Kondisi Ketersediaan Pasokan Gas Untuk Pembangkit Listrik PLN

Walaupun Indonesia bukan merupakan pemilik cadangan gas alam yang terbesar dalam skala dunia, namun cadangan gas alam di Indonesia cukup besar, yaitu diperkirakan 150,7 TCF41 yang tersebar terutama di Kepulauan Natuna, Sumatera Selatan, dan Kalimantan Timur serta Tangguh di Papua. Tahun 2012, produksi gas alam sebesar 3,17 TCF. Jika tingkat produksi tahunan adalah 3,17 TCF, maka seluruh cadangan gas alam Indonesia yang 29 miliar ton di atas akan habis dalam waktu sekitar 47 tahun apabila tidak ditemukan cadangan baru. Dari produksi gas alam tersebut, peruntukan untuk sektor kelistrikan sebesar 0,29 TCF. Porsi terbesar produksi gas alam adalah untuk ekspor dalam bentuk LNG sebesar 18,1 juta ton.

Namun pada kenyataannya kebutuhan gas alam untuk pembangkitan tenaga listrik di Indonesia tidak selalu tercukupi. PLN menghadapi persoalan kecukupan pasokan gas di beberapa pembangkit skala kecil maupun skala besar. Pasokan gas ke pusat pembangkit PLN pada kenyataannya mengalami penurunan, ketidakpastian bahkan kelangkaan pasokan dalam beberapa tahun terakhir ini sebagaimana tunjukkan dalam RUPTL PLN 2015-2024. 

PLN berupaya mengurangi pemakaian BBM yang dipakai pada pembangkit beban puncak dengan
beralih ke CNG atau LNG/mini-LNG. Hal ini akan dijelaskan lebih lanjut di bawah ini.

LNG dan Mini-LNG

Mengingat harga gas dari LNG sangat tinggi, maka gas ini hanya ekonomis untuk dipakai di pembangki peaking, bukan pembangkit beban dasar. PLN merencanakan pemanfaatan LNG untuk pembangkit beban puncak dan pembangkit yang bersifat must-run di sistem kelistrikan Jawa - Bali dan Sumatera.
Pada tahun 2012 telah mulai beroperasi FSRU Jakarta untuk memasok pembangkit Muara Karang dan Priok. Rencana FSRU Belawan telah dibatalkan oleh Pemerintah dan sebagai gantinya Pemerintah akan merevitalisasi fasilitas LNG Arun sebagai storage dan regasifikasi LNG. Sumber LNG untuk FSRU Jakarta pada saat ini berasal dari lapangan Bontang dan Tangguh, dan sumber LNG untuk Arun direncanakan dari lapangan Tangguh.

Sedangkan di Indonesia Timur, PLN merencanakan pemanfaatan mini-LNG untuk pembangkit beban puncak pada sistem-sistem besar di Kalimantan dan Sulawesi. Namun demikian, tidak menutup kemungkinan mini-LNG juga akan dimanfaatkan untuk pembangkit beban dasar sekaligus beban puncak pada sistem-sistem kecil tersebar. Hal ini disebabkan biaya pokok produksi PLTMG dengan mini-LNG diperkirakan masih lebih ekonomis dibanding pembangkit BBM, juga lebih andal.

Beberapa proyek pembangkit di Sumatera yang akan menggunakan LNG adalah sebagai berikut:

  • ·       Arun: Sejalan dengan rencana Pemerintah untuk merevitalisasi gas Arun, maka akan tersedia fasilitas storage dan regasifikasi LNG di Arun. PLN bermaksud memanfaatkan gas dari fasilitas regasifikasi Arun untuk pembangkit peaker di Arun sebesar 200 MW dan Sumbagut-1 (rencana lokasi di Pangkalan Brandan atau Belawan) sebesar 250 MW. Gas dari fasilitas Arun ini juga akan disalurkan ke Belawan melalui pipa sepanjang sekitar 460 km untuk mengoperasikan PLTGU Belawan yang telah ada dan beberapa PLTG di Paya Pasir. Kebutuhan gas tersebut adalah sebanyak 10 bbtud untuk Arun, 10 bbtud untuk Sumbagut-1, 75 bbtud untuk Belawan dan 10 bbtud untuk Paya Pasir, 45 bbtud untuk Sumbagut-2, 3 dan 4 sehingga total gas yang dibutuhkan adalah 150 bbtud.
  • ·           Beberapa lokasi PLTG/MG, yaitu di Selat Panjang 15 MW, Tanjung Balai Karimun 40 MW, Tanjung Batu 15 MW, Dabo Singkep 15 MW, Natuna 20 MW, Belitung 30 MW dan Bintan 30 MW yang akan menggunakan LNG/mini-LNG dengan kebutuhan gas rata-rata untuk tiap-tiap lokasi sekitar 3-5 bbtud.
Adapun rencana pemanfaatan LNG/mini-LNG di Indonesia Timur adalah sebagai berikut:

