Pada artikel sebelumnya, saya mengurai bagaimana Perpres 109/2025 menggelar karpet merah bagi investor Pengolahan Sampah menjadi Energi Listrik (PSEL). Namun, di balik kerangka yang menarik tersebut, fondasi operasional dan ekonomi dari program ini dibangun di atas tiga asumsi yang sangat rapuh. Ketiga tantangan ini—pasokan sampah yang tidak sesuai, harga listrik yang tidak rasional, dan penambahan daya pada jaringan yang sudah surplus—saling terkait dan berpotensi meruntuhkan kelayakan program ini dalam jangka panjang.
Ilusi Pasokan: Kuantitas vs. Kualitas Sampah Indonesia
Tantangan pertama dan paling mendasar terletak pada bahan baku itu sendiri: sampah. Perpres 109/2025 mensyaratkan pemerintah daerah untuk menjamin ketersediaan volume sampah minimal 1.000 ton per hari selama masa operasional pembangkit. Sepintas, kota-kota prioritas seperti Jakarta, Bandung, Semarang dan Yogyakarta tampaknya mampu memenuhi kuota ini. Jakarta, misalnya, menghasilkan timbulan sampah sekitar 8.369 ton per hari, sementara Yogyakarta Raya mencatat potensi timbulan sampah sekitar 1.355 ton per hari. Data SIPSN juga menunjukkan timbulan sampah tahunan Kota Bandung mencapai 546.151 ton, atau rata-rata sekitar 1.496 ton per hari.
Namun, angka-angka agregat ini menyembunyikan masalah yang jauh lebih krusial: kualitas dan komposisi sampah. Karakteristik sampah kota di Indonesia sangat berbeda dengan di negara-negara maju di mana teknologi insinerator berkembang. Sampah di Indonesia didominasi oleh sampah organik (sisa makanan dan sejenisnya) dengan kadar air yang sangat tinggi, mencapai 60% hingga 80% dari total volume. Sampah dengan kelembapan tinggi seperti ini memiliki nilai kalor yang sangat rendah, artinya dibutuhkan lebih banyak energi untuk membakarnya daripada energi yang dihasilkannya. Ini bukan hanya tidak efisien, tetapi juga berpotensi meningkatkan emisi polutan berbahaya.
Kondisi ini mencerminkan tantangan yang telah menyebabkan kegagalan banyak proyek waste-to-energy di India. Di sana, sampah kota memiliki kadar air tinggi (40-50%) dan tidak terpilah, membuat teknologi insinerasi tidak layak secara finansial dan menjadi sumber polusi udara yang signifikan. Dengan memaksakan teknologi termal pada jenis sampah yang tidak sesuai, Indonesia berisiko mengulangi kesalahan yang sama.
Lebih buruk lagi, kewajiban pasokan 1.000 ton per hari menciptakan insentif yang salah arah (perverse incentive). Untuk memenuhi kuota dan menghindari kompensasi, pemerintah daerah akan terdorong untuk mengirimkan semua jenis sampah ke fasilitas PSEL tanpa pemilahan. Sampah organik basah yang seharusnya dikomposkan, dan sampah anorganik kering seperti plastik, kertas, dan logam yang seharusnya didaur ulang, semuanya akan dianggap sebagai “bahan bakar”. Hal ini secara langsung menabrak hierarki pengelolaan sampah yang benar (3R: Reduce, Reuse, Recycle) dan menciptakan skenario “memberi makan setan” (feed the beast), di mana permintaan konstan dari insinerator akan menghambat, bahkan mematikan, inisiatif daur ulang dan ekonomi sirkular yang telah susah payah dibangun.
Anomali Tarif: Subsidi Mahal di Tengah Surplus Listrik
Tantangan kedua adalah anomali ekonomi yang diciptakan oleh tarif listrik PSEL. Harga pembelian USD 0,20 per kWh (sekitar Rp 3.200 per kWh dengan kurs Rp 16.000) adalah sebuah angka yang besar jika dibandingkan dengan struktur biaya kelistrikan nasional. Sebagai perbandingan, tarif jual rata-rata PLN kepada pelanggan rumah tangga non-subsidi berkisar antara Rp 1.444 hingga Rp 1.699 per kWh, atau setara dengan USD 0,09 – 0,11 per kWh. Lebih penting lagi, Biaya Pokok Penyediaan (BPP) Pembangkitan nasional PLN, atau biaya rata-rata untuk memproduksi listrik, jauh lebih rendah, yaitu sekitar Rp 1.034 per kWh pada tahun 2022, atau sekitar USD 0,065 per kWh.
Ini berarti, untuk setiap kWh listrik yang dibeli dari PSEL, PLN (dan negara melalui mekanisme kompensasi) harus menanggung kerugian atau mensubsidi selisih sebesar kurang lebih $US 0,135$ per kWh. Dengan kata lain, negara membayar hampir tiga kali lipat lebih mahal untuk listrik dari PSEL dibandingkan biaya produksinya sendiri dari sumber lain. Beban finansial ini akan menjadi kewajiban selama 30 tahun untuk setiap PSEL yang beroperasi, menciptakan potensi pembengkakan subsidi energi yang signifikan di masa depan.
Ironisnya, kebijakan ini diimplementasikan di tengah kondisi surplus pasokan listrik yang parah, terutama di sistem interkoneksi Jawa-Madura-Bali (Jamali), yang menjadi target lokasi sebagian besar proyek PSEL awal. Data menunjukkan bahwa reserve margin (cadangan daya) di sistem Jamali telah mencapai 44% hingga 47% , jauh di atas ambang batas ideal sebesar 20-40% yang dibutuhkan untuk menjaga keandalan sistem.
Memaksa PLN untuk menyerap listrik dari PSEL—yang bersifat must-run atau harus beroperasi terus-menerus untuk membakar sampah—dalam kondisi surplus adalah sebuah tindakan yang tidak rasional secara ekonomi dan teknis. Kebijakan ini tampak terisolasi dan tidak terintegrasi dengan perencanaan energi nasional yang lebih besar, seperti yang tertuang dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2025-2034, yang justru sedang berjuang untuk mengelola kelebihan kapasitas sambil mencoba mengintegrasikan energi terbarukan yang lebih kompetitif.
Setelah melihat masalah internal, artikel selanjutnya akan membandingkan pendekatan Indonesia dengan praktik PSEL di negara maju dan berkembang untuk melihat pelajaran apa yang bisa dipetik.
