PGE Target Tambah 1 GW Panas Bumi 2028, Investasi Jadi Ujian

Berdasarkan data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) per Agustus 2026, kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) nasional tercatat sekitar 2,6 gigawatt (GW). Angka itu masih sangat kecil dibandingkan potensi sumber daya Indonesia yang diperkirakan mencapai 23,9 GW, atau sekitar 40 persen dari cadangan panas bumi dunia. Di tengah kesenjangan tersebut, PT Pertamina Geothermal Energy (PGE) menegaskan target menambah kapasitas sebesar 1 GW pada 2028 dan 1,8 GW pada 2033. Ambisi itu disampaikan di tengah tantangan investasi yang tidak ringan, mulai dari kebutuhan modal raksasa hingga risiko teknis pengeboran.

Dua Target, Satu Loncatan Kapasitas

PGE saat ini mengoperasikan kapasitas pembangkit sekitar 675 MW. Dengan tambahan 1 GW pada 2028, kapasitas kumulatif perusahaan diproyeksikan menembus kisaran 1,7 GW, lebih dari dua kali lipat posisi sekarang. Pada 2033, tambahan 1,8 GW kembali diraih sehingga total kapasitas mendekati 2,5 GW—hampir setara dengan seluruh kapasitas PLTP nasional yang terpasang saat ini. Bagi pembaca awam, kapasitas terpasang adalah kemampuan maksimal sebuah pembangkit menghasilkan listrik dalam satuan watt, sementara 1 GW setara 1.000 MW atau 1 juta kilowatt.

Tren pengembangan panas bumi global sebenarnya bergerak searah dengan langkah PGE. Berbeda dengan pembangkit surya dan angin yang produksinya bergantung cuaca, PLTP mampu beroperasi sebagai pembangkit beban dasar (baseload) dengan faktor kapasitas rata-rata di atas 80 persen. Artinya, listrik dapat mengalir hampir sepanjang waktu, sehingga cocok menjadi penopang transisi energi nasional menuju target net zero emission pada 2060. Proyeksi kebutuhan listrik dalam negeri yang terus naik, seiring pertumbuhan ekonomi dan elektrifikasi, ikut memperkuat alasan pengembangan sumber energi ini.

Di Satu Sisi, Fundamental Menjanjikan; Di Sisi Lain, Modal Besar Menanti

Pro: Dari sisi fundamental, bisnis panas bumi memiliki keunggulan kontrak jangka panjang. Penjualan listrik umumnya terikat perjanjian pembelian dengan PLN selama 20 hingga 30 tahun dengan skema harga yang relatif stabil, sehingga arus kas perusahaan dapat diprediksi dan risiko pendapatan lebih terkendali. Umur teknis sumur yang panjang juga membuat aset ini menjadi pelengkap portofolio pembangkit yang tahan terhadap gejolak harga komoditas. Belum lagi dukungan regulasi yang kian memihak: pemerintah memasukkan panas bumi ke dalam daftar energi baru terbarukan prioritas dengan berbagai kemudahan perizinan dan insentif fiskal.

Kontra: Namun, biaya pengembangan PLTP termasuk yang tertinggi di antara energi terbarukan. Dengan estimasi kebutuhan investasi sekitar USD 4 juta hingga 6 juta per MW, total belanja untuk tambahan 1,8 GW dapat menembus USD 7 hingga 10 miliar hingga 2033. Fase eksplorasi menjadi titik paling berisiko karena pengeboran sumur bisa berujung kering (dry hole) tanpa kepastian hasil. Risiko itu membuat investor menuntut imbal hasil lebih tinggi, yang pada akhirnya menaikkan biaya modal proyek. Perusahaan juga harus menjaga likuiditas kas di tengah belanja modal besar, sementara porsi pendanaan asing berpotensi memicu capital outflow saat nilai tukar rupiah bergejolak.

"Biaya hulu panas bumi adalah yang paling berat di antara energi terbarukan. Risiko sumur kering membuat investor menuntut premium imbal hasil, dan itu tercermin pada struktur biaya modal proyek," ujar seorang analis sektor energi yang dihubungi Beritadua.

Sentimen Pasar dan Proyeksi: Valuasi Menunggu Bukti Realisasi

Di pasar modal, sentimen investor terhadap emiten energi terbarukan belakangan mengalami kenaikan, ditopang dorongan global terhadap transisi energi. Namun, pergerakan indeks sektoral tidak selalu linier dengan janji ekspansi. Pelaku pasar cenderung menghargai perusahaan berdasarkan bukti realisasi, bukan sekadar peta jalan. Rasio valuasi seperti price to earnings dan enterprise value terhadap kapasitas terpasang masih menjadi ukuran yang kerap dipakai untuk menilai apakah target ekspansi sudah sepadan dengan risiko yang diemban.

Proyeksi jangka pendek pun tidak lepas dari tekanan eksternal. Suku bunga global yang masih tinggi menaikkan biaya utang, sementara kondisi likuiditas domestik menentukan kemampuan perusahaan menarik pendanaan. Dalam skenario optimistis, jika target 1 GW 2028 tercapai, kapasitas nasional dapat mengalami kenaikan year-on-year yang signifikan dan memperbaiki posisi Indonesia di peta panas bumi dunia. Dalam skenario pesimistis, keterlambatan izin, kenaikan biaya pengeboran, atau koreksi harga energi dapat menggeser jadwal proyek ke belakang.

Pada akhirnya, ambisi PGE adalah ujian bagi ekosistem pendukung: kesiapan rantai pasok pengeboran, kecepatan birokrasi, dan keberanian sektor keuangan mendanai proyek berisiko tinggi. Selama variabel-variabel itu belum bergerak seirama, target 1 GW dan 1,8 GW akan tetap menjadi proyeksi yang menunggu pembuktian, bukan sekadar angka di atas kertas.