trengginas berburu gas pln 2013 lively rush of gas

Upload: mmissuari

Post on 04-Nov-2015

114 views

Category:

Documents


4 download

DESCRIPTION

Gas

TRANSCRIPT

  • TRENGGINASberburu

    GAS

    Divisi Gas dan BBMDirektorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer

    PT PLN (Persero)

  • Divisi Gas dan BBMDirektorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer

    PT PLN (Persero)

    TRENGGINASberburu

    GAS

  • Diterbitkan oleh :Divisi Gas dan BBM DirektoratPengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)

    JL. Trunojoyo Blok M I / 135Kebayoran Baru, Jakarta 12160, IndonesiaTelp : 021 - 7261122Website : www.pln.co.id

    Penyusun : Tim Divisi Gas dan BBMSumber Foto : Dari berbagai sumber

    Cetakan Pertama : Juni 201314 x 21 cm166 halaman

    Konsultan Media :Dinamika Komunikawww.dinamikakomunika.com

    Divisi Gas dan BBMDirektorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer

    PT PLN (Persero)

    TRENGGINASberburu

    GAS

  • 5Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    PRAKATATrengginas 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

  • 6Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 7Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

    SambutanDirektur(Pengadaan Strategisdan Energi Primer)

  • 8Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 9Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 RiawanDirektur (Pengadaan Strategis dan Energi Primer)

  • 10

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

  • 11

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

    SambutanDirektur Utama PLN

  • 12

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 PamudjiDirektur Utama

  • 13

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Daftar IsiPrakata

    Daftar Isi

    Bab I Mencari Gas Tanpa Batas ............................... Divisi Pemburu Gas ....................................................... Solusi untuk Memenuhi ................................................

    Bab IIMendulang Gas di Pulau Andalas .....................

    Provinsi Aceh .................................................................... Revitalisasi Arun ............................................................

    Provinsi Sumatera Utara ............................................... Gas Lapangan Pangkalan Susu ......................................

    Provinsi Riau .................................................................... Gas Lapangan Blok Bentu dan Korinci Baru ...................... Gas Lapangan Rawa Minyak .........................................

    Provinsi Kepulauan Riau ............................................... Gas Lapangan Gajah Baru ............................................

    192529

    33

    3637

    4042

    434346

    4747

  • 14

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

    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) ...........................................................................

    Bab IIIJaga Nyala Pulau Jawa ..........................................

    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 ......

    50505151535656

    5757585859606162

    63

    65

    6868727374

    7576

  • 15

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

    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 IVPerangi Padam di Borneo ....................................

    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) .....

    7777797981

    8283848586868687888889

    91

    95

    95

    97

    9999

  • 16

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 ...............................

    Provinsi Kalimantan Tengah ........................................ Pasokan Gas dari Lapangan Bangkanai ...............................

    Potensi Gas ........................................................................ Potensi Gas Lapangan South Sebuku ............................... Potensi Gas Lapangan Bangkudulis ............................... Potensi Gas Lapangan South Kecapi-1 ............................... Potensi Gas CBM Sangatta ............................................

    Bab VAsa di Timur Indonesia .........................................

    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 ................

    100

    100102103104

    106106

    108108108110111

    113

    117117118118119121122122

  • 17

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Bab VI Masih Soal BBM ........................................................

    Bab VII Kelak, Bye-Bye BBM ...........................................

    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 ........................

    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 ..................................................................

    123

    133

    138138

    138139140141141142

    143143143143144144145146147148148

    149

  • 18

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

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

    Bab VIIIBelajar Dari Kegagalan Pasok Gas oleh Pemasok Gas ................................................................

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

    Bab IXSaatnya Tancap Gas .................................................

