PT Perusahaan Listrik Negara is considering swaping or liquefied natural gas swap with Keppel Corporation Ltd., a Singapore-based energy infrastructure company.
PLN Strategic Procurement Director Nicke Widyawati said that the liquefied natural gas (LNG) swap is an advanced option on a memorandum of understanding (MOU) with Keppel that has been made before.
PLN and Keppel have signed the MoU on the construction of gas storage facilities for mobile power plant (MPP) in northern Sumatra. In the study, PLN can exchange the LNG quota from Bontang Refinery in East Kalimantan with Keppel's property.
"The original design was taken from Bontang. Then seen if taken from Singapore, the total price is cheaper or not. His study there, "he said at the Parliament building on Wednesday (6/9).
Although the LNG source is different, the LNG price obtained by PLN will be the same as that supplied from Bontang through the swap option. However, the cost of transportation can be different.
"In terms of transportation, if from Singapore compared to shorter Bontang, certainly would be cheaper," he said.
Even so, Nicke claimed there has been no further discussion of the swap option. So far the two sides are still conducting their respective studies for the required energy infrastructure. To enter the barter or swap option, PLN plans to amend the MoU with Keppel in the near future.
"The study was given 6 months. Tomorrow [this week] will sign another MoU, "he said.
Later, all decisions related to barter options are determined by general business review. If gas turns from Singapore more efficient, it can be realized by PLN.
According to him, the study should be completed soon. The reason is, PLN's mobile power plant has started to operate and needs gas supply.
Earlier, Deputy Minister of EMR Arcandra Tahar explained that every gas import plan should be carefully evaluated. The reason, if the price of gas is expensive, electricity rates will go up.
"All matters relating to import bids should be carefully evaluated. Well, the offer of US $ 3.8-US $ 4.0 per MMBtu was to my knowledge only the cost for regasification and transportation. "
IMPORT RULES
The government issued a regulation on the price limit of gas for power plants in January 2017. Not long ago with the LNG price formula at the 11.5% departure pier from the Indonesian crude price (ICP), the government issued a new formula recently.
Through Minister of Energy and Mineral Resources Regulation no. 45/2017 which supersedes ESDM Ministerial Regulation no. 11/2017 on Utilization of Natural Gas for Generators, the government re-tampered with the gas pricing formula.
From the original 11.5% of ICP to LNG at the departure dock, the government now regulates the price of piped gas at the maximum power plant PLN can purchase and private power developers at 14.5% of ICP. The reason for the change, the 11%, 5% formula is considered too high for PLN and private developers. The reason is, this price does not include the cost of LNG transportation, regasification, and the cost of channeling gas through the pipeline.
PLN and private power developers can use LNG if they have access or plans to build their own LNG receiving terminal. The LNG price at the plant gate can be purchased, under the pipe gas supply. In addition, if the import LNG price is equal to the domestic LNG price, the developer must purchase from domestic supply. LNG that requires a longer process to be used in a power station actually gets the same formula as a pipe gas that only needs a process of delivery through the pipeline.
Previously, Director of Fuel Oil and Gas PLN Chairman Rachmatullah said that for the provision of gas generating the next, after the existence of this rule, the use of LNG will be more difficult.
Because the four existing LNG receiving terminals are not yet operating efficiently, so the cost of regasification is high. Thus, it is difficult to use LNG with a 14.5% formula from ICP which has included regasif cost factor as well as distribution to plant gate.
Four regasification facilities currently in operation, namely in Benoa, Bali (owned by PT Pembangkitan Jawa Bali) with a capacity of 50 million cubic feet per day (MMscfd); in Lampung [owned by PT Perusahaan Gas Negara Tbk., with capacity of 240 MMscfd; Arun-Aceh (owned by Pertamina) and in West Java (owned by Nusantara Regas) with capacity of 400 MMscfd.
IN INDONESIA
PLN Tinjau Swap LNG lmpor
PT Perusahan Listrik Negara sedang mempertimbangkan untuk melakukan penukaran atau swap gas alam cair dengan Keppel Corporation Ltd., perusahaan infrastruktur energi asal Singapura.
Direktur Pengadaan Strategis PLN Nicke Widyawati mengatakan bahwa swap gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) tersebut merupakan opsi lanjutan atas nota kesepahaman bersama (memorandum of understanding/MOU) dengan Keppel yang telah dibuat sebelumnya.
PLN dan Keppel telah meneken MoU tentang pembangunan fasilitas penyimpanan gas untuk pembangkit listrik bergerak (mobile power plant/MPP) di wilayah Sumatra bagian utara. Dalam kajian tersebut, PLN bisa menukar jatah LNG dari Kilang Bontang di Kalimantan Timur dengan milik Keppel.
