KABARBURSA.COM - PT Pertamina (Persero) melalui PT Pertamina Geothermal Energy Tbk (PGEO) resmi melakukan groundbreaking pembangunan Pilot Plant Green Hydrogen Ulubelu di Ulubelu, Lampung, pada 9 September 2025. Fasilitas ini diklaim menjadi yang pertama di dunia yang mengintegrasikan teknologi Anion Exchange Membrane (AEM) electrolyzer dengan energi panas bumi sebagai sumber listrik bersih.
Disebutkan, pilot plant ini menjadi terobosan penting Pertamina dalam mendukung transisi energi, mempercepat bauran energi bersih, sekaligus mendukung target Net Zero Emission (NZE) 2060.
Pilot Plant Green Hydrogen Ulubelu ini diproyeksikan juga sebagai pusat pembelajaran teknologi dan uji kelayakan komersial, termasuk studi permintaan serta kualitas produk untuk fase berikutnya. Proyek ini mengintegrasikan energi panas bumi dengan teknologi terbaru AEM electrolyzer, menjadikannya pionir di dunia sekaligus mempertegas arah transformasi portofolio energi bersih.
Manajemen PGEO menargetkan Pilot Plant Green Hydrogen Ulubelu mulai beroperasi pada 2026 dengan nilai investasi sekitar USD3 juta. Hidrogen hijau yang dihasilkan akan dimanfaatkan untuk uji pasar, termasuk ke sektor transportasi dan industri.
Direktur Utama PT Pertamina (Persero), Simon Aloysius Mantiri mengatakan, groundbreaking ini bukan hanya tonggak sejarah bagi Pertamina, tapi langkah konkret Pertamina group untuk mewujudkan visi menjadi perusahaan energi bersih kelas dunia.
“Pengembangan green hydrogen selaras dengan dual growth strategy Pertamina Group, yaitu dalam hal mengembangkan portofolio bisnis rendah karbon untuk masa depan berkelanjutan,” jelas Simon dalam keterangannya.
Melalui inisiatif ini, lanjut Simon, Pertamina membuktikan teknologi green hydrogen berbasis panas bumi dapat diterapkan secara nyata. Proyek ini juga menjadi fondasi regulasi, standar, dan model bisnis hidrogen di Indonesia., dan menjadi ekosistem energi baru yang bisa direplikasi di wilayah lain.
Dampak Jangka Panjang PGEO terhadap Portofolio Energi Nasional
Jika rencana ekspansi berjalan sesuai skenario, PGEO berpotensi naik kelas menjadi salah satu poros penting di peta energi transisi Indonesia. Geotermal—sebagai sumber daya baseload yang rendah emisi—bisa menjadi penyokong stabil bagi integrasi surya dan angin yang sifatnya intermiten. Dalam konteks ini, keberhasilan PGEO tidak hanya menambah megawatt terpasang; perusahaan ikut mengubah komposisi portofolio energi nasional ke arah yang lebih bersih, andal, dan berdaulat.
Secara operasional, PGEO kini mengelola total kapasitas 1.932 MW dalam wilayah kerja panas bumi (WKP), terdiri dari 727 MW yang dikelola langsung dan 1.205 MW bersama mitra. Perseroan menargetkan kapasitas terpasang mandiri menembus ~1 GW dalam 2–3 tahun, dan 1,7 GW pada 2033. Dengan skala sebesar itu, kontribusi PGEO terhadap keandalan sistem—khususnya sebagai baseload rendah emisi—berpotensi kian strategis dalam mendampingi penetrasi surya/angin yang kencang di dekade ini.
Apa Artinya bagi Investor yang Masuk Lebih Awal?
Eksposur ke Sektor Berkembang — Dengan ruang pasar yang besar dan dukungan kebijakan, kapasitas dan pendapatan berbasis panas bumi berpotensi tumbuh seiring penambahan unit pembangkit dan pengelolaan uap untuk IPP. Early movers berpeluang menikmati kenaikan nilai seiring de-risking proyek dan rerating sektor.
Profil Cash Flow yang Terprediksi — PPA panjang, indeksasi tertentu, dan peran baseload memberi visibilitas arus kas, sebuah atribut yang bernilai di tengah volatilitas komoditas.
Opsionalitas Nilai Tambah — Sinergi dengan ekosistem Pertamina serta peluang co-generation (misalnya pemanfaatan panas untuk industri) dapat menjadi sumber margin tambahan di masa depan—tergantung realisasi proyek dan regulasi pendukung.
