Di atas Gedung Serba Guna Masjid Salman Institut Teknologi Bandung (ITB) sembilan panel surya berkapasitas total 5 kilowatt peak (kWp) telah terpasang sejak sekitar 2017. Panel-panel itu dirancang bekerja secara on-grid: menopang kebutuhan penerangan masjid siang hari dan kembali ke listrik PLN pada malam hari. Namun hingga kini, sistem transisi energi tersebut belum pernah benar-benar beroperasi karena belum terkoneksi dengan jaringan internal masjid.
Panel surya secara teknis mengharuskan sinkronisasi dengan jaringan PT PLN (Persero). Dalam praktiknya, skema ini menempatkan PLN sebagai pihak kunci yang menentukan apakah sistem dapat beroperasi atau tidak. Tanpa persetujuan dan koneksi resmi, panel surya yang telah terpasang tidak dapat dimanfaatkan sama sekali.
Pengelola Masjid Salman mencatat bahwa meski telah dilakukan komunikasi berulang dengan PLN, tidak pernah ada tindak lanjut teknis ke lokasi. Kondisi ini membuat sistem energi surya yang secara fisik sudah ada tetap berada dalam status pasif. Situasi tersebut menegaskan bahwa dalam skema on-grid, inisiatif masyarakat sepenuhnya bergantung pada kesiapan dan kejelasan mekanisme utilitas.
“Kami sudah dua sampai tiga kali menanyakan langsung ke PLN, termasuk datang ke kantor. Jawabannya selalu ‘tunggu saja’, tapi tidak pernah ada tindak lanjut ke lokasi,” ujar Asisten Manajer Bidang Sarana dan Prasarana Yayasan Pembina Masjid (YPM) Salman ITB, Muhammad Jaenal, di Masjid Salman ITB, Bandung, 5 Februari 2026.
Padahal, pemasangan panel tersebut bertujuan membantu menekan biaya listrik masjid yang mencapai sekitar Rp23 juta per bulan, dengan daya listrik terpasang dari PLN sebesar 41,5 kVA. Meski kapasitas panel relatif kecil, pengelola menilai kontribusinya cukup berarti untuk kebutuhan penerangan pada siang hari.
“Inisiatif ini juga bagian dari semangat masjid ramah lingkungan. Tapi karena belum terkoneksi, panelnya masih terpasang tanpa dimanfaatkan,” kata Jaenal.
Manajer Bidang Sarana dan Prasarana YPM Salman, Iwan Mulyana, menegaskan bahwa proyek panel surya ini bukan langkah terpisah, melainkan bagian dari gagasan besar menjadikan Masjid Salman sebagai ruang ibadah yang berkelanjutan. Sebelumnya, pengelola telah menerapkan pemilahan sampah, pemanfaatan air bekas wudu untuk penyiraman dan pencucian, serta penggunaan air hujan yang difiltrasi untuk wudu.
“Panel surya ini seharusnya melengkapi upaya itu. Sampah sudah, air sudah, tinggal energi surya. Tapi sampai sekarang belum bisa jalan,” ujarnya.
Menurut Iwan, tidak adanya kepastian dari PLN dalam jangka panjang menimbulkan kelelahan institusional. Pengelola merasa telah berulang kali berinisiatif, tetapi tidak mendapatkan respons yang sebanding.
“Bukan karena tidak mau, tapi karena capek menunggu. Padahal kalau dari awal diizinkan, walaupun kecil, ini bisa jadi pemicu untuk dikembangkan lebih besar ke depan,” katanya.
Baik Iwan maupun Jaenal, mengatakan bahwa jika Masjid Salman ITB mendapatkan izin penggunaan panel surya maka jemaah masjid akan mendapatkan sosialisasi tentang pentingnya menggunakan energi terbarukan yang ramah lingkungan. Diketahui, selama ini listrik yang dikonsumsi bersumber dari pembangkit yang menggunakan bahan bakar fosil atau batu bara. Energi fosil ini berkontribusi besar pada pelepasan emisi yang menyebabkan pemanasan global.
Kondisi yang dialami Masjid Salman ITB mencerminkan situasi yang lebih luas. Di satu sisi, inisiatif energi terbarukan tumbuh di tingkat masyarakat, kampus, dan komunitas. Di sisi lain, implementasinya berhadapan dengan regulasi teknis dan mekanisme sistem kelistrikan yang ketat, khususnya pada aspek koneksi ke jaringan PLN.
