Pengembangan Panas Bumi RI Lambat karena Kapasitas Hanya 12% dari Potensi, Ini Masalah Utamanya

JAKARTA, Investortrust.id - Indonesia memiliki potensi panas bumi sekitar 24-27 gigawatt (GW), tetapi pemanfaatannya baru mencapai 2,7 GW atau sekitar 10%-12%, sehingga pengembangannya memiliki ruang yang sangat besar untuk ditingkatkan.

"Pengembangan panas bumi di Indonesia sebenarnya telah berlangsung sejak lama, tetapi dalam 10-15 tahun terakhir pertumbuhannya relatif lambat dibandingkan potensi yang tersedia," kata Pendiri dan CEO Institute for Essential Services Reform (IESR) Fabby Tumiwa saat dihubungi Investortrust.id, Selasa (6/10/2026).

Fabby mengatakan panas bumi mulai dikembangkan lebih serius sejak era 1980-an sebagai bagian dari upaya diversifikasi energi setelah krisis minyak pada dekade 1970-an. Industri geotermal juga memiliki kedekatan dengan industri minyak dan gas karena membutuhkan kompetensi serta praktik teknis yang serupa dalam kegiatan eksplorasi dan pengeboran.

"Pengembangan panas bumi kemudian tidak hanya dilakukan perusahaan minyak dan gas, sejumlah perusahaan energi lain ikut masuk karena melihat besarnya potensi sumber daya panas bumi Indonesia," kata Fabby.

Indonesia bahkan telah memiliki sejarah panjang dalam pemanfaatan panas bumi. Pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP) Kamojang di Jawa Barat miliki Pertamina Geothermal energy Tbk (PGEO) atau PGE telah beroperasi selama sekitar 1 abad dan menjadi salah satu tonggak penting pengembangan energi panas bumi nasional.

Fabby menilai setidaknya terdapat 3 persoalan utama yang membuat investasi panas bumi bergerak lambat. Persoalan pertama adalah meningkatnya risiko eksplorasi, sedangkan persoalan kedua berkaitan dengan kenaikan biaya eksplorasi.

Persoalan ketiga muncul dari resistensi sebagian masyarakat terhadap sejumlah proyek panas bumi. Penolakan tersebut, menurut Fabby, berangkat dari persepsi bahwa pengembangan panas bumi dapat merusak lingkungan atau belum memberikan manfaat ekonomi yang cukup bagi masyarakat di sekitar proyek. "Kalau kita ingin mengakselerasi pengembangan panas bumi, faktor-faktor tadi yang memperlambat pengembangan panas bumi itu harus bisa diatasi," kata Fabby.

Pemerintah Perlu Ambil Risiko Eksplorasi

Fabby mengatakan pemerintah sebenarnya telah berupaya menurunkan risiko eksplorasi panas bumi melalui sejumlah skema pendanaan. Namun, pemanfaatan fasilitas tersebut masih terbatas. Dia mencontohkan fasilitas dana eksplorasi panas bumi yang pernah disiapkan pemerintah. Skema serupa juga pernah dialokasikan Kementerian Keuangan pada 2013, tetapi belum berjalan optimal.

Fabby menilai pendekatan pemerintah tidak cukup hanya dengan menyediakan dana eksplorasi. Pemerintah perlu mengambil sebagian risiko eksplorasi sehingga investor dapat masuk ketika tingkat ketidakpastian proyek sudah lebih rendah. "Risiko eksplorasi itu bisa saja diambil oleh pemerintah. Jadi misalnya pemerintah yang bayar," ujarnya.

Dalam skema tersebut, pemerintah dapat membiayai kegiatan eksplorasi terlebih dahulu untuk mengetahui kondisi sumber daya panas bumi di suatu wilayah. Setelah potensi uap dan karakteristik reservoir diketahui, proyek tersebut dapat ditawarkan kepada investor melalui proses lelang. Dengan pendekatan itu, investor tidak lagi harus menanggung seluruh risiko menemukan sumber panas bumi dari tahap awal.

"Proyek yang dilelang sudah memiliki informasi mengenai potensi sumber daya yang dapat digunakan sebagai dasar untuk membangun pembangkit," kata Fabby.

Selanjutnya, biaya eksplorasi yang telah dikeluarkan pemerintah kemudian dapat dikembalikan oleh perusahaan yang memenangkan tender proyek tersebut. Mekanisme tersebut dapat mengubah profil risiko investasi panas bumi. Investor tidak lagi menghadapi ketidakpastian yang sama seperti ketika harus melakukan eksplorasi secara mandiri sejak awal.

Persoalan risiko juga tidak selalu sama bagi setiap pengembang. Fabby mencontohkan PT Pertamina Geothermal Energy Tbk, perusahaan panas bumi yang memiliki cadangan besar di Indonesia, yang dinilai telah memiliki kemampuan untuk mengelola risiko eksplorasi. Bagi pengembang seperti itu, persoalan utama justru berada pada keekonomian proyek, terutama harga listrik yang dapat diperoleh dari pembangkit panas bumi.

Baca Juga

PGEO Eksekusi Kontrak Infrastruktur PLTP Lumut Balai Unit 3, Siap Ngebor

Fabby menilai tarif listrik harus mencerminkan tingkat risiko yang ditanggung investor sekaligus memberikan tingkat keuntungan yang cukup agar proyek dapat memperoleh pembiayaan. "Yang mereka butuhkan dan ini juga pengembang panas bumi yang lain itu adalah harga listrik yang mencerminkan tingkat risiko dan keuntungan yang diharapkan dari investor," kata dia.

