Target Listrik Indonesia Berbeda-beda, IEEFA Dorong Satu Tolok Ukur Transparan untuk Mengawal RUPTL
Indonesia memiliki rencana pembangunan ketenagalistrikan yang sangat ambisius dalam satu dekade ke depan. Puluhan gigawatt pembangkit baru, jaringan transmisi puluhan ribu kilometer, gardu induk, penyimpanan energi, hingga program PLTS 100 GWp harus dibangun untuk memenuhi pertumbuhan kebutuhan listrik dan mempercepat transisi energi. Namun Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) menemukan persoalan mendasar: keberhasilan implementasi rencana tersebut saat ini dapat menghasilkan kesimpulan yang sangat berbeda tergantung tolok ukur resmi mana yang digunakan.
Dalam analisis yang diterbitkan 1 Oktober 2026, IEEFA menyoroti keberadaan dua acuan yang digunakan dalam pelaksanaan pembangunan infrastruktur ketenagalistrikan PLN, yakni Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik atau RUPTL dan Kontrak Kinerja antara Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral dengan PLN.
Kedua dokumen tersebut pada dasarnya mengarah pada kebutuhan infrastruktur jangka panjang yang relatif sama. Namun target tahunan dan waktu pelaksanaannya dapat berbeda.
Perbedaan tersebut sebenarnya tidak selalu menjadi masalah. Rencana ketenagalistrikan jangka panjang memang perlu menyesuaikan perkembangan permintaan listrik, kesiapan proyek, kebutuhan sistem, proses pengadaan, dan ketersediaan pembiayaan.
Persoalannya muncul ketika hubungan antara kedua target tersebut tidak cukup jelas bagi publik dan pemangku kepentingan.
Akibatnya, satu realisasi yang sama dapat dinilai sebagai keberhasilan besar berdasarkan satu indikator, tetapi terlihat jauh tertinggal apabila dibandingkan dengan indikator lainnya.
Bangun Transmisi 2.317 Kilometer, Capaiannya 26 Persen atau 112 Persen?
IEEFA memberikan contoh pembangunan jaringan transmisi PLN pada 2025.
PLN melaporkan telah menambah sekitar 2.317 circuit-kilometers atau ckm jaringan transmisi sepanjang tahun tersebut.
Jika angka itu dibandingkan dengan target 8.756 ckm dalam RUPTL 2025–2034 untuk 2025, pencapaiannya hanya sekitar 26 persen.
Namun terdapat tolok ukur lainnya.
Kontrak Kinerja antara Kementerian ESDM dan PLN menetapkan target pembangunan transmisi 2025 sebesar 2.070 ckm.
Jika menggunakan target tersebut, realisasi 2.317 ckm berarti PLN justru mencapai sekitar 112 persen target.
Dua perhitungan tersebut sama-sama menggunakan realisasi pembangunan yang sama.
Namun kesimpulannya sangat berbeda.
Dengan RUPTL, pembangunan terlihat baru mencapai sekitar seperempat target.
Dengan Kontrak Kinerja, target justru terlampaui.
Perbedaan inilah yang menjadi salah satu perhatian utama IEEFA.
Investasi US$4,63 Miliar Bisa Disebut 149 Persen, tetapi Juga 32 Persen
Kontras yang lebih besar terlihat dalam investasi infrastruktur ketenagalistrikan.
RUPTL memproyeksikan investasi infrastruktur listrik sekitar Rp244,7 triliun atau US$14,3 miliar pada 2025.
Sementara itu, laporan kinerja Kementerian ESDM menggunakan target berbeda, yaitu sekitar US$3,1 miliar.
Realisasi investasi yang dilaporkan PLN mencapai sekitar US$4,63 miliar.
Jika menggunakan target Kementerian ESDM sebesar US$3,1 miliar, pencapaian tersebut setara dengan sekitar 149 persen target.
Kinerja terlihat sangat baik.
Namun apabila realisasi US$4,63 miliar dibandingkan dengan proyeksi RUPTL sebesar US$14,3 miliar, realisasinya hanya sekitar 32 persen.