    150150150150151

    152152152

    155

    158159

    161

  • MencariGas

    Tanpa Batas

    1

  • 21

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Harga 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

    Harga2.000

    2003

    1,650

    1,6502,745

    5,3586,089

    8,909

    5,329

    6,708

    8,925

    9,76510,039

    20072005 2009 20122004 2008 20112006 2010 2013

    10.000

    6.000

    4.000

    12.000

    8.000

    Rup

    iah

    / Lite

    r

  • 22

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

    mm

    sfc

    Baseloader Load Follower Peaker

    TIPE POLA BEBAN

    0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

    200180160140120100806040200

  • 23

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

    100%

    28.7% 22.7%20.6% 23.1%

    14.9%

    10.5%

    22.4% 20.8%23.3%

    50.6%40.9% 44.1%

    7.3%4.9%

    22.0%

    43.1%41.2%

    16.9%

    5.6%7.7%

    6.8%6.5%4.7%

    5.1%5.6%

    BBM

    AIRPANAS BUMIGASBATUBARA

    Pro

    sent

    ase

    Tahun

    Fuel Mix PLN + IPP

    60%

    20%

    80%

    40%

    0%2008 2009 2010 2011 2012

    90%

    50%

    10%

    70%

    30%

    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

  • 24

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 tahuntahun 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.

  • 25

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

    Divisi Pemburu Gas

    PLTGU Priok.

  • 26

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 27

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

    CNG Jakabaring.

  • 28

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 29

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

    Solusi untukMemenuhi

  • 30

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

    1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

    SOLUSI PEMENUHAN BEBAN PUNCAK

    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

  • 31

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 32

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Tube Skid CNG Jakabaring.

    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

  • Mendulang Gas

    di Pulau Andalas

    2

  • 35

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Berupaya 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.

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

    Pulau Sumatera terdapat beberapa lokasi pemanfaatan CNG dan LNG.

    PLTG Panaran

    PLTGU Belawan

    PLTMG Rengat

    PLTGTeluk Lembu

    PLTMG Dun(+CNG Plant)

    PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant)CNG Jakabaring

    PLTG Inderalaya

    PLTG Borang

    PLTG Talang Duku

    PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant)

  • 36

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Provinsi AcehDi 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.

  • 37

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Lapangan gas Arun Aceh.

    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 ArunSelain 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.

  • 38

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    LNG Tangguh.

    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

  • 39

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 40

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

    Provinsi

    SumateraUtara

  • 41

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 42

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Gas Lapangan Pangkalan SusuTidak 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

  • 43

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Provinsi Riau1. 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.

  • 44

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

    PLTMG di Riau.

  • 45

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Sudut lain PLTMG di Riau.

    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.

  • 46

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 MinyakGuna 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

  • 47

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

    Provinsi

    Kepulauan Riau

    PLTMG Panaran Batam.

  • 48

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 rata-rata 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.

  • 49

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 50

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    1. Gas dari IDLPPertumbuhan 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 Natuna-Singapura di Pulau Pemping (sepanjang 300 m). Dengan koneksi ini, diharapkan gas dari Natuna dan Sumatera dapat saling mengisi,

    Provinsi Jambi

  • 51

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

    2. Gas Lapangan JabungLapangan 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 Pertamina-Talisman 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

  • 52

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 53

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 GelamDi 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

  • 54

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 55

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 56

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 SengetiSemula, 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

  • 57

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    1. Gas Lapangan Blok CorridorGas 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.

    Provinsi

    Sumatera Selatan

  • 58

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    2. Gas dari PGNHingga 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 InderalayaMedco 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

  • 59

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 BorangSesuai 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.

  • 60

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 KeramasanMedco 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

    PeresmianPLTMG Merah MaTa.

  • 61

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 vo-lume 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.

    MoU Proyek keramasan

    PLN dan Marubeni.

  • 62

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 KeramasanSelain 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.

  • 63

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    8. Gas dari PDPDEUntuk 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.

  • 64

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • Jaga Nyala Pulau

    Jawa

    3

  • 67

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

    Dibanding 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.

