Bebarapa saat yang lalu, Presiden Bambang Susilo Yudhoyono dalam rapat koordinasi bidang energi dan sumber daya mineral menyampaikan bahwa Indonesia akan mencapai ketahanan energi pada 2018. Enam tahun dari sekarang, negeri ini akan tahan banting kebal dari krisis energi yang kerap menghantam. Menurut Presiden, hal ini dikarenakan oleh beberapa alasan. Pertama, proyek migas di Natuna, Masela dan Cepu rata-rata akan selasai pada 2018. Kehadiran proyek migas ini tentu akan membantu supli energi nasional. Kedua, SBY berharap pada penyelesaian renegosiasi kontrak pertambangan.

Suatu optimisme yang layak diapresiasi karena keluar langsung dari pernyataan seorang Presiden Republik Indonesia. Namun sesungguhnya apabila kita coba dalalmi indikator yang digunakan untuk mengukur ketahanan energi nasional, maka muncul beberapa pertanyaan. Apa yang dimaksud dengan ketahanan energi pada pernyataan Presiden tersebut? Apa indikator dan bagaimana mengukurnya?

Presiden mengukur ketahanan energi kita hanya dari ketersediaan pasokan energi. Yaitu ketersediaan candangan sumber energi berbasis bahan bakar fosil, bahkan dibatasi lagi pada ketersediaan pasokan minyak dan gas bumi nasional. Padahal, mengukur ketahanan energi suatu negara, sejatinya tidak cukup dengan mengukur volume penyediaan pasokan energi untuk mencukupi kebutuhannya. Ketahanan energi, harus diukur dari lima aspek, yaitu aspek ketersediaan, daya ungkit ekonomi, keterjangkauan, keberlanjutan dan kemandirian.

Yang disampaikan oleh Presiden di atas baru sebagian kecil dilihat dari aspek ketersediaan. Ketersediaan energi dalam konteks ketahanan energi dapat diartikan sejauh mana kita mampu menyediakan energi guna mencukupi kebutuhan untuk pembangunan nasional. Dan ini semestinya tidak berhenti pada tahapan eksplorasi dan eksploitasi sumber energi primer saja. Akan tetapi mencakup juga aspek konversi dan distribusi sumber energi final yang digunakan langsung oleh masyarakat. Maka, ketahanan energi dari aspek ketersediaan juga berbicara mengenai tersedianya infrastruktur energi yang terjangkau segenap lapisan masyarakat dan sektor-sektor pembangunan.

Jika kita lihat dari rasio kelistrikan kita yang saat ini baru mencapai sekitar 70%, rasanya mustahil bisa mencapai 100% di tahun 2018. Bahkan dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) yang dirilis oleh PLN tahun 2011, rasio kelistrikan kita diperkirakan baru mencapai sekitar 94% ditahun 2020, di mana untuk kawasan Indonesia Timur, baru sekitar 86,4%. Demikian juga dengan sumber energi lain, seperti minyak bumi yang saat ini sudah menjadi net importir, karena produksi BBM kita tidak mampu memenuhi kebutuhan BBM dalam negeri. Akibatnya saat ini kita menggantungkan pasokan BBM dari luar negeri sebesar 30.4% dari total kebutuhan dalam negeri dan diperkirakan menjadi hampir 50% di tahun 2030. Tidak hanya minyak, demikian juga gas dan batu bara, secara keseluruhan diperkirakan di tahun 2027 kita sudah menjadi net energi importir, dikarenakan produksi energi kita tidak mampu mencakup kebutuhan energi yang mencapai 4 Milyar BOE atau sekitar 2 kali lipat dari kebutuhan energi saat ini. Berdasarkan data-data diatas, sulit rasanya menerima pernyataan bahwa kita akan mencapai ketahanan energi di tahun 2019.

Aspek lain yang harus dilihat untuk mengukur ketahanan energi nasional adalah aspek keterjangkauan. Keterjangkauan dalam arti diterima oleh masyarakat dalam kuantitas, kualitas dan harga yang terjangkau. Dengan proyeksi impor yang semakin besar ke depan, maka sulit rasanya memahami bahwa harga energi akan semakin murah. Sedangkan kemampuan anggaran pemerintah untuk menangguh beban subsidi juga semakin terbatas. Akibatnya ke depan fluktuasi harga energi akan berdampak secara langsung pada daya beli masyarakat untuk mendapatkan akses terhadap energi. Oleh karena itu kebijakan harga energi harus benar-benar dikaji secara menyeluruh, tidak hanya dilihat semata dari aspek keekonomiannya namun juga harus dibandingkan dan disesuaikan dengan kemampuan dan daya beli masyarakat guna menjalankan aktifitas ekonominya.

Aspek ketiga adalah aspek daya ungkit ekonomi, artinya sejauh mana energi tersebut kita gunakan untuk hal-hal yang produktif dan meningkatkan nilai tambah. Karena sejatinya energi adalah modal untuk pembangunan, maka pemanfaatannya secara efektif dan efisien menjadi salah satu tolok ukur yang harus dinilai untuk melihat ketahanan energi nasional. Pemborosan dan pemanfaatan energi seperti saat ini, di mana sebagian besar sumber energi adalah dijual untuk mengejar pendapatan negara adalah pengololaan yang perlu diperbaiki. Sebagai modal pembangunan yang sangat strategis, adalah tidak layak kalau energi dijadikan komoditas dan diekspor ke luar negeri dalam bentuk mentah, padahal banyak industri dalam negeri yang justru kekurangan pasokan. Apalagi seiring dengan pertumbuhan ekonomi yang semakin meningkat ke depan, akan dibutuhkan semakin banyak pasokan energi dalam negeri. Maka indikator efektifitas dan efisiensi pemanfaatan energi dikaitkan dengan pertumbuhan ekonomi harus dijadikan salah satu tolok ukur ketahanan energi.

Aspek keempat adalah aspek keberlanjutan, artinya sumber energi harus dapat dijamin ketersediaan pasokan secara jangka panjang dan berkelanjutan dengan meminimalisir dampak terhadap lingkungan. Maka ketergantungan terhadap sumber energi yang tidak terbarukan harus dikurangi dan pemanfaatan sumber-sumber energi terbarukan harus lebih diperluas. Saat ini baru sekitar 3% dari sumber energi kita dipenuhi oleh energi terbarukan seperti tenaga air, panas bumi, biomassa dan yang lainnya. Untuk mencapai ketahanan energi yang berkelanjutan harus ada targer pemanfaatan energi terbarukan, seperti misalnya 50% dari total kebutuhan energi nasional harus dipenuhi dari sumber energi terbarukan. Tanpa itu, sulit rasanya ketahananan energi nasional dapat tercapai.

Aspek kelima, adalah aspek kemandirian, artinya sejauh mana sumber daya lokal dimanfaatkan dan dilibatkan dalam proses penyediaan energi tersebut. Aspek ini menjadi penting dilihat karena ketergantungan terhadap barang-barang impor akan menjadikan kita rentan terhadap kondisi sosiopolitik global. Dalam konteks ini, maka pemberdayaan industri energi dalam negeri harus ditingkatkan. Tingkat komponen dalam negeri untuk fasilitas infrastruktur energi, seperti pembangkit listrik, kilang minyak, unit regasifikasi dan lain-lain harus ditingkatkan sampai dengan tingkat yang signifikan untuk mengurangi kebergantungan terhadap luar negeri. Demikian juga dengan industri-industri pendukungnya seperti pabrikan penyedia komponen, industri jasa perawatan dan reparasi. Sehingga apabila terjadi gangguan terhadap fasilitas-fasilitas penyediaan energi, kita mampu mengatasinya secara cepat tanpa harus tergantung dari negara lain.

Dari kelima aspek di atas, maka terlalu terburu-buru rasanya untuk mencanangkan bahwa tahun 2018 kita akan mencapai ketahanan energi nasional. Masih banyak pekerjaan rumah yang harus dikerjakan untuk mewujudkan ketahanan energi tersebut. Untuk itu harus dimulai dari visi tentang ketahanan energi nasional yang solid dan konsistensi dalam pencapaiaannya. Pengelolaan energi harus dilaksanakan secara holistik dan tidak hanya dilihat dari aspek penyediaannya saja, sebagaimana selama ini dilakukan, namun harus juga mempertimbangkan aspek-aspek lain supaya ketahanan energi yang diinginkan dapat benar-benar terwujud

 

Oleh: Dr. Edi Hilmawan, Bidang Kajian dan Kebijakan MITI

What is Supply Chain Management?

In recent years supply chain management has becom widely adopted-and widely misunderstood- as a managerial process. Many companies have realised that 60 – 80 % of their turnover is accounted for by money spent outside their own organisation. Managed astutely that spend can providfe tremendous leverage on their profitability. Simple aritmatic shows that profit can be increase by 10% for a 1% improvement in value secured through enhanced purchasing effectiveness.

In the offshore oil and gas supplies industries the pressure of low oil prices has turned the industry’s attension to this technique as a route to producing oil from the UK sector at a cost level that can maintain the attractiveness of the sector to the oil operators whilst maintaining margind of profitability for the contranctors and supplies.

Can Supply Chains be Developed?

Supply chain development has taken on different meanings in different industries. In the context of the offshore supplies industry it is taken to mean the development of increasingly close relationships between costumers and suppliers and encompasses appproaches including:

  • Development of long term relationships with suppliers
  • Greater and earlier involvement of suppliers in product technology
  • Development of mutual contractual and competence trust
  • Supplier associations
  • Benchmarking
  • Common supplier assesment schemes

A number of other industries – aerospace, automotive and retail for example, have achieved substantial savings and improved efficiency by developing improved supply relationships.

Research Already Performed

In 1997 the DTI commissioned a study on the impact of changging supply chain relationships in the offshore oil and gas supplies industries particularly on SMEs. The study include a review of practice in other industries. At the time of the study Supply Chain Management was seen as a set of management processes which could usefully help the industry overcome some of the challanges it then faced. Now that oil prices have dropped by $6/barrel or more what was simply desirable has now become an imperative. Margins in the development of the UK’s oil and gas reserves have become eroded. Supply Chain Management is seen as a technique which can make a considerable constribution to the economics of offshore development, without which the industry could move into decline.

It is therefore timely to issue a series of informative publications highlighting the potential benefits of supply chain management practice. In the auto industry for example, ten years ago vehicle manufacturers were resourcing components outside the UK because of a lack confidence in the competence of UK based suppliers. Now the reverse is true and the UK is the most effecient location for manufacturers in the EU.

Clearly, car manufacturing is a volume industry, whereas the offshore industry operates on a made to order basis. However, the underlying principles of collaboration, trust, transparency and benchmarking are applicable to this industry as much as they are to others.

Research HiHHdsvcsddsvdvds

Highlight in the Oil and Gas Industry

The review of practice in this and other industries was prepared in the course of the 1997 study and provides a useful insight to resources available to help highlight the benefits of managing the supply chain to secure greater value from outside expenditure.

Initially, a background to supply chain management is presented which – while initially appearing very theoretical – provides a good introduction to this process.

An overview of the supply situation in the oil and gas industry is then given, with specific examples of some of the benefit of initiatives such as alliancing, CRINE and experience in other countries outside the UK. Research also indicated the not all experiences of supply chain initiatives in the early 1990’s have been positive – particularly for small suppliers. A set of 23 hypotheses were tested during IEP’s 1997 study using face to face and telephone interviews, and a postal survey of nearly 2.000 oil and gas SMEs (small and medium enterprises) – with an outstanding 35% respons rate. The conclution of the interviews and survey are presented in the study’s Summary Report document. These conclusions flagged up a number of key issues requiring action, as follows:

  • Supply Chain Management
  • Collaborative Working
  • Marketing Capabilities Within Suppliers
  • Indetification of Future Technology Requirements
  • Factor Affecting Innovation (e.g. funding)
  • Industry Image and Staff
  • Industry Support Structures
  • Awareness of Government Initiatives and assintance

Research Highlights in Other Industries

Research was also carried out in the 1997 study into four other industries – automotive, food, construction and defence. This research provide a number of pointers which were also explored in the oil and gas industry survey described above, and showed that these industries are addressing issues which are also faced by the oil and gas industry. They are taking steps to:

  • Increase competitiveness and flexibility (e.g. through synchronised production systems), enhance innovation and reduce the time required for new product introductions in the automotive industry;
  • Provide continuous offer of new product concepts in the food industry;
  • Cope with increasing complexity of design and reduce costs in the construction industry;
  • Reduce the cost of supply chain operations and increse flexibility of response (including provision of spares and infrequent call down) in the defence industry.

How to Use This Review

The reader is encouraged to read this review as a foundation and background to the whole process of supply chain management (SCM) in the oil and gas industry. Having gained this background, a set of business planning tools which can be used by operators, integrated service contractors, and suppliers (large and small) are provided, together with a directory of resources which will assist in supply chain management and optimisation.

 

BACKGROUND TO SUPPLY CHAIN MANAGEMENT

The Changing Structure of Industrial Organisations

Over recent years, the phenomenon of the supply chain has generated enormous academic and popular interest. The roots of this preoccupation may be traced to the early 1980s and an increasingly lack-lustre performance from many of the West’s blue chip corporations. Suddenly the inefficencies of the very corporations that had both spearheaded and epitomised post-war capitalist development were exposed: corporations such as Ford, General Motors and IBM were found seriously wanting as they were comprehensively out-manoeuvred by an emerging group of Asian rivals.

The surrounding economic malaise across westen Europe and North America was bad enough. However what was particularly alarming for corporations and governments alike was that the ground rules of industrial organisation appeared to be shifting. Specially, the underlying premise that vertically integrated corporations constituded the elemental unit of dynamic and prosperous economies was shown to be erroneous. This fallacity had important implications. It is therefore important to understand its origin and arguably this may be traced to two largely misunderstood relationships

Changes in the Social Division of Labour

The first concern the link between the production system and the social division of labour which may be defined as the allocation of people to different firms or units of production. From the industrial revolution until the 1960s, there was an apparently inexorable growth in the size of lead firms. This trend was seen across many parameters: market share, levels of employment, physical assets, and so on. For this reason, lead firms were increasingly equated with the production system. In pratical terms, this was largely correct. However it was conceptually flawed. Considerable importance was therefore focused on large firms.

Changes in the Technical Division of Labour

But herein lies the second misconception. Firms – whether large or small – are effectively only vessels for different elements of the technical division of labour and it is these, rather than firms, that define the production process; firms are merely organising units. A vertically integrated giant corporation that is apparently coincident with the production system – (A) in figure 1 – actually encompasses a number of discrete tasks or units in the technical division of labour. The underlying fallacy was that these tasks would necessarily be completed within a single enterprise.

Figure 1: The Changing Premises of Industrial Organisasion

 

In fact, tasks can potentially be distributed across the social division of labour in many different permutations; the vertically integrated giant corporation was just one of the myriad possibilities. Nevertheless, until the mid-1980s, it increasingly dominated every facet of the production process. While in one sense entirely arbitrary, the vertically integrated corporation provide a wholly appropriate vessel for production at a certain stage in the development of the technical division of labour, it did for example create the scope for substantial economies of scale.

Such an arrangement was not however without its drowbacks. Specifically, sizeable cost surrounded the coordination of different tasks. These derived from many sources: inventories, unavoidable down time, the management of a diverse skills base, and so on. Particularly during the 1970s, the balance between the cost and benefits of production within the context of the giant corporation shifted.

Increasing Complexity of Production Processes

Underlying this transformation were important developments within the technical division of labour. Simply put, the number of identifiable tasks within many production processes increased exponentially. Products became ever more complex and, for the most part, they came to depend upon an increasing range of technologies and competencies. For instance, in constucting motor vehicles, there is now a requirement to draw heavily upon the computer electronics industry and those with the wherewithal to design state-of-the-art air conditioning systems. Add to this the new disciplined of ergonomics, high level safety and digitalised sound, and the growing complexity of the production process surrounding the motor car becomes apparent. This rapid increase in the number of tasks is mirrored across the majority of product lines and it amounts to a significant elaboration of the technical division of labour.

For the vertically integrated corporations however, this process created enormous challanges. For one thing, the range of expertise required became vast such that is extended far beyond anything that Henry Ford could have envisaged in the context of manufacturing motor cars. Concomitantly, the fixed costs associated with integrated production processes have risen to prohibitive levels. For these reasons alone, the viability of the vertically integrated corporation was called into question.

The Changing Nature of Demand

However, to this must be added a further set of processes relating to the changing nature of demand. Consumers have become increasingly discriminating and Henry Ford’s infamous adage ‘you can have any colour as long as it’s black’ has certainly become our-moded. The vertically integrated corporation was manifestly ill-equipped to respond flexibly and efficiently to an emerging corpus of highly demanding consumers. With an elaborate technical division of labour, the cost of co-ordination were in any case high. Compounding this with a need for flexibility and responsiveness revealed further inherent weakness within this organisational form.

The Emergence of Novel Organisational Forms

For all of these reasons, by early 1980s, many structural flaws within thefabric of the giant corporation were being exposed. In addition, the implicit rules underpinning the post-war economic order were both violated and overturned. And conceptually, the fallacy of conflating the production system – the technical division of labour and the social division of labour – wa revealed.

It is in this context that the full and radical implications of novel organisational forms must be understood. Suddenly loose groupings of – mostly Asian – firms comprehensively out – performed the corporations that had spearheaded the post – war economic revival. And the reason why Japanese ‘Keiretsu’ groupings and the like were able to achieve this feat lay less in their technologies or specific workforce skills than in the apparently mundane question of industrial organisation. In short, in the context of a far more elaborate technical division of labour, the Asia industrial groupings were able to succeed because the technical division of labour, the Asian industrial groupings were able to succed because the technical and social division of labour, the Asian industrial groupings were able to succeed because the technical and social division of labour without the gross inefficiencies that would have surroundded full vertical integration. Moreover, because it was able to use offectively the full range of potential inputs, end products tended to be highly innovative. On the basis of both cost and new product development (NPD), the new production system therefore out-performed the established order.

A New Focus on the Supply Chain

The giant corporations have not however been slow to respond. Over the last decade, many have sought to down-size, to focus in their core competencies and then to out-source all other element of the production process. In so doing they have reduced their overhead costs. They have also shed much of the risk surrounding NPD while retaining – if not enhaching – their ability to innovative. By drawing on specialist expertise from within the supply chain, the parameters for innovation have broadened considerably: the immense possibilities that surround hybrid technologies and processes have become clear. In addition, the duration of product development processes has been cut: lead firms and their supply chains have learned both to respond to provoke rapid chages in market conditions.

Radical Restructuring

The restructuring that has occured has been truly radica. A part from anything else, it has comelled firms to engage proactively in both the creation and management of vialbe supply chains. This in itself has engendered a whole new set of challanges: it is wrong to assume either that suitable supply chain partners simply exist or that managing relationships so as to effect cost savings and innovation is strightforward. Supply chain relations may be managed in innumerable ways depending on the nature of the production process and the underlying competitive position:thus the form and nature of buyer-supplier relationships in the food industry differ subtantially from those in defence.

Nevertheless the rationale for developing such an organosational matrix invariably reflects the developments in the technical division of labour described above.

In terms of oechestrating supply chains, many developments have been premised on advances within the arena of information technology: the internet, electronic data interchange (EDI), ISDN network, and so on have all facilitated the spatial and organisational separation of different elements of the production system. While it is important not to over-state the role of IT within the restructuring process, advances in this domain have certainly rendered novel organisational possibilities feasible.

Changing Roles of Large Corporations

The ascendancy of the supply chain as the primary organisational device has arguably been the major manifestation of economic restructuring in the late twentieth century. That said, it is important to recognise that for the most part, giant corporations are still extrmely buoyant. However the nature of IBM, Ford, General Motors and so on, has changed. No longer are they integrated production systems; instead they effectively provide the control centre for organisationally fragmented filiѐres. Their direct employment levels and the extent of their property assets have both declined, but their market presence has expanded and in this sense, the majority have become truly global players. Importantly therefore, while their absolute power remains intact, the manifestations of it are quite different.

Conclusions

In examining developments within the supply chain, there are then a whole gamut of considerations that must be taken into account. The literature that exists in this field is vast: elements within it variously address structural issues, the implications of power relations, the nature of the innovation process, the critical but highly differentiated character of management – or governance – along the supply chain, the implications of fragmented production system for regulatory processes, and so on. This paper proceeds by considering the supply chain issues pertaining to a number of industries (oil and gas, automobiles, construction, defence and food). These industries vary across many criteria: levels of technological sophistication, the extent to which production is continuous or project-based, levels of market concentration, and degrees of internationalisation.

 

OIL AND GAS INDUSTRY

Bacground

The UK offshore oil and gas industry represents an annual £9bn market for contractors and suppliers, an estimated 75% of which is currently spent with UK companies. In addition, the worldwide oil, gas and petrochemicals industry is estimated to spend around £200bn annually on goods and services. There are clearly major export opportunities to be exploited. The UK offshore oil and gas industry also employs some 250.000 people (Pacec/Cogent Strategies, 1998) throughout the whole supply chain – making it highly important for the health of the UK economy. Hence, it is essential for the Government and Government funded bodies to ensure that the industry continues to be profitable and to facilitate any changes necessary, to enlarge the supplier base, and to ensure that operators do not abandon activity in the North Sea. In the face of reduction of activity is a real possibility unless there is a constant stream of innovative ideas and technologies feeding through from indigenous supply firms, particularly those in the small to mendium-sized (SME) bracket, to enable continued cost reductions.

This literature survey for the oil and gas industry, which is underpinned by preliminary discussions with around 20 important industry figures, explored ways in which SME supply relationships can be improved, and culminated in a set of possible support initiatives and notional hypotheses (see Figure 2), which were then tested and analysed (conclusions are presented in the summary report ‘Improving SME Supply Relationships in the UK Oil and Gas Industry’). Some of the comments quoted here are merely opinions expressed by individuals, whereas othershave foundation in quantitves research. Where applicable, this distinction is noted in the document. For clarity, the words ‘alliancing’ and ‘partnering’ are used interchangeably.

The Changing Supply Situation and the Impact on Innovation

In the late 1980s it became apparent that continued cost reductions were needed to enable operators to develop marginal field or extend the life of existing North Sea fields. The term ‘Win 90s’ was coined to describe a changed method of working which it was anticipated would reap great benefits in lower development costs. Around the early 90s there are a number of articles written describing this concept in glowing term: ‘Win 90s in Practice Implementation and Result ’93’ suggest that great improvement in productivity, quality and cost reduction had already been achieved.

Lean Supply

Wind 90s is essentially what we know today as ‘lean supply’ i.e. operators moving to closer relationships with fewer or single main contractor in order to exploit synergies between the two companies. Synergies are describes as those functions which are duplicated in each of the organisations and would benefit from either being combined or being carried out by one of the organisations only (A New Managerial Approach of Integrated Services and Outsourcing Non-Core Activities ’94). It was impossible for operators to form this kind of relationship, which should be based on a high level of trust and openness, with more than one or two companies, which meant that main contractors began to form the total interface between operators and the remainder of the supply chain, sourcing the whole range of integrated services on the operators’ behalf.

It was considered that integrated service companies would than taken responsibility for the lower tier supply chain, and the arorementioned article declares the ‘a supply menegement profesional is likely to prefer to work in a world class supply chain management company, not an oil company’. In addition, operators in the main drastically downsized their technical department, reducing their ability to undertake research and development and their capability to evaluate new technologies. Again, this function was largely passed onto the main contractor.

CRINE

It Win 90s baton was taken up by the CRINE initiative, or ‘cost reduction initiative for the new era’, which again advocated closer relationships between operators and main contractors termed as ‘alliancing’ or ‘partnering’. The aims were the same, to work togather at an early stage of a project to find ways of reducing costs, either by smarter methods of working or via the introduction of innovative technologies. Recent quantitive research by Richard Green, at Robert Gordon University (RGU), Aberdeen shows that a whole cluster of alliances were formed in 1993 at the time when alliancing is working in practice, and Richard states that ‘views on the practically and benefits of collaboration vary across the industry’.

In particular, concern has been expressed that CRINE implementation has caused problems for small to medium-sized companies (SMEs), who are ‘the largest source of innovation and capable of fastest growth in employment terms’ (Can SMEs survive CRINE?). concerns centre on the apparent isolation now felt by SMEs who feel estranged from the operators (end users), and find it harder to gain acceptance or development founding for new technologies, or new applications. [It should be noted that since this research study was carried out CRINE has been superseded by CRINE Network, which is actively addressing many of the concerns noted above]

Alliancing and CRINE: What Do They Mean for Contractors?

If alliancing/partnering is working well it should be providing a win:win situation for all parties. As Macbeth and Ferguson say collaboration ‘is less about a macho quick hit, …and more about ensuring that the other trasactional partners laso have a change to survive so that, through their survival, the first party is allowed the opportunity also to prosper’. Norman Chambers of Brown & Root, writing in Offshore Magazine in ’93 is also very positive about partnering and advocates its continuation. A feature of alliancing is the ‘incentive’ contract, where both parties agree a target cost at the outsit and share the benefits or risks of meeting or overshooting that target. The contractor then has more to gain by bringing the job in under budget. This was demonstrated on the BP Andrew field where a gain-share contract resulted in an outturn cost £83m less than target (Energy Day 17/04/97). These sort of gains are only possible where there is complete trust and open communications between tha parties.

However, Richard Green suggest that ‘second tier contractors and SMEs are less positive about the impact of collaborative working on their business’ and there is evidence that the larger contractors have also had bad experiences. An article in Energy World 18/7/96 suggest that ‘contractors are doing more work for less reward now that operators have downsized’. There is also hearsay evidence of operators on occasions abusing their relationship by setting unrealistic target costs or poorly defining the project (J Phil Wilbourn, Texaco Dec ’94). On occasions it has been suggested that operators have asked for excessive detail in bids then touted the best ideas to the lowest bidder. Recently, the contractors on BP’s Schiehallion development, who include Coflexip Stena Offshore and Brown & Root, have rejected partnering in favour of traditional contracting. Stories exist of contractors saying ‘we’ll give you a good price if you don’t ask us to enter a partnering relationship’ (Partnering and Alliance, Theory & Practice, Richard Green ’95). The level of disatisfaction with alliancing contract was tested as part of the face to face interviews in this study, this impact upon the future role of alliance in the offshore industry.

The Impact on SMEs, Innovation and Supply Relationships

The relationship between the operator and the main contractors and the new roles and responsibilities take on by the contractors, obviously have major implications for the companies lower down the supply chain, largely represented by SMEs. In addition, uncertainties generated by a changing situation appear to have bred distrust and a reluctance to invest in new technology. The paper ‘Supply relationships in the UK Oil & Gas Industry ’96‘ states that ‘complex relationships and lack of standardisation in procurement in generating confusion for SMEs and making personal relationships disproportionately important in procurement decisions’.

Now that operators have shed engineering capability and largely passed procurement responsibility to main contractors, certain SMEs express concern that their links with operators have been severed or are diminishing (Alistair Punt, IME ’95). This ‘marginalisation’ (David Liddle, ’96) is making it harder for SMEs to get their innovative ideas and technologies considered by the operators. SMEs find it difficult getting into the supply chain early enough to have their innovations considered (Andrew Gray, Oceanscan ’95) and they view alliances as being a ‘closed shop’. A UKOOA (UK Offshore Operators Association) spokesman believes that ‘SMEs got a more sympathetic hearing in the past form operators’, but with cost cutting so high on the agenda and generally smaller engineering department, it is now much harder for SMEs to get operators interested in their ideas.

