TRENGGINAS Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

TRENGGINAS berburu

GAS

Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

TRENGGINAS berburu

GAS Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

TRENGGINAS berburu

GAS

Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

Diterbitkan oleh : Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero) JL. Trunojoyo Blok M I / 135 Kebayoran Baru, Jakarta 12160, Indonesia Telp : 021 - 7261122 Website : www.pln.co.id Penyusun : Tim Divisi Gas dan BBM Sumber Foto : Dari berbagai sumber

Cetakan Pertama : Juni 2013 14 x 21 cm 166 halaman

Konsultan Media : Dinamika Komunika www.dinamikakomunika.com

Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

PRAKATA Trengginas Berburu Gas. Istilah ini dirasa cocok untuk menggambarkan upaya yang harus dilakukan PLN dalam memenuhi kebutuhan gas pembangkitnya. Inefisiensi dalam menjalankan proses bisnis selalu menjadi tudingan yang diarahkan ke tubuh PLN. Pembangkit PLN salah minum. Pembangkit yang seharusnya menggunakan gas, ternyata masih menggunakan bahan bakar minyak (BBM) yang semakin hari harganya semakin mahal. Kenyataannya, kebutuhan gas pembangkit PLN belum seluruhnya terpenuhi. Pemerintah sendiri menentukan alokasi gas domestik dengan prioritas-prioritas sebagai berikut : prioritas pertama untuk lifting minyak, kedua untuk pupuk, ketiga untuk kelistrikan, terakhir untuk industri dan rumah tangga. Selain itu, infrastruktur transmisi gas juga terbatas. Gas umumnya terdapat di lepas pantai dan harus disalurkan ke pusat beban yang lokasinya jauh. Masih ada lagi. Pola beban konsumen PLN tidak selalu flat. Ada perbedaan antara beban dasar dan beban puncak, sehingga kebutuhan gas juga berbeda antara beban dasar dan beban puncak. Sebaliknya, para pemasok gas melalui pipa menginginkan pola penyaluran yang flat. Tetapi semua itu tidak menjadikan PLN

5


berdiam diri atau pasrah saja. Harus ada terobosan, dan harus ada pemikiran-pemikiran cerdas yang menghasilkan strategi-strategi jitu. Tentu saja harus dengan berkesinambungan dan sesuai dengan rencana pengembangan sistem PLN. Divisi Gas dan BBM merupakan divisi pencari gas di PLN. Untuk dapat memberikan gambaran mengenai hal-hal yang telah dilakukan, sedang dilakukan, dan akan dilakukan oleh Divisi Gas dan BBM, maka dibuatlah buku ini. Buku ini mengupas secara rinci mengenai gas yang telah dialokasikan ke PLN dan potensi-potensi gas yang dapat dimanfaatkan untuk kelistrikan. Buku ini juga memberikan gambaran mengenai strategi-strategi yang dilakukan PLN untuk memenuhi kebutuhan gas bagi pembangkit karena adanya fluktuasi beban, keterbatasan infrastruktur pipa gas, serta akibat berjauhannya lokasi sumber gas dengan pembangkit. Buku ini disiapkan oleh semua personel Divisi Gas dan BBM, mulai Kepala Divisi, Manajer Senior, Asisten Manajer hingga staf yang menangani langsung. Tujuannya, siapapun yang bekerja di Divisi Gas dan BBM membaca serta menjadikan buku ini sebagai referensi agar segera dapat menguasai proses bisnis gas dan BBM. Selain itu, buku ini juga diharapkan dapat memberikan gambaran kepada seluruh insan PLN tentang bagaimana upaya-upaya PLN untuk mendapatkan gas sebagai bahan bakar menggantikan BBM. Semua itu tentu untuk mengurangi biaya produksi PLN, yang pada akhirnya akan memberikan kondisi keuangan yang sehat bagi PLN. Diharapkan buku ini tidak berhenti sampai di sini saja, namun akan selalu diperbaiki dan diperbaharui oleh pegawai yang bertugas di Divisi Gas dan BBM. Jakarta, April 2013 Suryadi Mardjoeki KDIV Gas dan BBM

6


Sambutan

Direktur (Pengadaan Strategis dan Energi Primer) Bapak ibu yang saya banggakan dengan semangat memajukan bangsa dengan berkarya di PLN, Situasi pengusahaan ketenagalistrikan saat ini dirasakan bahwa kebijakan umum pemanfaat energi nasional tidak sepenuhnya berpihak kepada PLN sebagai BUMN yang ditugasi untuk mengembangkan dan meningkatkan rasio kelistrikan di Indonesia sebagai roda depan pertumbuhan ekonomi. Kalau teman-teman di Divisi Gas dan BBM memberikan judul “trengginas berburu gas” rasanya judul ini memang tepat sekali karena PLN tidak bisa lagi hanya berpangku tangan mengharapkan belas kasihan pemerintah, baik melalui Kementrian ESDM, Bapenas, ataupun pihak-pihak yang berwenang dalam pengaturan alokasi atas pengembangan sumber-sumber lapangan gas nasional. Cerita tentang program integrasi pembangunan pembangkit PLTGU Gresik yang terintegrasi dengan pengembangan sumur gas Pagerungan, juga integrasi pembangunan pembangkit PLTGU Muara Karang dan Tanjung Priok yang terintegrasi dengan pengembangan sumur gas ONWJ (Offshore Nord West Java) dibawah koordinasi pemerintah rasanya sudah tidak lagi dilakukan

7


sejalan dengan adanya perubahan regulasi yang ada. Saat itu PLN terlena dan merasa nyaman dengan kebijakan energi nasional dan regulasi yang ada, hingga selanjutnya dengan harapan adanya koordinasi dan harapan regulasi yang sama dibangunlah PLTGU Tambak Lorok dan Grati, namun ternyata tanpa ada pengembangan lapangan gas yang menjamin (didesikasikan) ketersediaan gasnya untuk pembangkit PLN. Penguasaan Lapangan Gas oleh perusahaan asing dunia dan menurunnya produksi minyak nasional, merubah pola konsumsi gas nasional menjadi pola konsumsi yang bersifat komoditi pasar international, sehingga harga gas dalam negeri selalu mempunyai formula yang dikaitkan dengan index-index pasar dunia yang kurang berpihak kepada PLN yang harus melayani kelistrikan dalam negeri dengan harga listrik tanpa dikaitkan dengan harga pasar energi international. Kondisi lingkungan usaha demikian harus merubah cara berpikir manajemen PLN dalam usaha mendapatkan gas untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik berbahan bakar gasnya. Sebagaimana diketahui bahwa hanya pembangkit dengan bahan bakar cair atau bahan bakar berupa gas sajalah yang mempunyai fleksibilitas yang mampu mengantisipasi “ramping rate” perubahan beban sistem kelistrikan, maka pemenuhan kebutuhan gas menjadi mutlak khususnya untuk pemenuhan pembangkit beban puncak. Perburuan gas untuk pembangkit PLN tidak lagi harus dengan volume besar, namun sekecil apapun dan bahkan gas-gas dari lapangan marginal sekalipun sangat membantu usaha PLN dalam memenuhi kebutuhan pembangkit PLN baik yang tersambung di sistem ketenagalistrikan yang besar maupun di sistem kelistrikan “pulau” atau “remote area”. Terima kasih kepada tim Divisi Gas dan BBM yang telah menyusun buku ini yang sangat bermanfaat bukan saja bagi staff yang bertugas, namun juga bagi tataran manajemen PLN dalam

8


memahami langkah-langkah dan program-program PLN untuk mendapatkan gas dalam usaha untuk mengurangi biaya pokok produksi PLN sebagai antisipasi semakin mahalnya harga BBM. Sekali lagi terima kasih, selamat bekerja dan maju terus pantang surut untuk kejayaan PLN.

Bagiyo Riawan Direktur (Pengadaan Strategis dan Energi Primer)

9


10


Sambutan

Direktur Utama PLN Buku yang dibuat oleh Tim Divisi Gas dan BBM ini sangat berguna, tidak hanya untuk kalangan internal PLN tetapi dapat digunakan untuk pihak luar untuk dapat mengetahui bagaimana PLN dalam usaha mencari gas dan mengimplementasikan teknologi baru dalam bentuk CNG, dan penerapan mini LNG pada masa yang akan datang. Buku ini tidak hanya menceritakan kisah yang baik – baik saja, tetapi juga mengungkap kisah yang kurang baik antara lain yaitu belajar dari kegagalan pasokan gas di suatu tempat, agar pengalaman ini dapat dijadikan perbaikan baik bagi PLN, SKKMigas, KKKS dalam membuat Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) yang seimbang antara Pemasok Gas dalam hal ini KKKS dan Pihak PLN selaku Pembeli gas.

11


Terima kasih kepada tim Divisi Gas dan BBM yang telah menyusun buku ini yang sangat bermanfaat bukan saja bagi staf yang bertugas, namun juga bagi tataran manajemen PLN dalam memahami langkah-langkah dan program-program PLN untuk mendapatkan gas dalam usaha untuk mengurangi biaya pokok produksi PLN sebagai antisipasi semakin mahalnya harga BBM. Sekali lagi terima kasih, selamat bekerja dan maju terus pantang surut untuk kejayaan PLN.

Nur Pamudji Direktur Utama

12


Daftar Isi Prakata Daftar Isi Bab I Mencari Gas Tanpa Batas • •

............................... 19

Divisi Pemburu Gas ....................................................... 25 Solusi untuk Memenuhi ................................................ 29

Bab II Mendulang Gas di Pulau Andalas ..................... 33 Provinsi Aceh .................................................................... 36 • Revitalisasi Arun ............................................................ 37 ............................................... 40 Provinsi Sumatera Utara • Gas Lapangan Pangkalan Susu ...................................... 42 Provinsi Riau .................................................................... 43 • Gas Lapangan Blok Bentu dan Korinci Baru ...................... 43 • Gas Lapangan Rawa Minyak ......................................... 46 Provinsi Kepulauan Riau ............................................... 47 • Gas Lapangan Gajah Baru ............................................ 47

13


Provinsi Jambi ................................................................. • Gas dari IDLP ................................................................ • Gas Lapangan Jabung ................................................... • Gas Lapangan Jambi Merang ........................................ • Gas Lapangan Sei Gelam ............................................... • Gas Lapangan Simpang Tuan ........................................ • Gas Lapangan Sengeti ...................................................

50 50 51 51 53 56 56

Provinsi Sumatera Selatan ........................................... • Gas Lapangan Blok Corridor ......................................... • Gas dari PGN ................................................................. • Gas Lapangan S & CS untuk Inderalaya .......................... • Gas Lapangan S & CS untuk Borang ............................... • Gas Lapangan S & CS untuk Keramasan ......................... • Gas Lapangan Singa Lematang ..................................... • Gas Lap. Migas Region Sumbagsel untuk Keramasan ... • Gas dari PDPDE (Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi) ...........................................................................

57 57 58 58 59 60 61 62

Bab III Jaga Nyala Pulau Jawa

63

.......................................... 65

Provinsi Jawa Barat ........................................................ • Gas dari PGN ................................................................. • Gas dari PHE ONWJ ..................................................... • Gas Pertamina EP ......................................................... • FSRU Jawa Barat ......................................................... • Gas Lapangan South East Sumatera Offshore PSC CNOOC .......................................................................... • Lapangan Daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat ......

14

68 68 72 73 74 75 76


Provinsi Jawa Tengah ................................................... • Gas Lapangan Kepodang ............................................... • Gas Lapangan Cepu ....................................................... • FSRU Jawa Tengah ....................................................... • Gas Lapangan Gundih ..................................................

77 77 79 79 81

• • • • • • • • • • •

82 83 84 85 86 86 86 87 88 88 89

Provinsi Jawa Timur ................................................ Gas Lapangan Santos Oyong ......................................... Gas Lapangan Santos Wortel ........................................ Gas dari PHE WMO eks Kodeco .................................... Gas dari Media Karya Sentosa ....................................... Gas dari HESS ............................................................... Gas Lapangan Kangean Energi Indonesia .......................... Gas dari Wali Nusa Energi ............................................. Gas dari Santos Peluang ................................................ Lapangan Husky CNOOC .............................................. Gas dari Alas Energi Indonesia .....................................

Bab IV Perangi Padam di Borneo

.................................... 91

Provinsi Kalimantan Timur .......................................... • Pasokan Gas Pertamina EP-TAC Semco (PLTGU Tanjung Batu dan Sambera) ........................................................ • Pasokan Gas Total E & P Indonesie-Inpex Corporation (PLTD/MG Bontang) .................................................... • Pasokan Gas Perusda Benuo Taka (PLTMG Nipah-Nipah Petung) .......................................................................... • Pasokan Gas dari CBM VICO (PLTMG Sanga-Sanga) .....

15

95 95 97 99 99


Provinsi Kalimantan Utara ........................................... • Pasokan Gas dari Lapangan South Sembakung (PLTMG Sembakung) .................................................................. • Gas PLN Tarakan ........................................................... • Pasokan Gas Pertamina EP (PLTMG Bunyu) ................... • Pasokan Gas dari Blok Simenggaris ...............................

100 100 102 103 104

Provinsi Kalimantan Tengah ........................................ 106 • Pasokan Gas dari Lapangan Bangkanai ............................... 106 Potensi Gas ........................................................................ • Potensi Gas Lapangan South Sebuku ............................... • Potensi Gas Lapangan Bangkudulis ............................... • Potensi Gas Lapangan South Kecapi-1 ............................... • Potensi Gas CBM Sangatta ............................................

Bab V Asa di Timur Indonesia • • • • • • • •

......................................... 113

LNG BP Tangguh ........................................................... LNG Donggi Senoro (DSLNG) ....................................... LNG Wasambo (EEES) .................................................. LNG Abadi Masela (INPEX) .......................................... Gas Lapangan Kampung Baru (EEES) ............................... Gas Lapangan Tiaka ....................................................... Gas Lapangan Salawati .................................................. Gas dari Sumur Baru dan Sumur Tua di Papua ................

16

108 108 108 110 111

117 117 118 118 119 121 122 122


Bab VI Masih Soal BBM

........................................................ 123

Bab VII Kelak, “Bye-Bye” BBM

........................................... 133

Aktivitas 2012 ................................................................. . • Pembangunan CNG Plant Jakabaring, Palembang ......... • Pembangunan CNG Plant dan Pembangkit Peaker 90 MW Sei Gelam, Jambi ................................................... • Front End Engineering Design (FEED) CNG Marine ....... • Pembangunan Pembangkit Peaker di Duri, Riau ............ • Studi Transportasi Gas untuk Pulau Bawean .................. • Pembangunan CNG Plant di Grati ................................. • Pembangunan CNG Plant Tambak Lorok ........................

138 138

Rencana 2013 .................................................................... • Operasional CNG Jakabaring ........................................ • Operasional CNG Grati .................................................. • Operasional CNG Gelam ................................................ • FEED CNG Muara Tawar .............................................. • Operasional CNG Tambak Lorok .................................. • Pengadaan CNG Marine Gresik-Lombok .......................... • Pembangunan CNG Tanjung Selor ................................ • FEED LNG Plant Simenggaris ....................................... • Pembangunan CNG Duri ............................................... • Pembangunan CNG Bawean .......................................... • Rencana Swap Gas untuk Kebutuhan Beban Puncak Muara Tawar ..................................................................

143 143 143 143 144 144 145 146 147 148 148

17

138 139 140 141 141 142

149


Rencana 2014 .................................................................... • CNG Bangkanai .............................................................. • CNG Simpang Tuan ....................................................... • CNG Marine Transportation .......................................... • LNG Wasambo ...............................................................

150 150 150 150 151

Rencana 2015 .................................................................... 152 • CNG Bangkanai .............................................................. 152 • Pipa Gas Transmisi Jawa (Trans-Java) ........................ 152

Bab VIII Belajar Dari Kegagalan Pasok Gas oleh Pemasok Gas ................................................................ 155 • •

Pasokan Gas di Glagah Kambuna .................................. 158 Pasokan Gas di Tanjung Batu ........................................ 159

Bab IX Saatnya Tancap Gas

................................................. 161

18

1

Mencari

Gas

Tanpa Batas


H

arga bahan bakar minyak (BBM) terus melejit di pasar internasional. Kenaikan tersebut dipicu berbagai hal. Salah satunya akibat berbanding terbaliknya antara pasokan dengan kebutuhan. Cadangan minyak yang ada dalam perut bumi semakin berkurang, sedangkan permintaan terus bertambah. Indonesia juga mengalami kondisi tak jauh berbeda. Cadangan minyak Indonesia kian berkurang, sementara pembukaan lapangan baru eksplorasi minyak tak banyak dilakukan. Alhasil, jadilah Indonesia yang tadinya negara pengekspor minyak sekarang berubah menjadi importir minyak demi mencukupi kebutuhan konsumsi dalam negeri. Tentu saja, kondisi ini tak bisa dibiarkan berlarut-larut bila tak ingin subsidi pemerintah jebol hanya sekadar buat memenuhi kebutuhan BBM. Padahal, anggaran negara masih banyak dibutuhkan untuk menutupi berbagai kebutuhan terkait kesejahteraan masyarakat. Oleh karena itu, pelbagai alternatif penghematan BBM terus diupayakan di semua lini, mulai penghematan dalam lingkup rumahan hingga industri skala besar.

Harga BBM 12.000

Rupiah / Liter

10.000

9,765

8,909

8,925

8.000 6.000

5,358 1,650

6,708

6,089 5,329

4.000 2.000

10,039

Harga

2,745 1,650

2003

2004 2005 2006

2007 2008

21

2009 2010

2011

2012 2013


Penghematan BBM pun menyentuh PLN sebagai salah satu industri pengguna BBM terbesar di Indonesia. Pada tahun 2012 misalnya, PLN menghabiskan 8,2 juta kilo liter BBM buat membangkitkan listrik. Memang tidak bisa dimungkiri bila PLN masih mengoperasikan cukup banyak pembangkit listrik “peminum” BBM. Maka guna mengurangi pemakaian BBM pada pembangkit listriknya, PLN mengupayakan menggenjot penggunaan sejumlah energi alternatif atau energi baru terbarukan (EBT) seperti panas bumi, air, angin, surya, biomassa, dan lainnya. Membahas gas cukup menarik. Pasalnya, selain merupakan bahan bakar yang terdapat dalam perut bumi dan tak terlihat, gas juga menjadi sumber energi yang paling dapat menggantikan fungsi BBM. Idealnya, gas berfungsi sebagai pemikul beban puncak. Respon pembangkit listrik berbahan bakar gas berbeda dengan pembangkit batubara. Pembangkit gas lebih responsif terhadap fluktuasi beban. Itulah sebabnya pembangkit batubara dioperasikan sebagai base load, sementara pembangkit gas menjadi pemikul beban puncak dan load follower. Namun sementara ini, sebelum

TIPE POLA BEBAN 200 180 160 mmsfc

140 120 100 80 60 40 20 0

0

1

2

3

4

5

Baseloader

6

7

8

9

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Load Follower

22

Peaker


pembangkit batubara mencukupi untuk memikul kebutuhan beban atau tidak dimungkinkan dibangun pembangkit batubara pada daerah tertentu, maka pembangkit gas dimanfaatkan untuk beban dasar. Tentu, PLN membutuhkan gas dalam skala sangat besar. Selain dibutuhkan untuk meningkatkan pasokan listrik di seluruh Nusantara, gas juga alternatif utama sumber energi pengganti BBM.

Fuel Mix PLN + IPP

100% 90%

Prosentase

80% 70% 60% 50%

28.7% 7.7% 5.6% 16.9%

22.7%

20.6%

23.1%

7.3% 4.9%

10.5% 5.6%

6.8% 5.1%

22.0%

22.4%

20.8%

40.9%

44.1%

14.9% 6.5% 4.7% 23.3%

AIR

40% 30% 20%

BBM PANAS BUMI

41.2%

43.1%

50.6%

GAS BATUBARA

10% 0% 2008

2009

2010

2011

2012

Tahun Apalagi pasokan listrik berbanding lurus terhadap kebutuhan bahan bakar. Ketika jumlah pasokan listrik bertambah, maka kebutuhan bahan bakar juga demikian adanya. Sehingga, penggunaan BBM di pembangkit listrik PLN harus dikurangi jumlahnya, karena berpengaruh kepada biaya pokok produksi listrik yang pada akhirnya berdampak terhadap besarnya subsidi listrik yang mesti disediakan pemerintah. Latar belakang ini menuntut PLN membentuk divisi khusus yang menangani pasokan gas di tubuh PLN bernama Divisi Gas dan BBM. Saat ini, Divisi Gas dan BBM berada di bawah Direktorat

23


Pengadaan Strategis dan Energi Primer. Divisi Gas dan BBM tak hanya menangani pengelolaan dan pengendalian gas berdasarkan kontrak yang sudah ada, tetapi juga mengurus pengadaan gas untuk meningkatkan alokasi gas ke PLN dalam rangka memenuhi kebutuhan gas di pembangkit-pembangkit holding maupun anak perusahaan PLN. Sebab, target konsumsi BBM PLN pada tahun 2013 dibatasi maksimum 11,2 % dari seluruh jumlah bahan bakar yang digunakan. Pada tahun 2011, penggunaan BBM masih di kisaran 27%. Sedangkan pada tahun 2012, PLN mampu mencapai target lebih kecil lagi, yaitu 14,9%. Maka amat beralasan bila di tahun–tahun berikutnya, konsumsi BBM PLN semakin mengecil. Melalui Divisi Gas dan BBM, PLN terus mengupayakan agar kebutuhan gas untuk pembangkit PLN dapat terpenuhi. Mulai dari mencari potensi-potensi sumber pasokan gas baru, melakukan pengadaan dan pengendalian, serta melancarkan strategi-strategi pemanfaatan gas tersebut untuk keperluan kelistrikan. q

Kota benderang saatmalam hari.

24


Divisi Pemburu

Gas

Divisi Gas dan BBM memiliki keunikan tersendiri. Betapa tidak bila pekerjaan divisi ini sejatinya mencari sesuatu yang tak terlihat dengan jelas, melainkan cuma sebatas prediksi. Artinya, minyak dan gas yang ada dalam perut bumi tak dapat diukur dengan pasti, tapi hanya berdasarkan perkiraan-perkiraan. Alhasil, kondisi sebenarnya banyak yang luput dan tak sama dengan yang diprediksikan. Misalnya, pada Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) antara PLN dan pemasok sebagai PSC (Production Sharing Contract) atas persetujuan Badan Pengatur Hulu Minyak dan Gas Bumi (BP

PLTGU Priok.

25


MIGAS), yang telah dibubarkan dan diganti menjadi Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK MIGAS). Waktu itu, dalam kontrak tertulis kesepakatan selama 12 tahun, tapi bisa saja sebelum 12 tahun cadangan gas telah habis, sehingga komitmen PJBG tidak terpenuhi. Padahal, PLN sudah melakukan pengadaan dan pembangunan pembangkit serta membangun jaringan, tetapi kemudian gas ternyata tidak ada. Boleh dikatakan, ada ketidakpastian bagi PLN untuk security of supply. Diperparah dengan tak adanya klausul penalti dalam kontrak itu, karena ketentuan yang disetujui oleh SKK MIGAS adalah best effort (upaya tebaik yang dapat dilakukan pemasok dalam memenuhi komitmen penyaluran gas). Lantaran keberadaan benda-benda dalam perut bumi memang tak bisa diukur dengan pasti. Inilah kelemahannya.

