MigasReview, Jakarta – Gas bumi pertama kali dikomersialkan dan dikapalkan oleh Amerika Serikat pada 1800-an menyusul ditemukannya minyak bumi. Dan, di antara negara berkembang, Indonesia bisa dikatakan sebagai pelopor liquefied natural gas (LNG), dengan Blok Mahakam dan Arun  yang merupakan lapangan gas dengan cadangan yang cukup besar. Kedua lapangan tersebut ditemukan pada 1971-1972, yang kemudian dikembangkan pada 1977-1978. Gas ini dibentuk menjadi LNG agar mudah didistribusikan.

Senior Vice President Gas & Direktorat Gas PT Pertamina (Persero) Salis S. Aprilian mengatakan, penemuan tersebut merupakan tonggak sejarah LNG di Indonesia untuk diekspor. Ini karena saat itu kebutuhan domestik belum signitifikan dan harga masih sangat murah. LNG diekspor ke Jepang, Korea dan Taiwan, yang menjadi pembeli LNG Indonesia sejak 1978. Mereka dikenal sebagai traditional buyer JKT.

Namun Salis juga berpandangan, rakyat Indonesia harus mengubah paradigma dari minyak ke gas, dengan mengoptimalkan pemakaian gas. Kekhawatiran Indonesia jadi importir gas bukannya tidak beralasan mengingat kebutuhan gas domestik semakin meningkat sementara suplai hampir stagnan.

Berikut penuturannya saat ditemui migasreview.com di kantornya, akhir pekan kemarin.

—————

Kapan Indonesia mulai mengembangkan regasifikasi?

Pada saat LNG pertama kali ada, Pertamina dan sejumlah kontraktor, yang dikoordinasi oleh Pertamina, membentuk PT Badak NGL dan PT Arun LNG, yang notabene operatornya menggunakan sumber daya manusia (SDM) dari Pertamina. Skema bisnis yang digunakan adalah bisnis upstream (hulu), sehingga produksi dan operasionalnya ditanggung oleh pabrik LNG tadi. Sementara itu, shipment (pengapalan) pertamanya juga bertahap, mulai dari 1-2 train pada 1978-1979, kemudian berkembang menjadi beberapa train. Badak memiliki hingga 8 train dan dalam setahun bisa shipment 20 juta ton LNG, sedangkan Arun memiliki 6 train. Puncak produksi dari 2 lapangan tersebut terjadi pada1999-2000, setelah itu mengalami decline (penurunan) produksi karena feeding gasnya mulai berkurang, baik dari Mahakam maupun di Natuna.

Memang, saat ini dikatakan ada tren kenaikan produksi gas dibandingkan minyak. Tapi, kenaikan ini datang dari lapangan-lapangan gas baru, sedangkan 2 lapangan tadi setiap tahunnya mengalami penurunan. Belum lagi, seiringnya waktu, kebutuhan akan gas mulai meningkat terutama di Jawa. Kalau di Kalimantan, gas biasanya digunakan untuk pabrik pupuk atau power plant.

Dengan beberapa teknologi baru, ditemukanlah gas Tangguh di Papua pada 2000-an. Saat itu ada pikiran untuk di-stored (simpan) dulu, baru nanti dialirkan menjadi gas dengan cara regasifikasi.

Regasifikasi bisa dilakukan di darat dan laut. Indonesia pertama kali punya FSRU, yang ternyata dapat membantu dari sisi distribusi sehingga nanti LNG bisa diambil dari mana saja. Maka, dari bentuk LNG dilakukanlah regasifikasi yang mengubah ke bentuk gas lagi, yang kemudian disalurkan melalui pipa-pipa yang di darat. Contohnya, FSRU Jawa Barat mengambil LNG dari Tangguh, Bontang atau LNG dari mana saja, tergantung perjanjian jual beli gasnya. Saat ini, gas tersebut digunakan untuk memenuhi kebutuhan PLN atau industri-industri lain di Jawa. Pada perkembangan selanjutnya, ada ide untuk menambah satu lagi FSRU di Jawa Tengah.

