MigasReview, Jakarta – Setiap lapangan minyak dan gas bumi (migas) memiliki karakteristik yang berbeda, sehingga pengembangan temuan cadangan minyak maupun gas bumi pada setiap lapangan akan berbeda. Meski beberapa tahun ini, temuan dan produksi lapangan migas di Indonesia lebih dominan gas, namun tak dapat dipungkiri ketika kebutuhan gas domestik lebih tinggi daripada ketersediaannya, maka akan muncul gap semakin melebar yang mengakibatkan neraca gas mengalami defisit. Tak heran bila Pemerintah pernah mengungkapkan akan melakukan impor gas.

Dijelaskan oleh President Director & CEO Badak LNG Salis S. Aprilian, hal tersebut dapat terjadi apabila tidak ada perencanaan yang baik dalam pengembangan suatu lapangan gas yang juga harus dibarengi dengan pengembangan infrasturktur gas untuk menyerap produksi gas yang ada. Karena sifat gas yang berbeda dengan minyak, maka diperlukan strategi pengembangan yang lebih hati-hati dan penuh perhitungan dalam menjaga keseimbangan supply-demand gas sebagai salah satu sumber energi kita.

Berikut obrolannya saat ditemui MigasReview.com di kantornya, beberapa waktu lalu.

---

Kenapa perlu impor gas bila bisa produksi gas sendiri?

Pertama, produksi gas kita sebagian besar sudah terikat kontrak jangka panjang (long term contract). Kedua, dari hasil kajian yang ada, pada saat itu neraca gas sudah hampir masuk dalam tahap defisit, artinya kebutuhan gas untuk pembangkit listrik, transportasi dan industri sudah melebihi dari produksi lapangan gas.

Bukankah lapangan migas yang saat ini lebih dominan ditemukan gas dibandingkan minyak?

Betul, tapi itu juga ternyata masih kurang, termasuk jika Blok Masela sudah diproduksikan. Perhitungan ini dengan asumsi, bahwa pertumbuhan kebutuhan dari industri, transportasi dan lain sebagainya lebih besar daripada suplai. Dalam perhitungan tersebut sudah memasukkan long term contract gas dari BP Tangguh, Donggi Senoro dan Blok Masela. Diperkirakan, berdasarkan prediksi data dari McKinsey, di 2019 sudah mulai terjadi gap tersebut.

Maka, katakanlah jika Blok Masela terlambat dikembangkan maka dapat menimbulkan gap yang semakin besar. Namun, sekali lagi, supply-demand gap ini masih merupakan prediksi, karena bisa saja suplainya menjadi berlebih karena kebutuhan (demand) di industri ternyata tidak tumbuh sedrastis yang diperkirakan, atau ternyata ditemukan cadangan migas baru sehingga supplynya bisa naik. Tetapi ingat, kita tidak dapat mengandalkan supplai gas hanya dari satu atau dua blok migas saja, karena begitu ada permasalahan di blok tersebut, biasanya karena penurunan produksi secara alamiah, maka akan mengacaukan neraca dari sisi supplay migas yang ada. Dengan demikian upaya pencarian cadangan baru harus terus dilakukan untuk menambah rantai supply migas.

Bisa dikatakan, perlu melakukan eksplorasi lapangan migas lebih banyak?

Ya. Salah satu untuk mengatasi itu (gap supply dan demand) adalah dengan menggalakkan kegiatan eksplorasi dan mempercepat development (pengembangan) lapangan migas hasil temuan eksplorasi yang ada. Kita list, misalnya ada Blok Natuna, Indonesia Deepwater Development (IDD), Blok Jangkrik, Blok Masela, dll. Bila kita bicarakan sekitar Kilang Badak LNG Bontang saja, ada Blok Mahakam dan sekitarnya yang saya yakin masih dapat dikembangkan lagi, sehingga bisa menambah feeding gas ke kilang Badak LNG dan ini dapat memperpanjang umur kilang LNG yang merupakan aset negara yang sangat berharga.  Sementara, jika tidak ada temuan sumber gas baru di Blok Mahakam maka beberapa kilang LNG akan ditutup (idle).

Namun, kita juga harus pelajari betul dalam menyusun rencana pengembangan blok migas yang ada. Kita ambil contoh seperti Lapangan Tangguh yang akan membangun Train 3. Kita harus melihat lagi dari segi cadangannya. Karena kalau ternyata tidak sebanyak yang diperkirakan maka bisa terjadi seperti kilang Bontang, dimana sudah dibangun 8 Train LNG pada saat itu namun setelah digunakan (produksi) selama 2 tahun ternyata kondisi gas mengalami penurunan. Hal ini jadi mubazir. Dari keadaan tersebut bisa dipelajari, seandainya saat itu hanya dibangun 6 Train saja, mungkin bisa berproduksi lebih lama. Sehingga, strategi dari pengembangan (dalam hal ini gas) harus akurat.

Dari segi kontrak jual beli gas, minimal berapa durasinya?

Biasanya 20-30 tahun, tergantung kesepakatan antara seller (gas producer) dan buyer, jika kontrak gas hanya dalam waktu yang terlalu pendek akan menyulitkan dalam hal skenario pengembangnannya.