Kinerja yang sama akhirnya menghasilkan dua narasi yang sangat berbeda.
Inilah alasan IEEFA menilai Indonesia membutuhkan satu kerangka acuan yang jelas dan transparan untuk mengukur implementasi pembangunan ketenagalistrikan.
Perbedaan Target Tidak Selalu Berarti Ada Kesalahan
Perbedaan antara RUPTL dan Kontrak Kinerja tidak otomatis berarti salah satu dokumen keliru.
RUPTL merupakan perencanaan jangka panjang.
Dalam implementasinya, berbagai kondisi dapat berubah.
Pertumbuhan permintaan listrik mungkin berbeda dari perkiraan. Proyek dapat mengalami perubahan kesiapan. Pembebasan lahan membutuhkan waktu lebih panjang. Pembiayaan belum tersedia. Pengadaan mengalami penyesuaian. Kebutuhan sistem juga dapat berubah.
Karena itu, target tahunan yang lebih realistis memang dapat diperlukan.
Jika Kontrak Kinerja digunakan untuk menerjemahkan RUPTL menjadi tahapan implementasi tahunan yang menyesuaikan kondisi aktual, mekanisme tersebut dapat mempunyai fungsi penting.
Namun menurut IEEFA, yang dibutuhkan adalah transparansi mengenai hubungan keduanya.
Publik dan investor perlu mengetahui mengapa sebuah target berubah, dasar perhitungannya, bagaimana perubahan tersebut memengaruhi target berikutnya, dan apakah proyek hanya dijadwalkan ulang atau benar-benar mengalami keterlambatan.
Tanpa informasi tersebut, sulit membedakan antara penyesuaian perencanaan yang rasional dengan keterlambatan implementasi.
RUPTL 2025–2034 Membawa Target Infrastruktur Sangat Besar
Persoalan ini semakin penting karena RUPTL 2025–2034 mempunyai skala pembangunan yang sangat besar.
Dalam periode sepuluh tahun, RUPTL menargetkan sekitar 69,5 GW tambahan pembangkit dan penyimpanan energi.
Selain pembangkit, sistem membutuhkan sekitar 47.758 ckm jaringan transmisi baru.
Kapasitas gardu induk juga direncanakan bertambah sekitar 107.950 MVA.
Ketiga komponen tersebut tidak dapat dipisahkan.
Membangun pembangkit tanpa jaringan transmisi yang memadai dapat menyebabkan listrik tidak dapat disalurkan secara optimal.
Sebaliknya, membangun jaringan tanpa kepastian proyek pembangkit dan pertumbuhan permintaan juga dapat menghasilkan aset yang belum dimanfaatkan secara maksimal.
Karena itu, keberhasilan RUPTL seharusnya tidak hanya diukur berdasarkan jumlah pembangkit yang selesai dibangun.
Pembangkit, transmisi, gardu induk, penyimpanan energi, pembiayaan, dan kesiapan sistem harus bergerak dalam jadwal yang saling terhubung.
Energi Terbarukan Sangat Bergantung pada Transmisi
Hubungan antara pembangkit dan jaringan menjadi semakin penting dalam pengembangan energi terbarukan.
IEEFA memberikan contoh Sulawesi Tengah.
RUPTL mengidentifikasi sekitar 5,7 GW potensi tenaga air di kawasan tersebut. Namun lokasi sumber energi tidak selalu berdekatan dengan pusat konsumsi listrik.
Untuk mengalirkan energi tersebut, RUPTL merencanakan sekitar 4.012 kilometer jaringan backbone 275 kV.
Jaringan itu akan menghubungkan fasilitas hidro yang sudah ada seperti Bakaru sekaligus memungkinkan proyek yang direncanakan, termasuk Pokko, mengirim listrik menuju pusat beban.
Contoh tersebut memperlihatkan mengapa target pembangkit energi terbarukan tidak dapat dibaca secara terpisah.
Sebuah proyek pembangkit mungkin mempunyai sumber daya yang baik dan pendanaan tersedia, tetapi nilai ekonominya tetap bergantung pada kemampuan jaringan menyalurkan listrik ke konsumen.
