Perbedaan Industri Migas dan Industri Manufaktur

Industri migas merupakan industri ekstraktif. Industri migas tidak memiliki karakteristik yang sama dengan industri manufaktur. Kenaikan harga suatu produk atau komoditas (biasanya karena suplai lebih besar daripada demand, entah karena lonjakan demand atau menurunnya suplai) akan menstimulasi produsen produk untuk meningkatkan kapasitas produksinya, yang akhirnya akan membuat suplai sesuai demand sehingga tercapai kesetimbangan baru pada harga pasar.

Tidak seperti industri manufaktur yang dengan menambah kapasitas pabriknya akan menjamin peningkatan tingkat produksi, usaha-usaha yang dilakukan oleh perusahaan minyak tidak bisa otomatis menambah kapasitas fasilitasnya.

 

Upaya yang dilakukan perusahaan minyak adalah menggalakkan eksplorasi untuk mendapatkan penemuan cadangan baru, akan tetapi tidak ada jaminan bahwa setiap usaha eksplorasi otomatis menemukan cadangan hidrokarbon yang ekonomis. Cukup sering bahwa setelah menghabiskan uang sekian juta dolar ternyata tidak dapat cadangan. Tidak ada jaminan kepastian peningkatan tingkat produksi seperti di industri manufaktur.

Jika ditemukan cadangan hidrokarbon, tidak selalu cukup ekonomis untuk dikembangkan.

Jika cadangan yang ditemukan cukup ekonomis pun, tidak berarti langsung bisa diproduksi. Perlu diingat, peraturan yang berlaku menyatakan migas adalah kekayaan bangsa ini, bukan milik perusahaan, sehingga dibutuhkan persetujuan dari negara (BPMIGAS dan ESDM) terhadap rencana pengembangan lapangan. Pembuatan persetujuan ini memakan waktu yang cukup lama. Bahkan setelah disetujui, tidak berarti eksekusi merupakan hal yang mudah. Pembebasan lahan membutuhkan negosiasi harga yang biasanya bisa memakan waktu cukup lama.

Selain itu pengadaan barang dan jasa utk kebutuhan perusahaan minyak bukanlah hal yg mudah. Pada saat seperti sekarang ketika semua oil company menggiatkan usaha-usahanya, rig menjadi barang langka, harga baja mendadak ikut naik, fabrikator tiba-tiba bekerja full capacity untuk membuat berbagai peralatan dari mulai platform sampai pressure vessel, jumlah kapal mendadak tidak cukup, dan lain sebagainya, membuat seluruh biaya naik sehingga budget perusahaan minyak perlu direvisi dan disetujui oleh BPMIGAS, yang tentu saja memakan waktu.

Kebanyakan lapangan di Indonesia sudah tua, sehingga perlu dilakukan usaha-usaha tambahan. Kalau dulu tekanan di reservoir cukup untuk mendorong hidrokarbon ke permukaan, sekarang perlu disedot dengan berbagai metode. Selain itu sekarang yang dikejar adalah perkiraan cadangan yg letaknya lebih dalam artinya biayanya pasti lebih tinggi. Seluruh usaha tambahan tentunya akan memerlukan biaya lebih tinggi.

Untuk perusahaan minyak yang juga beroperasi di negara lain, prospek-proyek di Indonesia harus dibandingkan dengan prospek proyek di negara lain, untuk penetapan alokasi sumber daya yang dapat memberikan tingkat keuntungan yang optimal bagi perusahaan. 

Oleh karena itu, di kala krisis energi seperti sekarang ini sudah kewajiban kita lah untuk menghemat penggunaan energi yang tidak terbarukan. Upaya yang dapat kita lakukan untuk menghemat energi antara lain adalah dengan mengembangkan alat-alat yang lebih hemat energi dan meningkatkan efisiensi manajemen penggunaan energi. Sekali lagi, krisis energi adalah krisis ketersediaan, bukan semata supply dan demand saja :)

Transportasi Gas Bumi di Indonesia

Gas bumi merupakan pilihan tepat untuk memenuhi kebutuhan energi di pulau Jawa, karena ketersediaanya yang cukup besar di pulau-pulau lain di Indonesia serta nilai ekonominya yang tinggi untuk menggantikan BBM yang kini dipakai berlebihan dengan subsidi pemakaiannya yang memberatkan APBN.  Gas  bumi adalah bahan bakar (fuel) bersih, berkalori tinggi, pembakarannya efisien, cadangannya di Indonesia besar dan harganya murah. Jawa, pulau yang mengkonsumsi sekitar 70 persen dari konsumsi energi di Indonesia, harus menyehatkan struktur konsumsi energinya dari ketergantungan berlebihan pada BBM dengan memperbesar pemakaian gas bumi sebagai  alternatif pertama dan utama. 