Kenapa dapat menyulitkan?

Karena gas tidak seperti minyak yang bisa ditampung dalam tangki penyimpanan dalam waktu yang lama bila tidak ada pembeli. Meski gas bisa dijadikan LNG yang dalam bentuk cair, namun bila terjadi perubahan temperatur maka gas tersebut akan berubah juga volumenya, sehingga bisa menimbulkan losses.

Hal ini yang membedakan dalam strategi pengembangan lapangan minyak dengan lapangan gas. Sebelum kita mengembangkan lapangan gas harus punya buyer terlebih dahulu, kemudian masa kontrak berapa lama, lalu berapa jumlahnya. Misal, ada buyer 100 MMSCFD selama 10 tahun, maka dihitung setelah 10 tahun produksi apakah masih ada cadangan gasnya dan ada buyer lagi atau tidak? Jika ternyata ada cadangan masih cukup dan ada buyer lagi 200 MMSCFD untuk sekian tahun, nanti dijumlahkan. Sehingga, bila pasarnya sudah jelas, baru dikembangkan. Pendistribusian gas juga berbeda dengan minyak, bila buyer-nya dekat dengan sumber gas cukup menggunakan pipa gas, karena itu yang termurah.

Bila jaraknya cukup jauh atau katakanlah lebih dari 500km, perlu dipikirkan cara lain, apakah itu menggunakan truk atau lorry dalam bentuk CNG (compressed natural gas). Namun, kalau buyer sudah melewati laut artinya butuh menggunakan kapal. Lalu jika jarak buyer ternyata lebih dari 3.000km, hal ini harus dipikirkan bentuk gas dalam bentuk LNG, yang mana gas dicairkan dengan menurunkan temperatur sehingga menjadi cair. Kenapa dengan LNG lebih ekonomis (untuk jarak jauh)? karena dalam volume yang sama, konten gas lebih banyak dan dibawanya lebih praktis, perumpamaan katakanlah 1 liter LNG biasa setara dengan volume 600 liter gas. Kalau CNG, dengan teknologi sekarang, bisa memampatkan volume gas hingga 1/200-1/300 kalinya.

Maka bisa dikatakan, ketika pemilihan bentuk pendistribusian gas tergantung jarak sumber gas dengan buyer?

Iya, karena pada dasarnya mereka (LNG, CNG -red) merupakan gas juga, tinggal bagaimana kita akan men-transport dari sumber gas ke buyer mau berbentuk apa. Saya memang sering ditanya baiknya menggunakan LNG atau CNG, dan saya selalu bilang, Indonesia harus punya konsep pengembangan gas tersendiri. Artinya, kita tidak bisa nyontek negara lain, misal Amerika, Australia ataupun China, karena mereka negara daratan yang mana lebih mudah menggunakan pipa, sementara kita kepulauan. Kita harus kombinasikan antara gas pipa, CNG, dan LNG untuk mencapai tata kelola gas yang optimum agar memenuhi kebutuhan energi Indonesia.

Setiap lapangan migas punya karateristik berbeda, apabila dikaitkan dengan harga gas apakah akan berbeda juga?

Untuk gas, rata-rata relatif sama. Memang tidak seperti minyak yang tergantung dengan API (berat jenis), kalau berat jenisnya berat artinya banyak komponen beratnya seperti parafin, aspal dan lain sebagainya, maka harga minyaknya biasanya lebih murah. Sebaliknya kalau berat jenisnya ringan, seperti minyak di Blok Duri, kualitasnya bagus bila akan dijadikan BBM dengan kadar oktan tinggi, sehingga harga minyaknya mahal.

Namun, berbeda dengan gas, yang dilihat komponen C1-C4 (rantai karbon, metana, etana, propana dan butana), bila kandungannya C2-C4 lebih dominan (rich gas) yang bisa diekstrak diambil LPG-nya, kemudian (sisa) bisa dibuat menjadi LNG. Dalam LNG terdapat istilah BTU (British Thermal Unit) yang dapat dijadikan semacam patokan kualitas gas, dan rich gas termasuk yang memiliki BTU yang tinggi.

Contohnya, biasanya buyer menginginkan LNG kontraknya berdasarkan satuan BTU (british thermal unit), ketika kualitasnya BTU menurun maka buyer akan komplain. Di Badak LNG, ketika mendapatkan buyer seperti ini maka gas harus di-mix atau di-inject dengan LPG hingga mencapai nilai BTU yang sesuai dengan keinginan buyer. Problemnya, ketika gas yang ditemukan ternyata gas kering (komponennya lebih dominan C1), maka akan mengubah sistem (pengolahan gas) serta kualitas yang didapat juga berbeda. Seperti nanti yang akan datang, gas dari Blok Jangkrik termasuk yang lean gas, sehingga memerlukan improvement process, karena bila di-combine dengan (pengolahan) yang ada sekarang maka kualitas produk LNG nya akan menurun. Sementara itu menjaga kualitas sangat penting dan harus diperhitungkan. Proses ini memerlukan memodifikasi kilang LNG yang ada sekarang. (anovianti muharti)