When should Indonesia Import LNG?

The government is determined to enlarge the portion of new and renewable energy consumption and reduce fossil energy consumption, especially oil and gas.

Therefore, the Minister of Energy and Mineral Resources Ignasius Jonan issued a decree related to the Electricity Supply Business Plan 2017-2026. From the plan it was found that the energy mix used to power the generator turbine generator changed.

RUPTL 2017-2026 and it is known that the new renewable energy mix up to 22.60% from the previous portion of 19.70%, the portion of coal rose slightly to 50.40% from 50.30% previously.

Meanwhile, the share of gas power generation fell to 26.60% from 29.40% previously, the last fuel oil (BBM) trimmed to 0.40% from 0.60% previously.

Thus, coal generating capacity in 2025 is 63,352 megawatts (MW), new renewable energy-based generator of 28,282 MW In addition, the total gas power plant (PLTVG) is 33,436 MW, while diesel-fueled generators operate at 503 MW

In addition, there are some changes related to the achievement of the 35,000 MW project that is likely to change the gas balance. As an illustration, from PLN data, from 2015 to March 10, 2017, out of a total of 359 MW newly generated 639 MW or 2% commercially operating. As a result, the installed capacity target in 2019 becomes 79,200 MW and when exactly should Indonesia import liquefied natural gas (LNG) or liquefied natural gas (LNG)? Gas Director of PT Pertamina Yenni Andayani said LNG is a unique business.

The reason is, unlike gas pipelines, LNG prices are strongly associated with oil prices. Associated with LNG imports, in fact must be supported by infrastructure. He calls the capacity of existing storage and regasification facilities sufficient to hold LNG cargoes whenever imports are made today. However, proper distribution is required.

In the country there are only four fasility in Benoa, Bali (owned by PT Pembangkitan Jawa Bali) with capacity of 50 million standard cubic feet per day / MMscfd, in Lampung (owned by PT Perusahaan Gas Negara Tbk with capacity of 240 MMscfd in Arun, Aceh (owned by Pertamina ) As well as in West Java (owned by PT Nusantara Regas) with total capacity of 400 MMscfd.

He also assessed, assuming economic growth, electricity consumption growth, LNG import is only done after 2020. However, as state-owned enterprises, Pertamina has the obligation to secure supply if it turns out economic growth and electricity consumption soared and make domestic capabilities supplying LNG lower Of necessity. LNG imports we buy and enter later in accordance with the deficit we see in accordance with predicted [Ministry] ESDM. After 2020.

Pertamina has made several agreements to bring in LNG cargoes from outside. Based on the record, there is an agreed LNG supply agreement.

First, Total long-term agreement with Pertamina for LNG supply of 0.40 million tons up to 1 million tons per year starting in 2020 and lasting for 15 years. The supply comes from the Corpus Christi Project, USA. Instead, Total will supply LNG to Pertamina with the same volume of 0.40 million-1 million tons per year.

Second, Pertamina has signed a gas sale and purchase agreement with Cheniere Energy Inc. subsidiary, Corpus Christi Liquefaction Liability Company to supply 0.76 million tons per year of LNG from 2019 for 20 years.

Thirdly, Pertamina has also contracted with Cheniere Energy with the same volume, but it starts in 2018 with a duration of 20 years.

Recently, Pertamina also signed a head of agreement with Exxon-Mobil to buy 20 million tons with a 20-year contract. Later, 1 million tons of LNG will be imported from Papua New Guinea from 2025.

According to Yenni, imports are an option because a number of projects that are deemed to be able to sustain domestic demand at that time are still in the development stage, even so slowly that development causes uncertainty.

For example, he mentioned the development project of Fast Natuna Block and Eternal Field, Masela Block. There are several fields, very large, Abadi, Natuna, but until now we are waiting for its development. The existing field is currently declining. We are faced with choices.

DOMESTIC FIELD

Meanwhile, Special Force Specialist for Oil and Gas Upstream Oil and Gas Executives (SKK Migas) Sampe L. Purba said domestic gas field is still able to supply domestic needs.

He admitted that some gas fields have decreased production. However, with a number of changing assumptions, the projected supply and demand for LNG has changed. He considers, the projection set too high.

He assumes that domestic LNG prices are still affordable. The thing that causes the gas price to be high is the cost of processing ie liquefaction and delivery of gas through pipes.

For example, in the case of piped gas prices in Medan and surrounding areas, the original gas price of US $ 12 per MMBtu could drop to US $ 9 per MMBtu by simply changing the gas supply.