Berapa FSRU lagi yang akan dikembangkan?

Sekarang ini, yang sedang di-set up dalam perencanaan APBN maupun Pertamina sendiri adalah FSRU Jawa Tengah dengan regasifikasi di Aceh. Di sini (Aceh, red), regasifikasi dilakukan di darat. Pertamina merencanakan membangun dua unit regasifikasi tersebut. Selain itu, saya juga mendengar PGN akan membangun regasifikasi di Jakarta Utara dan FSRU di Lampung. Karena sumber gas yang melalui pipa SSWJ (South Sumatra-West Java) mulai berkurang, diharapkan ada sambungan pipa gas dari FSRU Lampung untuk memenuhi kebutuhan. Sementara itu, FSRU Jawa Tengah sedang dikaji soal penempatannya, antara di Semarang atau di Cilacap. FSRU Jawa Tengah ini harus ada mengingat kebutuhan gas di Jawa sudah cukup banyak. Ada juga kajian agar penempatannya ada di keduanya tapi dengan kapasitas yang lebih kecil karena berhubungan dengan modal, operasional, serta harga gas.

Kapalnya didatangkan dari mana dan berapa biaya yang diperlukan?

Sebenarnya, kami bisa mengonversikan kapal-kapal yang ada di Indonesia. Kalau yang FSRU Jawa Barat, kapalnya dari perusahaan yang bernama Golar LNG Energy untuk pengadaannya. Penentuan biaya FSRU ini tergantung pada kapasitas atau train yang dibutuhkannya. Misalnya, kapasitas FSRU Jawa Barat sekitar 250 juta kaki kubik. Selain itu, ini juga tergantung pada sewa dan lain sebagainya. Jenis kapalnya, bekas atau baru, juga menjadi pertimbangan.

Kisaran harga gasnya adalah US$11-12 per mmbtu, tapi kalau sudah didistribusikan melalui pipa atau PLN, bisa mencapai US$17-an per mmbtu.

Bagaimana kalau ada permintaan harga gas di bawah US$10?

Kalau menggunakan jalur pipa langsung dari lapangan gas, bisa saja. Tapi, sekarang juga sudah susah. Jangan dibandingkan dengan AS yang kelebihan suplai gas. Memproses dari bentuk LNG untuk kemudian diregasifikasi, ada nilai biayanya. Misalnya, harga gas dari lapangan sebesar US$6. Untuk diproses menjadi bentuk LNG memerlukan biaya US$3 per mmbtu. Biaya proses regasifikasi sebesar US$2 per mmbtu. Biaya shipment-nya dan diteruskan melalui pipa-pipa gas juga ada toll fee­-nya, sehingga sampai end user bisa mencapai harga tadi.

Siapa yang berkewajiban membangun pipa gas?

Dulu, sebelum ada UU No. 22/2001, kegiatan hulu dan hilir menjadi satu. Misalnya, Pertamina menemukan lapangan gas di Cirebon. Meski kebutuhannya untuk Krakatau Steel, yang membangun infrastrukturnya adalah Pertamina. Ketika UU tersebut muncul, kegiatan hulu dan hilir dipisah, sehingga bagian pipa dinyatakan bagian hilir. Sebenarnya, dulu PGN dibentuk untuk mengelola gas kota yang dikenal dengan jargas (jaringan gas). Pertamina menyalurkan gas dari sumur sampai ke penampungan gas kota. Tapi mulai tahun ini mau diserahkan ke Pertamina. Sehingga, untuk infrastruktur pipa gas, diperlukan regulasi untuk mengatur agar tidak terjadi pembangunan lalu lalang atau tumpang tindih pipa gas.

