Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) telah menjadi salah satu jenis energi baru terbarukan (EBT) yang paling berkembang pesat di dunia. Data menunjukkan kapasitas terpasang PLTS di dunia terus meningkat, dari hanya 1.4 Giga-Watt (GW) di tahun 2000 tumbuh menjadi 627 GW di tahun 2019 (Gambar 1). Tercatat lima negara pengguna PLTS terbesar di dunia adalah Tiongkok (204 GW), Amerika Serikat (76 GW), Jepang (63 GW), Jerman (49 GW), dan India (43 GW) [1]. Sementara itu beberapa negara tetangga seperti Thailand, Malaysia, dan Vietnam pun terus menunjukkan geliat positif pengembangan PLTS di level regional Asia Tenggara (ASEAN). Vietnam baru-baru ini muncul sebagai regional leader dalam market energi surya ASEAN, pun mampu mengejutkan market global, dengan kesuksesannya mencapai kapasitas terpasang 7.5 GW (6.3 GW skala utilitas; 1.2 GW surya atap) per 2020 yang dicapai hanya dalam 3 tahun saja [2]. Selanjutnya, Thailand mercatat kapasitas total melebihi 3 GW [3], sementara Malaysia diproyeksikan akan mencapai 1.2 GW di akhir tahun 2020 [4].

Gambar 1 – Kapasitas terpasang PLTS di dunia dan penambahan tahunannya, 2009-2019 [1]

Pun mengenai tarif listrik PLTS, dalam beberapa tahun terakhir ini, pasar energi global terus dikejutkan dengan rekor-rekor tarif PLTS di berbagai negara yang menandakan kian lama, PLTS menjadi suatu energi alternatif yang kompetitif (Gambar 2; Gambar 3). Di tahun 2020, lelang di Portugal sukses menghasilkan rekor tarif lelang US$1.13c/kWh pada kuota lelang tahun 2020 sebesar 670 MW yang salah satunya dimenangkan oleh manufaktur modul surya asal Korea Hanwha Q Cells [5]. Adapun berdasarkan historisnya, rekor-rekor lelang kompetitif PLTS mulanya diawali di Amerika Serikat di tahun 2013 menghasilkan rekor harga US$ 8.3c/kWh. Di tahun 2014, harga lelang di Dubai memecahkan rekor di US$ 5.9c/kWh untuk proyek 200 MW, diikuti penurunan lagi pada lelang di Saudi Arabia mencapai US$ 4.9c/kWh dan US$ 4.8c/kWh di Peru tahun 2015. Di tahun 2017, rekor dunia harga listrik berbasis PLTS termurah pecah di Abu Dhabi untuk proyek berkapasitas 1.77 GW dengan tarif US$ 2.42c/kWh, di tahun 2018, Saudi Arabia memecahkan lagi rekor harga termurah US$ 2.34c/kWh untuk PLTS 300 MW di Sakakah. Selanjutnya di tahun 2019, proyek 900 MW di Dubai berhasil dimenangkan dengan bid US$ 1.69c/kWh oleh ACWA Power [6], dan Portugal US$ 1.74c/kWh oleh Akuo Energy. Grafik berikut menunjukkan evolusi penurunan harga PLTS di dunia berdasarkan hasil lelang kompetitif hingga 2018 khususnya yang terjadi di negara-negara berkembang[1].

Gambar 2 – Evolusi harga PLTS di dunia berdasarkan lelang kompetitif. Terlihat bahwa makin lama, harga PLTS dapat semakin kompetitif dan trennya semakin murah [7]

Gambar 3 – Harga modul surya dalam 10 tahun terakhir terus turun seiring semakin masifnya kapasitas produksi dunia [19]

Lantas bagaimana dengan Indonesia? Bisa dibilang pengembangan PLTS di Indonesia belum optimal. Hingga Oktober 2020, tercatat hanya sebesar ~75 Mega-watt peak (MWp) PLTS skala utilitas yang sudah memasuki Commercial Operation Date (COD) atau tahap operasi komersial di Indonesia (Gambar 4). Tabel 1 berikut menunjukkan datanya yang dianalisis oleh penulis sendiri.

Tabel 1 – Proyek-proyek PLTS di Indonesia yang sudah beroperasi[2]

No	Proyek PLTS	Pengembang/IPP	Lokasi	Kap. (MWp)	Keterangan*
1	Kupang	LEN	Kupang, NTT	5	COD, procurement tahun 2013, Permen ESDM 17/2013
2	Sumalata	Brantas Group	Gorontalo	2
3	Hambapraing	SESNA Group	Sumba	1
4	Atambua	Global Karya Mandiri	Atambua	1	COD, procurement lelang 2013, Permen ESDM 17/2013; COD sempat on-hold oleh PLN s/d Mar’ 2019
5	Ende-Maumere	SESNA Group	Ende-Maumere	2
6	Bangli	Perusda BMB	Bangli, Bali	1	CAPEX berasal dari APBN ESDM
7	Cirata	PT PJB	Purwakarta	1	Pilot project PT PJB, thin film
8	Jakabaring	PDPE Sumsel	Palembang	2	Hibah Sharp untuk Asian Games 2018
9	Sengkol	Vena Group	Lombok	7	Proyek-proyek Sulawesi dan Lombok ini sempat tertunda operasi karena regulasi local content yang tidak terpenuhi.
10	Selong	Vena Group	Lombok	7
11	Pringgabaya	Vena Group	Lombok	7
12	Likupang	Vena Group	Sulawesi Utara	21
13	Isimu	Berkeley Group	Gorontalo	10
14	Sambelia	Vena Group	Lombok	7
Kapasitas terpasang total (MWp)				~75