Namun, keberhasilan tetap bertumpu pada eksekusi. Prospek yang menjanjikan tidak meniadakan risiko: keekonomian proyek sangat sensitif pada biaya pengeboran dan pembangkit (capex), produktivitas reservoir, serta kecepatan perizinan. Penentuan tarif dan skema risk-sharing dengan offtaker juga krusial. Keterlambatan konstruksi atau hasil reservoir di bawah ekspektasi bisa menggerus proyeksi laba—itulah sebabnya disiplin project management, kontrak EPC yang ketat, dan strategi pembiayaan yang bankable menjadi prasyarat.
Penanda yang Perlu Dipantau
- Implementasi RUPTL 2025–2034 (khususnya porsi 5 GW geotermal) dan kejelasan pipeline lelang WKP.
- Laju COD proyek-proyek kunci (mis. lanjutan pengembangan Lumut Balai, serta proyek-proyek baru yang diumumkan) dan performa awal pasca-commissioning.
- Strategi PGEO mengejar target 1 GW (2–3 tahun) menuju 1,7 GW (2033) dan implikasinya pada neraca serta metrik profitabilitas.
Paruh pertama 2025 jadi babak penting bagi PT Pertamina Geothermal Energy Tbk (PGEO). Perusahaan menutup semester I dengan dua cerita besar: tambahan kapasitas 55 MW di PLTP Lumut Balai Unit 2 dan kinerja pendapatan yang relatif stabil, meski laba bersih tertekan oleh faktor non-operasional seperti rugi selisih kurs dan kenaikan beban bunga.
Menjelang akhir Juni, Lumut Balai Unit 2 lulus uji Unit Rated Capacity (URC) 72 jam dan mengantongi Sertifikat Laik Operasi (SLO) pada 29 Juni 2025. Sejak itu unit 2 beroperasi penuh menyalurkan listrik ke jaringan nasional. Tambahan 55 MW ini mengangkat kapasitas terpasang yang dikelola langsung PGEO menjadi sekitar 727 MW yang tersebar di enam wilayah operasi.
Operasi “own operation” PGEO berada di Kamojang, Ulubelu, Lahendong, Lumut Balai, Karaha, dan Sibayak—enam area yang selama ini menjadi tulang punggung pasokan listrik hijau PGEO. Sebelum Unit 2 Lumut Balai on stream, kapasitas “own operation” tercatat 672 MW; penambahan 55 MW di semester I mendorong total ke kisaran 727 MW.
Apabila eksekusi proyek berjalan mulus—didukung RUPTL yang pro-terbarukan, penetapan tarif yang bankable, dan keberhasilan pengeboran—PGEO berpeluang mengokohkan peran sebagai pemain kunci transisi energi Indonesia. Bagi investor yang masuk lebih awal, potensi imbal hasil berasal dari pertumbuhan kapasitas, profil cash flow yang relatif stabil, dan opsi-opsi pengembangan nilai tambah. Pada saat yang sama, disiplin mengelola risiko teknis, finansial, dan regulasi tetap menjadi kunci agar narasi peluang tidak berubah menjadi rentetan penundaan.
Peran Pemerintah
Wakil Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM), Yuliot Tanjung menyampaikan perhargaan kepada PGEO yang telah menjalankan transformasi bisnis dengan melakukan integrasi investasi Pembangkit Listrik Tenaga Panas bumi (PLTP) dengan Industri Green Hydrogen.
Menurut Yuliot, Green Hydrogen merupakan salah satu energi ramah lingkungan yang rendah emisi. Cepat atau lambat energi terbarukan perlahan mendisrupsi energi fosil di masa mendatang yang menjadi core business Pertamina saat ini. Pengembangan Green Hydrogen akan menambah daftar energi hijau namun berpotensi saling mempengaruhi satu sama lain.
“Dengan semakin banyak alternatif pilihan, masyarakat tentu akan membandingkan mana yang lebih efektif dan lebih efisien. Pilihan energi terbarukan yang lebih bervariatif akan memberikan keuntungan bagi konsumen dalam memilih kebutuhan sumber energi yang jauh lebih berkualitas namun tidak berdampak negatif terhadap lingkungan,” jelas Yuliot.
Pemerintah melalui Kementerian ESDM menekankan bahwa pengembangan hidrogen hijau merupakan langkah kunci untuk memperluas bauran energi nasional. Selama ini, Indonesia masih bergantung pada energi fosil, namun keberadaan proyek seperti di Ulubelu menunjukkan keseriusan dalam diversifikasi sumber energi.
