Di tengah laju aktivitas yang menggebu dan kontribusi ke perekonomian yang kian membesar, industri nikel dan semen dihadapkan pada masuknya era dekarbonisasi. Sektor ini menghadapi tantangan dekarbonisasi pembangkit listrik captive di tengah tekanan pasar global, kewajiban standar lingkungan, serta kebutuhan menjaga stabilitas produksi.
Di kawasan industri Morowali, deru mesin smelter tak pernah benar-benar berhenti. Dua puluh empat jam sehari, tujuh hari seminggu, lini produksi terus menyala. Setiap satu line Rotary Kiln Electric Furnace (RKEF) membutuhkan listrik 30–50 megawatt. Di sana ada total sekitar 243 line yang tersebar di 61 smelter yang membentuk denyut besar industri nikel Indonesia.
Dari 416 tambang aktif hingga fasilitas pemrosesan High Pressure Acid Leaching (HPAL) yang menghasilkan bahan baku baterai, rantai industri ini menjelma tulang punggung hilirisasi mineral nasional.
Aktivitas itu sangat masif. Ini tercermin dari jumlah produksi nikel Indonesia memasok 65%-67% nikel dunia pada 2023.
Sekretaris Umum Asosiasi Penambang Nikel Indonesia (APNI) Meidy Katrin Lengkey menyampaikan Indonesia mendominasi pasokan nikel dunia. Dari sekitar 21 negara produsen, Indonesia menjadi produsen terbesar dunia dan berperan signifikan terhadap penerimaan negara melalui royalti dan pajak.
Hingga kini terdapat 416 tambang nikel aktif dan 61 smelter nikel dengan sekitar 243 line RKEF. Setiap line membutuhkan listrik sekitar 30–50 megawatt (MW). Selain itu, terdapat 12 fasilitas pengolahan HPAL untuk memproduksi mixed hydroxide precipitate (MHP), mixed sulphide precipitate (MSP), hingga prekursor baterai.
Meidy menekankan bahwa biaya energi menyumbang sekitar 30–35% dari total biaya produksi smelter nikel, menjadikannya komponen biaya terbesar. Indonesia selama ini mengandalkan batu bara sebagai sumber energi karena ketersediaan dan harga yang relatif stabil. Namun, industri menghadapi tudingan “dirty nickel” serta tekanan standar ESG, paspor baterai, dan kebijakan seperti Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM) Uni Eropa.
Ia mencatat total emisi dari captive power plant sektor industri mencapai sekitar 131 juta ton CO2 per tahun, atau sekitar 37% emisi sektor listrik nasional. Seluruh rantai produksi nikel mulai dari penambangan, hauling, barging, pemrosesan di smelter hingga ekspor, menyumbang emisi signifikan.
Menurut Meidy, pemerintah telah mengeluarkan kebijakan pembatasan pembangunan PLTU baru. Namun, bagi industri nikel yang beroperasi 24 jam tanpa henti, kestabilan pasokan listrik menjadi faktor utama.
“Smelter tidak bisa berhenti satu menit pun kecuali maintenance,” ujar Meidy dalam Report Launching: The Indonesia Captive Power Decarbonization, Kamis (26/2/2026).
Beberapa inisiatif transisi energi pun telah dilakukan. Smelter Bumi Makmur Sulawesi di Palopo menggunakan pembangkit listrik tenaga air (hydro) dan tengah mengembangkan teknologi Oxygen Enriched Side Blown Furnace (OESBF) untuk menekan emisi. Selain itu, Meidy menyebut PT Vale Indonesia Tbk (INCO) di Sorowako juga memanfaatkan PLTA untuk operasionalnya.
Namun, Meidy menjelaskan adanya tantangan lokasi dan biaya transmisi apabila energi hidro diintegrasikan ke sentra nikel seperti Morowali atau Maluku Utara. Ia juga mengungkap diskusi dengan berbagai pihak mengenai opsi LNG, nuklir, geothermal hingga wood pellet, yang masing-masing memiliki kendala pasokan, stabilitas, dan biaya investasi.
Cerita dari industri semen
Dari sisi industri semen, Acting Head of Energy Procurement, Energy and AFAM Division PT Indocement Tunggal Prakarsa Tbk (INTP) Renard Chang, menyampaikan bahwa konsumsi listrik menyumbang sekitar 20%-30% biaya produksi semen. Selain listrik, batu bara digunakan sebagai bahan bakar sekaligus bahan baku dalam proses pembakaran klinker, sehingga abunya menjadi bagian dari produk akhir tanpa limbah.