Gambar 4 – Searah jarum jam, PLTS Ende (1 MWp), PLTS Maumere (1 MWp), dan PLTS Hambpraing (1 MW), terletak di Nusa Tenggara Timur, yang dimiliki dan dioperasikan Sesna Group [8]

Terlepas dari keempat belas proyek operasional di atas, terdapat juga beberapa proyek PLTS skala utilitas yang sedang dalam tahap pengembangan (telah dilelangkan) maupun yang sedang dalam tahap perencanaan sebagaimana ditunjukkan Tabel 2. Kapasitas keseluruhan proyek dalam pengembangan ini cukup besar mencapai ~205MWp. Begitupula kapasitas proyek dalam perencanaan yang mencapai 350 MWp yang kesemuanya merupakan rencana proyek PT Indonesia Power, anak usaha PT PLN, dalam rangkaian proyek Hijaunesia yang tengah memilih calon mitra.

Tabel 2 – Proyek-proyek PLTS dalam pengembangan dan perencanaan [9]

No	Proyek	Pengembang/IPP	Lokasi	Kap. (MWp)	Tahap
1	Bali Barat	Medco-SP Group	Bali Barat	25	Kajian kelayakan, pengembangan
2	Bali Timur	Medco-SP Group	Bali Timur	25
3	Bangka	Informasi N/A	Bangka	10	Selesai lelang, pemenang belum diumumkan resmi
4	Cirata Floating	PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB) dan mitra Masdar dalam skema 51:49	Purwakarta	145	Rencana ground-breaking
5	Singkarak Floating	PT Indonesia Power (IP) dan mitra dalam skema 51:49	Singkarak	90	Perencanaan, termasuk dalam rencana proyek Hijaunesia oleh PT Indonesia Power
6	Peaker Lampung		Lampung	100
7	Saguling Floating		Saguling	60
8	Kalbar		Kalbar	100

Sebagai catatan, market dan para investor EBT memahami terdapat beberapa proyek PLTS skala utilitas baik jenis ground-mounted (di tanah) maupun floating (PLTS terapung) yang telah dilelangkan maupun berada dalam pipeline dan perencanaan PLN. Kendati demikian kesuksesan proyek-proyek tersebut hingga mencapai tahap operasional masih perlu pembuktian lebih lanjut mengingat terdapatnya beberapa terms komersial yang cukup menantang bagi para investor. Di antara terms tersebut adalah tarif hasil lelang yang rendah ((joint-venture) proyek di mana anak usaha PLN secara otomatis mendapat porsi saham mayoritas 51% (dengan dasar bahwa seluruh listrik yang diproduksi nantinya akan dibeli oleh PLN), sementara seluruh tanggung jawab kewajiban investasi, porsi ekuitas, pembiayaan, hingga konstruksi diberikan kepada calon mitra dengan kepemilikan saham minoritas 49%.

Lantas timbul juga pertanyaan, kalau memang di negara-negara lain, PLTS bisa memiliki tarif yang sangat murah, kenapa tidak di Indonesia? Untuk menjawabnya, perlu dipahami bahwa apa yang terjadi di luar sana tidak bisa serta merta dibandingkan secara apple-to-apple dengan kondisi Indonesia. Beberapa hal yang kiranya perlu menjadi pertimbangan adalah:

1. Kondisi Market Ketenagalistrikan

Secara umum, negara-negara di mana tarif PLTS dapat bersaing telah menerapkan mekanisme pasar listrik kompetitif (electricity market), terlebih di Eropa yang mana pasar tersebut sudah terintegrasi antar negara. Suatu pembangkit misalnya dapat menjual listriknya ke Pemerintah, wholesale market maupun membentuk bilateral contract atau kontrak lain-lain secara langsung dengan end-users, misalnya industri skala besar (tentu dengan charge transmisi atau power wheeling). Jadi pada dasarnya, market ketenagalistrikan mereka menerapkan konsep multi-seller multi-buyer, sehingga dapat mendorong kompetitivitas, pun di sisi lain dapat pula memberikan beragam ruang bisnis dan transaksi. Adapun seluruh perencanaan dan pengadaan proyek pembangkit dilakukan oleh suatu Independent Energy/Utility Regulator.

Hal ini berbeda dengan Indonesia yang menerapkan konsep single buyer yakni PT PLN yang juga merupakan Badan Usaha Milik Negara (BUMN). Dalam hal ini, aktivitas transaksi dan jual-beli listrik hanya dapat dilakukan dengan PT PLN. Selain daripada itu, pada dasarnya sistem Indonesia pun masih bisa dikatakan mengadopsi sebagian sistem tradisional vertically-integrated, di mana pada kenyataannya, PT PLN memilki monopoli untuk melakukan perencanaan, pengadaan, pembangunan pembangkit, jual-beli listrik kepada pelanggan, hingga menetapkan seluruh terms komersial dalam bisnis kelistrikan. Di banyak negara yang menganut sistem semacam ini, bisa dibilang memang relatif kurang transparan dan memberikan risiko-risiko tertentu dalam bisnis. Dengan demikian, poin ini menunjukkan adalah wajar jika tarif PLTS tidak serta merta bisa murah seperti di Eropa misalnya.