Karena itu, keterlambatan transmisi dapat menjadi keterlambatan energi terbarukan.
40 Persen Proyek RUPTL Disebut Sudah Bergerak
PLN melaporkan terdapat 4.118 proyek dalam RUPTL.
Dari jumlah tersebut, sebanyak 1.646 proyek atau sekitar 40 persen dilaporkan telah mengalami perkembangan pada tahun pertama.
Sebanyak 1.083 proyek berada dalam tahap pengadaan, 420 proyek dalam tahap konstruksi, dan 143 proyek telah mencapai commercial operation date atau COD.
Data tersebut memberikan gambaran bahwa implementasi telah bergerak.
Namun IEEFA menilai pemantauan akan menjadi jauh lebih informatif apabila status setiap proyek dikaitkan dengan kapasitas aktual yang dihasilkan serta jadwal awal dan jadwal terbarunya.
Satu proyek transmisi kecil tentu tidak mempunyai bobot yang sama dengan proyek interkoneksi antarpulau bernilai miliaran dolar.
Demikian pula satu proyek PLTS kecil tidak dapat disamakan begitu saja dengan proyek pembangkit berskala gigawatt.
Karena itu, jumlah proyek yang bergerak perlu dilengkapi informasi mengenai kapasitas, nilai investasi, tahapan pelaksanaan, dan jadwal operasinya.
Interkoneksi Sumatra–Jawa Menjadi Contoh Mengapa Jadwal Harus Transparan
IEEFA menggunakan proyek interkoneksi Sumatra–Jawa untuk menggambarkan bagaimana perencanaan ketenagalistrikan dapat berubah dalam jangka panjang.
Proyek interkoneksi HVDC berkapasitas 3.000 MW tersebut diumumkan pada 2012 dan awalnya ditargetkan selesai pada 2017.
Proyek kemudian masuk dalam RUPTL 2013–2022.
Namun perkembangan berikutnya berubah.
Proyeksi permintaan listrik yang lebih rendah dan pembatalan pinjaman pembangunan dari Japan International Cooperation Agency membuat proyek dinilai tidak ekonomis. Interkoneksi tersebut kemudian dikeluarkan dari RUPTL 2021–2030.
Kini proyek itu kembali.
RUPTL 2025–2034 memasukkan kembali interkoneksi Sumatra–Jawa sebagai bagian dari Green Enabling Super Grid, dengan jaringan HVDC 500 kV yang ditargetkan selesai pada 2031.
Perubahan seperti ini tidak selalu menunjukkan kegagalan.
Kondisi sistem kelistrikan memang berubah.
Namun ketika sebuah proyek besar keluar dan masuk kembali dalam rencana nasional, penjelasan mengenai alasan, perubahan kebutuhan, pembiayaan, dan jadwal baru menjadi sangat penting.
Satu Interkoneksi Bisa Membutuhkan Lebih dari US$1 Miliar
Skala pembiayaan proyek tersebut memberikan gambaran mengenai tantangan yang akan dihadapi Indonesia.
Studi JICA pada 2022 memperkirakan biaya interkoneksi Sumatra–Jawa sekitar US$1,14 miliar, atau sekitar US$1,23 miliar jika disetarakan dengan nilai 2025. Perhitungan tersebut bahkan belum memasukkan peralatan alternating current tertentu.
Sebagai perbandingan, total investasi PLN untuk transmisi dan gardu induk pada 2025 sekitar US$1,02 miliar.
Artinya, satu proyek interkoneksi besar saja mempunyai nilai sekitar 20 persen lebih tinggi daripada keseluruhan investasi transmisi dan gardu PLN pada tahun tersebut.
Gambaran ini menunjukkan bahwa transisi energi Indonesia bukan sekadar persoalan membangun lebih banyak pembangkit energi terbarukan.
Infrastruktur jaringan membutuhkan modal yang sama seriusnya.
Kemudian Muncul Target Baru: PLTS 100 GWp
Tantangan perencanaan menjadi jauh lebih besar setelah pemerintah meluncurkan program PLTS 100 GWp pada Agustus 2026.
