DSSA Mencoba Peruntungan di Energi Panas Bumi 440 MW, Besar di Atas Kertas tetapi Belum Terbukti Komersial

INFRASTRUKTUR.CO.ID, JAKARTA: Jika seluruhnya berhasil dikembangkan, kapasitas itu akan menempatkan DSSA sebagai salah satu pemain panas bumi penting di Indonesia. Namun, angka 440 MW masih merupakan potensi sumber daya, bukan kapasitas terpasang ataupun cadangan yang telah terbukti layak secara komersial.

Laporan Tahunan DSSA 2025 menyatakan proyek panas bumi perusahaan masih berada pada tahap survei pendahuluan dan eksplorasi. Pada fase tersebut, potensi sumber daya belum dapat dikonfirmasi secara komersial dan belum siap dipasarkan.

Pernyataan itu menjadi catatan penting di tengah besarnya angka kapasitas yang dipublikasikan perusahaan.

Portofolio tersebut tersebar di Jawa Barat, Nusa Tenggara Timur, Jambi, Sumatra Barat, dan Sulawesi Tengah. Proyeknya mencakup Cipanas, Cisolok-Cisukarame, Nage, Graho Nyabu, Koto Sani, dan Bora Pulu.

Sampai 31 Desember 2025, DSSA baru menyelesaikan survei Light Detection and Ranging atau LiDAR serta ambient noise tomography pada lokasi di Jawa Barat, Nusa Tenggara Timur, dan Sumatra Barat.

Kegiatan itu penting untuk memetakan kondisi permukaan dan struktur bawah tanah. Namun, kepastian komersial panas bumi baru dapat diperoleh setelah pengeboran eksplorasi membuktikan temperatur, tekanan, volume, dan keberlanjutan reservoir.

Tiga Proyek Ditargetkan Beroperasi pada 2029

DSSA sebelumnya menargetkan tiga proyek panas bumi di Cipanas, Cisolok-Cisukarame, dan Nage mulai beroperasi secara komersial pada 2029. Ketiganya memiliki total potensi kapasitas sekitar 140 MW. Target tersebut disampaikan dalam [keterbukaan informasi DSSA pada April 2025.

Kapasitas 140 MW itu setara dengan sekitar 32% dari seluruh portofolio panas bumi 440 MW yang dikembangkan bersama PT FirstGen Geothermal Indonesia.

Kerja sama tersebut mempertemukan DSSA dengan Energy Development Corporation atau EDC, anak usaha First Gen yang memiliki pengalaman panjang dalam pengembangan panas bumi di Filipina.

EDC menyatakan pengeboran eksplorasi pada sebagian lokasi direncanakan dimulai pada 2026. Namun, hingga rilis kinerja DSSA pada 2 Juli 2026, perusahaan masih menyebut portofolio tersebut sebagai potensi pengembangan 440 MW. Belum ada pengumuman terperinci mengenai hasil pengeboran, penemuan cadangan komersial, ataupun perjanjian jual beli listrik.

Kondisi tersebut tidak berarti proyek mengalami kegagalan. Pengembangan panas bumi memang membutuhkan waktu panjang dan mengandung risiko tinggi pada tahap awal. Namun, target operasi 2029 perlu diuji berdasarkan kemajuan eksplorasi yang sebenarnya.

Untuk mencapai operasi komersial, pengembang setidaknya harus menyelesaikan pengeboran eksplorasi, membuktikan kecukupan reservoir, menyusun studi kelayakan, memperoleh persetujuan lingkungan, mengamankan perjanjian jual beli listrik, mencapai financial close, membangun pembangkit, serta menyiapkan jaringan transmisi.

Setiap tahapan dapat mengubah kapasitas, jadwal, dan nilai investasi proyek.

Pasar Besar, Eksekusi Tidak Mudah

Prospek panas bumi Indonesia relatif besar. Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mencatat potensi panas bumi nasional mencapai 23.742 MW, sementara kapasitas terpasangnya baru sekitar 2.744 MW pada 2025. Artinya, baru sekitar 11,6% potensi tersebut yang telah dimanfaatkan. 

Dibandingkan dengan kapasitas terpasang nasional, portofolio DSSA sebesar 440 MW setara dengan sekitar 16%. Angka itu menunjukkan potensi ekonominya cukup material jika proyek dapat direalisasikan.

RUPTL PLN 2025–2034 juga memberikan dukungan pasar dengan rencana penambahan PLTP sebesar 5,2 GW. Panas bumi memiliki keunggulan dibandingkan sebagian energi terbarukan lain karena dapat menghasilkan listrik secara stabil selama 24 jam dan berfungsi sebagai pembangkit beban dasar.

Akan tetapi, potensi pasar tidak menghilangkan risiko proyek. Pengeboran eksplorasi membutuhkan biaya besar tanpa jaminan bahwa sumur akan menghasilkan uap dalam jumlah ekonomis. Proyek juga bergantung pada tarif listrik, kepastian pembelian oleh PLN, biaya pendanaan, akses transmisi, dan penerimaan masyarakat sekitar.

Kemitraan dengan FirstGen dapat mengurangi risiko teknis karena mitra tersebut memiliki pengalaman mengoperasikan pembangkit panas bumi. Namun, pengalaman mitra tidak sepenuhnya menghilangkan risiko geologi di masing-masing lapangan.

Karena itu, ukuran kemajuan proyek DSSA sebaiknya tidak hanya didasarkan pada besarnya potensi megawatt. Publik membutuhkan informasi mengenai jumlah sumur yang telah dibor, hasil uji sumur, cadangan yang telah dikonfirmasi, nilai investasi, struktur pendanaan, kepemilikan proyek, dan status perjanjian jual beli listrik.

Target COD pada 2029 akan lebih kredibel apabila DSSA mulai mengungkapkan jadwal pengeboran, financial close, konstruksi, dan commissioning untuk setiap lapangan.

Selama informasi tersebut belum tersedia, portofolio 440 MW masih merupakan peluang bisnis dengan potensi tinggi, tetapi juga memiliki risiko eksekusi yang tidak kecil.