Liquefied Natural Gas ( LNG )

Pengertian LNG

Oleh:  Eko Setiadi – Alumni ITS

Singkatan LNG berasal dari istilah bahasa inggris, Liquefied Natural Gas ( predominantly methane, CH₄, with some mixture of ethane C₂H₆) , dalam bahasa indonesia berarti Gas Alam Cair. LNG adalah gas alam yang telah diubah menjadi cairan. Hal ini dilakukan untuk menghemat ruang, karena 610 kaki kubik gas alam dapat diubah menjadi 1 kaki kubik LNG. Mengkonversi gas alam menjadi LNG membuat kita lebih mudah untuk menyimpan dan lebih mudah untuk mengangkut disaat jaringan pipa tidak tersedia.

Proses pendinginan (refrigeration process) digunakan untuk mengkondensasi gas alam menjadi LNG dengan pendinginan sampai minus 260 derajat Fahrenheit. Proses pendinginan ini biasanya disertai dengan proses menghilangkan air, karbondioksida, hidrogen sulfida dan bahan/unsur pengotor lainnya.

Tangki Penyimpanan Gas Alam Cair (LNG)

Untuk mempertahankan suhu rendah selama penyimpanan dan transportasi, LNG harus ditempatkan ke dalam tangki kriogenik (cryogenic tanks). Tangki Kriogenik ini merupakan tangki penyimpanan gas yang besar yang terisolasi dan dilengkapi dengan unit pendingin.

Ketika pengiriman LNG mencapai tujuan atau bila LNG sedang dikeluarkan dari penyimpanan, maka LNG wajib di regasifikasi. Tujuan proses regasifikasi adalah untuk memanaskan LNG, sehingga memungkinkan LNG akan menguap kembali menjadi gas alam. Regasifikasi biasanya dilakukan di fasilitas di mana gas dapat ditempatkan ke dalam penyimpanan atau langsung ke pipa untuk transportasi.

Proses Pencairan Gas Alam

Ada dua jenis terminal LNG, yaitu terminal yang mengubah gas alam menjadi LNG dan terminal LNG yang mengkonversi kembali menjadi gas alam. Masimg-masing disebut sebagai terminal pencairan dan terminal regasifikasi. Terminal pencairan berada pada sisi transaksi ekspor dan terminal regasifikasi berada pada sisi transaksi impor.

Terminal pencairan umumnya menerima gas alam melalui jaringan pipa dari lapangan. Sebelum itu cair gas harus dibersihkan dari air, karbondioksida, hidrogen sulfida dan kotoran lainnya yang mungkin membeku dan menjadi korosif atau mengganggu proses pencairan. Setelah itu baru cairan LNG dikirim melalui pipa ke kapal pembawa LNG atau ke penyimpanan untuk menunggu transportasi.

Terminal regasifikasi menerima gas alam biasanya dengan kapal dari lokasi lain. Di terminal regasifikasi, LNG mungkin disimpan sementara atau dikirim langsung ke pabrik regasifikasi. Setelah regasifikasi, LNG dikirim oleh pipa untuk didistribusi atau ditempatkan di penyimpanan sementara sampai dibutuhkan.

 Opsi Skema Hulu-Hilir LNG

Pada awalnya, pola komersial bisnis LNG berdasarkan kepemilikan dan pengelolaan mata rantai LNG di Indonesia menganut pola terintegrasi. Pemilik/pengelola sumber gas, operator kilang LNG sampai transportasi dilakukan oleh pihak yang sama. Sesuai dengan UU Migas no.8/1971, Pertamina sebagai pemimpin untuk melaksanakan bisnis LNG yang diproduksi di kilang LNG Badak dan Arun. Kegiatan operasional kilang dilaksanakan oleh operator kilang, yakni PT Badak dan PT Arun. Kedua perusahaan nirlaba ini dibentuk dengan saham mayoritas dimiliki Pertamina, dan sebagian lainya dimiliki oleh KKKS sebagai operator wilayah kerja yang memasok produksi gasnya ke kilang LNG.