Pemerintah menargetkan program tersebut dapat direalisasikan hingga 2029.
Sementara itu, kapasitas tenaga surya terpasang Indonesia pada awal 2026 baru sekitar 1,5 GWp.
Untuk mencapai 100 GWp, kapasitas tersebut harus meningkat lebih dari 60 kali lipat hanya dalam waktu sekitar tiga tahun.
Skala perubahan ini sangat besar.
Dan target 100 GWp tersebut muncul ketika RUPTL 2025–2034 sudah mempunyai struktur perencanaan sendiri.
RUPTL saat ini mencakup sekitar 42,6 GW pembangkit energi terbarukan dan 10,3 GW penyimpanan energi.
Untuk PLTS atap, alokasi dalam RUPTL hanya sekitar 3 GW.
Karena itu, program PLTS 100 GWp tidak dapat sekadar ditempelkan di atas rencana yang sudah ada.
Jika benar-benar akan dilaksanakan, berbagai bagian sistem harus diperbarui.
PLTS 100 GWp Membutuhkan Lebih dari Panel Surya
Membangun 100 GWp PLTS bukan hanya persoalan membeli dan memasang panel.
Produksi tenaga surya berubah mengikuti waktu dan kondisi cuaca.
Ketika kapasitasnya mencapai puluhan gigawatt, sistem kelistrikan harus mampu mengelola perubahan produksi tersebut dalam skala yang sebelumnya belum pernah dialami Indonesia.
Jaringan transmisi dan distribusi harus diperkuat.
Sistem penyimpanan energi harus berkembang.
Pengadaan harus mempunyai jadwal jelas.
Kapasitas manufaktur dan rantai pasok harus tersedia.
Sistem operasi PLN harus semakin fleksibel.
PLTS terdistribusi dan PLTS atap juga harus diintegrasikan dalam perencanaan.
Semua perubahan tersebut mempunyai implikasi pembiayaan.
Karena itu, target pembangkit tidak dapat berdiri sendiri tanpa roadmap jaringan dan investasi.
Dibutuhkan Sekitar US$73 Miliar dalam Tiga Tahun
Pemerintah memperkirakan program PLTS 100 GWp membutuhkan investasi sekitar US$73 miliar selama tiga tahun.
Itu berarti kebutuhan modal rata-rata sekitar US$24 miliar setiap tahun.
Sebagai pembanding, realisasi investasi pembangkitan oleh PLN, independent power producers, serta power private utilities/pemegang izin operasi pada 2025 mencapai sekitar US$1,59 miliar.
Menurut perhitungan IEEFA, kebutuhan investasi tahunan program PLTS tersebut kira-kira 15 kali realisasi investasi pembangkitan 2025.
Perbandingan tersebut memperlihatkan bahwa target 100 GWp tidak mungkin hanya mengandalkan pola pembiayaan seperti sebelumnya.
Modal swasta dan lembaga pembiayaan pembangunan harus dimobilisasi dalam skala jauh lebih besar.
Dan investor membutuhkan kepastian.
Investor Membutuhkan Pipeline yang Bisa Dipercaya
Bagi investor, target nasional yang besar memang menarik.
Namun target saja belum cukup untuk mengambil keputusan investasi.
Pengembang perlu mengetahui proyek mana yang akan ditender.
Kapan pengadaannya dimulai.
Di mana proyek akan dibangun.
Apakah lahan tersedia.
Kapan jaringan transmisi siap.
Bagaimana struktur tarifnya.
Siapa pembeli listriknya.
Bagaimana mekanisme pembiayaannya.
Kapan proyek ditargetkan beroperasi.
Jika informasi tersebut berubah tanpa mekanisme yang jelas, risiko proyek meningkat.
Ketika risiko meningkat, biaya modal dapat ikut meningkat.
Dalam proyek energi dengan nilai investasi miliaran dolar, perbedaan biaya modal beberapa persen saja dapat memberikan dampak besar terhadap biaya listrik sepanjang umur proyek.
Karena itu, transparansi perencanaan bukan sekadar persoalan administrasi pemerintahan.