Seperti halnya minyak bumi, setelah kegiatan produksi di sisi hulu, industri hilir gas bumi diawali dengan kegiatan pengilangan gas, yang memproduksi LNG dan LPG. Di samping itu, terdapat pula kegiatan pemurnian gas di sisi hulu,  yang hasilnya kemudian -tanpa melalui kilang- disalurkan langsung melalui jalur pipa (pipeline) transmisi/distribusi gas bumi untuk diteruskan ke konsumen. Sebelum gas ditransportasikan, gas bisa melalui proses pencairan terlebih dahulu, isa juga tidak. Produk kilang gas berupa LNG ditransportasikan dengan tanker LNG ke tujuan pengiriman yang biasanya terletak pada jarak yang sangat jauh dari lokasi kilang gas.  Sebagai contoh, produk LNG dari kilang-kilang di Bontang (Kalimantan Timur) dan Arun (Aceh) dikirimkan ke wilayah ekspor mereka di Jepang, Korea Selatan dan Taiwan.  LPG, yang dihasilkan dari kilang gas yang juga menghasilkan LNG dapat dikirimkan melalui kapal/kendaraan darat untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri atau diekspor.  LPG dapat pula dihasilkan dari kilang khusus LPG atau merupakan bagian dari kilang  yang mengolah minyak mentah menjadi produk-produk minyak (terutama bahan bakar minyak).

Secara umum, transportasi gas bumi membutuhkan biaya dan persyaratan teknis yang lebih tinggi dibandingkan transportasi minyak mentah, produk-produk minyak (oil products) maupun batubara. Hal ini karena karakteristik alamiah gas bumi itu sendiri, yang amat sulit ditransportasikan apabila masih berada dalam fase gas. Untuk mempermudah transportasinya,  gas perlu dikompresikan atau didinginkan terlebih dahulu sehingga densitas energinya menjadi lebih besar dan lebih mudah dikirimkan. Transportasi gas bumi pada sistem jaringan transmisi dan distribusi gas bumi yang telah dibangun dapat dilakukan melalui jalur pipa gas, kapal LNG, kapal LPG, truk tangki, serta melalui depot penyimpanan dan stasiun penjualan. Salah satu hambatan dalam rantai penyaluran gas alam di Indonesia adalah karena kita belum memiliki fasilitas penyimpanan gas yang memadai.

Secara umum, tantangan dalam penyediaan gas alam di Indonesia adalah

1.   Sumber gas yang jauh
2.   Infrastruktur yang minim
3.   Margin penjualan yang rendah
4.   Permintaan yang semakin meningkat
5.   Daya beli masyarakat yang kurang

Permintaan gas bumi yang sedemikian tinggi di Jawa tak dapat dipenuhi dengan mengandalkan sumber-sumber gas bumi yang ada di Jawa sendiri.  Reserves (cadangan) gas bumi yang ditemukan di Jawa tidak cukup banyak untuk memenuhi kebutuhan Jawa yang demikian besar, sementara kemampuan produksi dari lapangan-lapangan gas yang ada pun sudah menurun.  

Sebenarnya Jawa memiliki sejumlah lapangan gas bumi, yang sebagian besarnya terletak di kawasan lepas pantai (off-shore) di Jawa Barat dan Jawa Timur.  Di antara lapangan yang sudah dieksploitasi adalah Kangean, Brantas, Madura Barat serta lapangan BP di Jawa Barat, sementara yang diperkirakan memiliki sejumlah cadangan yang dapat diproduksi di masa datang adalah lapangan di Blok Cepu.  Bagaimanapun, cadangan gas bumi di Jawa, yang diperkirakan sebesar 9,7 TCF (Januari 2004) tidak akan cukup untuk memenuhi permintaan gas bumi yang meningkat pesat di Jawa nanti. Cadangan yang ada sekarang dapat digunakan untuk memperkenalkan gas bumi untuk berbagai pemakaian di masyarakat.

Total permintaan gas bumi di Jawa selama tahun 2005-2025 akan berkisar antara 21,5 – 27,3 TCF, sesuai skenario tingkat permintaan rendah dan tinggi. Jumlah cadangan diperkirakan akan berada pada kisaran 8,2 – 12,0 TCF. Konsekuensinya, Jawa akan mengalami defisit gas bumi antara 1.000 sampai 2.000 BCF/Y (milyar kaki kubik per tahun) atau sekitar 2.700 – 5.4000 MMCFD dalam kurun 2005 – 2025. 

LNG Tangguh

BP Indonesia merupakan perusahaan minyak dan gas bumi yang berkantor pusat di London, Kerajaan Inggris. BP telah beroperasi di Indonesia lebih dari 35 tahun, kini menjadi salah satu investor terbesar di Indonesia, dengan investasi kumulatif lebih dari USD 5 Milyar. Akuisisi asset ARCO pada tahun 2000-an dan persetujuan dari Pemerintah Republik Indonesia pada Maret 2005 untuk memulai konstruksi LNG Tangguh, memperbesar secara signifikan posisi BP pada sektor energi di Indonesia. Saat ini BP Indonesia memiliki karyawan lebih dari 1.000 orang, yang sebagian besar berada di Jakarta dan Papua Barat.

