Ralfy Ruben Rialdi
Mahasiswa Master of Energy The University of Auckland and Academic Fellow Anagata Institute
Rencana Star melalui Barito Renewables untuk mengakuisisi Energy Development Corporation (EDC), produsen listrik panas bumi terbesar di Filipina, merupakan sinyal bahwa konglomerat Indonesia mulai bertaruh pada energi baru dan terbarukan (EBT). Tawaran yang diajukan menilai EDC sekitar 5 miliar dolar AS, sehingga menempatkan transaksi ini sebagai akuisisi lintas negara terbesar di sektor panas bumi di Asia Tenggara. Di belakang manuver itu berdiri Prajogo Pangestu, yang kekayaannya melonjak dari sekitar 5,3 miliar dolar AS menjadi lebih dari 40 miliar dolar AS hanya dalam satu tahun, terutama berkat lonjakan valuasi Barito Renewables Energy, induk usaha panas bumi Star Energy yang kapitalisasi pasarnya pernah menyentuh kisaran 45 miliar dolar AS setelah penawaran saham perdana. Setelah puluhan tahun berkecimpung di industri petrokimia dan batu bara, portofolio Prajogo kini menjadikan panas bumi sebagai salah satu pilar utama, seiring dengan arah kebijakan Indonesia yang menempatkan EBT sebagai tulang punggung bauran energi listrik jangka panjang.
Namun, tingginya minat perusahaan besar tidak otomatis menjamin ledakan proyek baru di dalam negeri. Di balik optimisme pasar, perhitungan ekonomi proyek panas bumi di Indonesia masih memperlihatkan cerita yang berbeda. Studi dan laporan industri menunjukkan tingkat pengembalian internal atau IRR proyek panas bumi kerap tertahan di kisaran delapan hingga sembilan persen, padahal pengembang umumnya mencari IRR dua digit untuk menutup risiko eksplorasi, risiko teknis, serta pendanaan jangka panjang berbasis dolar. Perbedaan ini menjelaskan mengapa sebagian besar ekspansi yang terjadi masih berkutat pada optimalisasi lapangan yang sudah berproduksi, bukan pada pembukaan wilayah kerja panas bumi baru yang lebih menantang.
Pada titik ini, struktur tarif menjadi hambatan utama. Pemerintah sebenarnya sudah melangkah dengan menerbitkan Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang percepatan pengembangan energi terbarukan untuk penyediaan tenaga listrik. Regulasi tersebut menetapkan bahwa PLN membeli listrik dari energi terbarukan berdasarkan harga patokan tertinggi atau harga kesepakatan, membuka ruang bagi faktor lokasi dan kualitas sumber daya, memberikan hak eskalasi harga untuk pembangkit listrik tenaga panas bumi selama masa perjanjian jual beli, serta menyiapkan payung bagi berbagai bentuk dukungan fiskal dan pembiayaan. Di atas kertas, kerangka ini tampak cukup progresif.
Masalahnya muncul ketika angka-angka tersebut dicocokkan dengan realitas di lapangan. Kontan mencatat bahwa dalam skema Perpres 112/2022, harga patokan tertinggi untuk listrik panas bumi dipatok di bawah 10 sen dolar AS per kWh, dengan contoh tarif 9,76 sen dolar AS per kWh untuk pembangkit hingga 10 MW dan 7,65 sen dolar AS per kWh untuk kapasitas di atas 100 MW pada sepuluh tahun pertama kontrak. Pelaku usaha menilai level ini masih belum cukup untuk menopang keekonomian proyek, terutama di wilayah dengan akses infrastruktur yang terbatas atau dengan karakteristik geologi yang lebih kompleks. Akibatnya, hanya lapangan “kelas satu” dengan entalpi tinggi dan lokasi yang relatif dekat dengan jaringan yang mampu lolos uji keekonomian tanpa dukungan tambahan.
Padahal, masa depan panas bumi Indonesia justru berada di wilayah yang lebih sulit ini. Gelombang pertama pengembangan panas bumi sebagian besar mengandalkan lapangan dengan entalpi tinggi, di mana satu sumur mampu menghasilkan uap dengan kapasitas besar dan efisiensi konversi yang relatif tinggi. Gelombang berikutnya akan bergeser ke lapangan low enthalpy dengan suhu lebih rendah dan karakter sumber daya yang menuntut teknologi berbeda, seperti pembangkit binary Organic Rankine Cycle (ORC) dan skema pemanfaatan langsung panas untuk industri atau permukiman. Secara teknis, teknologi tersebut sudah tersedia dan pasar global memproyeksikan pertumbuhan signifikan pada segmen ini, tetapi secara finansial, proyek low enthalpy jauh lebih sensitif terhadap tarif dan skema risiko.
Dalam kondisi tarif seperti ini, lapangan low enthalpy nyaris kalah sebelum bertanding. Biaya per megawatt cenderung lebih tinggi, produktivitas per sumur lebih rendah, dan sering kali lokasinya berada jauh dari sistem transmisi utama, sehingga kebutuhan investasi jaringan tambahan tidak kecil. Tanpa diferensiasi tarif yang mempertimbangkan perbedaan kualitas sumber daya dan teknologi, pengembangan lapangan low enthalpy hanya akan menjadi mimpi. Ini bertolak belakang dengan ambisi Indonesia yang ingin memanfaatkan potensi panas bumi sekitar 24 gigawatt dan menjadikan panas bumi sebagai baseload energi hijau.
Di sisi lain, Indonesia patut diapresiasi karena tidak memulai dari nol dalam hal derisking. Perpres 112/2022 secara eksplisit membuka ruang bagi dukungan fiskal, dukungan pembiayaan, dan kompensasi kepada PLN apabila pembelian listrik dari energi terbarukan meningkatkan biaya pokok penyediaan tenaga listrik. Praktik government drilling yang selama ini dijalankan juga menjadi contoh nyata upaya negara untuk menanggung sebagian risiko eksplorasi awal agar proyek menjadi lebih menarik di mata investor. Dibandingkan dengan banyak negara berkembang lain, kombinasi derisking kebijakan dan derisking teknis seperti ini merupakan keunggulan yang tidak bisa diabaikan.
Tantangannya sekarang adalah menyambungkan instrumen derisking tersebut dengan desain tarif yang lebih realistis. Kalau negara sudah bersedia mengambil sebagian risiko eksplorasi, logis bila tarif diberi ruang untuk mencerminkan biaya teknologi dan risiko operasi, terutama untuk lapangan low enthalpy dan proyek yang jauh dari jaringan. Evaluasi berkala terhadap harga patokan tertinggi dalam Perpres 112/2022 harus dimanfaatkan sebagai peluang untuk mengoreksi level tarif berdasarkan pengalaman tender dan data biaya aktual di lapangan.
Melihat adanya
celah regulasi ini, pemerintah seharusnya mendorong diferensiasi tarif yang
lebih transparan. Proyek ekspansi di lapangan matang dengan risiko yang relatif
terukur bisa dikenai tarif yang lebih rendah, sementara proyek greenfield dan
wilayah terpencil membutuhkan premi yang memadai agar IRR naik ke kisaran yang
wajar bagi konglomerat maupun lembaga keuangan. Di samping itu, skema tarif
yang mengapresiasi peran panas bumi sebagai pembangkit baseload renewable
energy perlu menjadi poin plus, bukan berhenti pada perbandingan biaya
langsung per kWh.