Ecobiz.asia – Institute for Essential Services Reform (IESR) mulai menyusun studi pra-kelayakan (pre-feasibility study/Pre-FS) pembangunan pembangkit listrik tenaga surya (PLTS) terapung offshore di perairan Kolaka, Sulawesi Tenggara.
Proyek ini diproyeksikan menjadi salah satu solusi dekarbonisasi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) captive yang memasok kawasan industri nikel di Indonesia.
Chief Executive Officer IESR, Fabby Tumiwa, mengatakan inisiatif tersebut merupakan bagian dari kajian “Indonesia Captive Power Decarbonisation” yang telah disusun sejak tahun lalu.
Kajian itu menyoroti belum adanya peta jalan yang jelas untuk menurunkan emisi gas rumah kaca dari pembangkit captive, di tengah target net zero emission Indonesia pada 2060.
“Saat ini kami sedang mencoba menyusun Pre-FS PLTS terapung offshore di sekitar Kolaka untuk menguji skema bisnis power wheeling ke IMIP guna mendukung dekarbonisasi captive power. Indikasi awal menunjukkan proyek ini cukup layak dengan LCOE di bawah 10 sen dolar AS per kWh untuk kapasitas 100 hingga 360 MW,” ujar Fabby dalam Peluncuran Laporan & Ringkasan Kebijakan Dekarbonisasi Pembangkit Listrik Captive di Indonesia, Kamis (26/2/2026).
Menurutnya, ekspansi PLTU captive dalam beberapa tahun terakhir berlangsung sangat pesat, terutama untuk mendukung agenda hilirisasi mineral. Sejak 2019, kapasitas PLTU captive meningkat tiga kali lipat dari 5,5 GW menjadi 16,6 GW pada 2024.
Saat ini terdapat sekitar 130 unit PLTU captive berkapasitas di atas 30 MW yang beroperasi, serta 21 unit lainnya dalam tahap konstruksi.
Berdasarkan proyeksi Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional (RUKN), tambahan kapasitas batu bara dalam tujuh tahun ke depan diperkirakan mencapai 26,7 GW, dengan sekitar 75% di antaranya berasal dari PLTU captive.
Industri nikel menjadi kontributor terbesar, menyumbang sekitar 76% kapasitas PLTU captive. Kawasan industri seperti Morowali dan Weda Bay berkembang menjadi pusat smelter berbasis listrik batu bara.
Pada 2023, sektor nikel tercatat sebagai penyumbang emisi karbon industri terbesar di Indonesia, dengan kontribusi sekitar 22% emisi nasional dari sektor energi dan proses industri.
Fabby menilai kondisi ini menciptakan paradoks dalam transisi energi. Di satu sisi, Indonesia mendorong produksi mineral kritis seperti nikel untuk mendukung revolusi kendaraan listrik global. Namun di sisi lain, proses produksinya masih sangat intensif karbon, dengan intensitas emisi 7–10 kali lebih tinggi per ton nikel dibandingkan rata-rata global.
Regulasi PLTU captive juga dinilai masih lemah. Pembangkit ini tidak sepenuhnya tercakup dalam moratorium batu bara sebagaimana diatur dalam Peraturan Presiden No. 112/2022 dan belum terikat skema perdagangan emisi yang mulai diterapkan pada PLTU on-grid sejak 2023.
Selain itu, listrik yang dihasilkan tidak masuk ke jaringan nasional PLN, sehingga berada di “titik buta” pengawasan emisi.
Tantangan Dekarbonisasi
Fabby mengakui, dekarbonisasi PLTU captive bukan perkara sederhana. Banyak smelter berlokasi di wilayah terpencil di Sulawesi dan Maluku Utara yang belum terhubung jaringan listrik nasional dan memiliki keterbatasan potensi energi terbarukan skala besar.
Selain faktor geografis, aspek keekonomian juga menjadi pertimbangan. PLTU batu bara selama ini dipilih karena mampu menyediakan pasokan listrik stabil dengan harga relatif murah.
Operator smelter telah menginvestasikan miliaran dolar AS pada infrastruktur batu bara, sehingga peralihan mendadak berpotensi memunculkan risiko stranded asset dan menurunkan daya saing.
Di sisi lain, IESR memperkirakan tanpa upaya penurunan emisi, polusi udara dari PLTU captive dapat menyebabkan hingga 5.000 kematian prematur pada 2030 dengan beban ekonomi mencapai US$3,4 miliar. Jika berlanjut hingga 2040, angka kematian prematur berpotensi meningkat menjadi 27.000 jiwa.
Empat Jalur Transisi
Dalam kajiannya, IESR mengidentifikasi empat jalur utama dekarbonisasi PLTU captive. Pertama, integrasi energi terbarukan melalui PLTS yang dikombinasikan dengan sistem penyimpanan baterai (BESS), termasuk opsi PLTS offshore untuk wilayah dengan keterbatasan lahan.
Kedua, pemanfaatan dan perluasan pembangkit listrik tenaga air (PLTA) serta pembangunan infrastruktur transmisi untuk menghubungkan smelter dengan sumber energi bersih. Ketiga, pengembangan hidrogen hijau untuk lokasi terpencil. Keempat, peningkatan efisiensi proses industri, termasuk pemanfaatan panas buang (waste heat recovery) dan substitusi sebagian batu bara dengan biomassa.
Sebagai contoh, Fabby menyoroti praktik di fasilitas pengolahan nikel milik PT Vale Indonesia Tbk di Sorowako, Sulawesi Selatan, yang memanfaatkan PLTA berkapasitas 365 MW. Skema tersebut diklaim mampu menurunkan biaya produksi hingga 40% per ton nikel dan mengurangi emisi CO₂ sekitar 2,3 juta ton per tahun.
Dorongan Regulasi dan Pembiayaan
IESR mendorong pemerintah memperketat standar emisi PLTU captive dan menghentikan penerbitan izin baru setelah 2030, sejalan dengan target peningkatan ambisi Nationally Determined Contribution (NDC) kedua Indonesia yang menargetkan puncak emisi sebelum atau pada 2035.
Selain itu, reformasi kebijakan harga batu bara domestik (DMO) dan penyesuaian pajak karbon dinilai penting untuk menciptakan level playing field bagi energi terbarukan.
Saat ini, pajak karbon ditetapkan sekitar US$2 per ton CO₂, yang dianggap terlalu rendah untuk mendorong perubahan perilaku industri.
“Solusi teknis tidak akan berjalan tanpa dukungan regulasi dan pembiayaan. Kita membutuhkan blended finance yang menggabungkan insentif pemerintah, modal internasional, dan investasi swasta untuk mempercepat transisi captive power,” pungkas Fabby. ****