2. Kondisi Market Penggunaan PLTS

Jika kita lihat mengapa PLTS di banyak negara di luar sana bisa kompetitif, tentu kita harus memperhatikan betapa ekosistem proyek PLTS dan EBT di sana begitu maju dan hidup, misalnya terlihat dari lelang-lelang pengadaan PLTS dilakukan secara periodik, terstruktur, dan untuk kapasitas yang juga besar, mencapai ratusan MW. Dengan demikian berlakulah apa yang disebut sebagai economics of scale dan peribahasa ada gula ada semut, di mana para investor saling berebut mengambil market proyek dengan menawarkan tarif sekompetitif mungkin.

Bagaimana dengan Indonesia? Kondisi ekosistem PLTS di negara ini sangat terbatas dan kecil. Di tahun 2017, kita mungkin ingat ada beberapa ratus MW rencana lelang PLTS dilakukan di Sumatera namun berujung kegagalan dan tanpa hasil [10]. Lalu di tahun 2018 pun demikian untuk proyek 2x50 MWp PLTS di Bali yang juga dibatalkan hingga akhirnya dilelangkan ulang pada tahun 2019 dengan pengecilan kapasitas menjadi hanya 2x25 MWp yang mana hingga saat ini pun kita belum tahu seberapa proyek ini akan sukses ke depannya hingga COD. Ada juga proyek PLTS Cirata Floating yang digadang-gadang akan memecahkan rekor dunia sebagai the largest floating Solar PV namun skema proyek ini pada dasarnya adalah inisiatif Government-to-Government.

Di tahun 2020, market memahami adanya beberapa rencana proyek PLTS skala besar, namun kesemuanya pun masih dalam status pipeline, lebih dari itu PLN sebagai pemrakarsa proyek pun menetapkan beberapa terms komersial yang ketat yang tentu meningkatkan perceived risk dari suatu investasi.

3. Kebijakan Akses terhadap Jaringan/interkoneksi

Selanjutnya, hal ini menyangkut apa yang kita kenal sebagai Komponen E dalam konsep ABCDE komponen biaya pembangkitan listrik. Secara umum terdapat dua jenis kebijakan akses interkoneksi dari suatu proyek EBT yang diterapkan negara-negara di dunia, yaitu shallow connection charge dan deep connection charge [11].

Pada shallow charge, pengembang hanya menanggung biaya peralatan untuk membuat sambungan fisik ke jaringan jaringan pada tegangan sambungan yang dipilih, sementara interkoneksi menjadi kewajiban utilitas untuk melakukannya (harus terkoneksi). Sedangkan, pada deep charge, pengembang akan diharuskan menanggung semua biaya yang timbul pada sistem integrasi/interkoneksi PLTS tersebut. Biaya ini termasuk mencakup local circuit hingga uprating trafo atau switchgear di dalam jaringan interkoneksi. Kebijakan akses jaringan ini juga mempengaruhi keekonomian investasi dan kompetitivitas dari tarif PLTS yang dapat ditawarkan.

4. Kondisi Alam

Kondisi alam dalam hal ini tingkat radiasi matahari memegang peranan penting yang mendorong PLTS bisa kompetitif. Semakin tinggi radiasi matahari, semakin tinggi capacity factor (CF), semakin tinggi pula produksi listrik dihasilkan yang bisa dijual ke utilitas, dengan demikian akan menurunkan biaya per kWh pembangkitan.

Lihatlah kemudian negara-negara Arab, seperti Uni Emirat Arab dan Saudi Arabia, yang mana memiliki radiasi matahari sangat melimpah sepanjang hari, hingga dapat menghasilkan CF PLTS di atas 20%. Begitupun dengan negara-negara Amerika Selatan, seperti Peru misalnya, lama penyinaran di sana juga tergolong tinggi. Portugal, Spanyol, dan semenanjung Iberia juga merupakan kawasan terpanas di Eropa. Perbedaanya, pada negara empat musim, akan ada musim ekstrem di mana penyinaran matahari turun drastis.

Bagaimana dengan Indonesia? Berdasarkan Solar Atlas (https://globalsolaratlas.info/download/indonesia) [12], tingkat penyinaran di Indonesia berada pada kisaran 4-4.8 kWh/m2, beberapa daerah di Nusa Tenggara bahkan memiliki penyinaran yang lebih tinggi hingga di atas 5.0 kWh/m2. Kendati demikian, berada di khatulistiwa, dan terlebih lagi sebagai negara kepulauan (dengan perairan mencapai 2/3 luas wilayah) menyebabkan tingkat humiditas udara di Indonesia menjadi tinggi sehingga sering menyebabkan timbulnya awan (cloudy effect) dan hujan. Selanjutnya hal ini mengakibatkan CF PLTS di Indonesia tidak bisa dibilang tinggi-tinggi amat. Pada beberapa daerah Jawa secara umum, bisa jadi hanya berkisar 16-18%. Gambar 5 menunjukkan perbandingan radiasi matahari di beberapa negara beradasarkan Solar Atlas.

Gambar 5 – Perbandingan tingkat radiasi matahari beberapa wilayah [11]

5. Kondisi Mata Uang

Pun perlu menjadi pertimbangan bahwa mata uang Rupiah (IDR) merupakan mata uang yang relatif lemah di dunia dan terus terdenominasi. Tarif lelang PLTS di Indonesia mungkin dilakukan dalam mata uang USD namun pendapatan proyek dibayar dalam mata uang IDR. Adapun model PPA terbaru mengatur hanya 59% komponen yang bersifat USD-linked, sementara 41% sisanya berupa IDR non-FX linked [13].

