GIS 2017

Tantangan Distribusi Gas di Negara Kepulauan

11 July 2017, Editor Anovianti Muharti

Oppie Muharti | MigasReview.com
Oppie Muharti | MigasReview.com
facebook
10
twitter
google+
0
linkedin
2

MigasReview, Jakarta – Pembangunan infrastruktur pendistribusian gas di Indonesia sedang dilakukan oleh pemerintah, agar pemanfaatan gas alam dapat digunakan secara merata. Perbaikan tata kelola gas diperlukan, terutama regulasi, untuk kenyamanan iklim investasi sehingga mendorong pengembangan infrastruktur gas.

Pendistribusian menggunakan pipa memang masih lebih murah. Namun, secara geografis, Indonesia merupakan kepulauan, maka diperlukan inovasi bagaimana mendistribusikan gas alam agar dapat dimanfaatkan pengguna gas (konsumen).

VP Commercial Java Pertagas Niaga Kusdi Widodo, yang menjadi salah satu pembicara di Gas Indonesia Summit & Exhibition 2017 (GIS 2017), akan menyampaikan tentang perkembangan LNG Small Scale for Domestic Market, peluang dan tantangannya dan apa yang telah dilakukan oleh Pertamina untuk mendukung program pemerintah dalam memperluas cakupan pengguna gas di Indonesia.

Berikut obrolannya dengan MigasReview.com

---

Harga gas terkadang sering dikaitkan dengan harga minyak. Bagaimana menentukan harga gas, apakah ada imbasnya dengan harga minyak mentah saat ini?

Harga gas dapat ditentukan dari harga keekonomian sumber gas (harga gas hulu) ditambah biaya transportasi gas dan biaya-biaya lain yang terkait. Disamping itu harga gas juga dikaitkan dengan harga minyak bumi terutama harga gas yang berbasis dari sumber LNG. Jadi harga gas berbasis LNG adalah meliputi harga LNG ditambah biaya storage dan regasifikasi ditambah biaya transportasi gas dan biaya-biaya lain yang terkait.

Darimana saja sumber gas yang didapatkan?

Saat ini gas yang dipakai di Indonesia diperoleh dari sumber-sumber gas di dalam negeri. Gas dialirkan melalui pipa terutama di pulau Jawa dan Sumatera dan juga ditransportasikan melalui kapal LNG, apabila sumbernya diperoleh dari tempat lain (Kalimantan – Bontang / Papua - Tangguh) untuk dipakai di Jawa dan Sumatera. Sesuai dengan gas balance, Indonesia akan kekurangan gas dimulai tahun 2020, sehingga apabila tidak terdapat sumber baru maka Indonesia perlu mengimpor LNG.

Menurut Anda, apakah lebih ekonomis mengimpor dibanding memroduksinya?

Hal ini tergantung, terutama dari lokasi. Memang gas kita (nasional) yang diproduksi semakin sulit tempatnya, maka akan berdampak ke harga (semakin mahal). Apabila kita membandingkannya, maka sifatnya sangat temporal, karena dikemudian hari siapa tahu ditemukan sumber (gas) baru.

Kondisi saat ini, harga LNG (spot market) yang sangat kompetitif, maka tantangannya adalah transportasi untuk mendistribusikannya, kemudian receiving terminal, terutama apabila kita impor (LNG) harus disiapkan. Yang mana, line base receiving terminal membutuhkan waktu sekitar 4 tahun, Floating Storage Regasification Unit (FSRU) membutuhkan waktu sekitar 3 tahun. Sehingga yang kita bicarakan sekarang di 3-4 tahun kemudian akan berbeda lagi, kecuali bila menggunakan kontrak jangka panjang dengan sumber gas.

Indonesia merupakan negara kepulauan, pendistribusian gas seperti apa yang cocok?

Distribusi melalui pipa merupakan distribusi yang paling murah, namun untuk daerah kepulauan yang luas distribusi melalui LNG dengan memakai kapal LNG akan lebih mudah dan murah (reliable).

Apakah FSRU diperlukan lebih banyak?

Tergantung besarannya, FSRU cukup mahal. Namun, apabila receiving-nya kecil-kecil cenderung lebih baik menggunakan FSU (floating storage unit) lalu regasifikasinya diproses di darat, memang yang membutuhkan waktu adalah membangun FSU. Selain itu, harus dipertimbangkan juga dari sisi kebutuhannya, seberapa besar kebutuhan gas di suatu daerah, apakah dengan menggunakan FSRU tidak kebesaran?

Oleh karena itu, selain perlu dipertimbangkan faktor-faktor untuk menyediakan infrastruktur tersebut, perlu dimulai membuat semacam cluster dengan membuat FSU yang besar kapasitasnya kemudian didistribusikan mengunakan kapal-kapal kecil. Namun, sejauh ini belum ada yang melakukannya karena belum ekonomis. Selain itu, komitmen pembeli (buyer) belum ada.

Berapa kebutuhan gas rata-rata tahunan?

Gas balance di 2015 sekitar 5.600 MMSCFD. Di 2018, akan meningkat sekitar 7.700 MMSCFD. Setiap tahun diperkirakan naik 6%. Sementara dari sumber gas sejak 2015, sebenarnya sudah terlihat defisit, hanya saja dikarenakan marketnya scattered (terpencar-pencar) maka tidak terlihat defisitnya. Sebab di suatu tempat antara sumber gas dengan kebutuhannya kurang, namun terdapat di suatu tempat antara sumber gas dengan kebutuhannya berlebih. Apabila infrastruktur sudah terbangunpun, pada 2025 defisit gas terjadi sekitar 4,4 TCF per day.

