Select Page

Rupanya PLN sudah berhasil menggunakan CNG menggantikan BBM terutama pada saat Peak Hour, ada yang tau dimana saja PLN mulai mengkonversi BBM ke CNG selain yang sudah ada di Jakabaring Sumsel dan Jambi dan kemungkinan Gresikam.

Pembahasan – Administrator

Migas Indonesia,

Rupanya PLN sudah berhasil menggunakan CNG menggantikan BBM terutama pada saat Peak Hour, ada yang tau dimana saja PLN mulai mengkonversi BBM ke CNG selain yang sudah ada di Jakabaring Sumsel dan Jambi dan kemungkinan Gresikam.

Bagaimana kelanjutan CNG Marine yang di gagas PLN untuk keperluan Power Plant di Bali atau NTB apakah masih jalan terus atau ada penundaan.

———

Jakarta, EnergiToday — PT Perusahaan Listrik Negara Tbk (Persero) melakukan groundbreaking pembangunan proyek compressed natural gas Muara Tawar (CNG) di Bekasi, Senin (1/7). Acara tersebut di hadiri oleh Direktur Pengadaan Strategis PLN Bagito Riawan bersama Direktur Utama PT Pembangkitan Jawa Bali (PT PJB) Susanto Purnomo.

Seperti yang dikutip dari situs remi PLN, dengan memanfaatkan teknologi gas alam terkompresi (CNG), PLN mampu menekan penggunaan bahan bakar minyak (BBM) hingga 203 ribu kiloliter atau setara penghematan Rp1,786 triliun per tahun.

Nantinya, CNG Muara Tawar akan beroperasi pada Desember 2013. Untuk pengerjaannya, CNG ini akan dilakukan oleh konsorsium PT Pembangunan Perumahan (PP)-odira-Adcomp, akan digunakan pada saat beban puncak selama 9 jam untuk kapasitas 400 MW.

Storage CNG UP Muara Tawar akan menjadi 72 MMSCF. Selain membangun di Muara Tawar, PT PJB pun membangun CNG ditempat lain yaitu, Gresik.

Penyimpanan CNG UP Muara Tawar akan memanfaatkan gas PGN menggunakan pipa SSWJ II (South Sumatera West Java II) dan Pertamina EP yang tidak terserap saat pembangkit beroperasi di luar beban puncak.

Sedangkan untuk total pasokan dari PGN dan Pertamina EP rata-rata sebesar 180 BBUTD. Pada saat beban puncak, cadangan gas yang tersimpan akan dipakai untuk menggantikan penggunaan BBM.(SA)

Tanggapan 1 – Supriyono

Saya dengar di Surabaya udh mulai konversi P Herry.

Tanggapan 2 – Didik Pramono

Pak Herry,

Saya dengar PT. Indonesia Power operator pembangkit listrik di Tambak Lorok, Semarang sedang mempersiapkan CNG plant, sambil menunggu pasokan gas dari Lapangan Gundih (PT. Pertamina EP) dan Lapangan Kepodang, Blok Muriah (Petronas Carigali Muriah Ltd).

Tanggapan 3 – Rovicky Dwi Putrohari

Mohon info dari kwan2 tentang turbine dg CNG vs dengan Gas.

 

Mengapa perlu dengan CNG ? Apakah tidak dapat menggunakan gas langsung tanpa di compressed ? Saya hanya berfikir apakah pada saat meng-compressed ini tidak menambah biaya (lost energy).  Ataukah ada efisiensi (energi dan ekonomi) tambahan lebih bila genset (turbine) menggunakan CNG bila dibandingkan langsung dari gas ?

Terimakasih

Tanggapan 4 – Supriyono

Sebenarnya masalah kepraktisan dan timing pemakaian. Kalau gas dengan pipa itu dipakai secara full time terus menerus. Jadi dipakai atau tdk dipakai itu gas, harus bayar. Nah kayaknya u kasus PLN di beberapa daerah CNG dipakai u menanggulangi beban puncak. Nah dengan demikian PLN hanya membayar pemakaian gas pada saat dipakai aja. Hal demikian tdk bisa diterapkan apabila memakai pipa gas. CMIIW.

