TRENGGINAS
berburu
GAS
Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)
TRENGGINAS
berburu
Diterbitkan oleh :
Divisi Gas dan BBM Direktorat
Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero) JL. Trunojoyo Blok M I / 135
Kebayoran Baru, Jakarta 12160, Indonesia Telp : 021 - 7261122
Website : www.pln.co.id
Penyusun : Tim Divisi Gas dan BBM Sumber Foto : Dari berbagai sumber
Cetakan Pertama : Juni 2013 14 x 21 cm
166 halaman
Konsultan Media :
Dinamika Komunika
Divisi Gas dan BBM Direktorat Pengadaan Strategis dan Energi Primer PT PLN (Persero)
TRENGGINAS
berburu
PRAKATA
Trengginas Berburu Gas. Istilah ini dirasa cocok untuk menggambarkan upaya yang harus dilakukan PLN dalam
memenuhi kebutuhan gas pembangkitnya. Inefisiensi dalam
menjalankan proses bisnis selalu menjadi tudingan yang diarahkan ke tubuh PLN. Pembangkit PLN salah minum. Pembangkit yang seharusnya menggunakan gas, ternyata masih menggunakan bahan bakar minyak (BBM) yang semakin hari harganya semakin mahal. Kenyataannya, kebutuhan gas pembangkit PLN belum seluruhnya terpenuhi.
Pemerintah sendiri menentukan alokasi gas domestik dengan prioritas-prioritas sebagai berikut : prioritas pertama untuk lifting minyak, kedua untuk pupuk, ketiga untuk kelistrikan, terakhir untuk industri dan rumah tangga. Selain itu, infrastruktur transmisi gas juga terbatas. Gas umumnya terdapat di lepas pantai dan harus disalurkan ke pusat beban yang lokasinya jauh.
Masih ada lagi. Pola beban konsumen PLN tidak selalu flat. Ada perbedaan antara beban dasar dan beban puncak, sehingga kebutuhan gas juga berbeda antara beban dasar dan beban puncak. Sebaliknya, para pemasok gas melalui pipa menginginkan pola penyaluran yang flat. Tetapi semua itu tidak menjadikan PLN
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
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
Sambutan
Direktur
(Pengadaan Strategis
dan Energi Primer)
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
memahami langkah-langkah dan program-program PLN untuk mendapatkan gas dalam usaha untuk mengurangi biaya pokok produksi PLN sebagai antisipasi semakin mahalnya harga BBM.
Sekali lagi terima kasih, selamat bekerja dan maju terus pantang surut untuk kejayaan PLN.
Bagiyo Riawan
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.
Sambutan
Terima kasih kepada tim Divisi Gas dan BBM yang telah menyusun buku ini yang sangat bermanfaat bukan saja bagi staf yang bertugas, namun juga bagi tataran manajemen PLN dalam memahami langkah-langkah dan program-program PLN untuk mendapatkan gas dalam usaha untuk mengurangi biaya pokok produksi PLN sebagai antisipasi semakin mahalnya harga BBM.
Sekali lagi terima kasih, selamat bekerja dan maju terus pantang surut untuk kejayaan PLN.
Nur Pamudji Direktur Utama
Daftar Isi
Prakata
Daftar Isi
Bab I
Mencari Gas Tanpa Batas ...
• Divisi Pemburu Gas
...
• Solusi untuk Memenuhi
...
Bab II
Mendulang 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
... 19 25 29 33 36 37 40 42 43 43 46 47 47
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 III
Jaga 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
... 50 50 51 51 53 56 56 57 57 58 58 59 60 61 62 63 65 68 68 72 73 74 75 76
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 IV
Perangi 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) ...
77 77 79 79 81 82 83 84 85 86 86 86 87 88 88 89 91 95 95 97 99 99
Provinsi Kalimantan Utara
...
• Pasokan Gas dari Lapangan South Sembakung (PLTMG
Sembakung)
...
• Gas PLN Tarakan
...
• Pasokan Gas Pertamina EP (PLTMG Bunyu)
...
• Pasokan Gas dari Blok Simenggaris
...
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 V
Asa 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
... 100 100 102 103 104 106 106 108 108 108 110 111 113 117 117 118 118 119 121 122 122
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
... 123 133 138 138 138 139 140 141 141 142 143 143 143 143 144 144 145 146 147 148 148 149
Rencana 2014
... • CNG Bangkanai
... • CNG Simpang Tuan
... • CNG Marine Transportation
... • LNG Wasambo
... Rencana 2015
... • CNG Bangkanai
...