The price of US $ 12 is due to the gas sold and the LNG imported from Tangguh. Meanwhile, the price of US $ 9 per MMBtu obtained from the nearest field because it is not necessary through the process of regasification. In fact, our domestic LNG is not absorbed in the domestic market. Also not right, as if the door to import LNG opened, so cheap [gas price].

With a number of assumptions used to establish supply capabilities and needs, the import option is not really something to avoid. Through a number of rules to maintain domestic production, such as the return on investment of upstream oil and gas business activities through Ministerial Regulation no. 26/2017, in fact there is still hope that domestic needs can be met without import.

However, the government needs to set a safe limit on the supply of imported LNG that must be provided. If 2020 or 2025 is the right time to import LNG, from now on the government should start looking for the source of supply, of course with a strict calculation to be appropriate. Of course, by including the assumptions of its infrastructure distribution.

IN INDONESIAN

Kapan Indonesia Harus lmpor LNG?

Pemerintah bertekad untuk memperbesar porsi pemakaian energi baru dan terbarukan serta mengurangi konsumsi energi fosil, khususnya minyak dan gas bumi.

Untuk itu, Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Ignasius Jonan mengeluarkan surat keputusan terkait dengan Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik 2017-2026. Dari rencana tersebut didapatkan bahwa bauran energi yang digunakan untuk menggerakkan generator turbin pembangkit berubah.

Dan RUPTL 2017-2026 diketahui bahwa bauran energi baru terbarukan naik menjadi 22,60% dari porsi sebelumnya 19,70%, porsi batu bara naik tipis menjadi 50,40% dari sebelumnya 50,30%.

Adapun, porsi pembangkit listrik tenaga gas turun menjadi 26,60% dari sebelumnya 29,40%, terakhir bahan bakar minyak (BBM) dipangkas menjadi 0,40% dari sebelumnya 0,60%.

Dengan demikian, kapasitas pembangkit batu bara pada 2025 sebanyak 63.352 megawatt (MW), pembangkit berbasis energi baru terbarukan sebesar 28.282 MW Selain itu, pembangkit listrik tenaga gas (PLTVG) total kapasitasnya 33.436 MW, sedangkan pembangkit berbahan bakar diesel yang beroperasi sejumlah 503 MW

Selain itu, terdapat beberapa perubahan terkait dengan capaian proyek 35.000 MW sehingga besar kemungkinan akan mengubah neraca gas. Sebagai gambaran, dari data PLN, sejak 2015 hingga 10 Maret 2017, dari total pembangkit 35.000 MW baru 639 MW atau 2% yang beroperasi secara komersial. 

     Alhasil, target kapasitas terpasang pada 2019 menjadi 79.200 MW lalu kapan sebenamya Indonesia harus mengimpor gas alam cair atau liquefafd natural gas (LNG)? Direktur Gas PT Pertamina Yenni Andayani mengatakan, LNG merupakan bisnis yang unik.

Pasalnya, berbeda dengan gas pipa, harga LNG sangat terkait dengan harga minyak. Terkait dengan impor LNG, sebenarnya harus didukung oleh infrastruktur. Dia menyebut kapasitas fasilitas penyimpanan dan regasifikasi yang ada cukup untuk menampung kargo LNG bila pun impor dilakukan hari ini. Namun, diperlukan persebaran yang tepat.

Di dalam negeri hanya terdapat empat fasilitas yakni di Benoa, Bali (milik PT Pembangkitan Jawa Bali) berkapasitas 50 million standard cubic feet per day/MMscfd, di Lampung (milik PT Perusahaan Gas Negara Tbk. berkapasitas 240 MMscfd di Arun, Aceh (milik Pertamina) serta di Jawa Barat (milik PT Nusantara Regas) dengan total kapasitas 400 MMscfd.

Dia pun menilai, dengan asumsi pertumbuhan ekonomi, pertumbuhan konsumsi listrik, impor LNG baru dilakukan setelah 2020. Namun, sebagai badan usaha milik negara, Pertamina memiliki kewajiban mengamankan pasokan bila ternyata pertumbuhan ekonomi dan pengonsumsian listrik melonjak dan membuat kemampuan dalam negeri memasok LNG lebih rendah dari kebutuhan. Impor LNG yang kami beli dan masuk nanti sesuai dengan defisit yang kami lihat sesuai dengan prediksi [Kementerian] ESDM. Setelah tahun 2020.