Marketing Capabilities of SMEs

A view is that the operators now lack the capability to evaluate new technologies. Whereas SMEs could approach engineering departments in operators and find ‘product champions’ (Beecham ’95) they now have to indentify project teams, which may consist of operator and contractor engineers, and who are essentially mobile (Andrew Gray, Oceanscan ’95). This presents a massive marketing challenge for SMEs who, themselves admit they often lack the expertise and resources continually to identify the ‘informed buyer’ and sell their concepts to him. It is also a harder sell; certain innovations may mean actually doing away with some members of the project team, plus there are fewer people to target. Alistair Punt of Ian Murray Engineering, underlined the situation in 1995 at Offshore Europe: “one of the possible major threats to SMEs caused by the inevitable consequences of CRINE is a dramatic reduction in the number of client”.

SMEs are certainly adapting their methods to this new market scenarion but some are struggling. However, Beecham is less certain that links with operators have been broken and suggests “that operators still have a preponderance of direct channels with small firms supplying critical product and those positioned in niche markets”. This points to there being a possible division between highly technical companies and those supplying essentially commodity items; it may well be that only in the latter situation has the link with operators been severed. It has also been suggested that service suppliers are experiencing more difficulties than those supplying products. In some instances operators are still maintaining their own approved supplier list (albeit much rationalised), and contractors have been told they must source from these, giving the contractor no freedom to go to the market. Whether it is felt essential for the future of innovation for SMEs to have direct links with operators, and the extent to which these links have actually been broken, was tested in face to face interviews.

Supplier: Contractor Relationships

The relationship between SMEs and main contractors is universally agreed to be less than good, and in many cases very poor. Richard Green (whose long term research involved face to face interviews with a wide cross-section of industry players) says that relationships are often short term and adversarial. SMEs worry particularly about the predarory nature of contractors and fear being ‘swallowed up’ or having their know-how or employess poached or stolen. The question of IPR at this level is therefore an interesting issue to be explored further. SMEs often find themselved competing against contractors’ sub-divisions which puts them at a grave disadvantage (entrepreneurship in the 1990s University of Aberdeen ’95). Also they ‘don’t bring (their) best technology to the table in an alliance with firms which are competitors in anothet project’ (Supply Relationships in the UK Oil & Gas Industry, University of Aberdeen ’95). Aberdeen University has undertaken research in this area over several years and their conclusions are based on wide industry contanct.

The extent to which contractors are using sub-divisions rather than searching the market and forming productive relationships with suppliers, was tested in the face to face interviews. It has been suggested that this trend is denying operators the benefits of ‘best technologies’. SMEs have themselves sometimes been to blame for poor relationships: ducking product performance guarantees ensures they will not be used again (Beecham ’95). However, contractors have on occasions been heavy handed, abusing confidences, and thereby making SMEs reluctant to reveal their ideas.

Effect on Innovation

All the people spoken to in the study agreed that these various changes in supply methods are having, or may have an adverse effect on innovation. Cost cutting initiatives often embodied in alliancing arrangements, usually transfer increased risks onto the contractor. In the past the operator took these risks in return for the high rewards available – these high rewards are not avialable to the contractor whose margins are being heavily squeezed (Can SMEs survive CRINE? ’95). According to SMEs this makes the contractor highly reluctant to take on any new ideas since innovation means greater risks, and they therefore tend to stick with tried and tested technology. The ‘most certain cost control is avoidable of risk’ (John D’Ancona, Dec ’94). Innovations providing only marginal improvement are very likely not to be adopted, and in some cases SMEs have been told that only innovations that will make a 5% reduction in the bottom line will be considered (Can SMEs survive CRINE? ’95).

Owening to the above factors, contractors are reluctant to provide funding for development and this, coupled with the downsizing of operator’ T&I (Technology and Innovation) departments, has created the impression that there is generally less money available in the industry to carry out T&I activities for the good of the industry. SMEs feel that their margins are being squeezed as a consquence of contractors having to cut project costs and that their own in-house funding of T&I is being curtailed. A further threat to innovation comes directly from CRINE, which suggests standardisation as a means of cutting costs (Can SMEs survive CRINE? ’95). Subsquents face to face interviews sought to establish by what extent T&I funding has been reduced, what problems SMEs have faced in communicating new innovations, and whether there is a split in experience between those SMEs supplying technical products and those supplying commodity products. Conclusions are presented in the summary report.

Experience in Other Countries

A number of contact in both Brazil and Norway were pursued as part of the literature survey, and it became clear that similar concerns to those promting this study were being expressed in both of these countries, although the direction of those concerns was not identical. In Norway a study into “what does Norsok mean to smaller and medium sized companies?” was undertaken by Rogaland Research, Stavanger, funded by the Norwegian Research Council (a govenment body). Norsok is the Norwegian equivalent to CRINE.

Norway

It is apparent that Norway fears some SMEs have lost out through industry restructuring (ie the move to lean supply), although high demand is masking this to some extent. Martin Gjeldsvek, the project leader, stated that it was an accepted view in Norwat that SMEs lack marketing skills and are not making the best of the opportunities open to them. Although it was too early for him to say if there was a difference in experiece between technical and non-technical companies, he did feel that product companies were having to change to become more like service providers, ie there was much more emphasis on the capability and competence of the people behind the products.

According to a spokesman for the offshore industry at the Federation of Norwegian Engineering Industries, experience in Norway in mixed. Smaller projects are bid direct to the supply industry, whereas the larger contracts are undertaken via alliancing. There is generally a good relationship between SMEs and the contracting community, but difficulties sometimes arise through the passing down of risk and contract claim clauses.

Brazil

In Brazil Petrobras now put around 50% of their developments (around $US1 bn per annum) out via main contractors, but retain considerablle control over the supply chain. Petrobras maintain strong links with SME suppliers. Hence, a spokesman for Petrobras’ Tecnical Procurement department feels that cost cutting initiatives in Brazil have actually encouraged, rather than stifled innovation.

The Future

Many commentators have expressed concern about the future of the UK Oil & Gas Industry if these trends are left unchecked. All agree there is a ‘need to continue to develop innovative product’ (Presentation to CRINE Network Conference, Martin Stanly ’97). This is backed up by the University of Aberdeen in their well researced paper “Supply Relationships in the UK Oil & Gas Industry, ’96” wherein they state ‘continuing innovation from suppliers and subcontractors is regarded by all industry members as of great importance for reducing innovation from suppliers and subcontractors is regarded by all industry members as of great importance for reducing costs and uncertainties in the North Sea Oil and Gas industry network’. Norman Chambers, Brown & Root, stated in Dec ’94 that without continually reducing costs the North Sea would stop being attractive to operators. It is clear that greater prizes are available elsewhere in the world, often for much lower exploration and production costs.

SMEs and Innovation

There is also a shared perception that the largest percentage of new technologies have come from the SMEs: ‘the best and most innovation has been generated by SMEs’ (John D’Ancona, Dec ’94). It seems clear also that contractors ‘will pass down the responsibility for technology identification and development to SMEs’ (Beecham ’95). James Hay, director of the Scottish Subsea Technology Group (an Aberdeen-based grouping of SMEs active in the subsea sector), welcomes the cost cutting initiatives as being ‘good’ for this members; in order to cut costs operators and contractors have to seek innovation from SMEs. SMEs themselves recognise this drive and are actively seeking ways to introduce cost cutting technologies.

The current situation however, may not be suffiently conductive to providing this continuing stream on innovative product, and making them available for adoption to operators. Trevor Eden, Managing Director of Morgan Moore Engineering, stated in 1997 that ‘as margins are eroded there is less money available to invest in the technology and innovation which will take our industry into next century’. Richard Green also believes that reducing costs mean that there will be less T&I funding available for the future. A Scottish Enterprise survey of SMEs in the industry in 1995 showed that there had been an average 18% drop in in-house T&I spending over the previous 4 years. Procurement practices such as taking an innovation to the lowest bidder also threaten future T&I spending: ‘there is no quicker way to snuff out innovation than evade its cost’ (Leonard Le Blanc, Offshore Magazine ’94).

Recruitment and Training of Staff

A more insidious threat than the more easily identifiable one of reduced T&I funding, is that some SMEs have been quote as claiming that cost reduction has caused them to severely curtail recruitmet and training of staff (Alistair Punt, IME ’95), although the literature survey has been unable to quantify this. ‘CRINE’ therefore present threats to innovation, training of staff and funding of R&D’ (Andrew Gray, Oceanscan ’95). This would mean that the capability of the indigenous SME suppliers to introduce innovative product would decline overtime, leaving operators and contractors to either source from elsewhere, or more likely, to reduce their operations in the UK. Another senior industry source suggested that whilst the SME market has always been volatile, there are now fewer start-ups to replace those that are leaving the industry, either through growth, takeover or failing. We uncovered no research that had attempted to verify or quantify this claim however.

Changing Market Conditions

There do also seem to be examples of operators not accessing best technologies when these are available in the market place. For instance, contractors sourcing from sub-divisions rather than scanning the marketplace for alternative technology suppliers; preffering to source tried and tested technology rather than risk using an innovation despite it having the potential to reduce cost for the operator; and demanding exessively large cost reduction potential before considering an idea. It is possible that SMEs are also being slow to adapt to the changed market and that their marketing and communications strategies are inadequate to ensure that operators hear of all relevant developments. Innovations which are not adopted quickly are likely never to be adopted, since SMEs ‘T&I and marketing budgets are small and they cannot afford to continue to push and develop products which do not achieve sales within a reasonable time frame (John Mercier, Offshore Magazine Dec ’94). All this suggest that operators may be playing more for development and production of North Sea reserves than necessary, and although this may only be marginal at present it could increase with time, decreasing the attractiveness of the industry.

A Positive Outlook

The future is not all dismal, however. Norman Chambers of Brown & Root feels sure that ‘there is a lot life left in the North Sea for companies who have got the right approach and can bring the skill to bear’. This seems to be key – the Scottish Subsea Technology Group (SSTG) feels that ‘SMEs can be survive CRINE but only if they adjust to changging market conditions’. Also in a survey carried out by Scottish Enterprise in 1995, half of the 460 SMEs replying said that they expected profit double over the next 3 – 5 years. Many SMEs are also looking outside the UK for future markets; whilst the market potential is considerable, this presents own challanges for already streched companies. SMEs have a role to play in ensuring their own future, but operators and contractors also have a duty to support innovation (Larry Farmer, Brown & Root Dec ’94) and take responsibility for the supply chain.

The above perceptions of less T&I funds available, poor procurement practices, SMEs losing innovative capacity etc, were subsequently tested and quantified in the postal survey and interviews. The survey tried to establish the extent of these difficulties and their actual impact upon the UK Oil and Gas industry.

The Learning Process

The view has been expressed that most new technology has come direct from project applications rather than pure research, and this need will continue to exist (John Mercier, Offshore Magazine Dec ’94). However, OTM is not convinced that all the technologies and lessons learnt from project applications are being effectively ‘captured’ for subsequent application and this is an area that requires consideration. A number of industries have recognised the need to become ‘learning organisations’ and leading exponents of this concept include British Airways and Anglian Water. The idea is that, particularly in large organisations (such as operators and contractors), best practice initiated in one project team or department, should be disseminated around the company and adopted universally. This concept would seem to be highly applicable to the offshore industry where project teams are mobile and organisations are large and geographically spread around the world. A role therefore exists in promoting this concept amongst contractors and operators, in launching initiatives in this regard. A simple format is suggested such as intranet database perhaps accompanied by newsletters and websites. Participacing companies may then wish to share their experieces and IEP could facilitate this by organising workshops and/or electronic interchanges.

What Else Needs To Be Done?

In response to changing market conditions, some SMEs have adapted their approach. In particular, they need to increase and better target their marketing effort and many are being successful. In order to cover rising marketing cost and to share market information, some have banded togather in support groups, such as SSTG. This type of grouping gives the SMEs a stronger voice, enables them to access better the informed buyer, gives the end users a single point of contact for a number of emerging and existing technologies, and facilitates networking. In addition, they provide a forum for SMEs to get together and share the development costs of a particular project, or to offer a package of integrated product/services to end users. However some, whilst believing that groups such as SSTG are ‘a thoroughly good thing’ are unsure of their value on promoting innovation amongst members.

A working group (which turned into a forum called EUROGIF) sponsored by the European commission and involving CMPT and high ranking representatives from operators, contractors and SMEs met in February 1997 to discuss the removal of barries to SMEs and SME innovations within the offshore industry. Their recommendations to the commission include the setting up of various forums to facilitate discussion both amongst SMEs themselves and between SMEs and contractors; the founding of a European R&D centre to act as a ‘broker’ between innovators and potential clients, and also innovators and potential development partners; a ‘Technology Watch’ programme and an on-line directory of SMEs on the internet.

It is also incumbent upon operators and contractors to take on responsibilities to ensure they nurture innovation and to practice open and honest procurement. The goverment has a role to play here in encouraging these large companies to play more significant role in T&I funding such as taking part in JIPs or directly assisting SMEs with particular developments; and to define best procurement practices. A working group within CRINE Network is also looking at this subject area and has issues guidelines on good practice in alliancing and procurement. Brown & Root Energy Services together with other operators, contractors and Scottish Enterprise, have also been working to establish a standard SME contract to allay liability fears of cumbersome contracts produced by operators and contractors. In Brazil, Petrobras take an active role in encouraging innovation via technological cooperation agreements with suppliers, whereby they share the costs of development and testing.

Conclusions

The literature survey has uncovered some positive actions which can be furthured or initiated to improve the situation of SMEs and ensure the continuing health of the industry. The next task was to tast perceptions and quantify difficulties via face to face interviews and a postal survey. On the basis that ideas needed to be presented to interviewees and respondents to facilitate an informed response, a number of hypotheses were developed for testing and are presented in figure 2 below.

  1. The isolation experienced by SMEs is due to poor marketing.
  2. Most new technologies being applied in the industry come from SMEs.
  3. Prime contractors have abused their strong position in the supply chain leadin to a poor relationship between them and SMEs.
  4. Downsizing of operators ‘technical departments has left them incapable of property evaluating new ideas and technologies.
  5. It is now difficult for SMEs to identify and access the ‘informed buyer’ in potential costumers and end-user organisations.
  6. Operators and contractors have a responsibility to nurture the supply chain in order to maitain the technological health of the industry; this responsibility is currently being neglected.
  7. The squeezing of margins and laying off risk has led to prime contractors only wanting to use tried and tested technologies.
  8. Good SMEs still have a strong link with operators, the fact that bad ones do not is an inevitable result of a maturing market.
  9. It is important that SMEs maintain good relationships with operators.
  10. Operators are not getting ‘best’ technologies since prime contractors are using their own sub-divisions, rather than forming relationships with SMEs which may lead to lower cost, higher performance solutions.
  11. R&D founding is drying up since operators have shrunk their technical departments, contractors are unwilling to found R&D and there are limited monies from government.
  12. SMEs need to develop long term relationships with the science-base to stimulate a constant flow of innovation, which they can then spend their energies applying.
  13. Over-specification by operator is some instances has left the contractor with no change to ‘add value’, expect by reducing suppliers’ price.
  14. The application of CRINE has led to a serious reduction in recruitment and training particularly amongst SMEs, meaning there will be a shortage of capable people to bring innovations forward in the future.
  15. Without innovation and continued unduly important in procurement decision-making.
  16. Personal relationships have become unduly improtant in procurement decision-making
  17. Prime contractors themselves are not keen on alliancing as currently practised.
  18. Operators have to learn to be better costomers.
  19. SMEs position could be greatly ebhanced by the used of flexible, long term partnering/alliancing arrangements between SMEs and contractors.
  20. Developing highly innovative products for the future demands proactive informed lead buyers (operators)
  21. There is a need for more organisational inftastucture such as CRINE, SSTG, JIPs.
  22. Widespread use of agency staff reduces contractors’ willingness to incorporate innovations.
  23. A learning culture should be inducted through the use of secondments and graduate recruitment.

Figure 2: Hypotheses Tested in Face to Face Interviews and Postal Survey

 

The Automotive Industry

Introduction

A key conclusion of a survey carried out in 1992 to explore the performance gap between British and world class automotive manufactures was the need to develop supply chains which are tighly integrated, based on long term shared destiny relationships, and maximising close communication and the opportunity for shared learning.

A major impact has been the recognition of the need for costumers to work with suppliers and to improve quality, cost, response times, flexibility and innovation. In particular, there has been a growing recognition of the need to obtain the involvement of suppliers in the innovation process such as manufacturing methods.

Key Trends

A number of key trends have become apparent in the automotive industry which include:

  • The automotive assemblers focusing on core competencies (e.g. marketing, distribution, design and final assembly), pushing responsibility down the supply chain expecting suppliers to be experts in their areas and no have the necessary T&I.
  • Suppliers parks and synchronous supply in which system suppliers and component suppliers are co-located to ensure local supply capability.
  • Additional trends, such as global supply, electronic linkages via EDI, reduction in product lead times, collaboration and alliances between component and systems suppliers, open book accounting.

The logical conclution of current trend may be moving towards a more ‘virtual’ type of environment, where component and system suppliers are considered to be the experts in the design and manufacture of their products, delivering Just In Time to the assemblers’ production line. The logical extention is a dedicated part of the plant or assembly line. Such an approach is now starting to be implemented by companies such as VW.

Key Issues In Developing The Supply Chain

The development of supply chains and the encouragement of innovatives to improve innovation have encountered a number of important issues regarding relationships amongst the different organisations involved. These include:

  • Trust and confidence (e.g. in contractual promises, supplier capability)
  • Communication (e.g. EDI efficiency, ‘overbearing’ supplier development schemes)
  • Collaboration (e.g. early supplier involvement, cost transparency)
  • Schedule stability
  • System incompatibility
  • Lack of 2nd tier involvement (i.e. relationship at top not being reflected downwards)
  • Innovation.

Initiatives

A number of initiatives have been taken recently both by individual automotive manufacturers and jointly by industry associations. Some of these initiatives are describes below

SMMT / DTI Initiatives

The SMMT (Society of Motor Manufacturers and Traders) and the DTI have organised a supply chain initiative aimed at improving the management capabilities of second and third tier suppliers. This involves a number of activities including:

  • Development of an industry forum to discuss supply chain issues mainly through a series of workshop discussions and follow-up surveys.
  • Master classes in process improvement where top level engineers undertake improvement programmes in suppliers (e.g. line balancing and Kaizen with component suppliers)
  • Support for supply chain groups, looking at complete supply chains working as a group to establish better communication links particularly SMEs
  • Support for supplier development programmes to help large companies develop their own supplier chains
  • A self-assesment workbook on product development for component suppliers.

Nissan

The company has a supplier base of 204 companies spread throughout Europe of which of which 134 are in the UK and operates a partnership sourcing policy which involves working closly with a limited number of suppliers. The company operates the following key supply chain systems:

  • Supplier appraisal and improvement system (SAIS) which evaluates performance against defined criteria for quality, cost, delivery, development and management
  • Prestigious supplier award in recognition for consistently high performance/improvement
  • Supplier development teams within the purchasing department which work to support suppliers in the continous improvement process
  • Just in time philosophy which requires the reduction of non-value added activities and resources to the minimum (such as storge, inspection, material movement).
  • A suppliers’ area near the site where key suppliers are located, facilitating JIT production.

The result of recent supplier improvement activities include an increase in percentege on-time delevery from 85% in 1993 to some 97% in 1996 and a reduction in reject parts from over 1000 parts per million (ppm) in 1992 to under 100 ppm in 1996. More recently, Nissan has established the COGENT programme to promote supplier self sufficiency in design and right first time development and to cut the time design to market from 40 months to 30.

COGENT – Innovative Manufacturing Initiative

Nissan’s measurement of its supplier performance confirmed that quality, cost and delivery had improved greatly, but that development capability had lagged significantly behind. The focus of the COGENT project is on co-development in which the car maker and supplier operate joint (synchonous) development of a new product. The design and development process determines 80% of cost, quality and performance. Japan has led the way in improvements in this area. The goal of the project is to make significant reductions in part cost and development time. An important spin off could be the developmnet of a communications infrastructure that would enable ‘virtual co-location’ between Nissan and its suppliers. The final part of the project will be to remove the Nissan specific wishing to improve their supplier co-development capability.

Supplier Associations

Indirect suppliers will remain unconnected firms unless they some machanisms binding them into a second tier. This is done in Japan through supplier associations to give second tier suppliers an identity within a supply chain. The methods emplyed include meeting at which suppliers discuss potential improvement to the vehicle manufacturer’s supply chain. Supplier associations have been started in the UK in South Wales principally to serve the Japanese vehicle manufacturers based in the UK.

Other Initiatives

Other recent initiatives include:

  • Benchmarking
  • Open book negotiation
  • Single sourcing (identification of preferred suppliers for long term single source contracts)
  • Co-location of suppliers
  • Supplier appraisal (in particular 2-way customer/supplier appraisals, and relationship assessments).

Industry Conclusions

The literature seach has demonstrated a high level of interest in supply chain issues within the automotive industry and an increasing realisation of the need for action at the level of the individual company and by the industry as a whole. Nevertheless, there appears to be little information about the extent to which recent initiatives have led to positive improvements in performance. In addition, the literature does not indicate whether small and medium sized firms are particularly affected by supply chain issues. One of the interesting features of the automotive industry is its capacity for international technology transfer through the supply chain management made by Japanese manufacturers are transmitted to other companies by the international nature of trade and supply in the industry.

The potential for supply chain improvement in the industry is an important issue and a number of factors may prove relevant to the oil and gas industry including:

  • The development of innovation-related supply chain initiatives such as ‘COGENT’ by Nissan
  • The development of mutual costumer/supplier ‘relationship assessments’ and improvement programmes
  • The difficulty in drawing second tier suppliers into shared learning and quality improvement
  • The introduction of supply chain initiatives by trade associations and the DTI which reflect the need for suppliers to share responsibility for innovation
  • The issues related to open book accounting systems
  • Benchmarking where initiatives might be taken to encourage suppliers to benchmark themselves against world class standards of performance
  • The scope for the introduction of EDI and its standardised application.

The Food Industry

The UK food industry is vast. With a turnover in excess of £60bn, account for around 10% of GDP. Moreover, leading players within the grocery industry rank among the leading corporations nation-wide: Tesco, Sainsbury, Hillsdown Holding, Northern Foods, and so on, all feature prominently within the Times
100 index. For both these reasons, the industry should not be underestimated, either in its own right or in terms of the insight it provides into more general organisatioanl processes.

The food industry has undergone truly radical organisational changes over recent year. In the 1960s, the interface between manufacturers and retailers was dominated by powerful brand manufacturers selling their products through innocuous shopkeepers. Thirty years later and the same interface is altogether messier; it is characteristised by a pleathora of sub-contract relations through which powerful retail corporations procure own-label product supplied to their own specification.

Supply Chain Initiation Modes

One key moment in the transformation of the food industry concerned the process of supply chain initiation. Contrary to the assumption across all of the academic literature, a network of potential sub-contract partners was not simply available for retailers to plug into. In the 1960s, manufacturers were still buttressed by Resale Price Maintenance. Retailers were therefore unable to compete on the basis of brand price: the concept of the own-label was their principal response to this predicament. In this context, retailers have had to engage purposefully in the creation of supply chain structures through which own-label products could potentially be procured.

First, supply chain initiation depended solely on processes of brand subtitution (where struggling brand manufacturers were persuaded to produce a low cost variant of their brand under the retailer’s own-label). A second initiation mode relied upon processes of product diversification (where a manufacturer would be persuaded to diversify its product portfolio and then supply a retailer’s own-label in the new product area on an exclusive basis). A third initiation mode involved multiple retailers establishing very close working relationships with embryonic enterprises that-in the first instance-lacked either the skill or capacity to supply a national multiple. However with considerable technical ) though seldom financial) input from the retailer, the successful manufacturers expanded rapidly.

Distinction between these three processes ara far from absolute and it is possible to find many hybrid examples within the food industry. However these three scenarios do reveal a number of extremely important insight into the character of supply chains, both in the food industry and more generally:

  • First, it cannot be assumed that suitable supply chain partners simply exist. Invariably lead firms have to create and then mould the relationship. Suppliers may be more or less proactive in this regard, but this most crutial initiation process is in itself demanding.
  • Second, the nature of the supply chain relationship will depend on the capabilities of the actors involved. Over the last twenty years, food retailers have become much more sophiscated actors. They now have subtantial technical expertise. This has become an important tool within the initiation process and it also provides enormous possibilities in the context of product innovation.
  • Third, the nature of the product will have a bearing on the range of available options when lead firms are seeking to initiative supply chain arrangements. Specifically, developing highly innovative products through the supply chain is likely to demand a far greater input on the part of the lead firm.

The Need to Manage Supply Chains

Establishing supply chains is obviously a necessary stage, but however well done, it is not sufficient to ensure commercial success. In order to sustain competitive advantage, supply chains must be managed. It is useful to consider two management processes reflecting the relative importance of two key pillars of competition: price differentials (where suppliers are often played off against one another in competitives tendering) and product innovation (leading to potential abuses of highly dependent new-product suppliers).

The above discussion hints at the range of scenarios within which small firms must operate. Specifically:

  • Some SMEs are forced to produce large volumes of low margin products. Such firms are also obligated to engage in processes of competitive bidding and as a result, their existence may be precarious. Given the margins on which they operate, the scope for investing in NPD (new product development) is usually very limited. Consequently these SMEs may not be able to improve their position within the supply chain structure.
  • A second group of SMEs within the food industry may be found in the context of higher margin product lines. These enterprises often owe their very existence to relationships with particular retailers. While their capacity to innovative may be substantial, it is frequently also intertwined with that of the retailer, both practically and legally. For this reason, the extent of the SMEs autonomy may be modest. Nevertheless, some firms in this position have developed a proprietary brand and in so doing they have sought to create an existence independent of the relationship with their principal retail patron.

Construction Industry

Introduction

Construction includes a range of different markets ranging from one-off refurbishment and new-build projects to major one off civil project and structures. Although labour costs in Britain’s construction industry are low, total construction costs are amongst the highest in the EU. This is reported to be partly caused by poor labour productivity, but more importantly by industry’s organisational structure and culture.

Although construction industries in all countries tend to be fragmented, the UK is almost unique in the adversarial nature of relationships between firms. This often manifests itself in claim and counter claims and in litigation which continues after the project has been finished. This adversarial environment has been the subject of a number of studies including the recent Latham Committee report and many commentators believe that improving the performance of the industry will require new forms of collaborative association.

The traditional model of construction views the construction process as the purchase of a product government by legal contracts. This provide a small level of uncertainty about project ends, but uncertainty about the means by which it is implemented is passed on to contractors and sub contractors as risk. The process of construction id completed by dividing tasks into discrete packages according to a series of logical phases. The traditional model can work for relatively slow and certain projects. However, when project are more complex or uncertain (as is increasingly the case in this industry), or need to be completed rapidly, it becomes harder to co-ordinate the large number of specialist participants. Under these circumstances, traditional boundaries between phases become blurred and more complex. Non-hierarchical communications system are required. The construction process is described more like a prototyping operation where the needs and means are continually negotiated.

Key Issues and Initiatives

Partnering has been put forward as a key approach which has the potential to improve the performance of the construction process. Partnering is seen to be most appropriate where the value of the product or service is high or critical to the client’s business or where the type of project is complex and the number of contractors able to carry out the work is limited.

Important issues in paartnering include contractual relationships, forms of remuneration (e.g. gain sharing, payment, terms, innovation opprotunities), communications (e.g. reducing paperwork/meeting, simplifying chains of command, openness), personnel selection and optimising the mix of personalities, project and partner goal and mutual trust and understanding of these.