• Pipa Gas Transmisi Jawa (Trans-Java)
...
Bab VIII
Belajar Dari Kegagalan Pasok Gas oleh
Pemasok Gas
...• Pasokan Gas di Glagah Kambuna
...
• Pasokan Gas di Tanjung Batu
...
Bab IX
Saatnya Tancap Gas
... 150 150 150 150 151 152 152 152 155 158 159 161Mencari
Gas
Tanpa Batas
H
arga bahan bakar minyak (BBM) terus melejit di pasar internasional. Kenaikan tersebut dipicu berbagai hal. Salah satunya akibat berbanding terbaliknya antara pasokan dengan kebutuhan. Cadangan minyak yang ada dalam perut bumi semakin berkurang, sedangkan permintaan terus bertambah. Indonesia juga mengalami kondisi tak jauh berbeda. Cadangan minyak Indonesia kian berkurang, sementara pembukaan lapangan baru eksplorasi minyak tak banyak dilakukan.Alhasil, jadilah Indonesia yang tadinya negara pengekspor minyak sekarang berubah menjadi importir minyak demi mencukupi kebutuhan konsumsi dalam negeri. Tentu saja, kondisi ini tak bisa dibiarkan berlarut-larut bila tak ingin subsidi pemerintah jebol hanya sekadar buat memenuhi kebutuhan BBM. Padahal, anggaran negara masih banyak dibutuhkan untuk menutupi berbagai kebutuhan terkait kesejahteraan masyarakat. Oleh karena itu, pelbagai alternatif penghematan BBM terus diupayakan di semua lini, mulai penghematan dalam lingkup rumahan hingga industri skala besar.
Harga BBM
Harga 2.000 2003 1,650 1,650 2,745 5,358 6,089 8,909 5,329 6,708 8,925 9,765 10,039 2007 2005 2009 2012 2004 2006 2008 2010 2011 2013 10.000 6.000 4.000 12.000 8.000 Rupiah / LiterPenghematan 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
mmsfc
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 24 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0
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 AIR PANAS BUMI GAS BATUBARA Prosentase 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
Pengadaan Strategis dan Energi Primer. Divisi Gas dan BBM tak hanya menangani pengelolaan dan pengendalian gas berdasarkan kontrak yang sudah ada, tetapi juga mengurus pengadaan gas untuk meningkatkan alokasi gas ke PLN dalam rangka memenuhi kebutuhan gas di pembangkit-pembangkit holding maupun anak perusahaan PLN. Sebab, target konsumsi BBM PLN pada tahun 2013 dibatasi maksimum 11,2 % dari seluruh jumlah bahan bakar yang digunakan. Pada tahun 2011, penggunaan BBM masih di kisaran 27%. Sedangkan pada tahun 2012, PLN mampu mencapai target lebih kecil lagi, yaitu 14,9%. Maka amat beralasan bila di tahun–tahun berikutnya, konsumsi BBM PLN semakin mengecil.
Melalui Divisi Gas dan BBM, PLN terus mengupayakan agar kebutuhan gas untuk pembangkit PLN dapat terpenuhi. Mulai dari mencari potensi-potensi sumber pasokan gas baru, melakukan pengadaan dan pengendalian, serta melancarkan strategi-strategi pemanfaatan gas tersebut untuk keperluan kelistrikan. q
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
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.
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
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
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
untuk
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
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
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
B
erupaya keras mendapatkan gas dari bumi negeri sendiri, Divisi Gas dan BBM membidik Andalas sebagai satu sasaran utama. Andalas alias Pulau Sumatera memang memiliki sumber cadangan gas yang melimpah. Tidak salah apabila PLN banyak membangun pembangkit listrik berbahan bakar gas di Pulau Sumatera.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 PLTG Teluk Lembu PLTMG Dun (+CNG Plant)
PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant)
CNG Jakabaring PLTG Inderalaya
PLTG Borang
PLTG Talang Duku PLTMG Sungai Gelam (+CNG Plant)
Provinsi
Aceh
Di Pulau Sumatera, sumber gas antara lain berada di lapangan gas Kabupaten Aceh Timur. Di wilayah ini, PLN melirik gas dari lapangan Alur Siwah, Alur Rambong, dan Julu Rayeu atau yang lebih dikenal sebagai Blok A. Lapangan-lapangan gas itu dikelola Medco E & P Indonesia dengan volume sebesar 15 bbtud.