Di sisi lain, hampir seluruh biaya modal PLTS yang umumnya berupa Engineering, Procurement, Construction (EPC) mencakup modul, inverter, controller, balance-of-system, dsb. dibeli dengan mata uang USD. Adanya pemecahan struktur mata uang pada pendapatan PPA lantas menambah faktor risiko bagi pengembang khususnya juga dalam mencari pendanaan. Hal ini berbeda dengan market di Eropa misalnya, di mana sebagai contoh, Akuo Energy, salah satu leader global di pasar PLTS tercatat beberapa kali menerbitkan green bond dengan pricing kompetitif [14]. Begitupun dengan mobilisasi dana-dana investasi konglomerasi untuk proyek-proyek hijau.

Sementara pada kasus Indonesia, dengan profil komersial yang ada, pendanaan menjadi “terbatas” pada lembaga perbankan, pun dengan cost of financing lebih mahal dengan adanya faktor pendapatan PPA yang merupakan IDR non-FX linked.

6. Kondisi Insentif Perpajakan

Insentif perpajakan juga menjadi salah satu instrumen fiskal yang dilakukan berbagai negara untuk mendorong pengembangan energi terbarukan, seperti di Uni Emirat Arab contohnya yang menerapkan beberapa skema termasuk pajak impor dan pajak pendapatan korporasi.

Di Indonesia? Memang di atas kertas sudah ada beberapa insentif perpajakan seperti tax allowance, tax holiday, bebas bea masuk, dsb, sesuai aturan berlaku. Namun, hingga kini, seberapa efektif dan seberapa mudah kebijakan tersebut dapat diakses khususnya untuk proyek-proyek energi terbarukan, masih penuh pertanyaan dan belum ada penelitian mengenai hal tersebut.

7. Kondisi Regulasi Pendukung Lainnya

Salah satu faktor mengapa PLTS di negara-negara sebagaimana dibahas di atas dapat kompetitif adalah karena hidupnya komitmen Pemerintah setempat untuk energi terbarukan dan efektifnya regulasi-regulasi pendukung market. Sebagai contoh UAE membuka keran-keran proyek melalui mega proyek Mohammed Rasheed Al Maktoum Solar Park. UAE pun membebaskan proyek-proyek PLTS dari aturan local content atau Tingkat Komponen Dalam Negeri (TKDN) (karena memang mungkin tidak ada industri modul di sana), sehingga memberikan kesempatan bagi manufaktur-manufaktur global seperti Jinko, Hanhwa, Trina, dsb untuk masuk sebagai pengembang PLTS skala besar yang tentu dapat menawarkan harga teknologi yang kompetitif. UAE juga memberikan insentif-insentif tambahan seperti penyiapan dan pemebebasan lahan dsb. Hal tersebut ditambah pula dengan kondisi alam (radiasi matahari) setempat yang sangat mendukung bagi pengembangan PLTS [15].

Bagaimana dengan Indonesia? Seperti telah dibahas secara singkat sebelumnya, kondisi Indonesia dengan kenyataan market yang belum berkembang untuk sektor PLTS, relatif lebih ketat (less-relax) dengan penerapan berbagai macam aturan seperti TKDN (diatur oleh Kementerian Perindustrian), pengaturan batas atas tarif (oleh ESDM), pengaturan struktur kepemilikan saham yang didesain untuk melibatkan anak usaha PT PLN memegang saham mayoritas proyek (diatur oleh PT PLN), rendahnya jumlah proyek dilelang, pun pada proyek-proyek umumnya, pengembang diharuskan untuk menanggung pembebasan lahan, dsb.

Selanjutnya, apabila kita melihat mekanisme-mekanisme lelang dan tarif yang dilakukan di berbagai negara pengguna PLTS tersebut di atas, umumnya telah mengadopsi skema lelang kompetitif serta tampak sudah meninggalkan apa yang disebut sebagai feed-in tariff (FIT). Mengapa? Secara umum, bisa dibilang hal tersebut terjadi sebab pasar setempat memang sudah sangat kompetitif dan Pemerintah setempat memang mendorong kompetitivitas itu agar terjadi dengan kebijakan-kebijakannya. Apalagi hal ini didukung oleh faktor bahwa biaya teknologi PLTS khususnya modul surya kian lama kian murah seiring masifnya permintaan global.

Bagaimana dengan FIT? Bisa dibilang juga FIT sebetulnya merupakan kebijakan paling klasik dalam market PLTS. FIT digulirkan di banyak negara, namun umumnya beberapa tahun lalu, seperti misalnya Jerman, Tiongkok, maupun Malaysia, negara tetangga kita. Sebagai catatan Malaysia sudah menghentikan kuota FIT sejak 2017. Vietnam tercatat masih memberlakukan FIT juga lelang di mana dalam 3 tahun terakhir negara ini memecahkan rekor dunia kapasitas terpasang PLTS sebab dilaporkan regulator setempat masih mempelajari dan menyusun skema lelang kompetitif terbaik [16].

