PLN dan KEPCO Terjebak Dilema Serupa, Transisi Energi Terhambat Tekanan Finansial

PT PLN (Persero) dan Korea Electric Power Corporation (KEPCO) ternyata menghadapi persoalan yang mirip dalam mendorong transisi energi. Kedua perusahaan listrik negara itu sama-sama bergantung pada penjualan listrik, menanggung tekanan keuangan, dan beroperasi dengan tarif yang diatur pemerintah. Kondisi tersebut dinilai membuat ruang gerak mereka untuk memperluas penggunaan energi terbarukan menjadi terbatas.

Direktur Program Transformasi Sistem Energi Institute for Essential Services Reform (IESR) Deon Arinaldo menjelaskan, ketergantungan PLN terhadap subsidi dan kompensasi pemerintah menjadi salah satu penghambat utama. Menurut dia, sekitar 30 persen pendapatan PLN berasal dari subsidi dan kompensasi, sedangkan 70 persen lainnya berasal dari penjualan listrik yang bisa dikendalikan perusahaan.

"Kalau melihat pendapatan PLN, 30 persen berasal dari subsidi dan kompensasi pemerintah. Sementara itu, 70 persen lainnya berasal dari penjualan listrik yang bisa mereka kendalikan," ujar Deon dalam workshop Indonesian Next Generation Journalist Network on Korea (IKJN) di Jakarta, Jumat (30/10).

Karena itu, PLN cenderung mempertahankan pangsa pasar penjualan listriknya. Semakin banyak pelanggan yang memenuhi kebutuhan listrik sendiri melalui energi terbarukan, semakin kecil potensi penjualan PLN. Hal ini antara lain tercermin dari pembatasan kuota pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) atap. PLN berpotensi kehilangan penjualan ketika pelanggan memasang PLTS atap atau ketika sektor industri memilih memasok kebutuhan listriknya sendiri dengan energi terbarukan.

Ketergantungan pada subsidi dan kompensasi juga membatasi kemampuan keuangan PLN untuk membiayai investasi. Deon menyebut kondisi itu menciptakan persoalan sistemik: PLN ingin mempertahankan pangsa pasar, tetapi kemampuan finansialnya belum cukup kuat untuk melakukan investasi besar. Salah satu investasi penting adalah pembangunan jaringan listrik, yang dalam skema bisnis saat ini lebih banyak dipandang sebagai beban biaya karena tidak menghasilkan pendapatan sebesar pembangkitan dan penjualan listrik.

"PLN ingin mempertahankan pangsa pasar sebesar mungkin, tetapi kondisi keuangannya tidak cukup baik untuk melakukan investasi yang diperlukan. Dari sudut pandang PLN, investasi jaringan hanya menjadi biaya, sementara hal yang menghasilkan uang adalah pembangkitan dan penjualan listrik," jelas Deon.

Pada 2024, porsi subsidi dan kompensasi mencapai 30 persen dari pendapatan PLN, sementara laba bersih perusahaan hanya sekitar 3 persen. Kondisi tersebut dinilai berisiko apabila dukungan pemerintah terganggu. Deon memperkirakan porsi pendapatan dari subsidi dan kompensasi berpotensi meningkat, meski angka tahun ini baru dapat dipastikan setelah laporan anggaran negara tersedia. Ia menilai penyesuaian tarif listrik secara bertahap perlu dipertimbangkan, tetapi kebijakan itu tidak mudah karena daya beli masyarakat dan kondisi ekonomi belum tentu mendukung. Tarif listrik disebut telah bertahan pada tingkat yang sama selama sekitar 10 tahun dan berpotensi tidak berubah hingga lima tahun mendatang.

Selain persoalan keuangan, Deon menyoroti kejelasan tata kelola program PLTS berkapasitas 100 gigawatt (GW). Hingga kini belum jelas pihak yang memegang tanggung jawab utama untuk memimpin dan memastikan program tersebut berjalan. IESR mengusulkan pembentukan unit pelaksana atau project management office (PMO) yang melibatkan perwakilan pemerintah dan PLN. Unit itu tidak hanya mengelola proyek, tetapi juga menjalankan pembenahan regulasi secara paralel. Deon menyebut realisasi peraturan presiden terkait program 100 GW masih menghadapi kendala setelah sekitar satu setengah tahun, termasuk soal kepastian lahan.

