MigasReview, Jakarta – Melemahnya ekonomi dan merosotnya nilai rupiah terhadap dolar AS membuat harga-harga naik, tak terkecuali di sektor energi. Salah satunya, biaya pengeboran juga mulai naik. Tentunya, hal ini berdampak pada nilai keekonomian proyek energi, termasuk proyek pembangkit listrik tenaga panas bumi (PLTP).

Ketua Asosiasi Panas Bumi Indonesia (API) yang juga anggota Dewan Energi Nasional (DEN) Abadi Poernomo mengatakan, yang paling penting adalah bagaimana dengan risiko yang dihadapi sektor ini, para pengembang bisa mendapatkan (internal rate of return/IRR) paling tidak sebesar 15 persen.

Berikut penuturannya kepada MigasReview beberapa waktu lalu.

------------------

Berapa harga beli listrik panas bumi yang dijual ke PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) saat ini, dan apakah sudah sesuai dengan keinginan asosiasi?

Perekonomian saat ini sudah berubah. Harga-harga sudah mulai naik, begitu pula ongkos pengeboran. Kalau kapasitas pembangkitan di atas US$ 100 maka kami masih mendapatkan 11 sen atau return sekitar 15 sen alias 15 persen.

Tetapi kalau pembangkitan mulai turun, harganya akan naik lagi. Yang penting itu bagi kami adalah bagaimana dengan risiko yang ada, kami mendapatkan IRR sebesar 15 persen meskipun harga fluktuatif.

Fluktuasi harga itu tergantung pada harga pasar penjualan sesuai spesifikasi tempat. Sebagai misal, kalau saya berinvestasi di Garut, tentunya lebih gampang daripada saya melakukan investasi di Tanjung Balai, Muara Laboh, atau tempat lainnya (yang belum ada infrastrukturnya). Itu yang menjadi konsiderasi kami. Jadi sebenarnya Permen No. 17 Tahun 2014 itu sudah cukup bagus untuk dikembangkan tapi perlu dilengkapi karena masing-masing wilayah berbeda-beda dan besaran pembangkitnya juga berbeda.

(Pemerintah menetapkan harga listrik panas bumi maksimal sebesar 29,6 sen dolar per kWh yang tertuang dalam Peraturan Menteri ESDM Nomor 17 Tahun 2014 tentang Pembelian Tenaga Listrik dari PLTP dan Uap Panas Bumi untuk PLTP oleh PT PLN).

Jadi yang selama ini dijual ke PLN dan yang sudah disetujui di mana saja ?

PLTP Kamojang sudah beroperasi sejak1983 dan listrik dari pembangkit yang baru dihargai sekitar 6-7 sen. Di Gunung Salak juga kisarannya 6-7 sen. Buat energi baru terbarukan, itu murah sekali

Anyway, kontrak itu tentu sudah jalan dan berumur sampai 30 tahun dan tidak bisa diubah. Tapi sekarang kan UMR setiap tahun naik. Itu membuat kami bingung. Sebenarnya, namanya ketentuan harga bahan bakar tergantung pada pasar. Kalau kita pakai batubara, begitu pasarannya naik, harga listriknya ikut naik. Tetapi kalau geothermal itu memakai kontrak yang mengikat. Sampai 30 tahun harganya tetap. Itu kontrak dari 1983 sampai 2013 sudah habis tapi diperpanjang lagi dari 2014 sampai sekitar 2044. Kami mengharapkan harga baru tapi belum disetujui. Padahal masing-masing daerah itu berbeda-beda. Misalnya, karakteristik uap di Jawa Barat adalah uap kering sehingga secara operasional tidak banyak effort. Sementara jika uap basah, yang mengandung uap itu, katakanlah, cuma 15 persen dan 85 persennya air. Di situ, airnya butuh treatment, perlu dikendalikan. Mungkin diinjeksikan ke perut bumi dan ini perlu cost sehingga jadi lebih mahal. Tapi kalau seperti di Kamojang, Windu, dan Darajat, itu betul-betul dry. Begitu keluar dari perut bumi, sebanyak 99,99 persen uap. Untuk Kamojang dan Windu, soal harganya masih belum selesai. Artinya renegosiasi tetap diperpanjang.

Bagaimana dengan ketetapan patokan harganya?

Meskipun Permen No.17 Tahun 2014 sudah keluar tentang harga patokan tertinggi tapi kita lihat di WKP-WKP atau wilayah kerja yang sudah ditenderkan sebelumnya, harga pemenang tendernya berkisar 5-6 sen. Padahal, dengan harga jual 5-6 sen itu nggak mungkin mereka bisa jalan. Harga patokan tertinggi saat ini sebesar 11-15 sen itu untuk kapasitas besar.

Untuk yang seharga 5-6 sen ini, kami harus bisa renegosiasi mengingat power purchase agreement (PPA) sudah ditandatangani. PPA itu adalah hukum di antara kedua pihak yang harus dihargai. Maka  kalau satu pihak tidak mau mengubah, pihak lain tidak bisa apa-apa. Karena itulah, kami sedang mencoba untuk melakukan mediasi. Ini  bukan mediasi antara kami dengan pemerintah, tetapi antara pihak pengembang dan pihak-pihak lain untuk bisa berunding dalam menentukan harga yang lebih baik sesuai Permen No. 17 Tahun 2014. Kalau itu goal, meskipun terlambat, tapi kan tidak harus sampai ke 2020.

Jadi harapan saya, pada 2016 atau 2015 akhir sudah bisa jalan. Ada komitmen harga naik. Artinya, nanti masuknya (harga baru) di 2021 atau 2022.

Apakah di Permen itu disebutkan tentang renegosiasi?

Dalam Permen itu memang ada celah untuk renegosiasi apabila pengembang sudah sampai tahap eksplorasi. Ini merupakan suatu kondisi ‘chicken and egg’ mengingat untuk eksplorasi itu, tentunya para pengembang harus menggunakan uang sendiri atau equity. Selain itu, dari hasil sounding dengan institusi-institusi pembiayaan, mereka selalu mengatakan bahwa harganya tidak feasible. Jadi harus ada harga yang firm dulu, baru bisa dibiayai.

Nah, itulah kekhawatiran-kekhawatiran para pengembang karena begitu saya check, besaran investasinya US$70-300 juta. Sesudah eksplorasi diselesaikan dan dihitung keekonomiannya, ternyata harganya bukan lagi 6 sen tapi 20 sen. Bagaimana ini? Kalau selisihnya sedikit masih bisa. Tapi kalau 6 sen jadi 20 sen, bagaimana ini?

Jadi keraguan ini masih kami coba didiskusikan lagi dengan Kementerian ESDM dan Ditjen EBTKE. Jadi kemungkinan kami mengusulkan ada sedikit perubahan dalam kalimat-kalimat di Permen 17/2014. Bukan mengubah total. Hanya mungkin perlu ada kalimat-kalimat yang membuka peluang itu.

Dengan harga 11-15 sen dan memperhitungkan kondisi harga baja saat ini, kondisi pembangkit saat ini, kondisi infrastruktur yang sedemikian berat, itu hanya bisa applicable untuk pembangkit-pembangkit di atas 100 mw. Artinya, pembangkit-pembangkit di bawah 100 mw belum terakomodasi. Saya ingin ada suatu kalimat yang bisa membuka peluang itu sehingga pembangkit-pembangkit dengan kapasitas kecil diberi harga-harga tertentu. (albi wahyudi)