Melalui RUPTL 2025–2034, pemerintah menargetkan sampai dengan tahun 2034
kapasitas Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi (PLTP) nasional bertambah sebesar
5,2 GW atau bertambah rata-rata sekitar 520 MW per tahun. Pencapaian target tersebut
memerlukan upaya yang tidak biasa jika mengingat sepanjang 2020–2025, kapasitas
terpasang PLTP hanya bertambah 309,5 MW atau rata-rata hanya sebesar 62 MW per
tahun.
Penguatan regulasi menjadi kunci utama untuk dapat meningkatkan pengusahaan dan
pemanfaatan panas bumi nasional sehingga target yang ditetapkan pemerintah
tersebut dapat dicapai. Penguatan regulasi dapat menjadi instrumen dan basis untuk
menyelesaikan permasalahan pengusahaan panas bumi seperti: (1) perbaikan tata kelola
manajemen; (2) kebutuhan insentif pengembangan panas bumi; (3) pengelolaan
dinamika sosial panas bumi; dan (4) debottlenecking perizinan.
Catatan dan pandangan ReforMiner terhadap urgensi penguatan regulasi untuk
meningkatkan pengusahaan dan pemanfaatan panas bumi nasional adalah sebagai berikut:
Perpres No.112/2022 merupakan salah satu regulasi dalam pengusahaan panas bumi
yang perlu dilakukan penguatan atau revisi. Ketentuan mengenai harga jual listrik
dan/atau uap panas bumi yang diatur dalam regulasi tersebut belum dapat
mengakomodasi kebutuhan untuk pengembangan dan pengusahaan panas bumi nasional.
Skema harga pembelian tenaga listrik yang diatur Perpres No.112/2022 melalui
penetapan Harga Patokan Tertinggi (HPT) sebagai harga dasar dan eskalasi nya tidak
sesuai dengan realisasi dan permasalahan di lapangan. Skema penetapan harga tersebut
menggunakan asumsi bahwa pengembang panas bumi dapat mengakses seluruh bentuk dukungan pemerintah dalam pengembangan dan pengusahaan panas bumi seperti program government drilling, soft loan, skema pendanaan eksplorasi melalui Pembiayaan Infrastruktur Sektor Panas Bumi (PISP), dan program Geothermal Resource Risk Mitigation (GRRM). Dalam realisasinya akses terhadap sejumlah fasilitas tersebut masih sangat terbatas.
Berdasarkan data dan informasi yang ada, simulasi penerapan HPT Perpres No.112/2022 pada proyek panas bumi yang telah beroperasi dengan asumsi tingkat pengembalian investasi minimum (hurdle rate) 10 % masih menghasilkan Net Present Value (NPV) negatif. Hal tersebut menegaskan bahwa HPT yang diatur dalam regulasi tersebut belum mencerminkan keekonomian proyek panas bumi nasional.
Kajian dan simulasi harga pembelian listrik panas bumi dengan asumsi: (1) project IRR 12%; (2) harga dasar bersifat fix price dan dengan eskalasi; (3) diberikan tax holiday; (4)
pengurangan biaya masuk impor; dan (5) pengurangan PBB tubuh bumi (eksplorasi dan eksploitasi) dan permukaan, menghasilkan tingkat harga minimal yang lebih tinggi dibandingkan HPT yang ditetapkan dalam Perpres No.112/2022.
Revisi dan penguatan Perpres No.112/2022 tidak hanya penting untuk mengakomodasi
keekonomian proyek panas bumi, tetapi dapat menjadi katalis untuk meningkatkan
investasi industri panas bumi nasional. Berdasarkan data Kementerian ESDM, rata-rata investasi panas bumi selama 2020–2025 sekitar USD 0,77 miliar per tahun, dengan realisasi tertinggi sebesar USD 1,16 miliar pada 2025.
Revisi dan penguatan Perpres No.112/2022 relevan dengan target pemerintah yang
menetapkan nilai investasi panas bumi untuk periode 2025-2034 sekitar 24,24 miliar
USD. Target investasi tersebut tidak hanya memiliki makna penting untuk industri
panas bumi nasional, tetapi juga berpotensi mengurangi konsumsi BBM untuk
pembangkit listrik di Indonesia Timur sekitar 350.000 KL per tahun, menstimulasi
pertumbuhan PDB sekitar 35,40 miliar USD, dan menambah potensi PNBP sekitar Rp
14 triliun selama periode 2025-2029.