“Desain awalnya itu diambil dari Bontang. Kemudian dilihat kalau diambil dari Singapura, total harganya lebih murah atau tidak. Kajiannya ke arah situ,” katanya di gedung DPR, Rabu (6/9).
Kendati sumber LNG itu berbeda, harga LNG yang diperoleh PLN akan sama dengan yang dipasok dari Bontang melalui opsi swap tersebut. Namun, biaya transportasinya bisa berbeda.
“Secara kasat mata transportasinya kalau dari Singapura dibanding dari Bontang lebih pendek, tentunya pasti akan lebih murah,” ujarnya.
Meskipun begitu, Nicke mengaku belum ada pembicaraan lebih lanjut mengenai opsi swap tersebut. Sejauh ini kedua belah pihak masih melakukan kajian masing-masing untuk infrastruktur energi yang dibutuhkan. Untuk memasukan opsi barter atau swap tersebut, PLN berencana mengamendemen MoU dengan Keppel dalam waktu dekat.
“Kajian diberi waktu 6 bulan. Besok [pekan ini] mau ditandatangani lagi MoU-nya," tuturnya.
Nantinya, seluruh keputusan terkait opsi barter tersebut ditentukan dengan kajian bisnis secara umum. Jika ternyata gas dari Singapura lebih efisien, hal tersebut bisa direalisasikan oleh PLN.
Menurutnya, kajian tersebut harus segera dirampungkan. Pasalnya, pembangkit listrik bergerak milik PLN sudah mulai beroperasi dan membutuhkan pasokan gas.
Sebelumnya, Wakil Menteri ESDM Arcandra Tahar menjelaskan bahwa setiap rencana impor gas harus dievaluasi secara hati-hati. Alasannya, jika harga gas mahal, tarif listrik akan ikut naik.
“Semua hal-hal yang berkaitan tawaran impor harus hati-hati dievaluasi. Nah, tawaran US$ 3,8-US$ 4,0 per MMBtu itu setahu saya hanya biaya untuk regasifikasi dan transportasi."
ATURAN IMPOR
Pemerintah mengeluarkan aturan tentang batas harga gas pembangkit pada Januari 2017. Belum lama bertahan dengan formula harga LNG di dermaga keberangkatan 11,5% dari harga minyak mentah Indonesia (Indonesian crude price/ICP), pemerintah menerbitkan formula baru belum lama ini.
Melalui Peraturan Menteri ESDM No. 45/2017 yang menggantikan Peraturan Menteri ESDM No. 11 /2017 tentang Pemanfaatan Gas Bumi untuk Pembangkit, pemerintah mengutak-atik ulang formula harga gas pembangkit.
Dari semula 11,5% dari ICP untuk LNG di dermaga keberangkatan, kini pemerintah mengatur harga gas pipa di pembangkit maksimum yang bisa dibeli PLN dan pengembang listrik swasta sebesar 14,5% dari ICP. Alasan perubahan itu, formula 11 ,5% dianggap masih terlalu tinggi bagi PLN dan pengembang swasta. Pasalnya, harga ini belum mencakup biaya transportasi LNG, regasifikasi, dan biaya penyaluran gas melalui pipa.
PLN dan pengembang listrik swasta pun bisa menggunakan LNG bila memiliki akses atau rencana untuk membangun terminal penerimaan LNG sendiri. Harga LNG di plant gate yang bisa dibeli, yakni di bawah penawaran gas pipa. Selain itu, bila harga LNG impor sama dengan harga LNG domestik, pengembang wajib membeli dari pasokan domestik. LNG yang memerlukan proses lebih panjang untuk bisa digunakan di pembangkit listrik justru mendapat formula yang sama dengan gas pipa yang hanya membutuhkan proses penghantaran melalui pipa.
Sebelumnya, Direktur Bahan Bakar Minyak dan Gas PLN Chairani Rachmatullah mengatakan bahwa untuk penyediaan gas pembangkit berikutnya, setelah adanya aturan ini, penggunaan LNG akan semakin sulit.
Pasalnya, empat terminal penerimaan LNG yang sekarang ada saat ini belum beroperasi secara efisien sehingga biaya regasifikasi tinggi. Dengan demikian, sulit untuk menggunakan LNG dengan formula 14,5% dari ICP yang sudah memasukkan faktor biaya regasifIkasi juga distribusi ke plant gate.
Empat fasilitas regasifikasi yang saat ini beroperasi, yakni di Benoa, Bali (milik PT Pembangkitan Jawa Bali) berkapasitas 50 juta kaki kubik per hari (MMscfd); di lampung [milik PT Perusahaan Gas Negara Tbk., berkapasitas 240 MMscfd; Arun-Aceh (milik Pertamina) serta di Jawa Barat (milik Nusantara Regas) dengan kapasitas 400 MMscfd.
Bisnis Indonesia, Page-28, Thursday, Sept 7, 2017
No comments:
Post a Comment