 

Closed/Rigid Communications

Open Flexible Communications

High individual ‘fit’ in the partnering team

One side, short term, win-lose relationship

High trust, collaborative, mutual understanding, long term, win-win

Low individual ‘fit’ in the partnering team

Mistrust, defensive, disputes, lose-lose relationship

Differing goal, incompability, wrong team, lose-win

Figure 3: Key Influence on Partnering Outcomes

In recognition of the need to improve relationships within the industry and to reduce costs of major projects, a new initiative has been developed called ‘ACTIVE’ which has objectives broadly similar to those of ‘CRINE’. It seems apparent, from early discussions, that the concepts of partnering and value management are currently less advanced than in the oil and gas industry.

Defence Industry

Introduction

The UK defence cluster had total sales of some £14bn in 1993 of which £10.6bn were to the MOD and £3.4bn were defence exports. Over the period 1990 – 1998 UK defence spending as a share of national output is expected to fall from 4.2% in 1990/1 to 2.8% in 1997/8. In 1993/4 there were over 500 UK based contractors paid over £1m or more by the MOD. Of the £3.5bn defence exports, about 90% is accounted for by the aerospace industry.

One of the key trends in the industry is for the customer (MOD) to put more responsibility on the prime contractors for design, and increasingly ownership (providing leasing to MOD) and maintenance. The push to encourage first tier suppliers to take responsibility for innovation may cascade down to second and third tier suppliers to take responsbility for innovation may cascade down to second and third tier supplier, but there is often insuffient knowledge of who these suppliers are. In many cases, such suppliers may only have a modest involvement in the defence industry. However, there is also a danger that some of the more important second tier suppliers may become isolated and may need to develop alliances with major companies in order to retain their technological capabilities.

Key Issues In Developing The Supply Chain

There is a lack of published data about supply networks. Supply chains are complex and there are problems in identifying first, second and third their suppliers since there is evidence that the same supplier may be involved at different levels in the supply chain. Moreover, companies in the second and third tiers are often unaware that they are supplying goods and services which are ultimately sold in defence markets.

Changes in the MOD procurement policy have affected the position of smaller companies in the UK defence cluster. There is a belief in the industry that the MOD’s policy of using prime contractors means that smaller specialist companies are now ‘less visible’ to the MOD. Previously, MOD purchased directly from many of the smaller companies and then provided component to the main contractors as Governmental Furnished Equipment. As a result the MOD had an incentive to maintain these suppliers in good health since the Ministry was responsible for supplying quality components on time. However, prime contractors now purchase world-wide on a competitive basis with possible adverse impact on the UK’s specialist suppliers.

Three main studies have been undertaken of the UK defence industry supply chains. These are based on the Eurofighter 2000 (EFA), warships and the Challanger 2 Main Battle Tank (MBT).

The survey by the Society of British Aerospace Companies (SBAC) of the Eurofighter supply chain (1992) found that the three prime contractors had 314 first tier suppliers of which 67% were outside the aerospace industry. Typically, first tier suppliers were small to medium sized firms employing fewer than 300 people. An additional 250 suppliers were identified at the second tier level. Of these, 190 were UK based, 30 were US based and 25 European. The survey found that, as a rule of thumb, for every five jobs at the prime contractor level, another three are generated at the first tier and another two at the second tier and beyond.

The warship study noted that the construction ot warships involves two tasks, ship construction and supply of combat systems. The study of a Type 23 Frigate showed that shipbuilding accounted for 60% and the combat system 40% of unit production costs. There are many interlocking relationships between prime contractors and main sub contractors and at the level of sub contractors, the relationships become progressively more complex. In three of the 13 major sub-contract markets, there is effectively only one UK supplier.

The Centre for Defence Economics study of the Challanger 2 MBT supply chain of 1990 identified Vickers Defence Systems as the prime contractor and 43 major suppliers of which 34 were in the UK.

Initiatives

  • The DTI has undertaken a number of initiatives including commissioning a study of the value of the defence industry to the UK economy, undertaking a number of studies of specific supply chains (armoured vehicle supply chain), and undertaking a study of the supply chain in aerospace and of best practice.
  • The DERA (Defence Evaluation and Research Agency) Pathfinder programme provides a series of documents (e.g. timetable for submission and review of proposals, guide to ‘getting involved’), news sheets and an annual conference to provide information to companies and academics about forward technology requirements. Tha Pathfinder programme is intended to obtain more value for the MOD’s money by allowing industry and academia to propose research work which is of use to the MOD and is in line with industry’s own needs. This can provide a richer source of advice for the MOD, improvement in industrial capacity and opportunities for technology transfer. Path finder project are normally about 15 months duration but can be of up to 3 years duration and a 33 – 50% industry constribution is usual, although funding can ve 100%.
  • DERA has a scheme which facilitates secondment of DERA staff into industry which is aimed at facilitating wealth creation and technology transfer and providing secondees with experience of industry. The scheme has involved about £5m turnover per annum and about 40 staff.
  • The DERA ‘Beacon’ fund is aimed at encouraging collaboration between DERA and industry/SMEs/academia and research institutes and had an estimated budget of some £4m for 1997/8.
  • DERA Dual-Use Technologies Centres provide opportunities for companies to use specialised DERA facilities for development purposes. These facilities include the Farnborough Supercomputing facility, the Structural Materials Centre and the Centra for Marine Technology which undertakes some work relevant to the offshore industry (e.g. risers, pipeline bundles). These facilities are available for use by SMEs and provide opportunities for technology transfer as well as commercial income for DERA.
  • The Society of British Aerospace Companies (SBAC) have developed an initiative under the DTI’s Competitive Challenge programme entitled ‘Supply Chain Relationships In Aerospace’ (SCARIA). This programme involves a code of practice covering issues such as communications, design for manufacture and continuous improvement along the supply chain, workshops on the use of the code, awareness seminars, training programmes (e.g. EDI), a survey to establish views about supply chain relationships and to provide feedback on whether the SCARIA initiative has had any impact, an SBAC Best Practice unit which works with the University of Warwick Manufacturing Group on new techniques such as ‘Time Based Process Mapping’, and regional initiatives to encourage supply chain development in a region such as the South West in Conjunction with the relevant Business Links.
  • The RAF Logistics Command have worked on supply chain management (SCM) over a number of years. There has recently been some concern that the MOD as a whole are increasingly dealing with prime contractors and that SMEs are losing contact with the MOD. In addition, there is some concenrn in the MOD that as the government contracts out more of the non-core activities, prime contractors are gaining an increasingly powerful position. The philosophy of SCM, led in the RAF by a 40 strong task force, was introduced in 1993 with three broad objective: to introduce the concept of tailored, specific support chains that reflect the lead times, impact of support chain failure and total cost of selected options; to develop support chains which were affordable, flexible and robust to support the RAF’s peacetime tasks, but which have the capability to produce additional resources in times of operational necessity; to encourage horizontal cost awareness and the adoption of best business practice across the organisation.
  • Defence Technology Enterprises (DTE) was set up in 1985 by the MOD and a consortium of 8 founder members with venture capital. DTE had right of access to the MOD’s non-nuclear research establishments and employed security cleared staff (known as ferrets) whose role was to find suitable ideas and product that could be exploited in the civil marketplace. By 1988, 260 firms had become associate members and 32 licences had been taken out to use ideas emanating through the scheme. In 1989, it was estimated that £60m of business could be generated over the following eight year period. However, DTE effectively ceased to exist by 1990. The main reasons for its failure are reported to include the fact that the most obviously exploitable technologies had already been identified by the research establishments themselves, and that it is very rare that nugget of technology can be lifted out as a package and transferred to industry.

     

Industry Conclusions

The literature search has demonstrated a high level of interest din supply chain issues within the defence and aerospace industries both on the part of the constumer (MOD) and the prime suppliers (particularly aerospace). A wide range of initiatives have been develop, although systematic evidence of their effectiveness has not yet been demonstrated. Evidence from individual company experience is available, particularly in relation to improving lead times for the delivery of parts.

The following points appear to be relevant to supply chain improvement:

  • The importance of early knowledge about future plans
  • The initiatives taken by DERA to allow small firms to participate in R&D projects
  • Bridging of the cultural gap between types of organisations, in particular military and civilian
  • The possibilities for using dual use technology centres
  • Training for suppliers under the ‘working together’ programme.

What’s in a Barrel of Oil

Early producers shipped their oil to market in earthenwate vessel aboard slow-moving barges. Since then, the need to move increasingly quantities of petroleum has brought about some big changes in the industry. As containers evolved, the 42-gallon oil barrel became the current US standard for measurement, thoughis no longer used for shipping. The unit originated in the 1980s, when there was no standard measure for oil. Producers simply used whiskey and molasses barrels or whatever was handy until customers demanded something mor uniform. The most common size cask – 42 gallons – bacame the agreed-upon standard. As US oil companies became active in other countries, many of them also adopted that standard as well. Fot much of international trade, however, the common unit is the matric ton, which is approximately 7 US barrels.

Beyond the Barrel

When barrels proved too leaky and expensive, producers began looking for other shipping methods. The first US oil pipeline was constructed in 1865. It ran just five miles through western Pennsylvania, but it revolutionized the transportation of petroleum. The maiden voyage of the first oil tanker 15 years later was another significant advance because oil could now be pumped directly into the ship’s hull without the container’s extra cost and bulk. Today, nearly 200.000miles of petroleum pipelines crisscross the US, moving two-thirds of the nation’s crude oil and refined product. It is the world’s largest energy pipeline work – times larger than Europe’s. Modern oil tankers include enormous supertankers, which can carry 2 million barrels of crude oil. That’s enough oil to meet 10 % of US energy needs for one day, or produce enough gasoline to drive a car 31.000 times around the Earth.

Pipelines

Once tho offshore facility has separated the oil and gas, it sends them to refineries and processing plants on land. Most offshore oil and gas production is transported by pipelines to onshore facilities. The technique for laying pipelines under water had its beginnings in England during World War II. Steel tubes were welded together and coiled around floating drums. One end of the pipe was fixed to a terminal point and as the floating drums were towed across the English Channel, the pipe was pulled off the drum. The pipeline connected fuel supply depots in England with distribution points in Europe to support the Allied invantion of Europe. Pipeline designs vary depending on what they are tranporting – crude oil, natural gas or refined products – and their function. The world’s longest underwater pipeline is the Langeled project, which was completed in 2007 to transport natural gas some 750 miles from Norway to England. Water depth of over a half mile, extremely uneven terrain and freezing temperatures make the Langeled something of a modern wonder. But as more than a third of the worldwide growth in drilling is expected to come from offshore, technological advances in pipeline construction and safety are accelerating, making them the safest, most efficient and economical transformation mode available.

Oil vs Gas

Crude oil is generally pipe from the offshore production site to an onshore terminal with large storage tanks and then sent to refineries in pipelines over land. Natural gas is transportated to gas plants for processing. Once components such as butane and propane are recovered, they are sent to other plants for further processing or directly to the market. Almost all overland natural gas transportation is by pipeline. Transporting it by truck, train or barge would increase safety risk and be more costly.

Designing Safe Pipelines

Pipeline design must take into consideration a number of issues including the volume of oil or gas to be transported, the soil strength and stability of the seafloor, environmental conditions such as water depth, temperatures, marine life and other activities in the area such as shipping and industrial operations. Companies are responsible for the safety rigorously audited and inspected by a host of agencies.

The Pipe

The diameter must be large enough to allow the maximum volume to pass with the minimal resistance for optimal efficiency. The velocity must also be kept high enough to keep the pipe free of corrosion or debris that can plug the pipe. The pipes are usually made of high-quality carbon steel that is produced to specific standards, tested and quality checked from its row steel state to the finished product. Generally, the pipes or joints are manufactured in approximately 40-foot lengths. Pipes transporting certain types of fluid must contain special corrosion resistant alloys. Heavier (thicker) oil may need to be heated to keep it flowing easily. Depending on the distance the fluid needs to travel, the pipeline may need to be insulated or equipped with additional pumps or heating stations to keep the product flowing.

The Route

Pipeling routes are selected to allow safe operation over the life of the pipeline. Surveys are conducted to gather data on the floor terrain, soil properties and environmental events such as currents and ice movements. The data is then used to select routes with the most stable conditions to ensure the lines will be safe.

Seafloor Conditions

In most environments, offshore pipelines can lie on the seafloor, proctected by the water covering them. Even during hurricanes, pipelines see limited effects from the massive waves on the surface, though the must still be designed to withstand strong subsurface currents and tidal surges. In some areas, pipelines must be buried to protect them from near-shore wave forces, ship anchors and commercial fishing activities. In the Arctic, burial may be required in some areas because of ice and evironmintal condisions and survey of the ocean bottom are conducted to identify those areas.

Other Pipeline Route Considerations

Sometimes these site surveys have uncovered some surpries – like shipwrecks and archeological sites. Spanish Galleons, World War II ship and other artifact have been found while ocean bottoms were being surveyed for pipeline routes. These finds are brought to local historical societies for investigation and the pipelines are then routed around any sensitive areas.

Pipeline Installation

Once manufactured, the pipe is coated to protect it from corrosion and may have special insulation applied before it is shipped to the installation site. Pipelines can be installated by a number of methods depending on the site conditions. Barges and other types of vessel are often used to construct and lay the pipelines. “Lay barges” are equipped like small factories to weld the pipe or joint at a time as the vessel slowly moves ahead. It is critical that each weld be inspected using X-ray and/or ultrasonic techniques to ensure a proper weld and the integrity of the pipeline system. For burying the pipelines, specialized equipment is used to dig a trench and then cover the pipeline. The trenching methodes vary depending on how deeply it must be dug, the water depth and strength of the seafloor soils. The trenching methods may be dug before the line is laid down and/or the trench can be dug around a pipeline sitting on the seabed. The seafloor may be plowed, jetted with pressurized water or trenched with a machine that resembles a large-slow-speed chainsaw.

The final phase of pipeline installation is to conduct a hydrostatic test, a check on system integrity while under pressure. Water in pumped into the pipeline and then pressurized to a minimum 1.25 times its design pressure for an extended period of time. Once this final testing has determined that the system is sound, the water is removed and the pipelines is set for operation.

Pipeline in Arctic

Pipeline Routes

Surveying potential pipeline routes in the Arctic means looking for ice gouges and strudel scours. Ice gouging can occur when ice keels contact the seafloor. The gouges indicate where pipelines must be buried to protect the from the ice keels. Strudel scours are formed during the spring melt, when fresh water from local stream and river breakups flow over the sea ice. This water finds seal brathing holes or cracks in the ice where it can drain into the water below.

These drains can create whirlpool actions that scour the seafloor and could expose pipelines. The surveys are performed over several years to determine the frequency and depth of the gouges and scours as conditions change annually.

Pipeline Installation

In the Arctic, pipelines are often installed from equipment situated on the surrounding ice during winter construction. Extended reach backhoes are used to dig trenches in the seafloor where the pipeline is to be buried. This method works for shallower waterd near the shore. In deeper water, vessel are used to weld and install the pipeline or, in some rare occasions, the pipelines are constructed on land, moved into the water and towed to location.

Trans-Alaska Pipeline System

The Trans-Alaska Pipeline System(TAPS) transports all North Slope oil production from current fields, like Pridhoe Bay and Kuparuk, to the southern port of Valdez. From there, the oil is shipped by tankers to refineries on the US West Coast. Construction on the 800-mile long, 48-inch diameter pipeline was started in 1975 and completed in 1977. It was considered an engineering and construction marvel, passing through extreme climates and environmentally sensitive areas.

Designed to transport up to 2.1 million barrels of crude oil daily, TAPS carried only about 700.000 barrels a day in 2008 due to production declines. There are opportunities to develop new onshore and offshore fields on the North Slope that could slow or even reverse that decline. Oil production from future developments may connect to TAPS to take advantage of the existing infrastructure.

Pipeline Operations

Pipeline system are typically operated remotely from centralized control centers. These centers use state-of-the-art control and communications system, including starting and stopping pumps, opening and closing valves and monitoring temperatures, pressures and flow rates. Computers are also used to help monitor the systems and detect any early signs of abnormal conditions or events. If an irregularity is detected, support personnel are alerted to take appropriate action.

Pigging the Line

Pipelines are maintained and inspected using a ‘pig’, a tool that can be inserted in one end of the pipeline and pushed by fluid to the other end. The most basic pigs are used to clean the insinde of the pipes; highly-complex ‘smart-pigs’ can inspect the condition and thickness of the pipeline.

Leak Detection

All pipelines are monitored with some kind of leak detection system. The most common method uses computers and software to assist the pipeline operator. One type, called ‘mass balance,’ measures that amount of oil going in the pipeline and tha amount coming out. Another method called ‘real-time transient modelling’ compares actual measured data with computer models. In both these methods, if the results are outside normal operating limits, an alarm alerts the operator to take appropriate action. New methods are also being developed that use equipment or sensors to supplement computer systems.

Tankers

Offshore pipelines are more expensive and difficult to build than onshore pipelines, and if the oil and gas field is small, it may be uneconommical to use them. In some areas, long distances or unstable seafloor conditions may make in impractical or impossible to lay pipelines. Instead, tankers can be used to transport the oil to shore. If liquefied using special processing equipment, natural gas can also be shipped in tankers from one port to another. Special regasification facilities at the receiving port then return the liquid to its gas form for cross-country shipment by pipeline

FPSOs

Floating production storage and offloading (FPSOs) units are usually used in combination with tankers. Like other types of production platform, FPSOs separate the oil, gas and water, and store the oil until tankers transport it to refineries. Gas from FPSOs is usually reinjected into the reservoir to produce later, or it is transported via pipeline to the shore for further processing and sales.

Tanker Capacities

New sources and rising demand for oil and gas during the last half on the 20th century meant shipping larger quantities for longer hauls. To make long-distance transportation more cost effective, producers also wanted to use the largest carrier the ports could manage. Ultimately, tanker manufacturers developed supertankers, or “very large crude carrier (VLCCs),” that measure up to four football field length.

Innovations have made larger tankers more fuel efficient than smaller vessels. Though it requires more energy to power a larger ship, it takes less power to deliver each barrel of oil at the same speed. For example, 16.000 horse power are needed to drive a 420.000 – barrel ship, but 42.500 horse power can propel a 1.820.000-barrel tanker. That’s more than four times the cargo moved with only 2.5 times the power requirement.

Oil tankers are devided into six major categories based on how much they can carry. Cargo capacity in measured in dead weight tons (DWT) a unit that equals 2.240 pounds. Ultra-large crude carriers (ULCCs) and VLCCs are the largerst vessel and can carry 200.000 DWT or more long houls. The mid-size Suezmax and Aframax tankers ship cargos of 120.000 to 200.000 DWT and travel both long and medium distances. The smallest vessels are Handysize and Panamax tankers, typically used for short hauls with cargos of 10.000 to 80.000 DWT.

Transport Safety

Safety measures have seen significant advances, including safe tank venting, sophisticated enfgine room control systems and satellite navigation. One of the most important changes is the double-hull design, a spill prevention measure that became mandatory in the early 1990s following the Exxon Valdez oil spill. All single-hulled tankers will be phased out worldwide by 2015.

  1. LNG (Liquified Natural Gas)

    Liquified Natural Gas (LNG) adalah gas bumi yang dicairkan dengan proses pendinginan hingga mencapai suhu -160˚C pada tekanan 1 atm. LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas air, dengan reduksi volume mencapai 1/600 dibanding kondisi gasnya. Tujuan utama dari pencairan gas bumi adalah untuk memudahkan transportasinya dari daerah produksi ke konsumen.

    Dari sisi teknologi pencairan, gas suar bakar dengan volume gas yang relatif kecil dapat dimanfaatkan sebagai gas umpan. Beberapa teknologi pencairan yang banyak digunakan untuk kilang LNG mini diantaranya adalah menggunakan Siklus Gas (Strirling Refrigerator, TADOPTR Liquefier, Vortex Tube Refrigerator, dan Simple Brayton Cycle) dan Siklus refrigerant campuran/Mixed Refrigerant Cycles (seperti Simple Prico Process, Linde maupun sistem Cascade).

    Dengan semakin majunya teknologi kilang LNG saat ini pengembangannya mulai diarahkan untuk memproduksi LNG dari lapangan-lapangan gas marginal atau yang cadangan gasnya kecil jauh lebih banyak dibandingkan dengan lapangan-lanpangan gas yang mempunyai cadangan gas besar. Kilang-kilang LNG yang beroperasi saat ini dapat dikategorikan berdasarkan kapasitasnya yaitu:

  • LNG fueling stations Small scale (0.5 – 10 MMSCFD)
  • LNG Peak shaving        (5 – 10 MMSCFD)
  • Small scale baseload        (50 – 250 MMSCFD)
  • Baseload plant            (300 – 1000 MMSCFD)

Kapasitas kilang LNG skala kecil dan sedang atau small to mid-scale liquefaction (SMSL) yang tersedia saat ini dibawah 2.5 MMSCFD atau 600-700 Kton/tahun. Dengan tersedianya kapasita tersebut, diharapkan gas suar bakar yang jumlahnya cukup banyak dan tersebar diberbagai lapangan minyak dan gas bumi di Indonesia dapat dimanfaatkan melalui kilang LNG mini. Pengembangan kilang LNG mini tersebut lebih cocok diterapkan untuk lapangan-lapangan gas yang lokasinya satu daratan dengan lokasi konsumen gas (tidak dipisahkan oleh lautan). Kondisi demikian dianggap lebih kompetitif dibandingkan dengan pipa khususnya untuk lapangan-lapangan gas yang cadangannya kecil.

LNG merupakan bentuk energi yang mudah untuk ditransportasikan. LNG dapat dihasilkan dengan berbagai cara diantaranya yaitu:

  • Extraction dari NRU LNG cold box
  • Menambahkan proses pemurnian dan pencairan pada existing cryogenic
    NGL recovery plant
  • New externally-powered liquefier
  • At a pressure letdown station on gas pipeline
  • Use of liquid nitrogen as a refrigerant

Komposisi LNG pada umumnya terdiri dari 85 – 90% mol metana ditambah etana dan sebagian kecil propana, butana dan nitrogen. Komposisi LNG yang sebenarnya tergantung dari sumber gas dan teknologi pemrosesannya.

LNG memiliki kandungan energi per volume lebih besar dibandingkan dengan jenis bahan bakar lain yang bersumber dari gas. Tabel berikut memperlihatkan densitas energi per-satuan volume dari beberapa bentuk energi.

Tabel Kandungan Kalor Beberapa Jenis Bahan bakar.

Bahan Bakar

MJ/kg 

MJ/I 

LPG 

48.0

24.4

Metana 

50.0

0.035

CNG 

50.0

8.7

LNG 

50.0

21.6

Hidrogen pada 248 bar 

120.0

2.5

Hidrogen pada -250˚C

120.0

8.5

 

  1. LNG Mini

    Pada awalnya kilang SMSL digunakan untuk memasok permintaan peakshaving serta untuk memasok gas bumi ke daerah-daerah yang memerlukannya karena pipa baru secara ekonomis dan teknis tidak fleksibel dibangun. LNG ini digunakan untuk memasok gas bumi (berkompetisi dengan LPG dan fuel oil) ke industri, komersial dan perumahan yang jauh. Di beberapa negara, LNG juga digunakan sebagai bahan bakar bus kota, truk, perahu motor, lokomotif dan kendaraan bermotor lain. Titik berat desain kilang SMSL terletak pada minimisasi biaya kapital, bukan efisiensi termodinamika.

    Area CNG dan small-scale LNG menarik khususnya untuk suplai gas didaerah-daerah yang kekurangan atau tidak memiliki infrastruktur jaringan transmisi dan distribusi pipa. Dalam beberapa kasus, LNG juga berfungsi sebagai perluasan dari pipa yang sudah ada dan bahkan digunakan untu mendorong tekanan dalam sistem distribusi gas.

    Small scale LNG secara ekonomis layak untuk jarak transportasi sekitar 500 km dan volume suplai dibawah 2.5 MMSCFD atau 600 – 700 ton/tahun. Small scale LNG sangat cocok diterapkan dinegara-negara yang memiliki geografis yang kompleks seperti pegunungan, rawa-rawa, hutan dan sebagainya. Pada kondisi geografi tersebut, cukup sulit untuk mengangkut gas melalui pipa. Dengan LNG, gas dapat diangkut melalui truk yang relatif lebih fleksibel dalam pemilihan jalur transportasinya.

    1. Perkembangan Kilang LNG Mini

      Dengan naiknya harga minyak bumi dipasara dunia, menyebabkan banyak negara di dunia mulai mengubah strategi energinya. Salah satu indikatornya adalah meningkatnya permintaan gas bumi dunia khususnya dalam bentuk LNG, selain itu peningkatan permintaan akan gas bumi dipicu oleh regulasi yang semakin ketat mengenai lingkungan hidup. Dan dengan memperhatikan biaya infrastruktur yang tinggi untuk proses pencairan, transportasi, serta regasifikasi menyebabkan sebuah pabrik pencairan LNG baru dapat ekonomis bila cadangan gasnya melebihi 400 MMSCFD dengan minimal 20 tahun masa beroperasi.

      Namun demikian, seiring dengan kemajuan teknologi serta semakin tingginya kebutuhan akan gas bumi, pencairan gas bumi dengan skala yang lebih rendah dapat dioperasikan secara ekonomis.

      Saat ini sudah berkembang beberapa teknologi pencairan gas bumi skala rendah antara lain: Black & Veatch, Kryopak, Hamworthy, Linde dan GTI. Untuk melihat perkembangan LNG skala rendah didunia, pada tabel berikut akan menunjukkan beberapa lokasi Kilang LNG skala rendah yang sudah beroperasi maupun yang akan direncanakan selesai tahun 2008 serta kapasitasnya produksinya.

       

AMERIKA

Clean Energy

Willis, TX

100.000 g/d

Tidak diketahui

Earth Biofuels 

Tapock, AZ 

86.000 g/d 

Tidak diketahui 

ExxonMobil 

Shute Creek, WY 

70.000 g/d 

Tidak diketahui 

Williams 

Ignacio, CO 

30.000 g/d 

Tidak diketahui 

BP 

Evanston, WY 

30.000 g/d 

Tidak diketahui 

Pioner Natural 

Satanta, KS 

20.000 g/d

Tidak diketahui 

KeySpan Energy 

Brooklyn, NY 

8.5 MMSCFD 

Tidak diketahui 

Washington Gas 

Chillum, MD 

5 MMSCFD 

Black & Veatch 

People Gas Light 

Fisher, IL 

15 MMSCFD 

Black & Veatch 

CHINA

Guang Hui LNG

Xinjian 

55 MMSCFD 

Linde 

Hainan LNG 

Hainan 

10 MMSCFD

Kryopak 

Xinao LNG Plant 

Weizhou 

6 MMSCFD 

Kryopak 

Erdos-Xingxing 

Xinxing

36 MMSCFD

Black & Veatch

CNOOC 

Guang Dong 

20 MMSCFD 

Black & Veatch 

Dazhou 

Dazhou 

34 MMSCFD 

Black & Veatch 

Yongda

Yongda

36 MMSCFD

Black & Veatch

Lanzhou 

Lanzhou 

12 MMSCFD 

Black & Veatch 

Hongkong 

Shanxi  

6 MMSCFD 

Kryopak 

Shanxi LNG 

Shanxi 

50 MMSCFD 

Kryopak 

Wuxi Yongda 

Chongqing 

37 MMSCFD 

Kryopak 

Pacific Asia CBM 

Guizhou  

30 MMSCFD 

Kryopak 

JERMAN

Bayerwerk AG 

Gablingen 

45 kmol/h 

Tidak diketahui 

AUSTRALIA

Wesfarmer Gas Ltd

Kwinana, WA

180 tpd

Linde

Energy Development 

Karratha, WA 

10 MMSCFD 

Kryopak 

NORWEGIA

Naturgass Vat 

Bergen 

120 tpd 

Linde 

Statoil 

Hammerfest 

130.000 tdp 

Linde 

SKOTLANDIA

Transco National 

Scotland 

12 MMSCFD 

Tidak diketahui 

 

  1. Model Kilang Mini

    Konsep dasar small-scale LNG dapar dibagi ke dalam dua katergori yaitu:

    1. Kilang Peak Shaving; dan
    2. Kilang LNG mini untuk produksi yang terdesentralisasi.

    Perbedaan kedua konsep tersebut ada pada sistem transportasinya. Pada aplikasi peak saving, sejumlah besar LNG disimpan dalam tanki penyimpanan LNG selama operasi musim dingin. Gas selanjutnya dipompakan dan diregasifikasi untuk dikirim ke konsumen melalui pipa. Pada konsep kedua, tanki penyimpanan LNG jauh lebih kecil dan dapat diangkut langsung melalui truk. Dengan demikian, LNG dapat didistribusikan ke konsumen secara menyebar karena menggunakan truk. Kapasitas kilang LNG untuk kedua jenis tersebut berkisar antara 10 – 500 ton LNG/hari seperti yang ditunjukkan dalam tabel berikut ini:

    Tabel perbandingan Konsep Small-Scale LNG

Karakteristik Plant

Peak Shaving 

Vehicle Fuel 

Pencairan, ton/hari 

100 – 500 

10 – 400 

Periode operasi, hari/tahun 

150 – 200 

365 

Penyimpanan, mᶟ

(hari produksi)

50.000 – 100.000

(150 – 200) 

5.000 – 10.000

5 – 10 

Sendout rate (relative to liquefaction rate)

10 – 20 times 

2 – 3 times 

Tipe sendout

Pipeline 

Truck/rail 

 

Untuk negara Indonesia yang tidak memiliki musim dingin dan denga lokasi konsumen yang menyebar maka konsep small-scale LNG dengan pengankutan melalui truk atau sungai lebih sesuai.