Pengembangan kilang LNG Bontang menggunakan skema hulu yang terintegrasi dengan pengembangan gas Blok Mahakam dan Blok Sanga-Sanga. Skema hulu tersebut mengintegrasikan investasi pembangunan kilang LNG dengan kegiatan pemboran dan pembangunan fasilitas produksi di bagian hulu. Dengan integrasi tersebut, maka bisnis LNG mulai dari produksi gas sampai pemasarannya dilakukan secara efisien, karena tidak ada keuntungan komersial yang dihasilkan dari kegiatan operasional setiap mata rantainya.

Konsekuensi menggunakan skema hulu adalah negara membiayai dan mengganti biaya-biaya yang dikeluarkan, mulai tahap engineering, konstruksi hingga operasional melalui mekanisme cost recovery. Semakin tinggi cost recovery yang dikeluarkan, maka pendapatan negara semakin berkurang.

Dengan berlakunya UU Migas no.22/2001, bisnis migas dipisahkan antara skema hulu dan hilir. Namun baru di tahun 2009, pemerintah mulai mendorong perubahan skema ini untuk proyek-proyek migas. Contohnya, untuk kegiatan pengiriman dan pengangkutan gas yang semula merupakan kegiatan hulu, kini dialihkan menjadi kegiatan hilir. Demikian pula dengan pembangunan terminal LNG yang sebelumnya dimasukkan dalam cost recovery karena merupakan bagian kegiatan hulu migas (upstream), kini menjadi bagian dari hilir migas atau downstream.

Mekanisme cost recovery hanya diberlakukan untuk kegiatan upstream. Selain menekan cost recovery, pengalihan kegiatan hulu menjadi hilir juga bertujuan untuk mengembangkan bisnis hilir migas. Hal ini merupakan paradigma baru industri migas yang selama ini lebih didominasi sektor hulu. Sebagai contoh, kilang Donggi Senoro LNG yang mulai beroperasi sejak Agustus 2015 lalu, adalah proyek kilang LNG pertama di Indonesia yang menggunakan skema hilir.

Dengan skema hilir, biaya pembangunan, pengembangan dan operasional kilang LNG, sekaligus risiko investasi ditanggung oleh operator kilang selaku pengelola. Pemerintah tidak perlu menanggung dan mengembalikan biaya investasi serta biaya operasional kilang melalui mekanisme cost recovery. Cost recovery di industri migas dipahami sebagai pengembalian biaya yang dipergunakan kontraktor untuk operasi di industri perminyakan. Bukankah dalam model bisnis LNG, yang menjadi concern utama investor dan offtaker adalah jaminan atas keberlanjutan pasokan LNG, selain tentunya layak secara keekonomian dan adanya kepastian investasi.

Sebagai gambaran, nilai investasi pembangunan kilang DSLNG sebesar 2,8 milyar USD dengan kapasitas 2,1 juta ton per tahun (MTPA). Sedangkan FLNG Petronas, yang pertama di dunia dan baru saja diluncurkan, berkapasitas produksi 1,2 juta ton per tahun dengan biaya investasi sebesar 800 juta USD juga menggunakan skema hilir.

Opsi atas skema hulu atau hilir pembangunan LNG dan kajian kelebihan-kekurangan masing-masing skema tersebut beserta dampaknya terhadap potensi penerimaan negara, hendaknya menjadi substansi evaluasi terhadap skenario pengembangan blok Masela. Apabila orientasinya adalah optimalisasi penerimaan negara, dengan efisiensi cost recovery, maka pilihannya adalah pengembangan proyek LNG on shore dengan skema hilir.

LNG Plant : Natuna ( program ), Bontang, Donggi-Senoro, Tangguh, Masela.

Saat ini, Pertamina dalam  proses membangun lima terminal dan regasifikasi LNG di pulau Jawa, Bali dan Sulawesi. Empat terminal dan regasifikasi LNG berada di darat, berlokasi di Bojonegara Banten, Porong, Benoa Bali dan Makassar. Satu unit FSRU berlokasi di Cilacap.