    PLTGUCilegon PLTGU Tj Priok

    PLTGU Muara Karang

    PLTG Tambak Lorok

    PLTGU GresikPLTGU Grati

    PLTS Pesanggeran

    PLTGU Muara Tawar

  • 68

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Provinsi

    Jawa Barat

    Skema pipa SSWJ I dan SSWJ II (Sumber : PGN).

    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

    Offtake StationSBU Distric AreaExisting Main Distribution PipelineUnder Development Main Distribution PipelineConstructed in 2007 (Under Tender Process)SSWJ Transmition Pipeline

    Palembang

    SSWJ IISSWJ I

    Banten

    Bogor

    Bekasi Karawang

    Cirebon

  • 69

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 70

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 71

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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).

  • 72

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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,

  • 73

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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.

  • 74

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 BaratFasilitas 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.

  • 75

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 CNOOCSelain 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.

  • 76

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    6. Lapangan Daerah Operasi Hulu

    Jawa Bagian BaratUntuk 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

  • 77

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Provinsi

    Jawa Tengah1. 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.

  • 78

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    112

    00E

    114

    00

    E

    116

    00

    E

    600

    E

    800

    E

    010

    50

    1

    00K

    m.

    LEG

    END

    :SU

    PPLY

    : PI

    PELI

    NES

    EX

    ISTI

    NG

    PLA

    NN

    ED

    GA

    SFI

    ELD

    DU

    AL

    OIL

    / G

    AS

    GA

    S

    CO

    AL

    CE

    ME

    NT

    PLA

    NT

    PE

    TRO

    CH

    EM

    ICA

    L

    DEM

    AN

    D:

    C

    N

    Kar

    imun

    jaw

    a Is

    land

    TAJU

    NG

    JATI

    - B

    2x60

    0 M

    W C

    OA

    L

    Sem

    aran

    g

    Jepa

    ra

    Rem

    bang

    100

    km

    150

    km

    MAD

    URA

    Bali

    Ung

    aran

    Kria

    n

    Sura

    baya

    Lam

    onga

    n

    GR

    ATI (

    PLN

    )34

    2 M

    W G

    AS

    527

    MW

    DIE

    SEL/

    GA

    S

    Baw

    ean

    Isla

    nd

    Kan

    gean

    Isla

    nd

    MU

    RIA

    H P

    SC.

    J

    A

    V

    A

    KEP

    OD

    AN

    G

    Tuba

    nC

    TAM

    BA

    KLO

    RO

    K (P

    LN)

    300

    MW

    FU

    EL O

    IL10

    00 M

    W G

    AS

    / DIE

    SEL

    GR

    ESIK

    (PLN

    )32

    x100

    MW

    FU

    EL O

    IL2x

    100

    MW

    FU

    EL O

    IL /

    GA

    S2x

    526

    MW

    DIE

    SEL

    / GA

    S1x

    526

    MW

    GA

    S

    PGN

    Sur

    abay

    aPi

    pe li

    ne S

    yste

    m

    PAIT

    ON

    ( PL

    N)

    2x40

    0 M

    W C

    OA

    LPA

    ITO

    N (

    IPP)

    2x61

    5 M

    W C

    OA

    L2x

    600

    MW

    CO

    AL

    Lok

    asi G

    as L

    apan

    gan

    Kep

    odan

    g B

    lok

    Mu

    riah

  • 79

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 TengahSesuai 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.

  • 80

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

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

    Ground breaking pipanisasi pasokan gas PLTU Tambak Lorok.

  • 81

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    4. Gas Lapangan GundihGuna 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.

  • 82

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    Provinsi

    Jawa TimurBeralih 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.

  • 83

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 OyongPLTGU 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.

  • 84

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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

  • 85

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    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 KodecoSementara 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.

    PLTGU Gresik.

  • 86

    Divisi Gas dan BBM PT PLN (Persero)

    4. Gas dari Media Karya SentosaPembangkit 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.