Turunkan Biaya Produksi Listrik !!

Sungguh ‘janggal’. Biasanya demonstran yangmeneriakkan: “Turunkan harga listrik”. Kali ini, pemerintah yang bersuara. Kehendakpemerintah untuk menurunkan biaya produksi tenaga listrik, terdengar jelasdalam ruang seminar di gedung MRPQ- DTE - FTUI, Kampus UI Depok; belum lamaberselang. Suara pemerintah terdengar dari pendapat Dirjen KetenagalistrikanKementerian ESDM RI: Ir. Jarman, MSc. Sudah barang tentu, penurunan biaya tidak boleh diiringi penurunan tingkat keandalan; atau tidak boleh diiringi olehpenurunan kemampuan produksi, yang bila terjadi,  akan semakin banyak pemadaman listrik dialami konsumen. Inilah, kesan penting yang tertangkap dari paket deregulasi ketenagalistrikan yang diundangkan akhir Januari 2017.

Tulisan ini, mengemukakan buah-buah diskusi dalam seminar yang diselenggarakan oleh alumni Tenaga Listrik [d/h Arus Kuat] Departemen [d/h Jurusan] Teknik Elektro – FTUI; yang berserikat dalam suatu paguyuban bernama Kagatrik UI. Kagatrik UI menyelenggarakan seminar bekerja-sama dengan Ditjen Ketenagalistrikan ESDM RI, disponsori PT. Truba Jaya Engineering; serta didukung oleh Ilunek – Iluni FTUI dan Iluni UI. Diselenggarakan 23 Februari 2017, dihadiri  oleh  sekitar 130 orang dari berbagai kalangan: regulator ketenagalistrikan, akademisi dan praktisi ketenagalistrikan; baik anggota Kagatrik UI maupun bukan. Dari sekian banyak ‘buah’ seminar, tulisan menyoroti 2 hal saja, yaitu tentang biaya pokok produksi dan keandalan.

Biaya Pokok Produksi

Mengawali sosialisasi paket deregulasi ketenagalistrikan, Jarman menjelaskan tentang biaya pokok produksi / penyediaan [BPP]. Sebelumnya, harga jual listrik ditetapkan dengan rumusan BPP plus laba. Laba [margin] ditetapkan sebesar 7% BPP. Rumusan ini, mengandung kelemahan; karena produsen listrik menaikkan BPP untuk mendapat laba lebih besar. Sekarang, rumusan dirubah ! Laba adalah selisih antara: tariff keekonomian dengan BPP. Sehingga untuk mendapat laba yang lebih besar, diperoleh dengan menurunkan BPP. Dengan cara melakukan proses produksi yang lebih efisien.

Adapun rerata BPP Listrik Indonesia [BPK, 2015] adalah 1.236 [Rp/kWh]. Harga itu adalah akumulasi 4 komponen, yaitu: pembangkitan, penyaluran listrik ber-tegangan tinggi, menengah dan rendah. Komponen terbesar adalah BPP Pembangkitan, sebesar 998 [Rp/kWh]. Yang tidak merata di seluruh Indonesia. Terdapat beberapa daerah dimana BPP Pembangkitan lebih rendah dari 998 [Rp/kWh]: Jabar, DKI, Jatim, Bali, Lampung, Sumbar. Sisanya lebih tinggi.  Tertinggi di NTT yang BPP Pembangkitan mencapai 2.080 [Rp/kWh]. Oleh pemerintah, angka-angka ini ingin diatur sampai ke tingkat yang wajar; dengan memotong inefisiensi. Untuk itu telah dan akan diluncurkan aturan-aturan ketenagalistrikan nasional. Tiga aturan yang diundangkan, diumumkan, dimasyarakatkan sejak akhir Januari 2017, adalah Peraturan Menteri Energi & Sumber Daya Mineral [PerMen ESDM] nomor 10, 11, dan 12.

PerMen ESDM 10

PerMen ESDM No. 10/2017, menata pokok-pokok dalam perjanjian jual beli tenaga listrik [PJBL]. Terurai dalam 14 ketentuan, yaitu: tentang jangka waktu PJBL, hak dan kewajiban penjual [produsen listrik swasta / independent power producer (IPP)] dan pembeli [PLN], alokasi resiko, jaminan pelaksanaan proyek, komisioning dan COD, pasokan bahan bakar, transaksi, pengendalian operasi sistem, penalti terhadap kinerja pembangkit, pengakhiran PJBL, pengalihan hak, persyaratan penyesuaian harga, penyelesaian perselisihan, dan keadaan kahar. Dalam pasal 15 ayat 1, jelas tertulis bahwa penetapan harga jual beli antara IPP dengan PLN, harus sepersetujuan Menteri [ESDM]. Ketentuan-ketentuan itu didasari pertimbangan utama untuk menaikkan keandalan sistem tenaga listrik nasional. Kata ‘keandalan’ cukup asing bagi masyarakat awam akan kelistrikan; tapi jelas sudah banyak kali dirasakan bila listrik hadir pada saat diperlukan. Saat kita menekan saklar, lalu lampu menyala; itu berarti keandalan yang baik. Sebaliknya, listrik ‘byar-pet’ itu tanda keandalan buruk.