Dukungan pemerintah tidak hanya hadir dalam bentuk regulasi, tetapi juga melalui kemitraan dengan BUMN strategis seperti Pertamina. Kolaborasi ini diharapkan dapat mempercepat hilirisasi energi terbarukan, sekaligus menciptakan ekosistem baru dalam industri energi bersih.
Komisaris Utama Pertamina, Mochamad Iriawan mengatakan Ulubelu adalah kawasan energi panas bumi yang selama ini telah memberi manfaat bagi negeri. Dan Ulubelu kembali menorehkan catatan penting sebagai pionir melalui Groundbreaking Pilot Plant Green Hydrogen.
“Ke depan, Pilot Plant Ulubelu lebih dari persoalan teknologi atau investasi. Ini adalah tentang warisan berharga yang akan kita titipkan kepada generasi mendatang,” terang Mochamad Iriawan.
Pemerintah telah menyiapkan jalur percepatan lewat Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2025–2034, yang menargetkan sekitar 70 persen dari tambahan kapasitas 71 GW berasal dari energi terbarukan. Di dalamnya, ada ambisi membangun 17 GW surya, 16 GW hidro, dan sekitar 5 GW geotermal untuk mendorong bauran energi terbarukan mencapai 35 persen pada 2034. Ini menandai ruang kebijakan yang relatif kondusif bagi pemain panas bumi seperti PGEO untuk memperluas perannya di sistem listrik nasional.
Hidrogen Hijau: Peluang Besar yang Datang Bersama Risiko dan Tantangan
Hidrogen hijau kerap disebut-sebut sebagai “bahan bakar masa depan” karena dapat diproduksi dari air dengan listrik terbarukan, tanpa emisi karbon di titik produksi. Namun di balik narasi optimistis itu, ada serangkaian risiko yang perlu dicermati investor—mulai dari kebutuhan belanja modal (capex) yang sangat besar, keekonomian yang masih sensitif terhadap harga listrik, hingga kesiapan infrastruktur dari hulu ke hilir. Di atas semua itu, potensi keterlambatan proyek dan kendala teknologi dapat menggoyang proyeksi keuntungan yang sudah disusun rapi di atas kertas.
Proyek hidrogen hijau tidak hanya soal membeli elektroliser. Di dalamnya ada paket lengkap: pembangunan atau pengadaan sumber listrik terbarukan (PLTS, PLTB, atau hidro), koneksi jaringan, sistem pengolahan air (termasuk desalinasi di wilayah pesisir), kompresi atau konversi (misalnya menjadi amonia), fasilitas penyimpanan, serta logistik. Setiap mata rantai menuntut modal yang tidak kecil dan berpotensi mengalami pembengkakan biaya akibat harga material, kurs, atau perubahan desain teknik.
Bagi investor, ini berarti profil arus kas yang “berat di awal” dan periode pengembalian yang panjang. Model bisnis yang terlihat menarik pada asumsi tertentu bisa berubah tipis margin-nya jika biaya konstruksi naik atau commissioning mundur beberapa bulan.
Keekonomian hidrogen hijau sangat dipengaruhi oleh harga dan ketersediaan listrik terbarukan. Semakin murah dan stabil listrik, semakin kompetitif biaya per kilogram hidrogen. Sebaliknya, volatilitas harga listrik atau faktor kapasitas pembangkit yang rendah akan menggerus efisiensi operasi.
Jam operasi (load factor) elektroliser memegang peranan penting. Jika pembangkit terbarukan bersifat intermiten, pabrik mungkin tidak beroperasi optimal; ini membuat biaya tetap tersebar ke volume produksi yang lebih kecil. Kombinasi dengan penyimpanan energi atau kontrak pasokan listrik jangka panjang dapat membantu, tetapi menambah kompleksitas dan biaya.
Selain itu, harga jual ke offtaker (misalnya industri baja, kimia, atau transportasi berat) belum sekuat komoditas mapan. Ketergantungan pada insentif atau skema kebijakan (misalnya kredit karbon atau subsidi) juga menambah lapisan ketidakpastian regulasi.
Mengangkut hidrogen tidak semudah bahan bakar cair konvensional. Pilihannya—pipa hidrogen khusus, pengangkutan dalam bentuk cair, konversi menjadi amonia, atau menggunakan media pembawa (liquid organic hydrogen carrier/LOHC)—masing-masing memiliki konsekuensi biaya, energi, dan keselamatan.