Tanggapan 5 – Ilham B. Santoso

P RDP,

Seperti halnya yg disampaikan p Supri, saya rasa sebenarnya dari sisi turbine perubahan hanya dari bahan bakar liquid (solar atau yg lebih rendah) ke bahan bakar gas. Sepertinya Compressed nya hanya berpengaruh pada bagaimana mengirim gas tersebut ke PLN, karena bagi turbine yg berpengaruh hanya wobbe index dari bahan bakar yg tidak dipengaruhi oleh compressed ataupun enggak.

Tanggapan 6 – Radian Adhi Nugraha

Pak Supriyono,

Kalau dari segi karakteristik gasnya, apakah berlaku analogi pada plta yang memerlukan energi kinetik tertentu untuk memutar turbin sehingga air harus dibendung, dengan pressure gas biasa yang mungkin terlalu rendah sehingga perlu dikompres sampai pada pressure tertentu?

Saya juga pernah membaca artikel bahwa capex cng plant jauh lebih murah jika dibandingkan dengan lng plant. #mungkin ini sedikit menyimpang dari pertanyaan pak Rovicky.

Tanggapan 7 – Selva_Mania

Betul pak Herry,

Kebetulan perusahaan tempat saya bekerja yang mengerjakan engineering design bersama konsorsium PT.PP untuk PJB di CNG Muara Tawar, rencananya gas dari PGN dan PEP yang totalnya 2 MMSCFH akan dikompres selama 10 jam dengan waktu dekompressi selama 9 jam per hari. Untuk rencana PLN ke depannya untuk di NTB belum ada pengumuman resmi, tetapi sepertinya ASAP. IMHO

Tanggapan 8 – Rusdi Hidayat Susilo

CNG dengan 2 MMSCFH relatif kecil. Dengan kapasitas tsb tidak perlu PLN yg melakukan nya, di Mojokerto cukup dioperasikan oleh private company hanya untuk CNG 2 MMCFH (atau biasa disebut sbg 2 mmscfd).

Perusahaan kami saat ini sdg menjual gas ke industri dengan pipa sebesar 3 mmscfd, Insya Allah another 3 mmscfd dalam waktu dekat ini.

Pemakaian CNG biasanya hanya untuk remote area yg belum terjangkau oleh pipa. Selama pipa masih bisa masuk dan tidak terlalu jauh dg tapping place nya, gas melalui pipa masih lebih ekonomis. Sbg perbandingan, market gas pipa di jawa barat sampai ke industri sekitar 12,5 sampai 14,0 usd/mmbtu, sedangkan CNG sekitar 16 sampai 17 usd/mmbtu. Di bandung CNG bisa sampai 21 usd/mmbtu.

Jadi benar proses compression gas perlu biaya.

Mungkin PLN melakukan nya lebih untuk storage ketika peak session, sementara jaminan continuity pemasokan gas masih belum pasti terutama pada saat peak tsb. Mudah2an dapat membantu.

Tanggapan 9 – Boorham Rivai

Correct me if I’m wrong (CMIIW). 2 MMSCFH = 48 MMSCFD. Rasanya bukan gas dengan kapasitas yg kecil.

Tanggapan 10 – Selva_Mania

PLN membeli gas total 2 MMSCFH ke PGN dan PEP, dan itu tagihannya seperti paket / kuota internet di handphone,, 2 MMSCFH itu mau dipakai ataupun tidak dipakai bayarnya tetap sama. Jadi PLN selain untuk membantu pasokan gas pada jam puncak (Peak) juga karena faktor yang telah disebutkan tadi.

Tanggapan 11 – Wendy Junaedi

Bukannya 2 mmscfh ini adalah 48 mmscfd? klo cuman 2 mmscfd tidak mungkin bisa saving 1.7 T pertahun.

