“Itu harga listriknya lebih murah dari PLTU setelah 2030. [...] Jadi hasil pekerjaan kami menunjukkan akan lebih murah dalam 10 tahun ke depan bahkan lebih murah, lebih kompetitif,” kata Fabby.

Sekadar catatan capacity factor atau faktor kapasitas merupakan indikator seberapa efisien sebuah pembangkit dalam menghasilkan listrik. Indikator ini didapatkan dari perbandingan listrik riil yang dihasilkan terhadap energi maksimal yang bisa dihasilkan jika pembangkit tersebut beroperasi sepanjang waktu.

Ongkos Bahan Bakar

Meskipun tidak ada masalah dari sisi faktor kapasitas, Fabby tidak menampik tantangan bauran EBT dalam ketenagalistrikan nasional adalah persoalan biaya bahan bakar yang digunakan untuk pembangkit.

Komoditas gas alam cair atau liquefied natural gas (LNG)—meskipun tergolong energi fosil — kian diandalkan oleh banyak negara dalam proses transisi energi. Sayangnya, harga LNG terus mengalami kenaikan akibat tingginya permintaan terhadap komoditas tersebut.

“Nah, saya khawatir, yang bisa menaikkan harga [listrik bersih] itu ada dua. Pertama, harga gas, karena porsinya cukup besar. Nah, PLN sekarang saja mengalami kesulitan untuk mendapatkan komitmen gas untuk setiap tahun dari kebutuhan kargonya,” kata Fabby.

Fabby memproyeksikan kebutuhan LNG dunia akan naik 2,5 kali lipat pada 2034, berbanding lurus dengan tren kenaikan harga secara konstan.

“Kenapa? Karena semua orang pakai gas sekarang. Untuk mau bilang ‘transisi energi’ itu pakai gas semuanya, jadi harga gas naik.”

Komponen bahan bakar, seperti LNG, memiliki andil besar dalam struktur biaya produksi tenaga listrik. Untuk itu, menurut Fabby, bpembangkit berbasis EBT perlu mendapatkan ‘subsidi harga’ bahan bakar setara pembangkit batu bara termal yang selama ini disokong DMO. 

Masalah Nuklir

Kedua, faktor yang juga berisiko mengerek harga listrik EBT adalah rencana pemerintah membangun pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN) berkapasitas 500 megawatt (MW), dengan teknologi reaktor modular kecil atau small modular reactor (SMR).

Saat ini, kata Fabby, teknologi SMR untuk pembangkit nuklir dikuasai oleh Rusia, Amerika Serikat (AS), dan Kanada.

Dari ketiganya, dia mengambil contoh biaya listrik dari SMR Rusia dengan taksiran senilai US$6.000—US$7.000 per kilowatt (kW), berdasarkan referensi yang ditinjau Fabby dari berbagai proyek PLTN.

Dengan asumsi pemerintah akan membangun SMR berkapasitas 500 MW, Indonesia membutuhkan biaya sekitar US$3 miliar—US$5 miliar jika menggunakan SMR Rusia, yang kabarnya memiliki harga paling kompetitif.

“Itu harga listriknya mau berapa? Kayaknya bisa 2,5 kalinya harga listrik batu bara, atau bahkan lebih mahal dari harga PLTD [pembangkit listrik tenaga diesel]. Nah, kalau ini terjadi, maka kan listriknya mahal loh dari nuklir,” ujar Fabby.

Belum lagi, lanjutnya, listrik dari PLTN tersebut harus masuk ke sistem pembangkit lain yang harus disubsidi harganya.

“Jadi menurut saya, justru yang akan bikin mahal itu gas dan energi barunya itu dari PLTN. Untuk itu, perlu disiapkan juga berapa nilai investasinya,” kata Fabby.

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) resmi mengesahkan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) atau PLN Periode 2025—2034.

Dalam RUPTL tersebut, pemerintah menetapkan target bahwa 76% dari total tambahan kapasitas pada periode 2025—2034 berasal dari EBT dan storage atau sistem penyimpanan energi.

Total penambahan kapasitas pembangkit listrik dalam RUPTL PLN selama periode tersebut diproyeksikan mencapai 69,5 gigawatt (GW), yang terdiri atas pembangkit EBT sebesar 42,6 GW (61%).

Kemudian, storage termasuk Battery Energy Storage System (BESS) dan PLTA Pumped Storage sebesar 10,3 GW (15%), serta pembangkit fosil sebesar 16,6 GW.

Adapun, rencana pengembangan pembangkit EBT tersebar di lima wilayah besar Indonesia. Jawa—Madura—Bali (JMB) akan menjadi kontributor utama dengan total kapasitas pembangkit sebesar 19.6 GW dan storage 8 GW.

Sumatra menyusul dengan total kapasitas pembangkit 9,5 GW dan storage 1,6 GW, sementara Kalimantan total kapasitas pembangkit 3,5 GW dan storage 0,7 GW.

Adapun, taksasi investasi sektor kelistrikan selama 10 tahun ke depan mencapai Rp2.967,4 triliun atau Rp2,96 kuadriliun.

Pada periode 2029—2029, pemerintah menargetkan investasi di sektor kelistrikan menembus Rp1.173,94 triliun. Sebanyak 38% atau Rp439,6 triliun diestimasikan berasal dari pembangkit swasta atau independent power producer (IPP), 26% atau Rp306,3 triliun dari PLN, dan 16% atau Rp191,1 triliun untuk investasi transmisi dan gardu induk.

Sementara itu, 9% atau Rp105,7 triliun investasi kelistrikan 5 tahun mendatang ditujukan untuk distribusi setrum dan program Listrik Desa (Lisdes). Adapun, 11% atau Rp131,24 triliun untuk lain-lain.

Periode kedua, 2030—2034, investasi kelistrikan diproyeksikan mencapai Rp1.793,48 triliun.

Perinciannya, 63% atau Rp1126,5 triliun untuk pembangkit IPP, 14% atau Rp261,3 triliun untuk pembangkit PLN, 11% atau Rp201 triliun untuk transmisi dan gardu induk, 4% atau Rp67,5 triliun untuk distribusi dan Lisdes, serta 8% atau Rp137,18 triliun untuk lainnya.

Secara kumulatif, perkiraan investasi khusus untuk pembangkit saja diestimasikan menembus Rp2.133,7 triliun hingga 2034, sedangkan untuk penyaluran ditaksir mencapai Rp565,3 triliun.

Sisanya sebanyak Rp268,4 triliun digunakan untuk investasi lain-lain di sektor kelistrikan.

“Peluang investasi untuk pembangkit senilai Rp2.133,7 triliun, [di mana] sekitar 73% dialokasikan untuk partisipasi IPP,” papar Kementerian ESDM.

Jika dididetailkan, partisipasi swasta atau IPP dalam investasi kelistrikan hingga 2034 ditaksir mencapai Rp1.566,1 triliun, yang terdiri dari investasi pembangkit berbasis EBT Rp1.341,8 triliun dan non-EBT Rp224,3 triliun.

Sementara itu, investasi dari PLN hingga 2034 diproyeksikan sebesar Rp567,6 triliun, terdiri dari Rp340,6 triliun EBT dan Rp227 tirliun non-EBT.

-- Dengan asistensi Mis Fransiska Dewi

(wdh)