Director of Business Development Transgasindo Arief Transindra Kushermawan menunjukkan peta line pipe miliknya kepada Dirut PLN Nur Pamudji usai penandatanganan gas transportation agreement (GTA) yang akan memanfaatkan gas sebesar 35 mmscfd dari JOB Jambi Merang untuk pusat listrik kapasitas 40 MW di Duri.

26


CNG Jakabaring.

Kendati seharusnya jika mengacu pada perkembangan teknologi yang makin canggih, sesungguhnya bisa didapat perkiraan akurat dengan selisih 0,01% atau minimal antara 90% hingga 99% sesuai keadaan sebenarnya. Terlebih saat ini, dengan semakin banyak ilmuwan yang berkecimpung menekuni studi tentang tanah (geologi) dan mengetahui sifat-sifat tanah hingga kondisi yang ada di dalamnya, maka prediksi awal sebenarnya semakin mendekati kenyataan. Pada tataran proses, Divisi Gas dan BBM mencari gas bersama dengan SKK MIGAS atau lembaga dan instansi yang memiliki sumber gas serta menjadi pemasok. Lalu untuk meyakinkan, dimintakan sertifikat cadangan gas dari instansi yang berwenang seperti LEMIGAS untuk memberi keyakinan bahwa cadangan gas benar-benar ada, termasuk seberapa besar perkiraan gas yang ada dalam tanah tersebut. Tak cukup di situ saja strategi Divisi Gas dan BBM mencari gas. Upaya lain adalah melakukan swap gas. Hal ini karena keterbatasan

27


infrastruktur pipa gas dan tidak terintegrasinya jaringan pipa mengakibatkan sumber gas yang terdapat pada suatu daerah tidak dapat disalurkan ke daerah lain. Misalnya, sumber gas lapangan Sungai Kenawang Jambi Merang di daerah Jambi. Ternyata gas ini tidak dapat disalurkan ke Pulau Jawa untuk memenuhi kebutuhan gas di Muara Tawar, karena belum ada pipa yang menghubungkan Sungai Kenawang ke titik serah pipa South Sumatera West Java (SSWJ) milik PT Perusahaan Gas Negara (PGN). Selama ini, yang terhubung dengan pipa SSWJ adalah gas dari lapangan ConocoPhilips. Untuk itu, dilakukanlah mekanisme swap. Gas dari Jambi Merang ke Muara Tawar disalurkan ke Chevron. Sebagai gantinya, gas ConocoPhilips ke Chevron dialirkan ke Muara Tawar. Gas mengalir setelah seluruh aspek komersial dan legal disepakati. q

PLTGU Muara Tawar Bekasi.

28


Solusi

untuk Memenuhi Selalu ada jalan lain menuju Roma. Agaknya istilah ini tepat sekali disematkan pada Divisi Gas dan BBM jika menilik sepak terjangnya dalam memburu gas. Dihadang bermacam permasalahan, mereka tak mau tinggal diam. Solusi-solusi jitu terus dipikirkan, sehingga berbuah jalan keluar dari permasalahan yang menelikungnya. Salah satu solusi yang dicanangkan untuk mengatasi masalah adalah penerapan teknologi CNG (Compressed Natural Gas). CNG adalah teknologi penyimpanan gas dengan memampatkannya pada tekanan tinggi sampai 250 bar. Dengan metode ini, dapat diperoleh volume gas yang besar dengan dimensi ukuran tempat penyimpan yang lebih kecil, bisa mencapai seperdua ratus dari volume normal. Fluktuasi beban pelanggan memang mengharuskan PLN menggunakan gas lebih banyak pada waktu beban puncak. Masalahnya adalah pemasok gas menginginkan penyaluran gas dengan volume dan laju alir (flow rate) yang konstan (flat), tidak ada perbedaan signifikan antara base load dan peak load. Untuk itu, gas harus ditampung dengan menggunakan teknologi CNG. Dengan menggunakan teknologi ini, gas hanya dikeluarkan pada saat beban puncak, sehingga bisa menghasilkan listrik dengan daya lebih besar. Ide ini muncul untuk mengatasi permasalahan keterbatasan yang kerap terjadi di pemasok yang tidak mampu memenuhi kebutuhan PLN dengan pola penyerapan yang mempunyai fluktuasi

29


SOLUSI PEMENUHAN BEBAN PUNCAK

1

1

2

2

3

3

4

4

5

5

6

6

7

7

8

8

9

9

10

10

11

11

12

13

12

13

14 15

14 15

16

16

17

17

18

18

19

19

20 21

20 21

22

22

23

23

24

24

pemakaian tinggi (swing). Pada saat beban puncak (pagi sampai dengan malam) kebutuhannya tinggi, sedangkan di luar waktu beban puncak (tengah malam sampai dini hari) kebutuhannya rendah. Apabila pola ini menggunakan gas dari pipa, maka dapat menyebabkan kerusakan pada instalasi pipa akibat vibrasi ketika volume sangat tinggi dan kerusakan di sumur gas ketika penyerapan sangat rendah. Untuk mengatasi hal tersebut, maka digunakanlah teknologi CNG, sehingga penyerapan gas pada pipa menjadi konstan. Ide jitu berikutnya adalah pemanfaatan LNG (Liquefied Natural Gas) termasuk implementasi teknologi mini LNG. LNG dan mini LNG pada dasarnya sama, yaitu proses menjadikan gas dalam bentuk

30


CNG Jakabaring.

cair, namun mini LNG volumenya lebih kecil (di bawah 50 bbtud). Adapun kapal pengangkut mini LNG umumnya berkapasitas sampai 20.000 m3. Ide ini untuk membantu menekan biaya pembangkit listrik sehingga lebih banyak dana yang bisa dialokasikan untuk menambah kapasitas dan memenuhi kebutuhan listrik. Khusus Teknologi Mini LNG sangat tepat sehingga solusi bahan bakar bagi pembangkit-pembangkit yang tersebar di pulau-pulau kecil. Disadari atau tidak, Indonesia merupakan negara dengan ribuan pulau, dari pulau kecil yang hanya dihuni ratusan kepala keluarga hingga pulau besar tempat bermukimnya jutaan kepala keluarga. Pulau-pulau kecil tidak semuanya memiliki sumber daya yang bisa dimanfaatkan untuk membangkitkan listrik. Moda transportasi gas untuk memenuhi kebutuhan pulau-pulau tersebar yang letaknya

31


sangat jauh dari sumber gas mempergunakan transportasi energi dalam bentuk LNG. Melalui moda transportasi LNG ini, volume kecil akan menghasilkan gas hasil regasifikasi dalam jumlah cukup besar (sampai 600 kali dari volume LNG). Sekarang pun dikembangkan mini LNG, yaitu fasilitas pengolah gas menjadi LNG skala kecil serta menggunakan kapal LNG kecil sebagai moda transportasi. Model ini sangat cocok dengan kondisi sumber pasokan gas dan kondisi geografis Indonesia. Solusi-solusi itu menunjukkan keseriusan PLN dalam menangani pasokan listrik dengan memanfaatkan bahan bakar yang lebih murah ketimbang BBM. Upaya perbaikan dan pembenahan terus dilakukan agar memperoleh hasil maksimal. Maklum, saat ini Divisi Gas dan BBM diperkuat 13 orang pegawai saja. Sedangkan harus diakui, gas adalah salah satu unsur ketahanan energi nasional, sehingga isu mengenai gas merupakan isu nasional. q

Tube Skid CNG Jakabaring.

32

2 Mendulang

Gas

di Pulau

Andalas


B

erupaya keras mendapatkan gas dari bumi negeri sendiri, Divisi Gas dan BBM membidik Andalas sebagai satu sasaran utama. Andalas alias Pulau Sumatera memang memiliki sumber cadangan gas yang melimpah. Tidak salah apabila PLN banyak membangun pembangkit listrik berbahan bakar gas di Pulau Sumatera.

PLTGU Belawan

PLTMG Dun (+CNG Plant) PLTG Teluk Lembu

PLTG Panaran

PLTMG Rengat

PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant) PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant) PLTG Borang

CNG Jakabaring

PLTG Inderalaya

PLTG Talang Duku

Pulau Sumatera terdapat beberapa lokasi pemanfaatan CNG dan LNG.

Berikut ini adalah sumber-sumber gas yang ada di Pulau Sumatera.

35


Provinsi

Aceh

Di Pulau Sumatera, sumber gas antara lain berada di lapangan gas Kabupaten Aceh Timur. Di wilayah ini, PLN melirik gas dari lapangan Alur Siwah, Alur Rambong, dan Julu Rayeu atau yang lebih dikenal sebagai Blok A. Lapangan-lapangan gas itu dikelola Medco E & P Indonesia dengan volume sebesar 15 bbtud. Pada tahun 2008, PLN dan Medco E & P Indonesia menandatangani Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) yang akan efektif jika semua prasyarat keberlakuan atau Conditions Presedent (CP) yang terdapat dalam perjanjian tersebut dipenuhi. Gas dialirkan 990 hari setelah tanggal efektif. Sampai saat ini, PLN dan Medco E & P Indonesia sudah memenuhi beberapa CP tersebut. Namun, masih ada CP yang belum terpenuhi, seperti Jaminan Pelaksanaan, sehingga PJBG belum efektif. Indikasi sekarang, pengelola Blok A menghendaki kenaikan harga gas terkait dengan kenaikan biaya eksplorasi dan biaya produksi yang sangat signifikan dibandingkan saat penandatanganan PJBG. Lapangan gas di Aceh Timur ditemukan tahun 1972 dan sudah pernah dikuras oleh perusahaan-perusahaan migas sebelumnya. Namun Medco yakin, bekas sumur-sumur gas tersebut masih menyimpan cadangan migas, walaupun potensi migas yang terdapat di Aceh Timur ini tidak terlalu besar dibandingkan milik Arun dan Exxon Mobil yang juga beroperasi di Aceh. Dengan luas wilayah kerja 1.681 kilometer persegi, potensi cadangan gas di Aceh Timur hanya 3 % dari Exxon Mobil atau 0,50 TCF (Terra Cubic Feet) gas dan 20 juta barrel minyak. Sementara Exxon Mobil memiliki 18 TCF gas dan 800 juta barrel minyak.

36


Medco memperkirakan bisa melakukan eksploitasi sumur gas di Alur Rambong dan Alur Siwah pada awal tahun 2014, dengan produksi gas diperkirakan per hari sebesar 55 sampai 110 MMscfd. Sementara proses produksinya akan dilakukan mulai kuartal ketiga atau keempat tahun 2015. Rencananya, Medco memanfaatkan hasil produksi migas dari Aceh Timur ini untuk kebutuhan energi dalam negeri, termasuk memenuhi kebutuhan gas PT Pupuk Iskandar Muda sebesar 55 sampai 110 bbtud dan PLN sebesar 5-15 bbtud.

Revitalisasi Arun Selain dari Blok A di Kabupaten Aceh Timur, PLN pun mendapat pasokan gas dari kilang LNG Arun di Batuphat, Kecamatan Muara Satu, Kota Lhokseumawe. Kilang LNG ini akan direvitalisasi atau dirubah fungsinya menjadi unit regasifikasi dengan memanfaatkan peralatan produksi gas alam cair (LNG) yang sudah ada sebagai penyimpan LNG dan regasifikasi untuk memenuhi kebutuhan gas di Wilayah Aceh dan Sumatera Utara. Proyek revitalisasi kilang LNG Arun yaitu merubah fungsi kilang yang semula memproduksi LNG menjadi terminal penerima dan regasifikasi LNG direncanakan memiliki kapasitas 400 bbtud.

Lapangan gas Arun Aceh.

37


Pihak terkait, khususnya Pertamina, telah menginvestasikan dana USD 500 juta untuk revitalisasi kilang Arun serta membangun pipa transmisi gas dari Arun ke Medan. Pasokan gas dari kilang Arun diharapkan dapat dimanfaatkan untuk industri pupuk, kelistrikan, dan sektor industri lain di Aceh dan Sumatera Utara. Jika regasifikasi Arun sudah beroperasi, PLN dapat menghemat hingga USD 343 juta per tahun dibandingkan bila menggunakan BBM. Rencananya, gas dari Arun memasok kebutuhan gas pembangkit Belawan sebanyak 85 bbtud melalui pipa yang akan selesai pembangunannya akhir tahun 2014. Selain membangkitkan listrik sebesar 965 MW di pembangkit Belawan, gas Arun pun memasok PLTG Peaker berkapasitas 200 MW di Pangkalan Brandan yang membutuhkan 10 bbtud gas. PLTG Peaker Pangkalan Brandan ditargetkan dapat beroperasi pada kuartal pertama tahun 2015. Tidak hanya itu, gas Arun akan dimanfaatkan pula untuk PLTG

LNG Tangguh.

38


Peaker di Aceh yang berkapasitas 200 MW dan memerlukan pasokan gas 10 bbtud. Pembangkit ini akan beroperasi akhir tahun 2014. Dalam urusan ini, Pertamina ditunjuk pemerintah sebagai pelaksana proyek revitalisasi Arun serta pembangunan pipa transmisi gas dari Arun ke Medan sepanjang 370 km. Untuk penyaluran gas hasil regasifikasi LNG dari kilang Arun, PLN telah menandatangani Kesepakatan Bersama (KB) dengan Pertamina Gas pada 12 November 2012 lalu. Sedangkan kerja sama berupa Pokok-Pokok Perjanjian atau Heads of Agreement (HoA) dengan Pertamina untuk regasifikasi telah ditandatangani PLN pada Januari 2013. Adapun LNG yang akan digunakan berasal dari BP (British Petroleum) Blok Tangguh di Papua, yang akan memasok sekitar 12 kargo per tahun. Sementara HoA antara PLN dengan BP Berau ditandatangani Desember 2012. Ini terkait pemanfaatan LNG dari BP Tangguh untuk memasok gas dengan titik serah multy destination, antara lain kilang Arun dan regasifikasi terapung atau Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) Jawa Barat. q

39


Provinsi

Sumatera Utara Untuk memenuhi kebutuhan gas PLTU Belawan, PLN pun menggunakan gas dari lapangan Glagah Kambuna, Sumatera Utara. Pasokan didapat dari Technical Assistance Contract (TAC) Glagah Kambuna (Salamander Energi North Sumatera Ltd/SENSL) sebesar 28 MMscfd. Titik serahnya di Pangkalan Brandan, Kabupaten Langkat-Sumatera Utara, kemudian dialirkan ke Wampu (masih di Kabupaten Langkat) melalui pipa Pertagas, selanjutnya dari Wampu ke Belawan diangkut melalui pipa PGN. Transportasi gas ini memakai tarif yang ditetapkan BPH Migas sesuai Kesepakatan Bersama (KB) antara PLN dengan Pertagas tanggal 12 Agustus 2009. Sedangkan gas dari Wampu menuju Belawan dialirkan melalui pipa PGN dengan tarif yang ditetapkan BPH Migas sesuai KB PLN-PGN tanggal 4 Agustus 2009. Kerja sama transportasi gas antara PLN dan Pertagas yang semula berdasarkan KB akan ditingkatkan menjadi Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi (PPG) seiring beroperasinya pipa transmisi gas dari Arun ke Medan dengan jangka waktu perjanjian selama 20 tahun. Adapun pasokan gas dari Glagah Kambuna berdasarkan PJBG antara PLN dengan TAC Glagah Kambuna berlaku selama 8 tahun dan berakhir tahun 2017. Dari dokumen kontrak, besarnya pasokan gas adalah 35 bbtud pada tahun pertama dan 28 bbtud sampai 2012. Kemudian tahun selanjutnya, pasokan gas mengalami ramping down (penurunan) per tahun berturut-turut menjadi 22 bbtud pada 2013, 17 bbtud pada 2014, 13 bbtud pada 2015, dan 10 bbtud pada 2016.

40


Namun dalam realisasinya, pasokan gas sejak awal 2012 hanya 11 bbtud dan terus mengalami penurunan, karena cadangan gas mengalami decline. Kendati begitu, setidaknya pemakaian gas tersebut cukup membantu PLN dalam menekan pemakaian BBM, sebab setara dengan pemakaian 308 kilo liter BBM per hari. Mempertimbangkan kenyataan bahwa gas dari lapangan Kambuna juga ada yang dialokasikan ke PGN untuk memenuhi kebutuhan industri di Medan dan sekitarnya, maka berkurangnya pasokan gas jelas mengganggu operasional industri di sana. Untuk itu, dalam sidang kabinet pada 2012, diputuskan bahwa gas dari lapangan Kambuna dialokasikan seluruhnya untuk industri melalui PGN mulai Januari 2013. Pengalihan gas dari lapangan Kambuna ke PGN ini akan membebani keuangan PLN akibat harus banyak menggunakan BBM, PLN merelakan alokasi gasnya dialihkan demi kepentingan yang lebih utama agar kebutuhan gas untuk industri tercukupi dan mencegah timbulnya konflik sosial. Sayangnya, diperkirakan pasokan gas dari lapangan ini habis pada bulan Juli 2013.

Ilustrasi Pipa Gas Arun-Belawan.

41


Gas Lapangan Pangkalan Susu Tidak hanya itu, sejak 2002 PLTU Belawan mendapat pasokan gas dari lapangan Pangkalan Susu, Sumatera Utara. Pemasoknya Pertamina EP. Gas dari Pertamina EP untuk PLTU Belawan sebesar 60 MMscfd pada 2002 dan selanjutnya ramping down 24 MMscfd sampai akhir 2011. Seharusnya, perjanjian jual beli gas dengan Pertamina EP berakhir tahun 2011. Tapi, ternyata pasokan gas mengalami decline sejak 2010. Pada tahun 2010, ditemukan kandungan uap air gas Pertamina EP yang melebihi batas spesifikasi gas yang dapat digunakan di mesin pembangkit. Alhasil, gas tersebut sudah tidak dapat digunakan pada mesin pembangkit Belawan dan penggunaannya dihentikan sejak 2010. Meskipun pasokan gas dari Pangkalan Susu terhenti, PLTGU Belawan tetap beroperasi menggunakan BBM, sebelum pasokan gas lain masuk. Penggunaan gas untuk PLTGU Belawan sangat menghemat biaya pokok produksi. Bandingkan saja, jika menggunakan gas, PLN cukup merogoh kocek USD 5 sen per kWh. Sementara dengan BBM, biaya yang dikeluarkan sekitar USD 24 sen per kWh. Pertumbuhan permintaan listrik di Sumatera Utara sendiri cukup pesat, sehingga PLN terus berupaya menambah pembangkit agar pasokan listrik untuk daerah ini mencukupi. Bahkan, PLN siap menampung industri yang menghasilkan daya listrik berlebih untuk dibeli melalui mekanisme pembelian dari excess power. Beroperasinya PLTGU Belawan yang sementara ini memakai BBM bisa sedikit menutupi permintaan listrik di Sumatera Utara yang cukup tinggi. PLN terus mengusahakan pembangunan pembangkit listrik baru yang masuk dalam jaringan sistem kelistrikan Sumbagut (Sumatera Bagian Utara). Di antaranya PLTU Nagan Raya (2 x 125 MW) pada Juni 2013 dan PLTU Pangkalan Susu (2 x 225 MW) yang diharapkan selesai triwulan kedua tahun 2014. q

42


Provinsi

Riau

1. Gas Lapangan Blok Bentu dan Korinci Baru Bergeser ke Riau. Untuk mengoperasikan PLTG Teluk Lembu yang berkapasitas 3 x 16 MW di Pekanbaru, pasokan gas didatangkan dari Kalila (Bentu) Limited, satu unit usaha PT Energi Mega Persada (EMP) Kalila. Pasokan gas itu terutama dari wilayah kerja Blok Bentu PSC (West Baru) dan Korinci Baru PSC (Seng dan Segat). Sesuai PoD (Planned of Development) yang telah disetujui SKK MIGAS, gas dipasok dari Blok Bentu dan Korinci, kemudian ditambah dari lapangan Seng dan Segat dengan titik serah di pembangkitan Teluk Lembu.

PLTMG Teluk Lembu Riau.

43


PLTMG di Riau.

Awalnya, PJBG untuk PLTG Teluk Lembu berlaku mulai 2005 hingga 2007, dengan volume 15 bbtud. Namun untuk tahun 2008, PJBG mengalami perbaikan dan pasokan gas pun ditingkatkan menjadi 30 bbtud hingga tahun 2020. Namun pada 2007 dan 2008, pembangkit PLN belum siap menyerap gas itu, lantaran gangguan dan kekurangsiapan pembangkit, sehingga terjadi Take or Pay (ToP), dengan total Gas Make Up (GMU) sampai sekarang mencapai 1.007 bbtu. GMU adalah alokasi volume gas yang telah dibayar, yang penyerapannya yang penyerapannya kemudian melalui mekanisme ToP.

44


EMP memasok gas ke PLN sebesar 129 TBTU mulai 2012 hingga 2021. Dalam perjanjian, PLN menyepakati kenaikan harga 3% per tahun. Blok Bentu PSC yang 100 % dioperasikan EMP, akan meningkatkan produksi gas dari 16 bbtud menjadi 24 bbtud. Ditambah gas yang diproduksi dari sumur Segat 2, 3, dan 4 akan ditingkatkan menjadi 32 bbtud seiring penambahan volume gas dari sumur Seng 1. Diperkirakan, blok ini memiliki jumlah cadangan gas terbukti dan terukur yang disertifikasi sebesar 371 BSCF. Gas ini akan didistribusikan ke PLN melalui pipa. EMP Kalila Bentu telah membangun pipa 12” dari Seng Gas Plant menuju Barru Gas Plant sepanjang 52 km. Gas sudah mengalir sesuai perjanjian pada tanggal 28 Desember 2012.

Sudut lain PLTMG di Riau.

45


Untuk penyerapan GMU, PLN dan EMP Kalila Bentu sepakat bahwa bila penyerapan gas telah mencapai Jumlah Penyerapan Minimum Bulanan (JPMB) sebagai kewajiban minimal penyerapan gas oleh PLN dalam satu bulan, selanjutnya komposisi perhitungan gas menjadi 70% sebagai GMU dan 30% gas non GMU. Ini agar GMU dapat segera diserap habis.

2. Gas Lapangan Rawa Minyak Guna mendukung Pemerintah Kabupaten Siak, Riau dalam melayani permintaan listrik masyarakat, PLN melirik sumber gas di Sungai Rawa. Ini untuk bahan bakar pembangkit dengan kapasitas 25 MW yang turut menjaga keandalan listrik Kabupaten Siak. Gas yang dikelola Petro Selat Ltd ini awalnya akan mengalir sebesar 1 MMscfd saja, namun PLN terus mengupayakan agar gas dipasok lebih banyak. Alhasil, gas dari Petro Selat dialirkan secara bertahap mulai 2,5 MMscfd pada tahun 2013, meningkat menjadi 3,5 MMscfd di tahun 2014, dan 5 MMscfd ketika tahun 2015. Gas lapangan Rawa Minyak ini digunakan untuk membangkitkan listrik sampai dengan 25 MW, menggantikan pembangkit eksisting yang berbahan bakar solar. Kerja sama pasokan gas dengan Petro Selat dalam tahap pembahasan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG), dimana draft akhir sedang dimintakan persetujuan ke SKK MIGAS. q

46


Provinsi

Kepulauan Riau Gas Lapangan Gajah Baru Pertengahan April 2004, PLN Batam dengan Premier Oil Natuna mengadakan perjanjian jual beli untuk potensi gas sebesar 40 MMscfd di lapangan Gajah Baru, Kepulauan Natuna. Dalam kontrak itu disepakati 20 MMscfd, sedangkan sisanya 20 MMscfd dialokasikan ke pembeli lain (UBE). Selama PLN Batam belum dapat menyerap gas dari lapangan Gajah Baru dan pembeli lain juga belum bisa menyerap alokasinya, maka gas akan diserap PLN untuk dialirkan ke Muara Tawar melalui mekanisme swap dengan ConocoPhillips melalui pipa PGN.

