SELAMA hampir dua pekan, sistem kelistrikan Jawa-Madura-Bali diterpa pemadaman bergilir. Mulai 8 hingga 20 Juni 2026, mati lampu merembet dari Bekasi dan Bandung hingga menimpa Bali. Dampaknya, kepercayaan publik terhadap keandalan pasokan setrum PT Perusahaan Listrik Negara (Persero) langsung merosot.

Persoalan ini bukan yang pertama kali terjadi. Di Sumatera, terjadi padam total dua kali dalam tiga tahun terakhir. Pada sistem kelistrikan Jawa-Bali, peristiwa ini sudah terjadi selama periode Covid-19.

Anehnya, penjelasan resmi PLN dan pemerintah terkesan mengaburkan masalah. Mereka berdalih ada dua pembangkit listrik swasta atau independent power producer (IPP) yang mengalami gangguan teknis sehingga terpaksa keluar dari sistem. Namun pemerintah emoh merinci seberapa besar kapasitas pembangkit yang “pingsan” tersebut.

Padahal andai kata dua pembangkit itu memiliki kapasitas raksasa, misalnya masing-masing 1.000 megawatt (MW), total daya yang hilang “hanya” 2.000 MW. Angka ini hanya 4 persen dari daya mampu netto (DMN) kawasan Jawa-Madura-Bali yang mencapai 49.008 megawatt. Secara logika, mustahil hilangnya 4 persen daya bisa membuat gelap satu pulau yang beban puncaknya mencapai 35 ribu MW.

Pada kenyataannya, ada persoalan yang jauh lebih mendasar. Kuncinya terletak pada jurang antara DMN dan daya mampu pasok atau DMP. Di atas kertas, kapasitas listrik di area Jawa-Madura-Bali sekitar 49 gigawatt (GW), tapi yang benar-benar bisa dipasok saat beban puncak di bawah 35 GW. Akibatnya, ada “bolong” yang berujung pada pemadaman listrik.

Pengalaman saya sebagai komisaris PLN menunjukkan, perawatan mesin terjadwal paling banter hanya menyita daya 2 GW. Artinya, sisa daya yang hilang dalam jumlah jumbo itu menguap akibat derating atau penurunan kapasitas mesin secara sengaja dan gangguan teknis. Di sinilah letak masalahnya: derating dan gangguan ini dipicu oleh karut-marut pasokan energi primer pembangkit yang mayoritas berupa batu bara.

Krisis pasokan batu bara yang terjadi berulang kali telah merusak mesin-mesin pembangkit. Akibatnya, bantalan cadangan listrik Jawa-Bali nyaris ludes. Maka pertanyaan krusialnya bukan lagi “mengapa dua pembangkit itu rusak?”, melainkan “mengapa PLN gagal mendapatkan batu bara dengan kalori yang pas, jumlah yang cukup, dan tepat waktu?”.

Ada empat lapis persoalan yang menjadi biang kerok.

Pertama, salah paham kalori. Untuk 2026, Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral mengalokasikan rencana kerja dan anggaran biaya (RKAB) penambangan 600 juta ton dan wajib pasok pasar domestik atau domestic market obligation (DMO) 25 persen. Di atas kertas, ada jatah 150 juta ton batu bara untuk dalam negeri dan ini lebih dari cukup untuk PLN.

Namun volume (tonase) tidak sama dengan energi. Ketel raksasa (boiler) milik pembangkit listrik tenaga uap PLN dirancang untuk melahap batu bara berkalori menengah, yakni 4.000-4.800 kilokalori per kilogram gross as received (GAR). Masalahnya, walau cadangan nasional melimpah, batu bara berkalori medium yang pas dengan spesifikasi mesin PLN justru makin langka. Yang membanjiri pasar adalah batu bara berkalori rendah (di bawah 4.200 GAR) yang tak cocok dengan mesin. Volume boleh berlimpah, tapi energi yang bisa dipakai ternyata tak mencukupi.

Kedua, salah padan waktu. Aturan DMO dan RKAB menggunakan hitungan tahunan sehingga produsen batu bara bebas mengirim pasokan kapan saja. Sementara itu, PLN butuh kepastian pasokan yang ajek setiap bulan. Ketika realisasi kontrak seret—hanya menyentuh 134 juta ton dari kebutuhan 154 juta ton—stok di sejumlah PLTU utama langsung kritis. Cadangan batu bara anjlok hanya untuk 11-12 hari operasi, jauh dari batas aman 26 hari.

Ketiga, insentif yang terbalik. Selama bertahun-tahun para taipan batu bara menganggap pasokan ke PLN sebagai “residu” atau ongkos bisnis karena mereka sudah untung dari ekspor. Tapi, begitu kuota produksi tahunan dipangkas 40-60 persen demi menahan harga, kalkulasi bisnis berubah. Pengusaha terpaksa mengekspor sisa kuota mereka demi menutup biaya operasional dan mengejar untung.

PLN pun dikorbankan. Ditambah harga DMO PLN yang berbeda jauh dengan sektor lain. Sebagai perbandingan, harga DMO batu bara untuk smelter mengikuti harga internasional dan untuk pabrik semen US$ 90 per ton. Sementara itu, harga DMO PLN hanya US$ 70 per ton. Tak aneh jika PLN ditempatkan di antrean paling belakang, dengan sisa pasokan yang belum tentu sesuai dengan spesifikasi pembangkit.