 

  1. Teknologi Kilang LNG Mini

    Pada prinsipnya, seluruh proses pencairan LNG didasarkan pada konsep yang umumnya sama, yaitu menurunkan suhu gas bumi pada tekanan atmosferik hingga suhu mencapai kurang lebih -162˚C (-258˚F). Cara untuk mencapai suhu pencairan inilah yang membedakan terknologi proses LNG satu dengan yang lainnya. Sebelum proses pencairan, gas harus menjalani proses pengolahan terlebih dahulu untuk menghilangkan kandungan senyawa yang tidak diharapkan seperti CO₂, H₂S, Hg, H₂O dan hidrokarbon berat. Proses pengolahan ini merupakan salah satu komponen biaya investasi yang cukup tinggi dari kilang pencairan gas bumi. Spesifikasi produk LNG yang diharapkan adalah sesuai dengan spesifikasi gas jual pada umumnya dimana kandungan panasnya minimum 950 Btu/Scf.

    Kilang SMSL tersidia dalam bentuk modular dan dapat dibeli di pasar international. Kilang ini didominasi oleh teknologi dengan mixed refrigerant dan proses kompresipendinginan-ekspansi. Teknologi yang menggunakan refrigerant merupakan teknology jenis loop tertutup, sedangkan proses kompresi-pendinginan-ekspansi merupakan teknologi jenis loop terbuka. Pada teknologi jenis loop terbuka sebagian gas bumi digunakan sebagai refrigerant. Pada beberapa teknologi, turbo-ekspander digunakan untuk menghasilkan kerja poros. Teknologi ini memanfaatkan tekanan tinggi di dalam pipa transmisi untuk menghasilkan LNG dalam jumlah sedikit saat gas bumi tersebut diekspansi di turboekspander. Teknologi kilang LNG SMSL terus berkembang menghasilkan teknologi baru dengan biaya yang kompetitif.

    Sampai saat ini, sebagai teknologi kilang LNg mini telah dikembangkan baik hanya yang sebatas konsep sampai dengan yang sudah komersial. Beberapa teknologi kilang LNG yang berkembang antara lain sebagai berikut:

    1. Air Product and Chemical Industries (USAI)
    2. Black and Veatch Pritchard (US)
    3. Chart (US)
    4. Hamworthly KSE (Norway)
    5. KryoPack Inc (US)
    6. GTI (US)
    7. Linde (German)
    8. Curtin Contamination Tolerant Process –CCTP, (Australia)

     

    Teknologi pencairan LNG yang digunakan oleh vendor-vendor diatas bermacam-macam seperti yang ditunjukkan dalam tabel berikut:

     

1) 

Menggunakan siklus pendingin tertutup (freon atau propane). Gas bumi dikompresi dan didinginkan, kemudian dicairkan secara parsial selama ekspansi melalui JT Valve

Relatif sederhana tetapi memiliki efisiensi yang tidak begitu tinggi 

2) 

Nitrogen bekerja sebagai fluida kerja dalam siklus pendinginan tertutup. Unit-unit yang terlibat dalam siklus meliputi kompresor turboexpander dan heat exchanger. Gas bumi didinginkan dan dicairkan dalam heat exchanger.

Relatif sederhana dengan efisiensi rendah. Semakin banyak tahapan pendinginan, semakin meningkat efisiesinya.

3) 

Menggunakan tiga tahap sistem pendinginan tertutup (menggunakan propane, ethylene dan metana) yang beroperasi secara seri.

Memiliki efisiensi yang tinggi khususnya dengan banyaknya tahapan pendinginan. Biaya investasi relatif mahal karena banyaknya unit operasi seperti kompresor dan heat-exchanger yang digunakan. Siklus Cacade. Digunakan baik dalam kilang LNG mini maupun kilang-kilang LNG baseload.

4) 

Menggunakan siklus tertutup dengan beberapa tahapan ekspansi valve, separator dan heat-exchanger. Salah satu aliran bekerja sebagai fluida yang didinginkan sedangkan aliran lain bekerja sebagai fuida pendingin. Proses pendinginan biasanya dibantu oleh pendinginan awal propane.

Memiliki efisiensi yang tinggi memberikan biaya investasi dan operasi yang lebih rendah dibandingkan siklus cascade konvensional. Fleksibilitas tinggi. 

5) 

Siklus Cascade terbukan menggunakan turbo-expander untuk mendinginkan gas alam bertekanan tinggi diikuti dengan proses ekspansi melalui JT Valve untuk mencairkan secara parsial gas umpan

Tidak menggunakan pendingin luar. Efisiensi akan meningkat dengan semakin kompleksnya variasi siklus.

6) 

Penggunaan khusus dari turbo-expander ini adalah pada lokasi pipa gas bertekanan tinggi. Dengan mengekspansikan gas bertekanan tinggi tersebut, fluida gas dapat dicairkan secara parsial tanpa investasi kompressor. 

Memiliki efisiensi yang rendah.

7) 

Biasanya menggunakan siklus tertutup (helium) dengan regenerative heat exchanger dan gas displacer untuk menyediakan pendinginan pendinginan pada suhu cryogenic 

Dibuat untuk kilang LNG dengan skala yang sangat kecil dan umumnya digunakan untuk keperluan bahan bakar transportasi.

8) 

Cairan nitrogen dididihkan dan dipanaskan dalam heat-exchanger sampai kondisi superheated dan nitrogen hangat dibuang ke atmosfer. Gas bumi yang mengalir secara berlawanan arah didinginkan dan dicairkan dalam heat-exchanger.

Prosesnya sangat sederhana dan telah digunakan untuk mencairkan sejumlah kecil gas bumi.

 

 

Teknology Mixed-Refrigerant Cycle (MRC) merupakan teknologi yang paling banyak diterapkan, baik untuk kilang LNG skala besar (base load) maupun kilang LNG skala kecil (small scale). Keuntungan dari penggunaan teknologi ini adalah kehandalannya tinggi dan biaya investasinya dapat ditekan serta flesibilitas terhadap gas umpan yang digunakan. Jenis penggerak yang digunakan adalah electric motor atau gas engine. Terknologi ini didisain untuk kapasitas 5000 – 10.000 galon LNG/hari.

Pada prinsipnya, untuk memproduksi LNG dari gas bumi sampai digunakan oleh konsumen (rantai LNG) diperlukan empat tahapan proses yaitu:

  1. Eksplorasi dan Produksi
  2. Pencairan (liquefaction)
  3. Transportasi
  4. Penyimpanan dan Regasifikasi

Pada kilang LNG baseload, keempat tahap proses tersebut harus dipenuhi.

Sedangkan untuk kilang LNG mini khususnya jika sumber gasnya dari gas suar bakar atau dari pipa gas maka ada tahapan proses yang tidak perlu dilakukan yaitu tahapan eksplorasi dan produksi. Tahapan transportasinya pun akan berbeda karena untuk kilang LNG mini, transportasi yang digunakan biasanya menggunakan truk karena kapasitasnya yang memang tergolong jauh lebih kecil dibandingkan dengan kilang LNG baseload. Pada kilang LNG mini, proses penyimpanan dan proses regasifikasinya pun berbeda dengan kilang LNG baseload. Pada kilang LNG mini, proses penyimpanan biasanya dilakukan pada tabung-tabung yang siap diangkut/dikirim ke konsumen atau melalui pipa, sedangkan pada kilang LNG baseload, penyimpanannya dilakukan pada tanki-tanki timbun yang berukuran sangat besar yang dibangun baik dilokasi kilang maupun dilokasi konsumen. Disamping itu, kilang LNG baseload memerlukan terminal laut yang berkapasitas besar.

….GTI

Teknologi proses GTI dikembangkan untuk kapasitas 5.000 – 10.000 Gallon/hari (0.2 – 0.5 MMSCFD), namun saat ini aplikasinya baru diuji untuk skala laboratorium dengan kapasitas 250 gallon/hari dan skala pre-komersial (pilot plant) dengan kapasitas 1.000 gallon/hari (0.05 MMSCFD). Oleh karena kapasitas yang terbatas ini, proses GTI lebih sesuai diterapkan untuk memproduksi LNG untuk kebutuhan bahan bakar kendaraan (LNG for vehicle). Proses pendinginan yang digunakan menggunakan mixed refrigerant sedangkan penggeraknya menggunakan motor listrik atau gas engine. Teknologi GTI disponsori oleh US. Department of Energy, Brookhaved National Lab dan GRI GTI.

Beberapa kelemahan dan kelebihan dari proses ini adalah sebagai berikut:

  1. Kapasitasnya terbatas dan baru dicoba pada skala pre-commercial (pilot plant).
  2. Efisiensi lebih tinggi karena menggunakan mixed refrigerant.
  3. Kebutuhan energi lebih rendah.
  4. Memerlukan sumber refrigerant sehingga selain peralatannya lebih kompleks dan sangat tergantung pada komposisi gas umpan; dan
  5. Sangat tergantung pada vedor karena peralatan pendinginnya tidak dijual secara komersial dan proses tidak bisa dikembangkan sendiri.

…SINTEF

Selain GTI, SINTEF dari Norwegia juga telah mengembangkan teknologi kilang LNG mini.

…KR OPAK

Salah satu proses yang direkomendasikan untuk digunakan pada proses pencairan LNG di lapangan-lapangan gas marginal adalah dengan menggunakan proses yang menggunakan turbo-ekspander gas. Sekalipun siklus ekspader memiliki efisiensi yang lebih rendah dibandingkan dengan proses pendingin campuran dan proses bertingkat dengan pendingin murni yang biasa digunakan di darat, proses ini memenuhi banyak kriteria untuk pengembangan lapangan marginal.

Sampai saat ini, Kryopak telah mengembangkan dua jenis proses LNG yaitu Kryopak PCMR® (Expander Refrigeration), yang keduanya telah diaplikasikan secara komersial.

  1. Kryopak PCMR

    Kryopak PCMR menggunakan mixed refrigerant (MR) yang terdiri dari campuran komponen nitrogen, metana, etana, propana, butana dan pentana. Komposisi setiap komponen tersebut dipilih secara hati-hati agar kurva didihnya sesuai dengan kurva pendinginan gas umpan. Semakin dekat kurva, semakin efisien proses pendinginannya. Oleh karenanya Kryopak PCMR menggunakan cold box yang didesain memiliki LMTD hingga 2-5˚C.

    Mixed Refrigerant (MR) mula-mula dikompresi dan dikondensasi secara parsial melalui pendinginan oleh amoniak atau propana. MR selanjutnya dipisahkan dalam separator dimana baik produk atas separator berupa MR berfasa uap maupun produk bawah separator berupa MR berfasa cair dialirkan ke highly efficient plate-fin heat-exchangers atau lebih dikenal denga sebutan ‘cold box’. Cold Box tersebut terdiri dari sejumlah bagian plate-fin heat-exchanger yang menyediakan multi aliran fluida baik fluida pendingin (MR) maupun fluida yang didinginkan (gas umpan). Uap MR hasil flashing di separator selanjutnya dikondensasi secara keseluruhan dalam coldbox sebelum kemudian diekspansi melalui T-Valve. Hasil ekspansi oleh T-Valve memberikan penurunan suhu yang cukup ekstrim. Uap MR yang sangat dingin ini digunakan untuk mendinginkan aliran gas umpan dan aliran MR hasil flashing di separator. Uap MR yang telah digunakan untuk proses pendinginan tersebut selanjutnya dicampur dengan MR liquid hasil ekspansi oleh T-Valve untuk menyediakan pendinginan medium dan pendinginan awal dari gas umpan sebelum akhirnya dikirim ke MR Compressor. Aliran gas umpan mula-mula didinginkan dalam coldbox hingga suhu -35˚C (-31˚F). Gas umpan selanjutnya diumpankan ke separator untuk memisahkan fraksi beratnya. Fraksi berat tersebut selanjutnya dikirim ke unit fraksinasi sedangkan fraksi ringannya dikembalikan ke coldbox untuk proses lebih lanjut.

     

  2. Kryopak E P

    Proses Cryopak E P menggunakan refrigerant yang dihasilkan dari proses ekspansi isentropik gas semi tertutup. Komposisi gas Refrigerant sama dengan uap yang dihasilkan dari produk atas separator LNG. Ini artinya, tidak ada peralatan khusus untuk menangani Refrigerant secara khusus seperti dalam proses MR.

    Dalam Cryopac E P, energi dan suhu pendinginan dihasilkan dari ekspansi proses oleh turbo expander. Suhu pendinginan dari Refrigerant digunakan untuk mendinginkan gas bumi sedangkan energi yang dihasilkan dari proses ekspansi oleh turbo expander digunakan untuk mengkompresi Refrigerant.

    Melalui penggunaan kembali gas pendingin, kemiringan kurva Q/T akan menyesuaikan dengan perubahan per input pendinginan pada zona-zona yang berbeda sehingga meminimalkan deviasi yang diakibatkan oleh perubahan komposisi gas umpan. Perubahan jumlah aliran yang digunakan kembali, jumlah gas umpan dan tekanan Refrigerant akan merubah kurva Q/T sehingga ketiga variabel tersebut digunakan sebagai parameter desain. Sistem kontrol akan mengenal fluktuasi dari ketiga variabel tersebut dan secara otomatis akan mengubah kinerja sistem sesuai yang dibutuhkan sehingga efisiensi pendinginan tetap terjaga.

    Secara Termodinamika, siklus ekspasi ini hampir seefisien siklus mixed refrigerant, apalagi saat ini efisiensi compressor expander sudah mencapai lebih dari 85%. Hal ini menggambarkan adanya peluang yang cukup besar dari penggunaan teknologi ini untuk proses pencairan gas bumi.

    Dengan menggunakan filosofi desain, Kryopak E P process mampu mencapai konsumsi energi spesifik sekitar 0.20 – 0.23 hp/lb LNG (13.5 – 15.5 kW/ton-day LNG) atau hampir setara dengan spesifik yang dikonsumsi oleh proses MR 0.18 – 0.25 hp/lb LNG (12.2 – 16.8 kW/ton-day LNG) seperti terlihat pada tabel berikut.

     

Process

Energi Consumption

Application

kW/ton-day LNG 

hp/lb – LNG 

APCI

12.2

0.18

Base Load

ConocoPhillips (OCR) 

14.1

0.21 

Base Load 

Prico (SMR) 

16.8

0.25 

Base Load, Small Scale 

Sell (DMR-SMR) 

12.5

0.25 

Base Load 

ABB Dual Expander Cycle 

TEX + C3R 

13.5

0.20 

Small Scale

Dual TEX Cycle 

13.0

0.19 

Small Scale 

Pre-Cooled Dual TEX Cycle 

13.0

0.19 

Small Scale 

Kryopak EXP®

15.5

0.23 

Small Scale 

Kryopak PCMR®

13.0

0.19 

Base Load, Small Scale 

Note:

  • C3MR: Propane Mixed Refrigeration
  • OCR: Optimazed Cascade Refrigeration
  • SMR: Single Mixed Refrigeration
  • DMR: Dual Mixed Refrigeration
  • C3R: Propane Pre-Cooled
  • EXP: Turbo-Expander
  • TEX: Turbo-Expander

 

Kryopak E P process memiliki keuntungan dalam jumlah penggunaan peralatan pendinginan dan lebih cepat dalam mencapai keseimbangan pendinginan pada saat start-up. Proses juga tidak terlalu sensitif terhadap perubahan komposisi gas umpan serta tidak memerlukan pencampuran awal dari refrigerant. Selain itu, peralatan yang dibutuhkan merupakan peralatan yang sudah standar dan tersedia pada berbagai vendor (multi vendor).

…AMWORTHY

Proses ini menggunakan siklus loop tertutup dengan nitrogen sebagai refrigerant. Kompresi tiga tahap dengan pendinginan-antara digunakan untuk memperoleh nitrogen pada tekanan tinggi. Nitrogen bertekanan tinggi ini selanjutnya mengalami proses throttling sehingga mencapai temperatur kriogenik selama proses nitrogen berada pada fasa uap. Kapasitas LNG dengan proses ini adalah 60 tpd dengan produksi tahunan per Train sekitar 21.000 ton. CAPEX proses ini ditaksir sekitar US$ 370/ton LNG dengan kebutuhan energi sekitar 0.80 kWh/kg LNG dikilang LNG Snurrevarden, Norwegia.

…LETDOWN

Proses ini menggunakan tekanan tinggi didalam pipa transmisi gas bumi. Gas tekanan tinggi ini diekspansi untuk menghasilkan kerja poros yang digunakan untuk menggerakkan kilang LNG berukuran kecil. Salah satu kilang dengan proses ini dikembangkan oleh Idaho Engineering and Evironmental Laboratory yang juga memperkenalkan teknologi baru untuk menghilangkan uap air dan CO₂ dari gas bumi.

…STIRLING

Proses ini menggunakan Cryogenic Gas Machine (CGM) yang bekerja menurut siklus Stirling. Mesin ini menggabungkan proses kompresi dan ekspansi media kerja, menukar panas aliran media kerja yang mengalir dengan arah berlawanan serta bertukar panas dengan materi yang diinginkan dan media di sekelilingnya di dalam sebuah alat sederhana. Konfigurasi ini menawarkan keuntungan pada efisiensi termodinamika yang tinggi. Pada temperatur kriogenik antara 100˚K dan 160˚K. Siklus ini dapat mencairkan 100% gas umpan.

…VORTEX TUBE

Proses ini bekerja berdasarkan R-H tube atau vortex tube. Proses ini memiliki kinerja teknis berikut tekanan kerja gas bumi 3.5 Mpa, laju alir gas bumi antara 2.000 dan 7.000 mᶟ/jam dan berat keseluruhan kilang 3.700 kg. Kelebihan utamanya adalah pemakaian nol energinya (jika sistem bekerja pada tekanan pipa transmisi) secara mekanis sangat sederhana dan menyerap biaya kapital rendah. Sebaliknya, LNG yang diproduksi sangat sedikit (2 – 4%) dan sering dilakukan shutdown untuk dibersihkan.

…BLACK And VEATCH PRICO

Proses ini merupakan proses mixed refrigerant tunggal. Mixed refrigerant mengandung nitrogen, metana, etana, propana dan isopentana. Pendinginan dan pencairan dilakukan pada beberapa level tekanan di dalam PFHE yang disusun didalam cold box. Mixed refrigerant dikondensasi seluruhnya sebelum diflash di valve ekspansi sehingga temperaturnya turun. Uap yang sangat dingin ini digunakan untuk mengkondensasi aliran mixed refrigerant, serta gas proses. Uap Mixed refrigerant hangat bertekanan rendah ini kemudian dikirim ke kompresor untuk dikompresi kembali. Gas proses masuk ke dalam cold box dan mula-mula didinginkan hingga temperaturnya sekitar -35˚C. Gas ini kemudian dikirim ke separator untuk memisahkan komponen beratnya yang selanjutnya didinginkan dengan menggunakan mixed refrigerant yang sudah diekspansi, sampai temperatur pencairan.

Pada skala kecil dan sedang, proses ini digunakan untuk sistem peakshaving, memasok bahan bakar kendaraan bermotor dan distribusi gas dengan kapasitas dari 4 MMSCFD hingga lebih dari 180 MMSCFD. Teknologi ini digunakan di 25 SMSL di dunia (peak shaving di New York City, Alabama, Scotland, bahan bakar kendaraan di Brazil dan Cina, suplai gas di Cina) dengan kapasitas dari 4 hingga 360 MMSCFD.

  1. Pasokan Gas
    1. Kemampuan Pasokan dan Pemanfaatan Gas di Indonesia

      Indonesia merupakan salah satu negara yang kaya akan sumber daya alam, salah satunya adalah gas bumi. Sampai dengan pertengahan tahun 1970-an gas dianggap sebagai komoditi yang tidak menguntungkan, sehingga hanya digunakan pada kebutuhan terbatas. Seiring dengan kemajuan teknologi dan permintaan gas yang meningkat di pasar dunia, maka eksploitasi gas mulai dilaksanakan sehingga Indonesia menjadi salah satu eksportir gas terbesar di dunia.

      Indonesia saat ini memiliki total cadangan gas bumi (proven & potential) sebesar 164,99 TSCF (status 1 Januari 2008). Jumlah total tersebut terdiri dari cadangan proven (terbukti) sebesar 106,01 TSCF dan cadangan potensial sebesar 58,98 TSCF. Cadangan gas terbesar terkonsentrasi di Natuna (53,06 TSCF), Kalimantan (21,49 TSCF), Sumatra (39,97 TSCF), Papua (24,14 TSCF) dan Jawa (12,57 TSCF). Cadangan dengan jumlah terbatas terdapat di Sulawesi (7,7 TSCF) dan Maluku (6,31 TSCF MMSTB). Dengan rasio cadangan terhadap produksi diperkirakan selama ± 50 tahun.

    2. Supply-Demand Gas Bumi di Pulau Jawa

      Pemakaian gas bumi dikategorikan menjadi dua, yaitu sebagai bahan baku maupun sebagai bahan bakar. Sebagai bahan baku, gas bumi digunakan untuk umpan dari suatu sistem pemproses sehingga sifat fisika dan/atau sifat kimia gas bumi berubah. Sedangkan sebagai bahan bakar, gas bumi digunakan sebagai bahan bakar untuk mesin-mesin pembangkit listrik, penggerak turbin, bahan bakar kendaraan dan lain sebagainya.

      Dalam kajuan pengembangan kilang LNG mini, target pasar LNG adalah memenuhi captive market (industri) di pulau Jawa. Saat ini kebutuhan gas di Jawa, baik Committed maupun Uncommitted Demand telah mencapai 1.400 MMSCFD hingga 4.700 MMSCFD pada tahun 2015, sedangkan total pasokan hanya sebesar 1.150 MMSCFD hingga 3.800 MMSCFD pada tahun 2015 sehingga terjadi shortage atau kekurangan pasok sebesar 230 MMSCFD hingga 910 MMSCFD pada tahun 2015. Sehingga dapat diketahui bahwa kekurangan gas di Jawa hanya dapat dipenuhi dari pasokan gas dari luar Jawa, misalnya dengan menggunakan LNG atau CNG carrier.

      Untuk mengatasi kekurangan gas yang lebih besar lagi, berbagai alternatif pasokan gas di Jawa Barat sudah berkembang pada tahun 2007 seperti pasokan dari Sumatra Selatan (Pertamina DOH SBS) dan Sumatra Tengah (ConocoPhillips).

      Sementara itu, kondisi supply-demand gas Jawa Timur saat ini juga terjadi kekurangan gas sebesar 196 MMSCFD pada tahun 2005. Sedangkan total kebutuhan gas di Jawa Timur (committed dan uncommitted) adalah sebesar ± 520 hingga 1.200 MMSCFD selama rentang tahun 2005 – 2015. Pasokan gas di daerah ini akan diperoleh dari lapangan-lapangan gas TAC P-EMOI Cepu, Kodeco, Lapindo, Santos, EMP Kangean, Husky dan lain-lain. Untuk memenuhi tingginya kebutuhan gas di Jawa Timur ini juga telah direncanakan pembangunan terminal regasifikasi oleh PT Wira Jatim (BUMD Prov. Jatim) dengan kapasitas 200 MMSCFD yang ijin prinsipnya telah dikeluarkan oleh Dirjen Migas.

    3. Implikasi Neraca Gas Pulau Jawa

      Kondisi supply-demand gas di Jawa yang saat ini mengalami shortage hingga sebesar ± 1.000 MMSCFD akan berdampak kurang baik bagi konsumen gas dan potensial demand saat ini, baik itu gas untuk pembangkit listrik, fertilizer, PGN yang menyalurkan gas untuk konsumen rumah tangga, industri dan komersial, serta industri lainnya seperti industri semen dan industri baja Krakatau Steel.

      Upata untuk memenuhi kebutuhan gas domestik terus dilakukan oleh pemerintah diantaranya dengan mengeluarkan kebijakan memprioritaskan pemanfaatan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan dalam negeri, selain itu juga dengan pemberian insentif bagi produsen Migas untuk terus aktif melakukan kegiatan pencarian sumber Migas baru. Namun demikian kendala pemanfaatan gas masih belum dapat dioptimalkan karena terbatasnya jaringan pipa gas disamping belum dikembangakannya teknologi transportasi gas selain pipa yaitu LNG maupun CNG carrier.

      Dalam pengembanga LNG dan CNG Plant selama ini membutuhkan kapasitas cadangan gas yang belum cukup besar minimal 1 TSCF akan tetapi dibeberapa Negara sudah mulai dikembangkan teknologi produksi LNG untuk skala mini mulai dari kapasitas 0.5 MMSCFD hingga kapasitas 5 MMSCFD yang memungkinkan untuk dikembangkan di Indonesia, mengingat banyak tersebarnya potensi sumber gas marginal (baik dalam bentuk gas suar bakar maupun lapangan-lapangan tua) sehingga secara skala mini baseload tidak ekonomis untuk dikembangkan.

      Dalam studi ini akan dilakukan kajian pengembangan kilang LNG Mini dengan gas umpan dari suar yang banyak terdapat di beberapa wilayah di Indonesia, baik itu karena tidak adanya konsumen maupun jauhnya jarak dari fasilitas pipa eksinting yang tidak memungkinkan untuk dilakukan tie-in (tidak ekonomis apabila dibangun pipa), peluang pemanfaatannya sangat besar terutama untuk memenuhi kebutuhan gas sektor industri di pulau Jawa.

    4. Potensi Gas Suar Bakar

      Sampai saat ini, Indonesia memiliki lapangan-lapangan gas marginal dan gas suar bakar dalam jumlah yang cukup besar yang belum termanfaatkan. Beberapa kendala yang menyebabkan gas tersebut belum bisa dimanfaatkan adalah kendala volume cadangan dan kendala transportasi. Berdasarkan data pemanfaatan gas bumi tahun 2007, jumlah flare gas (gas suar bakar) di Indonesia masih cukup besar yaitu sebesar 268,3 MMSCFD atau sekitar 3,5% dari total utilisasi gas Indonesia.