Selain aspek harga dan pendanaan, pengembangan dan pengusahaan panas bumi juga menghadapi kendala perizinan yang berdampak langsung terhadap keekonomian proyek. Berdasarkan review, jangka waktu izin pengembangan panas bumi secara normatif mencakup masa eksplorasi sekitar 5 + 1 + 1 tahun, konstruksi 3–5 tahun, serta masa pemanfaatan sekitar 25–27 tahun. Namun dalam praktiknya, proses eksplorasi yang mencakup pengurusan perizinan dan pengeboran sumur dapat berlangsung lebih panjang, yaitu sekitar 5–15 tahun. Ketidaksesuaian antara desain waktu perizinan dan
realisasi di lapangan tersebut memperpendek masa pemanfaatan ekonomis proyek, meningkatkan biaya pengembangan, serta menurunkan daya tarik investasi panas bumi.
Berdasarkan review dan identifikasi permasalahan yang ada, penyempurnaan Perpres 112/2022 perlu mencakup aspek harga dan faktor-faktor yang mempengaruhi
kelayakan ekonomi proyek. Sejumlah opsi pengaturan yang dapat dipertimbangkan
dalam revisi regulasi tersebut diantaranya:
Penerapan skema feed-in tariff (FiT) sebagai mekanisme utama harga listrik PLTP,
sehingga pengembang memperoleh kepastian harga sejak awal dan tidak sepenuhnya bergantung pada proses negosiasi.
Penguatan aspek kelayakan pembiayaan proyek melalui struktur FiT yang lebih
bankable, sehingga proyek mampu menghasilkan IRR dan NPV yang lebih memadai bagi investor maupun lembaga pembiayaan.
Pemberlakuan tarif yang stabil sepanjang masa kontrak, agar tidak terjadi
penurunan harga setelah tahun ke-10 yang berpotensi menekan arus kas proyek
dan mengurangi kelayakan finansial.
Penerapan mekanisme eskalasi harga dalam skema FiT, baik berbasis inflasi
maupun indeks biaya tertentu, untuk menjaga keekonomian proyek terhadap
kenaikan biaya operasi, perawatan sumur, dan make-up well drilling.
Penyesuaian FiT berdasarkan faktor lokasi dan kompleksitas proyek, mengingat
banyak potensi panas bumi berada di wilayah terpencil yang membutuhkan
tambahan biaya infrastruktur, akses jalan, jaringan transmisi, dan logistik.
Penyediaan mekanisme pembagian risiko (risk-sharing mechanism) antara
pemerintah, PLN, dan pengembang, terutama pada fase eksplorasi dan
pengembangan awal, sehingga biaya risiko tidak sepenuhnya dibebankan kepada
pengembang dan dapat meningkatkan daya tarik investasi.
Perbaikan aspek lain khususnya yang berkaitan dengan mitigasi risiko eksplorasi dan penyederhanaan perizinan juga perlu menjadi bagian penting dalam revisi Perpres
112/2022. Dalam hal ini, beberapa opsi pengaturan yang dapat dipertimbangkan antara lain:
Memperkuat jangka waktu (kepastian) penyelesaian perizinan guna menurunkan risiko proyek, mengurangi ketidakpastian biaya, serta meningkatkan kelayakan pendanaan investasi panas bumi.
Memperbaiki skema penyusunan dan negosiasi PJBL agar dapat dilakukan sejak tahap awal pengembangan. Perubahan dari skema PTA → Eksplorasi → PJBL → Eksploitasi menjadi PJBL → Eksplorasi → Eksploitasi dapat memberikan kepastian lebih awal bagi pengembang, mengurangi risiko penundaan, dan mempercepat proses menuju financial close.
Membentuk mekanisme perizinan terpadu lintas sektor untuk PLTP, melibatkan
Kementerian ESDM, KLHK, PLN, BKPM, dan pemerintah daerah, agar izin kawasan hutan,
lingkungan, TKDN, dan pengadaan listrik tidak berjalan sendiri-sendiri.
Memperluas akses fasilitas mitigasi risiko eksplorasi, seperti dengan memperbesar plafon PISP/GREM, menyederhanakan persyaratan administrasi, dan meningkatkan porsi risiko yang ditanggung pemerintah pada tahap eksplorasi awal.
Meningkatkan daya tarik skema government drilling melalui mekanisme pengembalian
biaya yang lebih fleksibel, antara lain melalui penyesuaian mekanisme penggantian biaya
eksplorasi secara bertahap setelah proyek beroperasi komersial atau diintegrasikan ke dalam skema PJBL.
Pemerintah perlu memberikan perhatian lebih terhadap penyelesaian revisi Perpres
112/2022, khususnya dengan memastikan bahwa perubahan kebijakan yang benarbenar mempertimbangkan karakteristik investasi dan masukan dari berbagai pihak
terkait. Tanpa perbaikan yang menyentuh akar persoalan pengembangan panas bumi,
revisi Perpres 112/2022 berpotensi hanya akan memberikan dampak yang terbatas
terhadap percepatan investasi dan pencapaian target kapasitas PLTP nasional.