PLTMG Panaran Batam.

47


Mekanisme swap diputuskan Menteri ESDM Jero Wacik pada Oktober 2011, antara produksi gas Gajah Baru dan lapangan Grissik, Blok Koridor, Sumsel. Gas Gajah Baru yang dioperasikan Premier Oil masuk ke pembeli ConocoPhillips di Singapura, sementara produksi Grissik yang dikelola ConocoPhillips dialirkan melalui pipa milik PGN ke PLTGU Muara Tawar, Bekasi. Rencananya, PLN mendapat 40 MMscfd gas dari lapangan yang dioperasikan Premiere Oil tersebut. Pasokan akan dialirkan ke PLTGU Muara Tawar yang membutuhkan gas sebesar 240 MMscfd. Saat ini, PLTGU Muara Tawar mendapat pasokan gas dari PGN, termasuk dari Medco E & P Indonesia sebesar 99 MMscfd, dari Pertamina EP sebesar 25 bbtud dan lapangan Jambi Merang ratarata 45 MMscfd. PLTGU Muara Tawar bakal mendapat tambahan pasokan gas dari lapangan Gajah Baru sebesar 40 MMscfd untuk mengurangi penggunaan BBM saat beban puncak. Namun, pengalihan gas dari lapangan Gajah Baru terhambat akibat keterbatasan kapasitas stasiun meter PGN di ORF (Onshore

Mesin Pembangkit PLTMG Panaran Batam.

48


Petugas di PLTMG Panaran Batam.

Receiving Facility) Muara Bekasi yang hanya 530 MMscfd. Kapasitas tersebut sudah dipakai untuk mengalirkan gas dari lapangan Grissik sebesar 370-400 MMscfd dan lapangan Jambi Merang 150 MMscfd. PGN tengah mengerjakan penambahan kapasitas meter di Muara Bekasi dengan target penyelesaian kuartal 3 2013. Oleh karena itu, mekanisme swap merupakan upaya sementara sampai gas Gajah Baru masuk secara permanen ke Batam. Pasokan Gajah Baru ke Batam masih menunggu penyelesaian pembangunan pipa dari lapangan Gajah Baru menuju Pulau Pemping. Gas dari lapangan Gajah Baru melalui swap akan dialokasikan kepada PGN sebesar 25 bbtud, Banten Global Sistem 10 bbtud, dan PLN 5 bbtud. Pola swap selanjutnya akan dibahas dengan Premier selaku pengelola blok Gajah Baru dengan PGN sebagai perwakilan pembeli. Setelah pipa yang menghubungkan gas plan di Gajah Baru menuju Pulau Pemping selesai dibangun, maka gas dialirkan permanen ke Batam untuk memenuhi kebutuhan pembangkit berkapasitas 2 x 35 MW yang dibangun PT Medco Power di Batam dengan targetoperasi Januari 2014. q

49


Provinsi

Jambi

1. Gas dari IDLP Pertumbuhan listrik di Batam meningkat signifikan. Kelistrikan Batam yang dikelola PLN Batam diimbangi dengan kebijakan meningkatkan kapasitas pembangkit listrik berbahan bakar gas. Selain untuk mereduksi ketergantungan konsumsi BBM, penggunaan gas dinilai lebih murah dan aman serta ketersediaannya pun cukup terjamin. Guna memenuhi kebutuhan gas, PLN Batam antara lain menjalin kontrak dengan Inti Daya Latu Prima (IDLP) untuk menggunakan gas dari lapangan di Jambi sebesar 5 bbtud. Selain itu, dalam rencana strategis pembangunan pembangkit yang berkelanjutan pada kurun waktu 2012-2016 di sistem Batam, PLN Batam menjalin kerja sama dengan PT Universal Batam Energi (UBE) untuk membangun PLTG Tanjung Uncang 2 x 35 MW. Pembangkit ini menggunakan gas dari Natuna Barat dan akan masuk di sistem kelistrikan Batam pada tahun 2014. PLN Batam juga bekerja sama dengan PT Mitra Energi Batam (MEB) untuk meningkatkan kapasitas PLTG Panaran I dari 2 x 27,5 MW menjadi 2 x 36 MW + 1 x 25 MW, dengan penambahan combine cycle dan pemasangan chiller. PGN sedang membangun pipa gas bawah laut dari Panaran Gas Station ke Tanjung Uncang yang dapat digunakan untuk mengalirkan gas kebutuhan pembangkit PLN Batam. Alternatif untuk menambah pasokan gas ke PLN Batam dapat dilakukan melalui kerja sama dengan PT Transportasi Gas Indonesia (TGI) untuk koneksi pipa Sumatera-Singapura dengan pipa NatunaSingapura di Pulau Pemping (sepanjang 300 m). Dengan koneksi ini, diharapkan gas dari Natuna dan Sumatera dapat saling mengisi, 50


sehingga keandalan pasokan gas lebih terjamin untuk PLN Batam maupun Sumatera umumnya.

2. Gas Lapangan Jabung Lapangan gas Petrochina Jabung Ltd saat ini masih dalam proses pembuatan POD. Potensi volume yang dapat dihasilkannya 30 bbtud. Berdasarkan informasi SKKMIGAS, dari volume 30 bbtud, yang dapat dimonetisasi sebesar 24 bbtud. Rinciannya, 10 bbtud dialokasikan ke Perusda dan 14 bbtud untuk kelistrikan. Gas ini akan dimanfaatkan untuk menambah pasokan ke PLN Batam dan memenuhi kebutuhan gas pembangkit baru peaker di Jambi atau Riau.

3. Gas Lapangan Jambi Merang Untuk memenuhi kebutuhan gas di Sumatera dan Jawa, PLN menjalin kerja sama dengan Joint Operating Body PertaminaTalisman Jambi Merang (JOB Jambi Merang) yang beroperasi di Kecamatan Bayung Lincir, Musi Banyuasin, Sumatera Selatan. Semula, kontrak PLN dengan JOB Pertamina-Talisman Jambi Merang adalah 85 bbtud sesuai perjanjian yang ditandatangani tanggal 24 Juli 2006. Namun atas permintaan pemerintah daerah setempat, Dirjen Migas memutuskan pada rapat 6 September 2010 bahwa PJBG diamandemen menjadi 65 bbtud. Sedangkan gas sebesar 20 bbtud dialokasikan untuk Perusda Riau sebesar 16 bbtud dan Perusda Muba sebesar 4 bbtud. Dari alokasi gas 65 bbtud, disepakati bahwa 10 bbtud untuk pembangkit di Payo Selincah, 4 bbtud untuk pembangkit di Rengat, dan sisanya untuk pembangkit Muara Tawar. Tapi pada tahun 2013 dan selanjutnya, gas sebesar minimal 10

51


bbtud akan disalurkan ke pembangkit di Duri. Adapun 20 bbtud gas yang dialokasikan buat Perusda Jambi dipakai untuk PON di Riau sebesar 16 bbtud dan 4 bbtud untuk Kabupaten Musi Banyuasin. Pada kenyataannya, gas sebesar 20 bbtud tersebut sampai saat ini belum seluruhnya termanfaatkan. Selain dialokasikan sebesar 85 bbtud untuk PLN, Perusda Riau, dan Kabupaten Musi Banyuasin, produksi gas dari Jambi Merang masih memiliki kelebihan produksi 30 bbtud yang 15 bbtud di antaranya dialokasikan ke Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) Provinsi Sumatera Selatan. Perinciannya, 10 bbtud disalurkan ke Pabrik Kertas Papyrus Pulp and Paper Industry (PPPI) dan 5 bbtud sedang proses penawaran ke PLN. Gas dari lapangan Jambi Merang yang dialokasikan kepada PLN digunakan untuk pembangkit listrik Payo Selincah (20 bbtud), Rengat (4-5 bbtud), Duri (10 bbtud), dan Muara Tawar (40 bbtud). Titik serah gas disepakati di Simpang Bayat untuk gas yang dialirkan ke arah utara (Duri, Payo Selincah, Rengat) dan di Grissik untuk gas yang dialirkan ke Pulau Jawa (Muara Tawar).

Pipa Gas Duri - PT TGI.

52


Rencana awalnya pasokan gas dari lapangan Jambi Merang akan dialirkan melalui pipa lateral dari lokasi wellhead di Sungai Kenawang ke Grissik sejauh 20 km. Namun, pembangunan pipa ini belum selesai, sehingga pasokan gas dari lapangan Jambi Merang ke Muara Tawar dilakukan melalui mekanisme swap dengan gas dari ConocoPhillips. Gas Jambi Merang yang dioperasikan JOB PTJM di perbatasan Sumsel-Jambi dialirkan ke konsumen ConocoPhillips, yakni PT Chevron Pacific Indonesia. Sementara gas dari lapangan Grissik, Sumsel, yang dioperasikan ConocoPhillips masuk ke PLTGU Muara Tawar melalui pipa South Sumatera West Java II (SSWJ II) milik PGN. Pada metode swap, PLN membayar harga gas sesuai PJBG ditambah dengan toll fee dan parking charge ke PGN. Selain itu ada pula swap fee ke TGI. Untuk penyaluran ke pembangkit listrik Payo Selincah dan Rengat, harga gas juga ditambah toll fee ke TGI. Gas dari lapangan Jambi Merang untuk Pemerintah Kabupaten Musi Banyuasin sebesar 4 bbtud rencananya akan dialirkan juga ke PLN. Namun PLN menginginkan adanya nilai tambah terhadap gas tersebut sebelum dijual oleh Perusda ke PLN. Saat ini PLN sedang membahas pemanfaatan gas itu dengan Perusda.

4. Gas Lapangan Sei Gelam Di Provinsi Jambi pun terdapat sumber gas yang dioperasikan Pertamina, tepatnya berada di Desa Sungai Gelam, Kabupaten Muaro Jambi. Untuk menghidupkan PLTMG sewa kapasitas 12 MW, PLN bekerja sama dengan TAC Pertamina Sei Gelam membeli pasokan gas dari lapangan Sei Gelam, Jambi, sebesar 2,5 MMscfd selama tujuh tahun. Gas ini akan dimanfaatkan lebih baik lagi oleh PLN dengan membuat instalasi Compressed Natural Gas (CNG) Storage untuk memenuhi kebutuhan pembangkit saat beban puncak

53


atau peaking. Langkah ini menjadi bagian penguatan kualitas dan kemampuan pasokan listrik di wilayah Sumatera Bagian Tengah. PLN mencatat, di daerah Jambi selama ini tersedia sumber gas alam cukup melimpah. Setidaknya ada tambahan gas sebesar 2,5 MMscfd lagi yang akan diserap untuk pembangkit peaker (beban puncak). PLN telah menyepakati amandemen PJBG dengan PEP/ TAC EMP Gelam untuk menaikkan gas dari 2,5 MMscfd menjadi 5 MMscfd. Melalui teknologi CNG, gas tersebut digunakan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaker pada saat beban puncak. Teknologi CNG memproses pemampatan gas selama periode di luar waktu beban puncak (LWBP) dan menampungnya ke dalam suatu penampungan gas atau cylinder tank container. Kemudian pada waktu beban puncak (WBP), gas dari CNG plant tersebut digunakan untuk memasok kebutuhan gas pembangkit peaker. Selain gas tambahan 2,5 MMscfd, PLN juga menyerap gas sebesar 2 MMscfd dari Sei Gelam dengan operator Pertamina EP UBEB Jambi. Sesuai perjanjian, gas itu akan mengalir selama tujuh

Penyerahan Kontrak CNG Plant Sei Gelam.

54


tahun dan digunakan untuk memasok kebutuhan gas pembangkit sewa 12 MW yang sebelumnya dipasok dari PEP/TAC EMP Gelam. Adapun switching gas dikarenakan spesifikasi gas dari PEP/TAC EMP Gelam lebih dapat diterima oleh CNG plant dibanding gas dari PEP UBEP Jambi. Pasokan gas dari CNG Plant membangkitkan daya listrik sebesar 80 MW pada saat beban puncak, yang kemudian disalurkan ke sistem Sumatera Bagian Tengah melalui jaringan transmisi 150 kV dari Sei Gelam sampai GI Aur Duri sepanjang 30 km. Beroperasinya pembangkit peaker ini diharapkan dapat menggantikan pembangkit peaker yang menggunakan BBM.

Site pembangunanPLTMG Sei Gelam Jambi.

55


5. Gas Lapangan Simpang Tuan Selain dari Sei Gelam, untuk daerah Jambi juga didapat dari sumber gas lapangan Simpang Tuan. Gas dari lapangan Simpang Tuan yang ditawarkan Pemerintah Kabupaten Muaro Jambi kepada PLN sebesar 2,5 MMscfd. Sampai saat ini, monetisasi gas lapangan Simpang Tuan masih proses perizinan dari SKKMIGAS. Pemanfaatan gas direncanakan dalam bentuk CNG untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaker di daerah Jambi atau Lampung. Namun hingga saat ini belum ada kepastian lokasi pembangunan pembangkit dalam rangka pemanfaatan gas tersebut.

6. Gas Lapangan Sengeti Semula, Pertamina EP mengindikasikan adanya cadangan gas sebesar 5 MMscfd di Sengeti (Jambi). Rencana awal pemanfaatan gas itu adalah dengan skema jual beli tenaga listrik antara PLN dengan IPP (Independent Power Producer) atau pembangkit listrik swasta. Skema itu tidak berhasil. Belakangan, gas ditawarkan kepada PLN oleh PT Arthindo Utama dalam bentuk CNG. Tetapi setelah dilakukan kajian lebih lanjut, cadangan gas itu ternyata tidak layak untuk dikembangkan. Alhasil, sampai saat ini belum ada pembahasan tentang rencana penyerapan gas Sengeti. q

56


Provinsi

Sumatera Selatan 1. Gas Lapangan Blok Corridor Gas dari lapangan Blok Corridor, Sumatera Selatan, yang dioperasikan oleh ConocoPhilips (Grissik) juga menjadi salah satu sumber gas untuk pembangkit di Payo Selincah-Jambi. Melalui skema PSC (Production Sharing Contract) atau KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama), ConocoPhilips memiliki saham 54% bersama Talisman (Corridor) Ltd sebesar 36% dan PT Pertamina Hulu Energi Corridor 10%. Blok Corridor memiliki enam lapangan gas alam, yakni lapangan Puyuh, Supat dan Rawa, Suban, Sumpal, Dayung dan Gelam. PLN mendapatkan gas dari lapangan Blok Corridor melalui pemasok PT Energasindo Heksa Karya (EHK) sebesar 18 bbtud selama 10 tahun. Sedangkan kemampuan pipa menyalurkan gas ke pembangkit Payo Selincah sampai 60 MMscfd. Rencananya, EHK menambah gas ke pembangkit Payo Selincah sebesar 18 bbtud, sehingga total pasokan gas EHK ke Payo Selincah menjadi 36 bbtud, dan dapat ramping up sampai 40 bbtud. Dengan rencana tambahan tersebut, maka gas dari lapangan Jambi Merang yang semula dialirkan ke pembangkit Payo Selincah bisa dialihkan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit Muara Tawar atau Duri.

57


2. Gas dari PGN Hingga akhir tahun 2012, PGN telah menyalurkan 205 bbtud gas kepada PLN. Jumlah itu meningkat dibandingkan dengan tahun 2011 yang hanya 197 bbtud. Beberapa pembangkit listrik PLN yang mendapatkan pasokan gas dari PGN adalah PLTGU Muara Tawar, PLTGU Tanjung Priok, PLTGU Cilegon, PLTG Talang Duku dan PLN Batam. Untuk pembangkit listrik di Talang Duku, Sumatera Selatan, gas dipasok PGN sebesar 8 bbtud melalui pipa SSWJ. Gas yang mengalir ke pembangkit di Talang Duku ini semestinya untuk pasokan ke Jawa. Gas mengalir ke Talang Duku sejak 18 Oktober 2011, untuk kontrak sepuluh tahun. Sebelumnya, PLN telah memiliki kontrak jual beli gas dengan PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDCO) untuk pembangkit di Talang Duku. Namun perusahaan tersebut menghentikan pasokan gas ke PLTG Talang Duku pada 2007, karena cadangan gas di lapangan yang dikelola Medco telah habis. Harga gas sesuai K-2 PGN Distrik Bekasi. Berdasarkan Surat PGN No.004401.S/PP.01.01/UT/2013 tanggal 18 Maret 2013, harga gas yang semula disebut K-2 menjadi P-2 dengan besar USD 7,56/ mmbtu + Rp 750/m3.

3. Gas Lapangan S & CS untuk Inderalaya Medco E & P Indonesia yang mengoperasikan lapangan Blok South and Central Sumatera (S & CS) mengalirkan sebagian produksinya untuk pembangkit listrik di Inderalaya, Sumatera Selatan. Gas Medco yang semula mengalir sebesar 19 bbtud, saat ini naik menjadi 24 bbtud (termasuk akselerasi 5 bbtud) untuk memasok pembangkit listrik di Inderalaya. Pembangkit berkapasitas 80 + 30 MW ini salah satu penunjang kelistrikan Sumatera Selatan. Pembangkit listrik Inderalaya termasuk jenis PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap) hasil 58


relokasi dari Jawa. PLTGU merupakan instalasi yang berfungsi mengubah energi panas (hasil pembakaran bahan bakar dan udara) menjadi energi listrik. Pada dasarnya, sistem PLTGU merupakan penggabungan antara PLTG (Pembangkit Listrik Tenaga Gas) dan PLTU (Pembangkit Listrik Tenaga Uap). Umumnya PLTGU terdiri dari beberapa unit gas turbine dan unit HRSG. PLTU memanfaatkan energi panas dan uap dari gas buang hasil pembakaran di PLTG untuk memanaskan air di HRSG (Heat Recovery Steam Generator), sehingga menjadi uap jenuh kering. Uap jenuh kering ini digunakan untuk memutar sudu (baling-baling) turbin uap. Pemanfaatan kembali gas buang dari gas turbine ini membuat efisiensi PLTGU lebih baik dari PLTG Perjanjian PLN dengan Medco E & P Indonesia berakhir bulan April 2013 dan sedang dimintakan perpanjangannya kepada SKK MIGAS. Diharapkan pasokan sebesar 19 bbtud masih dapat diberikan untuk memenuhi kebutuhan gas Inderalaya. Selain untuk PLTGU Inderalaya, Medco pun menyuplai gas ke PLTG Borang di Banyuasin-Sumatera Selatan sebesar 12,5 bbtud, PLTGU Keramasan di Palembang-Sumatera Selatan sebanyak 22,3 bbtud, serta PLTGU Muara Tawar di Bekasi-Jawa Barat sejumlah 20 bbtud.

4. Gas Lapangan S & CS untuk Borang Sesuai PJBG, untuk PLTG Borang yang terletak di Desa Merah Mata, Kabupaten Musi Banyuasin, Sumsel, Medco memasok gas sebesar 21 bbtud sejak 2010. Namun, karena ketidakpastian pembangkit PLN, maka PLN terkena Take or Pay (ToP). Untuk mencegah ToP tidak bertambah, maka perjanjian diamandemen dengan JPH (Jumlah Penyerahan Harian) menjadi 12,5 bbtud. Namun diamandemen, kondisi pembangkit PLN masih juga belum optimal menyerap gas tersebut, sehingga GMU (Gas Make Up) yang terkumpul sampai akhir tahun 2012 sebesar 11.108,7 bbtu.

59


Peresmian PLTMG Merah MaTa.

Oleh karena itu, perjanjian diamandemen untuk dapat menyerap GMU dengan mengubah JPH menjadi 18,3 bbtud dalam pola penyerapan GMU yang telah disepakati adalah : Pertama, mulai Juli sampai September 2012, apabila telah melewati JPMB maka perhitungannya 70% untuk GMU dan 30% untuk non GMU ; Kedua, mulai Oktober 2012 hingga Mei 2013, perhitungannya menjadi 70% untuk GMU dan 30% untuk non GMU ; Ketiga, mulai Juni 2013 sampai akhir kontrak, perhitungannya menjadi 80% untuk GMU dan 20% untuk non GMU. Diharapkan, seluruh GMU habis terserap pada akhir kontrak yaitu Agustus 2014.

5. Gas Lapangan S & CS untuk Keramasan Medco juga akan memasok gas dari lapangan S & CS untuk pembangkit listrik Keramasan, Palembang. Sesuai perjanjian jual beli gas, Medco memasok gas dengan dua titik serah, yaitu di pembangkit listrik Keramasan sebanyak 22,3 bbtud, serta di Pagardewa (Kabupaten Muara Enim) untuk memasok pembangkit listrik Muara Tawar sebanyak 20 bbtud. Kemudian, perjanjian gas

60


MoU Proyek keramasan PLN dan Marubeni.

dari Medco Blok S & CS ini diamandemen menjadi hanya satu titik serah di pembangkit listrik Keramasan sebesar 22,3 bbtud, dengan jangka waktu pasokan sampai bulan November 2013. Sedangkan gas dari Medco lapangan S & CS untuk pembangkit Muara Tawar dialirkan melalui pipa SSWJ II milik PGN dengan volume rata-rata 20 bbtud. Berdasarkan amandemen ketiga PJBG, gas dialirkan sejak bulan April 2011 dengan total volume 13.860 bbtu dan akan terpenuhi sampai Oktober 2012. Lalu ada tambahan lagi 14.040 bbtu yang akan dialirkan sebesar 20 bbtud sampai dengan bulan April 2014.

6. Gas Lapangan Singa Lematang Selain dari Blok S & CS, Medco E & P mengoperasikan gas di lapangan Singa Lematang. Awalnya, PLN menjalin kerja sama dengan Medco memanfaatkan potensi gas dari lapangan Singa Lematang sebesar 48,6 bbtud dimanfaatkan untuk pembangkit listrik di Keramasan. Namun karena perkembangan beban sistem, rencana penyerapan kemudian dipindahkan ke pembangkit listrik Muara Tawar. 61


Sewaktu mengalirkan gas ke pembangkit listrik Muara Tawar, terdapat kendala dari kondisi gas yang off spec menurut PGN, sehingga diperlukan treatment oleh PGN. Untuk dapat mengalirkannya, gas dialihkan ke PGN dulu, baru kemudian dialirkan ke Muara Tawar. Sesuai rencana di perjanjian, gas dikembalikan ke PLN pada 31 Desember 2012. Sekarang sedang dibahas pengembalian gas itu ke PLN untuk dialirkan ke Muara Tawar.

