PLTS Atap, Beban Baru Keuangan BUMN dan Negara

Pengembangan PLTS Atap potensial untuk mencapai target EBT, tetapi risiko fiskal yang berpotensi timbul juga perlu tersampaikan dan dicermati secara utuh.
Komaidi Notonegoro
Oleh Komaidi Notonegoro
12 September 2021, 07:00
Komaidi Notonegoro
Ilustrator: Joshua Siringoringo | Katadata
Petugas merawat panel surya yang terpasang di atap Gedung Direktorat Jenderal (Dirjen) Ketenagalistrikan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (EDSM), Jakarta, Rabu (24/3/2021). Kementerian ESDM hingga Maret 2021 telah membangun sebanyak 193 unit PLTS atap gedung, sementara sepanjang 2021-2030 pemerintah juga menargetkan pembangunan PLTS dengan kapasitas sebesar 5,432 Mega Watt untuk menurunkan emisi hingga 7,96 juta ton karbondioksida.

Rencana revisi ketiga terhadap Permen ESDM Nomor 49/2018 tentang Penggunaan Sistem Pembangkit Listrik Surya Atap oleh Konsumen PT Perusahaan Listrik Negara ditujukan untuk mempercepat realisasi pengembangan PLTS Atap. Dalam konteks mencapai target energi baru terbarukan (EBT) dalam bauran energi nasional, rencana revisi regulasi tersebut cukup positif.  

Sejumlah poin revisi meliputi (1) peningkatan ekspor listrik dari 65 % menjadi 100 %, (2) kelebihan tabungan listrik dinihilkan, diperpanjang dari tiga bulan menjadi enam bulan, (3) permohonan izin PLTS Atap dipercepat, (4) pelanggan PLTS Atap dapat melakukan perdagangan karbon, (5) menggunakan basis aplikasi digital, (6) berlaku bagi pelanggan non- PLN, dan (7) menyediakan pusat pengaduan, dapat menjadi insentif untuk mendorong realisasi pengembangan PLTS Atap.

Kondisi Keuangan BUMN

Meskipun positif untuk target bauran EBT, pengembangan PLTS Atap berpotensi menambah beban keuangan BUMN kelistrikan. Untuk saat ini, sejumlah penugasan yang diberikan pemerintah termasuk skema take or pay dengan IPP telah mendorong kinerja keuangan PLN dalam kondisi yang cukup mengkhawatirkan.

Kelebihan produksi listrik atau reserve margin yang cukup besar menjadi kontributor utama terhadap menurunnya kinerja keuangan PLN. Dalam RUPTL 2015-2024, rata-rata pertumbuhan konsumsi listrik Indonesia diproyeksikan mencapai 8,7 % per tahun. Sementara, dalam realisasinya pertumbuhan konsumsi listrik hanya sekitar 4-5 % per tahun.

Realisasi konsumsi listrik yang hanya sekitar 45 – 57 % dari target RUPTL tersebut, berdampak terhadap reserve margin pada sistem kelistrikan nasional lebih besar dari yang ditargetkan. RUPTL mengamanatkan reserve margin dijaga pada kisaran 25-30 %. Sementara informasi yang ada menyebutkan reserve margin sistem kelistrikan nasional saat ini di kisaran 50 – 60 %.

Berdasarkan simulasi, dengan asumsi BPP kisaran Rp 500/kWh (PLTU) dan Rp 1.200/kWh (PLTG), untuk menjaga reserve margin sebesar 30 % pada sistem kelistrikan nasional memerlukan operation cost sekitar Rp 52 triliun – Rp 125 triliun per tahun. Karena itu, jika reserve margin saat ini diinformasikan sekitar 50 – 60 % maka operation cost yang diperlukan untuk hal tersebut akan lebih besar lagi.

Laporan Keuangan 2020 menunjukkan bahwa saat ini nilai aset dan utang PLN masing-masing sebesar Rp 1.589 triliun dan Rp 649 triliun. Laporan tersebut juga mengkonfirmasi bahwa laba bersih PLN pada 2020 sebesar Rp 5,9 triliun. Dengan demikian rasio laba bersih terhadap aset PLN (ROA) tahun 2020 sebesar 0,37 %. Sementara standar industri menetapkan besaran ROA yang sehat dan wajar minimal adalah sekitar 6 %.

Untuk ukuran korporasi, beban utang PLN yang telah mencapai Rp 649 triliun tersebut harus disikapi secara hati-hati oleh pemerintah. Apalagi dalam hal ini PLN juga tercatat menerbitkan global bond yang mana kinerja keuangan PLN sudah dapat dipastikan akan menjadi perhatian investor.