Masalah keempat adalah rapuhnya produsen menengah. Karena merasa diabaikan perusahaan batu bara raksasa, PLN berpaling ke produsen kelas menengah. Di sini muncul batu sandungan baru. Sebagian pemegang RKAB menyetop operasi karena menghadapi nisbah kupas tanah atau stripping ratio di atas 5, terlalu mahal dibandingkan dengan harga solar saat ini. Sebagian lainnya dengan stripping ratio di bawah 5 tercekik, menggantungkan modal kerja pada pembiayaan dagang trader. Ketika pemerintah mengumumkan kewajiban ekspor satu pintu, trader menutup keran pembiayaan.

Buntutnya bisa ditebak. Akibat seretnya batu bara, PLN terpaksa mengoperasikan pembangkit dengan energi primer campuran batu bara dan solar yang mahal. Langkah ini ditolak sebagian pembangkit swasta (IPP). Secara bisnis, sikap IPP masuk akal. Dalam kontrak take-or-pay, jika ada pembengkakan biaya akibat batu bara, PLN yang menanggung. Namun IPP tidak punya insentif jika harus menanggung mahalnya harga solar.

Ironi paling getir terjadi saat batu bara yang dipasok PLN ke IPP ternyata salah spesifikasi. Pihak IPP menolak menyalakan mesin, tapi PLN tetap wajib membayar denda kontrak take-or-pay. PLN harus membayar setrum yang tak pernah diproduksi. Jurang pasokan listrik pun kian menganga.

Akar segala sengkarut ini adalah kebijakan harga yang usang. Harga patokan DMO untuk PLN dikunci di angka US$ 70 per ton, sementara harga batu bara acuan atau HBA ekspor per awal Juni 2026 sudah meroket hingga US$ 121,83 per ton. Selisih hampir dua kali lipat ini otomatis membuat PLN menjadi pembeli kelas dua.

Padahal Peraturan Pemerintah Nomor 18 Tahun 2025 tentang perlakuan perpajakan atau penerimaan bukan pajak batu bara bisa membalikkan keadaan. Pemerintah mematok royalti domestik flat 14 persen, sementara royalti ekspor bisa melambung hingga 28 persen saat harga tinggi. Artinya, andai saja PLN diizinkan membeli dengan harga pasar, kantong bersih yang diterima pengusaha dari penjualan ke PLN bisa lebih tebal ketimbang ekspor yang dipotong pajak tinggi. PLN bakal naik kelas dari pembeli sisa menjadi pelanggan utama. Batu bara berkualitas pun akan datang sendiri tepat waktu, tanpa perlu surat penugasan menteri.

Lantas, mengapa PLN tidak membeli dengan harga pasar saja? Jawabannya: karena isi dompet PLN sedang sekarat. Tarif listrik yang digembok selama lima tahun di kisaran Rp 1.120-1.160 per kilowatt-jam (kWh) tak mampu mengejar biaya produksi yang terus membumbung. Margin komersial PLN berbalik arah dari surplus Rp 62 triliun pada 2021 menjadi defisit Rp 29,5 triliun pada 2025. Arus kas operasinya pun amblas hingga 87 persen.

Kebijakan mematok harga murah yang awalnya diniatkan untuk melindungi PLN justru menjadi jebakan. Kebijakan ini tidak menghemat apa pun, hanya menyembunyikan bom waktu dalam bentuk hilangnya potensi penerimaan negara yang mencapai Rp 200 triliun pada 2025. Yang tampak murah di depan, harus dibayar mahal di belakang lewat pemadaman bergilir dan membengkaknya subsidi negara.

Untuk menyembuhkan penyakit byar-pet di Jawa-Bali, caranya bukan memburu dua pembangkit yang rusak, apalagi mengambinghitamkan pihak swasta. Ada beberapa langkah radikal yang mesti diambil serentak.

Langkah pertama adalah mengubah skema harga DMO. Ganti patokan harga murah yang berlaku sejak 2018 dengan harga yang merujuk pada pasar (misalnya 80 persen dari harga indeks ekspor) agar pengusaha tidak merasa rugi menjual ke PLN.

Cara kedua, benahi birokrasi izin. Pemerintah harus mempercepat pengesahan RKAB dan ubah menjadi izin multitahun agar kontraktor bisa berinvestasi jangka panjang dengan tenang.

Strategi ketiga adalah kepastian regulasi. Skema ekspor satu pintu jangan mematikan modal kerja penambang menengah. Yang keempat adalah modifikasi mesin pembangkit: jika batu bara berkalori medium makin langka, ketel pembangkit milik PLN ataupun swasta harus dimodifikasi agar bisa melahap batu bara berkalori rendah secara optimal—seperti yang sukses dilakukan di PLTU Paiton, Jawa Timur.

Langkah lain yang mendasar adalah menyehatkan keuangan PLN. Naikkan tarif atau benahi struktur biayanya agar PLN punya daya beli untuk menjadi konsumen berkelas.

Pemerintah harus sadar bahwa listrik adalah urat nadi pertumbuhan ekonomi. Pemadaman bergilir selama dua pekan lalu adalah alarm keras. Keandalan sistem kelistrikan tidak akan pernah bisa ditegakkan di atas fondasi harga yang keliru. Selama aturan insentif dibiarkan terbalik, kegelapan akan terus datang—bergilir dan berulang.