Pada tahun 2008, PLN dan Medco E & P Indonesia menandatangani Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) yang akan efektif jika semua prasyarat keberlakuan atau Conditions Presedent (CP) yang terdapat dalam perjanjian tersebut dipenuhi. Gas dialirkan 990 hari setelah tanggal efektif. Sampai saat ini, PLN dan Medco E & P Indonesia sudah memenuhi beberapa CP tersebut. Namun, masih ada CP yang belum terpenuhi, seperti Jaminan Pelaksanaan, sehingga PJBG belum efektif. Indikasi sekarang, pengelola Blok A menghendaki kenaikan harga gas terkait dengan kenaikan biaya
eksplorasi dan biaya produksi yang sangat signifikan dibandingkan
saat penandatanganan PJBG.
Lapangan gas di Aceh Timur ditemukan tahun 1972 dan sudah pernah dikuras oleh perusahaan-perusahaan migas sebelumnya. Namun Medco yakin, bekas sumur-sumur gas tersebut masih menyimpan cadangan migas, walaupun potensi migas yang terdapat di Aceh Timur ini tidak terlalu besar dibandingkan milik Arun dan Exxon Mobil yang juga beroperasi di Aceh. Dengan luas wilayah kerja 1.681 kilometer persegi, potensi cadangan gas di Aceh Timur hanya 3 % dari Exxon Mobil atau 0,50 TCF (Terra Cubic Feet) gas dan 20 juta barrel minyak. Sementara Exxon Mobil memiliki 18 TCF gas dan 800 juta barrel minyak.
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 Arun
Selain dari Blok A di Kabupaten Aceh Timur, PLN pun mendapat pasokan gas dari kilang LNG Arun di Batuphat, Kecamatan Muara Satu, Kota Lhokseumawe. Kilang LNG ini akan direvitalisasi atau
dirubah fungsinya menjadi unit regasifikasi dengan memanfaatkan
peralatan produksi gas alam cair (LNG) yang sudah ada sebagai
penyimpan LNG dan regasifikasi untuk memenuhi kebutuhan gas
di Wilayah Aceh dan Sumatera Utara.
Proyek revitalisasi kilang LNG Arun yaitu merubah fungsi kilang yang semula memproduksi LNG menjadi terminal penerima dan
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
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
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
Sumatera
Utara
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.
Gas Lapangan Pangkalan Susu
Tidak hanya itu, sejak 2002 PLTU Belawan mendapat pasokan gas dari lapangan Pangkalan Susu, Sumatera Utara. Pemasoknya Pertamina EP. Gas dari Pertamina EP untuk PLTU Belawan sebesar 60 MMscfd pada 2002 dan selanjutnya ramping down 24 MMscfd sampai akhir 2011. Seharusnya, perjanjian jual beli gas dengan Pertamina EP berakhir tahun 2011. Tapi, ternyata pasokan gas mengalami decline sejak 2010. Pada tahun 2010, ditemukan
kandungan uap air gas Pertamina EP yang melebihi batas spesifikasi
gas yang dapat digunakan di mesin pembangkit. Alhasil, gas tersebut sudah tidak dapat digunakan pada mesin pembangkit Belawan dan penggunaannya dihentikan sejak 2010.
Meskipun pasokan gas dari Pangkalan Susu terhenti, PLTGU Belawan tetap beroperasi menggunakan BBM, sebelum pasokan gas lain masuk. Penggunaan gas untuk PLTGU Belawan sangat menghemat biaya pokok produksi. Bandingkan saja, jika menggunakan gas, PLN cukup merogoh kocek USD 5 sen per kWh. Sementara dengan BBM, biaya yang dikeluarkan sekitar USD 24 sen per kWh.
Pertumbuhan permintaan listrik di Sumatera Utara sendiri cukup pesat, sehingga PLN terus berupaya menambah pembangkit agar pasokan listrik untuk daerah ini mencukupi. Bahkan, PLN siap menampung industri yang menghasilkan daya listrik berlebih untuk dibeli melalui mekanisme pembelian dari excess power.
