Pembangkit Listrik Captive Berbasis Fosil Makin Besar, Pahami Dampak dan Risikonya

Dalam periode 2019 hingga 2024, kapasitas pembangkit listrik captive diperkirakan meningkat dari 14 GW menjadi 33 GW.

Pembangunan pembangkit listrik captive masih menjadi pilihan utama di sektor industri, khususnya pada industri padat karya di Indonesia, seperti smelter nikel, aluminium, baja, dan sektor pengolahan lainnya. Keberadaan pembangkit listrik captive yang berbasis fosil dapat membuat Indonesia semakin tergantung pada energi yang tidak ramah lingkungan, sehingga akan sulit untuk beralih ke energi bersih dalam beberapa dekade mendatang jika tidak ada langkah pembatasan yang dilakukan.

Hal ini disebabkan oleh fakta bahwa mayoritas pembangkit listrik captive yang digunakan saat ini masih mengandalkan bahan bakar fosil, seperti batu bara dan gas.

"Apabila tidak dikendalikan, pembangkit listrik captive berbasis fosil ini bisa membuat Indonesia susah pindah ke energi yang lebih bersih, dan bisa terjebak pakai energi kotor itu lama sekali, sampai puluhan tahun ke depan," ungkap Raditya Wiranegara, Program Director of Research and Innovation, IESR, di Jakarta, Jumat (20/2).

Raditya juga menyatakan bahwa meskipun permintaan energi, terutama listrik dari sektor industri di Indonesia, mengalami pertumbuhan yang sangat cepat, namun pasokan energi tersebut masih sangat bergantung pada bahan bakar fosil, khususnya batu bara.

Maraknya ekspansi pembangkit listrik captive ini menghadirkan dua risiko utama, yaitu risiko daya saing ekonomi akibat tekanan pasar global terhadap produk yang memiliki emisi tinggi dan risiko ketidakcocokan dengan target iklim serta komitmen dalam Kesepakatan Paris.

"Pembangkit Listrik Captive adalah pembangkit listrik yang dibangun dan dioperasikan langsung oleh pelaku industri untuk memenuhi kebutuhan listriknya sendiri, tanpa terhubung ke sistem kelistrikan nasional," jelasnya.

Dalam periode 2019 hingga 2024, kapasitas pembangkit listrik captive diperkirakan meningkat dari 14 GW menjadi 33 GW, dengan tambahan 17,4 GW yang berasal dari pembangkit batu bara dan gas dalam proyek yang direncanakan setelah 2024.

Pertumbuhan yang signifikan ini didorong oleh program hilirisasi pemerintah yang bertujuan untuk mendorong pertumbuhan ekonomi. "Saat ini sudah dalam tahap konstruksi sekitar 5 GW PLTU batu bara dan 2,5 GW PLTG berbasis gas," tambah Raditya.

Diperkirakan bahwa pada tahun 2060, permintaan listrik dari sektor industri akan meningkat sebesar 43 persen dari total kebutuhan nasional yang mencapai sekitar 1.813 TWh. "Jika tidak diimbangi dengan penguatan dan perluasan jaringan, serta kemudahan akses bagi pelaku industri terhadap energi terbarukan, maka pembangkit listrik captive ini dapat menjadi penyumbang terbesar emisi gas rumah kaca di sektor ketenagalistrikan," tegasnya.

Peningkatan emisi

Pertumbuhan yang signifikan dari pembangkit listrik captive berbahan bakar fosil telah menyebabkan peningkatan emisi gas rumah kaca (GRK) di sektor ketenagalistrikan. Pada tahun 2024, emisi yang dihasilkan oleh Pembangkit Listrik Captive tercatat mencapai 131 MtCO2, yang berkontribusi sekitar 37 persen dari total emisi di sektor ini. Jika pertumbuhan pembangkit listrik captive berbasis fosil dibiarkan tanpa pengendalian, diperkirakan bahwa pada tahun 2037, emisi CO2 akan meningkat menjadi 166 MtCO2 (RUKN 2025).

Tekanan global yang dihadapi industri semakin meningkat. Mulai tahun 2026, Uni Eropa akan menerapkan mekanisme penyesuaian batas karbon (Carbon Border Adjustment Mechanism/CBAM), yang akan mengenakan biaya karbon pada produk impor dengan emisi tinggi. Produk-produk Indonesia seperti aluminium dan baja saat ini memiliki intensitas emisi yang lebih tinggi antara 45,5 persen hingga 89,9 persen dibandingkan dengan standar yang ditetapkan oleh Uni Eropa. Hal ini berpotensi mengakibatkan Indonesia kehilangan akses pasar, menurunnya daya saing ekspor, dan berkurangnya investasi jika industri tidak segera melakukan transisi.