Pada awal 2024, pemerintah melalui Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) menerbitkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 2 Tahun 2024 tentang Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS) Atap yang terhubung pada jaringan pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum. Aturan ini mulai berlaku 31 Januari 2024 dan menggantikan Peraturan Menteri ESDM Nomor 26 Tahun 2021. Melalui regulasi baru tersebut, kapasitas pemasangan PLTS atap tidak lagi dibatasi 100 persen dari daya terpasang pelanggan, melainkan ditentukan berdasarkan kuota sistem yang ditetapkan PLN dan disahkan Direktorat Jenderal Ketenagalistrikan (Kementerian ESDM).
Namun, regulasi yang sama juga menghapus mekanisme ekspor-impor listrik. Kelebihan energi listrik yang dihasilkan PLTS atap tidak lagi diperhitungkan sebagai pengurang tagihan pelanggan. Dengan desain ini, manfaat ekonomi PLTS atap sepenuhnya bergantung pada konsumsi listrik di lokasi, sementara akses ke jaringan tetap ditentukan oleh kuota sistem PLN.
Mengenai pemasangan, aturan tersebut menyatakan, “Pengaturan dan penyederhanaan waktu permohonan pemasangan PLTS Atap oleh Pelanggan PLN dan pengajuan dilayani oleh PLN berdasarkan mekanisme FIFS (First In First Serve)”.
Bagi inisiatif skala komunitas seperti Masjid Salman, desain kebijakan ini membuat pemanfaatan energi surya sangat bergantung pada persetujuan teknis dan prioritas sistem kelistrikan.
Dominasi PLTU Batu Bara
Dari lingkup komunitas, persoalan energi kemudian berkelindan dengan struktur pembangkitan listrik skala besar. Di sistem Jawa–Bali, pasokan listrik masih didominasi Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) batu bara, salah satunya PLTU Cirebon, terdiri dari Unit 1 dan Unit 2 dengan total kapasitas sekitar 1.660 megawatt (MW).
Pembangkit ini telah beroperasi lebih dari satu dekade dan menjadi bagian penting sistem kelistrikan Jawa–Bali. PLTU tersebut dioperasikan oleh PT Cirebon Electric Power sebagai independent power producer (IPP) dan menjual listrik kepada PT PLN (Persero) melalui perjanjian jual beli tenaga listrik jangka panjang (Cirebon Power, Sustainability Report 2023).
Dalam laporan keberlanjutannya, Cirebon Power menyebutkan bahwa Unit 1 menggunakan teknologi supercritical dan Unit 2 ultra-supercritical, yang dirancang untuk meningkatkan efisiensi termal dan menurunkan konsumsi bahan bakar per unit listrik. Namun laporan tersebut tidak memuat rincian kuantitatif biaya operasional dan pemeliharaan (operation and maintenance/O&M), sehingga gambaran biaya pembangkitan perlu dilihat melalui data agregat sektor batu bara.
Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) mencatat bahwa biaya pembangkitan listrik berbasis batu bara di Indonesia mengalami tren kenaikan dalam beberapa tahun terakhir. Biaya rata-rata pembangkitan batu bara tercatat naik dari sekitar Rp637 per kilowatt-hour (kWh) pada 2020 menjadi sekitar Rp941 per kWh pada 2024 (IEEFA, Transforming Indonesia’s Coal Dependence into Clean Energy Opportunities).
Dalam skala pembangkit besar, kenaikan tersebut berdampak signifikan. Sebuah PLTU berkapasitas 1.000 MW menghasilkan sekitar 1 juta kWh listrik per jam. Dengan biaya Rp941/kWh, biaya pembangkitan mencapai sekitar Rp941 juta per jam atau lebih dari Rp22 miliar per hari. Dibandingkan biaya pada 2020, kenaikan Rp304/kWh berarti tambahan sekitar Rp304 juta per jam, atau sekitar Rp2,7 triliun per tahun untuk satu pembangkit berkapasitas 1.000 MW—tanpa peningkatan produksi listrik.