Terus jika 2 mmscfh ini di kompres dalam waktu 10 jam, maka totalnya hanya menjadi 20 mmscf, tp kenapa storagenya adalah 72 mmscf?

Filosofi PLN ini menyimpan gas yang tidak terserap diluar beban puncak, kemudian mengkompresinya (meminimalkan volume storage yg dibutuhkan, CNG biasanya bertekanan skitar 200barg), lalu memanfaatkannya saat beban puncak. Gas Pipa (pressure berkisar antara 6 – 20 barg) jelas lebih ekonomis daripada CNG, penambahan cost utk kompresi ini skitar USD 3-5 / mmbtu. Pemanfaatan CNG hanya untuk daerah yg tidak dilalui oleh jaringan gas pipa, atau dulu ketika diterapkan surcharge gas sebesar 300%, industri memanfaatkan CNG untuk memenuhi kebutuhan gas diluar quota yang mereka dapat. Disini terdapat margin yang cukup besar bagi pemain CNG. Namun setelah surcharge tsb tidak ada lagi, pemain CNG hanya fokus pada pasar yg tidak terjangkau oleh jaringan gas pipa. Mereka head to head dengan LPG dan solar.

CNG selain terdapat biaya kompresi dan PRS (Pressure Reducing Station), tentunya ada biaya transport, yang tergantung pada jarak dan waktu tempuh (pada beberapa journal di luar negeri mereka hanya memakai jarak tempuh sebagai variabel, namun khusus untuk di Indonesia yang infrastruktur kurang memadai plus macetnya, maka waktu tempuh harus menjadi pertimbangan juga). Pada skala dan kondisi tertentu CNG tidak lagi menjadi ekonomis, dibutuhkan terobosan untuk itu. Small scale LNG plant bisa saja menjadi sebuah solusi. Klo CNG bisa mereduksi kapasitas storage menjadi 1/200 kali, maka LNG bisa mereduksi hingga 1/600 kalinya, tp jelas capex dan biaya liquefaction lebih mahal
daripada CNG. Hitungan saya, tambahan biaya untuk ini skitar USD 8 / mmbtu selain biaya regasifikasi lagi.

 

CNG hanya melayani satu user. Sedangkan LNG ada beberapa cara dalam pemasarannya, diantaranya:

1. Dengan mendirikan liquid storage tank di kawasan tertentu, lalu membangun jaringan pipa untuk industri/customer skitarnya

2. LCNG, mendirikan liquid storage tank di mother station CNG

3. Dll

Lebih menguntungkan mana? perlu kajian lebih dalam untuk setiap lokasi dan pasar yang ingin digarap 🙂

Tanggapan 12 – Dirman Artib

Kalimat penutup Pak Wendy Junaedi adalah kunci “Lebih menguntungkan mana? .  Saya interprestasikan sebagai siapa saja yg diuntungkan dalam project CNG ini ? (Apakah negara dan rakyat juga beruntung?)

Tanggapan 13 – Rusdi Hidayat Susilo

Yang jelas untung adalah pabrik dan agent kompresor. Bisa jualan product nya.

Tanggapan 14 – Selva_Mania

CNG Plant ini direncanakan dibangun dengan kapasitas 20 MMSCF, saya tidak tahu kenapa di artikel bawah bisa sampai 72 MMSCF?

Latar belakang dibangunnya CNG Muara Tawar ini lebih karena untuk membantu pada saat periode on-peak disamping untuk efisiensi dsb dsb. Pada beban rendah, kelebihan supply gas dari PGN & PEP akan disimpan sementara dengan proses CNG dimana gas tersebut dikompresikan dengan kompressor gas ke tekanan 250 bar dan temperatur dijaga sekitar 40-45degC supaya tdk terkondensasi, dan temperatur di dalam storage skid diupayakan maksimal 40degC, dan kemudian disimpan ke dalam CNG storage dg kapasitas 20 MMSCF. Ketika beban puncak (maximum demand), simpanan gas itu akan di dekompressi untuk menambah kekurangan kebutuhan gas. Tetapi gas yang berjalan existing saat ini juga harus berjalan steady meskipun CNG plant sedang trip ataupun shutdown. Untuk tekanan di Gas turbine PJB Muara Tawar ini minimal 24-26bar dg temperatur 75degC.