Beroperasinya PLTGU Belawan yang sementara ini memakai BBM bisa sedikit menutupi permintaan listrik di Sumatera Utara yang cukup tinggi. PLN terus mengusahakan pembangunan pembangkit listrik baru yang masuk dalam jaringan sistem kelistrikan Sumbagut (Sumatera Bagian Utara). Di antaranya PLTU Nagan Raya (2 x 125 MW) pada Juni 2013 dan PLTU Pangkalan Susu (2 x 225 MW) yang diharapkan selesai triwulan kedua tahun 2014. q
Provinsi
Riau
1. Gas Lapangan
Blok Bentu dan Korinci Baru
Bergeser ke Riau. Untuk mengoperasikan PLTG Teluk Lembu yang berkapasitas 3 x 16 MW di Pekanbaru, pasokan gas didatangkan dari Kalila (Bentu) Limited, satu unit usaha PT Energi Mega Persada (EMP) Kalila. Pasokan gas itu terutama dari wilayah kerja Blok Bentu PSC (West Baru) dan Korinci Baru PSC (Seng dan Segat). Sesuai PoD (Planned of Development) yang telah disetujui SKK MIGAS, gas dipasok dari Blok Bentu dan Korinci, kemudian ditambah dari lapangan Seng dan Segat dengan titik serah di pembangkitan Teluk Lembu.
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.
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.
Untuk penyerapan GMU, PLN dan EMP Kalila Bentu sepakat bahwa bila penyerapan gas telah mencapai Jumlah Penyerapan Minimum Bulanan (JPMB) sebagai kewajiban minimal penyerapan gas oleh PLN dalam satu bulan, selanjutnya komposisi perhitungan gas menjadi 70% sebagai GMU dan 30% gas non GMU. Ini agar GMU dapat segera diserap habis.
2. Gas Lapangan Rawa Minyak
Guna mendukung Pemerintah Kabupaten Siak, Riau dalam melayani permintaan listrik masyarakat, PLN melirik sumber gas di Sungai Rawa. Ini untuk bahan bakar pembangkit dengan kapasitas 25 MW yang turut menjaga keandalan listrik Kabupaten Siak. Gas yang dikelola Petro Selat Ltd ini awalnya akan mengalir sebesar 1 MMscfd saja, namun PLN terus mengupayakan agar gas dipasok lebih banyak. Alhasil, gas dari Petro Selat dialirkan secara bertahap mulai 2,5 MMscfd pada tahun 2013, meningkat menjadi 3,5 MMscfd di tahun 2014, dan 5 MMscfd ketika tahun 2015.
Gas lapangan Rawa Minyak ini digunakan untuk membangkitkan listrik sampai dengan 25 MW, menggantikan pembangkit eksisting yang berbahan bakar solar. Kerja sama pasokan gas dengan Petro Selat dalam tahap pembahasan Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG), dimana draft akhir sedang dimintakan persetujuan ke SKK MIGAS.
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
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
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
1. Gas dari IDLP
Pertumbuhan listrik di Batam meningkat signifikan. Kelistrikan
Batam yang dikelola PLN Batam diimbangi dengan kebijakan meningkatkan kapasitas pembangkit listrik berbahan bakar gas. Selain untuk mereduksi ketergantungan konsumsi BBM, penggunaan gas dinilai lebih murah dan aman serta ketersediaannya pun cukup terjamin.
Guna memenuhi kebutuhan gas, PLN Batam antara lain menjalin kontrak dengan Inti Daya Latu Prima (IDLP) untuk menggunakan gas dari lapangan di Jambi sebesar 5 bbtud. Selain itu, dalam rencana strategis pembangunan pembangkit yang berkelanjutan pada kurun waktu 2012-2016 di sistem Batam, PLN Batam menjalin kerja sama dengan PT Universal Batam Energi (UBE) untuk membangun PLTG Tanjung Uncang 2 x 35 MW. Pembangkit ini menggunakan gas dari Natuna Barat dan akan masuk di sistem kelistrikan Batam pada tahun 2014. PLN Batam juga bekerja sama dengan PT Mitra Energi Batam (MEB) untuk meningkatkan kapasitas PLTG Panaran I dari 2 x 27,5 MW menjadi 2 x 36 MW + 1 x 25 MW, dengan penambahan combine cycle dan pemasangan chiller.
PGN sedang membangun pipa gas bawah laut dari Panaran Gas Station ke Tanjung Uncang yang dapat digunakan untuk mengalirkan gas kebutuhan pembangkit PLN Batam. Alternatif untuk menambah pasokan gas ke PLN Batam dapat dilakukan melalui kerja sama dengan PT Transportasi Gas Indonesia (TGI) untuk koneksi pipa Sumatera-Singapura dengan pipa Natuna-Singapura di Pulau Pemping (sepanjang 300 m). Dengan koneksi ini, diharapkan gas dari Natuna dan Sumatera dapat saling mengisi,
sehingga keandalan pasokan gas lebih terjamin untuk PLN Batam maupun Sumatera umumnya.