Ia mempunyai nilai ekonomi.
Indonesia Tidak Membutuhkan Lebih Banyak Dokumen Perencanaan
Salah satu pesan paling menarik dari IEEFA adalah bahwa Indonesia tidak selalu membutuhkan rencana ketenagalistrikan baru.
Yang lebih diperlukan adalah satu kerangka perencanaan dan implementasi yang mampu menyatukan berbagai target yang sudah ada.
RUKN, RUPTL, Kontrak Kinerja, program PLTS 100 GWp, pipeline proyek PLN, kebutuhan pembiayaan, dan berbagai target pemerintah perlu diterjemahkan menjadi kerangka implementasi yang dapat dipantau secara konsisten.
Dengan demikian, ketika sebuah proyek mengalami perubahan, masyarakat dan investor dapat memahami apa yang sebenarnya terjadi.
Apakah proyek ditunda karena permintaan berubah?
Apakah pengadaan terlambat?
Apakah pendanaan belum tersedia?
Apakah pembangunan jaringan belum selesai?
Atau memang terdapat perubahan kebijakan pemerintah?
Tanpa kerangka yang transparan, semua kondisi tersebut dapat terlihat sama dari luar: proyek tidak selesai sesuai jadwal.
IEEFA Usulkan Scorecard Implementasi RUPTL
Salah satu solusi yang diusulkan adalah membuat scorecard implementasi RUPTL yang tersedia untuk publik.
Untuk setiap proyek besar, scorecard dapat menunjukkan jadwal awal dalam RUPTL, target kontraktual terbaru, status pengadaan, status konstruksi, target COD, serta perubahan jadwal yang terjadi.
Jika target berubah, alasannya juga perlu dijelaskan.
Pendekatan seperti ini tidak dimaksudkan untuk membuat RUPTL menjadi dokumen yang tidak boleh berubah.
Justru sebaliknya.
Perencanaan sistem listrik harus dapat beradaptasi terhadap kondisi baru.
Namun setiap perubahan perlu mempunyai jejak yang dapat dilihat.
Dengan begitu, revisi yang memang diperlukan dapat dibedakan dari keterlambatan pelaksanaan.
Akuntabilitas Tidak Bisa Dibebankan kepada PLN Sendiri
IEEFA juga mengingatkan bahwa pelaksanaan RUPTL bukan hanya tanggung jawab PLN.
Proyek pembangkit dan transmisi bergantung pada banyak faktor yang berada di luar kendali satu perusahaan.
Ada persoalan lahan.
Perizinan.
Pembiayaan.
Pengadaan.
Koordinasi pemerintah pusat dan daerah.
Kesiapan investor.
Infrastruktur pendukung.
Serta kebijakan kementerian dan lembaga lainnya.
Karena itu, mekanisme lintas kementerian dapat diperlukan untuk menghubungkan prioritas nasional dengan pipeline proyek PLN, kebutuhan anggaran pemerintah, serta kebutuhan pembiayaan.
Dengan struktur tersebut, tanggung jawab setiap pihak dapat terlihat lebih jelas.
Jangan Sampai Pembangkit Selesai, tetapi Transmisinya Terlambat
Salah satu risiko terbesar dalam pembangunan energi terbarukan adalah ketidaksinkronan antara pembangkit dan jaringan.
Bayangkan sebuah pembangkit hidro berskala besar selesai dibangun, tetapi jalur transmisi untuk membawa listriknya ke pusat konsumsi belum tersedia.
Pembangkit secara teknis sudah selesai.
Namun manfaat ekonominya belum dapat diperoleh secara maksimal.
Hal yang sama dapat terjadi pada PLTS, pembangkit angin, panas bumi, atau teknologi lainnya.
Karena itu, keberhasilan transisi energi tidak cukup diukur dengan mengatakan Indonesia menambah sekian gigawatt energi terbarukan.
Pertanyaan berikutnya harus selalu muncul:
Apakah jaringan yang dibutuhkan juga selesai tepat waktu?