Setelah meng-identifikasi lokasi potensi cadangan gas dan peningkatan kebutuhan domestik, maka tantangan bisnis LNG ke depan adalah koordinasi antara strategi pengembangan kapasitas LNG, optimasi pendapatan negara melalui harga jual LNG, dan ketersediaan infrastuktur gas/LNG.  Beberapa strategi pengembangan kapasitas produksi LNG dalam kaitannya dengan upaya pemenuhan kebutuhan domestik, antara lain: optimalisasi utilisasi kilang eksisting, pembangunan kilang LNG baru dengan strategi LNG base load mendekat dengan sumber cadangan gas, monetisasi potensi sumber gas volume kecil dan kawasan remote melalui kilang LNG skala mini dan sedang, dan pengembangan infrastruktur domestik.

Dalam konteks Masela, pemerintah hendaknya mengalokasikan produksi LNG Masela untuk penyerapan gas domestik, sebagai prioritas. Apabila serapan gas domestik sudah terpenuhi, barulah dialokasikan untuk eksport. Hal ini sejalan dengan peraturan menteri ESDM no. 37 tahun 2015 tentang alokasi, pemanfaatan dan harga gas bumi yang memproritaskan pada penyediaan gas bumi untuk domestik, baik untuk transportasi, pelanggan kecil, industri pupuk- petrokimia dan penyediaan tenaga listrik. Kebijakan ini juga memprioritaskan BUMN yang mendapatkan penugasan penyediaan dan pendistribusian gas bumi sekaligus menggandeng BUMD di daerah penghasil migas. Pertamina sebagai BUMN migas tentunya dapat turut berperan  mengelola blok Masela ini, selain Inpex-Shell sebagai operator.

Mendorong Multiplier Effect dan Added Value Creation

Selain wacana penerimaan negara, yang selalu dibahas dalam pelaksanaan proyek berskala besar adalah seberapa besar proyek tersebut menciptakan multiplier effect atau efek pengganda. Penyusunan skenario pengembangan dan pembangunan LNG yang mempertimbangkan efek pengganda ini akan berpengaruh pada keputusan model bisnis pengembangan LNG. Proses pembangunan dan pengoperasian kilang LNG, merupakan salah satu tahap rantai bisnis dari hulu sampai hilir, yang seharusnya mampu mendorong tumbuhnya industri lain, baik industri penunjang yang terkait langsung, maupun sektor lainnya. Industri LNG secara komersial dikembangkan melalui kaidah rantai bisnis LNG (LNG chain) yang terdiri atas kepastian sumber gas, fasilitas produksi gas alam, kilang produksi LNG, transportasi, terminal regasifikasi serta market pengguna gas.

Pembangunan kilang LNG, baik dalam bentuk kilang terapung  maupun kilang onshore,  membutuhkan jasa rancang bangun atau sering disebut Engineering, Procurement, Construction (EPC), mulai dari fase konseptual study, Front End Engineering Design (FEED), detail engineering, pembelian material dan kontrak jasa, hingga konstruksi, instalasi, commissioning sampai kilang beroperasi. Nilai kontrak EPC sangat besar, mendominasi dari total investasi proyek. Dari nilai kontrak EPC, rata-rata 80% nya digunakan untuk pembelian material dan peralatan.  Kontraktor EPC, dalam bekerja akan ditunjang oleh perusahaan sub-kontraktor, fabricator, vendor, dan supplier dengan keahlian dan spesifikasi masing-masing. Dari sektor EPC dan rantai bisnisnya saja, berdampak pada kebutuhan ribuan tenaga kerja dan jasa-jasa lainnya, seperti transportasi, catering, keamanan dan lain-lain. Ketika proyek pembangunan kilang selesai, maka kegiatan operasional juga masih membutuhkan kontraktor jasa pemeliharaan, perawatan fasilitas dan utility, penyediaan peralatan, dan jasa penunjang lainnya.

Di sektor transportasi LNG, rancang bangun kapal pengangkut LNG selain harus memenuhi spesifikasi sebagai kapal tanker, juga harus memiliki spesifikasi khusus mengingat kondisi muatan yang spesifik, karena LNG diklasifikasikan sebagai gas yang mudah terbakar.  Produsen kapal LNG selama ini masih didominasi oleh galangan dari Korea Selatan dan Jepang. Peluang galangan kapal nasional untuk terlibat di sektor ini dapat diawali dari rancang-bangun kapal pengangkut LNG skala mini, karena secara teknologi dan kompleksitasnya relatif serupa.

