Gas bumi memiliki peranan penting bagi penyediaan bahan bakar
dan bahan baku dalam berbagai aktivitas produksi. Dengan kandungan gas metan
sebagai komposisi utamanya, gas bumi memiliki nilai kalori yang tinggi melebihi
batubara, minyak mentah, arang serta kayu serta hampir menyamai nilai kalori
yang dimiliki oleh bensin. Memiliki densitas
yang rendah, gas bumi akan memerlukan volume yang besar baik dalam penyimpanan
maupun pengangkutan. Ditinjau dari pengangkutan gas bumi dapat didistribusikan
melalui pemipaan dan pengapalan. Pemilihan metode pengangkutan dan
pendistribusian yang tepat akan menentukan tingkat efisiensi dan tingkat
ekonomi penjualan gas bumi kepada konsumen.
Tercatat proyeksi penyediaan energi hingga tahun 2020 masih
akan sangat bergantung pada penyediaan energi fosil yakni minyak bumi, batubara
dan gas. Energi primer berupa gas dan batubara berpotensial untuk digunakan
sebagai bahan bakar dengan dilakukan purifikasi dan recovery untuk mendapatkan
kualitas bahan bakar yang maksimal, Proses yang berkembang hingga saat ini
yaitu melakukan proses gasifikas pada
batubara serta reformasi syngas menghasilkan senyawa utama berupa Hidrogen,
Nantinya prospek pemanfaatan Hidrogen akan lebih luas jika diperuntukkan
sebagai bahan baku pembuatan Metanol, DME, Urea, serta digunakan dibeberapa
produksi kilang dan industri baik sebagai oksidator, reduktor dan reaksi cracking,
Penggunaan bahan bakar fosil baik batubara dan gas kian
meningkat seiring dengan menipisnya cadangan minyak serta menurunnya eksplorasi
minyak Indonesia, Walaupun diprediksi cadangan batubara dan gas masih lebih
lama tersedia, namun kenyataannya Indonesia terancam akan kekurangan penyediaan
gas khususnya untuk pembangkit berbahan bakar gas, Salah satu upaya yang
ditempuh diantaranya dengan merencanakan pendirian FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dibeberapa wilayah jawa
(Cilegon, Tambak Lorok, Gresik), dan Sumatera (Asahan) yang akan rampung di
tahun 2011 ini, Selain itu pemerintah juga merencanakan akan mendirikan FSRU di
wilayah Kalimantan (Balikpapan, Samarinda) serta di wilayah Bali dan Papua,
Kontradiktif memang melihat kenyataan Indonesia pernah memiliki
Industri LNG terbesar di dunia (PT, Badak LNG), namun justru mengimpor LNG dari
luar, Jika dilihat dari sumber daya gas yang tersedia, Indonesia memiliki
cadangan gas tertinggi di area Natuna (51,46 TSCF) , Tangguh (24,32 TSCF),
Bontang (19,76 TSCF), Sumatera Selatan (16,11 TSCF), Sumatera tengah (10,35 TSCF),
Donggi Senoro (2,80 TSCF) dan Sangatta (TSCF) serta dibeberapa wilayah
Indonesia lainnya, Akan tetapi kenyataannya hingga saat ini wilayah eksplorasi
dan produksi LNG hanya terdapat di Bontang (Kalimantan), Arun (Aceh) dan
Tangguh (Papua), ditambah lagi dengan proyek pembangunan LNG Donggi Senoro
(Sulawesi) yang direncanakan akan selesai tahun 2015 setelah 7 tahun kontruksi
(Sumber : Statistik Gas 2010 ESDM), Padahal dibeberapa wilayah
sumatera justru masih sangat melimpah sumber daya nya dan jauh diatas nilai
sumber daya LNG yang tengah di eksplorasi hingga saat ini, namun terkait dari
pertimbangan ekonomis biaya investasi kontruksi menjadi lebih mahal
dibandingkan dengan biaya impor ditambah lagi dengan biaya distribusi yang
tinggi (sekitar 25 % dari total capital cost) dan loading cost sebesar 25 %,
Sampai saat ini Indonesia termasuk negara yang memiliki produksi gas tertinggi didunia
(TCF), Beberapa negara pemproduksi gas terbesar di dunia diantaranya :
1.
Russian
Federation 21,03
2.
USA 19,05
3.
Canada 6,63
4.
United
Kingdom 3,61
5.
Algeria 2,80
6.
Netherlands 2,66
7.
Iran 2,65
8.
Indonesia 2,48
Sedangkan
negara-negara yang memiliki cadangan gas terbesar didunia diantaranya ( TCF)
1. Russian Federation 1748
2. USA 1475
3. Iran
742
4. Qatar 245
5. Abu
Dhabi
188
6. Saudi
Arabia 185
7. Venezuela 140
8. Algeria 128
9. Turkmenistan
100
10. Kazakhstan 83
11. Canada 67
12. Uzbekistan 60
Secara teoritis distribusi gas dapat dilakukan dengan
menggunakan piping dan pengapalan. Distribusi piping umumnya diprioritaskan dilakukan
diwilayah onshore dimana jika diterapkan diwilayah offshore akan lebih sulit
baik dari segi biaya maupun maintenance. Rencana impor melalui FSRU yang akan
diterapkan dipertimbangkan berdasarkan jarak tempuh distribusi serta menjaga
kondisi yang tepat sehingga gas alam yang diimporkan tepat sasaran sesuai
dengan kuota jual beli yang telah ditetapkan.