Kondisi Keuangan Negara

Mengacu pada kondisi keuangan PLN tersebut, hampir dapat dipastikan tambahan beban keuangan akibat penugasan yang baru kemungkinan akan digeser menjadi beban keuangan negara. Dalam kondisi kebijakan fiskal yang sebagian besar masih terfokus untuk penanganan pandemi Covid-19, tambahan beban tersebut akan meningkatkan potensi defisit APBN.

Secara nominal, potensi tambahan beban subsidi dan kompensasi akibat masuknya PLTS Atap memang relatif lebih kecil dibandingkan dengan operation cost yang diperlukan untuk menjaga reserve margin sistem kelistrikan nasional. Namun demikian, karena momentumnya yang tidak tepat yang mana pada saat sistem kelistrikan nasional sedang kelebihan produksi, masuknya PLTS Atap dapat menjadi pemberat beban keuangan BUMN dan/atau beban keuangan negara yang sebelumnya sudah dalam kondisi yang berat.

Untuk kondisi sistem kelistrikan nasional saat ini, pengembangan PLTS Atap dapat berperan sebagai negative load dan Micro IPP. Dalam perspektif negative load, informasi yang disampaikan pemerintah betul bahwa pengembangan PLTS Atap akan menurunkan biaya produksi listrik secara nominal. Dari hasil simulasi, pengembangan PLTS Atap sebesar 3,6 GWp dan capacity factor (CF) 17 % berpotensi menurunkan total biaya produksi listrik sekitar Rp 2,3 triliun di sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali.

Namun, meskipun total biaya produksi listrik turun, BPP Listrik di sistem Jawa-Madura-Bali secara keseluruhan justru meningkat. Hal tersebut dikarenakan pengembangan PLTS Atap sebesar 3,6 GWp berpotensi menurunkan produksi atau penjualan listrik pada sistem Jawa-Madura-Bali sekitar 5.361 GWh. Berkurangnya penjualan listrik akan mengakibatkan sebagian besar CF PLTU PLN dan PLTU IPP mengalami penurunan.

Hasil simulasi menunjukkan penurunan penjualan listrik sebesar 5.361 GWh tersebut akan meningkatkan BPP sekitar Rp 15,68/kWh yang terdiri atas BPP variable cost Rp 0,64/kWh dan BPP fixed cost Rp 15,04/kWh. Kenaikan BPP tersebut akan menambah beban subsidi dan kompensasi untuk tenaga listrik sekitar Rp 4,2 triliun untuk setiap tahunnya.

Jika ditinjau dari perspektif PLTS Atap sebagai Micro IPP, pengembangan PLTS Atap sebesar 3,6 GWh secara nominal akan meningkatkan biaya produksi listrik pada sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali sebesar Rp 5,47 triliun. Tambahan biaya produksi tersebut berpotensi meningkatkan BPP listrik di sistem Jawa-Madura-Bali Sekitar Rp 25,73/kWh.

Berdasarkan hasil simulasi tersebut, jelas bahwa baik ditinjau dari perspektif PLTS Atap sebagai negative load maupun sebagai Micro IPP, keduanya sama-sama akan memberikan konsekuensi pada meningkatnya kebutuhan anggaran subsidi dan kompensasi untuk tenaga listrik.

Bahwa pengembangan PLTS Atap potensial untuk mencapai target EBT dalam bauran energi nasional pada 2025 adalah benar, akan tetapi risiko fiskal yang berpotensi timbul karenanya juga perlu tersampaikan dan dicermati secara utuh. Permasalahan yang ada tentu tidak dapat dibebankan hanya kepada para penggiat EBT khususnya PLTS Atap dan/atau PLN, tetapi menjadi tanggung jawab kita bersama. Hal tersebut mengingat ketika terdapat momentum untuk mengembangkan EBT justru melalui program FTP I, FTP II, dan program 35.000 MW lebih memilih untuk mengembangkan pembangkit listrik berbasis fosil yang sebagian besar menggunakan batubara.

Perbedaan pendapat dan tetap teguh pada perspektif masing-masing tentu tidak akan memberikan benefit bagi para pihak. Mengingat dalam pengembangannya terdapat risiko bisnis dan risiko fiskal yang akan menyertai, Kementerian ESDM tidak dapat berjalan sendiri dalam upaya pengembangan PLTS Atap. Akan lebih baik dan bijaksana jika Kementerian ESDM duduk bersama dan berkomunikasi terlebih dahulu dengan Kementerian Keuangan, Kementerian BUMN, dan PLN.

Komaidi Notonegoro
Komaidi Notonegoro
Direktur Eksekutif ReforMiner Institute
News Alert

Dapatkan informasi terkini dan terpercaya seputar ekonomi, bisnis, data, politik, dan lain-lain, langsung lewat email Anda.

Dengan mendaftar, Anda menyetujui Kebijakan Privasi kami. Anda bisa berhenti berlangganan (Unsubscribe) newsletter kapan saja, melalui halaman kontak kami.
Video Pilihan

Artikel Terkait