Lalu apa hubungan keandalan dengan PJBL ? Jelas bahwa pembeli listrik [PLN] ingin membeli dari produsen listrik swasta/independen [Independent Power Producer/IPP]; sejumlah tenaga listrik yang andal. Pada saat dibutuhkan, listrik produksi IPP dapat dibeli dan selanjutnya disalurkan ke konsumen; dalam keadaan bermutu baik. Misalnya, dibutuhkan penambahan daya listrik 10.000 juta watt  [10.000 MW atau 10 GW], untuk penuhi kebutuhan pertumbuhan konsumsi listrik Indonesia sampai tahun 2019; dan untuk itu sekelompok IPP telah sanggupi untuk adakan. Tetapi nyatanya, gagal suplai, tidak sesuai janji yang tertuang dalam PJBL; maka Indonesia akan alami kekurangan daya, akibatnya timbul gejala pemadaman listrik di mana-mana atau kondisi keandalan kelistrikan Indonesia turun. Bila demikian maka IPP  oleh PLN, dapat dikenakan denda/pinalti liquidated damaged; akibat gagal suplai pada tanggal produksi perdana yang dijanjikan [Pasal 21,ayat 3].

Prof. Dr. Ir. Iwa Garniwa, MT., Ketua Electrical Power and Energy Studies UI, menyoroti klausul skema kerja sama: bangun [build], miliki [owned], operasikan [operated] dan alihkan [Transfer]. Skema itu positip untuk jangka panjang; karena setelah masa produksi sesuai PJBL, pembangkit tersebut diserahkan kepada PLN [pemerintah/negara]. Sehingga pada prinsipnya menguntungkan kemandirian dan penguasaan negara akan infrastruktur ketenagalistrikan yang vital bagi kemakmuran rakyat.

PerMen ESDM 11

PerMen ESDM No.11/2017 lahir didasari pertimbangan untuk peningkatan pemanfaatan dan kepastian suplai  Gas Bumi untuk pembangkit tenaga listrik. Kepastian suplai gas bumi pada tingkat harga yang wajar; menentukan keandalan produksi listrik dan biaya pokok produksi.  Belanja gas bumi untuk produksi listrik negara dalam APBN 2017, sangat dominan; karena menyita hampir separoh belanja bahan bakar pembangkit listrik thermal. PerMen ini mengatur pemanfaatan gas bumi untuk pembangkit tenaga listrik. Baik pembangkit listrik milik PLN maupun IPP. Ketentuan-ketentuan dimaksudkan untuk menjamin ketersediaan gas bumi dengan harga wajar dan kompetitif; baik gas bumi yang dipindahkan melalui pipa, maupun melalui kapal LNG. Dan juga dorongan untuk mengembangkan  pembangkit listrik di mulut sumur.

Pengadaan pembangkit listrik tenaga gas bumi yang berlokasi di mulut tambang, dapat dilakukan melalui proses penunjukan langsung, dengan syarat harga beli gas paling tinggi 8% [ICP/MMBTU], jaminan suplai gas selama 20 tahun, faktor penyusutan tidak kurang dari 20 tahun, dan efisiensi konsumsi setara 0,25 [liter HSD/kWh]. Bila harga lebih dari 8% [ICP/MMBTU] proses dilakukan melalui pelelangan umum. Untuk pembangkit yang jauh dari mulut tambang, harga beli gas bumi domestik dipatok tidak boleh lebih dari 11,5% [ICP/MMBTU]. Bila harga luar negeri lebih murah, diperbolehkan melakukan import LNG.

Menanggapi PerMen ini, Prof. Garniwa, dalam makalahnya menulis bahwa aturan ini baik dalam membantu PLN dan IPP untuk memperoleh jaminan gas muni yang murah dari mulut tambang domestik, maupun dari LNG impor. Khusus LNG impor, tersirat tantangan bagi perusahaan gas untuk membangun jaringan regasifikasi [FSRU] serta jaringan pipa gas yang selama ini baru dimiliki oleh PT. PGN dan PT. Pertagas. Secara umum, PerMen ini, membuka peluang pengembangan pemanfaatan gas bumi untuk pembangkit listrik thermal, yang selama ini masih mengalami kesulitan. Bila penataan ini berhasil, maka konsumsi BBM tentu akan berkurang.

PerMen ESDM 12

PerMen ESDM No.12/2017, diterbitkan dengan dasar pertimbangan untuk menurunkan tingkat emisi karbondioksida produksi pembangkit listrik thermal. Sehingga pemanfaatan sumber energi terbarukan [sinar matahari, angin, air, biomassa, biogas, sampah kota, dan panas bumi] untuk produksi energi listrik, perlu digencarkan; dengan syarat harga usaha yang sehat. Sehingga BPP wilayah setempat dapat diturunkan. Dengan kata lain, PerMen ini mendorong pembangunan pembangkit listrik dari energi terbarukan, di daerah-daerah dengan BPP setempat yang lebih besar dari BPP nasional.  