Di banyak wilayah, infrastruktur tersebut belum tersedia atau masih tahap percontohan. Artinya proyek sering kali harus “membangun jalannya sendiri”: terminal, tangki, stasiun pengisian, hingga sertifikasi keselamatan. Keterlambatan izin lahan, penolakan sosial, atau revisi standar teknis dapat menjadi sumber delay yang mengganggu jadwal dan kebutuhan modal kerja.
Teknologi elektroliser terus berinovasi—namun itu berarti kurva pembelajaran masih berjalan. Kinerja lapangan mungkin tidak seindah brosur: efisiensi bisa turun saat beban berubah-ubah, terdapat degradasi komponen, atau kebutuhan pemeliharaan lebih besar dari dugaan. Di sisi lain, rantai pasok peralatan inti—membran, katalis, kompresor—berpotensi mengalami bottleneck sehingga memperpanjang lead time.
Bagi investor, implikasinya jelas: proyeksi profit bisa meleset jika proyek terlambat mencapai commercial operations date (COD), jika output tidak sesuai spesifikasi, atau jika downtime melebihi rencana. Kontrak engineering, procurement, and construction (EPC) yang tidak ketat terhadap kualitas dan jadwal, atau pembagian risiko yang kurang jelas, memperbesar potensi deviasi kinerja terhadap model finansial.
Prospek Harga Saham PGEO
Saham PGEO masih mendapat sentimen positif dari kalangan analis. Berdasarkan konsensus di platform Stockbit, rata-rata target harga saham PGEO berada di level Rp1.630 per saham, lebih tinggi dari posisi harga saat ini di kisaran Rp1.400.
Rentang target harga yang diberikan analis cukup lebar, yakni mulai dari estimasi terendah di Rp850 hingga potensi tertinggi di Rp1.930. Dari total rekomendasi, tercatat 8 analis memberi rating “Buy”, 4 analis “Hold”, dan tidak ada yang merekomendasikan “Sell”.
Pergerakan harga saham dalam beberapa periode terakhir menunjukkan tren campuran, dengan pelemahan jangka pendek namun penguatan kuat pada jangka menengah hingga panjang.
Dalam perdagangan harian, harga saham terkoreksi tipis sebesar 0,36 persen. Tekanan lebih dalam terlihat pada kinerja mingguan yang turun 3,11 persen, serta penurunan bulanan yang mencapai 10,54 persen. Koreksi tersebut mencerminkan adanya aksi ambil untung dan tekanan pasar jangka pendek.
Meski demikian, dalam rentang tiga bulan terakhir, saham ini berhasil tumbuh 3,32 persen, menunjukkan adanya pemulihan dari titik terendah sebelumnya. Bahkan, dalam periode enam bulan terakhir, kinerja saham melonjak tajam sebesar 71,78 persen, mencerminkan sentimen positif investor dan kemungkinan dorongan faktor fundamental.
Jika ditarik sejak awal tahun (YTD), harga saham tercatat naik 49,73 persen. Sementara itu, dalam perhitungan tahunan (1Y), saham ini tetap mencatat pertumbuhan solid sebesar 23,89 persen, mengindikasikan tren jangka panjang yang masih menguntungkan bagi investor.
Data tersebut memperlihatkan bahwa meskipun saham mengalami koreksi jangka pendek, tren jangka menengah hingga panjang tetap positif. Hal ini bisa menjadi sinyal bahwa investor masih menaruh kepercayaan pada prospek perusahaan, meskipun volatilitas sesekali menekan pergerakan harga.
Kinerja PGEO di Semester I 2025
Laporan keuangan interim semester I 2025 PGEO menunjukkan pendapatan USD204,85 juta (naik tipis 0,53 persen yoy). Porsi terbesar datang dari penjualan listrik/uap kepada PLN dan PLN Indonesia Power. Dari sisi laba, laba bersih PGEO semester I 2025 sebesar USD68,95 juta, turun sekitar 28,37 persen yoy.
Beban pokok pendapatan PGEO pada periode ini sebesar USD83,4 juta, meningkat 7 persen dari USD77,7 juta. Laba bruto perusahaan menurun menjadi USD121,3 juta, menurun 4 persen dari USD125,9 juta.
Dari segi neraca, PGEO mencatatkan jumlah aset sebesar USD3 miliar, meningkat dibanding jumlah sebelumnya USD2,9 miliar. Selain itu, liabilitas PGEO turut naik menjadi USD1,10 juta, dadri sebelumnya USD988 juta.
