Pengembangan Listrik Panas Bumi Dalam Ekosistem Pembeli Tunggal

Indonesia adalah pemilik persediaan panas bumi terbesar di dunia. Potensi persediaan panas bumi Indonesia sekitar 23,7 gigawatt (GW) alias sekitar 40% dari total persediaan global, berada di atas Amerika Serikat (AS) nan mempunyai potensi 15 GW (25%). Namun, kapabilitas pembangkit listrik panas bumi (PLTP) terpasang AS adalah nan terbesar dengan 3,9 GW. Indonesia ada di posisi kedua dengan sekitar 2,65 GW, Filipina 1,98 GW, Turki 1,73 GW, dan Selandia Baru 1,2 GW. 

Indonesia mulai mendongkrak penambahan kapabilitas terpasang PLTP sebesar 1,2 GW terjadi pada periode 2014-2024. Saat ini, dikabarkan bakal ada komersialisasi 55 MW dari PLTP Lumut Balai nan dikelola dan dikembangkan Pertamina Geothermal Energy (PGE).  Dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) Perusahaan Listrik Negara (PLN) 2025-2024, penambahan kapabilitas terpasang PLTP nasional ditargetkan sebesar 5,2 GW. 

Dari perspektif pengetahuan ekonomi energi, khususnya dari tinjauan aspek struktur pasar sektor kelistrikan nasional, penambahan kapabilitas 1,2 GW nan dicapai selama 10 tahun terakhir sudah cukup positif dan patut diapresiasi. Capaian ini menggambarkan sinergi di antara para pemangku kepentingan komersialisasi pengembangan panas bumi nasional. Khususnya, pemerintah sebagai regulator, developer panas bumi selsaya produsen-penjual, dan PLN selsaya pembeli off taker utama listrik panas bumi di Indonesia.  

Dalam upaya penyediaan listrik, ditinjau dari teori ekonomi struktur pasar, sektor kelistrikan nasional tergolong sebagai regulated single buyer market. Ada unsur pemerintah nan bertindak sebagai regulator nan mempunyai kewenangan dalam penetapan tarif listrik. Dalam kewenangan ini pemerintah berbareng legislatif menetapkan aletak anggaran subsidi listrik dalam APBN. 

Besaran subsidi listrik ini menggambarkan selisih antara tarif listrik nan ditetapkan dengan Biaya Pokok Penyediaan (BPP) listrik PLN—yang di dalamnya tergantung pilihan jenis sumber daya primer (batubara, minyak, gas, panas bumi, air, surya, angin, dan lainnya) nan digunakan. Alhasil, sangat tidak mudah untuk dapat mencapai kesepakatan upaya (komersialisasi) pengembangan listrik panas bumi di dalam kondisi regulated single buyer market seperti itu.

Dari sisi ekonomi, pemerintah sebagai regulator mempunyai kepentingan agar tarif listrik terjangkau alias rendah bagi pengguna, nan tercermin dalam besaran anggaran subsidi. Dalam kernomor pengpatokan dan konstrain seperti itu—tanpa adanya dorongan untuk mengurangi emisi alias sasaran peningkatan bauran energi—PLN sebagai sebagai pembeli tunggal (monopsoni) bakal secara alamiah berkecenderungan memilih jenis daya nan mempunyai BPP lebih murah, seperti fosil maupun EBT Lain seperti PLTA dan PLTS, daripada PLTP. 

Saat ini, rata-rata nilai listrik dari PLTS misalnya sudah dapat mencapai nomor di bawah 6 sen dolar AS/kWh, lebih rendah dibandingkan nilai listrik dari panas bumi nan secara umum tetap di atas 10 sen dolar AS/kWh. Dari sisi ini, ditambah sisi kecepatan dan kepraktisan di dalam pengadaan dan penyediaannya, menjadi logis jika PLTS nan dijadikan jagoan untuk meningkatkan porsi pembangkit listrik EBT dalam sistem kelistrikan nasional.