Hal ini perlu dicermati, saat ini yang dapat dilakukan penghematan dan diversifikasi energi. Karena mencari cadangan atau sumber gas juga membutuhkan waktu dan monetisasi yang perlu diperhitungkan.

Apa yang membedakan dari LNG, CNG dan LPG, bagaimana masing-masing penanganannya?

LNG adalah gas alam yang dicairkan dengan cara didinginkan pada suhu kurang lebih minus 160oC, LNG terdiri dari gas methane, sedangkan CNG adalah gas alam yang decompress (ditekan) sampai dengan tekanan kurang lebih 200 bar, sedangkan LPG adalah merupakan fraksi berat gas alam yang terdiri dari propane dan butane. Ketiga gas ini dibuat untuk memudahkan transportasi gas ke konsumen terutama untuk transportasi jauh ribuan kilometer (LNG/LPG), apabila belum tersedia transportasi pipa ke daerah tersebut.

Seperti apakah rantai pendistribusian gas?

Sebenarnya rantainya sangat logic, mulai dari sumber gas kemudian masuk ke pipa transmisi, selama kita membicarakan gas pipa, kemudian dialirkan ke pipa distribusi, dimana masing-masing diperlukan meteran, dan apabila jaraknya jauh dibutuhkan kompresor, tentunya ini menjadi biaya-biaya yang akan diperhitungkan hingga sampai ke konsumen. Saat ini memang ada 2 cara penjualan. Pertama, direct (langsung) dari sumber ke konsumen. Kedua, melalui beberapa badan usaha (trader).

Apa harapan Anda terhadap industri gas nasional?

Kita berharap diberikan kemudahan untuk mendapatkan sumber-sumber (gas) yang baru dan terkoneksinya sumber-sumber gas dengan konsumen pemakai gas, namun kita juga berharap agar dibangunnya infrastruktur gas terutama untuk LNG untuk mem-backup sumber-sumber gas yang ada saat ini. Kita juga berharap adanya dukungan pemerintah berupa regulasi yang mendukung dunia usaha diantaranya adalah regulasi tentang harga gas, sehingga harga mau di-open, diberi ceiling, sehingga yang berinvestasi dapat memperhitungkan break even point-nya.

Apa yang akan Anda sampaikan pada forum GIS 2017?

Saya akan memberikan gambaran mengenai market gas di Indonesia secara umum, kemudian peran LNG yang saat ini mayoritas penyuplaian gas (jalur dsitribusi) menggunakan pipa. Market yang besar terutama di Jawa, yaitu Jawa Timur, Jawa Barat, sementara untuk Jawa Tengah masih on progress pengembangan jalur pipa gas dari Jawa Timur (Gresik-Semarang), sehingga nantinya pipa gas di Jawa akan terintegrasi. Market yang kedua di Sumatera, yaitu Sumatera bagian utara dan selatan. Hal ini karena kondisi sekarang masih terpencar-pencar antara daerah sumber gas dengan daerah konsumennya.

Selain gas pipa, untuk bridging menggunakan CNG, terutama untuk konsumen yang belum tersambung dengan pipa dan belum ekonomis apabila perlu dibangun pipa gas.

Sementara perkembangan sumber gas, kondisi saat ini di Jawa Barat dan Jawa Timur mulai mengalami penurunan, begitupun sumber baru bila ditemukan namun belum ekonomis untuk dikembangkan. Oleh karena itu, di Jawa Barat menggunakan LNG untuk diregasifikasi melalui FSRU yang kemudian dialirkan ke pipa bawah laut (sepanjang 20km) ke Muara Karang, lalu dialirkan ke Muara Tawar (PT PJB). Alokasi gas, paling besar untuk PLN (pembangkit listrik), namun juga digunakan untuk (konsumen) industri, seperti baja, keramik, kaca, smelter hingga industri makanan (Jawa Barat). Di sumatera Utara kita sudah merevitalisasi Arun menjadi receiving terminal LNG, kemudian pipa Arun-Belawan.

Karena kita sudah memiliki dua tempat pengiriman LNG, maka kita membangun small facility, yaitu LNG Small Scale for Domestic Market, ukuran saat ini iso tank 12 feet. Tangki ini akan didistribusikan untuk konsumen yang berada di daerah, seperti Kalimantan Timur dan Sumatera bagian utara yang tidak terjangkau dengan gas pipa.

LNG Small Scale ini, dapat dibawa menggunakan truk ataupun kapal untuk antar pulau kecil dan sudah terdapat regasification unit, namun unit ini ditempatkan di konsumen. Regasification unit ini sudah ada di Medan (Sumatera Utara), Kalimantan Timur, lalu dalam waktu dekat kita akan menyuplai PLN (PLTG) Sambera. Sekarang yang sedang diuji coba daerah Ambon.

Harapannya event ini bisa memberikan sharing knowledge dan informasi tentang perkembangan gas di Indonesia dan dunia. (anovianti muharti)

Komentar

Artikel Lainnya ×
 
 
 
 
 

Industri Minyak dan Gas Dalam Proses Menemukan Ekuilibrium Baru

migas review MigasReview, Jakarta – Dinamika harga minyak dan gas saat ini tentunya akan mempengaruhi investasi di sektor hulu maupun hilir industri minyak dan gas. Terlihat beberapa tahun belakangan ini, bahwa investasi cenderung turun, meski sentimen pasar tetap…