7. Gas Lapangan Migas Region Sumbagsel untuk Keramasan Selain dari Medco, pembangkit listrik Keramasan menerima pasokan gas dari Pertamina EP sebesar 15 bbtud. Sesuai perjanjian jual beli gas, pasokan diambil dari lapangan migas Region Sumatera Bagian Selatan yang berlaku selama lima tahun, sejak 21 November 2010 sampai 20 November 2015. Titik serah di well head dan gas disalurkan melalui pipa Pertagas dengan toll fee ditentukan BPH MIGAS.

Salah satu sudut CNG Plant Jakabaring Sumatera Selatan.

62


8. Gas dari PDPDE Untuk memenuhi kebutuhan kelistrikan sistem Sumatera pada saat beban puncak, PLN telah menandatangani PJBG dengan Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) Sumatera Selatan, dengan volume gas 3 bbtud menggunakan teknologi CNG.

CNG Plant Jakabaring Sumatera Selatan.

63


hanya akan diserap pada periode beban puncak sehingga pada waktu luar beban puncak gas disimpan dengan diproses menjadi CNG sehingga dapat memenuhi kebutuhan pembangkit gas di Jakabaring, Sumatera Selatan. Skema bisnisnya adalah PDPDE membeli gas dari Medco, lalu PDPDE memprosesnya menjadi CNG untuk kebutuhan beban puncak PLN. PDPDE membangun, memiliki, dan mengoperasikan fasilitas CNG plant di Jakabaring serta menyediakan lahan yang bisa dipinjam pakai PLN untuk membangun pembangkit 3 x 20 MW berikut GI 150 kV. Selain membangun pembangkit dengan cara merelokasi 3 unit pembangkit PLTG TM 2.500 (2 unit dari Borang, 1 unit dari Paya Pasir-Medan) dan membangun GI 150 kV, PLN juga membangun jaringan transmisi 150 kV dari GI Jakabaring ke transmision line yang sudah ada. Ketersediaan gas menjadi tanggung jawab PDPDE. Sedangkan PLN membeli gas hasil dekompresi dari CNG Storage. Gas dari CNG ini diserap PLN sejak Februari 2013. Proyek CNG Jakabaring menjadi CNG pertama untuk kelistrikan di Indonesia. q

64

3 Jaga

Nyala Pulau

Jawa


D

ibanding tempat lain, Pulau Jawa merupakan pengguna energi terbesar di Indonesia atau sekitar 82% dari total kebutuhan gas PLN. Sayangnya, kebanyakan sumber gas berada di luar Pulau Jawa. Kendati begitu, bukan berarti di sekitar pulau ini sama sekali tak ada sumber gas. Di Pulau Jawa, pembangkit-pembangkit berbahan bakar gas yang menjadi tulang punggung pemasok listrik adalah PLTGU Muara Tawar, PLTGU Muara Karang, PLTGU Tanjung Priok, PLTGU Cilegon, PLTGU Grati, PLTGU Gresik, dan Pembangkit Tambak Lorok yang dulu sempat “minum banyak BBM”. Berikut beberapa pasokan gas untuk pembangkit di Pulau Jawa.

PLTGU Cilegon PLTGU Tj Priok PLTGU Muara Tawar PLTGU Muara Karang PLTG Tambak Lorok PLTGU Gresik

PLTGU Grati

PLTS Pesanggeran

Pulau Jawa, salah satu pulau yang sumber gasnya sudah dimanfaatkan dengan baik..

67


Provinsi

Jawa Barat 1. Gas dari PGN PGN (Perusahaan Gas Negara) adalah salah satu pemasok gas terbesar PLN. Sumber gas PGN berasal dari lapangan ConocoPhillips di Jambi. Gas ini disalurkan ke pembangkit PLN melalui pipa South Sumatera West Java (SSWJ) I dan SSWJ II, yang membelah daratan dan lautan untuk menghubungkan Sumatera dan Jawa. SSWJ I membentang dari Pagardewa, Sumatera Selatan, sepanjang 445 km dengan diameter 24” sampai 32” menuju Bojonegara, Banten, untuk

Palembang

SS

WJ

SS

I

WJ

II

Bekasi

Karawang

Banten Bogor

Offtake Station SBU Distric Area Existing Main Distribution Pipeline Under Development Main Distribution Pipeline Constructed in 2007 (Under Tender Process) SSWJ Transmition Pipeline Skema pipa SSWJ I dan SSWJ II (Sumber : PGN).

68

Cirebon


menyalurkan gas ke sejumlah pembangkit seperti PLTGU Cilegon. Adapun SSWJ II membentang sepanjang 654 km dengan diameter 16” hingga 32” dari station Grissik, Jambi, ke station Muara Bekasi, Jawa Barat, dengan kapasitas pipa saat ini 530 bbtud Pembangkit PLN yang menerima gas dari PGN adalah PLTGU Cilegon kapasitas 750 MW. Unit bisnis PLN Pembangkitan Jawa Bali (PJB) ini beroperasi komersial sejak Mei 2006. Untuk mengoperasikan PLTGU Cilegon, PLN mendapat pasokan gas antara lain dari PGN. Pasokannya sebanyak 27,27- 30 bbtud. Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) berlaku mulai 2009 sampai 2019 dengan harga gas rata-rata sebesar ± USD 6,4 per mmbtu berdasarkan kelompok tarif K2 aturan tarif PGN. Selain ke PLTGU Cilegon, PGN menyuplai gas ke PLTG Priok. Hal ini tertuang dalam PJBG antara PT Indonesia Power (IP) dengan PGN. Gas dari PGN sebesar 27-30 sampai 31 Agustus 2013. Pada 1 Mei 2012, PGN menaikkan harga gas ke industri dari ± USD 6,4 per mmbtu menjadi ± USD 10,13 per mmbtu atau naik 55%. PGN beralasan, kenaikan harga jual gas ke industri untuk mengimbangi keputusan ConocoPhillips dan Pertamina EP, dua pemasok gas utama PGN, yang menaikkan harga jualnya. Saat itu, ConocoPhillips menaikkan 203% harga gas ke PGN menjadi USD 5,61 per mmbtu. Sementara Pertamina EP menaikkan harga gas ke PGN 147%, menjadi USD 5,5 per mmbtu. Kenaikan harga gas PGN menimbulkan banyak protes dari sebagian besar pelanggan PGN, sehingga Pemerintah mengevaluasi kenaikan harga itu. Pemerintah akhirnya memutuskan sejak 1 September 2012, diberlakukan kenaikan harga gas bertahap dari tarif USD 6,74/MMBTU + Rp 750/m3 ekuivalen dengan USD 9 per mmbtu dan untuk tahap selanjutnya menjadi USD 7,56/MMBTU+ Rp 750/m3 mulai 1 April 2013. Kenaikan harga berlaku juga bagi PLN yang mendapat pasokan gas melalui pipa SSWJ yang dioperasikan oleh PGN. Namun PLN

69


PLTGU Cilegon 740 MW (Sumber : PLN).

mengusulkan agar harga gas yang melalui pipa SSWJ diberlakukan skema terbuka (open access). Dengan skema itu, maka harga tidak boleh ditetapkan oleh Direksi PGN tetapi oleh BPH MIGAS sebagai Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi (BPH MIGAS) dengan wewenang menetapkan sejumlah ongkos (toll fee) tertentu untuk gas yang melewati pipa tersebut. Demi mendapatkan harga gas lebih kompetitif, PLN memilih untuk membeli gas langsung ke produsen tanpa melalui trader, sehingga mempersingkat rantai distribusi. Pembelian langsung ke produsen dimungkinkan dalam Peraturan Tata Kerja (PTK) BP Migas (sekarang SKK MIGAS) Nomor 29 Tahun 2009. Sebagai perbandingan, saat ini harga gas dari ConocoPhilips yang dibayar PGN hanya USD 5,6 per mmbtu dan PGN menjual gas tersebut ke PLN dengan harga USD 10,2 per mmbtu. Jika langsung membeli gas dari ConocoPhilips misalnya, setidaknya PLN bisa memperoleh gas dengan harga hanya USD 7,3 per mmbtu sudah termasuk toll fee.

70


Saat ini, PLN memperoleh total pasokan gas dari PGN melalui pipa SSWJ I dan II sebesar 147 bbtud. Gas yang dialirkan melalui pipa SSWJ itu digunakan untuk memasok PLTGU Muara Tawar di Bekasi sebesar 79 bbtud, PLTGU Cilegon di Banten 30 bbtud, PLTGU Tanjung Priok di Jakarta Utara 30 bbtud, dan 8 bbtud untuk PLTG Talang Duku di Sumsel dan 40 bbtud di Batam. Untuk pembangkit Muara Tawar yang terdiri atas 5 blok dengan kapasitas total 1350 MW, PGN memasok 200 bbtud sejak 1 April 2008, lalu turun menjadi 79 bbtud sejak 2011 dan berakhir 31 Maret 2013. Gas dari PGN yang didapat dari lapangan ConocoPhilips dialirkan ke Muara Bekasi melewati pipa SSWJ II PGN. Muara Tawar juga mendapat gas dari Medco lapangan South and Central Sumatera (S & CS-eks Keramasan) sebesar 20 bbtud, yang juga dititipkan melalui pipa PGN ke Muara Tawar. Selain itu, pembangkit Muara Tawar memperoleh pasokan gas dari lapangan Sungai Kenawang-Jambi Merang, yang dioperaikan JOB Pertamina Talisman Jambi Merang. Penyaluran gas dilakukan

PLTGU Cilegon 750 MW (Sumber : PLN).

71


dengan mekanisme swap, karena sampai saat ini pipa yang menghubungkan sumber gas lapangan Sungai Kenawang-Jambi Merang ke pipa SSWJ II PGN masih belum selesai. Dengan mekanisme swap, gas dari Jambi Merang disalurkan ke PT Chevron Pasific Indonesia (CPI) melalui pipa TGI jalur Grissik-Duri. Sebagai gantinya, gas dari ConocoPhilips yang seharusnya dialirkan ke CPI melalui pipa TGI dipindahkan ke Muara Tawar melalui pipa SSWJ II PGN. Strategi ini satu upaya PLN untuk menyerap lebih banyak gas walaupun dalam kondisi keterbatasan infrastruktur pipa transmisi gas.

2. Gas dari PHE ONWJ PLTGU Tanjung Priok dan Muara Karang dipasok juga oleh Pertamina Hulu Energi Offshore North West Java (PHE ONWJ), sebesar 100 bbtud (JPH) dan 110 bbtud (JPMH). Sesuai PJBG, gas sejumlah 679,44 TBTU disalurkan ke Muara Karang dan Tanjung Priok sampai tahun 2017. Namun karena kebutuhan gas yang besar di kedua pembangkit itu, PLN dan PHE ONWJ sepakat untuk melakukan akselerasi penyaluran gas sebesar 20% di atas JPMH,

72


sehingga diperkirakan penyaluran gas secara keseluruhan berakhir sebelum 2017. Saat ini sedang dijajaki peluang untuk mendapatkan tambahan alokasi gas sebelum PJBG berakhir. Rata-rata PHE ONWJ memasok 120-140 bbtu gas per hari ke PLTGU Tanjung Priok dan PLTGU Muara Karang. Dari produksi gas rata-rata dari blok migas PHE ONWJ yang mencapai 170,4 bbtud dengan volume harian fluktuatif. Gas itu disalurkan ke PLN dan pelanggan PHE ONWJ lain seperti Pupuk Kujang.

3. Gas Pertamina EP Selain dari PGN, Pembangkit Muara Tawar pun mendapat pasokan gas dari PT Pertamina EP. Pasokan gas sebesar 30 bbtud itu berasal dari lapangan Pondok Tengah melalui PJBG antara anak perusahaan PLN, yaitu PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB) dengan Pertamina EP. Perjanjian berlaku sejak 1 Juni 2008 hingga 20 Juni 2012. Dalam adendum terakhir yang ditandatangani tanggal 26 Desember 2012, Pertamina EP (PEP) dan PJB sepakat untuk

PLTGU Priok.

73


memasok gas ke PLTGU Muara Tawar sebesar 44.433,97 MMscf selama empat tahun. Terhitung mulai 1 Januari 2012 sampai dengan 31 Desember 2015. Karena kualitas gas dari PEP kurang bagus, sehingga untuk teknis penyerapannya, gas dari PEP harus dicampur dengan gas dari PGN. Komposisinya 1 : 3 (1 PEP dan 3 PGN).

4. FSRU Jawa Barat Fasilitas penyimpanan dan regasifikasi LNG terapung atau Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) Jawa Barat yang berlokasi di Teluk Jakarta dioperasikan oleh PT Nusantara Regas (NR), perusahaan patungan Pertamina dan PGN memasok gas ke PLTGU Muara Karang dan Tanjung Priok. FSRU mempunyai kapasitas storage 125.000 m3 atau setara dengan 3000 bbtu yang berasal dari kilang LNG Bontang. Pada tahun 2013, komitmen pasokan kargo LNG dari Nusantara Regas untuk Muara Karang dan Tanjung Priok sebesar 22 kargo atau setara dengan 170 bbtud, sedangkan kapasitas regasifikasi fasilitas

Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) Jawa Barat di Teluk Jakarta.

74


FSRU mencapai 500 bbtud. Adapun komitmen volume pasokan sampai akhir kontrak pada tahun 2022 adalah 11,03 million ton. Fasilitas FSRU berada pada jarak 15 km dari PLTGU Muara Karang, sehingga gas dialirkan melalui pipa bawah laut yang dibangun oleh PT Nusantara Regas. Pengaliran gas pertama kali dari FSRU ini dilakukan bulan Mei 2012. Realisasi penyaluran gas dari FSRU 0,7 MT seluruhnya ke Muara Karang pada tahun 2012. Saat ini sedang dilakukan pekerjaan upgrading ORF Tanjung Priok sehingga pasokan gas ke Priok menjadi sebesar 200 bbtud. Berdasarkan kebutuhan, PLTGU Priok memerlukan pasokan gas s.d 300 bbtud pada periode beban puncak. Untuk dapat merealisasikannya perlu pembangunan tambahan kapasitas ORF sebesar 100 bbtud. Dengan pasokan gas dari terminal LNG rata-rata 165 MMscfd ke PLTGU Muara Karang, maka PLTGU Muara Karang sepenuhnya menggunakan gas. Sehingga, PLN menghemat biaya pembelian bahan bakar minyak sekitar $1,650,000 per hari atau Rp 16 milyar per bulan.

5. Gas Lapangan South East Sumatera Offshore PSC CNOOC Selain dari PGN, PLTGU Cilegon mendapat pasokan gas dari lapangan South East Sumatera Offshore PSC yang dioperasikan CNOOC, dengan titik serah di plant gate. Kontrak dimulai 13 Maret 2006 sampai 5 September 2018, dengan jumlah penyerahan harian sebesar 80 bbtud. Kendati realisasinya pernah mengalami penurunan menjadi rata-rata 73 bbtud pada 2011 sampai pertengahan 2012, tetapi mulai bulan Juli 2012 sudah dapat memasok hingga rata-rata 80 bbtud dengan melakukan investasi baru, yaitu eksplorasi sumur baru (sumur Asti dan Mila) dan penambahan kompresor di sumur Banuwati.

75


6. Lapangan Daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat Untuk menghidupkan pembangkit listrik Sunyaragi, PLN melalui anak perusahaan PT Indonesia Power membuat PJBG dengan Pertamina. Dalam perjanjian itu, Pertamina memasok gas sebesar 4,5 bbtud dari lapangan Daerah Operasi Hulu Jawa Bagian Barat, sejak tahun 2004 sampai 2012. Saat ini PJBG telah berakhir dan beberapa unit pembangkit di Sunyaragi sudah dipindahkan ke daerah lain untuk memenuhi kebutuhan kelistrikan di Sumatera. q

76


Provinsi

Jawa Tengah 1. Gas Lapangan Kepodang PLTGU Tambak Lorok juga akan menerima pasokan gas dari lapangan Kepodang yang dioperasikan Petronas Carigali Muriah Limited (PC Muriah Ltd). Awalnya, PC Muriah Ltd memasok gas ke pembangkit listrik Tambak Lorok sebanyak 116 MMscfd, dengan total volume 487.200 bbtu. Tapi berdasarkan PJBG yang ditandatangani 29 Juni 2012, penyaluran gas dimulai tahun 2016. Pasokan gas dari lapangan Kepodang berlangsung efektif 30 bulan setelah PJBG ditandatangani, yaitu akhir tahun 2014. PJBG Kepodang berlaku selama 12 tahun dengan titik serah di well head. Gas yang masuk ke PLTGU Tambak Lorok dialirkan melalui pipa transmisi dari lapangan Kepodang. Pengangkutan gas Kepodang melalui pipa transmisi Kalija (Kalimantan-Jawa) tahap I ruas Tambak Lorok-Kepodang yang dibangun PT Bakrie & Brothers merupakan skema yang ditetapkan BPH Migas. Pipa gas yang menghubungkan Kepodang-Tambak Lorok sepanjang 200 km ini bagian dari pipa transmisi Kalija yang mempunyai panjang total 1.200 km.

77

78

300 MW FUEL OIL 1000 MW GAS / DIESEL

010

50

100Km.

32x100 MW FUEL OIL 2x100 MW FUEL OIL / GAS 2x526 MW DIESEL / GAS 1x526 MW GAS

GRESIK (PLN)

Krian

MADURA Surabaya

Bawean Island

342 MW GAS 527 MW DIESEL/GAS

GRATI (PLN)

Pipe line System

PGN Surabaya

C Lamongan

±150 km

Tuban

J A V A

Rembang

2x600 MW COAL

MURIAH PSC.

KEPODANG

±100 km

TAJUNG JATI - B

Jepara

TAMBAKLOROK (PLN)

Ungaran

Semarang

Karimunjawa Island

N

PAITON ( IPP)

2x615 MW COAL 2x600 MW COAL

PAITON ( PLN) 2x400 MW COAL

PIPELINES

SUPPLY:

114°00’E

GASFIELD

PLANNED

116°00’E

C

Bali

Kangean Island

PETROCHEMICAL

CEMENT PLANT

COAL

GAS

DUAL OIL / GAS

DEMAND:

LEGEND : EXISTING

112°00’E

Lokasi Gas Lapangan Kepodang Blok Muriah

8°00’E

6°00’E



2. Gas Lapangan Cepu Blok Cepu yang dimiliki Pertamina dan beberapa perusahaan lain seperti ExxonMobil melalui anak usahanya, Mobil Cepu Limited, serta konsorsium empat badan usaha milik daerah, yaitu PT Sarana Patra Hulu Cepu (Jawa Tengah), PT Asri Dharma Sejahtera (Bojonegoro), PT Blora Patragas Hulu (Blora), dan PT Petrogras Jatim Utama Cendana (Jawa Timur), diperkirakan segera menghasilkan gas. Gas sebanyak 300 MMscfd akan diproduksi dari lapangan Tiung Biru dan Jambaran di Blok Cepu, Jawa Tengah. Dengan mensinergikan kedua lapangan tersebut, produksi gas permulaan dari Blok Cepu menghasilkan 185 MMscfd. Pengembangan selanjutnya bisa mencapai 300 MMscfd. Pengelola Blok Cepu telah menjajaki PLN untuk memanfaatkan gas dengan volume sebesar 85 MMscfd guna mendukung kelayakan proyek Cepu. Selain buat PLN, gas Blok Cepu juga dipergunakan untuk industri pupuk sebesar 100 MMscfd. Namun berdasarkan informasi dari Ditjen Migas yang disampaikan saat rapat bersama PLN di SKKMIGAS pada tanggal 11 Maret 2013, gas dari lapangan Blok Cepu sepenuhnya dialokasikan untuk industri pupuk. PLN harus mengupayakan alokasi gas lain untuk mendukung rencana pembangunan PLTGU Jawa I di Gresik yang ditargetkan beroperasi tahun 2015.

3. FSRU Jawa Tengah Sesuai INPRES Nomor 01/2010 dan diperbaruhi dengan INPRES Nomor 14/2011, pemerintah menetapkan untuk membangun tiga FSRU. Pertama, FSRU Teluk Jakarta oleh konsorsium Pertamina dan PGN, yaitu Nusantara Regas. Kedua, FSRU Medan oleh PGN yang kemudian diganti dengan revitalisasi kilang Arun menjadi regasification plant. Ketiga, FSRU Jawa Tengah oleh Pertamina. 79


Sesuai keputusan Menteri BUMN, rencana pembangunan FSRU Medan akhirnya dipindahkan ke Lampung.

Ground breaking pipanisasi pasokan gas PLTU Tambak Lorok.

80


4. Gas Lapangan Gundih Guna memenuhi pasokan gas PLTGU Tambak Lorok 1.034 MW, PLN melalui PT Indonesia Power telah menandatangani PJBG dengan PT Sumber Petrindo Perkasa untuk memasok gas dari lapangan Gundih sebesar 50 MMscfd, dengan titik serah di pembangkit Tambak Lorok dan jangka waktu penyalurannya tujuh tahun. Sampai saat ini gas belum mengalir dan baru masuk September 2013. Sebesar 20 MMscfd gas dari lapangan Gundih akan diproses menjadi CNG, untuk memenuhi kebutuhan beban puncak. q

Ground breaking pipanisasi pasokan gas PLTU Tambak Lorok.

81


Provinsi

Jawa Timur Beralih ke Jawa Timur, terdapat PLTGU Grati dan PLTGU Gresik sebagai andalan PLN memasok listrik ke sistem Jawa Bali. PLTGU Grati yang terdiri atas Blok I (460 MW), Blok II (300 MW), tambahan PLTG Baru (300 MW), dan rencana PLTGU Jawa II (750 MW) dikelola PT Indonesia Power. Sedangkan PLTGU Gresik yang terdiri atas Blok I, Blok II, dan Blok III masing-masing berkapasitas 526 MW, PLTU Gresik (400 MW), serta rencana PLTGU Jawa I (750 MW) dikelola PT Pembangkitan Jawa Bali. Kebutuhan gas pembangkit Gresik disuplai KEI (Kangean Energi Indonesia) melalui pipa EJGP (East Java Gas Pipeline) milik

PLTGU Grati 1060 MW.

82


Pertagas, serta dari HESS, PHE WMO (Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore), dan MKS (Media Karya Sentosa). Sementara pembangkit Grati disuplai dengan gas dari lapangan Oyong dan Wortel yang dikelola Santos, dengan menggunakan pipa dedicated hulu dari Madura Offshore.

1. Gas Lapangan Santos Oyong PLTGU Grati menerima pasokan gas dari Santos Pty. Ltd., sebuah perusahaan minyak dan gas asal Australia, yang mengoperasikan banyak lapangan gas di Jawa Timur. Buat mengoperasikan Blok I PLTGU Grati, Santos Sampang memasok gas yang berasal dari

MoU Pemanfaatan LNG di Jatim dan Jateng.

83


lapangan Santos Oyong sebanyak 40 bbtud. Hal ini tertuang dalam PJBG Santos Sampang dengan PT Indonesia Power, bahwa gas mengalir sejak tahun 2009 hingga 2017.