      Lapangan-lapangan marginal yang ada di Indonesia didefinisikan sebagai reservoir gas atau minyak yang tidak ekonomis untuk dieksploitasi dibawah kebijakan Pemerintah dan teknologi yang tersedia. Beberapa pertimbangan keekonomisan sehingga lapangan-lapangan tersebut belum bisa dikembangkan sampai saat ini adalah:

  • Jumlah cadangan yang tidak besar
  • Kurang tersedianya teknologi yang sesuai untuk pengembangan lapangan tersebut
  • Lokasinya yang terpencil
  • Kurangnya infrastruktur yang memadahi

Potensi Gas Suar Bakar di Jawa Barat

Salah satu produsen gas bumi di Jawa Barat, DKI Jakarta dan Banten yang memasok kebutuhan energi bagi konsumennya dengan jumlah cukup besar adalah PT Pertamina EP Region Jawa Bagian Barat. Produksi gas tersebut bersumber dari berbagai lapangan dan dialirkan kepada konsumen melalui jaringan pipa gas. Selain memproduksi gas bumi untuk memenuhi kebutuhan energi bagi konsumennya, masih terdapat lapangan-lapangan gas yang hingga saat ini masih dibakar atau lebih dikenal sebagai gas suar bakar (gas flare). Kondisi ini disebabkan oleh volume gas yang relatif kecil dan lokasinya menyebar serta jauh dari infrastruktur pipa transmisi atau distribusi.

Sebagaian besar lapangan gas suar bakar volumenya dibawah 1 MMSCFD, diantara yaitu Cemara Barat (1,44 MMSCFD), Tugu Barat-C (2,49 MMSCFD) dan Tambun (7,79 MMSCFD). Dalam kebijakan ini, volume gas minimum yang akan dimanfaatkan adalah sebesar 1 MMSCFD. Untuk lapangan gas Tugu-Barat-C, kandungan CO₂ sebesar 40% yang jika dimanfaatkan membutuhkan proses lanjut sehingga tidak ekonomis sedangkan lapangan gas Tambun, gas suar bakar merupakan excess gas yang memanfaatannya masih menunggu selesainya infrastruktur gas. Komposisi gas suar bakar lapangan Cemara Barat dapat terlihat pada tebel berikut.

Tabel Komposisi Gas Suar Bakar Lapangan Cemara Barat

Komposisi

% Mol 

H₂S

0

CO₂

2,45

N₂

6,06

C₁

68,54

C₂

5,59

C₃

9,55

IC₄

1,66

NC₄

2,88

IC₅

0,98

NC₅

0,87

NC₆

1,42

GHV (Btu/Scf) 

1320

 

…Potensi Gas Suar Bakar di Jawa Timur

Salah satu sumber gas di Jawa Timur yang hingga saat ini belum dimanfaatkan secara maksimak adalah lapangan gas Sukowati dan Mudi yang terletak di perbatasan wilayah Kabupate Tuban dimana gas suar bakar yang akan dikaji diperoleh dari gas associated kedua lapangan tersebut diproses melalui Central Processing Area (CPA) Mudi. Dengan jumlah cadangan sisa dari kedua lapangan tersebut sebesar 15,14 BSCF (status 1 Januari 2005), seperti yang ditunjukkan pada tabel berikut.

Tabel Cadangan Sisa Lapangan Gas Sukowati & Mudi (JOB PetroChina), satuan BSCF.

No 

Field 

Initial Gas In Place

Cumulative Gas Production, 31 Dec 2004 

Remaining Recoverable Gas 

Solution gas 

Gas Cap 

Solution Gas 

Gas Cap  

Solution Gas

Gas Cap 

1. 

Mudi 

71,03

– 

12,690 

10,55 

– 

2. 

Sukowati 

13,80

– 

0,241 

– 

4,59 

– 

Total

84,83

 

12,931 

 

14,14

Proses produksi gas di CPA Mudi meliputi fasilitas pemisahan gas seperti separator high pressure dan medium pressure serta fasilitas pemurnian H₂S dengan kapasitas sekitar 11 MMSCFD. Hingga saat ini H₂S removal yang ada baru dioperasikan sebesar 4 MMSCFD dikarenakan masih terbatasnya pasokan gas dari lapangan. Maksimal produksi saat ini yang dapat dicapai adalah ±11 MMSCFD dan produksi menurun pada 2009 hingga mencapai 8 MMSCFD, pada tahun 2012 produksi diperkirakan hanya sekitar 5 MMSCFD.

Tabel Komposisi Suar Gas Bakar Lapangan Sukowati dan Mudi

Komposisi

% Mol

H₂S

0

CO₂

21.56

N₂

1.33

C₁

60.91

C₂

5.62

C₃

3.78

IC₄

0,98

NC₄

1.65

IC₅

0.76

NC₅

0.81

NC₆

0.96

NC₇

1.26

NC₈

0.36

NC₉

0.04

GHV (Btu/Scf)

1067

 

Di ketik ulang dari: Pemanfaatan gas…., Mirza Mahendra, FT UI, 2008.

LNG is the liquid form of the natural gas people use in their home for cooking and heating. According to the U.S. Energy Information Administration (US EIA), the US could face a gap in supply of natural gas of about six trillion cubic feet (Tcf) by 2030. Canada, which has been supplying up to 16% of natural gas supply to the US ‘lower 48’ states may not be able to sustain much less grow these increased imports of LNG will be required to meet future shortfalls. The US EIA expects LNG imports to reach 4.36 Tcf a year by 2030, or about 60% of US total consumption.

To make LNG available for use in the US, energy companies must invest in the LNG value chain, which consist of a number of different operations thae are highly linked and dependent upon one another. Natural gas can be economically produced and delivered to the US as LNG within a price range of about $2.60 – $4.20 per million Btu (MMBtu) at Henry Hub in Lousiana, depending largely on economics for eksploration and production (E&P; including financial terms offered by producing and exporting countries) and shipping cost (primarily a function of distance). This price range incoporates an estimated 30% escalation over CEE’s 2003 estimate of $2.00 – $3.70/MMBtu, a consequence of cost pressure in recent years associated with higher energy and commodity prices.

LNG has been safety handled for many years. The industry is nor without incidents but it has maintained an enviable safety record, especially over the last 40 years. Worldwide, there are 23 LNG export (liquefaction) terminals, 58 import (regasification) terminals, and 224 LNG ships altogether handling approximately 142 million metric tons of LNG every year. There are currently over 240ᶟ peak shaving and LNG storage facilities worldwide, some operating since the mid-60s. The US has the largest number of LNG facilities in the world-113 active LNG facilities spread across the country with a higher concentration of peak shaving and satellite facilities in the northeastern region. As of this update, a number of new LNG import receiving terminals have been approved in the ‘Lower 48’. Four onshore terminals are under construction along the US Gulf Coast (Altamira, near Tampico, Tamaulipas State) and another is under construction in Mexico’s Baja California Norte; and one onshore import receiving terminal is under construction in New Brunswick, Canada (with an expansion proposed) in Freeport and Port Arthur, Texas and Cameron Parish, Lousiana; one offshore ship-based import/regasification terminal is in operation; one new onshore terminal is in operation on Mexico’s upper construction in New Brunswick, Canada (with an expansion already announced). Two existing import receiving terminals, Lake Charles, Lousiana and Cove Point, Maryland are undergoing expansion and an expansion for the existing terminal at Elba Island, Georgia has been approved.

The need for additional natural gas supplies and new LNG import receiving capacity, including the reopening of and proposed expansions to existing LNG facilities at Cove Point, Maryland and Elba Island, Georgia has focused public attention on the safety and security of LNG facilities in the US. The safe and environmentally sound operation of all LNG facilities and the protection of these facilities from terrorist activities or other forms of accident or injury are a concern and responsibility shared by operators as well as federal, state and local jurisdictions across the US. Onshore LNG facilities are industrial sites and, as such, are subject to all rules, regulations and environmental standards imposed by the various jurisdictions. These same or similiar concern apply to natural gas storage and pipeline transportation and distribution and our daily use of natural gas, as well as to all energy fuels and infrastructure and critical industrial and public infrastructure throughout the US, North America and the world.

Introduction

LNGis the liquid form of the natural gas people use in their homes for cooking and heating. Natiral gas is also used as fuel for generating electricity. Natural gas and its components are used as raw material to maanufacture a wide variety of product, from fibers for clothing, to plastics for healthcare, computing and furnishings. Natural gas makes up about one-fourth of all energy comsumed in the United States each year. The most common use of LNG in the US is for ‘peakshaving’. Peakshaving is a way local electric power and gas companies or utilities store gas for peak demand that cannot be met via their typical pipeline sources. Peakshaving can occur during the winter heating season or when more natural gas is needed to generate electric power for air conditioning in the summer months. The utility companies liquefy natural gas when it is abundant and available at off-peak prices, or they purchase LNG from import terminals supplied form overseas liquefaction facilities. When gas demand increases, the stored LNG is converted from its liquefied state back to its gaseous state, to supplement the utilities pipeline supplies. LNG is also currently being used as an alternative transportation fuel in public transit and in vehicle fleets such as those operated by many local natural gas utilities companies for maintenance and emergencies.

Natural gas comes from reservoirs beneath the earth’s surface. Sometimes it occurs naturally and is produced by itself (non-associated gas), sometimes it comes to the surface with crude oil (associated gas), and sometimes it is being produced constantly such as in landfill gas. Natural gas is a fossil fuel, meaning that the natural gas we produce from the subsurface is derived from organic meterial deposited and buried in the earth millions of years ago. Other fossil fuels are coal and crude oil. Togather crude oil and natural gas constitute a type of fossil fuel known as ‘hydrocarbons’ because the molecules in these fuel are combinations of hydrogen and carbon atoms.

The main compenent of natural gas is methane. Methane is composed of one carbon and four hydrogen atom (CH₄). When natural gas is produced from the earth, it includes many other molecules, like ethane (used for manufacturing), propane (which we commonly use for backyard grills) and butane (used in lighters). We can find natural gas in the US and around the world by exploring for it in the earth’s crust and then drilling wells to produce it. Natural gas can be transported over long distances in pipelines or as LNG in ships across oceans. Natural gas can atmospheric tanks. Transportation of LNG by truck takes place in the US on a limited basis. Such transportation is more common in countries without a national natural gas grid. Truck transport of LNG it could grow in the US if LNG niche markets, such as use of LNG as a vehicular fuel, develop.

Overview: What is LNG?

Liquified Natural Gas (LNG) is natural gas that has been cooled to the point that it condenses to a liquid, which occurs at a temperature of approximately -256˚F (-161˚C) at atmospheric pressure. Liquefaction reduces the volume of gas by approximately 600 times thus making more economical to store natural gas where other forms of storage do not exist, and to transport gas over long distances for which pipelines are too expensive or for which other constraints exist. Liquefaction makes it possible to move natural gas between continents in specially designed ships. Thus, LNG technology makes natural gas available throughout the world.

To make LNG available for use in a country like the US, energy companies must invest in a number of different operations that are highly linked and dependent upon one another. The major stages of the LNG value chain, excluding pipeline oprations between the stages consist of the following.

  1. Exploration o find natural gas in the earth’s crust and production of the gas for delivery to gas users. Most, but not all, of the time natural gas is dicovered during the search for oil.
  2. Liquefaction to convert natural gas into a liquid state so that it can be transported in ships.
  3. Shipping the LNG in special purpose vessels.
  4. Storage of LNG in specially made tanks, and regasification to convert the LNG from the liquid phase to the gaseous phase, ready to be moved to the final destination through the natural gas pipeline system.

Luquefaction provides the opportunity to store natural gas for use during high demand periods in areas where geologic conditions are not suitable for developing underground storage facilities. In the northeastern part of the US, LNG peak shaving is a critical part of the region’s supply during cold snaps or heat waves. In regions where pipeline capacity from supply areas can be very expensive and use is highly seasonal, liquefaction and storage of LNG occurs during off-peak periods in order to reduce expensive pipeline capacity commitments during peak periods.

Does the US Need LNG?

The demand for natural gas in the US was boosted in the late 1970s and early 1980s in part by the desire to diversify energy resources in the wake of global oil shocks. Demand for natural gas was sustained due to the clear environmental advantages of natural gas over other fossil fuels and its superior thermal efficiency when used in power generation. Based on US Energy Information Administration (US EIA) data for 2006, the most recent available, the US used just under 22 Tcf of gas. US dry gas production was avout 18.5 Tcf, with the balance comprising mainly exports from Canada (about 16% of total consumption) and LNG (just over 2.5% of total natural gas consumed). According to the US EIA, dry natural gas production in the US is predicted to grow from 18.8 Tcf in 2004 to 20.5 Tcf in 2030. The total US demand for natural gas is expected to rise from 22.4 Tcf in 2004 to about 26 Tcf by 2030 (including forecasted gains in energy efficiency and conservation). These projections suggest the US could face a gap between total supply and total consumption of about 6 Tcf by 2030.

The bulk of the natural gas used in the US comes from domestic production, in many cases from fields that are saveral decades old that are beginning to decline rapidly. New natural gas fields and reserves are constantly being discovered, but with new challenges in production and technology, as reflected recently in higher cost and prices. Consequently, increased imports of natural gas may be required to meet future shortfalls.

Most of the imported natural gas used by US contumers – indeed, most of the total energy (including also crude oil and petroleum product like gasoline and electric power) – comes from Canada. Canada is the single largest exporter of crude oil, natural gas, and electric power to the US. In recent years, pipeline imports of natural gas from Canada have constituted 15-17% of total US consumption. Canada may not be able to sustain current or increasing volumes of exports to the US due to Canada’s own growing demand for natural gas and the maturation of the Western Canada Sedimentary Basin (WCSB). Recent trends suggest that due to decreasing initial gas well productivities and high production decline rates in the WCBS, higher levels of drilling activity are necessary to maintain current production levels. Alternative sources of domestic natural gas supply for both Canada and the US include building pipeline to carry natural gas produced on the North Slope of Alaska and from Arctic gas production in Canada’s far north (‘mega’ projects investment and regulatory frame work for cost recovery); developing onshore natural gas resources in the Rocky Mountain region and other key ‘uncenventional’ supply basins in the Lower 48 as well as Canada’s WCSB; and developing onshore resources along the North American continental margins in the Pacific, the Atlantic and the Eastern Gulf of Mexico Outer Continental Shelf (OCS). Natural gas from Alaska, an alluring prospect, will require robust natural gas market conditions (demand and pricing) in Canada and the Lower 48 states. Additionally, some projections indicate that a gap in supply could remain even if the delivery of Alaskan gas commences, unless federal and state laws and regulations that access to much of the offshore resources in the eastern Gulf of Mexico and the onshore Rocky Mountain region are altered.

Currently, LNG imports account for slightly less then 3% of the total US consumption of natural gas. The US EIA expect LNG imports to reach 4.5 Tcf a year by 2030, or about 17% of US total consunption. Although many factors can alter this outlook, demand for LNG is expected to grow.

There are 113 active LNG facilities in the US, including four existing onshore marine import terminal, peak shaving and satellite storage facilities, and operations involved in niche markets such as vehicularr fuel. Most of these facilities were constructed between 1965 – 1975 and were dedicated to meeting the supply and storage needs of local utilities. Approximately 55 local utilities own and operate domestic natural gas liquefaction and storage facilities as part of their distribution networks.

Is LNG a Competitive Source of Natural Gas?

Large reserve of natural gas exist around the world in areas for which there is no significant market, or where natural gas resources far exeed local or regional demand, or where pipeline options are limited. Such hydrocarbon reserves are ‘stranded’ in North Africa, West Africa, South America, Caribbean, the Middle East, Indonesia, Malaysia, Northwestern Australia and Alaska. Some of the natural gas produced from these resources is liquefied for shipping to areas where usage of natural gas exeeds indigenous supply. Such markets include Japan, Taiwan, Korea, Western Europe and the US. LNG offers greater trade flexibility than pipeline transport, allowing cargoes of natural gas to be delivered where the need is greatest and the commercial terms are most competitive. In general, liquefying natural gas and shipping it via ocean transport becomes cheaper than transporting natural gas in offshore pipelines for distances of more 700 miles or in onshore pipelines for distances greater than 2.200 miles.

In countries like Nigeria and Angola, much of the natural gas that is produce with crude oil has been or is flared because of lack of alternatives for usage or disposal of the exees gas. In the case of Nigeria, flaring has been reduced through that country’s anti flaring initiative which has spurred growth in both domestic demand (through use of natural gas for electric power generation) as well as new investment in liquefaction for export and gas-to-liquid (GTL) projects for export. For both countries, LNG projects offer additional options for export earnings.

Brief History of LNG

Natural gas liquefaction dates back to the 19ᵗʰ century when British chemist and physicist Michael Fadaray experimented with liquefying different types of gases, including natural gas. German engineer Karl Von Linde built the first practical compressor refrigeration machine in Munich in 1873. The first commercial liquefaction plant was built in Cleaveland, Ohio, in 1941. The LNG was stored in tanks at atmosphere pressure. The liquefaction of natural gas raised the possibility of its transportation to distant destinations. January 1959, the world’s first LNG tanker, The Methane Pioneer, a converted World War II liberty freighter containing five, 7.000 barrel equivalent aluminum prismatic tanks with balsa wood supports and insulation of plywood and urethene, carried an LNG cargo from Lake Charles, Lousiana to Canvey Island, United Kingdom. This event demonstrated that large quantities of liquefied natural gas could be transported safely across the ocean.

Following the succesful performance of The Methane Pioneer, the British Gas Council proceeded with plans to implement a commercial project to import LNG from Venezuela to Canvey Island. However, before the commercial agreements could be finalized, large quantities of natural gas were discovered in Libya and in the gigantic Hassi R’ Mel field in Algeria, which are only half the distance to England as Venezuela. With the start-up of the 260 milion cubic feet per day (MMcfd) Arzew GL4Z or Camel plant in 1964, the United Kingdom became the world’s first LNG importer and Algeria the first LNG exporter. Algeria has since become a major supplier of natural gas as LNG.

After the concept was shown to work in the United Kingdom, additional liquefaction plants and import terminals were built in the United States between 1971 and 1980. They are in Lake Charles (operated by CMS Energy), Everett, Massachusetts (operated by SUEZ through their Distrigas subsidiary), Elba Island, Georgia (operated by El Paso Energy), and Cove Point, Maryland (operated by Dominion Energy). After reaching a peak receipt volume of 253 BCF (billion cubic feet) in 1979, which represented 1.3% of US gas demand, LNG imports declined because a gas surplus developed in North America and price disputes occurred with Algeria, the sole LNG provider to the US at the time. The Elba Island and Cove Point receiving terminals were subsequently mothballed in 1980 and the Lake Charles and the Everett terminals suffered from very low utilization.

The first exports of LNG from the US to Asia occured in 1969 when Alaskan LNG was sent to Japan. Alaskan LNG is derived from natural gas that is produced by ConocoPhilips and Marathon from field in Cook Inlet in the southern portion of the state of Alaska, liquefied at the Kenai Peninsula LNG Plant (one of the oldest, continously oprated LNG Plant in the world) and shipped to Japan. The LNG market in both Europe and Asia continued to grow rapidly from that point on. The fugure below shows worldwide growth in LNG since 1970.

In 1999, the first Atlantic Basin LNG liquefaction plant in the western hemisphere came on production in Trinidad. This event, coupled with an increase in demand for natural gas in the US particularly for power generation and an increase in US natural gas prices, resulted in a renewed interest in the US market for LNG. As a result, the two mothbolled LNG receiving terminals have been reactivated. Elba Island was reactived in 2001. In October 2002, the Federal Energy Regulatory Commission (FERC) gave approval to Dominion Resources for its plans to re-open Cove Point LNG facility in 2003; first shipments to the reactive terminal were received in fall 2006. In April 2005 the world’s first offshore, ship-based regasification facility was set in operation in the Gulf of Mexico by Excelerate Energy. Additionally, a number of approved, planned, and proposed import receiving project are under development (see www.ferc.gov for updates).

Composition of Natural Gas and LNG

Natural gas is composed primarily of methane, but may also contain ethane, propane and heavier hydrocarbons. Small quantities of nitrogen, oxygen, carbon dioxide, sulfur compounds and water may also be found in natural gas. The liquefaction process requires the removal of some of the non-methane components such as water and carbon dioxide from the produced natural gas to prevent them from forming solids when the gas is cooled to about LNG temperature (-256˚F). As a result, LNG is typically made up mostly of methane.

Tabel 1. LNG Composition with Geographic Variation

LNG Composition (mole percent)

Source

Methane

Ethane

Propane

Butane

Nitrogen

Alaska

99.72

0.06

0.0005

0.0005

0.20

Algeria

86.98

9.35

2.33

0.63

0.71

Baltimore Gas & Electric

93.32

4.65

0.84

0.18

1.01

New York City

98.00

1.40

0.40

0.10

0.10

San Diego Gas & Electric

92.00

6.00

1.00

1.00

Source: Liquid Methane Fuel Characterization and Safety Assesment Report. Cryogenic Fuel Inc. Report No. CFI-1600, Dec. 1991

LNG is odorless, colorless, non-corrosive and non-toxic. However, as with any gaseous material besides air and oxygen, the natural gas vaporized from LNG can cause asphyxiation in an unventilated confinement.

Appendix 1 explains the differences between LNG and other products used in the industry such as Natural Gas Liquids (NGLs), Compressed Natural Gas (CNG), Liquefied Petrolium Gas (LPG) and Gas to Liquids (GTL).

The LNG Value Chain

The LNG ‘value’ or ‘supply’ chain consists of four highly linked, interdependent segment – exploration and production (or E&P); liquefaction; shipping – from the point of liquefaction to the final destination; and receiving, storage and regasification at the final destination. We use the term ‘value’ because at each stage investment are made to take natural gas from an unusable state to one in which optimal use of natural gas as a critical energy fuel and feedstock for materials can be achieved.

Eksploration and Production

The first segment in the LNG value chain is exploration and production. E&P activity ranges from the development of ideas about where natural gas resources might occur (prospect generation), to the mobilization of financial capital to support drilling and field development, to ultimate production. The E&P segment incorporates geologic risk – the change that natural gas resources in a ‘play’ (an area of interest) either do not exist or exist in qualities or subsurface conditions that do nor favor commercially successful exploitation. US natural gas reserves increased by more than 11%, from 183.5 to 204.4 Tcf, between 2001 and 2005. To a large extent, this increase in reserves reflects the impact of higher natural gas prices since 1999; higher natural gas prices both spur drilling and increase the amount of natural gas resource that can be recovered (higher prices facilitate production from higher cost fields that might otherwise not be economic). The US and North America, remains rich in natural gas resources. Natural gas trade – via pipeline and LNG – help to provide a diverse portfolio of supply options that can offset tight domestic supplies and soften impacts of higher prices during periods when the US demand for natural gas exeeds deliverabel supply.

For the year 2005, worldwide proved reserves of natural gas were 6,348 Tcf, an increase of 25% over the year 1995, and more reserves of natural gas continue to be discovered. Much of this natural gas is stranded a long way from market, in countries that do not need large quatities of additional energy. The leading countries producing natural gas and selling it to world markets in the form of LNG are Indonesia, Malaysia, Qatar and Algeria. Trinidad & Tobago is and example of a small country that has benefited hugely from its LNG export strategy. Several countries are growing rapidly as natural gas producers and LNG exporters, such as Nigeria and Australia. Countries like Angola and Venezuela are striving to reach their full potential in the global LNG marketplace, and countries like Saudi Arabia and Iran, that have vast reserves of natural gas, could also paricipate as LNG exporters.

LNG Liquefaction

Currently, liquefaction capacity to serve the Atlantic and Pasific basins is about the same; including Middle East facilities, about 170 milion tons per year (MTPA) of capacity is in place (as March 2007). Another 91 MTPA is under construction and 285 MTPA are planned. Egypt joined the club of LNG exporters in May 2005 by shipping a first cargo from newly constructed Idku terminal on the Mediterranean Sea. In 2006 two liquefaction projects came into operation: Australia started its second LNG project in Timor Sea, and Qalhat terminal in Oman shipped first cargoes to Japan and Spain. Feed gas to the liquefaction plant comes from the production field.

During liquefaction, contaminants found in produced natural gas are removed to avoid freezing up and damaging equipment when the gas is cooled to LNG temperature (-256˚F) and to meet pipeline specifications at the delivery point. The liquefaction process can be designed to purify the LNG to almost 100% methane.

The liquefaction process entails cooling the clean feed gas by using refrigerants. The liquefaction plant may consist of saveral parallel units (train). By liquefying the gas, its volume is reduced by a factor of 600, which means that LNG at -256˚F uses 1/600 ᵗʰ of space required for a comparable amount of gas at room temperature and atmospheric pressure.

LNG is a cryogenic liquid. The term ‘cryogenic’ means low temperature, generally below -100˚F. LNG is clear liquid, with a density of about 45% the density of water.

At both liquefaction and receiving and regasification facilities, the LNG is stored in double-walled tanks at atmospheric pressure. The storage tank is reallu a tank within a tank. The annular space between the two tank walls is filled with insulation. The inner tank, in contack with the LNG, is made of materials suitable for cryogenic service and structural loading of LNG. These materials include 9% nickel steel, aluminum and pre-stressed concrete. The outer tank is generally made of carbon steel or pre-stressed concrete.

LNG Shipping

LNG tanker are double-hulled ship specially designed and insulated to prevent leakage or rupture in an accident. The LNG is stored in a special containment system within the inner hull where it is kept at atmospheric pressure and cryogenic temperature (-256˚F). Three types of cargo containment systems have envolved as modern standards. There are:

  1. The spherical (Moss) design (as shown in the photo above);
  2. The membrane design; and
  3. The structural prismatic design.

Historically most of the LNG ships used spherical (Moss) tanks. Moss-type ships are easily indentifiable as LNG ship because the top half of the tanks are visible above deck. However, the trend is toward membrane design. The figure below shows that 44% of LNG ships were spherical design. The figure below shows that 44% of LNG ships were spherical design in 2006; this compares to 52% of LNG ships in 2002.

The typical LNG carrier can transport about 125.000 – 138.000 cubic meter of LNG, which will provide about 140 feet in width and 36 feet in water draft and cost about $160 million to build. This ship size is similar to that of an aircraft carrier but significantly smaller then that of a Very Large Crude Carrier (VLCC) used to transport crude oil. LNG tankers are generally less polluting than other shipping vessels because they burn natural gas in addition to fuel for propulsion.

The LNG shipping market has been expanding. According to Maritime Business Strategies, as of March 2007, there were 224 LNG tankers in operation with 145 on order. By comparison, 42 LNG tanker were ordered in 2005. About 40% of the fleet is less than five years old. The LNG tanker fleet size is estimated to continue to grow to well over 300 tankers by 2010.

Storage and Regasification

At final destination, LNG may be used in various ways. For instance, LNG may be used as a transportation fuel for truck and bus fleets; in these case, LNG import receiving terminals will include facilities to dispense LNG into tanker trucks for distribution to central re-fueling locations. Or, LNG import terminals may be located with electric power generation stations, allowing use of the cryogenic properties of LNG to help cool the power plant natural gas vapor is burned for power production. In the US, LNG is converted back intu natural gas for shipment to costumers through the US natural gas pipeline system.

To return LNG to a gaseous state, it is fed into a regasification facility. On arrival at the receiving terminal in its liquid state, LNG is pump at atmospheric pressure first to a double-walled storage tank, similar to those used in the liquefaction plant where LNG is stored at atmospheric pressure until needed. At that time, LNG is then pumped in higher pressure through various receiving terminal componets where it warmed in a controlled environment. The LNG can be warmed by passage through pipe heated by direct-fire heater, or pipes warmed by seawater, or through pipes that are in heated water. The revaporized natural gas in then regulated for pressure and enters the US. pipeline system are the methane used in homes and businesses. Residential and commercial consumers receive natural gas for daily use from local gas utilities or in form of electricity.