Gas alam cair (Liquefied natural gas, LNG) adalah gas alam yang telah diproses untuk menghilangkan ketidakmurnian dan hidrokarbon berat dan kemudian dikondensasi menjadi cairan pada tekan atmosfer dengan mendinginkannya sekitar -160° Celcius. LNG ditransportasi menggunakan kendaraan yang dirancang khusus dan ditaruh dalam tangki yang juga dirancang khusus. LNG memiliki isi sekitar 1/640 dari gas alam pada Suhu dan Tekanan Standar, membuatnya lebih hemat untuk ditransportasi jarak jauh di mana jalur pipa tidak ada. Ketika memindahkan gas alam dengan jalur pipa tidak memungkinkan atau tidak ekonomis, dia dapat ditransportasi oleh kendaraan LNG, di mana kebanyakan jenis tangki adalah membran atau "moss".

LNG menawarkan kepadatan energi yang sebanding dengan bahan bakar petrol dan diesel dan menghasilkan polusi yang lebih sedikit, tetapi biaya produksi yang relatif tinggi dan kebutuhan penyimpanannya yang menggunakan tangki cryogenic yang mahal telah mencegah penggunaannya dalam aplikasi komersial.

Kondisi yang dibutuhkan untuk memadatkan gas alam bergantung dari komposisi dari gas itu sendiri, pasar yang akan menerima serta proses yang digunakan, namun umumnya menggunakan suhu sekitar 120 and -170 derajat celsius (methana murni menjadi cair pada suhu -161.6 C) dengan tekanan antara 101 dan 6000 [kilopascal|kPa]] (14.7 and 870 lbf/in²).Gas alam bertakanan tinggi yang telah didapat kemudian diturunkan tekanannya untuk penyimpanan dan pengiriman.

Kepadatan LNG kira-kira 0,41-0,5 kg/L, tergantung suhu, tekanan, dan komposisi. Sebagai perbandingan, air memiliki kepadatan 1,0 kg/L.

LNG berasal dari gas alam yang merupakan campuran dari beberapa gas yang bereda sehingg tidak memililiki nilai panas yang spesifik. Nilai panasnya bergantung pada sumber gas yang digunakan dan proses yang digunakan untuk mencairkan bentuk gasnya. Nilai panas tertinggi LNG berkisar sekitar 24MJ/L pada suhu -164 derajat Celsius dan nilai terendahnya 21ML/L.

Perdagangan LNG sebagian besar dilakukan berdasarkan kontrak jangka panjang 20 tahun atau lebih. Meskipun demikian, saat ini juga telah terdapat kontrak jangka menengah 3 sampai 10 tahun. Pada tahun 2004, volume kontrak jangka menengah dan panjang ini mencapai 138.79 MT, di mana Asia memiliki porsi yang cukup signifikan dalam kontrak tersebut.

Sebagian kecil LNG diperdagangkan pada pasar spot. Pada tahun 2003, volume LNG yang diperdagangkan di pasar spot mencapai 14,8 Bcm (10,8 MT). Meskipun baru mencapai 8,7% dari perdagangan total LNG, dengan besarnya ekspansi kapasitas produksi dan penggunaan yang lebih efektif dari kapasitas tersebut, sangat dimungkinkan bahwa perdagangan spot LNG akan meningkat pesat.

Penentuan harga LNG berbeda setiap wilayah. Di Asia, harga umumnya dikaitkan dengan JCC (Japan Crude Oil), yang mana adalah harga Cost, Insurance, Freight (CIF) rata-rata minyak mentah Jepang. Di Eropa, harga impor LNG biasanya dikaitkan dengan produk perminyakan dan harga minyak mentah Brent. Di Eropa, harga LNG juga bersaing dengan harga gas pipa. Di Amerika Serikat, harga lebih ditentukan oleh penawaran dan permintaan berdasarkan perdagangan gas alam pada berbagai hub seperti Henry hub (titik yang terdapat di Lousiana di mana 17 pipa gas bertemu, sehingga menciptakan titik referensi kompetitif) ditambah faktor perbedaan geografi.

Tangguh LNG adalah pusat LNG ketiga di Indonesia. BP Indonesia adalah operator dari Tangguh dengan 37.16% pemilikan saham dalam proyek ini dibawah kontrak pembagian produksi dengan BP MIGAS.

Proyek ini menyangkut penanganan 6 field untuk mengekstraksi sekitar 14.4 triliun cubic feet gas bersih. Dua normally unmanned offshore production platform yang terletak di teluk Bintuni akan mengambil gas dari reservoir kemudian mengirimkannya melalui pipeline di dasar laut ke LNG processing facility di pantai selatan. Dari sini, LNG akan dikirim ke pasar ke pasar energi menggunakan tanker.

LNG processing plant akan terdiri dari dua train (unit yang memurnikan dan mencairkan gas), yang memproduksi setidaknya 7.6 juta ton LNG setiap tahun. Fasilitas lain di lapangan ini termasuk storage tank, tanker loading terminal, maintenance facilities, kantor dan komplek akomodasi pekerja.

Tangguh LNG sudah menandatangani perjanjian jangka panjang dengan 4 pembeli. Mereka adalah Fujian LNG project di China, K-Power Co. di Korea, POSCO di Korea dan Sempra Energy LNG Marketing Corp di Meksiko.