersyaratkan lembaga pembiayaan untuk proyek komersial, yaitu sekitar 12-15 persen.

Persoalan perizinan juga masih menjadi hambatan utama. Secara normatif, masa eksplorasi panas bumi dapat berlangsung sekitar tujuh tahun, dilanjutkan konstruksi tiga hingga lima tahun sebelum memasuki masa operasi.

Namun dalam praktiknya, proses eksplorasi yang mencakup perizinan dan pengeboran dapat berlangsung hingga lima belas tahun. Kondisi tersebut meningkatkan biaya proyek, memperpanjang periode pengembalian investasi, dan pada akhirnya mengurangi daya tarik investasi panas bumi

Pemerintah telah merespons berbagai tantangan tersebut melalui sejumlah agenda penyempurnaan kebijakan, salah satunya melalui rencana revisi Perpres Nomor 112 Tahun 2022. Apabila dirumuskan secara tepat, revisi tersebut dapat menjadi instrumen kebijakan yang strategis untuk memperbaiki iklim investasi, memperkuat kepastian usaha, serta mendorong percepatan pengembangan panas bumi nasional.

Urgensi Perumusan Kebijakan Tepat Sasaran
Untuk meningkatkan efektivitas revisi Perpres No. 112/2022, terdapat beberapa area kebijakan yang dapat menjadi perhatian pemerintah, baik yang berkaitan dengan aspek harga, pembiayaan, mitigasi risiko, maupun perizinan.

Pertama, pemerintah dapat mempertimbangkan penerapan skema feed-in tariff (FiT) sebagai mekanisme utama harga listrik PLTP. Skema ini dapat memberikan kepastian harga sejak awal sehingga pengembang tidak sepenuhnya bergantung pada proses negosiasi. Struktur FiT juga perlu dirancang lebih bankable, agar proyek mampu menghasilkan tingkat pengembalian yang lebih memadai bagi investor maupun lembaga pembiayaan.

Kedua, tarif listrik panas bumi perlu dirancang lebih stabil sepanjang masa kontrak. Ketentuan penurunan harga setelah tahun ke-10 perlu dievaluasi karena proyek panas bumi tetap membutuhkan investasi lanjutan, termasuk perawatan sumur, pengelolaan reservoir, dan make-up well drilling.

Ketiga, skema FiT dapat dilengkapi mekanisme eskalasi harga berbasis inflasi atau indeks biaya tertentu untuk menjaga keekonomian proyek terhadap kenaikan biaya operasi dan pengembangan lanjutan.

Keempat, skema harga perlu mempertimbangkan lokasi dan kompleksitas proyek, mengingat banyak potensi panas bumi berada di wilayah terpencil yang membutuhkan biaya tambahan untuk infrastruktur, transmisi, akses jalan, dan logistik.

Kelima, revisi perpres juga perlu memperkuat mekanisme pembagian risiko antara pemerintah, PLN, dan pengembang, terutama pada fase eksplorasi dan pengembangan awal. Risiko eksplorasi yang tinggi tidak ideal apabila sepenuhnya dibebankan kepada pengembang. Melalui mekanisme risk sharing yang lebih proporsional, daya tarik investasi dapat meningkat tanpa mengabaikan prinsip kehati-hatian dalam pengelolaan kebijakan publik.

Keenam, penyederhanaan dan kepastian jangka waktu perizinan perlu menjadi bagian penting dalam revisi kebijakan. Pengembangan panas bumi melibatkan banyak aspek lintas sektor, mulai dari izin kawasan hutan, lingkungan, pengadaan listrik, hingga persyaratan tingkat komponen dalam negeri. Karena itu, diperlukan mekanisme perizinan terpadu yang melibatkan Kementerian ESDM, Kementerian Lingkungan Hidup, Kementerian Kehutanan dan pemerintah daerah agar proses pengembangan proyek tidak berjalan sendiri-sendiri.

Ketujuh, pemerintah perlu memperbaiki skema penyusunan dan negosiasi Perjanjian Jual Beli Listrik (PJBL). Salah satu opsi yang dapat dipertimbangkan adalah mendorong penyusunan PJBL sejak tahap awal pengembangan, sehingga alur yang sebelumnya bergerak dari PTA, eksplorasi, PJBL, dan eksploitasi dapat diarahkan menjadi PJBL, eksplorasi, dan eksploitasi. Perubahan ini dapat memberikan kepastian lebih awal bagi pengembang, mengurangi risiko penundaan, dan mempercepat proses menuju financial close.

Kedelapan, akses terhadap fasilitas mitigasi risiko eksplorasi perlu diperluas. Pemerintah dapat mempertimbangkan peningkatan plafon PISP/GREM, penyederhanaan persyaratan administratif, serta peningkatan porsi risiko yang ditanggung pemerintah pada tahap eksplorasi awal.

Selain itu, skema government drilling juga perlu dibuat lebih menarik, antara lain melalui mekanisme pengembalian biaya yang lebih fleksibel setelah proyek beroperasi komersial atau melalui integrasi ke dalam skema PJBL.

Sebagai penutup, revisi Perpres No. 112/2022 perlu ditempatkan sebagai instrumen reformasi kebijakan yang menyentuh aspek harga, pembiayaan, risiko eksplorasi, dan perizinan secara bersamaan. Tanpa perbaikan yang menyeluruh, revisi tersebut berpotensi hanya memberikan dampak terbatas terhadap percepatan investasi dan pencapaian target kapasitas PLTP nasional.