Akan tetapi, kebijakan FIT umumnya memang menimbulkan dampak lain yaitu besarnya subsidi pemerintah yang umumnya dibutuhkan menutup selisih antara harga listrik ritel di masyarakat dan harga FIT (yang umumnya lebih tinggi) yang dibebankan kepada perusahaan utilitas (off-taker). Karenanya, di banyak negara, implementasi FIT umumnya diikuti juga dengan penerapan additional surcharge pada harga listrik ritel. Misalnya harga normal listrik ritel adalah US$ 10 sen per kWh (dalam Rupiah sekitar Rp 1,400 per kWh), kemudian masyarakat akan dibebankan lagi 1-2% tambahan (surcharge) di tagihan listriknya. Dana yang terkumpul dari surcharge tersebut dikelola untuk disalurkan sebagai subsidi kepada perusahaan utilitas untuk menutup selisih kebutuhan dana bagi pembayaran FIT yang berada di atas harga ritel. Tanpa adanya dukungan dana masyarakat seperti demikian, khususnya pada sistem market listrik monopoli oleh badan pemerintah, bisa dipastikan anggaran negara akan relatif terbebani. Namun ibarat dua mata pisau, memberlakukan kebijakan surcharge pun, khususnya pada negara-negara berkembang, bisa jadi bukan suatu kebijakan populis.

Strategi Mendorong Pengembangan PLTS di Indonesia

Belajar dari kesuksesan negara-negara lain sekaligus mencoba memahami kondisi yang terjadi di Indonesia, selanjutnya artikel ini mencoba mengupas mengenai apa dan bagaimanakah kiranya strategi yang dapat diterapkan apabila memang Indonesia berniat untuk mendorong pengembangan dan pemanfaatan potensi PLTS-nya dengan mempertimbangkan kondisi-kondisi di atas. Terdapat setidaknya 4 (empat) hal yang hendak dibahas sebagai berikut.

1. Mulai dengan Perencanaan yang Tepat dan Pengembangan Small-scale Distributed Generation

Jika diperhatikan saksama, selama ini Indonesia tampak terlalu berfokus pada pengembangan PLTS skala utilitas dan berkapasitas besar, terlihat dari daftar rencana proyek PLN hampir keseluruhannya berkapasitas di atas 25 MWp. Kendati demikian, faktanya Indonesia belum memiliki suatu learning-curve yang baik dalam pengembangan dan terlebih lagi operasional PLTS dalam sudut pandang bagaimana menjaga kestabilan sistem.

Seperti kita ketahui PLTS merupakan pembangkit yang produksinya bergantung pada radiasi matahari, karenanya PLTS tidak bisa secara kontinu beroperasi sehingga disebut pembangkit intermiten. Masifnya share pembangkit intermiten dalam suatu sistem ketenagalistrikan akan mempengaruhi stabilitas. Hal tersebut akan terasa semakin kuat pada PLTS skala besar, yang berpotensi mengalami drop secara cepat dalam hal terjadi cloudy effect misalnya. Hal ini menyebabkan ketidakstabilan yang lebih signifikan pada sistem ketenagalistrikan.

Selanjutnya, cara untuk menstabilkan sistem ketenagalistrikan yang memiliki pasokan EBT intermiten dominan, misalnya pada grid system di Eropa yang telah mengadopsi sistem market, dilakukan dengan memperkuat sistem dengan teknologi smart grid dan pembangkit-pembangkit penyeimbang (balancing) atau disebut ancillary service yang fleksibel dan dispatchable seperti pembangkit berbasis gas misalnya yang juga dikompetisikan di market sehingga dapat mendorong kompetitivitas tarif ancillary service. Di samping itu sistem ketenagalistrikan setempat juga telah diperkuat oleh pembangkit-pembangkit lain yang sama fleksibelnya seperti pembangkit listrik tenaga air (PLTA) bendungan hingga pumped-storage. Hal ini berkebalikan dengan Indonesia, di mana sistem ketenagalistrikannya hampir semua masih relatif vertically integrated (dikelola oleh PT PLN secara monopolistik sebagai representasi pemerintah), penyediaan ancillary service menjadi beban PT PLN dan berpotensi meningkatkan biaya pembangkitan sistem di mana ancillary umumnya menggunakan gas di Indonesia dan diesel yang relatif mahal harganya karena belum memadainya supply chain dan infrastruktur gas nasional. Selain itu, grid system di Indonesia secara umum belum berbasiskan teknologi mutakhir, bahkan pada beberapa tempat masih dikontrol secara manual.

Atas hal tersebut di atas, kiranya Indonesia perlu belajar secara perlahan dan terstruktur dalam pengembangan PLTS, khususnya dengan mengembangkan PLTS skala kecil dan tersebar (small scale distributed generation), misal dengan mendorong pengembangan PLTS atap di kawasan urban serta PLTS kawasan komersial dan industri. Adapun, secara teknis dan operasional, ayunan intermitensi dari PLTS skala kecil dan tersebar dipastikan akan jauh lebih pelan dan smooth daripada PLTS terpusat berksala besar, sehingga system operator (dalam hal ini PT PLN) akan memiliki waktu yang lebih panjang untuk memitigasi dampak intermitensi tersebut terhadap jaringannya. Akan tetapi, guna mendorong pengembangan PLTS skala kecil dan tersebar ini, diperlukan serangkaian insentif dan kebijakan pendukung sehingga dapat membuat market menjadi lebih atraktif.

Secara garis besar, model bisnis antara pengguna PLTS atap dan PLN adalah ekspor-impor listrik (bukan PPA). Energi yang dihasilkan PLTS pada siang hari langsung digunakan untuk konsumsi pelanggan (pengguna PLTS) tersebut (end-user) tersebut. Excess atau kelebihan energi yang tidak terpakai kemudian diekspor/disalurkan ke jaringan distribusi PLN setempat. Selanjutnya pada saat billing akhir bulan, angka konsumsi listrik PLN di rumah tersebut diselisihkan dengan excess energy yang disalur ke jaringan sehingga timbul pengurangan tagihan (Gambar 6).