Terlebih apabila alokasi LNG ditujukan untuk pasar domestik, maka dibutuhkan terminal penerima dan regasifikasi. Proses pembangunan dan pengoperasian terminal regasifikasi, tentu juga memberikan dampak berganda yang significant: penyerapan tenaga kerja, menggerakkan industri jasa penunjang dan pengadaan. Gas alam yang dihasilkan dari proses regasifikasi, dibutuhkan untuk pasokan pembangkit listrik atau langsung terserap oleh industri sebagai pengguna akhir (end buyer).

Dampak nyata dari optimalisasi rantai bisnis sektor LNG adalah penyerapan lapangan kerja, pesatnya pertumbuhan ekonomi kawasan dan meningkatnya industri baik lokal, maupun skala nasional. Pembangunan dan operasi kilang LNG Bontang, berhasil mengubah kawasan Bontang yang sebelumnya hanya sebuah perkampungan, menjadi kota besar dan mandiri, dengan tumbuhnya industri pupuk, batubara, dan kawasan industri petrokimia kaltim industrial estate.

Pertanyaan selanjutnya yang masih terkait dengan multiplier effect, adalah sejauh mana penciptaan nilai tambah (added value) atas setiap rantai bisnis LNG tersebut.

Concern bisnisnya adalah bagaimana memaksimalkan added value dan meminimalkan added cost, sehingga meng-optimalkan penambahan nilai dari produk atau jasa yang dihasilkan. Perusahaan jasa penunjang ditargetkan mampu meningkatkan kapasitas dan keahliannya, dengan indikator meningkatnya kandungan local (local content) dalam setiap jasa dan barang yang digunakan. Perusahaan EPC nasional tidak semata-mata sebagai kontraktor, tapi juga naik kelas, memperkuat risetnya menjadi licensor dan pengembang teknologi LNG. Vendor tidak sekedar menjadi supplier dengan mengimpor peralatan dari principal, namun didorong menjadi industri manufacture di dalam negeri. Perusahaan perakit (fabrikator) nasional mampu sejajar dengan fabricator multinasional, yang akan memicu industi lainnya, seperti semakin berkembangnya pabrik logam, pipa, galangan kapal, boiler, turbin, kabel dan panel listrik, dan masih banyak lagi.

Prioritas Alokasi Gas Domestik

Optimalisasi kemanfaatan sektor LNG erat kaitannya dengan kebijakan prioritas alokasi gas domestik. Sejak tahun 2011, volume gas yang dialokasikan untuk kebutuhan domestic mencapai lebih dari 50% dari keseluruhan volume produksi gas nasional. Tahun 2015 lalu, Indonesia mengekspor LNG sebanyak 3.063 bbtud atau  setara dengan 47% dari total produksi gas nasional. Pasar domestik mendapatkan alokasi LNG  sebanyak 3.848 bbtud atau sekitar 53% dari total produksi gas dalam negeri. Pasar domestic ini diserap dan dipasarkan oleh terminal apung atau Floating Storage Regasification Unit (FSRU) Jawa Barat berkapasitas 3 MTPA, FSRU Lampung berkapasitas 3 MTPA, terminal regasifikasi Arun berkapasitas 1,5 MTPA.

Misteri Impor LNG dari Singapura

Oleh  Reinhard Hutabarat,  12 September 2017   08:40

Akhir-akhir ini isu impor LNG dari Singapura mencuat ke permukaan. Sebenarnya ini adalah isu ekonomi biasa saja yang lazim terjadi dalam aturan hukum bisnis supply and demand. Akan tetapi isu ini kemudian dimanfaatkan oleh para mafia migas dan pihak-pihak tertentu untuk menjadi ajang hate speech dan komoditas politik.