Menurut Deon, cara termudah adalah menetapkan koordinat dan kawasan yang jelas untuk pengembangan PLTS, seperti yang dilakukan India melalui program taman surya. Dengan begitu, pengembang bisa bersaing dari sisi teknologi, pembiayaan, dan akses, tanpa harus mengurus pengadaan lahan di Indonesia yang sangat menantang. Ia juga menilai pengalaman eks Direktur Utama PLN Darmawan Prasodjo yang pernah memimpin bidang energi terbarukan dapat membantu pembenahan proses pengadaan, meski tetap membutuhkan dukungan pemerintah.

Untuk menarik investasi, Indonesia perlu menyiapkan daftar proyek yang jelas, transparan, dan layak dibiayai. PLN juga perlu memiliki perencanaan tahunan yang lebih pasti mengenai kapasitas PLTS yang akan dibeli dan lokasi pengembangannya. Deon menegaskan Indonesia tidak dapat hanya mengandalkan beberapa kesepakatan kerja sama atau satu negara untuk memenuhi kebutuhan investasi program tersebut. Ia menyebut PLTS atap sebagai langkah yang dapat segera dilakukan tanpa menunggu realisasi program 100 GW, mengingat terdapat antrean permohonan sekitar 2 GW dan potensi pemasangan di sektor komersial dan industri mencapai 4 GW pada tahun ini.

"Indonesia sebenarnya tidak perlu menunggu perpres tentang 100 GW untuk mulai bergerak. Kita bisa memulai dari sesuatu yang sederhana dan sudah bisa memberikan manfaat, yaitu regulasi PLTS atap," ucap Deon.

Dalam kesempatan yang sama, Head of the Energy Market and Policy Solutions for Our Climate Gahee Han mengatakan persoalan PLN memiliki kemiripan dengan KEPCO. Pendapatan utama KEPCO juga berasal dari penjualan listrik kepada pelanggan, sementara perusahaan memiliki jaringan transmisi dan distribusi. Kondisi itu membuat KEPCO menghadapi dilema ketika perusahaan energi terbarukan lain masuk ke pasar dan menggunakan jaringan miliknya untuk menyalurkan listrik. KEPCO pun cenderung menahan masuknya persaingan baru di sektor kelistrikan.

KEPCO juga menghadapi tekanan utang akibat kenaikan harga bahan bakar, sementara tarif listrik di Korea Selatan diatur secara ketat. Kenaikan tarif berisiko memicu penolakan masyarakat, sebagaimana persoalan keterjangkauan tarif yang dihadapi Indonesia. "Situasi KEPCO sangat mirip dengan PLN. Sebagian besar pendapatan KEPCO berasal dari penjualan listrik kepada pelanggan, sementara mereka juga memiliki jaringan. Ketika pesaing baru di sektor energi terbarukan masuk dan menggunakan jaringan tersebut, KEPCO berpotensi kehilangan pelanggan," ujar Gahee.

Gahee menilai persoalan tersebut perlu dibenahi satu per satu, terutama dari sisi tata kelola dan insentif bagi perusahaan listrik negara. Perluasan energi terbarukan pada akhirnya dapat membantu menekan biaya sistem kelistrikan Korea Selatan, meski tetap membutuhkan investasi infrastruktur. Terlebih, Korea Selatan masih mengimpor lebih dari 95 persen kebutuhan energinya. Ia juga menyoroti kerja sama energi Indonesia-Korea Selatan dalam nota kesepahaman pada April 2026, tetapi mengakui belum banyak perkembangan terlihat sejak kesepakatan ditandatangani. Kerja sama itu membahas peluang pemanfaatan teknologi baterai canggih dan jaringan transmisi listrik arus searah tegangan tinggi atau HVDC, termasuk teknologi kabel bawah laut.

Meski demikian, Gahee menilai kesiapan regulasi pasar listrik menjadi prasyarat penting untuk menarik investasi perusahaan Korea Selatan, khususnya di sektor baterai. Perusahaan seperti SK, Samsung, dan LG telah mengembangkan teknologi baterai, tetapi menghadapi tekanan keuangan karena pasar listrik di Korea belum memberikan kompensasi yang memadai. Karena itu, Indonesia perlu menyiapkan regulasi pasar listrik yang lebih maju agar investasi teknologi energi terbarukan dapat berjalan dengan dukungan mekanisme bisnis yang jelas.