2. Gas Lapangan Jabung
Lapangan gas Petrochina Jabung Ltd saat ini masih dalam proses pembuatan POD. Potensi volume yang dapat dihasilkannya 30 bbtud. Berdasarkan informasi SKKMIGAS, dari volume 30 bbtud, yang dapat dimonetisasi sebesar 24 bbtud. Rinciannya, 10 bbtud dialokasikan ke Perusda dan 14 bbtud untuk kelistrikan. Gas ini akan dimanfaatkan untuk menambah pasokan ke PLN Batam dan memenuhi kebutuhan gas pembangkit baru peaker di Jambi atau Riau.
3. Gas Lapangan Jambi Merang
Untuk memenuhi kebutuhan gas di Sumatera dan Jawa, PLN menjalin kerja sama dengan Joint Operating Body 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
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).
Rencana awalnya pasokan gas dari lapangan Jambi Merang akan dialirkan melalui pipa lateral dari lokasi wellhead di Sungai Kenawang ke Grissik sejauh 20 km. Namun, pembangunan pipa ini belum selesai, sehingga pasokan gas dari lapangan Jambi Merang ke Muara Tawar dilakukan melalui mekanisme swap dengan gas dari ConocoPhillips. Gas Jambi Merang yang dioperasikan JOB PTJM di perbatasan Sumsel-Jambi dialirkan ke konsumen ConocoPhillips,
yakni PT Chevron Pacific Indonesia. Sementara gas dari lapangan
Grissik, Sumsel, yang dioperasikan ConocoPhillips masuk ke PLTGU Muara Tawar melalui pipa South Sumatera West Java II (SSWJ II) milik PGN.
Pada metode swap, PLN membayar harga gas sesuai PJBG ditambah dengan toll fee dan parking charge ke PGN. Selain itu ada pula swap fee ke TGI. Untuk penyaluran ke pembangkit listrik Payo Selincah dan Rengat, harga gas juga ditambah toll fee ke TGI.
Gas dari lapangan Jambi Merang untuk Pemerintah Kabupaten Musi Banyuasin sebesar 4 bbtud rencananya akan dialirkan juga ke PLN. Namun PLN menginginkan adanya nilai tambah terhadap gas tersebut sebelum dijual oleh Perusda ke PLN. Saat ini PLN sedang membahas pemanfaatan gas itu dengan Perusda.
4. Gas Lapangan Sei Gelam
Di Provinsi Jambi pun terdapat sumber gas yang dioperasikan Pertamina, tepatnya berada di Desa Sungai Gelam, Kabupaten Muaro Jambi. Untuk menghidupkan PLTMG sewa kapasitas 12 MW, PLN bekerja sama dengan TAC Pertamina Sei Gelam membeli pasokan gas dari lapangan Sei Gelam, Jambi, sebesar 2,5 MMscfd selama tujuh tahun. Gas ini akan dimanfaatkan lebih baik lagi oleh PLN dengan membuat instalasi Compressed Natural Gas (CNG) Storage untuk memenuhi kebutuhan pembangkit saat beban puncak
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
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.
5. Gas Lapangan Simpang Tuan
Selain dari Sei Gelam, untuk daerah Jambi juga didapat dari sumber gas lapangan Simpang Tuan. Gas dari lapangan Simpang Tuan yang ditawarkan Pemerintah Kabupaten Muaro Jambi kepada PLN sebesar 2,5 MMscfd. Sampai saat ini, monetisasi gas lapangan Simpang Tuan masih proses perizinan dari SKKMIGAS. Pemanfaatan gas direncanakan dalam bentuk CNG untuk memenuhi kebutuhan pembangkit peaker di daerah Jambi atau Lampung. Namun hingga saat ini belum ada kepastian lokasi pembangunan pembangkit dalam rangka pemanfaatan gas tersebut.
6. Gas Lapangan Sengeti
Semula, Pertamina EP mengindikasikan adanya cadangan gas sebesar 5 MMscfd di Sengeti (Jambi). Rencana awal pemanfaatan gas itu adalah dengan skema jual beli tenaga listrik antara PLN dengan IPP (Independent Power Producer) atau pembangkit listrik swasta. Skema itu tidak berhasil. Belakangan, gas ditawarkan kepada PLN oleh PT Arthindo Utama dalam bentuk CNG.