Pertamina sudah melakukan sejumlah kesepakatan untuk mendatangkan kargo LNG dari luar. Berdasarkan catatan, terdapat kesepakatan pasokan LNG yang diteken sebelumnya.

Pertama, kesepakatan jangka panjang Total dengan Pertamina untuk pasokan LNG sebesar 0,40 juta ton sampai dengan 1 juta ton per tahun yang dimulai pada 2020 dan berlangsung selama 15 tahun. Pasokan tersebut berasal dari Proyek Corpus Christi, Amerika Serikat. Sebagai gantinya, Total akan memasok LNG ke Pertamina dengan volume yang sama yakni 0,40 juta-1 juta ton per tahun.

Kedua, Pertamina telah menandatangani perjanjian jual beli gas dengan anak usaha Cheniere Energy Inc., yakni Corpus Christi Liquefaction Liability Company untuk memasok 0,76 juta ton per tahun LNG mulai 2019 selama 20 tahun.

Ketiga, Pertamina juga sudah berkontrak dengan Cheniere Energy dengan volume yang sama, tetapi dimulai pada 2018 dengan durasi 20 tahun.

Belum lama ini, Pertamina juga menandatangani pokok perjanjian (head of agreement) dengan Exxon-Mobil untuk membeli 20 juta ton dengan kontrak 20 tahun. Nantinya, 1 juta ton LNG akan didatangkan dari Papua Nugini mulai 2025. 

Menurut Yenni, impor menjadi pilihan karena sejumlah proyek yang dianggap bisa menopang kebutuhan dalam negeri pada masa itu masih dalam tahap pengembangan, bahkan begitu lamban perkembangannya sehingga menyebabkan ketidakpastian.

Sebagai contoh, dia menyebut proyek pengembangan Blok Fast Natuna dan Iapangan Abadi, Blok Masela. Ada beberapa lapangan, sangat besar, Abadi, Natuna, tapi sampai saat ini kami nunggu perkembangannya. Lapangan yang ada saat ini mulai declining. Kami dihadapkan pada pilihan-pilihan.

LAPANGAN DOMESTIK

Sementara itu, Tenaga Ahli Satuan Kerja Khusus Pelaksana Kegiata Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (SKK Migas) Sampe L. Purba mengatakan lapangan gas dalam negeri masih mampu menyuplai kebutuhan domestik. 

Dia mengakui, beberapa lapangan gas memang mengalami penurunan produksi. Namun, dengan sejumlah asumsi yang berubah, seharusnya proyeksi pasokan dan permintaan LNG pun berubah. Dia menganggap, proyeksi yang ditetapkan terlalu tinggi. 

Dia beranggapan bahwa harga LNG dalam negeri masih terjangkau. Hal yang menyebabkan harga gas menjadi tinggi ialah biaya pengolahan yakni pencairan dan penghantaran gas melalui pipa.

Sebagai contoh, pada kasus harga gas pipa di Medan dan sekitarnya, harga gas yang semula US$ 12 per MMBtu bisa turun menjadi US$9 per MMBtu hanya dengan mengubah pasokan gas.

Harga US$12 dikarenakan gas yang dijual berasal dan LNG yang didatangkan dari Tangguh. Sementara itu, harga US$9 per MMBtu didapat dari lapangan terdekat karena tidak perlu melaui proses regasifikasi. Bahkan, LNG domestik kita pun tidak terserap di pasar domestik. Juga tidak tepat, seolah-olah kalau pintu impor LNG dibuka, jadi murah [harga gasnya].

Dengan sejumlah asumsi yang digunakan untuk menetapkan kemampuan pasokan dan kebutuhan, opsi impor sebenarnya bukanlah sesuatu yang harus dihindari. Melalui sejumlah aturan untuk menjaga produksi dalam negeri, seperti pengembalian investasi kegiatan usaha hulu migas lewat Peraturan Menteri No. 26/2017, sebenarnya masih ada harapan bahwa kebutuhan domestik bisa terpenuhi tanpa impor.

Akan tetapi, pemerintah perlu menyiapkan batas aman pasokan LNG impor yang harus disediakan. Bila memang 2020 atau 2025 merupakan waktu yang tepat untuk mengimpor LNG, mulai sekarang pemerintah harus mulai mencari sumber pasokannya, tentu dengan perhitungan yang ketat agar tepat guna. Tentunya, dengan memasukkan asumsi sebaran infrastrukturnya. 

Bisnis Indonesia, Page-30, Tuesday, May, 2, 2017