Tarif Panas Bumi Dinilai Belum Menarik

Menurut Fabby, ketentuan harga listrik panas bumi yang berlaku melalui Peraturan Presiden Nomor 112 Tahun 2022 tentang Percepatan Pengembangan Energi Terbarukan untuk Penyediaan Tenaga Listrik belum sepenuhnya memenuhi ekspektasi investor. Kondisi tersebut membuat sebagian proyek panas bumi sulit memenuhi kelayakan pembiayaan atau bankable. Istilah tersebut merujuk pada kondisi ketika proyek dinilai cukup layak secara finansial untuk mendapatkan pendanaan dari lembaga keuangan.

Fabby mengatakan pemerintah perlu mengevaluasi kembali struktur tarif agar harga listrik panas bumi lebih sesuai dengan risiko dan biaya yang dihadapi pengembang. "Berikan tarif yang wajar tapi juga memenuhi ekspektasi investor," ujarnya.

Baca Juga

Pertamina Geothermal (PGEO) Perkuat Konservasi Biodiversitas dan Agroforestri

Dia memperkirakan harga listrik panas bumi rata-rata saat ini berada di kisaran US$ 0,10-US$ 0,12 per kilowatt hour atau sekitar Rp 1.650-Rp 1.980 per kilowatt hour dengan asumsi kurs Rp 16.500 per dolar AS. Namun, harga tersebut dapat lebih tinggi tergantung karakteristik sumber daya dan skala proyek.

Menurut Fabby, biaya produksi listrik panas bumi tidak dapat disamaratakan antara satu lokasi dan lokasi lainnya. Perbedaan kualitas uap, kondisi reservoir, kebutuhan pembangunan infrastruktur, hingga biaya pengeboran dapat memengaruhi keekonomian setiap proyek.

Pengeboran menjadi salah satu komponen penting karena biayanya relatif besar dan harus dikeluarkan untuk menemukan reservoir yang memiliki karakteristik sesuai kebutuhan pembangkit.

"Kalau dia drilling ketemu reservoir yang uapnya, yang panasnya bagus, ya harganya murah. Tapi kalau temunya biasa-biasa saja, ya harga listriknya pasti lebih mahal," kata Fabby.

Dia mengatakan harga listrik panas bumi pada lokasi tertentu bahkan dapat mencapai sekitar US$ 0,14-US$ 0,15 per kilowatt hour. Proyek dengan kapasitas lebih kecil juga berpotensi menghasilkan harga listrik lebih tinggi karena biaya pengeboran tidak otomatis turun secara proporsional terhadap kapasitas pembangkit.

Sebagai pembanding, harga listrik dari pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) berbasis batu bara dapat berada di sekitar US$ 0,06 per kilowatt hour. Namun, Fabby menilai perbandingan tersebut tidak sepenuhnya mencerminkan biaya sebenarnya karena batu bara untuk pembangkit listrik mendapatkan dukungan kebijakan harga. "PLTU 6 sen tapi harus diingat PLTU 6 sen itu karena apa? Karena batu baranya disubsidi," ujar Fabby.

Tanpa dukungan tersebut, dia memperkirakan harga listrik PLTU berbasis batu bara dapat berada di kisaran US$ 0,09-US$ 0,12 per kilowatt hour. Perbedaan perlakuan tersebut menjadi persoalan ketika energi terbarukan harus bersaing langsung dengan pembangkit fosil yang mendapatkan dukungan pada sisi bahan bakar.

BPP PLN Jadi Persoalan

Fabby juga menyoroti mekanisme yang digunakan PT Perusahaan Listrik Negara atau PLN dalam membeli listrik dari pembangkit energi terbarukan. PLN selama ini menggunakan biaya pokok penyediaan (BPP) listrik sebagai salah satu acuan. BPP merupakan biaya rata-rata yang dibutuhkan untuk menyediakan listrik kepada pelanggan. Masalahnya, komponen pembentuk BPP tersebut masih dipengaruhi harga energi primer yang mendapatkan berbagai bentuk dukungan kebijakan.

Baca Juga

PLTP Gunung Ungaran Ditargetkan Beroperasi 2031, ESDM Tekankan Perlindungan Cagar Budaya

Fabby menilai kondisi tersebut membuat energi terbarukan menghadapi medan persaingan yang tidak seimbang. Listrik dari energi terbarukan harus dibandingkan dengan listrik dari pembangkit fosil yang biaya bahan bakarnya telah mendapatkan dukungan pemerintah. "Jadi semua energi fosil yang menjadi acuan untuk pembelian listrik energi terbarukan oleh PLN itu semua disubsidi, sementara semua renewable disuruh bersaing dengan dia," kata Fabby.

Dia menilai pemerintah perlu membenahi kebijakan subsidi energi primer yang menjadi bagian dari biaya penyediaan listrik PLN. Menurut Fabby, harga energi primer yang digunakan sebagai pembanding seharusnya mencerminkan biaya ekonomi sebenarnya. Setelah struktur harga tersebut diperbaiki, sumber energi terbarukan dapat dibandingkan dengan sumber energi lain dalam kondisi persaingan yang lebih setara.