2. Gas Lapangan Santos Wortel Selain dari lapangan Oyong, PLTGU Grati juga mendapat pasokan gas dari lapangan Wortel yang dikelola Santos Sampang PSC. Lapangan Wortel berlokasi di lepas pantai Pulau Madura, sekitar 70 kilo meter dari ibu kota Provinsi Jawa Timur, Surabaya. Gas yang akan dipasok sebesar 30 MMscfd selama 7 tahun. Gas lapangan Wortel dilengkapi dua buah sumur, sebuah anjungan kepala sumur (facility wellhead platform), dan jalur pipa sepanjang 10 km yang dihubungkan dengan anjungan kepala sumur di lapangan Oyong. Dari Oyong, produksi gas asal lapangan Wortel dialirkan melalui pipa sepanjang 60 km menuju fasilitas pengolahan gas di darat, yang terletak di Grati, Kabupaten Pasuruan. Setelah diolah, gas dijual kembali kepada PT Indonesia Power. Gas dari lapangan Wortel mengalir ke PT Indonesia Power sejak Februari 2012. Untuk diketahui, Santos merupakan operator yang memiliki saham 45% di Sampang PSC. Para pemegang saham lainnya adalah Singapore Petroleum Company (40%) dan Cue Energy Resources (15%). Sebenarnya, produksi gas lapangan Wortel sebanyak 50 MMscfd. Pendistribusiannya, Indonesia Power sebesar 30 MMscfd, PT Sampang Mandiri Perkasa yang merupakan badan usaha milik daerah (BUMD) Sampang sebanyak 17 MMscfd, dan BUMD Pasuruan bernama PT Pasuruan Migas 3 MMscfd. Kedua gas yang mengalir melalui BUMD Sampang dan BUMD Pasuruan ini pun memasok keperluan gas PLN. Gas dari PT Sampang Mandiri Perkasa hasil pasokan Santos Sampang mengalir sebanyak 17 MMscfd selama tujuh tahun sejak 3 Maret 2012. Pun demikian dengan gas yang mengalir melalui PT Pasuruan Migas. Gas dari lapangan Santos Wortel itu mengalir ke PLN sebanyak 3

84


PLTGU Gresik.

MMscfd selama tujuh tahun sejak 17 Maret 2012. Sekarang dibangun CNG plant di Gresik berkapasitas 17 MMscfd yang memanfaatkan pasokan gas dari sumur-sumur tersebut di atas.

3. Gas dari PHE WMO eks Kodeco Sementara untuk PLTGU Gresik, pasokan gas didapat dari lapangan Pertamina Hulu Energi West Madura Offshore (PHE WMO) yang sebelumnya dioperasikan Kodeco, dengan volume 123 bbtud (flat). Jangka waktu PJBG sejak Januari 2002 sampai dengan Juni 2013. Untuk menjaga kelangsungan pasokan gas ke pembangkit Gresik, sekarang sedang dibahas perpanjangan PJBG. Diharapkan, kesepakatan perpanjangan tercapai sebelum berakhirnya PJBG eksisting.

85


4. Gas dari Media Karya Sentosa Pembangkit listrik Gresik juga dihidupkan oleh gas dari lapangan eks Kodeco, dengan volume 11 bbtud (flat). Hal ini tercantum dalam PJBG Media Karya Sentosa (MKS) dengan PJB. Tetapi, lantaran surplus pasokan, realisasi pasokan gas dari MKS dapat mencapai rata-rata 22 bbtud.

5. Gas dari HESS Selain itu, pembangkit listrik Gresik mendapat pasokan dari lapangan Pangkah yang dioperasikan HESS. Gas dialirkan melalui pipa bawah laut sejauh 9 kilo meter, dengan volume 100 bbtud (flat). Namun akibat gangguan cadangan gas, kemampuan pasok HESS ke PLN menurun menjadi rata-rata 50 bbtud. Bahkan di awal tahun 2013, realisasi pasokan hanya 30 bbtud dari yang seharusnya terkontrak 89 bbtud. Lapangan Pangkah adalah satu dari tujuh area yang dioperasikan HESS di berbagai wilayah di Indonesia. Di lapangan tersebut, HESS mengoperasikan 6 sumur gas dan 8 sumur minyak, dengan produksi 7.000 barrel minyak per hari dan 200 metrik ton elpiji per hari.

6. Gas Lapangan Kangean Energi Indonesia Pasokan untuk pembangkit listrik Gresik kapasitas 3 x 526 MW ini semakin kuat setelah ditambah gas dari lapangan Terang Sirasun Batur (TSB) di Sampang, Madura, yang dioperasikan Kangean Energi Indonesia Ltd (KEI) dan menghasilkan gas 300 MMscfd. PLN sendiri hanya mendapat kontrak 130 bbtud. Selebihnya, gas dari lapangan ini mengalir ke Petrokimia Gresik (PKG) 65 bbtud, PT Pertamina Gas (Pertagas) 100 bbtud, dan Indogas 20 bbtud.

86


Seharusnya pasokan gas ke pembangkit listrik Gresik dimulai tahun 2010, namun PJBG mengalami amandemen dua kali karena adanya penyesuaian terhadap perhitungan keekonomian lapangan untuk memenuhi porsi government take. Gas dari Kangean baru dapat dialirkan ke PLN 26 April 2012. JPH sesuai kontrak 130 bbtud selama tiga tahun, kemudian ramping down (menurun) menjadi 60 bbtud pada tahun 2015 hingga 2019, dan mengalami penurunan lagi sampai 20 bbtud pada tahun terakhir (2023). Surplusnya jumlah gas di Gresik membuat sebagian gas itu ditransportasikan melalui teknologi CNG marine untuk digunakan di Lombok. Penerapan teknologi CNG marine kali pertama dilakukan di Indonesia, bahkan di dunia. Berdasarkan hasil rapat PLN dengan KEI pada tanggal 28 Maret 2013, terungkap bahwa KEI mempunyai cadangan gas cukup besar untuk dapat digunakan PLN dengan mengamandemen PJBG serta ada potensi gas di lapangan West Kangean dengan sumber cadangan hampir setara TSB. Dengan tambahan volume gas ini, maka ramping down tidak ada lagi dan pasokan dari KEI dapat dipertahankan minimal selama lima tahun (mulai 2015) sebesar 110-130 bbtud. Gas dari KEI bisa digunakan PLN untuk menambah pasokan gas pembangkit eksisting, dan CNG marine dapat digunakan memasok pembangkit baru seperti PLTGU Jawa I kapasitas 750 MW yang direncanakan beroperasi tahun 2015.

7. Gas dari Wali Nusa Energi Pembangkit listrik Gresik pun mendapat pasokan gas dari lapangan Terang Sirasun Batur melalui trader gas Wali Nusa Energi (WNE). JPH sesuai kontrak 20 bbtud selama tiga tahun, kemudian ramping down hingga 4 bbtud. Lantaran pasokan gas ke Gresik surplus, ditambah adanya pengajuan kenaikan harga oleh trader tersebut, maka gas dari WNE tidak terlalu dibutuhkan oleh sistem.

87


8. Gas dari Santos Peluang Di Jawa Timur, gas baru muncul seiring ditemukannya lapangan baru, yakni lapangan Peluang yang dikelola Santos. Lapangan Peluang diperkirakan dapat memasok gas sebesar 25 bbtud. Rencananya, 15 bbtud gas dari lapangan Peluang dialokasikan ke PLN dan 10 bbtud untuk pihak lain. Tapi apabila alokasi kepada pihak lain tidak terserap, maka gas akan dialihkan bagi PLN. Untuk menjamin kelayakan proyek lapangan Peluang, sementara ini semua gas yang diproduksi (25 bbtud) dialokasikan ke PLN sampai pihak-pihak lain siap menyerap gas itu. Gas dari lapangan Peluang dialirkan ke PLN mulai awal tahun 2014 untuk kurun waktu 3 tahun sebesar 25 bbtud, dan pada tahun ke-4 menjadi 17 bbtud. Sekarang tengah dalam proses penyelesaian PJBG, dengan titik serah gas Peluang direncanakan di tie-in pipa EJGP (East Java Gas Pipeline) yang dikelola Pertamina Gas. Selanjutnya, gas ditransmisikan ke Gresik untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik di Gresik, CNG marine Gresik-Lombok, dan CNG Bawean. Apabila tie-in pipa EJGP ke Grati dapat diselesaikan, maka gas dari Peluang juga dapat dimanfaatkan untuk PLTGU Grati.

9. Lapangan Husky CNOOC Daerah Jawa Timur juga memiliki sumber gas lain, yaitu lapangan MDA dan MBH yang dikelola Husky CNOOC Madura Limited, salah satu Kontraktor Kontrak Kerja sama (KKKS) dari SKK MIGAS sebagai wakil pemerintah Republik Indonesia untuk menjalankan kegiatan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi di Blok Madura Strait. Eksplorasi dan eksploitasi gas di perairan Selat Madura diperkirakan dimulai tahun 2015. Lapangan yang akan dieksplorasi dan dieksploitasi adalah lapangan BD, MDA, dan MBH. Lapangan

88


BD diharapkan mampu memproduksi gas sebanyak 110 MMscfd, sedangkan lapangan MDA dan MBH memproduksi gas 135 MMscfd. Namun, hingga saat ini belum ada kepastian alokasi dari SKKMIGAS untuk sektor kelistrikan. PLN melalui PT Indonesia Power telah melakukan kontrak pembelian gas lapangan BD, MDA dan MBH sebesar 40 MMscfd dengan PT Parna Raya. Gas yang mesti dialirkan selama 20 tahun itu dimulai pengalirannya tahun 2015. Sementara itu, kebutuhan gas PLTGU Jawa I yang ditargetkan beroperasi tahun 2015 akan dipenuhi dari lapangan BD, MDA, dan MBH. Usulan alokasinya telah dimintakan kepada SKK MIGAS pada bulan Maret 2013. Semula, pembangkit itu akan menggunakan gas dari lapangan Blok Cepu, tapi karena Blok Cepu dialokasikan untuk pupuk, maka sumber pasokan potensial dialihkan ke lapangan BD, MDA, dan MBH.

10. Gas dari Alas Energi Indonesia PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB) membuat PJBG dengan Alas Energi Indonesia untuk mengalirkan gas sebesar 8 bbtud ke pembangkit listrik Gresik selama satu tahun, mulai April 2011 sampai Maret 2012. q

89

4 Perangi Padam

di Borneo


B

orneo, sebutan lain Pulau Kalimantan, merupakan pulau terbesar di Indonesia. Letaknya di sebelah utara Pulau Jawa, sebelah timur Selat Malaka, sebelah barat Pulau Sulawesi, dan sebelah selatan Filipina. Luas pulau ini 743.330 km², dengan jumlah penduduk sekitar 5% dari total penduduk Indonesia. Terdapat lima provinsi di Pulau Kalimantan, yaitu Provinsi Kalimantan Barat, Kalimantan Tengah, Kalimantan Selatan, Kalimantan Timur, dan yang terakhir Kalimantan Utara. Kalimantan Utara, provinsi baru yang berbatasan langsung dengan Malaysia, terdiri atas Kabupaten Berau, Nunukan, Malinau, Bulungan, Tana Tidung, dan Kota Tarakan yang sebelumnya masuk dalam wilayah Kalimantan Timur. Jumlah penduduk Kalimantan relatif kecil dibandingkan luas areanya. Penduduk di pulau ini tersebar ke dalam beberapa kelompok yang terpisah-pisah dan memiliki disparitas area yang besar. Hal ini menyebabkan pemenuhan kebutuhan energi listrik lebih sulit dan memiliki tantangan tersendiri. Sistem isolated dengan pembangkit diesel menjadi pilihan yang tidak bisa dihindari, sehingga biaya pokok produksi listrik relatif besar. Terdapat tiga sistem kelistrikan interkoneksi melalui jaringan transmisi 150 kV yang relatif besar untuk memenuhi kebutuhan listrik Kalimantan. Ketiga sistem interkoneksi tersebut adalah Sistem Mahakam di Kalimantan Timur, Sistem Barito di Kalimantan Selatan dan Kalimantan Tengah, serta Sistem Khatulistiwa di Kalimantan Barat. Di samping itu, Kalimantan memiliki sumber energi primer yang besar. Data Komite Percepatan dan Perluasan Pembangunan Ekonomi Indonesia (KP3EI) Kementerian Koordinator Perekonomian menyebutkan, pada tahun 2008 cadangan minyak mentah di Pulau Kalimantan sebesar 9,3% dari cadangan nasional dan cadangan batubara mencapai 49,6% dari cadangan batubara nasional. Sumber-sumber cadangan energi primer tersebut, khususnya gas, sebagian besar berada di Kalimantan Timur dan

93


Kalimantan Utara. Ironisnya, Pulau Kalimantan, khususnya Kalimantan Timur, seperti ayam mati di lumbung padi. Pasalnya, masih ada pembangkit listrik yang dioperasikan menggunakan BBM, padahal potensi gas di sana amat melimpah.

PLTD/G Tarakan 40 MW

PLTMG Bunyu 2 MW

PLTMG Tj Selor 10 MW

PLTD/MG Bontang 14 MW

PLTG Sambera 40 MW PLTG Sewa Menamas 20 MW

PLTMG Sewa Kaltimex 9 MW PLTG Senipah 80 MW PLTMG Vico Sanga - Sanga 2 MW

PLTD Cogindo Batakan 40 MW

PLTMG Nipah Nipah Petung 5 MW

Lokasi pembangkit berbahan bakar gas di Pulau Kalimantan tahun 2013.

Menyinggung pembangkit listrik berbahan bakar gas di Pulau Kalimantan, lokasinya tersebar di beberapa lokasi sebagaimana ditunjukan gambar di muka, dan sebagian besar pembangkit itu berlokasi di Kalimantan Timur. Walaupun sebagian besar potensi gas berada di Kalimantan Timur dan Kalimantan Utara, tapi beberapa pembangkit masih beroperasi memakai BBM. Sesuai gas balance tahun 2013, total kebutuhan gas untuk mengoperasikan pembangkit PLN di Kalimantan sebesar 80 bbtud. Secara kontraktual, PLN seharusnya mendapatkan pasokan gas sebesar 45 bbtud. Pada kenyataannya, beberapa pemasok gas tidak dapat menyuplai sesuai dengan volume kontrak akibat adanya gas decline. q 94


Provinsi

Kalimantan Timur 1. Pasokan Gas Pertamina EP-TAC Semco (PLTGU Tanjung Batu dan Sambera) Untuk memenuhi kebutuhan gas PLTGU Tanjung Batu Provinsi Kalimantan Timur, PLN melakukan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) dengan Pertamina EP-TAC Semco dalam kurun waktu 11 tahun. PJBG ditandatangani tanggal 30 September 2005 dan gas dialirkan 1

PLTGU Tanjung Batu.

95


PLTG Sambera.

November 2005. Pasokan gas yang disepakati untuk tahun pertama sampai tahun keempat sebesar 13,2 bbtud dan untuk tahun kelima hingga tahun keenam 24,2 bbtud. Gas sebesar 13,2 bbtud dialirkan Pertamina EP-TAC Semco ke PLN melalui pipa gas milik Medco dengan Perjanjian Pemanfaatan Sistem Pipa Gas (PPSG). Adapun suplai gas mulai tahun kelima sebesar 24,2 bbtud dipasok dari lapangan Binangat 14,2 bbtud dan lapangan Semberah 10 bbtud. Gas dari lapangan Semberah awalnya akan dialirkan ke PLTGU Tanjung Batu, tapi tak dapat dilakukan karena Pertamina EP-TAC Semco tak kunjung membangun pipa gas dari Semberah ke Binangat sepanjang 16 km. Demi efisiensi, PLN akhirnya berinisiatif membangun PLTG Sambera 2 x 20 MW pada tahun 2009 untuk menyerap gas lapangan Semberah. Kenyataannya, gas dari lapangan Semberah tidak pernah dialirkan ke PLTG Sambera, sehingga pembangkit tersebut sejak diresmikan Presiden Susilo Bambang Yudhoyono pada tahun 2010 sampai sekarang masih dioperasikan dengan menggunakan BBM. Maka, pola pengoperasiannya sedapat mungkin hanya waktu beban puncak. Gas dari lapangan Binangat pun tidak pernah sesuai dengan volume kontrak yang disepakati. Realisasi rata-rata tahun 20092011 misalnya, berkisar antara 5-6 bbtud dan tahun 2012 sebesar 2-4 bbtud. Untuk mempertahankan pasokan gas yang hanya 2 bbtud hingga akhir masa kontrak, Pertamina EP-TAC Semco menginginkan kenaikan harga gas dengan alasan keekonomian. Bila harga gas tidak mengalami kenaikan, Pertamina EP-TAC

96


Semco menginginkan pemberhentian PJBG, meskipun suplai gas diperkirakan sampai tahun 2014. Kenaikan harga ini masih dalam proses pembahasan.

2. Pasokan Gas Total E & P Indonesie-Inpex Corporation (PLTD/MG Bontang) Sumber gas lain yang berada di Kalimantan Timur adalah gas lapangan Bontang yang dikelola Total E & P Indonesie. Dari lapangan ini, gas dialirkan 2,334 bbtud untuk pembangkit listrik Bontang, dengan titik serah di km 53. Selanjutnya, dari km 53 gas dialirkan melalui pipa Pertagas hingga PLTD/MG Kanaan Bontang. Jangka waktu pemanfaatan gas untuk PLTD/MG Bontang disepakati

PLTMG Bontang.

97


selama 10 tahun, terhitung sejak tahun 2007. Dalam implementasinya, kesepakatan bersama antara PLN dengan Pertagas tentang Pemanfaatan Sistem Pipa Gas disepakati untuk mengalirkan gas tersebut sampai sekarang. Hal ini dilakukan karena Proses Perjanjian Pengangkutan Gas (GTA) masih dibahas Pertagas dan PLN. Hal yang perlu diperhatikan terkait GTA adalah kandungan H2S. Sesuai PJBG, kandungan H2S maksimum 50

PLTMG Bontang.

98


ppm. Berdasarkan access arrangement (AA), kandungan H2S yang diizinkan sesuai hasil evaluasi badan independen yang ditentukan transportir. Hasil evaluasi badan independen atas GTA yang ada menunjukkan angka di bawah 8 ppm, sehingga gas PLTD/MG Bontang secara kontraktual tidak memenuhi AA, walaupun realisasi kandungan H2S menunjukkan angka di bawah 8 ppm.

3. Pasokan Gas Perusda Benuo Taka (PLTMG Nipah-Nipah Petung) PLN melalui PLN Wilayah Kalimantan Timur juga menyepakati PJBG dengan Perusda Benuo Taka untuk gas sebesar 0,8 MMscfd. Gas ini berasal dari lapangan Wailawi Petung Penajam Paser Utara buat memenuhi kebutuhan PLTMG (Sewa) Nipah-Nipah. Perjanjian pemanfaatan gas dilakukan untuk periode 3 tahun, terhitung sejak 10 April 2010 dan berakhir 9 April 2013, saat ini proses perpanjangan PJBG masih dalam evaluasi SKK Migas.

4. Pasokan Gas dari CBM VICO (PLTMG Sanga-Sanga) PLN Wilayah Kalimantan Timur dengan CBM VICO menyepakati PJBG untuk volume gas sebesar 0,5 MMscfd, dengan spesifikasi gas “as is”. Gas ini untuk memenuhi kebutuhan PLTMG di Sanga-Sanga yang berkapasitas 2 MW. Energi listrik yang dihasilkan PLTMG Sanga-Sanga akan disalurkan ke Sistem Mahakam melalui jaringan distribusi 20 kV. Kondisi saat ini, infrastruktur telah selesai dan diperkirakan pertengahan tahun 2013 dapat dilakukan first gas in. q

99


Provinsi

Kalimantan Utara 1. Pasokan Gas dari Lapangan South Sembakung (PLTMG Sembakung) Di Kabupaten Nunukan, Kalimantan Utara, terdapat gas flare lapangan South Sembakung yang dioperasikan Pertamina EP (PEP)TAC Medco. Untuk memanfaatkan gas tersebut, PLN menyepakati PJBG dengan PEP-TAC Medco, dengan volume gas 2 MMscfd untuk jangka waktu enam tahun. Gas dimanfaatkan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik di Nunukan yang berkapasitas 8 MW melalui kabel laut dari South Sembakung ke Nunukan sepanjang 15 km dan dari Nunukan ke Sebatik sepanjang 4 km. Sesuai PJBG, gas flare dari lapangan South Sembakung direncanakan mengalir tanggal 1 November 2012, tetapi mengalami kemunduran akibat belum selesainya proses konstruksi dari sisi PLN maupun PEP-TAC Medco. Selanjutnya kesepakatan antara PLN dan PEP-TAC Medco untuk pengaliran gas direncanakan 15 Mei 2013.

100


Alur kabel laut Sembakung-Nunukan-Sebatik.

101


2. Gas PLN Tarakan Dalam rangka memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik di Tarakan, PLN Tarakan menandatangani PJBG dengan Medco untuk volume gas sebesar 3,5 bbtud. Namun pada kuartal ketiga 2012, gas mengalami penurunan dan tidak dapat dialirkan lagi akibat gas decline. Solusinya, PLN Tarakan menandatangani PJBG dengan Pertamina EP untuk gas flare dari lapangan Bunyu sebesar 4,6 bbtud. Gas ini memasok pembangkit PLN Tarakan dari kuartal ketiga 2012 sampai saat ini. PLN Tarakan juga menandatangani PJBG dengan Manhattan Kalimantan Investment (MKI) sebesar 4,3 MMscfd. Gas dari lapangan Bayan itu direncanakan mulai mengalir pada kuartal kedua tahun 2015. Dengan tambahan gas dari MKI, diharapkan kondisi kelistrikan Tarakan menjadi lebih baik.

102


3. Pasokan Gas Pertamina EP (PLTMG Bunyu) PLN melalui PLN Wilayah Kalimantan Timur menyepakati PJBG dengan Pertamina EP untuk gas flare sebesar 0,5 MMscfd. Gas ini dimanfaatkan PLTMG Bunyu untuk memenuhi kelistrikan di Pulau Bunyu sejak Oktober 2012. Beroperasinya PLTMG Bunyu menyebabkan kenaikan beban yang sangat signifikan, dari sebelumnya 0,8 MW di bulan September 2012 menjadi 1,3 MW di akhir tahun 2012. Beroperasinya PLTMG Bunyu pun meningkatkan rasio elektrifikasi pulau itu menjadi 100% berbahan bakar gas, sehingga pada Desember 2012 Pulau Bunyu dimasukkan dalam rekor MURI (Museum Rekor Indonesia) sebagai “Pulau dengan Rasio Elektrifikasi 100% yang Dibangkitkan Menggunakan Gas”.

PLTMG Bunyu dan Penyerahan Sertifikat Rekor MURI.

103


4. Pasokan Gas dari Blok Simenggaris Total volume gas dari lapangan Simenggaris 30 MMscfd. Sebanyak 5 MMscfd dialokasikan kepada Perusda Nusa Serambi Persada (NSP) yang merupakan perusahaan daerah Kabupaten Nunukan dan 25 MMscfd dialokasikan ke Kilang Methanol Bunyu (KMB).

A. Pasokan Gas dari Blok Simenggaris (JOBPMEPS) Sebagaimana diuraikan, 25 MMscfd gas dari Blok Simenggaris dialokasikan untuk KMB, tapi karena KMB belum dapat beroperasi, maka gas itu dialihkan peruntukannya kepada PLN. Realokasinya masih dalam proses SKK MIGAS. Selanjutnya, gas tersebut akan digunakan untuk memasok pembangkit di Tanjung Batu, Batakan, dan LikupangMinahasa.