Daerah-daerah dengan BPP lebih besar dari BPP Nasional adalah: Riau, Kaltim, Suluttenggo, Sumut, NTB, Papua, Aceh, Kalbar, Babel, Maluku, NTT. Di sana harga jual listrik dipatok paling tinggi 85% dari BPP setempat. Misalnya di Papua: BPP setempat adalah 1.781 [Rp/kWh], sehingga harga jual beli listrik dari IPP ke PLN  dapat mencapai 1.513 [Rp/kWh]. Pertanyaannya, apakah mungkin melakukan produksi listrik dari energi terbarukan, dengan laba menarik pada tingkat harga jual demikian ? Melihat pengalaman negara-negara di dunia, dapatlah dilihat bahwa hal itu mungkin terjadi. Terdapat 16 negara dapat melakukan produksi dalam tingkat harga di bawah 1.300 [Rp/kWh], bahkan Uni Emirat Arab, Chili, Peru, Mexico, USA, Saudi Arabia; telah berhasil menekan biaya produksi energi terbarukan menjadi listrik, menjadi lebih rendah dari 650 [Rp/kWh]. 

Fakta empirik telah membuktikan bahwa BPP suatu pusat pembangkit listrik, dapat lebih rendah dari BPP setempat. Terdapat 13 PJBL [Power Purchase Agreement / PPA] energi terbarukan yang harga jual beli listriknya memenuhi, bahkan lebih rendah, dari patokan harga yang ditetapkan dalam PerMen ESDM 12/2017. Antara lain adalah: PLTA Manippi !0 MW di Sulselbar, PLTP Lahendong 5&6 di Minahasa, PLTP Jaboi 10 MW di Aceh, PLTBm Bangka 12 MW, dan di Sumut terdapat 5 unit PLTA & PLTP dengan akumulasi daya produksi sebesar 900 MW.

Namun, Implementasi teknis atas aturan ini, dapat menggoyahkan sistem tenaga listrik PLN; bila kapasitas pembangkit listrik surya ataupun bayu mencapai lebih dari 20%. Karena berdasar pengalaman [best practice], fluktuasi energi produksi energi dari pembangkit surya dan bayu [akibat perubahan iklim dan cuaca] sulit ditolerir sistem tenaga listrik yang terutama berisi pembangkit listrik diesel ataupun gas.  Untuk itu, diperlukan kajian mendalam kemampuan sistem setempat dalam menerima masukan daya tambahan dari pusat pembangkit listrik yang bersumber dari tenaga surya ataupun bayu. Selain itu, Prof. Garniwa, melihat penentuan harga patokan BPP bertentangan dengan UU 21/2014 tentang Panas Bumi, sehingga PerMen ini perlu ditinjau kembali dalam hal itu. Secara menyeluruh, dinyatakan bahwa PerMen ini sulit dilaksanakan karena biaya produksi listrik dari energi terbarukan, masih mahal. Yang pada gilirannya, target pangsa 23% dalam bauran energi nasional akan sulit tergapai.

Penurunan Biaya Pembangunan Pembangkit

Ir. Toto Arianto selaku Direktur -- perusahaan kontraktor EPC -- PT. Truba Jaya Engineering, mengemukakan bahwa paket regulasi PerMen tersebut; memberi tantangan dan peluang bagi perusahaan kontraktor pembangunan pembangkit yang bergerak dalam bidang rekayasa-pengadaan dan konstruksi [Engineering-Procurement-Construction/EPC]. Toto mengemukakan fakta penurunan biaya pembangunan beberapa pembangkit, serta faktor utama nya. PLTU Grati 450 MW, menjadi lebih murah, terutama karena faktor harga Turbin Gas. PLTGU Muara Karang, 450 MW, menjadi lebih murah karena faktor harga Turbin Uap. Serta PLTGU Muara Tawar saat penambahan kapasitas sebesar 625 MW, biaya proyek menurun karena faktor metode kerja konstruksi yang efisien. 

Penutup

Kehendak pemerintah menurunkan biaya produksi listrik, di sisi pembangkitan [konversi energi], seperti biasanya, menimbulkan kontroversi. PLN selaku pembeli satu-satu nya, tidak dapat membeli, bila para penjual merasa rugi. Namun tidak semua penjual tidak mampu melakukan produksi secara efisien. Di sisi lain, konsumen akan diuntungkan, karena akan membeli listrik lebih 'murah' atau setidaknya relatip konstan; pada tingkat keandalan yang baik. Anggaran subsidi listrik akan menurun atau setidaknya konstan. Apakah betul akan terjadi ? Kita lihat saja, interaksi dinamis antara: pemerintah - PLN - produsen listrik swasta - konsumen  dan akademisi. Apakah akan ada tuntutan 'judicial review' ? Demokrasi ekonomi energi listrik, sedang berlangsung....Eng...ing eng ...!!