Of great interest is the development of new LNG receiving terminals in the US and North America as well as worldwide. Of all world regions, the US and North America as a whole have been the most active with respect to receiving terminal development. Seven terminal are in operation (for existing, with expansions and three new facilities, including an offshore LNG ship-based design), 6 under construction, 11 have been approved by regulatory bodies (including both onshore and offshore terminal design), and more than 50 terminal projects are planned or have been proposed (2007). Saveral factors account for the interest in developing terminal in North America, particularly the US. Most important of these is the size and competitiveness of the US natural gas market and expectations that LNG will be an important part of the US supply portfolio in the future. But LNG is also viewed to be an important, strategic part of the supply portfolios for Canada and Mexico as well, even though these countries have large and prolific domestic natural gas resources.

How Much Does LNG Cost?

Current estimates are that natural gas can be economically produce and delivered to the US as LNG in a price range of about $2.60 – $4.80 per million Btu (MMBtu) depending largely on terms establised by producing countries for E&P investment and shipping distance and cost. The current estimate is about 30% higher than the full value chain cost we estimate in 2002. The increase in LNG value chain cost is a reflection of general cost escalation in the global energy sector and the LNG industry, a response to strong demand for energy and higher energy prices and a consequence of competition for key inputs like materials and skilled labor. Within this overall picture, a number of gains continue to be made.

Exploration and production costs have been declining due to improved technologies such as 3-D (three dimensional) seismic; drilling and completion of complex well architectures; and improved subsea facilities. 3-D seismic allows detailed complex imaging of rocks below the earth’s surface, enabling exploration earth scientists to predict better where accumulations of natural gas might exist and contributing to higher success rates for new drilling. Drilling and completion of complex well architectures allow petrolium engineers to target more precisely natural gas accumulations and to optimize oil and gas reservoir recovery using multi-branched well architecture and ‘intellegent’ completion systems. Improved sub-sea facilities allow companies to produce natural gas from deep below of the ocean.

Further along the LNG value chain, technical innovations in LNG foquefaction and shipping are allowing more LNG project to achieve commercial viability. Design efficiencies and technology improvements are contributing to improve project economics.

With respect to ship design, cost for ships that typically have been used-those capable of carrying about 120.000 cubic meters of LNG-have remained relatively stable. Most new ship order are for larger, more expensive tankers that also can deliver larger volumes of LNG, thus improving ‘economies of scale’. New technologies are helping to reduce cost for ship operations. Propulsion systems that replace traditional steam turbine engines with smaller units that are more efficient will not only reduce fuel costs but also increase cargo carriying capacity. Enhance tanker efficiencies – longer operating lives, improved safety technology and improved fuel efficiency – have lowered shipping costs substantially.

The introduction of new technologies and general growth in LNG trade should allow natural gas to play a larger role in meeting US energy demand at a competitive price even though the fast – growing industry currently faces a stiffer cost structure. Today, natural gas from imported LNG competes vigorously with pipeline gas in the North American and European markets as well as with other fuels like oil derivatives and coal (for power generation). LNG also competes againt other forms of energy like oil derivatives in Asian markets. For consumers while also ensuring access to cleaner burning gas. These competitive pricing and cost savings for consumers while also ensuring access to cleaner burning natural gas. These competitive forces ultimately work against periodic cost escalation in a capital intensive industry like LNG and result in new capacity and divercity of natural gas supplies.

Is LNG a safe Fuel?

LNG has been safely handled for many years. The industry is not without incident, but it has maintened an enviable safety record, especially over the last 40 years. There are currently about 240 peak shaving and LNG storage facilities worldwide, some operating since the mid-60s. The US has the largest number of LNG facilities in the world. There are 113 active LNG facilities spread across the US with a higher concentration of the facilities in the northeastern region.

The need for additional natural gas supplies, including the reopening of existing LNG facilities at Cove Point, Maryland and Elba Island, Georgia, has focused public attention on the safety and security of LNG facilities. The safe and environtmentally sound operation of these facilities, both ships and terminals, and the protection of these facilities from terrorist activities or other forms of accident or injury is a concern and responsibility shared by operators as well as federal, state and local jurisdictions across the US. Onshore LNG facilities are industrial sites and, as such, are subject to all rules, regulations and environmental standards imposed by the various jurisdictions. These same or similar concerns apply to natural gas storage and pipeline transportation and distribution and our daily use of natural gas.

What is the safety record of the LNG industry?

Overall, the LNG industry has an excellent safety record compared to refineries and other petrochemical plants. Worldwide, there are 23 LNG export (liquefaction) terminal, 58 import (regasification) terminals, and 224 LNG ships, altogather handling approximately 168 million metric tons of LNG. LNG has been safely delivered across the ocean for ever 40 years. In that time there have been over 45.000 LNG carrier voyages, covering more than 100 million miles, without major accidents or safety problems either in port or on the high seas. The LNG industry has had to meet stringent standards set by countries such as the US, Japan, Australia and the European nations.

According to the US Department of Energy, over the life of the industry, 8 marine incidents worldwide have resulted in spillage of LNG, with some hulls damaged due to cold fracture, but no cargo fires have occured. Seven incidents not involving spillage were recorded, two from groundings, but with no significant cargo loss; that is, repairs were quickly made and leaks were avoided. There have been no LNG shipboard fatalities.

Isolated accident with fatalities occurred at saveral onshore facilities in the early years of the industry. More stringent operational and safety regulations have since been implemented’

Cleaveland, Ohio, 1944

In the 1939, the first commercial LNG peakshaving plant was built in West Virginia. In 1941, the East Ohio Gas Company built a second facility in Cleaveland. The peakshaving plant operated without incident until 1944, when the facility was expanded to include a larger tank. A shortage of stainless steel alloys during World War II led to compromises in the design of the new tank. The tank failed shortly after it was placed in service allowing LNG to escape, forming a vaporizing LNG pool ignited resulting in the deaths of 128 people in the adjoining residential area. The conclution of the investigating body, the US Bureau of Mines, was that the concept of liquefying and shorting LNG was valid if ‘proper precautions were observed’. A recent report by the engineering consulting firm, PLT, conclude that had the Cleaveland tank been built to current codes this accident would not have happened. In fact, LNG tanks properly constructed of nine percent nickel steel have never had a crack failure in the 35-year history since the Cleaveland incident.

Staten Island, New York, February 1973

In February 1973, an industrial accident unrelated to the presence of LNG occured at the Texas Eastern Transmission Company peakshaving plat on Stated Island.

In February 1972, the operators, suspecting a possible leak in the tank, took the facility out of service. Once the LNG tank was emptied, tears were found in the mylar lining. During the repairs, vapors associated with the cleaning process apparently ignited the mylar lines. The resultant fire caused the temperature in the tank to rise, generating enough pressure to dislodge a 6-inch thick concrete roof, which then fell on the workers in the tank killing 40 people.

The Fire Department of the City of New York report of July, 1973 determined the accident was clearly a construction accident and not an ‘LNG accident’. In 1998 the New York Planning Board, while re-evaluating a moratorium on LNG facilities, concluded the following with respect to the Staten Island accident: “The goverment regulations and industry operating practice now in place would prevent a replication of this accident. The fire involved combustible construction materials and a tank design that are now prohibited. Although the exact causes may never be known, it is certain that LNG was not involved in the accident and the surrounding areas outside the facility were not exposed to risk.

Cove Point, Maryland, October 1979

Finally, in October 1979, an explosion occured within an electrical substation at the Cove Point, MD receiving terminal. LNG leaked through an inadequately tightened LNG pump electrical penetration seal, voporized, passed through 200 feet of underground electrical conduit and entered the substation. Since natural gas was never expected in this building, there were no gas detectors installed in the buiding. The natural gas-air mixture was ignited by the normal arcing contacts of a circuit breaker resulting in an explosion. The explotion killed one operator in the building, seriously injured a second and caused about $3 million in damages.

This was an isolated accident caused by very specific set of circumstances. The National Transportaion Safety Board found that the Cove Point Terminal was designed and constructed in conformance with all appropriate regulations and codes. However, as a result of this accident, three major design code changes were made at the Cove Point facility prior to reopening. Those changes are applicable industry-wide.

How will industry ensure safety and security of critical facilities and shipping activities?

The experience of the LNG industry domonstrated that normal operating hazards are manageable. No death or serious accident involving an LNG facility has occured in the US since the Cove Point accident. West and Mannan of Texas A&M University concluded in their paper LNG Safety Practice & Regulation: From 1944 East Ohio Tragedy to Today’s Safety Record that “The worldwide LNG industry has complied an enviable safety record based on the diligent industry safety analysis and the development of approriate industrial safety regulations and standards.

The over 40 years of experience without significant incidents caused by LNG at liquefaction facilities, on LNG carriers, and at regasification facilities reflects the industry’s commitment to safety and safe engineering and operations.

The terrorist attacks on September 11, 2001 raised critical new security risks and exposure for consideration, not just for the LNG industry but for all major industrial activities and infrastructure facilities in the US and worldwide. The LNG industry employs robust contaiment system, proven operational procedures and many other safeguards. During the last saveral decades, technologies have advanced rapidly to ensure safer contaiment of LNG both during shipping and at onshore facilities. Since 2001, goverments and industry have strengthened security measures for all critical infrastructure including LNG receiving terminals, ships, liquefaction facilities export and import port and harbor operations.

The second CEE briefing paper, LNG Safety and Security, provides details on and evaluates safety and security measures that are currently in use and under consideration, actions by industry and goverment to ensure safety and security, and technologies under development by industry that will reduce the effect LNG facilities may have on local communities. The major conclusion reached in that briefing paper is that the LNG industry has an excellent safety record. This strong safety record is a result of saveral factors. First, the industry has technically and operationally evolved to ensure safe and secure.Technical and operational advances include everything from the engineering that underlies LNG facilities to operational procedures to technical competency of personel. Second, the physical and chemical properties of LNG are such that risk and hazards are well understood and incorporated into technology and operations.

Third the standards, codes and regulations that apply to the LNG industry further ensure safety. While we in the US have our own regulatory requirements for LNG operator, we have benefited from the evolving international standards and codes that regulate the industry. Safety in the LNG industry is ensured by four elements that provide multiple layers of protection both for the safety of LNG industry workers and the safety of communities that surround LNG facilities. Primary containment ensures that if leaks or spills occur at the onshore LNG facility, the LNG can be fully contained and isolated from the public. Safeguard systems offer a third layer of protection. The goal is to minimize the frequency and size of LNG releases both onshore and offshore and prevent harm from potential associated hazards, such as fire. For this level of safety protection, LNG operations use technologies such as high level alarms and multiple back-up safety systems, which include Emergency Shutdown (ESD) systems. ESD systems can identify problems and shut off operations in the event certain specified fault conditions or equipment failures occur, and which are designed to prevent or limit significantly the amount of LNG and LNG vapor that could be released. Fire and gas detection and fire fighting systems all combine to limit effects if there is a release. The LNG facility or ship operator then takes action by establishing necessary operating procedures, training, emergency response system and regular maintenance to protect people, property and the environment from any release. Finally, LNG facility designs are required by regulation to maintain separation distances to separate landbased facilities from communities and other public areas. Moving safety zones are also required around LNG ships to reduce the chance of collisions with other ships.

What are the roles of federal, state and local government agencies and their jurisdictions?

The US Cost Guard (USCG) is responsible for assuring the safety of all marine operations at the LNG terminals and on the tanker in US coastal waters. The Department of Transportation (DOT) regulates LNG tankers operations. The US Federal Energy Regulatory Comission (FERC) is responsible for permitting new onshore LNG regasification terminals in the US and ensuring safety at these facilities through inspections and other forms of oversight. In order to maintain a competitive environment for supply and pricing, the Energy Policy Act of 2005 codified the FERC’s jurisdiction. Further, FERC has fostored experimentation with market-based approaches for both siting and economic and commercial aspect of LNG import terminal operations. The FERC’s jurisdiction includes authority for permitting new long distance natural gas pipelines to be developed in the US, as well as for safe and environmentally sound operation of the overall ‘interstate’ natural gas pipeline system (pipelines that cross state boundaries). The US Environtment Protection Agency and state environmental agencies establish air and water standards with which the LNG industry must comply. Other federal agencies involved in environmental protection and safety protection include the US Fish and Wildlife Service, US Army Corps of Engineers (for coastal facilities and wetland), US Mineral Management Service (for offshore activities) and National Oceanic and Atmospheric Administration (for any activities near marine sanctuaries). The US Department of Energy – Office of Fossil Energy helps to coordinate across federal agencies that have regulatory and policy authority for LNG.

State, country and local (municipal) agencies play roles to ensure safe and environmentally sound construction and operation of LNG industry facilities. The LNG industry is responsible for safe operations and facility security in cooperation with local police and fire departments.

How can citizens interact with industry and goverment to learn more?

The briefing papers of the CEE mentioned above and the online Guide to LNG in North America provides extensive information to public audience interested in US energy trends and energy security; LNG industry and market development; LNG safety, security and environtmental considerations; and related regulatory and policy issues. The CEE website provides links to industry, goverment and public information sources. Companies with LNG operations maintain active public information offices, as do the federal agencies charged with regulatory and policy oversight.

Appendix 1: Other Fuel Terminologies

LNG is often confused with other terminologies such as Natural Gas Liquids (NGLs), Compressed Natural Gas (CNG), Liquefied Petrolium Gas (LPG), Gas-to-Liquids (GTL).

LNG is made up of mostly methane as shown in the figure below. The liquefaction process requires the removal of the non-methane components like carbon dioxide, water, butane, pentane and heavier component from the produce Natural Gas. LNG is odorless, colorless, non-corrosive and non-toxic. When vaporized it burns only in concentrations of 5% to 15% when mixed with air.

Natural Gas Liquids (NGLs) are made up mostly of molecules that are heavier than methane. These molecules liquefy more readily than methane. NGLs are the hydrocarbon molecules thar begin with ethane and increase in the size as additional carbon atoms are added. In the US NGLs are typically extracted during the processing of natural gas for industrial uses and in order for the gas to meet the pipeline specification. LNG shipped to the US generally must meet pipeline heating value specifications, that is, it must contain only moderate quantities of NGLs. If LNG is shipped with NGLs, the NGLs must be removed upon receipt or blended with lean gas or nitrogen before the natural gas can enter the US pipeline system. Few locations (only the Lake Charles, Lousiana receiving terminal in the US for instance) are near processing facilities that can take LNG cargos that are ‘rich’ with NGLs.

However, the LNG heat content specification in Japan, Korea and other Asian countries is higher than in the US or Europe. For these countries, NGLs are left in the LNG and, in some circumstances, LPG is added to the vaporized LNG at the receiving terminal to increase the heat content.

LNG is not the same as Liquefied Petroleum Gas (LPG). LPG is often incorrectly called propane. In fact, LPG is predominantly a mixture of propane and butane in a liquid state at room temperatures when under moderate pressures of less than 200 psig (pounds per square inch gauge{psig} is a common measure of pressure). The common interchanging of the terms LPG and propane is explained by the fact that in the US and Canada LPG consists primarily of propan. In many European countries, however, the propane content in LPG can be lower than 50%.

In Europe, LPG has been used as fuel in light duty vehicles for many years. Many petrol or gasoline stations have LPG pumps as well as pumps to distribute gasoline.

LPG is highly flammable and must therefore be stored away from sources of ignition and in a well-ventilated area, so that any leak can disperse safely. A special chemical, mercaptan is added to give LPG its distinctive, unpleasant smell to that leak can be detected. The concentration ot the chemical is such that an LPG leak can be smelled when the concentration is well below the lower limit of flammability. Worldwide, LPG is used heavily for domestic purposes such as cooking and heating water.

LNG is not the same as Compressed Natural Gas (CNG). CNG is natural gas that is pressurized and stored in welding bottle-like tanks at pressures up to 3.600 psig. Typically, CNG is the same composition as pipeline quality natural gas, i.e., the gas has been dehydrated (water removed) and all other elements reduced to traces so that corrosion is prevented. CNG is often used as a vehicle transportation fuel and is delivered to an engine as low-pressure vapor (up to 300 psig). CNG is oftern misrepresented as the only form of natural gas that can be used as vehicle fuel. However, LPG and LNG are also common transport fuels.

LNG is also not synonymous with Gas to Liquids (GTL). GTL refers to the conversion of natural gas to product like methanol, dimethyl ether (DME), middle distillates (diesel and jet fuel), specialty chemical and waxes. While the technology for producing each of these distinct products was developed years ago, only methanol is currently in widespread commercial production. DME and specialty lubricant and waxes from natural gas are in limited commercial production. Middle distillate can be directly subtituted for diesel fuel in existing compression ignition engines. The advantage of NGL diesel is that it contains almost no sulfur or aromatics and is well suited to meet current and proposed cleaner fuel requirement of developed economies.

Appendix 2: Conversion Table

Convesion Units

Source: BP Statical Review of US Energy June 2002

Naturak Gas (NG) and LNG

To:

1 billion cubic meters NG

 

1 billion cubic feet NG

 

1 million tons equvalent

 

1 million tons LNG

 

1 trillion British thermal units

 

1 million barrels oil equivalent (boe)

From:

Multiply by:

1 billion cubic meters NG

1

35.3

0.90

0.73

36

6.29

1 billion cubic feet NG

0.028

1

0.026

0.021

1.03

0.18

1 million tons oil equivalent

1.111

39.2

1

0.81

40.4

7.33

1 million tons LNG

1.38

48.7

1.23

1

52.0

8.68

1 trillion British thermal units (Btus)

0.028

0.98

0.025

0.02

1

0.17

1 million barrels oil equivalent (Boe)

0.16

5.61

0.14

0.12

5.8

1

 

Example: To convert FROM 1 million tons of LNG To billion cubic feet of natural gas multiply by 48.7 (100 million tons of LNG equals roughly 5.000 cubic feet of natural gas).

Retype from: Introduction to LNG, Center For Energy Economics by Michelle Michot Foss, Ph.D.

Sepuluh negara konsumen energi terbesar di dunia menjadikan minyak, batu bara dan gas alam sebagai penopang utama permintaan energinya. Diantaranya lima negara yang menjadikan minyak sebagai sumber utama pemenuhan energinya yaitu Amerika Serikat, Jepang, Jerman, Kadana dan Korea Selatan. Federasi Rusia dan Inggris menjadikan gas alam sebagai pemasok terbesar permintaan energi dalam negerinya, sementara Cina dan India menggunakan batu bara sebagai penopang utama pemenuhan permintaan energinya. Indonesia sendiri dengan jumlah penduduk terbesar keempat didunia setelah Cina, India dan Amerika Serikat berada pada posisi ke 20 pada tingkat energi dunia dengan total konsumsi 1,1 % dari total energi dunia. Perbandingan sumber-sumber energi dari sepuluh konsumen energi terbesar dunia tersebut bisa dilihat pada tabel dibawah dengan tambahan data konsumsi energi Indonesia.

Di Indonesia produksi dari tiap-tiap sumber utama energi minyak, gas alam dan batu bara telah melebihi dari konsumsi dalam negerinya. Produksi minyak Indonesia yang sebenarnya melebihi konsumsi dalam negeri (produksi pada tahun 2004 berjumlah 55,1 juta ton lebih tinggi dibandingkan konsumsi 54,7 juta ton). Namun produksi dalam negeri berdasarkan data dari Direktorat Jenderal Minyak dan Gas, dalam lima tahun menurun 11%. Pada tahun 2000, produksi minyak mencapai 9,8 miliar barel namun pada tahun 2005 merosot mencapai 70 juta kilo liter, dan terus bertambah dengan kecepatan rata-rata 5 juta kilo liter.

Tabel Konsumsi Energi dari 10 negara konsumen energi terbesar dunia, ditambah dengan Indonesia sebagai perbandingan (BP diolah).

No

Negara

Minyak

Gas Alam

Batubara

Energi Nuklir

Hidro Elektrik

Total

%

1.

USA

9327.6

582

564.3

187.9

59.8

2331.6

22.8%

2.

China

308.6

35.1

956.9

11.3

74.2

1386.1

13.6%

3.

Federasi Rusia

128.5

361.8

105.9

32.4

40

668.6

6.5%

4.

Japan

241.5

64.9

120.8

64.8

22.6

514.6

5.0%

5.

India

119.3

28.9

204.8

3.8

19

375.8

3.7%

6.

Germany

123.6

77.3

85.7

37.8

6.1

330.5

3.2%

7.

Canada

99.6

80.5

30.5

20.5

76.4

307.5

3.0%

8.

France

94

40.2

12.5

101.4

14.8

262.9

2.6%

9.

United Kingdom

80.8

88.2

38.1

18.1

1.7

226.9

2.2%

10.

South Korea

104.8

28.4

53.1

29.6

1.3

217.2

2.1%

                 

20.

Indonesia

54.7

30.3

22.2

0

2.5

109.6

1.1%

 

Dari konsumsi sebesar itu, sektor transportasi menjadi konsumen terbesar, dengan tingkat konsumsi 30 juta kilo liter (47%). Lalu diikuti oleh sektor rumah tangga 15 juta kilo liter (20%), Industri 12 juta kilo liter (19%), dan pembangkit listrik 8 juta kilo liter (14%).

Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) dalam pengelolaan Energi Nasional melaporkan bahwa dengan produksi minyak saat ini dan perjanjian bagi hasil yang sedang berlaku, Indonesia harus mengimpor minyak mentah sebesar 487 ribu barel per hari dan produksi minyak sebesar 212 ribu barel per hari, melebihi ekspor minyak mentahnya sebesar 514 ribu barel perhari. Kondisi besarnya minyak inilah yang membuat harga minyak dunia yang sempat menyentuh level 70US$ per barel menjadi sangat memberatkan APBN ditahun 2005 lalu. Apalagi pada tahun 2008 kenaikan minyak dunia sudah melewati level diatas 100US$ per barel. Melonjaknya harga minyak dunia ini secara tidak langsung diikuti oleh kenaikan harga gas alam dunia yang mencapai harga 10 US$ per MMBTU.

Dengan berkembangnya harga minyak dunia yang cenderung meningkat dan fluktuatif serta kemampuan produksi minyak secara nasional yang semakin menurun akan dapat menjadi faktor ancaman terhadap keamanan pasokan energi didalam negeri.

Kebijakan Energi Nasional

Melihat ketergantungan yang sangat tinggi dari minyak sudah saatnya Indonesia mengikuti pola kebijakan yang mengutamakan sumber utama energi yang didapat dari sumber pasokannya stabil baik ketersediaannya didalam negeri maupun harganya. Gas alam sebagai sumber energi, bahan baku dan sumber penghasilan dalam negeri telah memainkan peranannya dalam perkembangan Indonesia secara nasional. Peran gas alam akan lebih besar lagi dengan semakin besar tingginya pertumbuhan permintaan akan gas alam domestik dan peran minyak sebagai sumber pendapatan nasional akan berkurang karena terbatasnya sumber minyak yang ada.

Pilihan atas gas bumi dikarenakan adanya cadangan gas bumi nasional sebesar 185.8 TSCF (per Januari 2005), terdiri dari 97.26 TSCF cadangan terbukti (proven) dan 88.54 TSCF cadangan potensial (potential). Cadangan tersebut empat kali lebih besar dari cadangan minyak bumi yang ada.

Program pemerintah untuk menurunkan tingkat ketergantungan masyarakat terhadap minyak bumi dapat dilihat pada kebijakan energi nasional. Dalam energi mix 2025, pemerintah berupaya meningkatkan peran gas bumi dari 20% (8.8% BSCFD) menjadi 30% (16.1 BSCFD).

Program yang ditempuh adalah dengan menggantikan pemakaian solar di Industri dan pembangkit listrik. Pengurangan dikedua sektor lebih mudah dilaksanakan ketimbang di sektor transportasi atau rumah tangga karena tidak semua daerah memiliki fasilitas infrastruktur yang memadai untuk program konversi energi dari BBM ke gas bumi.

Gas Alam dan Pemanfaatannya

Gas alam dapat didefinisikan sebagai hidrokarbon yang berada dalam frasa gas pada 20˚C dan 1atm atau kondisi tekanan dan temperatur standar. Menurut definisi tersebut, molekul-molekul hidrokarbon yang dikategorikan sebagai komponen gas alam adalah metana atau CH4, etana atau C2H6, propana atau C3H8 dan butana atau C4H10. Molekul-molekul hidrokarbon lainnya berada dalam fasa cair pada kondisi tekanan dan temperatur standar namun dapat berada dalam fasa gas di reservoir.

Definisi yang lebih umum digunakan untuk gas alam turut menyertakan komponen C5⁺ atau sering dikenal dengan kondensat yang turut diproduksi bersama gas alam. Tabel berikut memuat komponen hidrokarbon utama beserta konsentrasinya pada umumnya dalam aliran gas alam.

Tabel komponen utama hidrokarbon gas alam

Metana

C1

65% hingga diatas 95%

Etana

C2

2% hingga 15%

Propana

C3

0.25% hingga 5%

Butana

C4

0 hingga 5%

Pentana

C5⁺

0.05 hingga 2%

 

Komponen non-hidrokarbon yang turut terkandung dalam aliran gas alam    

Nitrogen

N2

0 hingga 20%

Hidrogen Sulfida

H2S

0 hingga diatas 15%

Karbon Dioksida

CO2

0 hingga diatas 20%

 

Gas alam yang ditemukan bersama dengan minyak baik sebagai free gas maupun terlarut disebut dengan associated gas sedangkan gas alam yang diproduksi dari lapangan yang tidak menghasilkan minyak disebut dengan non-associated gas. Gas yang mengandung lebih dari 95% metana disebut dengan dry-gas atau lean-gas sedangkan gas yang mengadung kurang dari 95% metana dan lebih dari 5% molekul hidrokarbon lainnya yang lebih berat disebut dengan rich atau wet-gas. Gas dengan kandungan H₂S tinggi disebut dengan sour-gas sedangkan gas dengan kandungan H₂S rendah disebut dengan sweet-gas. Air, CO₂, H₂S dan NGL dipisahkan dari aliran gas alam sebelum dijual ke konsumen.

CO₂ dan H₂S harus dihilangkan karena gas-gas tersebut bersifat korosif dan membahayakan lingkungan melalui efek rumah kaca dan hujan asam. Adanya impuritas dan menentukan keekonomian sebuah proyek monetisasi gas alam karena proses pengolahan gas alam dapat membutuhkan biaya besar, contohnya adalah blok D Natuna dimana kandungan CO₂ yang melebihi 70% yang ditemukan sejak tahun 1973.

LNG (Liquified Natural Gas) adalah fasa cair dari natural gas. Natural gas dikonversi kedalam bentuk cair melalui super cooling process disebut Liquifaction. LNG dikonversi kebentuk cair pada temperatur -256˚F (-162˚C) dan volumenya menyusut menjadi seperenam ratus kali. Proses liquifaction penting dilakukan untuk mendistribusikan LNG pada tekanan atmosferik, kemudian dibawa oleh kapal menuju tempat yang diinginkan (lokasi pasar, terminal penerima). Adapun spesifikasi dan komposisi LNG diperlihatkan pada tabel berikut.

