7 hours ago
5
Catatan: Artikel ini merupakan opini pribadi penulis dan tidak mencerminkan pandangan Redaksi CNBCIndonesia.com
Dalam lima tahun terakhir, peningkatan kapasitas terpasang EBT nasional mencatatkan pertumbuhan yang secara kumulatif mencapai kisaran 15,6 GW, dengan porsi bauran energi primer berada di rentang 13% hingga 15,7%.
Capaian ini terutama ditopang oleh operasionalisasi proyek skala besar seperti PLTS Terapung Cirata (192 MWp), perluasan kapasitas Panas Bumi (PLTP), serta implementasi mandatori biofuel yang mencapai B35 hingga persiapan B40 dengan penyerapan biodiesel domestik melebihi 14,9 juta kL.
Meski mencatatkan penambahan fisik dan volume, pencapaian tersebut secara riil masih berada di bawah target Rencana Umum Energi Nasional (RUEN) yang mematok angka 23% pada tahun 2025. Progres yang relatif tertahan ini disebabkan oleh tiga faktor mendasar.
Pertama, belum optimalnya penyesuaian infrastruktur jaringan listrik untuk menyerap arus EBT variabel. Kedua, adanya keterikatan finansial jangka panjang pada pembangkit fosil berbasis batu bara. Ketiga, tingginya disparitas keekonomian antara tarif EBT dengan harga keekonomian batu bara yang mendapatkan proteksi pasar domestik.
Untuk mengakselerasi transisi energi secara efisien dan berkelanjutan dan khususnya dalam kurun waktu lima tahun mendatang sebagai pondasi, terdapat empat aspek kunci yang menjadi penentu utama di lapangan.
Penyelarasan Beban Kontrak Fosil dan Fleksibilitas Keuangan PLN
Hambatan terbesar penyerapan EBT dalam skala masif-terutama di Sistem Jawa-Madura-Bali (Jamali)- terutama adalah kondisi overcapacity pasokan listrik yang terikat pada kontrak jangka panjang Take-or-Pay (ToP) dengan Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) swasta (Independent Power Producer/IPP).
Dalam struktur klausul ToP, PT PLN (Persero) diwajibkan tetap membayar daya listrik yang diproduksi PLTU sesuai kuota kontrak, terlepas dari apakah daya tersebut disalurkan ke jaringan atau tidak.
Kondisi ini menciptakan implikasi keuangan yang kaku. Penambahan kapasitas pembangkit EBT baru tanpa disertai pemensiunan dini atau penyesuaian kontrak PLTU eksisting secara teknis dapat memicu beban pembayaran ganda (double payment) bagi PLN. Jika PLN menyerap arus listrik EBT baru secara agresif, PLN harus mematikan atau mengurangi daya output PLTU eksisting sambil tetap menanggung denda penyerapan ToP kepada pemilik PLTU swasta.
Oleh karena itu, percepatan EBT menuntut adanya mekanisme pemisahan risiko (de-risking) finansial dari neraca keuangan (balance sheet) PLN. Penghentian operasional PLTU lebih awal atau restrukturisasi kontrak ToP tidak bisa dibebankan sebagai biaya operasional PLN semata.
Diperlukan instrumen khusus, seperti pengalihan alokasi pendanaan Just Energy Transition Partnership (JETP), pendanaan multilateral, atau pembentukan dana abadi transisi energi (sovereign energy transition fund). Fasilitas ini berfungsi menanggung biaya kompensasi penghentian kontrak fosil agar proses substitusi energi tidak mengganggu stabilitas fiskal dan solvabilitas BUMN ketenagalistrikan.
Modernisasi dan Pembiayaan Infrastruktur Jaringan (Grid First)
Karakteristik EBT variabel (intermittent) seperti surya (PLTS) dan angin (PLTB) bergantung pada kondisi cuaca dan waktu. Tanpa infrastruktur penyeimbang, penetrasi EBT variabel dalam skala besar dapat mengganggu kestabilan frekuensi dan tegangan jaringan listrik nasional, yang berpotensi memicu gangguan pasokan (blackout).
Pembangunan pembangkit EBT harus mendahulukan atau berjalan sejajar dengan modernisasi jaringan (grid-centric planning). Terdapat tiga komponen teknis yang menjadi syarat mutlak:
• Smart Grid: Pengontrolan aliran daya dua arah secara otomatis berbasis sensor digital dan alat ukur canggih untuk memantau fluktuasi daya serta mengatur penyeimbangan beban secara real-time.
• Sistem Penyimpanan Energi Baterai (BESS): Penyeimbang beban saat terjadi lonjakan permintaan puncak (peaking management) atau saat terjadi penurunan output daya surya/angin akibat faktor cuaca.
• Transmisi Arus Searah Tegangan Tinggi (HVDC): Penyambung antarpulau (inter-island grid connection) yang dibutuhkan untuk menyalurkan energi dari pusat potensi EBT skala besar di wilayah luar Jawa (seperti PLTA di Kalimantan/Papua dan PLTP di Sumatra) menuju pusat beban konsumsi industri dan perkotaan di Pulau Jawa.