Isu ini bermula ketika PLN berencana hendak membeli LNG yang ditawarkan oleh konsorsium Keppel Offshore and Marine Corporation, Singapura. Lalu kemudian Menteri ESDM dan Menko Kemaritiman segera meresponnya dengan cepat. Salah satu yang menjadi pertimbangan Menteri ESDM adalah terkait harga yang lebih murah. Keppel Corporation menawarkan harga regasifikasi dan transportasi LNG di angka US $3,8 per MMBTU, diluar harga gas hulunya.

Lalu tak lama kemudian isu miring terkait nasionalisme merebak. Mengapa harus impor kalau di dalam negeri banyak? Lalu ada pertanyaan, mengapa Singapura yang tidak memiliki sumur minyak atau gas alam bisa mengekspor LNG? Lalu ada lagi yang mengatakan bahwa LNG tersebut berasal dari sumur di dalam negeri, dan setelah “pat gulipat” dengan memakai Singapura, lalu dijual kembali ke dalam negeri.

Supaya semuanya terang benderang, mari kita cermati uraian dibawah ini.

Menurut data Kementerian Perindustrian, harga gas bumi di Singapura hanya sekitar US $4,5 per MMBTU, Malaysia US $4,47 per MMBTU dan Filipina US $5,43 per MMBTU. Berdasarkan data Kementerian ESDM (Energi Sumber Daya Mineral) harga jual gas bumi di sejumlah KKKS sudah cukup tinggi, berkisar US $ 5-8 per MMBTU. (Catat, harga ini masih di hulu, belum termasuk ongkos transpor dan regasifikasi!)

Setelah diperintahkan oleh Presiden Jokowi, BPH Migas (Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi) akhirnya menurunkan toll fee (tarif pengangkutan) gas bumi pipa Arun-Belawan dari sebelumnya US $2,53/MSCF menjadi US $1,546/MSCF pada akhir Agustus kemarin. Dengan penurunan toll fee ini, BPH Migas berharap harga gas untuk PLN dan industri bisa ditekan dibawah US $ 10 per MMBTU.

Coba bandingkan tarif pipa Arun-Belawan yang jaraknya 340 kilo meter itu dengan tarif pipa para traders yang “hanya sejengkal,” namun biayanya bisa menjapai US $0,50/MSCF!!

Akan tetapi bagi PLN harga gas yang kini berkisar US $ 10 per MMBTU itu tetaplah berat. Apalagi PLN punya beban sosial harus menopang listrik bagi rakyat prasejahtera. Di sisi lain sebagai BUMN, PLN dituntut juga harus menguntungkan. Pasar utama PLN tentulah industri. Untuk itu harga jual listrik PLN harus bisa bersaing, padahal BBM/BBG menjadi komponen utama dari biaya produksi PLN.

Ada satu hal yang sangat menarik perhatian saya terkait penawaran Keppel ini. Semua juga tahu kalau Jonan yang koppig itu sudah menetapkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 45 Tahun 2017 untuk melindungi Pertamina/PGN.  Harga gas LNG impor maksimal harus 14,5% dari ICP, Indonesian Crude Price (harga minyak mentah Indonesia) diplant gate (pembangkit listrik) .

Misalnya harga ICP bulan Juli 2017 sebesar US $45,48/barel. Maka harga gas maksimal di plant gate PLTGU PLNadalah US $45,48/barel X 14,5% = US $ 6,59 per MMBTU

Ini adalah satu tantangan yang sangat luar biasa bagi Keppel. Sebagai informasi, harga gas LNG di PLTG Belawan berkisar US $ 10 per MMBTU. Gas LNG tersebut berasal dari kilang LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat. Dari Tangguh, LNG yang telah dicairkan tersebut di kirim ke Arun untuk di regasifikasi terlebih dahulu. Lalu dari Arun gas tersebut dikirim ke Belawan melalui pipa gas sepanjang 340 km.