Tabel spesifikasi dan komposisi LNG

Komposisi

Low

High

C1 (Metane)

80%

99%

C2 (Etane)

1%

17%

C3 (Propane)

0.1%

5%

C4 (Butane)

0.1%

2%

C5⁺ (Pentane)

<1%

N2 (Nitrogen)

0

1%

Nilai kalori

1000 – 1160 BTU SCF

Berat jenis

0.45 – 0.47 g/cc

1 MTPA LNG

135 – 140 MMSCFD gas alam

 

Utilisasi Gas Bumi Nasional

Dengan total produksi gas alam sebesar 7.668 BSCFD pada tahun 2007, utilisasi gas domestik hanya mencapai 46,68% sedangkan untuk Ekpor gas alam terutama dalam bentuk LNG sebesar 54,47%. Sekitar 90% ekspor gas Indonesia berupa LNG sedangkan 10% sisanya berupa gas pipa. Ekspor gas dari Indonesia merupakan kontrak penjualan jangka panjang untuk memasok gas ke negara-negara Asia. Sekitar 70% ekspor LNG ditujukan ke Jepang, 20% ke Korea dan sisanya ke Taiwan. Sedang ekspor gas pipa dutujukan ke Singapura dan Malaysia. Untuk tahun 2008, Pemerintah menargetkan adanya kenaikan produksi gas bumi di Indonesia sebesar 9,3% dari produksi tahun 2007 yang lalu dari 7,6 milyar kaki kubik per hari (BCFD) menjadi 8,15 BCFD.

Sangat disayangkan ditengah permintaan energi dalam negeri yang cukup besar, sebagian besar gas yang diproduksi di dalam negeri yaitu sebesar 54% justru di ekspor. Hal ini disebabkan sebagai berikut.

  1. Harga ekspor gas lebih tinggi daripada harga pemasaran dalam negeri sehingga sebagian besar gas Indonesia diekspor.
  2. Kemampuan daya beli konsumen dalam negeri terhadap gas masih rendah dan belum adanya insentif ekonomi baik fiskal maupun non fiskal yang komprehensif untuk pemakaian gas dalam negeri.
  3. Akses masyarakat terhadap penggunaan energi gas masih rendah karena belum tersedianya infrastruktur yang memadai.

Neraca Gas Nasional

Untuk mengetahui ketersediaan pasokan dan permintaan gas, maka Pemerintah melalui DESDM pada tanggal 4 Mei 2007 mengeluarkan neraca gas nasional untuk memudahkan Pemerintah, Pengusaha dan masyarakat untuk membuat rencana kegiatan terkait dengan gas.

Dalam Neraca Gas tersebut terlihat bahwa dalam kurun waktu 2007-2015, defisit pasokan gas masih terjadi hampir diseluruh wilayah Indonesia. Pulau Jawa merupakan wilayah di Indonesia yang mempunyai tingkat konsumsi energi yang tinggi di Indonesia. Menurut data Departemen ESDM, dalam Neraca Gas Indonesia 2007-2015, diwilayah Jawa Barat (region III, termasuk Sumatra Tengah dan Selatan), Jawa Tengah (region V) dan Jawa Timur (region IV) yang diperkirakan permintaan gas bumi pada tahun 2015 akan mencapai 5871 MMSCFD. Sementara itu perkiraan potensi sumber gas bumi yang ada di pulau Jawa pada tahun 2015 tinggal 3687.5 MMSCFD sehingga terdapat kekurangan sebesar 2187 MMSCFD.

Defisit gas di wilayah-wilayah tersebut karena Pemerintah harus memenuhi komitmen ekspor LNG ke negara-negara pembeli yang sudah terikat kontrak dan seretnya produksi serta keterlambatan penyelesaian proyek infrastruktur.

Permintaan Gas di Pulau Jawa terkait LNG RT

Secara umum tidak akan mungkin secara komersial membangun terminal penerima LNG yang dapat disebut sebagai terminal utama kecuali ekstensif demand (pemintaan) dapat diperkirakan sebelumnya.

Menurut laporan studi kelayakan LNG Receiving Terminal Jawa Timur di Indonesia oleh Itochu Corporation yang didanai oleh JBIC (Japan Bank for International Corporation) pada tahun 2004, diperkirakan forecast permintaan gas bumi di pulau Jawa dengan asumsi low GDP (Gross Domestic Product) dan high GDP seperti yang dijelaskan pada tabel dibawah dan membagi sektorisasi konsumen diklasifikasikan atas 3 sektor yaitu: Industri, Gas Kota dan Pembangkit Listrik.

Skenario Pertumbuhan GDP

Low

High

GDP

3%

6%

Sektor Industri

1%

2%

Sektor Gas Kota (2003-2007)

5%

10%

Sektor Gas Kota (2008 – +)

5%

10%

Sektor Pembangkit (2003-2007)

5%

10%

Sektor Pembangkit (2008 – +)

3%

6%

Maka akan didapatkan hasil, yaitu dengan tingkat pertumbuhan GDP berkisar 3-6% per tahun dan hilangnya subsidi Pemerintah pada BBM, permintaan gas alam di pulau Jawa dengan tingkat pertumbuhan campuran pertahun adalah 4.7% – 8%. Dimana diperkirakan dengan skenario Low GDP akan meningkat hampir tiga kalinya (dari 991 MMCFD naik menjadi 2.835 MMCFD dan dengan rasio high GDP akan meningkat hampir enam kalinya).

Sektor listrik akan tetap mendominasi konsumsi gas alam, dengan dipergunakannya turbin gas baru yang memiliki efisiensi termal tinggi dan emisi CO₂ rendah serta pembangkit listrik berbagan bakar gas dapat dibangun lebih cepat dibandingkan dengan pembangkit listrik berbagan bakar apapun menjadikan gas alam sebagai pilihan menarik sebagai bahan bakar di pembangkit listrik, baik untuk memenuhi beban dasar maupun beban puncak.

Pasokan Gas untuk Pulau Jawa terkait Terminal Penerima LNG

Cadangan gas bumi dalam jumlah yang besar sering ditemukan dilokasi terpencil yang jauh dari lokasi pemakai/konsumen. Apabila secara ekonomis layak dan memungkinkan, gas bumi dapat ditransportasikan melalui pipa. Tetapi apabila sumber gas bumi dan konsumen dipisahkan oleh lautan dan kepulauan bahkan benua, alternatif yang memungkinkan dan secara ekonomis layak adalah dengan mencairkan gas bumi tersebut. Bila didinginkan sampai temperatur -162˚C pada tekanan 1 atm, gas bumi menjadi cair dan volumenya berkurang sampai dengan 600 kalinya. Dengan pengurangan volume yang sangat besar tersebut, gas alam cair (LNG) dapat ditransportasikan secara ekonomis dalam tanker yang terisolasi.

LNG mempunyai komposisi 85% – 95% Metane, beberapa persen Etane, Butane dan Nitrogen. Komposisi dari gas alam (pembentukan LNG) bervariasi tergantung dari sumber dan proses pembentukannya. Gas Metane pada LNG mempunyai sifat tidak berbau, tidak berwarna, non-corrosive dan non-toxic. LNG pada dasarnya adalah metode alternatif untuk Metane dari produsen ke konsumen. Metane (CH₄) didinginkan sampai dengan temperatur -162˚C, merubah fasa-nya dari gas menjadi cairan yang mudah ditransportasikan dimana volumenya kurang dari 600 kali lebih kecil daripada metana dalam bentuk gas (penyusutannya mendekati 610 kali, akan tetapi biasanya disebutkan 600 kali). Dengan demikian gas metana sebanyak 600 m₃ akan menyusut menjadi LNG yang bersih dan tidak berbau sebesar hanya 1 m₃. LNG ini biasanya disimpan dan dipindahkan dalam temperatur dan tekanan rendah.

Indonesia mulai mengekspor LNG ke Jepang tahun 1978 yang bersumber dari Kilang Arun dan Kilang Bontang. Volume kontrak ke Jepang yang habis pada 2011 mencapai 12 juta ton. Total volume kontrak LNG ke Jepang mencapai 19 juta ton. Sisa kontrak pengiriman sebesar 7 juta ton akan berakhir 2017. Karena permintaan gas di dalam negeri meningkat, Pemerintah telah memutuskan mengurangi ekspor LNG ke Jepang. Sebanyak 1,5 juta ton gas dari Kal-tim akan dipasok untu permintaan pembangkit listrik dan industri di Jawa.

Penemuan cadangan gas besar di Tangguh pada tahun 1990-an telah memberikan harapan bagi bangsa Indonesia untuk mempertahankan status eksportir LNG setelah habisnya gas dari Bontang dan Arun. Saat ini baik Bontang maupun Arun dioperasikan dibawah kapasitas produksi. Mulai tahun 2010, Tangguh akan menggantikan peran Arun dalam hal sumber Supply LNG ekspor Indonesia. Sedangkan pemasaran LNG dari Bontang akan mengalami penurunan pada 2010. Selain karena ada pengurangan komitmen, produksi gas dari lapangan-lapangan yang ada disekitar Kal-tim juga mengalami penurunan secara alami. Produksi diharapkan bisa naik lagi pada 2015 dengan mulai berproduksinya gas dari lapangan-lapangan baru yang dikelola oleh Chevron Pasific Indonesia.

  1. Kilang LNG Arun, Aceh.

    Pabrik LNG Arun mengolah gas alam dari lapangan Exxon Mobil, yang berasal dari 2 lapangan gas alam berlokasi di daratan serta lepas pantai. Lapangan darat disebut dengan Arun Field berlokasi di Lhoksukon kira-kira 30 km dari pabrik LNG, lapangan ini ditemukan pada akhir tahun 1971 oleh Mobil Oil Ind. Inc. Lapangan gas lepas pantai dinamakan anjungan NSO (North Sumatra Off-shore platform) ditemukan pada tahun 1990-an serta berlokasi sekitar 100 km dari pabrik pengolahan LNG. Kilang LNG Arun terdiri dari 6 unit produksi dengan kapasitas 6 juta ton per tahun. Tujuan ekspor LNG untuk pembeli Jepang dan Korea. Tetapi terdapat kekurangan 9 kargo LNG pada tahun 2006 yang lalu.

  2. Kilang LNG Bontang, Kal-tim.

    Kilang gas alam cair Bontang yang mulai beroperasi pada 1974 terdiri dari delapan unit pengolahan (A-H) dengan kapasitas instalasi 22,5 juta ton LNG pertahun. Jumlah LNG loaded 17,6 MT pada 2007).

    Pasokan gas berasal dari lapangan milik Pertamina, Chevron Indonesia, Total Indonesia dan Vico. LNG terminal Bontang beroperasi dengan aliran gas commingled dari ribuan sumur yang dioperasikan oleh produsen berbeda yang harus diambil dengan cara yang tetap stabil dan mantap. Permintaan LNG datang dari bervariasi dari 8 pembeli LNG jangka panjang, dilayani dengan 9 kapal-kapal berbeda kedalamannya (ukuran 19.000mᶟ – 135.000mᶟ), loading pada tahun 2007 adalah 340 kali. LNG dari kilang Bontang dialokasikan untuk pembeli tradisional Jepang, Korsel dan Taiwan. Jepang merupakan konsumen terbesar. Namun untuk komitmen ekspor LNG pada tahun 2006 yang direncanakan sebanyak 375 kargo, terdapat kekurangan 70 kargo akibat menurunnya produksi kilang tersebut.

  3. Kilang LNG Tangguh, Papua.

    Berlokasi di kabupaten Teluk Bintuni, Papua oleh BP Berau, anak perusahaan BP yang pada Mei 2007 terkendala dalam hal pendanaan. Kapasitas produksi 7,6 juta ton per tahun. Total cadangan gas terbukti di Tangguh mencapai 14,4 kaki triliun kubik dan cadangan belum terbukti sebesar 23,7 triliun kaki kubik.

Pasar dan Perdagangan LNG

Tabel dibawah memperlihatkan kontrak-kontrak penjualan LNG Indonesia ke beberapa negara pengimpor LNG. Terlihat bahwa ekspor LNG ke negara Jepang dari kilang LNG 1973 dan ekspor LNG ke negara Taiwan dari kilang LNG III akan berakhir masa kontraknya pada 2010.

No

Kontrak Eksisting

Volume (MTPA)

Tujuan Ekspor

LNG Plant

Term

1.

Arun II

0.9

Jepang

Arun

1/2005 – 12/2009

2.

Arun III

2.33

Korea

Bontang/Arun

1989 – 2007

3.

Korea II

1.95

Korea

Bontang/Arun

7/1994 – 6/2014

4.

LNG 1973 (Ext)

8.42

Jepang

Bontang

1/2000 – 12/2010

5.

Badak II S/C

3.63

Jepang

Bontang

4/2003 – 3/2011

6.

Badak III S/C

1.57

Taiwan

Bontang

1/1990 – 12/2009

7.

Badak IV S/C

2.30

Jepang

Bontang

1/1994 – 12/2013

8.

Badak V S/C

1.02

Korea

Bontang

1/1998 – 12/2017

9.

Badak VI S/C

1.84

Taiwan

Bontang

1/1998 – 12/2017

10.

MCGC

0.39

Jepang

Bontang

3/1996 – 12/2015

 

Total

24.35

     

1.

Fujian

2.6

Cina

Tangguh

1/2007 – 12/2031

2.

SK/Posco

1.1

Korea

Tangguh

1/2005 – 12/2024

3.

Sempra Energy

3.7

US West Coast

Tangguh

6/2008 – 6/2028

 

Total

7.4

     

 

Selain dari kilang-kilang LNG dalam negeri, potensi LNG sebagai sumber pasokan gas bumi adalah luar negeri. Salah satu hal yang mempengaruhi ketersediaan LNG di pasar Internasional adalah dinamika permintaan LNG di pasar Asia Pasifik, karena Asia Pasifik merupakan pasar LNG terbesar didunia. Salah satu indikatornya adalah dapat dilihat dari kapasitas regasifikasi yang ada. Selain Adia Pasifik, pasar LNG yang berkembang cukup pesar adalah Amerika Utara.

Dari sisi pasokan, kawasan Timur Tengah merupakan sumber pasokan LNG yang paling berpotensi dan berpeluang untuk memasok LNG ke Pulau Jawa. Hal ini karena cadangan gas bumi diwilayah tersebut masih sangat besar dibandingkan dengan permintaan yang ada dan saat ini di kawasan tersebut khususnya di Qatar dan Iran sedang giat-giatnya dikembangkan kilang-kilang LNG untuk memenuhi permintaan LNG dunia.

Pasar LNG Asia Pasifik mencapai 65% dan masih terbesar didunia. Namun dengan naiknya permintaan LNG dari wilayah pesisir utara Amerika serta adanya proyek-proyek kilang LNG baru di Timur Tengah maka struktur pasar LNG dunia kedepannya akan mengalami perubahan secara signifikan.

Jepang, Korea dan Taiwan merupakan pasar tradisional LNG merupakan pasar dimana Negara ini tidak mempunyai sumber energi dalam negeri, sehingga sangat tergantung pada impor bahan bakar. Saat ini Jepang masih merupakan pasar LNG terbesar di Asia Pasifik.

Kontrak Penjualan dan Harga LNG

Sebagian besar penjualan LNG didasarkan pada kontrak jangka menengah dan panjang dengan jangka waktu paling sedikit 20 tahun untuk kontrak jangka panjang dan 3-10 tahun untuk kontrak jangka menengah. Selama tahun 2006, volume total LNG yang diperdagangkan atas dasar kontrak jangka menengah dan jangka pangjang mencapai 166,56 MT. Sisanya dengan kontrak jangka pendek/pasar spot. Pasar spot LNG adalah model penjualan LNG yang berdurasi atau memiliki kontrak dari satu tahun. Dimana pada tahun 2005, volume penjualan LNG dengan kontrak spot hanya 12% (16.69 MT) dari seluruh volume penjualan LNG dunia. Bagi pengekspor LNG, pasar spot dapat digunakan untuk menjual gas berlebih yang tidak tercakup dalam kontrak jangka panjang serta mengurangi resiko pembangunan kilang LNG yang perjanjian jual-belinya tidak mencakup seluruh kapasitas kilang.

Penentuan harga LNG berbeda setiap wilayah. Di Asia, harga umumnya dikaitkan dengan JCO (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. Sedangkan 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 dimana 17 pipa gas bertemu, sehingga menciptakan titik referensi kompetitif) ditambah faktor geografi. Meskipun harga LNG berbeda-beda ditiap negara akan tetapi kecenderungannya sama karena semuanya berkolerasi dengan harga minyak mentah.

Sebagaimana diketahui, harga jual LNG Tangguh ke Cina dipatok dengan harga minyak mentah USD 38/bbls atau USD 2.67/MMBTU atau setelah dinegosiasi ulang menjadi USD 3,35/MMBTU.

Harga LNG yang relatif mahal ditambah biaya lainnya seperti pengangkutan dengan kapal LNG, kemudian harus dipassthrough ke konsumen /offtaker pada tingkat yang memberikan margin kepada terminal penerima LNG. Sedangkan harga gas domestik dimana PT Pupuk Kalimantan Timur mendapatkan pasokan gas dari Kal-tim dengan harga gas berbentuk formula yang dikaitkan dengan harga urea dan amonia ekspor serta harga minyak mentah Indonesia Indonesian Crude Oil Price (ICP) dengan harga beli gas sebesar 9,08 hingga 10,64 Dolar Amerika/MMBTU (Million British Thermal Unit).

Transportasi Gas Alam

Untuk keperluan ekspor, gas alam umumnya diangkut dengan fasa gas melalui jaringan pipa atau dalam fasa gas dengan kapal tanker LNG. Variabel utama pemilihan kode transportasi adalah jarak pasar ke pasar dari reservoir. Baik jaringan pipa maupun infrastruktur LNG memerlukan investasi besar.

Rule of thumb yang umumnya digunakan adalah LNG merupakan pilihan yang ekonomis bila sebagian besar syarat-syarat berikut ini terpenuhi:

  1. Pasar gas berjarak lebih dari 2000 km dari lapangan produksi.
  2. Biaya produksi gas hingga kilang gas kurang dari 1 US$/MMBTU.
  3. Gas mengandung sedikit impuritas seperti CO₂ dan H₂S.
  4. Cadangan gas mengadung setidaknya 3 hingga 5 trilyun juta kaki kubik gas alam, meskipun proyek-proyek baru seperti LNG Equatorial Guinea telah dibangun dengan cadangan terbukti kurang dari 2 triltun juta kaki kubik.
  5. Marine port yang dapat dibangun relatif dekat dengan lapangan.
  6. Situasi politik dinilai cukup stabil untuk mendukung investasi jangka panjang.
  7. Harga pasar dinegara importir cukup tinggi untuk mendukung seluruh rantai nilai LNG dan memberikan return cukup kompetitif untuk perusahaan eksportir gas dan negara tuan rumah proyek.
  8. Alternatif jaringan pipa melibatkan negara pihak ketiga dan pembeli khawatir akan keamanan supply gas.

Investasi untuk jaringan pipa lepas pantai besarnya dapat mencapai dua kali lipat jaringan pipa didaratan. Investasi sebuah jaringan pipa pada umumnya banyak ditentukan oleh diameter pipa, panjang pipa, kompresi yang dibutuhkan dan untuk kawasan urban, biaya right of way atau ROW. Stasiun kompresi yang diperlukan untuk transportasi jarak jauh dapat mencapai 40% dari biaya investasi sedangkan biaya operasional tahunan dapat mencapai 5%. Biaya transportasi LNG 1 US$/MMBTU untuk jarak 1000 – 8000 km. Biaya transportasi LNG menurut EIA adalah 0.05/MMBTU dengan tambahan biaya 0.00015/mil sedangkan Henry Lee menyatakan persamaan biaya transportasi sebagai fungsi dari jarak bolak-balik (mil) sebagai berikut.

Biaya indikatif rantai nilai LNG (Chandra, 2006)

Proses

Kisaran biaya (US$/MMBTU)

Produksi gas (hulu)

0.50 – 0.75

Pengolahan dan pencairan gas

1.30 – 1.80

Tranportasi (1000 – 8000)

0.40 – 1.00

Biaya LNG sampai negara tujuan

2.20 – 3.55

Penyimpanan dan Regasifikasi LNG

1.00 – 1.50

Biaya Total

3.20 – 5.05

 

LNG telah diangkut dengan kapal laut sepanjang periode 45 tahun tanpa pernah ada kecelakaan yang berarti. Selama 45 tahun pengangkutan LNG melalui laut, lebih dari 33.000 trip pengapalan LNG. Kebanyakan kapal pengangkut LNG mengantarkan produk ini dalam lalu lintas kapal yang padat. Tanker LNG dirancang dengan sistem yang canggih untuk memonitor kargo LNG. Pengapalan LNG juga mengikuti prosedur operasional yang telah mapan (well established) dari sejumlah variasi orgarnisasi internasional yang telah mapan seperti IMO (Imternational Maritime Organization) dan SIGTTO (Society Tanker and Terminal Operators).

Adapun jenis kontrak pengapalan LNG yang disepakati lazimnya dapat dipilih dari beberapa jenis sebagai berikut:

  1. CIF (cost-insurance-freight), dimana harga kontrak LNG telah termasuk biaya pengiriman dan asuransi. Dalam kontrak ini, penjual bertanggung jawab mengirimkan LNG hingga terminal penerima, sedangkan kepemilikan LNG telah berpindah ke pembeli begitu LNG dimuat di pelabuhan pengangkutan atau dalam perjalanan menuju terminal penerima.
  2. FOB (free-on-board), harga dikontrak tidak termasuk biaya pengiriman dan asuransi. Pembeli bertanggung jawab terhadap pengangkutan sejak di pelabuhan muat, baik dengan menggunakan kapalnya sendiri atau kapal yang dicarter oleh Pembeli. Kepemilikan LNG telah berpindah kepada Pembeli sejak mulai diangkut di pelabuhan muat.
  3. DES (delivered-ex ship), harga di kontrak termasuk biaya pengiriman dan asuransi. Penjual bertanggung jawab mengirimkan LNG hingga terminal penerima dan kepemilikan baru akan beralih ke Pembeli setelah LNG tiba dan dibongkar di terminal penerima.

Pada umumnya, jarak dari liquefaction
plant ke lokasi terminal penerima LNG merupakan faktor utama yang menentukan besaran tarif pengangkutan, disamping jumlah LNG yang diangkut.

Infrastruktur Terminal Penerima LNG

Seperti yang telah diuraikan diatas, terdapat beberapa kendala untuk meningkatkan peran gas bumi dalam utilisasi gas bumi nasional. Salah satunya adalah ketidakseimbangan antara letak cadangan dengan lokasi pengguna gas bumi. Letak cadangan gas sangat menyebar, 80% cadangan gas berada diluar pulau Jawa. Padahal 80% pengguna gas bumi saat ini berada dipulau Jawa.

Salah satu cara untuk mengatasi hal tersebut diatas adalah dengan membangun infrastruktur gas yang memadai. Infrastruktur tersebut dapat dengan membangun Liquified Natural Gas (LNG) atau Compressed Natural Gas (CNG) dan pipanisasi gas. Pembangunan terminal LNG atau CNG sangat mungkin dilakukan untuk menyalurkan gas bumi yang berada dikawasan Indonesia Timur, seperti Sulawesi dan Papua.

Teknologi LNG bukanlah hal yang baru. Fasilitas LNG komersial pertama kali dibangun di Amerika Serikat pada 1941 di Cleaveland sebagai pemasok energi pada saat beban energi puncak (peak load shaving). Gas (yang dikirimkan melalui pipa ke plant) dicairkan selama masa dimana permintaan sedikit dan dipanaskan kembali menjadi bentuk gas untuk disalurkan ke jaringan pipa selama periode dimana permintaan akan gas tinggi. Namun sayangnya, plant ini ditutup pada tahun 1944 karena terjadi kebocoran yang mengakibatkan ledakan. Di seluruh dunia, kini (data 2008) terdapat 17 Terminal LNG Liquefaction untuk ekspor, 40 Terminal Regasifikasi untuk impor dan lebih dari 140 pengapalan LNG dan secara bersama-sama menangani sekitar 120 juta metrik ton LNG pertahun (120 MTPA). Sampai saat ini terdapat 200 instalasi (liquefaction dan regasification) dan fasilitas penyimpanan LNG diseluruh dunia. Beberapa diantaranya telah beroperasi sejak tahun 1960-an. Amerika Serikat memiliki jumlah yang terbesar fasilitas LNG di dunia, sekitar 87 dan sisanya 113 diantaranya beroperasi diluar negara Amerika.

Kriteria dalam menentukan teknologi Terminal penerima LNG dengan mempertimbangkan sebagai berikut:

  1. Ekonomi
  2. Maturity; Proven atau Non-Proven teknologi
  3. Infrastruktur
  4. Kapasitas
  5. Lingkungan dan keamanan dari lokasi
  6. Kemudahan pengoperasikan dan perawatan

Satuan-satuan yang digunakan pada perdagangan LNG bisa jadi membingungkan. Gas yang diproduksi diukur dalam volume (meter kubik atau kaki kubik), tetapi begitu dikonversi menjadi LNG, akan diukur dalam satuan massa, biasanya ton atau juta ton (million tons atau MT). Ukuran kapal LNG ditentukan oleh volume kargonya (biasanya, ribuan meter kubik), dan begitu LNG dikonversi balik menjadi gas, akan dijual dalam satuan energi (MMBTU).

Satu ton LNG mengandung energi setara dengan 48.700 ftᶟ (1.380 mᶟ) gas alam. Suatu fasilitas LNG yang menghasilkan 1 juta ton pertahun (million ton per annum, MTA) LNG membutuhkan 48,7 bcf (1,38 bcm) gas alam per tahun, setara dengan 133 MMSCFD. Fasilitas ini akan membutuhkan cadangan yang dapat diambil (recoverables reserves) sebanyak kira-kira 1 tcf selama 20 tahun masa produksi. Dengan perhitungan yang sama, satu train LNG kapasitas 4-MTPAmembutuhkan sekitar 534 MMSCFD gas alam (dengan cadangan 4 tcf selama 20 tahun masa produksi).

Fasilitas Terminal Penerima LNG

Kesulitan utama dari penggunaan gas alam adalah transportasi dan storage karena densitasnya yang rendah. Pipeline gas alam adalah ekonomis, tetapi tidak praktis bila menyeberangi lautan yang langsung ke end user atau ke titik pipa distribusi untuk transport lebih jauh. Ini membutuhkan biaya yang lebih tinggi bagi fasilitas tambahan untuk liquefaction pada titik produksi dan kemudian gasifikasi dititik fasilitas pengguna akhir atau masuk ke jaringan pipa.

Tujuan utama terminal penerimaan atau regasifikasi LNG adalah untuk menerima pengiriman LNG dari tanker LNG di laut, menyimpan dan meregasifikasi LNG, serta mentransmisikan gas bumi.

LNG Receiving Terminal secara umum terdiri atas empat bagian utama, yaitu;

  1. Unit penerimaan LNG/Unloading;

    Untuk unit penerima LNG yang disalurkan dari kapal tanker pembawa LNG yang bersandar pada dermaga ke tanki timbun melalui unloading arm. Terdapat dua unloading arm yang berfungsi menyalurkan LNG dari tanker ke tanki timbun serta BOG (Boil Off Gas) kembali ke kapal tanker.


  2. Unit penyimpanan/Storage;

    Unit tanki penyimpanan adalah tempat LNG disimpan sebelum memasuki unit regasifikasi untuk dikonversi menjadi Natural Gas kembali. Tanki LNG yang digunakan beroperasi pada tekanan rendah (dekat dengan tekanan atmosferik) serta temperatur sekita -162˚C.

  3. Unit regasifikasi/Vaporizer;

    Unit regasifikasi adalah unit untuk mengubah LNG menjadi Natural Gas. Peralatan utamanya yaitu vaporizer yang menyalurkan panas pada LNG sehingga mengalami perubahan wujud menjadi fase uap. Sebelum proses ini, LNG terlebih dahulu dinaikkan tekanannya hingga sekitar 700 psig menyesuaikan dengan tekanan pada pipa transmisi.