Nunukan Blok South Sembakung

Bunyu Tarakan

Lokasi Blok Simenggaris.

104


Skema bisnis pemanfaatan gas Blok Simenggaris adalah PLN membeli gas well head dari JOBPMEPS melalui PJBG, lalu PLN bekerja sama dengan PT Pertadaya Gas yang merupakan perusahaan patungan PT Indonesia Power dengan PT Pertamina Gas untuk melakukan liquefaction, transportasi dengan kapal LNG, penyimpanan LNG, dan regasifikasi di masing-masing lokasi pembangkit PLN.

B. Pasokan Gas dari Blok Simenggaris (Perusda NSP) Gas sebesar 5 MMscfd dari 30 MMscfd total gas Blok Simenggaris dialokasikan ke NSP. PLN menandatangani PJBG dengan NSP untuk gas sebesar 3 bbtud yang diperuntukkan bagi kelistrikan di Tanjung Selor, Kalimantan Utara, dengan jangka waktu 11 tahun. Gas dari Blok Simenggaris dimampatkan dalam bentuk CNG oleh NSP, kemudian ditransportasikan dan di-dekompresi di plant gate PLN Tanjung Selor. Gas 3 bbtud itu dapat digunakan membangkitkan listrik 60 MW untuk operasi beban puncak (5 jam) atau 12 MW operasi base load. Rencana gas on-stream di pembangkit Tanjung Selor pada bulan November 2013. q

105


Provinsi

Kalimantan Tengah Pasokan Gas dari Lapangan Bangkanai Beralih ke Kalimantan Tengah, di daerah Bangkanai terdapat alokasi gas sebanyak 20 bbtud untuk PLN yang dikelola PT Elnusa. Dalam perjalanannya, kepemilikan PT Elnusa beralih ke PT Salamander Energi Bangkanai Limited. Semula gas dialokasikan seluruhnya untuk PLN, tetapi atas permintaan pemerintah daerah setempat, SKKMIGAS memutuskan untuk mengalihkan gas sebesar 4 bbtud ke Perusda Barito. Rencana awal penggunaan gas Bangkanai ketika alokasi diberikan ke PLN sebanyak 20 bbtud adalah : a. Gas sebesar 15 bbtud digunakan untuk memasok pembangkit beban dasar dan 5 bbtud digunakan untuk beban puncak melalui proses CNG di tahun 2013 b. Bersamaan dengan rencana pembangunan PLTU di Muara Teweh untuk beban dasar yang beroperasi tahun 2014, akan dibangun CNG plant tahap 2 sebesar 5 bbtud. Namun dengan perubahan alokasi gas untuk PLN dari 20 bbtud menjadi 16 bbtud, maka jika terjadi kesepakatan, PLN akan membeli gas dari Perusda Barito sebesar 4 bbtud yang dimanfaatkan sewaktu beban puncak melalui proses CNG. Dengan demikian, rencana penggunaan gas menjadi : a. Gas sebesar 16 bbtud digunakan untuk memasok pembangkit

106


beban dasar dan 4 bbtud untuk beban puncak (CNG tahap pertama). Rencana penyerapan gas seperti skenario itu diperkirakan terlaksana tahun 2014. b. Pada tahun 2016 akan dibangun CNG tahap kedua untuk beban puncak, dengan kapasitas 5 bbtud menggunakan sebagian gas alokasi PLN yang sebelumnya untuk beban dasar, sehingga alokasi gas untuk beban dasar menjadi 11 bbtud. Tahun 2017, gas sebesar 5bbtud yang semula digunakan untuk memasok pembangkit beban dasar akan digunakan untuk memenuhi kebutuhan beban puncak melalui CNG (tahap ketiga). Lantas pada tahun 2018, seluruh gas beban dasar sebesar 6 bbtud digunakan untuk memenuhi kebutuhan beban puncak melalui CNG plant tahap keempat. q

107


Potensi

Gas

1. Potensi Gas Lapangan South Sebuku Kalimantan Utara Gas dari lapangan South Sebuku sebanyak 2,5 MMscfd dioperasikan Medco dengan jangka waktu tujuh tahun. Pada kuartal kedua tahun 2018, gas ini akan digunakan untuk kelistrikan di Sembakung guna menggantikan gas flare South Sembakung sebesar 2 MMscfd dari Pertamina EP-TAC Medco, atau dimanfaatkan untuk menambah pembangkit listrik baru. Opsi penambahan pembangkit baru ini tergantung pada pertumbuhan beban kelistrikan di sana. Energi listrik dari pemakaian gas lapangan South Sebuku akan disalurkan ke daerah Sembakung, Nunukan, dan Sebatik melalui kabel laut sepanjang 15 km dan 4 km seperti skema pemanfaatan gas flare 2 MMscfd dari Pertamina EP-TAC Medco.

2. Potensi Gas Lapangan Bangkudulis Potensi gas lapangan Bangkudulis yang dioperasikan Pertamina EP - TAC Benakat sebesar 15 MMscfd. Operasi lapangan ini seluas 18 km2 dan terletak di Pulau Mangkudulis, Kabupaten Tana Tidung, Kalimantan Utara. Pada dasarnya, lapangan Bangkudulis memiliki potensi yang sangat menjanjikan. Cadangan minyak yang terkandung dalam perut buminya lebih dari 9 juta barrel dan cadangan gas-nya lebih dari 90 milyar kaki kubik atau lebih dari 15 MMscfd.

108

Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero) Lokasi lapangan Bangkudulis.

LEGEND Turbidite play in present day deep water ponding behind toe-trust.

Plio-Pleistocene faulted anticline with high nett-to-gros

Shelfal Plio-Pleistocene trend with growth faults influenced by arch inversion Plio-pleistocene Growth faul trend

Miocene calstic play with roll over anticlines and major growth faults

Plio-Pleistocene inboard crestal collapse/ graben down dip of Bulungan Delta

Oligo-Miocene Carbonate play

Plio-Pleistocene outboard crestal collapse/ graben south of Sebawang II Block

NVV-SE anticline arches

Miocene Carbonate play

109

Basin Boundary


Pada penjajakan awal, pihak TAC Benakat pernah menyampaikan potensi ini kepada PLN. Namun setelah dikonfirmasi kepada Pertamina EP, monetisasi gas tersebut belum dapat dilakukan dalam waktu dekat. Artinya, pemanfaatan gas tersebut memerlukan penjajakan lebih lanjut.

3. Potensi Gas Lapangan South Kecapi-1 Lapangan South Kecapi-1 yang berlokasi di Bontang Kalimantan Timur memiliki potensi gas sebesar 8 MMscfd. Dalam kurun waktu Januari-Februari 2013, pengeboran sumur eksplorasi di lepas pantai Kalimantan Timur berhasil menemukan cadangan minyak dan gas bumi. Sumur minyak tersebut adalah South Kecapi-1, Blok Bontang, dengan operator Salamander Energy Pte Ltd. Sesuai hasil uji kandungan lapisan sumur South Kecapi-1, diperkirakan lapangan tersebut memiliki potensi untuk memproduksi minyak 6.000 barrel

Sangatta 4

Sangatta 5 Sangatta 1

CBM PSC’s Joint Evaluation 0 Km

50 Km

100 Km

Sangatta 3 Bontang LNG Plant

Cadangan CBM Sangatta.

110


per hari dan gas sebesar 8 MMscfd. Dengan demikian, terbuka kesempatan PLN untuk ikut memanfaatkan potensi gas tersebut.

4. Potensi Gas CBM Sangatta CBM (Coal Bed Methane) dari lapangan Sangatta Kalimantan Timur yang dikelola oleh Sangatta West CBM Inc, sebuah perusahaan yang dimiliki Ephindo (PT Energi Pasir Hitam Indonesia) PSC, dengan diperkirakan dapat memproduksi gas metana batu bara hingga 100 MMscfd. Untuk mengembangkan lapangan ini hingga memproduksi sampai dengan 100 MMscfd memerlukan investasi yang sangat besar dan masih tergantung pada permintaan (demand) Untuk saat ini Sangatta West CBM Inc telah mendapatkan kontrak dari PT Kutai Timur Investama untuk memproduksi CBM sebesar 0,5 MMscfd yang dapat dikonversikan menjadi listrik setara dengan 1,5 MW bagi kepentingan masyarakat Sangatta. Dengan potensi kandungan gas CBM yang sangat besar tersebut terbuka kesempatan PLN untuk ikut memanfaatkan gas tersebut. q

111

5 Asa

di Timur

Indonesia


U

ntuk urusan gas, hingga saat ini kawasan timur Indonesia boleh dibilang jarang disentuh. Padahal, kawasan timur Indonesia memiliki cadangan sumber gas yang besar. Potensi sumber gas tersebut, selain disalurkan melalui pipa, sebagian besar diproses menjadi LNG.

GAS LNG SALAWATI DONGGI SENORO TIAKA

TANGGUH

KAMPUNG BARU WASAMBO

MASELA

Lokasi potensi gas dan LNG di kawasan timur Indonesia.

LNG atau Liquefied Natural Gas pada dasarnya adalah methane, bahan bakar hidrokarbon paling sederhana dan paling melimpah. Methane terdiri atas satu karbon dan empat atom hidrogen (CH4). Ketika gas alam didinginkan sampai suhu -160°C (-260°F), maka pada tekanan atmosfer, gas alam tersebut akan menjadi cair. Saat gas alam didinginkan menjadi LNG, volumenya menjadi sekitar 1/600 dari volume gas alam sebelum dicairkan, sehingga pengiriman LNG lebih fleksibel.

115


Proses LNG adalah gas pertama-tama disalurkan ke unit fasilitas pengolahan (gas plant). Di sini gas dimurnikan dengan cara menghilangkan segala kondensat seperti air, minyak, lumpur, serta gas-gas lain semacam CO2 dan H2S. Sebuah proses LNG train biasanya juga didesain untuk menghilangkan jumlah merkuri yang tersisa dari aliran gas. Ini untuk mencegah merkuri bercampur dengan alumunium di dalam penukar panas kriogenik. Gas tersebut kemudian didinginkan secara bertahap sampai mencair dan selanjutnya memurnikan alirannya, sehingga sebagian besar LNG berupa methane. LNG akhirnya dapat disimpan di tangki penyimpanan sebelum kemudian ditransportasikan. Potensi gas dan LNG di kawasan timur Indonesia ditunjukan dalam ilustrasi di muka, yang meliputi LNG BP Tangguh, LNG Donggi Senoro (DSLNG), LNG Wasambo (EEES), LNG Abadi Masela (INPEX), lapangan Kampung Baru, lapangan Tiaka, lapangan Salawati, dan potensi gas dari sumur baru dan tua di Papua.

Fasilitas LNG BP Tangguh di Bintuni, Papua Barat (Sumber : ESDM).

116


LNG BP Tangguh Di daerah Bintuni, Papua Barat, ada gas yang saat ini dikelola BP Tangguh. Selain diekspor, LNG dari BP Tangguh juga dialokasikan untuk domestik. Dari alokasi domestik LNG BP Tangguh, PLN mendapat alokasi 12 kargo dalam satu tahun atau setara dengan 1,5 MTPA. Saat train 3 beroperasi tahun 2019, alokasi LNG untuk PLN dapat ditingkatkan menjadi 18 – 24 kargo dalam setahun atau setara 2,5 – 3 MTPA. Pada tahap awal, LNG dari BP Tangguh akan ditransportasikan, kemudian diregasifikasi di regasification plant Arun guna memenuhi kebutuhan kelistrikan di Aceh dan Sumatera Utara, serta ditransportasikan dan diregasifikasi di FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) Jawa Barat untuk menambah pasokan gas di Jawa bagian Barat.

LNG Donggi Senoro (DSLNG) Daerah Donggi dan Senoro berlokasi di Sulawesi Tengah. Gas Donggi Senoro berasal dari lapangan Matindok sebanyak 5 MMscfd dan lapangan Senoro sebanyak 20 MMscfd. Kedua lapangan gas itu dikelola PT Medco Energi Internasional. Dalam memanfaatkan poten-si gas tersebut, semula PLN menghendaki pola penyerapan gas di luar waktu beban puncak sebesar 16 MMscfd dan 60 MMscfd pada waktu beban puncak. Dihadang kesulitan memenuhi skema penyerapan gas itu, akhirnya PLN mengusulkan penyerapan sebesar 25 MMscfd dalam bentuk LNG, yang diproduksi DSLNG.

117


LNG Wasambo (EEES) Lapangan Wasambo terletak di Sulawesi Selatan. Wasambo adalah singkatan dari tiga nama daerah tempat sumur gas tersebut berada, yaitu Walanga, Sampi Sampi, dan Bonge. Gas dari lapangan Wasambo yang dikelola Energi Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd (EEES) sebanyak 70 MMscfd itu akan diterima PLN dalam bentuk LNG, kemudian ditransportasikan ke unit pembangkit PLN di Makassar, Bali, dan Kupang. Planned of Development (PoD) yang diterbitkan BP MIGAS bagi lapangan Wasambo adalah gas tersebut akan dimanfaatkan untuk keperluan kelistrikan. Izin pembangunan LNG plant untuk EEES telah diterbitkan Ditjen Migas. Saat ini kemajuan fisik pembangunan LNG plant telah mencapai 30%. PLN sudah menandatangani Memorandum of Understanding (MoU) dan Heads of Agreement (HoA) dengan Energy World Corporation Ltd. (EWC) untuk pembelian gas dari lapangan Wasambo, dengan titik serah di masing-masing lokasi pembangkit PLN di Makassar, Bali, dan Kupang. Penyiapan gas, liquefaction, transportasi, penyimpanan LNG, dan regasifikasi di masing-masing lokasi pembangkit menjadi tanggung jawab EWC, sedangkan PLN menerima gas siap pakai di plant gate.

LNG Abadi Masela (INPEX) Sumber gas di perairan Maluku Selatan antara lain ada di lapangan Abadi Masela. Gas dari lapangan Abadi Masela baru akan dieksplorasi dan berproduksi tahun 2019. Gas yang diproduksi INPEX ini akan diproses menjadi LNG dengan peruntukan domestik dan ekspor. Pada tahap awal, akan dibangun satu train dengan kapasitas 3 MTPA. LNG dari lapangan Abadi Masela dapat dijadikan sumber

118


Rencana pengembangan LNG di lapangan Abadi Masela (Sumber : ESDM).

LNG domestik oleh PLN untuk memenuhi kebutuhan gas, khususnya di kawasan timur Indonesia.

Gas Lapangan Kampung Baru (EEES) Untuk daerah Sulawesi Selatan, pasokan gas saat ini bersumber dari lapangan Kampung Baru, Blok Sengkang, Kabupaten Wajo, yang dikelola EEES. Gas dari Kampung Baru sebanyak 22,5 MMscfd digunakan IPP Sengkang. Kapasitas PLTGU Blok I terdiri atas GT 2 x 22,5 + steam turbine 40 MW, sementara PLTG Blok II berkapasitas 1 x 60 MW. PLN mendapat tambahan pasokan gas sebesar 15 bbtud yang juga bersumber dari lapangan Kampung Baru. Tambahan gas digunakan untuk PLTGU Sengkang Ekspansi 120 MW (GT22), 1 GT 60 MW, dan 1 ST 60 MW. PJBG untuk alokasi gas tambahan ini ditandatangani tanggal 29 Juni 2012 dalam jangka waktu 10 tahun.

119


PLTGU Sengkang (IPP).

Gas dari lapangan Kampung Baru ada juga yang dialokasikan BP MIGAS (sekarang SKK MIGAS) kepada Pemerintah Kabupaten Wajo sebanyak 5 MMscfd. Rencananya, gas tersebut akan dibeli PLN setelah diproses dari CNG untuk memenuhi kebutuhan beban puncak.

Lapangan gas Tiaka, Sulawesi Tengah (Sumber : Medco E & P Indonesia).

120


Gas Lapangan Tiaka Sumber gas di daerah Sulawesi Tengah ada juga yang berasal dari lapangan Tiaka yang merupakan pulau buatan (reklamasi) dan terletak di Blok Toili-Sulawesi Tengah. Lapangan Tiaka dioperasikan Joint Operating Body (JOB) Medco Tomori. Saat ini, lapangan itu memproduksi minyak bumi. Potensi gas bumi dari lapangan Tiaka bersumber dari gas ikutan (associated gas) saat memproduksi minyak bumi. Sesuai dengan hasil penelitian JOB Medco Tomori, volume gas yang dapat dimanfaatkan adalah 8 MMscfd, dengan periode waktu pemanfaatan selama 7 tahun. JOB Tomori merencanakan menjual gas tersebut kepada Perusda Morowali, dengan titik penyerahan gas di well head. Alhasil, skema pemanfaatan gas dari lapangan Tiaka oleh PLN melalui jual beli gas antara Perusda Morowali dengan PLN. Buat memungkinkan gas dapat dialirkan ke pembangkit PLN yang direncanakan dibangun daerah Pandauke dan Parilangke, Kabupaten Morowali, maka Perusda akan membangun instalasi pipa, gas plant facility, dan on shore receiving facility. Diperkirakan, proses pembangunan pipa dan sarana pendukung pengaliran gas rampung dalam waktu 8 bulan sejak perjanjian jual beli gas ditandatangani. Perusda bekerja sama dengan JOB Medco Tomori melakukan studi bathymetri untuk menentukan jalur pipa dari Pulau Tiaka ke lokasi pembangkit di Parilangke. Butuh waktu sekitar 10 bulan untuk membangun pipa itu. Saat ini SKKMIGAS telah melakukan due diligence pada Perusda Morowali dan setelahnya akan menerbitkan SAL (Seller Appointment Letter) Perkiraan potensi kelistrikan buat daerah Morowali adalah 10 MW untuk pelanggan biasa dan 60 MW untuk pelanggan industri (perusahaan pengolahan biji besi). Jarak Parilangke sekitar 36 km dari Pulau Tiaka (sumber gas).

121


Gas Lapangan Salawati Lapangan Salawati terletak di Provinsi Papua. Gas dari lapangan ini dikelola Petrochina-Pemda-Intermega Sabuku. Sebagian gasnya dijual PT Intermega Sabuku kepada perusahaan pengeboran minyak untuk keperluan “lifting oil”, dan sebagian lagi ditawarkan kepada PLN dengan skema jual beli energi listrik atau CNG untuk mensubtitusi pemakaian BBM yang kini masih mendominsi kelistrikan Sorong. Gas dari lapangan Salawati ada juga yang dikelola PT Pertamina Gas. Tapi, baru bisa terealisasi tahun 2014, dengan volume 20 MMscfd.

Gas dari Sumur Baru dan Sumur Tua di Papua Selain potensi-potensi itu, pengeboran sumur eksplorasi di wilayah Indonesia timur berhasil menemukan sumur North Klalin-3, Blok Bermuda, dengan operator Petrochina International di Salawati, serta sumur Ajek-1 dengan operator Niko Resources di Blok Kofiau, Raja Ampat, Papua Barat. Sumur North Klalin-3 berhasil menembus lapisan reservoir setebal 93 kaki, dengan hasil uji kandungan lapisan mengalirkan gas sebesar 7,8 juta kaki kubik per hari dan kondensat sebesar 240 barrel per hari. Sumur Ajek-1 berhasil menunjukkan adanya gas. Selain itu, ada juga gas dari lapangan Sorong. Di tempat ini ada beberapa potensi sumur tua yang mempunyai kapasitas 2 MMscfd. Rencananya, gas akan dimanfaatkan untuk mensubtitusi pemakaian BBM yang sekarang masih mendominasi kelistrikan Sorong. q

122

6

Masih Soal

BBM


S

aat menggelar acara di Istana Negara, akhir Mei 2012 lalu, Presiden Susilo Bambang Yudhoyono meminta jajaran PLN untuk menghentikan pembangunan pembangkit listrik yang menggunakan BBM. SBY berpesan, PLN mesti bisa memperluas dan meningkatkan pembangunan pembangkit listrik dengan energi baru dan terbarukan, seperti listrik tenaga surya, panas bumi, air, angin, dan biomasa. Bukan tanpa alasan Presiden berpesan demikian. Selain subsidi bahan bakar minyak (BBM) untuk PLN terus naik dari tahun ke tahun, ketersediaan BBM pun kian menipis. Ini yang paling riskan. Para ekonom bilang, tak mengapa harganya mahal asalkan barangnya ada. Nah, yang ditakutkan terjadi adalah hilangnya BBM lantaran sudah habis digunakan. Ketakutan ini tentu bukan mengada-ada. Sebenarnya, PLN sendiri pun emoh (tak mau) menggunakan BBM. Tilik saja, sudah sejak lama PLN membuat pembangkit-pembangkit yang bisa dioperasikan dengan gas. Tapi perkembangannya ternyata tak semudah membalikkan telapak tangan. Alhasil, tak ada lagi pilihan selain kembali menggunakan BBM. Meski untuk itu harus merogoh APBN lebih dalam. Selama ini, terdapat dua pola penerapan harga BBM. Pola pertama Kontrak Pertamina, yang didasarkan pada kontrak payung antara Pertamina dengan PLN. Kontrak ini FOB (Free On Board) dan transportasi menjadi tanggung jawab PLN yang diproses oleh PLN Wilayah. Sedangkan dalam formula harga BBM, acuan yang digunakan adalah harga MOPS (Mean Oil Platts Singapore). Ada tiga jenis BBM pada kontrak payung ini, yaitu minyak solar/HSD (High Speed Diesel), minyak bakar/MFO (Marine Fuel Oil), dan minyak diesel/IDO (Industrial Diesel Oil).