Renard menjelaskan pabrik terbesar Indocement di Citeureup telah terintegrasi dengan jaringan PLN sehingga tidak lagi bergantung penuh pada pembangkit captive. Gas turbin yang sebelumnya dioperasikan dihentikan karena lonjakan harga gas.
“Kami pelanggan setia PLN, kami mendukung grid integration untuk mendukung dekarbonisasi,” ujarnya.
Indocement juga telah memasang solar panel rooftop dan ground-mounted di lahan pabrik serta eks tambang. Endah Dwi Nugraha selaku Production Planning Control System dari PT Indocement menyebut total kapasitas terpasang mencapai sekitar 72 MWp, meski kontribusinya baru sekitar 5% dari kebutuhan listrik perusahaan.
Menurut Endah, regulasi yang lebih sederhana dan insentif finansial diperlukan untuk mendorong ekspansi energi terbarukan, termasuk pemanfaatan lahan bekas tambang untuk PLTS.
“Industri semen saat ini menghadapi overcapacity dengan tingkat utilisasi sekitar 50%-60%, sehingga efisiensi biaya menjadi krusial,” ungkap Endah.
Di sisi lain, Renard juga menyoroti penggunaan alternative fuel seperti biomassa, sekam padi, wood pellet, biodiesel, serta limbah industri dan limbah B3 sebagai substitusi batu bara dalam proses pembakaran. Upaya tersebut dipantau melalui continuous emission monitoring system (CEMS).
Sementara itu, Direktur SESNA Group Rico Syah Alam menyampaikan bahwa perusahaannya tengah membangun proyek PLTS 262 MWp dengan baterai 80 MWh di Morowali melalui skema project financing. Menurutnya, proyek tersebut menunjukkan inisiatif nyata dekarbonisasi smelter dan dinilai bankable.
Rico mencatat kapasitas captive coal power plant meningkat dari 14 GW pada 2019 menjadi 33 GW pada 2024, memunculkan risiko coal lock-in, stranded asset, serta risiko daya saing ekspor. Ia menilai dekarbonisasi captive coal bukan hanya kebijakan iklim, tetapi juga strategi industri agar produk nikel tetap kompetitif di pasar global.
Terkait wacana pensiun dini PLTU captive, Meidy menyatakan langkah tersebut sulit diterapkan dalam jangka pendek mengingat ketergantungan industri pada pasokan listrik stabil. Ia menekankan perlunya pendekatan bertahap dan dukungan insentif agar transisi tidak mengganggu produksi dan daya saing.
Renard menyebut pembiayaan energi terbarukan dapat difokuskan pada pengembang yang kompeten, sementara industri berperan sebagai offtaker melalui skema power purchase agreement (PPA). Rico menambahkan bahwa PLTS dapat kompetitif secara biaya jika dikombinasikan dengan pembangkit eksisting untuk menjaga stabilitas suplai.
Di sisi pemerintah, Sekretaris Direktorat Jenderal Industri Agro Kementerian Perindustrian Republik Indonesia Yulia Astuti menyampaikan bahwa pemerintah tengah menyusun rancangan undang-undang kawasan industri melalui inisiatif DPR yang mengatur pengembangan kawasan industri hijau. Selain itu, Kemenperin menyiapkan regulasi kawasan industri berwawasan lingkungan sesuai amanat PP 20/2024 tentang Perwilayahan Industri.
“Regulasi tersebut akan mendorong penerapan Kawasan Industri Berwawasan Lingkungan (KIBL) dengan fokus pada aspek manajemen kawasan, lingkungan, sosial, dan ekonomi, serta praktik sirkularitas melalui resource efficiency, cleaner production, dan simbiosis energi antarindustri,” jelas Yulia.
Penurunan Emisi Sekaligus Peningkatan Daya Saing
CEO Institute for Essential Services Reform (IESR) Fabby Tumiwa menilai ekspansi pembangkit listrik tenaga uap (PLTU) captive untuk industri mineral, khususnya nikel, berpotensi mengancam komitmen penurunan emisi Indonesia sekaligus daya saing produk di pasar global.
Dalam paparannya, Fabby menyebut terdapat paradoks dalam agenda transisi energi. Mineral seperti nikel dan aluminium dibutuhkan untuk memproduksi baterai dan kendaraan listrik yang mendorong ekonomi rendah karbon. Namun, proses produksinya di Indonesia masih sangat bergantung pada energi berbasis batubara.
“Mineral yang menggerakkan revolusi energi bersih global justru diproduksi dengan proses yang paling intensif karbon,” kata Fabby.
Ia memaparkan, sejak 2019 kapasitas PLTU captive meningkat tiga kali lipat dari 5,5 gigawatt menjadi 16,6 gigawatt pada 2024. Saat ini terdapat 130 unit PLTU captive berkapasitas sekitar 30 megawatt atau lebih yang beroperasi, serta 21 unit dalam tahap konstruksi.