Memang ini butuh kerja keras karena saya melihat masih ada pandangan bahwa kita memiliki minyak yang banyak. Akibatnya, gas terabaikan. Padahal, kalau melihat grafik, produksi minyak sudah menurun tajam. Terlihat dari data SKK Migas, oil peak production sudah lewat dan kita tidak akan bisa mencapainya lagi. Sehingga, kita harus mengubah paradigm. Kita sudah harus mengoptimalkan gas karena nanti dikhawatirkan kita jadi importir gas juga. Ini bukan hal yang tidak mungkin karena dilihat dari kebutuhan gas domestik yang semakin meningkat sementara suplai kita hampir stagnan.

Kalau suplai gas tidak ada, bagaimana mendapatkannya?

Memang harus impor, tapi dengan strategi mengakuisisi lapangan di luar negeri. Bukan lagi konsentrasinya upstream atau hanya mencari lapangan minyak saja. Kalau ada gas, kita ambil dan sekaligus bisnis hilirnya, sehingga hasil produksinya bisa dibawa ke sini.

Apa harus dalam bentuk LNG? Adakah dalam bentuk lain?

Kalau mendapatkan suplainya antar negara atau antar pulau, harus dalam bentuk LNG. Karena bila dalam bentuk CNG harus butuh volume yang besar. Saat di-compress butuh tabung khusus. Sementara dengan LNG, bentuknya cair. Gas yang dari lapangan diturunkan temperaturnya menjadi cair dan tekanannya juga rendah. Jadi, lebih aman. Sedangkan LPG, meski cair tapi komponennya adalah karbon (C), C3 (propana), atau C4 (butana). Memang pada dasarnya berasal dari gas yang sama, hanya bentuk untuk pendistribusiannya berbeda-beda.

Sumber gas dari lapangan tidak bisa langsung digunakan sehingga dibutuhkan transportasi. Ini bisa melalui pipa, seperti Kalija (Kalimantan Timur-Jawa Tengah). Inipun juga harus dibicarakan siapa yang membangun pipanya, nanti berapa toll fee-nya. Makanya, AS pada waktu menemukan shale gas bisa langsung dikomersialkan karena sudah memiliki grid (jaringan) pipa. Sehingga, menemukan gas di manapun dapat disambungkan ke grid tadi, sementara di kita belum ada.

Itulah sebabnya, untuk mengembangan gas di Indonesia, kita membutuh infrastrukturnya. Kalau tidak memakai pipa dibentuk LNG, kemudian trucking dalam bentuk CNG.

Apakah ada cara LNG bisa langsung digunakan tanpa diregasifikasi?

Ada. Ini yang sedang kami teliti juga. Tidak memerlukan regasifikasi sehingga LNG dapat langsung digunakan untuk transportasi. Nanti penyalurannya mirip dengan dispenser SPBG atau SPBU, dan dapat digunakan tidak hanya untuk kendaraan yang besar, tapi mobil sedan juga bisa, bahkan untuk kapal, feri, dan kereta. Selain lebih ramah lingkungan, hemat pemakaiannya.

Di Bontang, kami sedang mencobanya untuk kendaraan tambang, seperti truk-truk besar yang beroperasi di sana, ketimbang menggunakan BBM yang menghabiskan 1 liter untuk 3 km.

Kami juga mau mencoba pengisian LNG, misalnya dari Anyer untuk truk, sehingga selama perjalanan ke Surabaya tidak perlu mengisi lagi karena full tank-nya bisa setara dengan 550-an liter BBM. LNG ini lebih aman karena tekanannya rendah dan bentuknya cair. Memang, dibutuhkan konverter untuk mengubahnya buat mesin mobil. Kami juga sudah melakukan kerjasama dengan perusahaan otomotif, Toyota, meski masih terbatas. Dengan konverter, kendaraan sudah ready to use. Artinya, mau menggunakan LNG bisa, BBM juga bisa. (anovianti muharti)