Selain fleksibilitas pembangkit, Yayan menyoroti dominasi kontrak pembelian listrik dengan skema take or pay (ToP) yang membuat penerapan harga listrik berdasarkan mekanisme pasar makin sulit.
Menurutnya, sekitar 80% kontrak pembelian listrik PT PLN (Persero) menggunakan skema tersebut. Tak ayal, PLN tetap harus membayar sesuai kapasitas pembangkit meskipun listrik yang dihasilkan tidak digunakan.
Kondisi tersebut membuat sinyal harga listrik real time tidak sepenuhnya dapat diteruskan kepada pemilik pembangkit, khususnya PLTU swasta atau independent power producer (IPP).
"Jika harga real time diberlakukan bagi konsumen tanpa membenahi kontrak ini, PLN akan menanggung risiko di dua sisi: pendapatan mengikuti pasar, sedangkan biaya tetap terkunci," ungkap Yayan.
Kendala Infrastruktur
Di sisi lain, Yayan menilai Indonesia belum memiliki infrastruktur kelistrikan yang memadai untuk menerapkan sistem harga listrik real time seperti Denmark.
Dia menegaskan kondisi kelistrikan kedua negara memiliki perbedaan signifikan, terutama dari sisi bauran energi baru terbarukan (EBT), serta kemampuan sistem dalam mengakomodasi perubahan pasokan dan permintaan listrik.
Yayan mencatat, Denmark memiliki pembangkit listrik tenaga angin (PLTB) dan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) yang menyumbang sekitar 69% produksi listrik sepanjang 2025.
Pada saat yang sama, kontribusi kedua jenis pembangkit EBTtersebut di Indonesia baru mencapai 0,7%, dengan batu bara masih mendominasi sebesar 61%.
Dengan kondisi itu, lanjut Yayan, pergerakan harga listrik setiap jam di Indonesia diperkirakan lebih banyak dipengaruhi oleh beban puncak pada malam hari serta pengoperasian pembangkit gas dan diesel yang memiliki biaya bahan bakar lebih mahal.
"Masalah Indonesia sekarang belum soal intermitensi, karena porsi angin dan surya baru 0,7%, melainkan beban puncak malam yang dipasok pembangkit gas dan diesel mahal," kata Yayan.
Yayan juga menyoroti keterbatasan penggunaan meteran pintar atau smart meter yang baru menjangkau sekitar 1,2% pelanggan listrik Indonesia.
Sementara itu, Denmark telah menerapkan meteran yang mampu mencatat konsumsi listrik per jam kepada seluruh pelanggan sejak beberapa tahun terakhir.
"Tanpa fondasi ini, harga per jam tidak memiliki banyak hal untuk digerakkan," ujarnya.
Kendati demikian, Yayan menilai Indonesia tetap dapat menyusun kebijakan yang mengarah ke harga listrik berdasarkan waktu beban puncak, sebagai tahapan awal sebelum mengadopsi skema tarif real time secara penuh.
Dia menyarankan pemerintah terlebih dahulu memperluas penerapan tarif waktu beban puncak (WBP) dan luar waktu beban puncak (LWBP) bagi pelanggan bisnis dan industri, sekaligus membangun infrastruktur penyimpanan energi serta meningkatkan fleksibilitas PLTU.
"Urutannya: kelenturan dan meteran dahulu, harga per jam penuh kemudian, seiring naiknya porsi EBT," kata Yayan.
Sekadar informasi, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) tengah mengkaji penerapan transparansi harga listrik secara waktu riil agar masyarakat dapat mengetahui perubahan harga listrik berdasarkan waktu pemakaian.
Direktur Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi (EBTKE) Kementerian ESDM mengatakan gagasan tersebut muncul setelah melihat penerapan sistem kelistrikan di Eropa yang memungkinkan konsumen mengetahui harga listrik berdasarkan waktu tertentu.
"Nah ada yang bagus. Apa coba? Emak-emak bisa mengetahui per jam harga listrik sekarang itu berapa," kata Eniya kepada awak media di Kantor Kementerian ESDM, Senin (6/10/2026), malam.
Menurut Eniya, transparansi harga tersebut dapat mendorong masyarakat mengatur waktu penggunaan listrik berdasarkan harga yang berlaku.
Dengan demikian, masyarakat dapat memilih menggunakan peralatan listrik pada saat tarif listrik lebih rendah.
Sekadar catatan, Kementerian ESDM mencatat bauran EBT dalam bauran energi nasional pada kuartal I-2026 mencapai 18,3%, masih lebih rendah dibandingkan batu bara dengan porsi 33,44%, minyak mentah sebesar 31,79%, dan gas bumi sebesar 16,47%.
Dari total bauran EBT sebesar 18,3%, sekitar 9,75% dimanfaatkan untuk sektor kelistrikan, sedangkan 8,55% dimanfaatkan untuk sektor nonlistrik.
Untuk sektor kelistrikan, sekitar 3,59% berasal dari pembangkit listrik tenaga air (PLTA), 3,27% berasal dari pembangkit listrik tenaga biomassa (PLTBio), dan 1,91% berasal dari pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP).
Selanjutnya, sekitar 0,51% berasal dari PLTS, sekitar 0,06% berasal dari PLTB, serta 0,41% berasal dari pemanfaatan EBT lainnya.
Sementara itu, pada sektor nonlistrik, sekitar 5,38% berasal dari pemanfaatan fatty acid methyl ester (FAME) atau biodiesel sebagai campuran B50.
Kemudian, sekitar 2,91% berasal dari pemanfaatan biomassa, sedangkan sisanya sebesar 0,26% berasal dari pemanfaatan EBT nonlistrik lainnya.
(azr/wdh)