Menurut beberapa pakar, salah satu tantangan terbesar dalam transisi energi di sektor industri adalah dominasi pendekatan pragmatisme ekonomi jangka pendek. Meskipun banyak pelaku industri menyadari pentingnya dekarbonisasi, keputusan investasi mereka tetap sangat dipengaruhi oleh pertimbangan biaya langsung serta kepastian pasokan energi dalam jangka waktu yang relatif singkat. Selama batu bara domestik masih mendapatkan subsidi tidak langsung melalui skema DMO/DPO, dan harga listrik dari pembangkit berbasis fosil masih terlihat lebih murah, maka logika bisnis akan cenderung mempertahankan pilihan tersebut.

Pragmatisme ini muncul karena industri beroperasi di bawah tekanan daya saing global, yang mengharuskan mereka untuk menjaga margin keuntungan dan stabilitas produksi. Tanpa adanya sinyal harga karbon yang jelas, insentif fiskal yang memadai, atau regulasi yang tegas mengenai penghentian pembangkit captive, energi terbarukan sering kali dianggap sebagai pilihan yang "ideal secara lingkungan" tetapi belum tentu "optimal secara finansial" dalam jangka pendek. Akibatnya, muncul fenomena yang dapat disebut sebagai economic lock-in by pragmatism, di mana keputusan bisnis yang rasional saat ini, yang masih mengutamakan pembangkit berbahan fosil, berpotensi menimbulkan risiko ekonomi yang lebih besar di masa depan, seperti pajak karbon lintas batas (CBAM), penurunan akses pasar ekspor, dan stranded asset pada infrastruktur energi berbasis fosil.

Transisi energi di sektor industri sejatinya bukan hanya berkaitan dengan teknologi, melainkan juga tentang mengubah kerangka pengambilan keputusan dari pragmatisme jangka pendek menuju strategi daya saing yang berkelanjutan dalam jangka panjang.

Solusi Ditawarkan IESR

IESR juga menawarkan solusi untuk meningkatkan akses energi terbarukan bagi sektor industri. Pertama-tama, pemerintah perlu menetapkan regulasi yang jelas agar industri dapat memanfaatkan jaringan transmisi dan distribusi PLN untuk mengalirkan listrik dari pembangkit energi terbarukan yang mereka miliki ke lokasi industri.

Penggunaan jaringan ini harus dikenakan biaya layanan yang wajar dan transparan. Dengan skema ini, perusahaan dapat membangun pembangkit energi terbarukan di lokasi yang memiliki potensi terbaik, tanpa harus berada dekat dengan pusat beban.

Kedua, biaya paralel yang dikenakan kepada industri yang menggunakan pembangkit energi terbarukan sebaiknya dikurangi atau bahkan dihapus, terutama bagi yang menginstal PLTS dengan sistem penyimpanan energi (BESS).

PLN perlu menerapkan formula perhitungan yang transparan dan konsisten untuk memberikan kepastian biaya dalam jangka panjang. Ketiga, penting untuk membuat izin khusus dan jalur cepat bagi proyek energi terbarukan yang berada di lahan bekas tambang. Kebijakan ini dapat mengubah kewajiban rehabilitasi lahan menjadi peluang untuk mengembangkan energi bersih.

Keempat, pemerintah dapat memberikan insentif seperti pengurangan pajak, pembiayaan dengan bunga rendah, atau jaminan kredit untuk proyek microgrid yang berbasis energi terbarukan, terutama di daerah yang belum terlayani oleh PLN dan masih bergantung pada diesel.

Kelima, target dekarbonisasi perlu dimasukkan dalam sertifikasi kawasan industri yang berbasis lingkungan. Insentif juga dapat diberikan kepada tenant industri yang menggunakan listrik dari energi terbarukan dalam jumlah besar.

Keenam, proses perizinan untuk proyek energi terbarukan harus disederhanakan melalui sistem digital terpusat dengan standar waktu layanan yang jelas. Hal ini bertujuan untuk memberikan kepastian investasi dan mempercepat realisasi proyek.

Ketujuh, pemerintah perlu menyusun peta jalan untuk menghentikan secara bertahap pembangkit captive berbasis batu bara, yang mencakup skema pensiun dini, mekanisme kompensasi, serta restrukturisasi pinjaman, dan memperkuat pengawasan terhadap komitmen pengurangan emisi.

Kedelapan, pengembangan fasilitas pembiayaan campuran (blended finance) sangat penting untuk mendukung industri dalam beralih ke energi bersih. Skema ini dapat menyediakan pinjaman berbunga rendah melalui bank BUMN dan memberikan jaminan risiko bagi lembaga keuangan.