125


Formula harga BBM (Rp/Liter) adalah : Harga BBM = {(1 + α) x MOPS x Kurs Tengah Bank Indonesia + PPN 10%} + transport

Kontrak ini terdiri atas : I. 22 Suplai Point BBM (HSD) dengan harga MOPS + alpha 5%, yaitu : Depot Dumai

TT Tuban

T Wangi

Plaju

Balongan

Depot Samarinda

Depot Kotabaru

Kilang Cilacap

Tanjung Gurem

STS Kalbut

Medan Group

Plaju MFO

Plaju IDO

Kilang Dumai

Teluk Kabung

Depot Siak

Depot Kertapati

Lubuk Linggau

Depot Panjang

Depot Baturaja

TT Lomanis

Ex Import

II. 2 Suplai Point BBM (HSD) dengan harga MOPS + alpha 8,5 %, yaitu: ITP Priok

ISG Surabaya

III. Suplai Point BBM (HSD) dengan harga MOPS + alpha 8%, yaitu : TT Manggis Selain untuk lokasi Suplai Point BBM (HSD), yang disebutkan di atas menggunakan harga MOPS + alpha 9,5%, termasuk untuk Suplai Point MFO dan IDO. 126


Pasokan BBM dari Pertamina untuk Indonesia bagian timur dibagi menjadi berbagai wilayah, yaitu : WILAYAH SULSELRABAR Depot Bau-bau

Depot Donggala/Palu

Depot Kolaka

Depot Kendari

Depot Palopo

Depot Pare-pare

Depot Raha

Instalasi Makasar Group

WILAYAH SULUTTENGGO Depot Ampana

Depot Banggai

Depot Bitung

Depot Donggala/Palu

Depot Gorontalo

Depot Kolonedale

Depot Moutong

Depot Poso

Depot Toli-toli

Depot Tahuna

Instalasi Makasar Group

WILAYAH KALTIM/KALTENG Depot Samarinda

Depot Kota Baru

Kilang/Depot Balikpapan

Depot Banjarmasin

Depot Pulang Pisau

127


WILAYAH MALUKU DAN MALUKU UTARA Depot Bulo

Depot Dobo

Depot Labuha

Depot Masohi

Depot Namlea

Depot Sanana

Depot Saumlaki

Depot Ternate

Depot Tobelo

Depot Tual

TT Wayame

WILAYAH PAPUA Depot Biak

Depot Fak-Fak

Depot Jayapura

Depot Manokwari

Depot Timika

Depot Kaimana

Depot Merauke

Depot Nabire

Depot Serui

Depot Sorong

WILAYAH NTB DAN NTT Depot Ampenan

Depot Badas

Depot Ende

Depot Kupang

Depot Camplong

Depot Kalabahi

Depot Maumere

Depot Reo

Depot Waingapu

TT Manggis

Pola kedua, Lelang BBM. Ini berdasarkan Surat Keputusan Menteri Negara Badan Usaha Milik Negara pada Rapat Umum Pemegang Saham No. KEP-236/MBU/2007 tentang Pengadaan Bahan Bakar Minyak Jenis High Speed Diesel (HSD) untuk Bahan Bakar Pembangkit Listrik PT PLN (Persero) Melalui Mekanisme Tender tanggal 9 Oktober 2007. Selain hal tersebut, keputusan PLN

128


melakukan lelang pada saat itu merupakan upaya efisiensi biaya pembelanjaan BBM. Waktu itu (2008), alpha Pertamina untuk seluruh suplai point adalah 9,5%. Komposisi harga barang yang dilelang menggunakan pola CIF (Cost in Freight), yaitu transportasi pengiriman BBM (HSD) menjadi tanggung jawab pemasok. Lokasi yang dilelang PLN untuk kali pertama di tahun 2008 adalah Belawan (Medan), Grati (Pasuruan), Siantan, Sei Raya (Kalimantan Barat), dan Tanjung Batu (Kalimantan Timur), dengan jangka waktu kontrak selama 3 tahun. Pemenang lelang BBM 2008 adalah KSO Shell-KPM, dengan total volume 1,8 juta kilo liter untuk lokasi Grati, dan realisasinya hingga September 2011 adalah 1,2 juta kilo liter. Sedangkan untuk lokasi Belawan volume totalnya 750.000 kilo liter. Pemenang lainnya adalah PT AKR Corporindo, Tbk untuk Sei Raya-Siantan (Kalimantan Barat), dengan total kontrak 240.000 kilo liter sampai Mei 2012. Sementara pasokan untuk Tanjung Batu (Kalimantan Timur) 160.000 kilo liter sampai November 2012. Dengan lelang, PLN telah melakukan efisiensi biaya sebesar Rp 1,59 triliun selama kurun waktu 3 tahun, dimana untuk alpha rataan yang didapat pada saat itu di bawah 5%. Pada tahun 2010, PLN kembali mengadakan lelang BBM sebanyak 1,25 juta kilo liter per tahun untuk jangka waktu kontrak selama 4 tahun, dengan pola penerimaan CIF dan metode pelelangan Hak Penyesuaian Penawaran (Right to Match). Metode tersebut berdasarkan Keputusan Direksi PT PLN (Persero) No. 1059.K/ DIR/2011 tentang Perubahan Ketiga Atas Keputusan Direksi Nomor 305.K/DIR/2010 Tentang Pedoman Pengadaan Barang/Jasa di PT PLN (Persero) Pasal 1 Ayat 7. Pengadaan ini terdiri atas 5 Lot (lokasi), yaitu : 1. LOT I Muara Tawar dengan volume 100.000 kilo liter per tahun, yang dimenangkan oleh PT Pertamina (Persero).

129


2. LOT II Tambak Lorok dengan volume 200.000 kilo liter per tahun, yang dimenangkan oleh Tuban Konsorsium (TPPI). 3. LOT III Gresik dan Grati dengan volume 150.000 kilo liter per tahun, yang dimenangkan oleh PT Pertamina (Persero). 4. LOT IV Belawan dengan volume 100.000 kilo liter per tahun, yang dimenangkan oleh Tuban Konsorsium (TPPI). 5. LOT V Muara Karang dan Tanjung Priok dengan volume 500.000 kilo liter per tahun, yang dimenangkan oleh PT Pertamina (Persero). Dengan dilakukannya lelang pada tahun 2010 itu, PLN telah melakukan efisiensi biaya dengan perkiraan saving sebesar Rp 2,17 triliun selama kurun waktu 4 tahun, dengan rata-rata alpha untuk kelima LOT tersebut di bawah 5%. Tahun 2012 merupakan tahun berakhirnya masa berlaku kontrak lelang yang diadakan pada tahun 2008. Dengan tetap mengacu pada upaya efisiensi biaya pembelanjaan BBM, PLN kembali melelang BBM. Pada lelang BBM putaran pertama di tahun 2012, lokasinya untuk Kalimantan Barat dan Kalimantan Timur. Total kebutuhan lelang BBM kali ini sebanyak 400.000 kilo liter selama 3 tahun. Pelelangan dilakukan secara terbuka. Kebutuhan BBM masing-masing lokasi lelang adalah : 1. Kalimantan Barat (Siantan dan Sei Raya) sebanyak 100.000 kilo liter untuk tahun I dan II, serta 50.000 kilo liter untuk tahun III. Suplai dimulai Mei 2012. 2. Kalimantan Timur (Tanjung Batu) sebesar 50.000 kilo liter untuk tahun I, II, dan III. Suplai dimulai November 2012. Kedua lokasi lelang kembali dimenangkan PT AKR Corporindo, Tbk., sebagaimana lelang sebelumnya untuk lokasi yang sama pada tahun 2008. Dengan dilakukannya lelang HSD untuk dua lokasi itu, PLN telah melakukan efisiensi biaya dengan perkiraan saving Rp 163,16 milyar selama kurun waktu 3 tahun, dan kisaran alpha

130


kurang dari 4%. Sedangkan untuk putaran kedua di tahun 2012, lelang BBM (HSD dan MFO) senilai 800.000 kilo liter selama 3 tahun dilaksanakan untuk dua lokasi. Lokasi Belawan sebesar 250.000 kilo liter per tahun dimenangkan PT Kutilang Paksi Mas dan Kalimantan Barat sebanyak 500.000 kilo liter per tahun dimenangkan PT Pertamina (Persero). Lelang HSD untuk Belawan dan MFO untuk Kalimantan Barat menjadikan PLN mampu melakukan efisiensi biaya dengan perkiraan saving Rp 327,9 milyar selama kurun waktu 3 tahun, dengan alpha kurang dari 4% atau jauh lebih kompetitif ketimbang alpha eksisting Pertamina. Masih dalam upaya penghematan BBM, pada tahun 2013 PLN kembali melakukan pelelangan HSD. Kali ini untuk lokasi Belawan, sebagai pengganti pasokan HSD dari KSO Shell-KPM yang telah habis jangka waktu perjanjiannya. Volume lelangnya 750.000 kilo

Jetty Unloading PLTGU Priok.

131


liter. Juga akan dilelang HSD untuk lokasi Belitung, dengan volume pengadaan 120.000 kilo liter. Jangka waktu perjanjian untuk masing-masing lokasi direncanakan selama tiga tahun ke depan. Dengan pola pelelangan ini, diharapkan nilai alpha rata-rata sebesar 5% di atas MOPS sesuai amanat APBN 2012 dapat tercapai. Berdasarkan nilai alpha rata-rata yang telah tercapai saat ini, dapat disimpulkan bahwa nilai alpha rata-rata Pertamina (Kontrak Payung) 2012 sebesar 7,40% dan nilai alpha rata-rata untuk seluruh hasil lelang sampai tahun 2012 di bawah 5%. Namun kendati demikian, tidak serta merta BBM dienyahkan begitu saja. Bagaimanapun juga BBM merupakan bahan bakar yang dinilai jauh lebih reliable dibandingkan gas. Untuk pembangkit berbahan bakar gas baik PLTG maupun PLTGU dalam proses start up pun tetap menggunakan BBM. Dalam hal pelaksanaannya BBM secara operasional juga lebih mudah digunakan dan yang terpenting mudah disimpan sehingga jika sewaktu-waktu kebutuhan bahan bakar meningkat atau gas habis secara tiba-tiba, tetap teratasi dengan adanya BBM. Selain itu, lokasi geografis Indonesia dengan banyak pulau tersebar dimana infrastruktur penyimpanan BBM yang telah tersedia membuat BBM menjadi satu-satunya bahan bakar fosil yang paling mudah dalam pendisitribusiannya, terutama jika dibandingkan dengan Gas. q

132

7

Kelak, “Bye-Bye”

BBM


S

alah makan”. Frasa ini tiba-tiba menjadi familiar pada tahun 2012 lalu, setelah sering disebut-sebut banyak media massa seiring dengan hasil pemeriksaan Badan Pemeriksa Keuangan (BPK) atas kinerja PLN. Dalam laporan BPK RI No. 30/Auditama VII/PDTT/09/2011 tanggal 16 September 2011, BPK menemukan hilangnya potensi penghematan sebesar Rp 37,6 triliun di delapan pembangkit listrik pada periode 2009-2011. Itu lantaran masih digunakannya BBM untuk pembangkit listrik PLN, padahal seharusnya sudah memakai bahan bakar gas. Pendek kata, sejumlah pembangkit listrik PLN telah “salah makan” Bukan tanpa alasan bila PLN terpaksa masih menggunakan BBM untuk mengoperasikan pembangkit listriknya. Pangkalnya tak lain, PLN mengalami kekurangan pasokan gas untuk pembangkit-pembangkit listrik itu. Tak berpangku tangan, PLN terus mengusahakan berbagai cara demi mendapatkan pasokan gas secara maksimal. Dalam satu kesempatan, Direktur Utama PLN Nur Pamudji mengatakan, tambahan pasokan gas sangat berarti bagi PLN sebagai upaya mengatasi ”salah makan” pada pembangkit listrik. Untuk itu, PLN tak kan pernah berhenti berupaya keras mendapatkan pasokan gas. Gayung pun bersambut. Sejak bulan Mei 2012, Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) Jawa Barat yang berkapasitas regasifikasi 500 bbtud memasok gas ke pembangkit listrik Muara Karang, dengan flow rate rata-rata 165 bbtud. FSRU ini dioperasikan PT Nusantara Regas (NR), perusahaan patungan Pertamina dan PGN. Selain ke Muara Karang, FSRU direncanakan memasok juga pembangkit listrik Tanjung Priok. Ini demi terjaminnya kelangsungan, keandalan, fleksibilitas, dan efisiensi operasional kedua pembangkit listrik itu. Pasokan yang sudah terkontrak adalah 11,3 million ton sampai dengan tahun 2022. Adapun pasokan untuk tahun 2013 sebesar 1,25 MTPA atau sama dengan 22 kargo (@

135


125.000 m3 LNG) per tahun. Ini artinya setara dengan 170 bbtud. Sebagaimana tertuang dalam PJBG (Perjanjian Jual Beli Gas) yang ditandatangani Dirut PLN Nur Pamudji dan Direktur Utama NR Hendra Jaya pada 10 Desember 2012, PLN membeli gas dari NR, dimana sumber LNG yang digunakan berasal dari Blok Mahakam (Mahakam PSC) dan/atau LNG dari sumber lain. PLN semakin bisa bernapas lega setelah memperoleh kepastian beberapa Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap (PLTGU)-nya mendapat pasokan gas bukan hanya dari NR. Untuk PLTGU Tambak Lorok, misalnya, PLN mendapat pasokan gas dari lapangan Kepodang yang dikembangkan Petronas Carigali (PC) Muriah Ltd. Sementara PLTGU Sengkang Ekspansi 120 MW (GT22) mendapat pasokan gas dari lapangan Kampung Baru, Blok Sengkang, Kabupaten Wajo, Sulawesi Selatan, yang dikembangkan Energy Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd. (EEES). Ini merupakan anak perusahaan Energy World Corporation Ltd (EWC). Kedua kerja sama itu tertuang dalam PJBG Kepodang yang ditandatangani Nur Pamudji dengan GM PC Muriah Ltd Zainal Anwar Abdullah, dan PJBG lapangan Kampung Baru yang ditandatangani Nur Pamudji dan President Energy Equity Epic (Sengkang) Pty. Ltd Andi Riyanto. Kedua penandatanganan kerja sama itu disaksikan Kepala BP MIGAS R. Priyono. Dengan adanya tambahan pasokan gas itu, Nur Pamudji yakin, tak lama lagi pembangkit listrik di Pulau Jawa tidak akan menggunakan BBM. Pasalnya, seluruh pembangkit listrik di Gresik sudah menggunakan gas, pembangkit berbahan bakar batubara sudah banyak yang beroperasi, pembangkit di Tambak Lorok sedang standby dan sebentar lagi akan mendapat pasokan gas dari lapangan Kepodang. Seperti diketahui, energi primer sebagai penggerak pembangkitan pada masa mendatang terdiri atas air, batubara, gas, BBM, dan energi terbarukan. Karena BBM sifatnya bisa disimpan dalam tangki

136


penimbunan serta harganya mahal, maka PLTD berbahan bakar minyak hanya dipergunakan sebagai penyangga beban puncak. Kecuali tidak ada alternatif lain, maka PLTD digunakan sebagai beban dasar. Di dalam sistem yang terintegrasi, pengoperasian pembangkit dilakukan dengan metode merit order berdasarkan pertimbangan least cost, efisiensi, dan keandalan. Beban dasar adalah air, batubara, panas bumi. Beban menengah (follower) dipikul oleh gas (gas pipa). Beban puncak ditanggung PLTD berbahan bakar HSD/MFO. Dalam rangka penghematan, penggunaan BBM sewaktu beban puncak perlu digantikan oleh gas yang dapat disimpan dalam kondisi storage mini LNG dan CNG. Pembangunan CNG akan dilakukan di lokasi-lokasi yang dekat dengan gas pipa, tetapi pola pasok gas terbatas, terutama pada saat beban puncak. Selain itu, CNG dapat diimplementasikan pula di pembangkitpembangkit yang tidak memiliki infrastruktur jaringan transmisi dan distribusi gas. Di sini, gas pipa dari suatu lokasi ditampung dalam tabung-tabung CNG, kemudian diangkut menggunakan transportasi darat atau laut, selanjutnya dimanfaatkan untuk pembangkit yang tidak memiliki alokasi gas tersebut. Strategi lain PLN adalah membangun mini LNG untuk pembangkit-pembangkit di Indonesia bagian timur. Rencana ini dilaksanakan mulai tahun 2012 dan seterusnya, dengan peta jalan (road map) sebagai berikut :

137


Aktivitas 2012 1. Pembangunan CNG Plant Jakabaring, Palembang Untuk membangun CNG plant Jakabaring, PLN bekerja sama dengan PDPDE, perusahaan daerah milik Pemerintah Provinsi Sumatera Selatan. Dalam implementasinya, CNG plant menyuplai gas untuk PLTG TM 2.500 (3 unit @ 20 MW) yang dioperasikan pada saat beban puncak. PLN menempatkan 3 unit mesin PLTG TM 2.500, serta membangun GI 150 kV dan transmisi 150 kV. Sedangkan PDPDE menyiapkan lahan untuk pembangkit dan GI 150 kV, juga membangun dan memiliki CNG plant. PJBG ditandatangani Dirut PLN dan Dirut PDPDE pada tanggal 29 Februari 2012, dengan target operasi awal tahun 2013.

2. Pembangunan CNG Plant dan Pembangkit Peaker 90 MW Sei Gelam, Jambi Pembangunan CNG plant dan pembangkit peaker 90 MW Sei Gelam dilakukan PLN untuk memenuhi dan mendukung beban puncak sistem kelistrikan Jambi. CNG plant dirancang PLN dan EPC dikerjakan PT Rekayasa Industri sebagai pemenang tender. Sedangkan buat pembangkit peaker 90 MW, EPC tendernya dimenangkan konsorsium PP dengan Wartsila Indonesia. Mesin pembangkit menggunakan 11 unit gas engine, dengan kapasitas @ 9,7 MW per unit. Untuk memenuhi plant, digunakan gas dari TAC Gelam sebesar 5 MMscfd, dimana sebanyak 2,5 MMscfd sudah terkontrak dan tambahan 2,5 MMscfd lagi sedang proses amandemen. Pembangkit peaker 90

138


MW dan CNG plant Sei Gelam direncanakan beroperasi pada kuartal 1-2013.

3. Front End Engineering Design (FEED) CNG Marine Untuk mendorong penerapan teknologi transportasi gas antarpulau (scatter gas transportation), diharapkan ada sebuah model transportasi gas yang bisa memenuhi kebutuhan pembangkit listrik di pulau-pulau yang tidak tersedia gas. Terkait hal itu, telah dilakukan studi kelayakan penerapan CNG marine dan dilanjutkan FEED (Front End Engineering Design) bekerja sama dengan PT RINA Indonesia. CNG marine akan membawa CNG dari CNG plant di Gresik, Jawa Timur, ke Pulau Lombok. Lingkup FEED terdiri atas desain CNG plant di Gresik (mother station), kapal CNG (fleet), dan CNG plant di Lombok (daughter station). CNG plant di Gresik kapasitas sekitar 28 MMscfd digunakan untuk CNG ke

Penandatanganan Kesepakatan FEED CNG Marine.

139


Lombok dan pembangkit peaker di Gresik. Pembangkit peaker di Lombok akan dibangun dengan total kapasitas 90 MW dengan kebutuhan gas sebesar 5 MMscfd.

4. Pembangunan Pembangkit Peaker di Duri, Riau Pembangunan pembangkit peaker di Duri, Riau, bertujuan memenuhi daya listrik saat beban puncak dan memperkuat sistem kelistrikan Riau. Untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit peaker ini digunakan gas dari lapangan Jambi-Merang. Transportasi gas ke Duri bekerja sama dengan PT Transportasi Gas Indonesia (PT TGI). Lingkup pekerjaan transportasi gas dengan PT TGI ini adalah mengirim gas dari lapangan Jambi Merang melalui pipa transmisi PT TGI sampai ke gas station PLTG Duri. Gas station Duri dan pipa lateral diameter 8 inch sepanjang 3,8 km dibangun oleh PLN melalui anak perusahaan PT Indonesia Power.

Penandatanganan Gas Transportation Agreement (GTA) Duri.

140


Pada tahap awal, gas yang disuplai ke Duri sebesar 10 MMscfd. Gas ini cukup untuk membangkitkan PLTG 2 x 20 MW yang sudah siap beroperasi. Tahap selanjutnya, dibangun pembangkit gas engine dual fuel kapasitas total 110 MW di Duri oleh konsorsium PP dengan Wartsila Indonesia. Untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit peaker di Duri, maka pasokan gas ditingkatkan dari 10 MMscfd menjadi 35 MMscfd pada kuartal kedua-2014.

5. Studi Transportasi Gas untuk Pulau Bawean Pulau Bawean adalah satu pulau di Kepulauan Madura yang cukup potensial pertumbuhannya. Sebagai bagian dari kawasan penghasil gas besar di Nusantara, PLN tergerak untuk meningkatkan dan mencukupi kebutuhan listrik di Pulau Bawean dengan membangun pembangkit listrik berbahan bakar gas. Suplai gas ke Pulau Bawean mengandalkan CNG plant di Gresik dan ditransportasikan menggunakan barge ke Pulau Bawean. Pembangunan pembangkit berbahan bakar gas dan pembuatan CNG plant (daughter station) dilakukan PT Pembangkitan Jawa Bali (PJB), dengan target operasi kuartal 1-2013.

6. Pembangunan CNG Plant di Grati Untuk memenuhi kebutuhan beban puncak di sistem kelistrikan Jawa-Bali, dibangun CNG plant kapasitas 15 MMscfd, dengan memanfaatkan gas dari lapangan Oyong dan Wortel (Santos Madura Offshore). Pembangunan CNG plant dilakukan PJB dengan target operasi awal kuartal 3-2013.

141


7. Pembangunan CNG Plant Tambak Lorok PLTG Tambak Lorok saat ini diposisikan standby sampai ada lagi pasokan gas. Untuk menyiapkan pembangkit Tambak Lorok sebagai peaker, pada tahun 2012 dilakukan studi dan FEED (Front End Engineering Design) CNG plant. CNG plant Tambak Lorok dengan kapasitas 20 bbtud mulai dibangun awal tahun 2013 dan ditargetkan selesai akhir 2013. Pada tahun 2013, ada pasokan gas dari lapangan Gundih sebesar 50 bbtud. Sebanyak 20 bbtud akan dikompresi pada CNG plant untuk memenuhi beban puncak dan 30 bbtud guna memenuhi pembangkit beban dasar. CNG plant Tambak Lorok dikerjakan PT Indonesia Power (IP), dengan target operasi akhir tahun 2013. q

Tube skid CNG Grati.

142


Rencana 2013 1. Operasional CNG Jakabaring Volume gas yang disimpan dalam CNG Jakabaring sebesar 3 MMscfd selama 9 tahun masuk pada pertengahan Januari 2013, sehingga berpotensi menghemat pemakaian BBM solar 20.195 kilo liter. Ini ekuivalen dengan USD 19,8 juta atau Rp 192 milyar per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

2. Operasional CNG Grati Volume gas yang disimpan dalam CNG Grati adalah 15 MMscfd selama 7 tahun, dan diperkirakan masuk Juli 2013. Potensi penghematan pemakaian BBM solar akibat pemakaian gas itu sebesar 99.296 kilo liter, atau ekuivalen USD 97,2 juta (Rp 943 milyar) per tahun. Itu dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

3. Operasional CNG Gelam Volume gas yang bisa disimpan dalam CNG Gelam adalah 5 MMscfd selama 7 tahun, dan masuk pada 1 Desember 2013. Alhasil, PLN berpotensi menghemat pemakaian BBM solar 32.373 kilo liter, atau ekuivalen USD 31,7 juta (Rp 307 milyar) per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

143


4. FEED CNG Muara Tawar Adanya perbedaan pemakaian gas pada saat beban puncak dan beban menengah yang harus dipikul pembangkit listrik Muara Tawar memerlukan swing pemakaian gas cukup besar, antara 50-60%. Hal ini sangat memberatkan PGN, karena membuat pipa gas bergetar dan mempengaruhi keandalan pasokan pada pelanggan lain. Kebutuhan gas PLN di luar waktu beban puncak (LWBP) ekuivalen dengan 135 bbtud dan sewaktu beban puncak ekuivalen 210 bbtud. Maka, ekuivalen kebutuhan sebesar 175 bbtud. Oleh karena itu, kala aliran gas pada LWBP 135 bbtud, maka sisa 40 bbtud dimasukkan ke dalam CNG. Karena swing yang diperbolehkan PGN hanya 20%, maka kebutuhan CNG cukup 15 bbtud mengingat kebutuhan gas Muara Tawar pada tahun 2015 dan seterusnya menurun. Jika CNG kapasitas 20 MMscfd yang dibangun di Muara Tawar beroperasi akhir Desember 2013, maka penghematan volume gas yang disimpan dalam CNG sebesar 20 MMscfd selama 7 tahun dengan harga US $ 14/MMBTU itu diperkirakan masuk 1 Desember 2013. Sehingga, berpotensi menghemat pemakaian BBM solar 100.048 kilo liter. Ini ekuivalen USD 98 juta atau Rp 950 milyar per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

5. Operasional CNG Tambak Lorok Sebagian pasokan gas dari lapangan Gundih sejumlah total 50 bbtud akan digunakan untuk beban puncak. Sebanyak 20 bbtud dimanfaatkan menjadi CNG dan sisanya untuk beban dasar/follower. Pembangunan CNG berkapasitas 20 MMscfd di Tambak Lorok yang diperkirakan beroperasi akhir Desember 2013 selama 7 tahun dengan harga USD 11/mmbtu itu berpotensi 144


menghemat pemakaian solar PLN sebesar 122.409 kilo liter. Angka ini ekuivalen USD 119 juta atau Rp 1,16 triliun per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/ USD.

