Tutup 13 GW PLTD, Percepat PLTS: Bisakah Indonesia Meniru India?

Berdasarkan data Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), kapasitas terpasang pembangkit listrik tenaga diesel (PLTD) di Indonesia diperkirakan mencapai sekitar 13 gigawatt (GW), tersebar di lebih dari 4.000 titik, mayoritas di kawasan timur dan daerah terpencil. Angka itu setara dengan hampir seperlima kapasitas pembangkit nasional, tetapi kontribusinya terhadap total produksi listrik hanya sekitar 5 persen. Ketimpangan antara porsi kapasitas dan porsi produksi itu menjadi sinyal bahwa sebagian besar mesin diesel beroperasi tidak efisien, hanya menyala beberapa jam per hari, dan justru menjadi beban bagi indeks elektrifikasi yang ingin terus ditingkatkan.

Wacana penutupan bertahap PLTD sekaligus percepatan pembangunan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) kembali mencuat, dengan India kerap dijadikan pembanding. Pertanyaannya: seberapa relevan pengalaman India bagi kondisi kelistrikan Indonesia yang berbentuk kepulauan?

Beban BPP yang Menekan Likuiditas PLN

Dari sisi fundamental, alasan paling kuat untuk menutup PLTD adalah biaya. Biaya pokok produksi (BPP), yakni harga pokok untuk menghasilkan satu kilowatt-hour (kWh) listrik, PLTD di sejumlah wilayah tercatat dua hingga tiga kali lipat rata-rata BPP nasional. Sebagian besar PLTD bergantung pada bahan bakar minyak impor yang mengikuti tren indeks harga minyak dunia. Ketika harga minyak mengalami kenaikan, subsidi dan kompensasi yang harus digelontorkan pemerintah ikut membengkak dan menekan likuiditas PT PLN (Persero).

Sebagai pembanding, biaya pembangkitan PLTS skala utilitas di Indonesia saat ini berada di kisaran 5 hingga 7 sen dolar AS per kWh, atau sekitar Rp800 hingga Rp1.100 per kWh. Adapun BPP PLTD di daerah terpencil dapat menembus Rp2.500 hingga Rp4.000 per kWh. Selisih yang lebar itulah yang menjadi argumen utama percepatan transisi: secara hitung-hitungan sederhana, mengganti diesel dengan surya berpotensi menghemat subsidi dalam jangka panjang.

Di Satu Sisi: Peluang di Balik Percepatan PLTS

Para pendukung percepatan menilai Indonesia memiliki modal alam yang besar. Radiasi matahari rata-rata di Indonesia sekitar 4,8 kWh per meter persegi per hari, salah satu tertinggi di dunia. Ditambah proyeksi pertumbuhan kebutuhan listrik yang terus naik year-on-year serta target netral karbon pada 2060, PLTS dinilai menjadi tulang punggung transisi energi yang paling realistis dari sisi biaya.

Manfaatnya juga bersifat makro. Pengurangan impor BBM akan memperbaiki neraca perdagangan dan mengurangi tekanan terhadap nilai tukar rupiah. Setiap penurunan impor minyak berarti berkurangnya permintaan valuta asing, yang secara tidak langsung menstabilkan sentimen pasar dan meredam potensi capital outflow. Dari sisi industri, pengembangan PLTS membuka ruang bagi portofolio investasi baru, dari manufaktur panel surya hingga penguatan jaringan distribusi, sekaligus menyerap tenaga kerja dalam jumlah signifikan.

Di Sisi Lain: Tantangan yang Tidak Bisa Diremehkan

Namun, pengalaman India tidak serta-merta bisa disalin. PLTS bersifat intermiten, hanya menghasilkan listrik saat matahari bersinar, sehingga membutuhkan baterai atau pembangkit fleksibel sebagai cadangan. Di India, hal itu dimungkinkan karena sistem kelistrikannya tersambung dalam satu jaringan daratan yang luas. Indonesia menghadapi kondisi berbeda: ribuan pulau dengan sistem kelistrikan yang terpecah, sehingga biaya penyimpanan energi dan transmisi antarpulau jauh lebih besar.

Belum lagi persoalan industri dalam negeri. Rasio tingkat komponen dalam negeri (TKDN) mewajibkan penggunaan panel produksi lokal, sementara kapasitas pabrik modul surya domestik masih terbatas. Jika permintaan melonjak sebelum industri siap, pasar justru berisiko dikuasai produk impor. Ada pula risiko aset mangkrak: PLTD yang masih layak operasi dapat menjadi beban keuangan jika ditutup terlalu cepat tanpa skema kompensasi yang jelas bagi pemegang izin dan daerah terdampak.

Pelajaran dari India: Bukan Menyontek, Melainkan Menyesuaikan

India berhasil menekan biaya PLTS secara drastis melalui lelang kompetitif berskala besar, dukungan manufaktur domestik, dan perbaikan jaringan transmisi. Yang dapat ditiru Indonesia bukan sekadar target akhir, melainkan mekanismenya: lelang yang transparan, kontrak jangka panjang dengan tarif yang menurun bertahap, serta regulasi yang memberi kepastian bagi investasi swasta dengan risiko terukur.

Sebagian analis menilai valuasi proyek PLTS di Indonesia akan semakin menarik bila pemerintah memberikan kepastian soal tarif dan skema penyimpanan energi. Di sisi lain, tanpa peta jalan yang jelas untuk menggantikan diesel di luar Jawa, 13 GW yang ada kini hanya akan bergeser bentuk ketergantungan: dari BBM menjadi impor peralatan.

Pada akhirnya, perdebatan ini bukan soal pilihan kaku antara PLTD dan PLTS. Proyeksi menunjukkan kebutuhan listrik nasional tumbuh rata-rata 4 hingga 5 persen per tahun, sehingga ruang bagi keduanya masih terbuka. Yang dibutuhkan adalah strategi transisi bertahap yang memperhitungkan biaya, keandalan pasokan, dan kesiapan industri dalam negeri, bukan sekadar menyalin resep negara lain.