Tanggapan 15 – Pakde Broer

Pak Rusdi,

MMSCFH harus dikalikan 24 untuk menjadi MMSCFD..

Tanggapan 16 – Ishak Pardosi

PLN punya tujuh CNG sampai 2014 nanti. Terbesar di Grati, Pasuruan, Jatim dengan kapasitas 20 mmscfd. Selengkapnya diulas panjang lebar di Majalah GEO ENERGI edisi Juli 2013. Bisa didapatkan di toko buku, hotel, atau silakan berlangganan. Terimakasih.

Tanggapan 17 – Dirman artib

Senada dgn Pak De RDP, kenapa hrs CNG?

Salah satu keuntungan CNG hanya pada aspek handling, transportation dan mungkin storage, nah jika gas untuk transportasi yg jauh melintasi atlantik atau trans-Samudera Hindia tentu lebih efisien dgn cara CNG, karena dgn area/volume yg sama dapat memuat gas lebih banyak. Mngkn ada maksud untuk lintas Laut Banda agar gas Irian Jaya dapat dibawa dgn lebih efisien ke pembangkit-pembangkit luar Irian, terutama ke daerah yg mengkonsumsi listrik besar spt. Pulau Jawa. Lalu apakah tak lebih strategies jika pemerintah mengembangkan daerah kaya gas sehingga gas tak perlu dibawa-bawa melintasi melintasi Laut Banda, Selat Makassar dan Laut Jawa utk kebutuhan energi listrik yg cukup besar digunakan oleh “industri dugem” di malam hari? Padahal kita bisa menggunakan energi tsb untuk pengembangan industri peleburan aluminium dan steel, kemudian dikembangkan pula turunan dari industri tsb spt. otomotif, galangan kapal, dan heavy industri. Selagi Irian masih wilayah NKRI kan kita-kita si tukang migas nggak perlu passport dan visa utk ke sana mendukung ekplorasi dan ekploitasi gas agar industri dan turunan-turunannya tsb. tumbuh, berkembang, unggul dan berjaya. Ini baru namanya terintegrasi, sehingga nggak perlu repot-repot ngantri dan membakar konjen di Jeddah untuk pemutihan dokumen, semua profesi termasuk professional domestic workers and family driver dapat job dgn OT cukup, THR muantap dan tunjangan hari tua yg terjamin.

Ataukah ada rencana strategis PLN utk rutin impor gas di masa depan dari negara GCC?

Sehingga secara dini mempersiapkan diri dari sekarang, …………..ya kreatif lah kalo gitu.

Tanggapan 18 – Boorham Rivai

Kang RDP & d’Art

Mungkin ada baiknya dibuka kembali referensi tentang dasar kerja dari turbin gas. Kalau dari sisi termodinamika, turbin gas mengikuti siklus termodinamika tertentu (Brayton?), yg mana tekanan dari umpan (gas bahan bakar dan udara) sangat berpengaruh terhadap kerja netto yg dihasilkan. Jadi wajar kalau kita menggunakan gas hidrokarbon bertekanan tinggi sebagai umpannya. Sependek yg saya tahu, pembangkit listrik jika membeli gas untuk keperluan bahan bakar turbinnya, akan menyertakan parameter tekanan minimum gas yg sampai di lokasi pembangkit dalam kontrak pembelian gas. CMIIW.