Tetapi setelah dilakukan kajian lebih lanjut, cadangan gas itu ternyata tidak layak untuk dikembangkan. Alhasil, sampai saat ini
1. Gas Lapangan Blok Corridor
Gas dari lapangan Blok Corridor, Sumatera Selatan, yang dioperasikan oleh ConocoPhilips (Grissik) juga menjadi salah satu sumber gas untuk pembangkit di Payo Selincah-Jambi. Melalui skema PSC (Production Sharing Contract) atau KKKS (Kontraktor Kontrak Kerja Sama), ConocoPhilips memiliki saham 54% bersama Talisman (Corridor) Ltd sebesar 36% dan PT Pertamina Hulu Energi Corridor 10%. Blok Corridor memiliki enam lapangan gas alam, yakni lapangan Puyuh, Supat dan Rawa, Suban, Sumpal, Dayung dan Gelam.
PLN mendapatkan gas dari lapangan Blok Corridor melalui pemasok PT Energasindo Heksa Karya (EHK) sebesar 18 bbtud selama 10 tahun. Sedangkan kemampuan pipa menyalurkan gas ke pembangkit Payo Selincah sampai 60 MMscfd. Rencananya, EHK menambah gas ke pembangkit Payo Selincah sebesar 18 bbtud, sehingga total pasokan gas EHK ke Payo Selincah menjadi 36 bbtud, dan dapat ramping up sampai 40 bbtud. Dengan rencana tambahan tersebut, maka gas dari lapangan Jambi Merang yang semula dialirkan ke pembangkit Payo Selincah bisa dialihkan untuk memenuhi kebutuhan pembangkit Muara Tawar atau Duri.
Provinsi
Sumatera
Selatan
2. Gas dari PGN
Hingga akhir tahun 2012, PGN telah menyalurkan 205 bbtud gas kepada PLN. Jumlah itu meningkat dibandingkan dengan tahun 2011 yang hanya 197 bbtud. Beberapa pembangkit listrik PLN yang mendapatkan pasokan gas dari PGN adalah PLTGU Muara Tawar, PLTGU Tanjung Priok, PLTGU Cilegon, PLTG Talang Duku dan PLN Batam.
Untuk pembangkit listrik di Talang Duku, Sumatera Selatan, gas dipasok PGN sebesar 8 bbtud melalui pipa SSWJ. Gas yang mengalir ke pembangkit di Talang Duku ini semestinya untuk pasokan ke Jawa. Gas mengalir ke Talang Duku sejak 18 Oktober 2011, untuk kontrak sepuluh tahun.
Sebelumnya, PLN telah memiliki kontrak jual beli gas dengan PT Medco Energi Internasional Tbk (MEDCO) untuk pembangkit di Talang Duku. Namun perusahaan tersebut menghentikan pasokan gas ke PLTG Talang Duku pada 2007, karena cadangan gas di lapangan yang dikelola Medco telah habis.
Harga gas sesuai K-2 PGN Distrik Bekasi. Berdasarkan Surat PGN No.004401.S/PP.01.01/UT/2013 tanggal 18 Maret 2013, harga gas yang semula disebut K-2 menjadi P-2 dengan besar USD 7,56/ mmbtu + Rp 750/m3.
