JAKARTA – PT Pertamina Geothermal Energy Tbk (PGEO) mengusulkan penerapan skema feed-in tariff bagi listrik panas bumi (geothermal) sebagai bagian dari revisi Peraturan Presiden (Perpres) Nomor 112 Tahun 2022 untuk mempercepat pengembangan proyek geothermal.

Sebagai catatan, tarif listrik geothermal kini hanya menggunakan acuan ceiling price, atau harga batas atas.

“Jadi mau dibeli di 25-30% [harga atas], juga masih sesuai,” ujar Andi Joko Nugroho, Direktur Operasi PGEO.

Dengan kata lain, harga jual ditetapkan hanya berdasarkan negosiasi dengan PLN sebagai offtaker utama, sehingga Perseroan sebagai penyedia listrik tidak dapat mendapat kepastian harga jual sejak awal proyek.

“Kalau kita, sebetulnya, itu yang menjadi problem utamanya,” tegas Direktur Eksplorasi dan Pengembangan PGEO, Edwil Suzandi, dalam acara Media Briefing PGEO, Selasa (4/8).

PGEO memandang produksi listrik panas bumi sebagai sebuah proses yang panjang, dengan modal yang besar dan risiko yang tinggi.

“Jadi mirip-mirip dengan industri upstream, ya, dengan bagaimana mencari minyak, mencari gas … Jadi yang kita usulkan ke pemerintah adalah bagaimana pemerintah membuat tarif itu menjadi ekonomis,” imbuhnya.

Ia mengusulkan skema tarif feed-in, atau tarif yang flat, yang diberlakukan sampai proyek tersebut mencapai nilai ekonomi yang layak. “Setelah itu mungkin baru disesuaikan,” jelas Edwil lebih lanjut.

Andi juga menambahkan alternatif pemberlakuan floor tariff, atau harga batas bawah, untuk menjamin kepastian keekonomian proyek geothermal.

Pasalnya, ketiadaan ketetapan tarif ini juga mengurangi kepastian bagi investor dan berisiko menekan aktivitas investasi secara umum.

“Investor itu menunggu, ketika mau masuk, ini harganya mau dijual berapa. Kalau dengan sekarang, yang hanya tarif atas, ya tidak bisa,” imbuh Andi.

Menurut manajemen PGEO, pendanaan umumnya baru bisa didapatkan ketika sebuah proyek geothermal dinyatakan memiliki cadangan yang terbukti.

Dengan demikian, tahapan eksplorasi serta risiko dalam proses pengeboran kini masih dibiayai dan ditanggung sendiri oleh para penyedia tenaga listrik geothermal.

“Jadi, di fase eksplorasi itu, kami sepenuhnya menggunakan equity—murni uang dari PGEO untuk melakukan itu,” ungkap Edwil.

Perbedaan pada penetapan skema tarif jual ini juga terasa di dalam industri energi terbarukan.

Edwil membandingkan tarif listrik geothermal dengan tarif listrik produksi fasilitas Waste-to-Energy kelolaan Danantara – yang mencapai US$0,2 per kWh.

“PLTS, dengan baterai, tarifnya juga sangat tinggi,” tambahnya.

Selain itu, bisnis listrik geothermal juga tidak mendapat kemudahan atau dukungan pemerintah sebagaimana kebijakan DMO (domestic market obligation) yang dapat mendorong kinerja industri energi berbahan bakar fosil.

“Energi fosil itu bisa menjadi ekonomis karena ada semacam ‘insentif’ dari pemerintah. Insentif itu berupa DMO … Geothermal itu tidak ada,” tambahnya.

Di sisi lain, Andi juga menegaskan bahwa penyesuaian tarif listrik geothermal ini bukan semata-mata mengejar margin keuntungan yang lebih besar, melainkan masalah keberlanjutan pengembangan proyek.

Menurut Andi, peran pemerintah dan kebijakannya dalam menciptakan iklim yang kondusif sangat penting untuk mempercepat pengembangan proyek energi panas bumi, seperti yang terjadi di Turki.

“Di Turki—dengan adanya feed-in tariff dan kebijakan dari pemerintah—dalam 5 tahun, mereka bisa menambah 1000 MW,” ungkap Andi. (ZH)