Dalam kerangka kebijakan nasional, pemerintah juga menetapkan Besaran Biaya Pokok Penyediaan (BPP) pembangkitan PT PLN (Persero) melalui Keputusan Menteri ESDM Nomor 169.K/HK.02/MEM.M/2021 tentang Besaran Biaya Pokok Penyediaan Pembangkitan PT PLN Tahun 2020. Kepmen ini menetapkan BPP pembangkitan nasional sebesar Rp1.027,70 per kWh atau setara 7,05 sen dolar AS per kWh, dengan kurs tengah Bank Indonesia rata-rata 2020 sebesar Rp14.572 per dolar AS. Untuk sistem Jawa–Bali, BPP pembangkitan ditetapkan sebesar Rp908,15 per kWh atau sekitar 6,23 sen dolar AS per kWh (Kementerian ESDM).
BPP tersebut digunakan sebagai acuan pembelian tenaga listrik oleh PLN dan tidak merepresentasikan biaya spesifik satu jenis pembangkit. Namun, angka ini memberikan gambaran struktur biaya sistem kelistrikan yang menopang kontrak pembelian listrik dari pembangkit besar seperti PLTU.
IEEFA menilai kenaikan biaya pembangkitan batu bara berkaitan dengan meningkatnya kebutuhan pemeliharaan, overhaul, serta dinamika harga bahan bakar dan logistik. Dalam periode 2020–2024, pembangkit batu bara menunjukkan kenaikan biaya sekitar 48 persen, dari Rp637/kWh menjadi Rp941/kWh atau sekitar 5,94 sen dolar AS per kWh. Sebaliknya, pembangkit listrik tenaga gas mengalami volatilitas paling tinggi, dengan biaya melonjak hingga Rp2.455/kWh pada 2024 akibat kenaikan harga LNG global (IEEFA).
Kajian akademik juga menunjukkan pola serupa. Studi berjudul Quantifying Social Costs of Coal-Fired Power Plant Generation yang dipublikasikan dalam jurnal Geography and Sustainability mencatat bahwa pembangkit batu bara yang beroperasi jangka panjang menghadapi peningkatan biaya teknis dan eksternal seiring menurunnya efisiensi dan meningkatnya kebutuhan pemeliharaan (Geography and Sustainability).
Biaya pembangkitan energi terbarukan menunjukkan tren penurunan
Di sisi lain, biaya pembangkitan energi terbarukan menunjukkan tren penurunan. Institute for Essential Services Reform (IESR) mencatat bahwa levelized cost of electricity (LCOE) pembangkit energi terbarukan—terutama surya dan angin—berada pada kisaran yang kompetitif dibandingkan pembangkit batu bara, terutama jika mempertimbangkan biaya jangka panjang dan stabilitas harga (IESR, Indonesia Energy Transition Outlook).
Dalam laporan Making Energy Transition Succeed, IESR memperkirakan bahwa dengan asumsi harga batu bara mengikuti harga pasar moderat, bukan skema domestic market obligation (DMO), LCOE PLTU batu bara berada pada kisaran 10,7–11,9 sen dolar AS per kWh. Sebaliknya, sebagian besar biaya PLTS berada pada investasi awal, sementara biaya operasional dan pemeliharaan relatif rendah, sehingga biaya listriknya lebih stabil dalam jangka panjang (IESR, https://iesr.or.id/wp-content/uploads/2023/03/IESR-2023-Making-Energy-Transition-Succeed-A-2023s-Update-on-The-Levelized-Cost-of-Electricity-and-Storage-LCOE-LCOS-1.pdf).
Komitmen transisi energi pemerintah sebenarnya tertuang dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2025–2034. Di dokumen ini disebutkan bahwa pemerintah menetapkan arah pengembangan pembangkit yang meningkatkan porsi energi baru dan terbarukan serta membatasi penambahan PLTU baru, kecuali untuk proyek tertentu yang telah ditetapkan sebelumnya atau memenuhi kriteria khusus (Ditjen Ketenagalistrikan ESDM).
“Trend Perubahan Cost Teknologi EBT Pembangkit listrik yang berasal dari energi terbarukan baik untuk baseload (seperti PLTA, PLTP, pump storage) maupun intermiten (seperti PLTS dan PLTB) akan dimanfaatkan secara masif untuk mendukung pencapaian Net Zero Emissions (NZE) pada tahun 2060,” demikian dokumen resmi RUPTL.