Gambar 6 – Skema net metering [18]

Hingga saat ini, regulasi PLTS atap di Indonesia telah digulirkan melalui melalui Permen ESDM No. 49/2018 tentang “Penggunaan Sistem PLTS Atap Oleh Konsumen PT Perusahaan Listrik Negara (Persero)” yang telah diubah oleh Permen ESDM No. 13/2019 dan No. 16/2019. Akan tetapi, Peraturan ini mengatur bahwa excess energy (dalam hal ada) yang dikirimkan dari pengguna surya atap ke jaringan PLN hanya diakui sebesar 65%-nya saja, kredit excess listrik tersebut akan kembali dinihilkan dalam tiga bulanan [17]. Selanjutnya, banyak pihak menganggap peraturan ini menimbulkan disinsentif bagi pengembangan surya atap karena berimplikasi pada rendahnya keekonomian investasi. Adapun, data Kementerian ESDM mengklaim bahwa per Desember 2019 baru terdapat sekitar 6.5 MWp saja kapasitas surya atap terpasang di bawah kerangka regulasi ini. Selanjutnya relaksasi atas regulasi PLTS atap ini kiranya perlu dipertimbangkan sehingga dapat menghidupkan market penggunaan PLTS di Indonesia dan tentunya mendorong proses terbentuknya learning-curve bagi market[3].

2. Galakkan Lelang Kompetitif Terbalik (Competitive Reverse Auction) Skala Besar dan Skema Plug and Play

Eskalasi dari pengembangan PLTS skala kecil tersebar adalah pengembangan skala menengah-besar hingga solar park (taman surya) apabila memungkinkan. Hal inilah yang juga dilakukan secara terstruktur di Malaysia dan menjadi kunci untuk membentuk learning-curve dan mendorong agar PLTS terus dapat kompetitif. Adapun pada kondisi ideal serta guna mendorong fairness dan transparansi, perencanaan pengadaan PLTS hendaknya dapat dilakukan oleh suatu badan regulator independen, dan bukan oleh PT PLN yang notabene merupakan badan usaha serta off-taker (pembeli listrik) dan merupakan bagian dari pihak yang bertransaksi.

Pengadaan PLTS skala besar hendaknya dilakukan dengan skema competitive reverse auction atau lelang terbalik kompetitif, dengan demikian para pengembang/investor akan bersaing menawarkan proyek dengan tarif sekompetitif mungkin. Perlu dipahami, hendaknya pula terms komersial diatur dengan baik dan tidak terlalu ketat mengikat (full restriction) seperti yang terjadi saat ini. Karenanya perlu peran Pemerintah untuk menengahi antara PT PLN dan market, serta peran pemerintah juga untuk membantu porsi biaya investasi serta mitigasi risiko-risiko komersial sehingga risiko dapat terbagi lebih baik tidak hanya di sisi PT PLN atau pengembang saja. Bentuk peran pemerintah tersebut bisa dengan menjamin akses ke jaringan, membantu pengadaan lahan, dsb, sehingga lelang PLTS cenderung bersih dari biaya-biaya dan risiko administratif dan tinggal berfokus pada kompetisi biaya teknologi. Konsep inilah yang kemudian dikenal dengan sebutan plug and play.

Selain itu, pengadaan PLTS pun kiranya perlu dilakukan dengan skema procurement yang clear dan transparan dan dilakukan secara periodik (tidak hanya sekali) untuk suatu total target kapasitas terpasang yang besar (misal 1 GWp dibagi menjadi beberapa tahap pengadaan). Dengan demikian, ekosistem proyek PLTS di Indonesia akan hidup dengan sendirinya dan kompetitivitas pun akan tercapai.

3. Bebaskan TKDN

Selanjutnya, salah satu hal yang menyebabkan sulitnya terbentuk kompetitivitas tarif PLTS di Indonesia adalah inkonsistensi arah gerak kebijakan antara sisi hulu dan hilir pengembangan industri. Hal tersebut dicerminkan pada suatu kondisi di mana dalam waktu bersamaan Indonesia seolah ingin mengejar dua tujuan besar sekaligus: mendorong pengembangan industri modul surya lokal (melalui Kementerian Perindustrian pada Permen 5/2017 yang mengkhususnya modul surya untuk menggunakan TKDN 60%; yang dalam analisis singkat, hal ini adalah suatu mission impossible) serta mencapai target kapasitas terpasang PLTS dan EBT (melalui ESDM).