Transparansi Bisa Menurunkan Risiko Investasi
Kepastian pipeline mempunyai manfaat lain yang sangat penting.
Investor dapat mempersiapkan modal lebih awal.
Bank dapat melakukan kajian proyek.
Lembaga pembiayaan pembangunan dapat memasukkan proyek dalam program pendanaan.
Produsen peralatan dapat menyiapkan kapasitas produksi.
Pengembang dapat melakukan persiapan lahan dan perizinan.
PLN dapat merencanakan kebutuhan penguatan jaringan.
Pemerintah dapat memperkirakan kebutuhan dukungan fiskal.
Dengan kata lain, informasi yang jelas membuat seluruh rantai investasi dapat bergerak lebih awal.
Sebaliknya, apabila jadwal proyek tidak pasti, setiap pihak cenderung menunggu.
Dan ketika semua pihak menunggu, target pembangunan dapat semakin sulit dicapai.
Ambisi Energi Indonesia Memerlukan Sistem Pengukuran yang Sama Ambisiusnya
Indonesia telah menetapkan target yang sangat besar.
RUPTL 2025–2034 merencanakan 69,5 GW pembangkit dan penyimpanan baru, 47.758 ckm jaringan transmisi, serta 107.950 MVA tambahan kapasitas gardu induk.
Di atas rencana tersebut kini terdapat program PLTS 100 GWp yang ditargetkan hingga 2029 dan diperkirakan membutuhkan investasi sekitar US$73 miliar.
Skala tersebut membuat persoalan perbedaan benchmark tidak lagi menjadi persoalan administratif kecil.
Jika pemerintah, PLN, investor, lembaga pembiayaan, dan masyarakat menggunakan tolok ukur berbeda untuk menilai proyek yang sama, sulit mendapatkan gambaran objektif mengenai seberapa jauh transisi energi benar-benar berjalan.
Contoh 2025 memperlihatkan persoalan itu dengan sangat jelas.
Realisasi transmisi 2.317 ckm dapat dibaca sebagai 26 persen atau 112 persen.
Realisasi investasi US$4,63 miliar dapat dibaca sebagai 32 persen atau 149 persen.
Angkanya tidak berubah.
Yang berubah hanyalah benchmark-nya.
Satu Target, Satu Dashboard, Satu Gambaran Kemajuan
Karena itu, gagasan mengenai satu kerangka implementasi yang transparan layak menjadi bagian penting reformasi perencanaan ketenagalistrikan Indonesia.
RUPTL tetap dapat menjadi roadmap utama.
Kontrak Kinerja dapat digunakan untuk menerjemahkannya menjadi target implementasi yang lebih aktual.
Namun hubungan keduanya perlu terlihat jelas.
Setiap perubahan target sebaiknya mempunyai alasan.
Setiap proyek besar mempunyai status.
Setiap keterlambatan dapat diidentifikasi.
Setiap kebutuhan pembiayaan dapat diperkirakan.
Dan setiap pencapaian dapat dibandingkan dengan benchmark yang sama.
Dengan sistem seperti itu, pemerintah tidak harus menunggu akhir periode RUPTL untuk mengetahui bahwa sebuah target tidak tercapai. Hambatan dapat diketahui sejak awal dan intervensi dapat dilakukan sebelum keterlambatan menjadi semakin besar.
Pada akhirnya, tantangan transisi energi Indonesia bukan hanya menentukan berapa gigawatt yang ingin dibangun.
Tantangan yang lebih sulit adalah memastikan siapa yang membangunnya, siapa yang membiayainya, jaringan mana yang harus tersedia, kapan proyek selesai, dan bagaimana masyarakat dapat mengetahui apakah semuanya berjalan sesuai rencana.
Indonesia tidak kekurangan target energi. Yang semakin dibutuhkan adalah satu garis ukur yang membuat seluruh target tersebut dapat diuji secara terbuka. Sebab ketika satu realisasi dapat disebut 26 persen sekaligus 112 persen, persoalannya bukan lagi sekadar angka—melainkan apakah kita benar-benar mempunyai gambaran yang sama tentang kemajuan pembangunan listrik nasional.