Dalam kunjungannya ke Medan akhir Maret 2017 lalu, Jonan menyoroti mahalnya biaya distribusi gas ke pembangkit PLTGU Sicanang, Belawan ini. Ada sejumlah komponen biaya yang dibebankan kepada PLN sehingga harga gas menjadi mahal sampai di PLTGU Belawan. Akibatnya produksi listrik menjadi mahal, dan tarif listrik untuk masyarakat jadi susah diturunkan. Total biaya distribusi ini ditaksir lebih dari US $ 4 per MMBTU

Lalu bagaimana cara Keppel memangkas harga agar bisa lolos dari jebakan Peraturan Menteri ESDM Nomor 45 Tahun 2017 itu? Dari segi transportasi jelas Keppel lebih murah, karena jarak Singapura-Belawanjauh lebih dekat daripada jarak Papua-Lhok Seumawe-Belawan!!! Dari sini saja harga sudah terpangkas sekitar US $ 3 per MMBTU.

Masalahnya di Medan itu tidak ada Terminal regasifikasi karena di Sumatera hanya ada di Lhok Seumawe dan di Lampung. Apalagi membangun Terminal Regasifikasi itu biayanya bisa mencapai puluhan bahkan ratusan miliar rupiah.

Tetapi saya yakin, Keppel pasti tidak akan memakai Terminal regasifikasi Arun, melainkan akan memakai FSRU(Floating Storage Regasification Unit)  FSRU ini sejatinya adalah sebuah kapal yang dilengkapi dengan peralatan yang mampu merubah LNG dari bentuk cair ke bentuk gas (regasifikasi) untuk kemudian disalurkan ke konsumen melalui jaringan pipa gas.

FSRU yang mobile ini tentu saja sangat fleksibel dan murah karena dapat langsung hadir di “halaman depan rumah konsumen” (PLTGU Sicanang berada persis di pinggir laut dan memiliki dermaga sendiri) Kalau sekiranya kontrak lama habis, FSRU dapat berpindah ke “halaman depan rumah konsumen” yang lain tanpa harus melakukan demobilisasi pada instalasi regasifikasinya. Jadi memang wajar Keppel bisa memangkas harga LNG nya. Tetapi kondisi ini hanya berlaku pada daerah Sumatera, atau yang jaraknya lebih dekat ke Singapura saja. Kalau misalnya konsumen di Kupang, tentu saja akan lebih menguntungkan LNG dari kilang Tangguh.

Kehadiran Keppel ini tentu saja bagaikan “petir di siang bolong” bagi para trader “bermodal pipa” maupun para calo dan pemburu rente yang selama ini sudah keenakan. Kini jasa mereka sudah tidak diperlukan lagi! Ini bukan soal nasionalisme atau pat gulipat yang dihembuskan oleh para mafia migas dan kaum sumbu pendek yang ingin mengambil kesempatan untuk memojokkan pemerintah. Sejatinya ini adalah murni kalkulasi bisnis semata, dimana efisiensi dan keunggulan teknik menjadi pembeda.

PLN selama ini membeli LNG sangat mahal. Ketika harga toll fee pipa sudah dipangkas, harganya masih dikisaran US $ 10 per MMBTU. Lalu Keppel datang. Jonan lalu membentengi Pertamina/PGN dengan Permen ESDM Nomor 45 Tahun 2017, sehingga harga LNG Keppel di halaman rumah PLTGU Belawan tidak boleh lebih mahal dari US $ 6,59 per MMBTU. Namun Keppel tidak gentar dan siap memasok LNG ke Pertamina dan Industri dalam negeri.

Bagi PLN, perbedaan harga LNG berkisar US $ 3,41 per MMBTU itu akan menghemat biaya BBG hingga triliunan rupiah per tahun. Bagi duet Jonan-Arcandra Tahar, isu Keppel ini terasa pas sebagai “menu pembuka” untuk membenahi mafia gas di Indonesia. Mafia minyak sudah dibabat. Mafia tambang yang doyan minta saham juga sudah gigit jari. Kini menyusul mafia gas yang selama ini bisa seenaknya mengatur negeri ini.

Pemerintah Tinjau Ulang Harga Impor Gas dari Singapura

Oleh  Patchow25 ,  24 Agustus 2017

Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) akan meninjau kembali rencana impor gas alam cair (Liquefied Natural Gas/LNG) dari Singapura. Sebab, pemerintah masih mempertimbangkan harga jual LNG yang akan digunakan untuk pembangkit listrik itu.

Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar mengatakan, konsorsium pengekspor LNG pimpinan Keppel Corporation sudah menyambangi kantornya beberapa waktu lalu. Ia hanya mengatakan, tawaran tersebut sedang dievaluasi.

“Saya sudah panggil company-company itu, saat ini kami sedang evaluasi,” ujar Arcandra ditemui di Kementerian ESDM, Selasa malam (22/8).

Ia mengatakan, salah satu yang menjadi pertimbangan impor tersebut adalah masalah harga. Menurut Arcandra, konsorsium tersebut menawarkan harga regasifikasi dan transportasi LNG di angka US$3,8 per MMBTU hingga US$4 per MMBTU, dan belum memasukkan harga gas hulunya.

Dengan demikian, ia khawatir bahwa harga impor LNG yang diterima bisa lebih besar dari ketentuan yang ada saat ini. Menurut Peraturan Menteri ESDM Nomor 45 Tahun 2017, harga gas LNG maksimal harus 14,5 persen dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian Crude Price/ICP) di pembangkit listrik (plant gate).

Dengan mengambil contoh ICP bulan Juli sebesar US$45,48 per barel, maka harga gas di plant gate harus berada di angka US$6,59 per MMBTU. Melihat contoh tersebut, biaya regasifikasi dan transportasi yang ditawarkan perusahaan Singapura tercatat 57,66 persen hingga 60,69 persen dari harga gas maksimal yang diperbolehkan pemerintah.

“Semua hal-hal yang berkaitan tawaran impor harus hati-hati dievaluasi. Nah, US$3,8 per MMBTU hingga US$4 per MMBTU itu setahu saya baru regasifikasi dan transportasi. Kalau harga impornya mahal, maka nanti yang kena ya harga listrik ke bawah,” ungkapnya.

Meski demikian, ia masih belum tahu apakah konsorsium Singapura itu juga akan ikut membangun pembangkit listrik di Indonesia. “Kalau itu nanti saja dibahasnya,” paparnya.

Sehari sebelumnya, Menteri Koordinator bidang Kemaritiman Luhut Binsar Pandjaitan menyebut, impor LNG dari Singapura dipengaruhi hubungan politik antara kedua negara. Maka dari itu, kesepakatan impor ini akan ditandatangani saat pertemuan antara Indonesia dan Singapura.

Pemerintah memiliki dua pilihan opsi untuk mendatangkan LNG dari Singapura. Yang pertama, adalah opsi pertukaran penggunaan LNG (swap), sementara satunya lagi adalah murni impor dari Singapura.

“Kalau mereka kasih harga yang menarik, kami pertimbangkan dong. Kan ujung-ujungnya ke harga jual masyarakat juga,” terang Luhut.

Menurut Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2017 hingga 2026, pembangkit listrik tenaga gas akan mengambil porsi 26,7 persen dari bauran energi (energy mix) di tahun 2026 sesuai Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2017 hingga 2026 mendatang.

Oleh karenanya, Indonesia membutuhkan gas sebanyak 1.193 Trilion British Thermal Unit (TBTU), atau tiga kali lipat dibanding tahun 2016 sebanyak 606,5 TBTU. Dari jumlah tersebut, sebanyak 851 TBTU, atau 71,33 persen dari kebutuhan gas bagi pembangkit akan disediakan dari LNG.

Belum Dapat Komitmen

Di sisi lain, Direktur Gas PT Pertamina (Persero) Yenni Andayani menyebut bahwa perseroan masih harus mencari pembeli bagi 36 kargo LNG di tahun ini. Sebab, dari 164 kargo LNG yang diproduksi hingga akhir tahun, baru 138 kargo saja yang memiliki komitmen pembeli.

“Akhirnya 36 kargo ini kami lempar ke pasar spot, dilakukan tender. Delivery mungkin baru bisa di akhir tahun nanti. Semua LNG ini dari produksi Badak NGL di Bontang,” terangnya.

Hingga semester I tahun ini, penjualan LNG Pertamina tercatat 258,01 juta MMBTU atau turun 3,22 persen dibanding periode yang sama tahun sebelumnya 266,60 juta MMBTU.

dikumpulkan dari berbagai sumber oleh gandatmadi46@yahoo.com