Sependek yg saya tahu, CNG hanyalah salah satu metode pemindahan gas dari satu lokasi ke lokasi yg lain. CNG adalah pemindahan gas dalam operasi batch dalam fasa masih tetap gas, dengan pemindahan gas secara kontinyu dilakukan dengan pipeline. Pemindahan gas dengan cara yg lain adalah dengan mencairkan gas terlebih dahulu (LNG atau LPG) secara batch. Fasilitas penerima sebelum diumpankan ke Turbin gas di Pembangkit listrik berbeda-beda. Kalau LNG pasangannya FSRU, pipeline pasangannya gas receiving station. Nah untuk CNG ini saya belum menemukan bentuknya seperti apa, apakah akan ada gas storage atau yg lain. Mohon sharing knowledgenya dari rekan2. CMIIW

Tanggapan 19 – Pagaralam

Urun rembuk pertanyaan Pak Dirman ” kenapa harus CNG?”. Kenapa tidak tetap pakai diesel fuel saja?

Keuntungan CNG dibanding diesel fuel selain seperti disebutkan Pak Dirman diatas, CNG itu lebih murah jika dibandingkan diesel fuel (spt yg dipakai kebanyakan pembangkit PLN)harga nya bisa 30-40% lebih murah dibanding diesel fuel atau gasoline. Selain itu CNG adalah clean energy dibanding dua BBM tsb diatas. Lebih ramah lingkungan lah…

Saya setuju dg Pak Dirman agar masing-masing daerah yang punya gas memanfaatkan sumber energy gas ini untuk kebutuhan pembangkit listrik di daerah nya masing2 sehingga bisa menghemat cost dan kalau ada lebih nya boleh lah di CNG kan dan dikirim ke daerah-daerah yg tidak menghasilkan gas…berbagilah begitu biar sama-sama makmur tapi tidak gratis lho… Tapi naif nya tidak gampang (baca susah) memperoleh gas yang dihasil oleh KPS-KPS untuk keperluan pembangkit listrik PLN krn katanya terbentur sistem kontrak. Kalau memperoleh gas nya gampang maka thn 2010 yl Dahlah Iskan (Dirut PLN waktu itu) ngak perlu bersusah payah pergi ke Iran untuk menjajaki pembelian gas yg katanya PLN butuh 100 mmcfd. Padahal ada lebih dari 300 mmcfd lho gas dialirkan melalui pipa dari Sumatra ke S’pore. Di Irian kan ada perusahaan besar penghasil gas, apa ngak bisa minta gas ya..untuk membuat Irian gemerlapan?

Untuk Pak RDP,

Bisa kok Pak gas yg dari sumur-sumur langsung bisa dialirkan ke Turbine pembangkit listrik asalll tidak banyak mengandung H2S dan CO2. Kalau kwalitas gas nya bagus kita hanya butuh separator (KOD) dan filter sebelum gas dipakai.

Tanggapan 20 – Mawardi

Dear Bapak bapak,

 

Mohon urun rembug

Kenapa tidak memaximalkan quota/pasokan gas yang mensupply ke Muara Tawar saat ini (pipeline) ketimbang membuat project baru (CNG). Aktualnya saat ini rata rata pasokan ke Muara tawar tidak lebih dari 120 BBTUD untuk mensupply 12 pembangkit kekurangan otomatis harus di back up dengan HSD jikalau LDC (dispatcher) memerlukan tambahan daya.

  Tanggapan 21 – Elwin Rachmat

Pak Ishak Pardosi,

Ada baiknya anda memposting tulisan menarik dari majalah yang anda sebutkan untuk pengetahuan anggota milis dibandingkan informasi yang sarat dengan pemasaran kecuali majalah tersebut dibagikan secara cuma cuma.

Tanggapan 22 – Mawardi

Alhamdulillah…

Semoga semakin baik kedepan dunia kelistrikan, yang semakin hari semakin keteteran dengan pertumbuhan konsumsi konsumen.

Realita dilapangan, Saat ini 6 dari 12 pembangkit yang ada di Muara Tawar, masih open cycle.

Pemakaian bahan bakar dual (NG&HSD).. Seperti hari ini quota gas (
PGN) hanya 85 bbtud yang di compress sebelum di supply ke masing masing pembangkit atau hanya bisa diserap oleh 3 pembangkit. Tidak jarang operasi dengan HSD untuk pembangkit open cycle 700 liter/menit untuk menghasilkan 140 MW

Tanggapan 23 – Rusdi Hidayat Susilo

Tergantung satuan yg dimaksud pak, terutama H nya.