Mengingat besarnya biaya modal (CAPEX) infrastruktur jaringan yang diperkirakan mencapai puluhan miliar dolar AS, pemerintah tidak bisa mengandalkan modal internal PLN atau Penyertaan Modal Negara (PMN) APBN semata. Pemerintah perlu membuka skema Kerjasama Pemerintah dan Badan Usaha (KPBU) atau Independent Transmission Project (ITP).
Melalui skema ini, konsorsium swasta dapat membangun infrastruktur HVDC atau BESS dengan mekanisme pengembalian berbasis availability payment (pembayaran ketersediaan jaringan oleh negara/PLN), sehingga risiko fluktuasi pasokan tidak dibebankan kepada investor jaringan.
Kepastian Hukum dan Reformasi Regulasi Pasar Energi
Percepatan EBT membutuhkan kerangka hukum setingkat Undang-Undang (UU EBET) yang mampu memberikan kepastian iklim investasi jangka panjang. Regulasi yang ada saat ini, seperti Peraturan Presiden No. 112 Tahun 2022, memberikan dorongan awal melalui skema Harga Patokan Tertinggi (HPT), namun belum cukup kuat untuk membenahi kendala operasional lintas sektor. Kerangka regulasi yang ideal perlu memuat tiga poin strategis:
• Skema Power Wheeling Terbatas: Membuka mekanisme sewa jaringan transmisi PLN secara transparan dan teratur. Aturan ini memungkinkan produsen EBT swasta menyalurkan listrik hijau secara langsung ke konsumen industri (off-taker B2B) dengan membayar tarif sewa jaringan (grid toll) kepada PLN. Mekanisme ini dapat mempercepat kapasitas terpasang EBT tanpa membebani biaya modal PLN untuk membangun pembangkit sendiri.
• Harmonisasi Aturan TKDN: Penerapan Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) pada proyek EBT perlu diselaraskan secara berjenjang (phased local content).
Kewajiban TKDN tinggi pada teknologi yang belum sanggup diproduksi secara efisien di dalam negeri (seperti sel surya efisiensi tinggi dan komponen BESS) berisiko membuat biaya proyek membengkak serta tidak memenuhi kualifikasi kelayakan kredit (bankability) perbankan internasional. Relaksasi impor bertahap yang disertai kewajiban transfer teknologi ke industri lokal merupakan langkah teknis yang lebih rasional.
• Moratorium PLTU Captive: Menghentikan pengecualian pembangunan PLTU batu bara baru di kawasan industri strategis atau smelter mineral. Pasokan listrik industri baru harus diwajibkan bersumber dari EBT atau pembangkit berbahan bakar gas.
Paritas Keekonomian dan Penataan Rantai Pasok Berbasis Wilayah
Strategi pengembangan EBT tidak dapat diterapkan secara seragam (generic policy), melainkan harus disesuaikan dengan struktur Biaya Pokok Penyediaan (BPP) dan potensi bahan baku di masing-masing wilayah.
Di wilayah kepulauan Indonesia (seperti Maluku, Nusa Tenggara, dan Papua), BPP listrik PLN masih sangat tinggi (mencapai Rp 2.200 hingga >Rp 4.000/kWh) akibat ketergantungan pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) berbahan bakar minyak solar impor. Penggantian PLTD ke PLTS Hibrida + BESS (dengan biaya pembangkitan sekitar Rp 1.500-Rp 2.000/kWh) memberikan paritas keekonomian yang langsung menurunkan BPP PLN dan mengurangi beban subsidi APBN secara riil.
Di Jawa-Bali, EBT harus bersaing dengan BPP PLTU batu bara yang relatif murah (Rp 900-Rp 1.050/kWh) karena ditopang kebijakan Domestic Market Obligation (DMO) batu bara senilai US$ 70/ton. Opsi paling rasional dalam jangka pendek adalah:
• Akselerasi Co-firing Biomassa: Mencampur pelet kayu, cangkang sawit, atau pelet sampah (RDF) sebesar 5%-10% pada boiler PLTU eksisting. Skema ini membutuhkan biaya modal yang relatif terjangkau dan dapat menurunkan emisi secara cepat, dengan catatan pemerintah menjamin rantai pasok hulu melalui integrasi Hutan Tanaman Energi (HTE) dan pengolahan sampah Pemda.
• PLTS Terapung (Floating Solar): Pemanfaatan permukaan waduk atau bendungan eksisting (seperti Cirata dan Jatiluhur) untuk menghindari masalah pembebasan lahan yang mahal dan berlarut-larut di daratan.
Evaluasi atas capaian EBT dalam lima tahun terakhir menunjukkan bahwa percepatan transisi energi di Indonesia tidak ditentukan oleh besarnya angka target yang dicanangkan dalam dokumen perencanaan.
Faktor kunci percepatan terletak pada pembenahan arsitektur industri kelistrikan: menata implikasi keuangan kontrak pembangkit fosil, membangun infrastruktur transmisi dan Smart Grid melalui skema KPBU, merilis UU EBET yang memberikan kepastian pasar, serta menerapkan strategi EBT berbasis keekonomian wilayah.
Tanpa penanganan pada aspek-aspek struktural ini, integrasi EBT skala besar akan tetap berjalan lambat dan tertahan oleh keterbatasan kapasitas serap jaringan nasional.
(miq/miq)