  • ·           Pembangkit peaker di Kalimantan yaitu Kaltim Peaker 2 (100 MW) dan Kalsel Peaker (200 MW) serta PLTD Batakan, dengan memanfaatkan gas lapangan Simenggaris di Kalimantan Utara dalam bentuk mini-LNG.
  • ·           Pembangkit peaker di Sulawesi Selatan yaitu Makasar peaker 450 MW, Sulsel peaker 150 MW, dengan memanfaatkan gas dari lapangan Wasambo dalam bentuk mini LNG.
  • ·           Pembangkit Minahasa peaker 150 MW dan Gorontalo peaker 100 MW direncanakan akan memanfaatkan gas dari lapangan Wasambo atau Matindok dalam bentuk mini-LNG.
  • ·           Ambon peaker 50 MW diperkirakan menggunakan gas dari lapangan Matindok dan Jayapura peaker 40 MW dari lapangan Tangguh atau Salawati.
  • ·          Sedangkan pembangkit Kupang peaker 40 MW, Sumbawa peaker, Bima peaker total 80 MW dan Maumere peaker 40 MW, belum terindikasi sumber pasokan
CNG

CNG pada mulanya dimaksudkan untuk memanfaatkan potensi sumur-sumur gas dengan kapasitas relatif kecil maupun sumur gas marginal yaitu dengan mengumpulkan terlebih dahulu gas dengan volume kecil tersebut ke dalam suatu penyimpanan, lalu digunakan hanya pada periode singkat.

Namun kemudian PLN juga memutuskan untuk menggunakan CNG skala besar untuk pembangkit di Jawa untuk mengatasi ketidakmampuan pemasok gas mengikuti pola pembebanan yang lebih fluktuatif akibat perubahan peran pembangkit gas dari baseloader menjadi load follower atau peaker.
PLN telah memetakan potensi pemanfaatan CNG untuk pembangkit peaking di Sumatera, Indonesia Timur dan Jawa. Saat ini telah dioperasikan CNG storage oleh pemasok gas di Sumatera Selatan yang gasnya dimanfaatkan untuk PLTG peaking Jaka Baring (50 MW), yang mulai beroperasi pada bulan Februari 2013.
Rencana pemanfaatan CNG lainnya di Sumatera adalah:
  • 1.      CNG Sungai Gelam dengan kapasitas sebesar 4,5 bbtud akan digunakan untuk pembangkit peaking 104 MW.
  • 2.      CNG dari gas Jambi Merang sebesar 10 bbtud akan dialokasikan untuk pembangkit peaker di Duri dengan kapasitas sekitar 200 MW.
  • 3.      CNG untuk pembangkit peaker di Jambi dengan kapasitas sebesar 100 MW.
  • 4.      CNG untuk pembangkit peaker di Lampung dengan kapasitas sebesar 200 MW.
Rencana pemanfaatan CNG di Indonesia Timur adalah pembangkit peaking Bangkanai di Kalimantan
Tengah dan Lombok. Berbeda dengan di tempat lain yang memanfaatkan pasokan gas pipa pemasok
ke Pembangkit, untuk Lombok pasokan CNG direncanakan akan diperoleh dari pemasok gas pipa di
Gresik yang akan di kompresikan terlebih dahulu lalu ditransportasikan ke Lombok menggunakan
CNG Vessel.

Untuk Pulau Jawa, kebutuhan gas dalam bentuk CNG adalah sebagai berikut:
  • 1.      Grati 15 bbtud sudah beroperasi bulan Juni 2013 untuk mengoperasikan PLTG peaking eksisting dan rencana PLTGU peaking Grati.
  • 2.      Tambak Lorok sebanyak 16 bbtud untuk mengoperasikan sebagian dari PLTGU sebagai pembangkit peaking.
  • 3.      Gresik sebanyak 20 bbtud untuk mengoperasikan pembangkit peaking dan sebagian CNG untuk dikirim ke Lombok.
  • 4.     Muara Tawar sebanyak 20 bbtud untuk memenuhi kebutuhan operasi peaking.
Sumber : RUPTL PLN



Share on Google Plus

About Redaksi

Satu Blog Untuk Energi, Berisi Artikel, Data, Tips, Skema, Gambar, Makalah di Bidang Energi . Artikel yang ditayangkan terdiri dari Teori Dasar, Penemuan, Aplikasi Ilmu, Kebijakan Pemerintah, Layanan Perusahaan Energi, Tips-tips mudah sebagai konsumen, Isu Tekini di bidang Energi, Pengetahuan Praktis, Skema Dasar dan Makalah di bidang Energi seperti Kelistrikan, PLN, dan Sumber energi Primer (Air, Angin, Laut, Panas Bumi, Nuklir, Batubara, Minyak, Gas).

0 comments:

Post a Comment