Kalau yg dimaksud  H adalah hour (jam) memang jadi nya 48 mmscfd.

Tetapi kalau yg dimaksud H adalah hari ..ya 2 MMCFH = 2 mmscfd

Rasanya belum pernah lihat deh dlm industri migas satuan rate gas dengan mmscf / jam.

Tanggapan 24 – Achmad Nuzulis Hidayat

Yang dimaksud adalah 2 MMSCFH, Hour, di kompresi dalam 10 jam, jadi total 20 MMSCFD. Kenapa ngga sedot gas pipa jika memang gas nya ada? Kalau nyedot lebih dalam satu hari kena biaya kenaikan harga ngga dari Gas Supplier nya?

Di lihat dulu PJBG nya, masa iya jaman sekarang PLN cuma buat proyek akal akalan aja, pasti ada hal khusus yg kita belum paham sehingga PLN melaksanakan aksi strategi korporasi semacam ini.

CNG Peak Load pertama PLN di Jakabaring, skema nya BOT atau BOO lupa saya, yang handle di sana swasta, yang mimpin ex VP Caltex, masa iya beliau tidak memahami filosofi bisnis nya, sama seperti banyak question dr kawan kawan di sini awal nya, tp sebelum nya, mohon di lihat dulu PJBG term supply gas nya.

Biasa pak, satuan Hour juga biasa, apalagi di skema CNG Peak Load, biar mudah itung nya pas di kalikan ke masa compressi vs discharge nya.

PLN ambil dua option, CNG dan LNG, kalau CNG ngga memungkinkan, baru lah LNG, LNG juga masuk dalam grand design PLN untuk gantiin diesel di pembangkit mereka.

Tanggapan 25 – Dirman Artib

Pabrik dan agen kompressor itu biasanya baik dan bnyk temannya pak, tentu saja kl penjualan sukses dan project sukses semuanya ikut senang, trmsk teman2 nya. Jd saling berbagi kebahagiaan gitulah, benar gak pak? 

Tanggapan 26 – Boorham Rivai

Spt pak wendy katakan, semua tergantung hasil study terhadap lokasi dan pasar. Selain penyedia kompresor yg happy, bisa jadi rakyat juga happy karena tidak byar-pet lagi listriknya. Di lokasi-lokasi tertentu, kadang harga menjadi nomer 2 setelah availability dan reliability-nya. CMIIW.

Tanggapaan 27 – Dirman Artib

Pak/bu Selva yth.

Berapa beda volume rata2 gas saat peak dan beban rendah?

Apakah siklus peak dan beban rendah by daily range atau seasonly spt di negara bermusim (peak saat winter for heating)

Tanggapan 28 – Ahmad Maryadi

Pak Dirman pertanyaannya mencecar neh, 🙂

btw, barangkali Bu Selva_mania jg bs menjelaskannya dr sisi availability supply/pasokan gas dr sisi upstreamnya. Katakanlah klo terjadi shutdown (baik itu terplanning atau unplanning) disisi upstreamnya. Paling tdk dgn adanya CNG storage ada back-up pasokan gas. (itupun jg tergantung kapasitas storagenya yah) silahkan bu Selva_mania mngkin lbh paham, krn terlibat dlm design-nya khan..

Tanggapan 29 – Achmad Nuzulis Hidayat

Mas Herry,

CNG Marine proses tender nya saat ini sedang berjalan, ini internasional tender, sekarang retender.

Di bandingkan CNG Peak Load basis onshore, itupun sudah banyak pertanyaan, wah yg CNG Marine ini akan lebih banyak lagi pertanyaan nya hehe, apalagi jika di versuskan dengan mini LNG.

Mas Herry, kalau mau enak diskusi bisa undang pak Suryadi, kadiv Gas dari PLN Persero, pasti seru dengar cerita beliau.