Dalam konteks transisi energi, rencana percepatan pensiun PLTU Cirebon-1 dari 2042 menjadi 2035 juga masuk dalam pembahasan skema Just Energy Transition Partnership (JETP). JETP Indonesia diluncurkan pada 16 November 2023 sebagai kemitraan antara Pemerintah Indonesia dan International Partners Group (IPG), dengan komitmen pendanaan awal sebesar US$20 miliar. JETP diposisikan untuk mendukung transisi energi Indonesia guna menekan emisi gas rumah kaca, memenuhi target Nationally Determined Contribution (NDC), serta mendorong pembangunan ekonomi rendah karbon tanpa mengorbankan keterjangkauan dan keamanan energi.
Kerangka utama JETP dituangkan dalam Comprehensive Investment and Policy Plan (CIPP), sebuah dokumen strategi non-mengikat secara hukum yang disusun melalui kelompok kerja teknis, kebijakan, pendanaan, dan transisi berkeadilan, dengan dukungan lembaga internasional seperti IEA, World Bank, ADB, dan UNDP. CIPP dirancang sebagai living document yang dapat diperbarui mengikuti dinamika pasar dan kebijakan, serta menjadi rujukan perencanaan sektor ketenagalistrikan nasional.
Indonesia dan IPG menetapkan target kondisional bersama, antara lain puncak emisi sektor ketenagalistrikan maksimal 290 juta ton CO₂ pada 2030, peningkatan bauran energi terbarukan hingga setidaknya 34% pada 2030, serta net zero emissions sektor kelistrikan pada 2050. Target ini disertai strategi percepatan pemensiunan dini PLTU batu bara, dengan catatan bergantung pada dukungan pendanaan internasional.
Namun, analisis Kelompok Kerja Teknis JETP menilai bahwa pencapaian seluruh target tersebut menghadapi tantangan serius, terutama akibat tingginya kebutuhan pembangunan energi surya dan angin serta percepatan jaringan transmisi dalam waktu singkat, khususnya jika kapasitas PLTU captive tidak dikendalikan. Karena itu, CIPP memfokuskan peta jalan dekarbonisasi pada sistem kelistrikan on-grid, dengan target alternatif emisi 250 juta ton CO₂ pada 2030, pangsa energi terbarukan 44%, dan net zero 2050, sembari menyiapkan studi lanjutan untuk sistem off-grid.
Untuk mewujudkan peta jalan tersebut, CIPP memperkirakan kebutuhan investasi sebesar US$95,9 miliar pada periode 2023–2030 dan US$580,3 miliar hingga 2050, mencakup lima area fokus investasi: jaringan transmisi dan distribusi, pemensiunan dini PLTU, percepatan energi terbarukan dispatchable dan variabel, serta pengembangan rantai pasok energi terbarukan. Dari sekitar 1.000 proyek yang diusulkan, lebih dari 400 proyek ditetapkan sebagai prioritas JETP dengan kebutuhan investasi minimum US$67,4 miliar, sementara pendanaan awal US$20 miliar diposisikan sebagai katalis, bukan penutup seluruh kebutuhan.
Wakil Direktur Utama Cirebon Power, Joseph Pangalila, menyatakan perusahaan mengikuti proses dan tahapan kebijakan pemerintah terkait transisi energi (Bisnis Indonesia).
Hambatan Transisi Energi
Dari Masjid Salman hingga PLTU Cirebon, rangkaian dokumen dan data memperlihatkan satu benang merah. Inisiatif energi bersih telah tumbuh di tingkat masyarakat dan institusi, sementara di tingkat sistem, pembangkitan listrik masih ditopang oleh pembangkit fosil berbiaya besar dan berisiko meningkat. Hambatan transisi energi tidak semata terletak pada ketiadaan teknologi atau minat publik, melainkan pada desain regulasi, mekanisme jaringan, dan struktur biaya sistem kelistrikan yang masih memberi ruang dominan bagi pembangkit batu bara.
Liputan ini disusun berdasarkan dokumen resmi, laporan lembaga riset, dan publikasi akademik yang dapat diverifikasi, tanpa dimaksudkan sebagai penilaian normatif terhadap pihak tertentu, melainkan sebagai kontribusi berbasis data dalam diskursus publik mengenai arah kebijakan energi Indonesia. (Iman H)