Dalam perihal biaya operasi, PLTP sebetulnya termasuk nan terendah, hanya di kisaran Rp107/kWh, jauh di bawah rata-rata biaya operasi pembangkit nasional nan mencapai Rp1.391/kWh (PLN, 2022). Namun, tingginya ftokoh akibat akibat ketidakpastian di dalam tahapan eksplorasi, produksi, dan pengembangan sumber daya panas bumi menyebabkan secara keseluruhan keekonomian pengembangan panas bumi menjadi tetap relatif tinggi. 

Berdasarkan studi LPEM UI (2023), tingkat keekonomian untuk nilai listrik panas bumi adalah 22,77 sen dolar AS/kWh untuk kapabilitas 10 MW, kemudian 15,18 sen untuk 50 MW, lampau 13,50 sen untuk 100 MW, dan 11,80 sen untuk 220 MW. Kisaran nomor tersebut tetap jauh lebih tinggi, di atas Harga Patokan Tertinggi (HPT) listrik panas bumi nan diatur berasas Perpatokan Presiden 112 tahun 2022 maksimal berada di kisaran 15 sen dolar AS/kWh untuk pembangkit dengan kapabilitas kurang dari 10 MW dan 11,5 sen dolar AS/kWh untuk kapabilitas lebih besar dari 100 MW. 

Pengpatokan tentang HPT ini secara konseptual adalah upaya penerapan kebijbakal feed-in tariff, yang esensinya memberikan agunan kepastian pengembalian investasi bagi developer panas bumi pada tingkat keekonomian nan layak. Namun, nan terjadi ada selisih nan sangat lebar antara tingkat keekonomian dari sisi developer dibandingkan dengan patokan nilai nan menjadi acuan-pedoman negosiasi jual beli listrik panas bumi. 

Siapa nan mesti menanggung selisih nilai tersebut? Melalui instrumen dan sistem seperti apa? Kernomor pengpatokan nan ada tidak cukup memberikan kejelasan dan kepastian atas perihal tersebut. Skema feed-in tariff  nan diharapkan dapat menjadi solusi, praktis tidak dapat bekerja secara efektif, lantaran referensi nilai nan ditetapkan tetap lebih rendah dari tingkat nilai keekonomian nan diperlukan. 

Kesepakatan jual beli (komersialisasi) antara developer dan pembeli listrik panas bumi menjadi susah tercapai dan praktis menjadi sangat berjuntai pada willingness to buy dari PLN. Itu pun selama ini tidak sepenuhnya didasarkan atas pertimbangan kalkulasi biaya keekonomian (marginal cost) penambahan kapabilitas penyediaan listrik. 

Kondisi regulated-single buyer market seperti di atas dapat dikatbakal sudah given, dalam makna tidak dapat serta merta kita ubah. Konstitusi UUD 1945 dan kernomor perpatokan perundangan nan ada di bawahnya pun secara langsung maupun tak langsung sejauh ini tetap mengondisikan untuk menghendaki seperti itu. 

Kunci untuk percepatan pengembangan listrik panas bumi adalah pada political will, khususnya dari pemerintah sebagai regulator. Penetapan tarif dan besaran aletak subsidi listrik dalam APBN, mestinya diatur untuk selampau berkorelasi dan mengakomodasi adanya penambahan tambahan kapabilitas PLTP secara bertahap, sesuai sasaran (RUPTL) nan ditetapkan. Hal ini secara implisit menggambarkan adanya semacam penugasan kepada PLN untuk memperbanyak penyediaan listrik nan berasal dari panas bumi. Di sisi lain, pemerintah secara konsekuen juga melengkapinya dengan kompensasi ruang insentif fiskal nan cukup bagi PLN untuk dapat merealisasikannya. 

Ini sejatinya bukan pilihan, tetapi hanya merupbakal akibat logis dari sebuah struktur pasar kelistrikan nasional nan regulated single buyer market, jika mau melakukan suatu percepatan alias pencapaian objektif tertentu. Seperti dalam perihal konteks ini adalah objektif-percepatan peningkatan penyediaan listrik dari EBT dan khususnya panas bumi. Ilmu ekonomi secara prinsip mengajarkan, selampau ada trade-off dan akibat (logis) dari setiap pilihan nan ada.