3. Gas Lapangan S & CS untuk Inderalaya
Medco E & P Indonesia yang mengoperasikan lapangan Blok South and Central Sumatera (S & CS) mengalirkan sebagian produksinya untuk pembangkit listrik di Inderalaya, Sumatera Selatan. Gas Medco yang semula mengalir sebesar 19 bbtud, saat ini naik menjadi 24 bbtud (termasuk akselerasi 5 bbtud) untuk memasok pembangkit listrik di Inderalaya.Pembangkit berkapasitas 80 + 30 MW ini salah satu penunjang kelistrikan Sumatera Selatan. Pembangkit listrik Inderalaya termasuk jenis PLTGU (Pembangkit Listrik Tenaga Gas Uap) hasil
relokasi dari Jawa. PLTGU merupakan instalasi yang berfungsi mengubah energi panas (hasil pembakaran bahan bakar dan udara) menjadi energi listrik. Pada dasarnya, sistem PLTGU merupakan penggabungan antara PLTG (Pembangkit Listrik Tenaga Gas) dan PLTU (Pembangkit Listrik Tenaga Uap). Umumnya PLTGU terdiri dari beberapa unit gas turbine dan unit HRSG. PLTU memanfaatkan energi panas dan uap dari gas buang hasil pembakaran di PLTG untuk memanaskan air di HRSG (Heat Recovery Steam Generator), sehingga menjadi uap jenuh kering. Uap jenuh kering ini digunakan untuk memutar sudu (baling-baling) turbin uap. Pemanfaatan kembali gas buang dari gas turbine ini membuat efisiensi PLTGU
lebih baik dari PLTG
Perjanjian PLN dengan Medco E & P Indonesia berakhir bulan April 2013 dan sedang dimintakan perpanjangannya kepada SKK MIGAS. Diharapkan pasokan sebesar 19 bbtud masih dapat diberikan untuk memenuhi kebutuhan gas Inderalaya. Selain untuk PLTGU Inderalaya, Medco pun menyuplai gas ke PLTG Borang di Banyuasin-Sumatera Selatan sebesar 12,5 bbtud, PLTGU Keramasan di Palembang-Sumatera Selatan sebanyak 22,3 bbtud, serta PLTGU Muara Tawar di Bekasi-Jawa Barat sejumlah 20 bbtud.
4. Gas Lapangan S & CS untuk Borang
Sesuai PJBG, untuk PLTG Borang yang terletak di Desa Merah Mata, Kabupaten Musi Banyuasin, Sumsel, Medco memasok gas sebesar 21 bbtud sejak 2010. Namun, karena ketidakpastian pembangkit PLN, maka PLN terkena Take or Pay (ToP). Untuk mencegah ToP tidak bertambah, maka perjanjian diamandemen dengan JPH (Jumlah Penyerahan Harian) menjadi 12,5 bbtud. Namun diamandemen, kondisi pembangkit PLN masih juga belum optimal menyerap gas tersebut, sehingga GMU (Gas Make Up) yang terkumpul sampai akhir tahun 2012 sebesar 11.108,7 bbtu.Oleh karena itu, perjanjian diamandemen untuk dapat menyerap GMU dengan mengubah JPH menjadi 18,3 bbtud dalam pola penyerapan GMU yang telah disepakati adalah : Pertama, mulai Juli sampai September 2012, apabila telah melewati JPMB maka perhitungannya 70% untuk GMU dan 30% untuk non GMU ; Kedua, mulai Oktober 2012 hingga Mei 2013, perhitungannya menjadi 70% untuk GMU dan 30% untuk non GMU ; Ketiga, mulai Juni 2013 sampai akhir kontrak, perhitungannya menjadi 80% untuk GMU dan 20% untuk non GMU. Diharapkan, seluruh GMU habis terserap pada akhir kontrak yaitu Agustus 2014.
5. Gas Lapangan S & CS untuk Keramasan
Medco juga akan memasok gas dari lapangan S & CS untuk pembangkit listrik Keramasan, Palembang. Sesuai perjanjian jual beli gas, Medco memasok gas dengan dua titik serah, yaitu di pembangkit listrik Keramasan sebanyak 22,3 bbtud, serta di Pagardewa (Kabupaten Muara Enim) untuk memasok pembangkit listrik Muara Tawar sebanyak 20 bbtud. Kemudian, perjanjian gasPeresmian PLTMG Merah MaTa.
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.
Sewaktu mengalirkan gas ke pembangkit listrik Muara Tawar, terdapat kendala dari kondisi gas yang off spec menurut PGN, sehingga diperlukan treatment oleh PGN. Untuk dapat mengalirkannya, gas dialihkan ke PGN dulu, baru kemudian dialirkan ke Muara Tawar. Sesuai rencana di perjanjian, gas dikembalikan ke PLN pada 31 Desember 2012. Sekarang sedang dibahas pengembalian gas itu ke PLN untuk dialirkan ke Muara Tawar.
7. Gas Lapangan Migas Region Sumbagsel
untuk Keramasan
Selain dari Medco, pembangkit listrik Keramasan menerima pasokan gas dari Pertamina EP sebesar 15 bbtud. Sesuai perjanjian jual beli gas, pasokan diambil dari lapangan migas Region Sumatera Bagian Selatan yang berlaku selama lima tahun, sejak 21 November 2010 sampai 20 November 2015. Titik serah di well head dan gas disalurkan melalui pipa Pertagas dengan toll fee ditentukan BPH MIGAS.