Distribusi pemipaan umumnya dilakukan untuk rentang jarak
tempuh dibawah 1000 mile. sedangkan untuk LNG dan CNG dilakukan untuk jarak
tempuh > 1000 mile. Sumber gas alam yang akan diimpor di Indonesia diimpor
dalam bentuk LNG dengan pertimbangan jarak tempuh dan kondisi yang sesuai. Dari
segi keekonomian dan penentuan harga jual gas. tahapan distribusi LNG akan ekonomis jika dilakukan
pada jarak tempuh > 5000 mile. dengan kondisi operasi pengapalan yang dijaga
pada temperatur -260oF dan tekanan atmosferik. Sedangkan untuk CNG akan lebih
ekonomis jika dilakukan pada jarak
tempuh < 2500 mile dengan kondisi temperatur -40oF dan tekanan 1500 – 2500
psi. Perbandingan harga distribusi gas melalui LPG dan CNG ditampilkan dalam
tabel dibawah ini.
Tabel 1. Perbandingan
harga gas terhadap jarak tempuh pengapalan LNG dan CNG
|
Jarak tempuh (miles)
|
LNG ($/MMBTU)
|
CNG (Kasus 1)
($/MMBTU)
|
CNG (Kasus II)
($/MMBTU)
|
|
500
|
3.55
|
2.72
|
2.72
|
|
1000
|
3.65
|
2.74-2.84
|
2.82-2.90
|
|
1500
|
3.75
|
3.06-3.10
|
3.15-3.26
|
|
2000
|
3.85
|
3.30-3.37
|
3.11-3.62
|
|
2500
|
3.95
|
3.44-3.90
|
3.50-3.98
|
|
3500
|
4.25
|
4.08-4.43
|
3.98-4.34
|
|
5000
|
4.65
|
4.84-5.49
|
4.70-5.43
|
Kasus 1 : Volume transportasi = 3.5´106
ft3
Kasus 2 : Volume transportasi = 5.0´106 ft3
Asumsi harga gas : $0.75/MMBTU. Liquifaksi: $1.0MMBTU.
Regasifikasi: $0.4/MMBTU
Pemerintah yang akan mulai mengimpor LNG di tahun 2012 nanti
dari beberapa negara pengekspor gas seperti qatar dan Australia . Jarak yang
ditempuh kapal kargo LNG dari negara tujuan impor serta beberapa kemungkinan
impor dari negara pengekspor LNG lain disajikan dibawah ini :
Gambar 1. Jarak tempuh
Qatar - Indonesia
Gambar 2. Jarak tempuh Australia-
Indonesia
Sumber : www.distancefromto.net
Beberapa referensi negara lain yang berkemungkinan menjadi
negara sumber impor LNG.
Tabel 2. Jarak tempuh
negara pengimpor LNG terhadap Indonesia
|
Rute
Impor LNG
|
Jarak
Tempuh (mile)
|
Keterangan
|
|
Qatar - Indonesia
|
4559.76
|
Prioritas LNG
|
|
Australia – Indonesia
|
2876.16
|
Prioritas LPG
|
|
Rusia – Indonesia
|
4334.22
|
Prioritas LNG
|
|
USA – Indonesia
|
9307.25
|
Prioritas LNG
|
|
Kanada - Indonesia
|
8016.16
|
Prioritas LNG
|
|
Inggris- Indonesia
|
7300.27
|
Prioritas LNG
|
|
Algeria- Indonesia
|
7603.77
|
Prioritas LNG
|
|
Iran - Indonesia
|
4544.03
|
Prioritas LNG
|
Sumber : www.distancefromto.net
Kesimpulan
keekonomian impor gas dari beberapa negara akan efektif jika
dilakukan pengapalan gas dalam bentuk LNG khususnya untuk negara-negara di dari
timur tengah seperti Qatar dan Iran. Sedangkan untuk wilayah Australia akan
lebih ekonomis jika dilakukan distribusi impor gas dalam bentuk CNG. Pengapalan
LNG dan CNG akan lebih menguntungkan jika ditunjang oleh posisi negara-negara
yang mengeksop dipesisir pantai dimana pada kondisi tersebut biaya instalasi
distribusi pemipaan akan minimal tanpa diperlukan distribusi gas melalui darat
lagi baik melalui pemipaan ataupun pengangkutan .
Referensi
Despande, asim
dan Economides, Michael J. CNG: A
Competitive Technology to LNG for the Transport of Natural Gas. USA
ESDM. 2010.
Statistik Gas Bumi
Tidak ada komentar:
Posting Komentar