6. Pengadaan CNG Marine Gresik-Lombok Selesai FEED, selanjutnya dilakukan proses pengadaan. Persiapannya berupa market sounding untuk mengetahui potensi peserta pengadaan yang mempunyai kemampuan teknis dan finansial untuk melakukan Engineering, Procurement and Construction (EPC) CNG marine. Market sounding menghasilkan 9 potensi calon peserta pengadaan yang memenuhi syarat untuk mengikuti proses pengadaan CNG marine. Tahap selanjutnya proses Pra Qualification (PQ) dengan mengundang 9 calon peserta pengadaan. Dari 9 calon peserta yang diundang, 7 calon mengikuti tahap PQ, dan 6 calon dinyatakan lolos. Dari 6 peserta yang lolos PQ, 1 peserta menyatakan tidak mengikuti tahap selanjutnya pada bulan November 2012, sehingga tahap penyampaian proposal tahap I diikuti 5 peserta. Sampai batas akhir penyampaian penawaran tahap I tanggal 27 Februari 2013, ternyata hanya diikuti 2 peserta. Dari 2 peserta tersebut penawaran yang sesuai dengan dokumen pengadaan hanya 1 peserta. Berdasarkan hasil evaluasi dan mempertimbangkan unsur kehati-hatian akhirnya diputuskan untuk dilaksanakan pelelangan ulang.

145


7. Pembangunan CNG Tanjung Selor Pelaksanaan pembangunan CNG Tanjung Selor, Kalimantan Utara, bekerja sama dengan PERUSDA NSP Kabupaten Nunukan berdasarkan PJBG yang ditandatangani Dirut PLN dan Dirut Perusda NSP pada akhir Desember 2012. Gas yang akan dimanfaatkan adalah gas dari Blok Simenggaris yang dikelola JOB Pertamina Simenggaris. Dari alokasi PERUSDA NSP sebesar 5 bbtud yang akan digunakan sebagai CNG untuk kelistrikan Tanjung Selor, hanya 3 bbtud yang dipakai PLN dan diharapkan menghasilkan daya listrik 12-15 MW. Target operasi CNG Tanjung Selor bulan November 2013. Sesuai PJBG yang telah ditandatangani, PLN menerima gas di plant gate PLN Tanjung Selor. PERUSDA NSP berkewajiban membangun CNG plant di Simenggaris (mother station), melakukan transportasi CNG dari Simenggaris ke Tanjung Selor, dan membangun CNG plant (daughter station) di Tanjung Selor. Kalau PERUSDA NSP dapat merealisasikan CNG sesuai dengan waktu yang ditetapkan, maka CNG Tanjung Selor merupakan CNG marine pertama di Indonesia. Sesuai hasil kunjungan lapangan PLN ke gas plant Blok Simenggaris pada tanggal 13-14 Maret 2013, terdapat potensi penambahan titik serah di Pulau Mandul, Kecamatan Tana Lia, Kabupaten Tana Tidung, dengan volume 0,5 bbtud. Gas ini bisa memenuhi kebutuhan listrik masyarakat di sekitar well head Blok Simenggaris, yang saat ini masih dilayani menggunakan diesel dengan 6 jam nyala setiap hari.

146


Gas Plant Simenggaris.

8. FEED LNG Plant Simenggaris Gas lapangan Simenggaris yang dikelola Joint Operation Body Pertamina-Medco E & P Simengggaris (JOB PMEPS) awalnya dialokasikan untuk memenuhi kebutuhan kilang methanol Bunyu. Karena kilang methanol Bunyu belum siap, maka alokasi gas dialihkan ke PLN sebesar 25 MMscfd. Gas ini untuk memenuhi kebutuhan di Tanjung Batu-Kutai Kartanegara, Batakan-Balikpapan, dan Likupang-Minahasa. Untuk itu, gas dijadikan LNG dan ditransportasikan menggunakan kapal LNG ke tiga tempat tersebut. Pembuatan LNG plant, transportasi, dan unit regasifikasi di masing-masing lokasi pembangkit dilakukan PT Pertadaya Gas, perusahaan patungan PT Pertamina Gas dengan PT Indonesia Power. Sekarang sedang dilakukan proses FEED (Front End Engineering Design), dan diharapkan gas hasil regasifikasi dapat on-stream pada tahun 2015.

147


9. Pembangunan CNG Duri Pembangunan CNG Duri mulai dilakukan pertengahan tahun 2013 dengan memanfaatkan gas dari Jambi Merang. Pada awal tahun 2013, penyaluran gas ke PLTG Duri menggunakan meter. Sementara orifice yang dipasang PLN sampai meter permanen ultra sonic meter (USM) dilakukan PT Transportasi Gas Indonesia (TGI). Sejak 18 April 2013, gas sudah mulai mengalir untuk digunakan membangkitkan PLTG 2 x 20 MW di Duri. Pemakaian orifice meter hanya dapat dilakukan untuk penyaluran gas sampai dengan 10 MMscfd. Ini cukup untuk memenuhi kebutuhan gas di Duri selama tahun 2013. Kebutuhan gas di Duri akan meningkat mencapai 35 MMscfd pada tahun 2014. CNG plant di Duri menggunakan gas sebesar 5 MMscfd untuk membangkitkan daya listrik peaker 110 MW. Sedangkan gas sebesar 30 MMscfd digunakan sebagai base load dengan kapasitas 120 MW.

10. Pembangunan CNG Bawean Dalam rangka memenuhi pertumbuhan listrik di Pulau Bawean, PLN menugaskan PJB membangun pembangkit listrik berbahan bakar gas sebesar 8 MW untuk memikul beban puncak. Kebutuhan gasnya mencapai 0,5 MMscfd. Pasokan gas untuk pembangkit tersebut menggunakan CNG plant di Gresik. Tapi pada tahap awal sebelum CNG Gresik selesai dibangun, gas CNG disuplai dari CNG plant milik swasta yang ada di Jawa Timur. Pembangunan pembangkit dan CNG plant (daughter station) di Bawean telah dimulai dan diharapkan beroperasi pada kuartal ketiga tahun 2013.

148


11. Rencana Swap Gas untuk Kebutuhan Beban Puncak Muara Tawar Sebagian besar pasokan gas ke pembangkit listrik Muara Tawar dialirkan melalui pipa SSWJ-II (South Sumatera West Java II) milik PGN. Namun keterbatasan fasilitas ORF Muara Bekasi milik PGN menyebabkan penyaluran gas ke Muara Tawar, terutama pada saat beban puncak, terbatas. Oleh karena itu, PGN melakukan peningkatan kemampuan ORF Muara Bekasi. PGN juga merencanakan pembangunan pipa ring line I yang akan menghubungkan Muara Karang dan Muara Tawar. Pembangkitan Muara Tawar sendiri sangat berperan mendukung keandalan sistem kelistrikan Jawa Bali. Pada saat beban puncak, operasional pembangkitan Muara Tawar disokong BBM solar. Estimasi konsumsi BBM selama tahun 2012 sebesar 205 ribu kilo liter yang menghabiskan biaya Rp 1,95 triliun. Untuk menggantikan pemakaian BBM Muara Tawar dan selama belum rampungnya pipa ring line I, maka FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) Jawa Barat dapat dimanfaatkan untuk menambah pasokan ke pembangkit Muara Tawar. Mekanismenya melalui swap antara gas dari FSRU dengan gas pipa dari SSWJ-II. Jumlahnya sampai dengan 70 bbtud untuk operasi pembangkit Muara Tawar selama beban puncak antara pukul 09.00-21.00 wib, atau setara dengan ratarata 35 bbtud. Pelaksanaan swap dapat dimulai pada bulan April 2013, sehingga bisa meningkatkan utilisasi FSRU Jawa Barat dengan tambahan 5 kargo selama tahun 2013. Selanjutnya pada tahun 2014, berpotensi bertambah menjadi 8 kargo. LNG yang dapat dimanfaatkan untuk swap berasal dari LNG Tangguh atau tambahan LNG Bontang. Penambahan gas melalui swap berlangsung hingga selesainya pembangunan ring line pipe PGN dari FSRU ke Muara Tawar pada awal tahun 2015. q 149


Rencana 2014 1. CNG Bangkanai Volume gas yang disimpan dalam CNG Bangkanai adalah 4 MMscfd selama 16 tahun, dan diperkirakan masuk akhir tahun 2014. CNG dibangun Perusda Barito Utara yang dialokasikan SKK MIGAS, sehingga berpotensi menghemat pemakaian BBM solar 26.568 kilo liter atau ekuivalen USD 26 juta (Rp 252 milyar) per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

2. CNG Simpang Tuan Volume gas dalam CNG Simpang Tuan sebesar 2,5 MMscfd selama 6 tahun, dan diperkirakan masuk pada 1 Maret 2014. Ini berpotensi menghemat pemakaian BBM solar 15.301 kilo liter atau ekuivalen USD 15 juta (Rp 145 milyar) per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

3. CNG Marine Transportation Pada tanggal 30 Januari 2012 ditandatangani kontrak pembuatan dokumen CNG marine transportation yang diimplementasikan sebagai pilot project transportasi 20 MMscf CNG dari Gresik ke Lombok. Dokumen selesai Oktober 2012 dan dilelang November 2012 untuk pekerjaan CNG mother station loading dan unloading serta pembuatan vessel / barged yang diperkirakan berlangsung selama 18-24 bulan. Sesuai dengan evaluasi penawaran tahap 1 dan mempertimbangkan unsur 150


kehati-hatian, akhirnya diputuskan untuk dilakukan pelelangan ulang. Marine CNG ke Lombok dengan kapasitas 20 MMscf dapat membangkitkan daya 60 MW untuk operasi peaker selama 5 jam per hari. Dengan asumsi harga gas di Lombok termasuk pengangkutannya sebesar 13 $/mmbtu, maka potensi penghematan yang didapat dalam sebulan sebesar Rp 10,5 milyar.

4. LNG Wasambo Untuk memenuhi kebutuhan pembangkit PLN di Makasar (200 MW-peaker), Bali (250 MW-peaker), dan Kupang-Nusa Tenggara Timur (80 MW-peaker) dengan total kebutuhan awal 45 bbtud, telah ditandatangani HoA antara PLN dengan Energy World Corporation Ltd (EWC) pada bulan Maret 2013. Jangka waktu kerja sama berlangsung selama 20 tahun. Diperkirakan, LNG plant Wasambo dapat beroperasi pertengahan tahun 2014 dengan kapasitas 70 bbtud, atau setara dengan 0,5 MTPA. Dalam kerja sama ini, ruang lingkup EWC meliputi penyediaan gas di well head, proses liquefaction, marine transportation, storage LNG, dan regasifikasi di masing-masing lokasi pembangkit milik PLN. q

151


Rencana 2015 1. CNG Bangkanai Pada tahap II, volume gas yang akan disimpan dalam CNG Bangkanai sebesar 5 MMscfd untuk jangka waktu 16 tahun. Gas diperkirakan masuk 1 Juli 2015. Potensi penghematan pemakaian BBM solar yang bisa didapat sebesar 30.605 kilo liter atau ekuivalen USD 30 juta (Rp 291 milyar) per tahun, dengan asumsi harga 1 liter solar Rp 9.500 dan kurs Rp 9.700/USD.

2. Pipa Gas Transmisi Jawa (Trans-Java) Untuk reliabilitas dan fleksibilitas pasokan gas di semua pembangkit di Pulau Jawa, diperlukan pipa gas Trans-Java yang menghubungkan semua pasokan gas dari Jawa Timur (Grati) hingga Jawa Barat (Muara Tawar). Pipa gas Trans-Java dari Grati ke Muara Tawar akan dibangun Pertagas, sedangkan dari Muara Tawar ke Cilegon dibangun PGN. Pipa gas Trans-Java tidak hanya diperlukan PLN, tapi juga oleh pelanggan lain (industri dan SPBG/Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas sepanjang pantai utara Jawa) Beroperasinya CNG dan mini LNG untuk menggantikan peran PLTD pada waktu beban puncak dapat mengurangi konsumsi HSD/ MFO, sehingga secara signifikan dapat menghemat biaya bahan bakar. Bila ini berlangsung konsisten, tak pelak, suatu hari nanti semua pihak bisa mengucapkan “bye-bye” pada BBM. Selamat tinggal BBM yang berharga mahal! q

152


153


154

BELAJAR DARI KEGAGALAN PASOK GAS OLEH PEMASOK

Gas

8


S

elain merancang berbagai strategi demi mendapatkan pasokan gas yang mencukupi buat keperluan pembangkitpembangkit listrik milik PLN, Divisi Gas dan BBM pun mengambil pelajaran dari sejumlah kegagalan pasok gas. Pasalnya, beberapa pemasok gas gagal memenuhi komitmen pasokan gas seperti yang diperjanjikan dalam PJBG. Sebut saja misalnya : 1. Lapangan Glagah Kambuna-Medan, dengan pemasok PT Pertamina, Salamander. Diperkirakan berhenti sebelum masa kontrak habis. 2. Teluk Lembu-Riau, dengan pemasok PT Kalila (Bentu). Diperkirakan volume pasokan di bawah volume kontrak. 3. Tanjung Batu, dengan pemasok PT Medco. Habis sebelum habis masa kontrak. 4. Tanjung Batu, dengan pemasok PT Pertamina dan TAC EMP Semco. Habis sebelum habis masa kontrak. 5. Pasokan gas untuk pembangkit Talang Duku, dengan pemasok Medco. Habis sebelum habis masa kontrak. 6. Pasokan gas untuk pembangkit di Tarakan-Kalimantan Timur, dengan pemasok Medco. Habis sebelum habis masa kontrak Bila ditelusuri, kegagalan pasok gas oleh pemasok gas terjadi lantaran berbagai sebab. Di antaranya karena kajian konsultan untuk reservoir lebih kecil dibandingkan dengan volume yang dikontrak, sehingga dapat digunakan sebagai alasan reasonable endervourse. Sebagai analisa dapat dilihat pada data di bagian “1” dan “2”, yaitu kandungan reservoir yang dihasilkan Gaffney, Cline & Associates untuk lapangan Glagah Kambuna serta GC & A untuk Tanjung Batu. Saat ini, kontrak masih berjalan hingga tahun 2017, tetapi tidak memasok gas sesuai volume yang diperjanjikan.

157


1. Pasokan Gas di Glagah Kambuna a. Lokasi lapangan Kambuna-Sumatera Utara kontrak PJBG antara PT Pertamina dan PT PLN No. Penjual : 633/ EPOOOO/2009-S0 dan No. Pembeli : 377.PJ/040/DIR/2009 tanggal 24 Juli 2009. b. Kontrak yang berlangsung adalah : • Pada tahun ke-1, volume sebesar 35 mmscfd dengan prediksi 40 mmscfd. • Pada tahun ke-2 sampai ke-4, volume sebesar 28 mmscfd. • Pada tahun ke-5, volume sebesar 22 mmscfd. • Pada tahun ke-6, volume sebesar 17 mmscfd. • Pada tahun ke-7, volume sebesar 13 mmscfd. • Pada tahun ke-8, volume sebesar 10 mmscfd. c. Realisasi pasokan adalah : • Pada tahun 1, volumenya 40 mmscfd. • Pada tahun 2–3, volumenya hanya 28 mmscfd, kemudian turun menjadi 11 mmscfd. • Menginjak tahun 4, volumenya 6 mmscfd. Padahal kontrak seharusnya berlangsung hingga tahun 2017. d. Jika melihat sertifikat pasokan Gaffney, Cline & Associates di bawah ini, maka tampak :

158


Bahwa pada performance category nett low adalah 77.8 Bcf, dan kontrak yang terkontrak adalah 45.6 Bcf. Maka dapat disimpulkan bahwa kekurangan pasokan gas di lapangan Glagah Kambuna terjadi karena reasonable endevourse. Gas ini diperkirakan akan habis pada Juli 2013.

2. Pasokan Gas di Tanjung Batu a. Lokasi lapangan Tanjung Batu kontrak PJBG antara PT Pertamina/TAC Semco dan PT PLN No. Penjual : 1141/ COOOOO/2005-S1 dan No. Pembeli : 1307-1.PJ/040/ DIR/2009 tanggal 30 September 2005. b. Pasokan gas untuk Tanjung Batu terdiri atas Sambutan pada tahun ke-1 hingga tahun ke-11 sebanyak 13.2 bbtud dan akan ditambah dari Semberah pada tahun ke-5 hingga tahun ke-11 sebanyak 10 bbtud. c. Pasokan dari Semberah tidak kunjung tiba karena dijual ke VICO sebanyak 10 mmscfd. Kontrak yang berlangsung adalah : • Pada tahun ke-1 sampai 4, volume sebesar 13.2 bbtud. • Pada tahun ke-5 sampai 11, volume sebesar 24.2 bbtud. d. Realisasi pasokan adalah : • Pada tahun 1 – 2, volumenya 13.2 bbtud. • Pada tahun 3, volumenya 9 bbtud, kemudian turun menjadi 6 mmscfd. • Menginjak tahun 4-5, volumenya 4 bbtud. Diperkirakan tahun 6 dan seterusnya volumenya 2 bbtud. Kontrak seharusnya berakhir tahun 2018. e. Jika melihat sertifikat pasokan GC & A di bawah ini, maka tampak :

159


Bahwa pada P (sambutan) dengan formula 90%*P1+50%*P2+50%*P3 hanya sanggup memasok 10.54 mmscfd, sementara yang terkontrak adalah 13.2 Bcf. Maka dapat disimpulkan bahwa di lapangan Tanjung Batu terjadi percepatan pengambilan gas dan PT Pertamina menawarkan gas melebihi kemampuan sumur. Dari dua kasus di atas, diharapkan SKK Migas dapat lebih teliti terhadap volume gas yang diajukan oleh KKKS, sehingga tidak merugikan PLN yang telah menginvestasikan pembangkit listrik berdasarkan volume yang ditawarkan pemasok gas. q

160

Saatnya Tancap

Gas

9


B

icara gas memang tak akan ada habisnya. Terlebih, Indonesia memiliki sumber gas sedemikian banyak. Hampir seluruh pulau di negeri ini menyimpan cadangan gas dalam perut buminya. PLN pun tak urung melirik sumber energi baru terbarukan ini untuk memutar turbin dan mengoperasikan pembangkit-pembangkit listriknya demi menerangi setiap jengkal tanah Nusantara. Penggunaan gas pada berbagai pembangkit listrik PLN merupakan keniscayaan yang tidak bisa terhindarkan. Pemakaian gas adalah salah satu solusi mengurangi penggunaan BBM yang harganya terus melangit di pasar internasional. Apalagi sumber energi yang tak dapat diperbaharui ini terus berkurang cadangannya. Sementara gas memiliki tingkat efisiensi tinggi dalam menggerakkan pembangkit untuk menghasilkan listrik. Maka bisa dimaklumi bila PLN terus berusaha mengubah seluruh pembangkit listriknya di Indonesia dari BBM ke energi baru terbarukan semacam gas, air, surya, angin, dan panas bumi. Alhasil, dari tahun ke tahun jatah minyak untuk pembangkit terus dikurangi, sampai pada akhirnya kelak pembangkit-pembangkit listrik PLN bersih dari minyak. Pada tahun 2013, PLN menargetkan hanya 10% pembangkit yang menggunakan minyak. Tahun 2014, angka itu kian menukik turun, tinggal 7%. Tentu saja, komitmen itu dibarengi berbagai upaya keras mencari sumber-sumber gas untuk memenuhi kebutuhan operasional pembangkit listrik PLN di berbagai daerah. Adalah sesuatu hal yang mustahil jika jatah minyak dikurangi, sementara usaha pencarian sumber-sumber gas tak juga beranjak maju. Oleh sebab itu, Divisi Gas dan BBM PLN mengemban tugas lumayan berat buat terus mencari pelbagai sumber gas di pelosok negeri. Caranya, menjalin kerja sama intens dengan BUMN, lembaga pemerintah, dan industri swasta yang menggeluti ranah gas. Dan, usaha keras itu berbuah manis. PLN mendapatkan pasokan gas dari

163


berbagai pihak. Jumlah dan sumber pasokannya meningkat dari tahun ke tahun. Memang tak bisa dimungkiri, pasokan gas dari bermacam sumber itu belum cukup untuk memenuhi kebutuhan pembangkit PLN di seluruh Indonesia yang terus berkembang seiring pertumbuhan jumlah pelanggan. Sehingga, masih terbilang banyak pembangkit PLN yang “tetap haus mereguk BBM”. Kendati tentu saja, jumlah pembangkit model begini tak sebanyak dahulu. Di Pulau Jawa misalnya, semua pembangkit telah dikonversi menjadi PLTG dual firing, memakai dua bahan bakar, gas atau minyak. Ini untuk mengantisipasi situasi darurat jika pasokan gas kurang, maka minyak akan berperan menutupinya. Sementara di luar Pulau Jawa, pembangkit seperti itu baru berjumlah 30% saja. Dengan kata lain, pembangkit listrik tenaga diesel berbahan bakar solar masih banyak bertebaran di luar Jawa. Rencana PLN mengikis pembangkit listriknya dari ketergantungan pada BBM jelas bukan keinginan muluk-muluk. Solusi-solusi nyata telah dicanangkan, di antaranya pembangunan CNG dan mini LNG di sejumlah daerah penghasil gas dan tempattempat yang pembangkit listriknya membutuhkan pasokan gas. Ini tak lain agar gas bisa digunakan maksimal saat beban puncak atau kala membutuhkan pasokan lebih. Di samping itu, PLN melalui Divisi Gas dan BBM menetapkan peta jalan (road map) untuk memenuhi kebutuhan gas pembangkit listrik miliknya yang tersebar di seluruh Indonesia. Semua langkah nyata itu ditempuh demi mewujudkan PLN dan pembangkit-pembangkit listriknya terbebas dari belenggu tingginya harga BBM. q

164


Tim Divisi Gas dan BBM M. Suryadi Mardjoeki Hoedy Pramono M. Moeladi Makmur Subagio Chairani Rachmatullah Josua Simanungkalit Solikin Sri Mumpuni Catur Prasetyo Utomo Dian HL Lande Nita Kusumaningtyas M. Arief Nugroho Wiwik Kurnia Mohamad Faradhy Viva Krisnamurti Purnama

165

TRENGGINAS Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

Recommend Documents