Dalam Rencana Umum Ketenagalistrikan Nasional, diproyeksikan tambahan 26,7 gigawatt kapasitas batubara dalam tujuh tahun ke depan, dengan sekitar 75% merupakan PLTU captive. Menurut Fabby, total kapasitas PLTU captive Indonesia kini telah menyaingi seluruh kapasitas listrik batubara di Australia.
Ekspansi tersebut didorong oleh program hilirisasi mineral. Industri nikel menyumbang sekitar 76% dari total kapasitas PLTU captive. Kawasan industri seperti Morowali di Sulawesi Tengah dan Weda Bay di Maluku Utara menjadi pusat pertumbuhan smelter berbasis listrik batubara.
Pada 2023, sektor nikel tercatat sebagai penyumbang emisi karbon industri terbesar di Indonesia, dengan kontribusi sekitar 22% dari total emisi nasional sektor energi dan pemrosesan industri. Intensitas emisi per ton nikel murni disebut 7 hingga 10 kali lebih tinggi dibandingkan rata-rata global.
Fabby menyoroti posisi PLTU captive yang berada di luar sebagian regulasi. Pembangkit ini dikecualikan dari moratorium batubara dalam Perpres 112/2022 dan belum terikat skema perdagangan emisi yang diberlakukan pada 2023 untuk PLTU yang terhubung ke jaringan. Karena tidak memasok listrik ke sistem nasional, PLTU captive disebut berada dalam “titik buta regulasi” yang dapat mengganggu komitmen Indonesia dalam Perjanjian Paris.
Meski demikian, ia mengakui dekarbonisasi PLTU captive tidak mudah. Banyak smelter berlokasi di wilayah terpencil Sulawesi dan Maluku Utara yang tidak terhubung jaringan listrik nasional. Keterbatasan infrastruktur dan potensi energi terbarukan skala besar di sejumlah pulau menjadi tantangan tersendiri.
Selain faktor geografis, PLTU batubara dipilih karena mampu menyediakan listrik stabil dengan harga relatif murah. Operator smelter juga telah menanamkan investasi besar pada infrastruktur batubara, sehingga transisi mendadak berisiko memunculkan aset terbengkalai dan persoalan daya saing.
Dari sisi pendanaan, sektor nikel diperkirakan membutuhkan investasi sekitar 31 miliar dolar AS untuk beralih ke energi lebih bersih. Namun, realisasi pendanaan internasional maupun domestik, termasuk melalui skema Just Energy Transition Partnership (JETP), dinilai masih lambat, sementara perbankan domestik masih membiayai PLTU captive baru.
Dalam kajiannya, IESR mengidentifikasi empat jalur dekarbonisasi PLTU captive, yakni integrasi energi terbarukan melalui tenaga surya dengan sistem penyimpanan baterai, opsi PLTS offshore, pemanfaatan PLTA melalui perluasan jaringan transmisi, penggunaan hidrogen hijau, serta efisiensi proses industri seperti waste heat recovery dan biomassa.
Pihaknya juga tengah menyusun pra-studi kelayakan PLTS terapung offshore di sekitar Kolaka, Sulawesi Tenggara, untuk menguji skema power wheeling ke kawasan industri Morowali (IMIP). Indikasi awal menunjukkan biaya pokok pembangkitan di bawah 10 sen dolar AS per kWh untuk kapasitas 100 hingga 360 megawatt.
Di sisi kebijakan, Fabby mendorong penguatan regulasi emisi PLTU captive serta penghentian izin baru setelah 2030, sejalan dengan target puncak emisi nasional pada 2035 atau lebih cepat. Ia juga mengusulkan penyesuaian harga karbon yang saat ini sekitar 2 dolar AS per ton, serta reformasi harga batubara domestik yang dipatok 70 dolar AS per ton untuk PLN dan 90 dolar AS per ton bagi sejumlah industri.
Selain itu, IESR mendorong skema blended finance yang menggabungkan insentif pemerintah, modal internasional, dan investasi swasta untuk mendukung transisi. Strategi sertifikasi seperti Green Nickel juga dinilai perlu dipertimbangkan guna mengantisipasi kebijakan internasional seperti mekanisme penyesuaian karbon lintas batas (CBAM) dan regulasi EU Battery Passport.
Fabby menegaskan kebijakan dekarbonisasi pembangkit captive perlu disusun berdasarkan kondisi aktual di setiap lokasi karena tiap fasilitas memiliki karakteristik berbeda.
“Kami siap bekerja sama dengan Kementerian ESDM untuk merumuskan kebijakan itu,” pungkasnya.