8. Gas dari PDPDE
Untuk memenuhi kebutuhan kelistrikan sistem Sumatera pada saat beban puncak, PLN telah menandatangani PJBG dengan Perusahaan Daerah Pertambangan dan Energi (PDPDE) Sumatera Selatan, dengan volume gas 3 bbtud menggunakan teknologi CNG.
CNG Plant Jakabaring Sumatera Selatan.
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
Pulau Jawa, salah satu pulau yang sumber gasnya sudah dimanfaatkan dengan baik..
D
ibanding tempat lain, Pulau Jawa merupakan penggunaenergi terbesar di Indonesia atau sekitar 82% dari total kebutuhan gas PLN. Sayangnya, kebanyakan sumber gas berada di luar Pulau Jawa. Kendati begitu, bukan berarti di sekitar pulau ini sama sekali tak ada sumber gas. Di Pulau Jawa, pembangkit-pembangkit berbahan bakar gas yang menjadi tulang punggung pemasok listrik adalah PLTGU Muara Tawar, PLTGU Muara Karang, PLTGU Tanjung Priok, PLTGU Cilegon, PLTGU Grati, PLTGU Gresik, dan Pembangkit Tambak Lorok yang dulu sempat “minum banyak BBM”.
Berikut beberapa pasokan gas untuk pembangkit di Pulau Jawa.
PLTGU
Cilegon PLTGU Tj Priok PLTGU Muara Karang
PLTG Tambak Lorok
PLTGU Gresik PLTGU Grati PLTS Pesanggeran PLTGU Muara Tawar
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 Station SBU Distric Area
Existing Main Distribution Pipeline Under Development Main Distribution Pipeline Constructed in 2007 (Under Tender Process) SSWJ Transmition Pipeline Palembang SSWJ II SSWJ I Banten Bogor Bekasi Karawang Cirebon
menyalurkan gas ke sejumlah pembangkit seperti PLTGU Cilegon. Adapun SSWJ II membentang sepanjang 654 km dengan diameter 16” hingga 32” dari station Grissik, Jambi, ke station Muara Bekasi, Jawa Barat, dengan kapasitas pipa saat ini 530 bbtud
Pembangkit PLN yang menerima gas dari PGN adalah PLTGU Cilegon kapasitas 750 MW. Unit bisnis PLN Pembangkitan Jawa Bali (PJB) ini beroperasi komersial sejak Mei 2006. Untuk mengoperasikan PLTGU Cilegon, PLN mendapat pasokan gas antara lain dari PGN. Pasokannya sebanyak 27,27- 30 bbtud. Perjanjian Jual Beli Gas (PJBG) berlaku mulai 2009 sampai 2019 dengan harga gas rata-rata sebesar ± USD 6,4 per mmbtu berdasarkan kelompok tarif K2 aturan tarif PGN.
Selain ke PLTGU Cilegon, PGN menyuplai gas ke PLTG Priok. Hal ini tertuang dalam PJBG antara PT Indonesia Power (IP) dengan PGN. Gas dari PGN sebesar 27-30 sampai 31 Agustus 2013.
Pada 1 Mei 2012, PGN menaikkan harga gas ke industri dari ± USD 6,4 per mmbtu menjadi ± USD 10,13 per mmbtu atau naik 55%. PGN beralasan, kenaikan harga jual gas ke industri untuk mengimbangi keputusan ConocoPhillips dan Pertamina EP, dua pemasok gas utama PGN, yang menaikkan harga jualnya. Saat itu, ConocoPhillips menaikkan 203% harga gas ke PGN menjadi USD 5,61 per mmbtu. Sementara Pertamina EP menaikkan harga gas ke PGN 147%, menjadi USD 5,5 per mmbtu. Kenaikan harga gas PGN menimbulkan banyak protes dari sebagian besar pelanggan PGN, sehingga Pemerintah mengevaluasi kenaikan harga itu. Pemerintah akhirnya memutuskan sejak 1 September 2012, diberlakukan kenaikan harga gas bertahap dari tarif USD 6,74/MMBTU + Rp 750/m3 ekuivalen dengan USD 9 per mmbtu dan untuk tahap selanjutnya menjadi USD 7,56/MMBTU+ Rp 750/m3 mulai 1 April 2013.
Kenaikan harga berlaku juga bagi PLN yang mendapat pasokan gas melalui pipa SSWJ yang dioperasikan oleh PGN. Namun PLN
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.