Melalui regulasi TKDN, kita dapat memperhatikan bahwa di sisi hulu, pemerintah tampak ingin mendorong industri modul surya lokal untuk tumbuh dengan cara menerapkan kewajiban TKDN bagi pengembangan PLTS untuk kebutuhan publik. Akan tetapi hal ini berdampak pada meningkatnya biaya investasi sebab modul lokal cenderung lebih mahal dan tidak kompetitif secara harga dibandingkan dengan modul impor, dari Tiongkok misalnya. Pendapat ini tidak lantas mengartikan bahwa produk impor harus didahulukan, namun pada beberapa kesempatan, mungkin memang ada baiknya diterapkan suatu relaksasi kebijakan sebagai stimulan bagi market yang belum bertumbuh dengan matang, termasuk industri PLTS. Bisa dikatakan sangat sulit membuat harga modul lokal untuk dapat kompetitif dengan modul surya impor, hal tersebut disebabkan masifnya skala industri produksi modul, khususnya di Tiongkok, yang secara otomatis dapat menekan biaya produksi dan rantai pasok lainnya. Belajar dari Tiongkok, mencapai dua tujuan baik di sisi hulu dan hilir secara bersamaan dalam industri PLTS mungkin dilakukan, namun tidak dapat dipungkiri hal tersebut membutuhkan gelontoran dana subsidi yang banyak di kedua sisi tersebut. Lain halnya dengan Malaysia, negara ini cenderung fokus mendorong sisi hilir dengan membesarkan pangsa pasar PLTS, untuk kemudian menstimulus perusahaan modul surya dan infrastruktur pendukung (seperti inverter serta komponen elektromekanik) dari luar negeri masuk, menanamkan modal, membangun pabrik dan hub (distributor), mentransfer pengetahuan dan teknologi dengan berkolaborasi bersama industri lokal.

Pembebasan TKDN sekali lagi memang bukan merupakan suatu kebijakan populis, namun hal ini merupakan suatu pilihan yang kiranya perlu dipertimbangkan guna mendorong pengembangan masif dan kompetitivitas PLTS.

4. Relaksasi Regulasi Pendukung dan Terms Komersial

Dan paling pamungkas, mendorong kompetitivitas PLTS dapat dilakukan melalui penerapan relaksasi regulasi dan terms komersial. Penerapan regulasi yang terlalu mengikat dan ketat pada suatu market yang masih jauh dari kata matang secara logis akan meghambat pertumbuhannya. Perlu dipahami bahwa pada dasarnya komponen biaya modal PLTS adalah hampir sama di seluruh dunia, yakni biaya EPC dan teknologi. Apabila memang modul surya global disebutkan sudah kian murah, mengapa hal tersebut tidak berlaku di Indonesia? Bisa jadi jawabannya adalah karena terlalu ketatnya regulasi di Indonesia yang lantas meningkatkan biaya-biaya lain termasuk soft cost, administration cost, serta tingginya persepsi risiko.

Penerapan relaksasi regulasi pendukung dapat dilakukan dengan pembebasan TKDN, insentif fiskal (pembebasan bea masuk, pembebasan/pengurangan pajak pendapatan), penyediaan lahan untuk proyek PLTS melalui dukungan pemerintah, dsb. Khusus untuk insentif fiskal memang sudah ada namun efektivitasnya dan aksesibilitasnya bisa dikatakan belum benar-benar terbukti.

Sementara itu terkait terms komersial, relaksasi dapat dilakukan pada syarat-syarat yang tertuang dalam model PPA di antaranya menyangkut sebagai berikut.

1. Indeksasi mata uang dalam pembayaran listrik (59% komponen tarif dibayar menggunakan USD/IDR terindekasi FX, 41% komponen tarif dibayar secara menggunakan IDR tanpa indeksasi dan eskalasi);
2. Penerapan grace period hingga 60 hari bagi penyerapan dan pembelian listrik oleh PT PLN dalam hal terjadi keterlambatan akibat pemerintah (Government delays) serta kerusakan grid/jaringan PT PLN yang menyebabkan ketidakmampuan mengevakuasi daya;
3. Penerapan skema Build-Own-Operate-Transfer (BOOT) di mana seluruh aset proyek termasuk lahan harus diserahkan kepada PT PLN di akhir masa kontrak sesuai Permen ESDM 50/2017 yang pada akhirnya berpengaruh terhadap valuasi proyek; serta
4. Penerapan kebijakan shareholder 51:49 pada proyek-proyek PLTS di mana porsi saham dominan diberikan kepada anak usaha PT PLN tanpa jaminan ekuitas.

Tidak dapat dipungkiri karena model PPA dan terms komersial tersebut dibangun sendiri oleh PT PLN sebagai badan usaha, sudah barang tentu PT PLN akan mencoba mengamankan posisinya. Sebagai langkah perbaikan atas hal ini, diperlukan peran serta pemerintah untuk menyerap alokasi risiko-risiko komersial agar dapat terbagi lebih baik tidak hanya menjadi tanggungan di sisi PT PLN atau pengembang saja sehingga diharapkan dapat menghidupkan investasi lebih baik lagi.

---

Referensi

1. REN21., 2020. “Market and Industry Trends.” Renewables 2020 Global Status Report, REN21, pp. 107–120. https://www.ren21.net/wp-content/uploads/2019/05/gsr_2020_full_report_en.pdf.
2. VNExpress International (Dat Nguyen), 2020. “Solar power production triples”. Available at: https://e.vnexpress.net/news/business/industries/solar-power-production-triples-4159903.html [Accessed November 6, 2020].
3. Solar Magazine, 2019. “Thailand Solar Energy Profile: Results of General Election Might Set the Stage for Solar to Play a Much Greater Role in Thailand's Energy Mix”. Available at https://solarmagazine.com/solar-profiles/thailand/ [Accessed November 6, 2020].
4. DNV GL, 2018. “Final Report for Peninsular Malaysia System: For the Single Buyer” under Contract TNB 42/2018. Available at: https://www.singlebuyer.com.my/files/199104_Tr4_r2_Final%20Report%20for%20the%20VRE%20Penetration%20Study%20for%20Peninsular%20System_release.pdf [Accessed November 6, 2020].
5. Mercom India (Rakesh Ranjan), 2020. “Portugal’s 670 MW Solar Auction Sets a New Record with Lowest Bid of ₹1/kW”. Available at: https://mercomindia.com/portugals-solar-auction-record-lowest-bid/ [Accessed November 6, 2020]/
6. PV Magz (Emmiliano Bellini), 2019. “Dubai confirms Saudi’s ACWA won 900 MW solar project tender with $0.016953/kWh bid”. Available at: https://www.pv-magazine.com/2019/11/22/dubai-confirms-saudis-acwa-won-900-mw-solar-project-tender-with-0-016953-kwh-bid/ [Accessed November 6, 2020].
7. Dobrotkova, Z., Surana, K. and Audinet, P., 2018. The price of solar energy: Comparing competitive auctions for utility-scale solar PV in developing countries. Energy Policy, 118, pp.133-148., doi:10.1016/j.enpol.2018.03.036.
8. SESNA, available at https://stromsesna.com [Accessed November 6, 2020].
9. Ahsin Sidqi, 2020. “Indonesia Power’s Solar Portfolio Outlook”. Presented at Petromindo Webinar Solar Power Outlook on 9 October 2020.
10. Bisnis Indonesia (Anitana Widya), 2019. “PLN Masih Belum Tentukan Kelanjutan Tender PLTS di Sumatra”. Available at: https://ekonomi.bisnis.com/read/20190204/44/885272/pln-masih-belum-tentukan-kelanjutan-tender-plts-di-sumatra [Accessed November 6, 2020].
11. Free Energy Planet, 2020. “Connection charges deep and shallow”. Available at: https://www.freeenergyplanet.biz/wind-energy-2/connection-charges-deep-and-shallow.html [Accessed November 6, 2020].
12. Global Solar Atlas, available at https://globalsolaratlas.info/download/indonesia [Accessed November 6, 2020].
13. Devine, L. 2019. “PLN New Generation PPAs”. Presented at Eurocham Energy Working Group.
14. Akuo Energy, 2019. “Successful Green Bond Euro PP issuance”. Available at: https://www.akuoenergy.com/en/documents/getPdf/cp-greenbondissuance2019-eng.pdf [Accessed November 6, 2020].
15. Diskusi penulis dengan ACWA Power Indonesia, 2020.
16. TheStar, 2020. “Vietnam abandons "competitive bidding" plan for solar power plants”. Available at: https://www.thestar.com.my/news/regional/2020/02/20/vietnam-abandons-competitive-bidding-plan-for-solar-power-plants [Accessed November 6, 2020].
17. Hidayatno, A., Setiawan, A. D., Supartha, I. M., Moeis, A. O., Rahman, I., & Widiono, E. (2020). Investigating policies on improving household rooftop photovoltaics adoption in Indonesia. Renewable Energy, 156, 731-742. doi:10.1016/j.renene.2020.04.106.
18. Solafect, N/A. “How Does Net Metering Work?” Available at: https://www.solaflect.com/how-does-net-metering-work/ [Accessed November 6, 2020].
19. Greentechmedia, 2019. “Solar Technology Got Cheaper and Better in the 2010s. Now What?” Available at: https://www.greentechmedia.com/articles/read/solar-pv-has-become-cheaper-and-better-in-the-2010s-now-what [Accessed November 6, 2020].

---

[1] Kendati demikian perlu dipahami bahwa angka tarif tersebut tidak serta merta menggambarkan biaya pembangkitan di suatu sistem ketenagalistrikan sebab secara keseluruhan sistem, angka tersebut belum menginternalisasikan juga cost of grid integration dari PLTS termasuk ancillary service cost. Komponen ini umumnya berupa biaya pembangkit penyeimbang (balancing) dari PLTS yang bersifat intermiten, umumnya diisi oleh baterai, gas, dsb yang memiliki fleksibilitas tinggi. Secara umum, pada pasar listrik Eropa, pengadaan ancillary service dilakukan secara melalui mekanisme market sesuai kebutuhan sistem yang diatur oleh grid operator (Transmission System Operator/TSO)

[2] Disclaimer: Sebagai catatan, terdapat juga beberapa unit PLTS skala utilitas yang dibangun melalui anggaran Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dan diserahterimakan kepada Pemerintah Daerah untuk dioperasikan bersama PLN berdasarkan Peraturan Menteri (Permen) ESDM No. 39/2017 namun tidak masuk hitungan ini dikarenakan keterbatasan terhadap akses data dan informasi. Namun beberapa sumber melaporkan proyek-proyek tersebut banyak yang terkendala pada tahap serah-terima aset sehingga tidak dapat dioperasikan secara optimal.

[3] Tidak dapat dipungkiri penerapan net-metering berpotensi memberikan trade-off berupa penurunan pendapatan PT PLN selaku penjual listrik yang untuk lebih jauh berakibat pada potential business losses sebab sebagian listrik masyarakat akan berasal dari PLTS atap. Namun perlu dipertimbangkan bahwa kebijakan atraktif diperlukan untuk mendorong pertumbuhan dan pematangan market. Selain itu, bisa diperkirakan bahwa secara umum penerapan net-metering tidak akan langsung dan serta merta menggerus pendapatan dalam jumlah besar sekaligus, pun tinjauan-tinjauan kebijakan dan regulasi baru dapat dipertimbangkan apabila memang market telah cukup matang.

Aini Utami Rahayu. (2021). Lesson-learned Pembangkit Listrik Tenaga Surya dalam Konteks Global dan Nasional: Status dan Strategi. SMI Institute, PT Sarana Multi Infrastruktur (Persero). Diakses , dari