  4. Unit Distribusi;

    Unit penyaluran gas adalah untuk menyalurkan gas hasil dari unit regasifikasi ke pengguna/pelanggan gas. Terminal LNG dikembangkan dalam ukuran skala yang cukup luas, dari ukuran yang kurang dari satu juta per tahun (MTPA) hingga 10 juta ton per tahun (MTPA) terhadap gas yang dihasilkan. Pengguna akhir untuk gas ini meliputi:

  • Pembangkit listrik untuk wilayah metropolitan yang luas
  • Industri/bahan bakar domestik dalam wilayah metropolitan
  • Pembangkit listrik untuk pemakaian regional
  • Industri/bahan bakar domestik via jaringan pipa untuk kegunaan regional
  • Feedstock untuk manufaktur dari industri kimia lainnya.

Sistem yang terdapat pada 4 (empat) bagian utama dari suatu Terminal LNG dapat dijelaskan sebagai berikut;

  1. Sistem Unloading

    Sistem unloading LNG seperti pada gambar dibawah, terdiri dari semua fasilitas, infrastruktur dan peralatan yang diperlukan untuk merapatnya kapal LNG dengan aman, untuk menetapkan hubungan interface kapal ke pantai dan memindahkan muatan dari kapal ke pipa yang ada didarat. Sistem ini juga meliputi fasilitas untuk pelepasan interface kapal ke pantai pada akhir kegiatan unloading dan untuk mejauhkannya kapal dalam perjalanan kembalinya. Secara spesifik sistem unloading terdiri dari:

  • Merapatkan dan memindahkan jangkar untuk keamanan kapal LNG dermaga unloading.
  • Platform unloading yang mendukung.

  1. Sistem Penyimpanan

    Sistem penyimpanan menyediakan suatu penyangga antara penyaluran LNG dari kapal dan penguapan yang meregasifikasi LNG. Sistem terdiri dari satu atau lebih tanki-tanki yang didesign khusus. Kapal pembawa LNG tiba di terminal pada interval tertentu. Persyaratan kapasitas minimum penyimpananadalah volume penyaluran LNG dari kapal terbesar yang diperkirakan ada di terminal. Secara praktis, penyimpanan yang terpasang adalah lebih besar daripara syarat minimumnya. Kelebihan kapasitas penyimpanan disediakan untuk antisipasi keterlambatan kedatangan kapal yang terjadwal atau tidak terjadwal.

    Tanki penyimpanan dapat dikategorikan atas dua jenis yaitu inground dan above ground. Umumnya tanki above ground yang digunakan karena sudah teruji penggunaannya dan terdiri dari empat macam, yaitu;

    1. Single Containment

      Tanki bagian dalam terbuat dari baja Nikel 9% yang berdiri sendiri. Bagian dalam tanki dikelilingi oleh dinding bagian luar yang terbuat dari baja karbon yang memberikan insulasi perlit pada ruang annular. Bagian luar tanki yang berupa baja karbon tidak memiliki kemampuan untuk diisi material cryogenic, sehingga perlindungan hanya dilakukan oleh tanki bagian dalam. Tanki ini adalah tanki pertama kali yang dikembangkan dan sekarang utamanya digunakan pada lokasi remote.

    2. Double Containment

      Tanki jenis ini terdapat dinding luar dari beton pre-stressed sehingga bila bagian dalam gagal maka bagian luar dapat menampung cairan cryogenic, serta uap akan keluar melalui celah annular. Beton untuk dinding bagian luar tersebut bisa menambah biaya, tetapi jumlah lahan berkurang karena tidak adanya saluran diluar seperti pada sigle containment.

    3. Full Containment

      Celah annular antara bagian dalam dan luar tanki ditutup. Umumnya jenis tanki ini memiliki atap beton maupun dinding bagian luar yang terbuat dari beton pre-stressed serta dilengkapi insulasi yang memadai untuk memindahkan kebocoran panas (boil off). Dinding bagian luar dan atapnya dapat menampung baik cairan cryogenic maupun uap yang dihasilkan.

    4. Membrane

      Tanki beton pre-stressed yang ditutup dengan suatu layer insulasi dari membran baja stainless tipis. Tanki beton menahan beban hidrostatik yang ditransfer melalui membran dan insulasi (dengan kata lain, membran tidak menahan sendiri). Membran dapat menyusut dan mengembang dengan perubahan temperatur.

    Saat ini, jenis tanki yang paling banyak digunakan adalah jenis Single Containment seperti yang terlihat pada tabel dibawah ini.

    Tabel World LNG Containment System (Suprapto. Yoga P)

Single Containment Type

320

Double Containment Type

15

Full Containment Type

110

Membrane Containment Type

30

Membrane In-ground Containment Type

50

 

  1. Sistem Pemompaan Keluar (pump out)

    Tanki LNG beroperasi pada tekanan sangat rendah, sedikit diatas tekanan atmosfir. Gas dari terminal perlu disalurkan pada tekanan yang dinaikan. Karena pemompaan cairan lebih mudah dan tidak begitu mahal dibandingkan penekanan gas, LNG dipompa pada tekanan keluaran yang diinginkan untuk regasifikasi. Sistem pemompaan dapat terdiri dari satu atau dua tingkat pompa, tergantung pada batasan tekanan gas dan konfigurasi sistem mengatasi gas boil-off. Pemompaan cairan cryogenic, terutama pada tingkat persyaratan tinggi dalam fasilitas LNG, adalah teknologi yang khusus. Dalam terminal modern pompa tingkat satu hampir selalu dipasang dalam tanki penyimpanan, dan dikenal sebagai in-tank pumps (pompa tanki-dalam). Pompa tingkat dua, apabila dibutuhkan diletakkan diluar tanki, atau dalam ‘proses area’. Pompa tingkat dua disalurkan pada tekanan cukup tinggi untuk keamanan batasan tekanan dipagar terminal. Sebagai contoh, apabila tekanan disalurkan pada pembangkit listrik yang bersebelahan, limit batas tekanan akan relatif rendah. Pada kesempatan lain, jika gas disalurkan dalam jaringan perpipaan yang panjang, limit batas tekanan dapat mencapai 70 hingga 80 bar atau bahkan lebih tinggi.

  2. Gas Boil-Off Penanganannya

    LNG adalah cairan cryogenic yang mempunyai temperatur, pada tekanan atmosfir kira-kira -162˚C. Panas yang masuk ke LNG (sering direferensikan sebagai ‘heat leak’) akibat transfer panas dari sekitar mengakibatkan LNG memanas. Bagaimanapun, dalam tanki penyimpanan LNG perlu dipertahankan pada suatu temperatur yang rendah, konsisten dengan tekanan operasi yang rendah. Karena, panas diserap oleh LNG harus dilepas dengan flashing (atau boiling-off) beberapa bagian dari cairan ke gas. Penanganan boil-of gas memerlukan peralatan kompresi yang mahal untuk memasang dan mengoperasikannya. Setiap usaha dilakukan untuk menurunkan jumlah produksi dari gas boil-off. Rata-rata boil-off adalah 0.05% – 0.06% per hari.

    Tiga faktor utama penyebab terjadinya boil-off:

    1. Unloaded LNG dari kapal mungkin sedikit lebih hangat daripada temperatur yang dibutuhkan dalam tanki penyimpanan.
    2. Energi yang digunakan pompa kapal ditransfer ke LNG sebagai panas.
    3. Panas ambient ditransfer kedalam LNG melalui insulasi cryogenic didalam pipa, peralatan dan tanki penyimpanan.

    Design dan operasional dari penanganan sistem boil-off melibatkan pengaturan prioritas untuk disposisi yang efisiensinya, termasuk utilisasinya sebagai bahan bakar gas dan rekondisasi kedalam LNG yang dikirim ke alat penguapan (voporizers). Gas boil-off yang dihasilkan dalam mode unloading dapat lebih besar daripada gas yang dihasilkan dalam periode antara meng-unloading (periode antara meng-unloading adalah direferensikan sebagai ‘holding mode’). Karenanya, peralatan kompresi lebih besar mungkin dibutuhkan selama mode unloading.

    Penangkapan uap (boil-off gas) dapat dijelaskan sebagai berikut;

  • Penggantian volume pada kapal dan tanki penyimpan.
  • Untuk pencairan kembali pada LNG yang dikirimkan.
  • Untuk dikompress pada tekanan pipa dan ditransportasikan melalui pipa.
  • Untuk dibakar atau dikeluarkan ke atmosfir.

     

  1. Penguapan LNG (Voporizer Equipment)

    Dalam sistem penguapan, LNG di uapkan (vaporized) atau diregasifikasi. Transformasi fisik dari bentuk cair (LNG) ke bentuk gas membutuhkan transfer panas kedalam LNG. Peralatan penguapan memenuhi transfer panas kedalam LNG. Peralatan penguapan memenuhi transfer panas secara efisien, aman. Beberapa design dari peralatan penguapan tersedia. Dalam industri base-load LNG dua dari design-design ini telah mendapat penerimaan yang luas. Yaitu Open-rack Seawater Vaporizers (ORV) dan Submerged Combustion Vaporizers (SCV). Perbedaan utama diantara kedua tipe ini adalah dalam sumber panas untuk penguapan. Perbedaan dalam hasil sumber panas sedikit berbeda karakteristik fisiknya untuk kedua jenis peralatan.

    Dalam jenis ORV, keuntungan diambil dari perbedaan dalam temperatur antara air laut dan LNG. Sejumlah besar air laut dibawa dalam kontak tidak langsung dengan LNG bertekanan melalui tubing berdesign khusus. Panas ditransfer dari air laut ke LNG, menyebabkan LNG menjadi panas dan menguap. Air laut menyerap ‘cold’ dari LNG dan dikembalikan ke laut dari beberapa derajat lebih dingin daripada temperatur air laut sekitarnya. Panas air laut secara kebetulan didapatkan bebas/gratis, namun investasi yang cukup berarti dibutuhkan untuk memompa dan perpipaan untuk volume air laut yang besar ke area proses ORV, dan untuk mengembalikan air laut ke lautan/samudra. Penggunaan ORV mungkin tidak efektif bila temperatur air laut lebih rendah dari 5˚C hingga 7˚C.

    Pada SCV, panas dihasilkan dengan membakar gas alam. Istilah submerged comburtion telah berkembang karena panas gas dari pembakaran gas alam digelembungkan melalui sebuah bak air. Tubing atau koil yang membawa LNG dibenamkan dalam bak ini, sehingga air bertindak sebagai media pambatas antara gas yang panas dengan LNG yang dingin. Peralatan SCV lebih kompak dan tidak semahal dari tipe ORV. Tapi bagaimanapun, sekitar 1,5% gas alam yang diimpor dikonsumsi sebagai bahan bakar. Bahan bakar gas alam ini membawa harga yang sama seperti gas yang ada pada terminal batas kepemilikan dan dalam pertimbangan ekonomi yang singkat akan menyetujui tipe ORV.

    Tidak umum bagi terminal LNG untuk mempunyai dua tipe alat penguapan denga SCV disiapkan suatu cadangan atau kapasitas lebih. Sering, isu regulator dan lingkungan, berbeda dengan cara teknis atau pertimbangan ekonomi akan menentukan pilihan dari jenis alat penguapan (vaporizer type).

  2. Utilitas

    Utilitas utama adalah pembangkit tenaga listrik, nitrogen dan udara. Jika alat penguapan SCV digunakan, permintaan untuk bahan bakar gas akan cukup berarti dan juga suatu utilitas utama. Air laut untuk ORV juga dipertimbangkan sebagai suatu utilitas utama. Air laut untuk ORV juga dipertimbangkan sebagai utilitas. Peralatan lain mungkin termasuk untuk pelayanan air, air minum dan diesel untuk pembangkit listrik darurat.

    Pembangkit listrik digunakan untuk pompa LNG, kompresor boil-off, pompa air laut, pemakaian lain seperti penerangan dan pendingin ruangan. Penggunaan power untuk jaringan lokal dimungkinkan jadi salah satu pilihan. Tapi pembangkit listrik adalah suatu utilitas yang kritis dan dalam praktek umumnya memasang suatu generator listrik turbin gas untuk memasok seluruh permintaan plant.

    Nitrogen digunakan untuk purging dan inerting unloading arm dan penguapan arms, keduanya sebelum dan sesudah unloading kapal. Purging dan inerting juga selalu langkah yang aman selama perawatan dari peralatan pengisisan gas. Nitrogen mungkin dihasilkan dalam fasilitas, atau jika tersedia yang siap pakai, mungkin dipesan dalam bentuk cair dan disimpan dilapangan.

  3. Fasilitas Pendukung dan Luar Lokasi

    Kategori bagian luar lokasi (off site) meliputi sistem flare, sistem pembuangan air dingin dan sistem pembuangan sisa air. Sistem pendukung lainnya meliputi air- bahaya kebakaran dan sistem perlindungan kebakaran.

    Sistem flare mengumpulkan dan dengan aman membakar, melepaskan dalam bentuk gas dari plant. Sumber-sumber yang cukup berarti gas flare meliputi pelepasan dari relief-valve, pengontrolan venting dari tanki penyimpanan dan peralatan plant, blow down/depressurization selama perawatan dan pelepasan selama kondisi darurat.

    Umum untuk memasang dua flare, satu flare tekanan rendah dan flare tekanan tinggi. Flare tekanan rendah menangani pelepasan dari tanki LNG dan pipa tekanan rendah yang berhubungan. Flare tekanan tinggi menangani seluruh pelepasan lain, utamanya dari penguapan dan area kompressor.

    Sistem perlindungan terhadap api mencakup seluruh area dari fasilitas dimana gas yang dapat terbakar disimpan atau ditangani. Keduanya terdiri dari sistem aktif dan pasif. Sistem pasif meliputi deteksi (untuk api, gas, asap, temperatur rendah) dan pengukuran fire suppression (kebakaran dengan membanjiri air, sprinkle, bubuk kimia kering dan busa ekspansi tinggi).

Keekonomian

Dalam menghitung biaya kapital pada rantai transportasi LNG, haru dipertimbangkan juga bahwa dalam satu rantai dibutuhkan beberapa kapal jika rantai akan difungsikan secara efisien. Karena faktor jarak, ukuran kapal yang tersedia, serta ukuran train pencairan untuk memproduksi LNG secara ekonomis, umumnya rata-rata dibutuhkan 3 hingga 7 kapal dalam suatu rantai transportasi LNG.

Disamping biaya kapital, juga terdapat biaya operasional. Faktor yang terkait termasuk biaya bahan bakar, pengeluaran administratif dan umum (termasuk biaya untuk awak kapal, pajak, asuransi, serta biaya operasional dan pemeliharaannya) ditambah biaya pelabuhan. Biaya variabel untuk pengiriman ini akan berbeda-beda tergantung jarak transportasi LNG serta biaya yang terkait dengan bahan bakar boil-off. Namun secara umum biaya variabel akan berada pada US$ 0.01/MCF.

Setelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian ditempatkan pada tanki penyimpanan khusus, untuk kemudian diregasifikasi dari fase cair, sehingga gas bisa ditransportasikan ke pengguna melalui pipa penyalur. Tahapan dalam proses regasifikasi adalah

  1. Bongkar muat.
  2. Penyimpanan LNG
  3. Penguapan
  4. Pengiriman ke pipa penyalur

Karena terminal regasifikasi dirancang sesuai dengan kondisi lapangan serta pasar, biaya kapitalnya dapat bervariasi. Rule of thumb, komponen biaya terminal regasifikasi adalah sebagai berikut.

Tabel Biaya Terminal Regasifikasi LNG (Tarlowski)

Komponen

Presentasi

Dermaga

11%

Tanki

45%

Proses

24%

Utilitas

16%

Fasilitas umum

4 %

Total

100%

 

Pada tabel diatas dapat dilihat tanki LNG membutuhkan porsi biaya yang cukup besar pada sebuah terminal regasifikasi LNG. Perkiraan fasilitas umumnya termasuk kapasitas penyimpanan yang mampu untuk menampung volume dari satu atau dua tanker. Namun akhir-akhir ini beberapa terminal regasifikasi telah menambah kapasitas penyimpanan minimal tiga kali penyimpanan dari bongkar muat kapal berukuran terbesar yang dapat bersandar di terminal tersebut. Sebuah tanki penyimpanan full containment diperkirakan membutuhkan biaya kapital dari US$ 60 hingga 80 juta. Sehingga jika fasilitas dirancang untuk kapal berukuran 145.000 mᶟ, maka dibutuhkan biaya mencapai US$ 180 hingga 240 juta.

Namun seiring dengan berjalannya waktu, diikuti dengan kemajuan terknologi, material dan teknik konstruksi meningkatkan kapasitas menjadi hingga 200.000 mᶟ saat ini. Biaya untuk tanki penyimpanan LNG juga semakin menurun. Single Containment juga telah menurun dalam 15 tahun terakhir. Saat ini, harha untuk tanki single containment dengan kapasitas 130.000 mᶟ adalah sekitar US$ 27 juta, dibandingkan dengan US$ 55 juta pada awal tahun 1990-an dengan kapasitas 160.000 mᶟ. Pada era tersebut, untuk jenis tanki full containment adalah lebih mahal lagi yaitu mancapai gingga US$ 75 juta untuk kapasitas 160.000 mᶟ.

Terminal regasifikasi juga meliputi sejumlah penguap (evaporizer). Biaya penguapan berada pada sekitar US$ 40 juta untuk teknologi Open Rack Vaporizers (ORV) atau US$ 15 juta untuk teknologi Submerged Combustion Vaporizers (SCV), dengan asumsi kapasitas 1 Bcf/hari. Baik untuk terminal darat atau lepas pantai, akan terdapat biaya tambahan jika muatan Btu gas harus disesuaikan. Biaya untuk fraksinasi atau injeksi nitrogen atau udara berkisar antara US$ 30 hingga 60 juta. Biaya total terminal darat dengan dua buah tanki penyimpanan dengan kapasitas penyaluran 1 Bcf/hari adalah sekitar US$ 500 juta.

Biaya variabel suatu terminal regasifikasi termasuk biaya administratif, operasi dan pemeliharaan, energi untuk pompa dan kompressor, dan jika digunakan teknologi SCV, dibutuhkan bahan bakar untuk memanaskan air. SCV yang umumnya sekitar US$ 0.08/MCF. Biaya bahan bakar untuk sebuah unit SCV akan bervariasi bergantung pada kondisi pasar gas alam. Jika harga gas US$ 6/MCF, maka biayanya sekitar US$ 0.09,MCF, sehingga biaya operasi keseluruhan mencapai US$ 0.17/MCF untuk sebuah fasilitas yang menggunakan teknologi SCV.

Estimasi Biaya Modal dan Operasional

Dari pengamatan secara umum terhadap biaya kapital maka terdapat beberapa informasi dari beberapa informasi dari beberapa studi terakhir terkait biaya kapital:

  • Biaya akan tergantung spesifikasi lapangan.
  • Pengembangan pelabuhan dapat secara signifikan menambah biaya. Apabila membutuhkan pemecah ombak, maka biaya akan naik secara substansial.
  • Dredging yang sangat ekstensif atau jembatan yang panjang akan menambah biaya. Lokasi dengan kedalaman air mendekati plant didarat akan merendahkan biaya secara signifikan.
  • Biaya tanki penyimpanan mewakili suatu persentase besar dari biaya terminal. Tipe sistem kontainmen, jumlah tanki dan kapasitasnya akan mempunyai pengaruh yang besar pada total biaya.
  • Kode dan regulasi yang digunakan akan mendatangkan dampak yang utama.
  • Penguapan air laut adalah modal yang intensif tapi jauh lebih rendah dari biaya operasi.
  • Infrastruktur eksisting seperti jalan akses, perumahan, fasilitas kepentingan umum dll, akan menolong menurunkan biaya investasi plant.

Tipikal Biaya Modal

Tabel-tabel berikut menggambarkan rincian data biaya akhir-akhir ini dari suatu studi terbaru untuk suatu terminal LNG di Asia Selatan. Informasi ini harus dibaca saling berhubungan dengan asumsi design seperti faktor lapangan lokal, seperti terlihat pada bawah tabel.

Keputusan tergantung lapangan (utamanya fasilitas pelabuhan), tipe penyimpanan LNG dan kode/standar yang diterapkan adalah kontributor terbesar yang menimbulkan perbedaan biaya. Keputusan antara open-rack (ORV) dengan submerged-combustion (SCV) vaporizer harus didasarkan pada total biaya selama beroperasi (life-cycle costs) dan biasanya untuk fasilitas baseload akan dipilih ORV.

Tabel Rincian Biaya dari Studi Terakhir untuk Lokasi Asia Selatan (Tarakad)

No.

Item

Cost
(Million US$)

Percentage

1.

Jetty, Topwork, Trestle

48

11.0%

2.

LNG Tank

113

25.9%

3.

Vaporization, boil-off handling, Pump-out

93

21.3%

4.

Utilitas, Offsites, Fire & Safety

49

11.2%

5.

Allowance for land

1

0.2%

6.

Allowance for small township

7

1.6%

7.

Owner’s project management team

15

3.4%

8.

Allowance for new port, including breakwater

110

25.2%

 

TOTAL

436

100%

 

Dasar dan catatan untuk tabel diatas dijelaskan sebagai berikut:

  • Kapasitas terminal 3 juta MTPA
  • Lokasi dipedesaan tetapi dekat ke jalan raya utama
  • Semua utilitas digerakan didalam fasilitas
  • Tidak ada pelabuhan eksisting. Pelabuhan terminal dan pemecah ombak dibangun
  • Tanah murah dan banyak
  • Jembatan panjang tetapi tidak ada permintaan dredging
  • Satu Jetty, kemampuan sandar kapal tanker 135.000 mᶟ
  • Tanki LNG full containment, hidrostatik penuh
  • Dua tanki LNG berkapasitas masing-masing 125.000 mᶟ
  • Penguapan air laut digunakan termasuk satu unit cadangan
  • Tenaga lokal terlatih tersedia
  • Pajak impor dan iuran lain sekitar 15% dari total biaya lapangan

Tabel Data Biaya dari Tabel sebelumnya (disesuaikan untuk konfigurasi berbeda) (Tarakad)

No.

Item

Cost
(Million US$)

Percentage

1.

Jetty, Topwork, Trestle

38

10.1%

2.

LNG Tank

78

20.6%

3.

Vaporization, boil-off handling, Pump-out

147

38.9%

4.

Utilitas, Offsites, Fire & Safety

70

18.5%

5.

Allowance for land

10

2.6%

6.

Allowance for small township

0

0.0%

7.

Owner’s project management team

15

4

8.

Allowance for new port, including breakwater

20

5.3%

 

TOTAL

378

100%

 

Dasar dan catatan untuk tabel diatas dijelaskan sebagai berikut;

  • Kapasitas terminal 5 juta MTPA
  • Lokasi semi-urban
  • Semua utilitas digerakan didalam fasilitas
  • Ada pelabuhan eksisting dikembangkan untuk kargo LNG
  • Biaya tanah lebih tinggi daripada tabel sebelumnya
  • Sebuah Jetty, kapasitas sandar kapal tanker 135.000 mᶟ. Tetapi jembatan lebih pendek menurunkan biaya dibanding tabel sebelumnya
  • Dua tanki LNG masing-masing 150.000 mᶟ, single containmet, partial hidrostastik. Catatan, bahwa biaya tanki telah jatuh cukup signifikan meskipun kapasitas meningkat, dikarenakan single containment dan partial hidrostatik
  • Penguapan air laut digunakan, termasuk satu unit cadangan
  • Tingkat boil-off selama kapal membongkar muatan diperkirakan menjadi lebih tinggi karena atap tanki metal beroperasi pada tekanan lebih rendah dibandingkan containment penuh dengan atap tanki beton. Ini dan faktor lain mengindikasikan bahwa eksponen 0.9 untuk skala dari 3 MTPA ke 5 MTPA adalah masuk akal
  • Tenaga terlatih lokal tersedia
  • Pajak impor dan iuran lain sekitar 15% dari total biaya lapangan
  • Biata utilisasi, offside dan perlindungan Fire, Safety diatas menggunakan status kapasitas 0.7
  • Biaya tunjangan yang besar untuk tanah didasarkan pada lokasi semi-rural, lokasi berlawanan dengan lokasi pedalaman seperti tabel sebelumnya
  • Tidak ada tunjangan untuk kotapraja (township) dalam mengasumsikan bahwa operasional personal akan mendapatkan perumahan dalam komunitas berdampingan
  • Biaya pemilik manajemen proyek diasumsikan tidak dirubah
  • Suatu penurunan utama dalam biaya dicapai karena adanya infrastruktur pelabuhan eksisting

Sama seperti seluruh process plant, biaya modal akan bervariasi secara signifikan dari suatu area geografis dengan area lainnya. Faktor-faktor yang memberi kontribusi terhadap ini kurang menyadarinya-ketersediaan dari tenaga kerja terlatih dan semi-terlatih, produktifitas tenaga kerja, persentase peralatan dan material yang harus diimpor, pajak impor dan biaya lokal dan lain-lain.

Biaya Operasi

Komponen-komponen yang signifikan dalam biaya operasi meliputi:

  • Biaya personal – upah, gaji, keuntungan dan lain-lain. Untuk staff manajemen, operasional dan administrasi yang berhubungan dengan Terminal. Hal ini bervariasi sepanjang regional, keduanya karena perbedaan dalam struktur kepegawaian dan dalam skala gaji.
  • Biaya perawatan Plant – termasuk peralatan perawatan dan perbaikan, bahan yang habis dipakaidan biaya perawatan. Kategori ini juga bervariasi dari suatu fasilitas dengan lainnya tapi atas suatu perbandingan range kecil terhadap biaya personal. Untuk tujuan perncanaan, perawatan Plant dapat diasumsikan 1% dari biaya Plant Replacement.
  • Biaya operasi laut – dapat bervariasi dengan range yang luas. Dalam suatu studi untuk lokasi Asia Selatan, dengan suatu pelabuhan LNG khusus, ini diperkirakan sekitar US$ 6 juta per tahun. Meliputi perawatan tug dan peluncuran kapal.
  • Bahan bakar gas
  • Biaya operasi lain meliputi asuransi, pajak properi dan lain-lain dan harus diperhitungkan berdasarkan lokal rate

Analisa Keekonomian

Untuk mengetahui layak atau tidaknya pembangunan Terminal Receiving LNG, selain mempertimbangkan kelayakan faktor teknis, juga perlu ditinjau secara ekonomi. Perhitungan kelayakan keekonomian ini digunakan dua jenis analisis secara mikro dan analisis makro. Dalam analisis mikro, tingkat keuntungan suatu proyek biasanya diukur dengan indikator nilai bersih sekarang (net present value), internal rate of return (IRR) dan periode pengembalian (pay back period, PBP). Sedangkan analisis makro dilakukan dengan meninjau Benefit Cost RatioI (B/C Ratio).

Parameter untuk menilai kelayakan ekonomi antara lain:

  1. Net Present Value (NPV)

    NPV menunjukkan nilai absolut keuntungan dari modal yang diinvestasikan di proyek. NPV merupakan selisih antara pendapatan dengan biaya-biaya (termasuk pajak) yang dikeluarkan dalam tahun buku tertentu yang mencerminkan tingkat penyusutan nulai uang akibat faktor finansial seperti inflasi. NPV yang didiskon mencerminkan nilai bersih (absolute) dari keuntungan proyek. Bentuk umum persamaan NPV sebagai berikut:

     

    Atau dapat juga ditulis:

    Dimana:

    NPV        = Net Present Value / nilai bersih sekarang suatu proyek

    X₀        = Cashflow / arus kas tahun 0

    X₁,₂, ……n     = Cashflow / arus kas pada tahun 1, 2, …..n

    i         = faktor diskon, discount rate-i.

    n         = tahun buku

     

    Dari formula diatas, NPV positif menunjukkan proyek memberikan keuntungan, sebaliknya NPV negatif menunjukkan proyek rugi. Berdasarkan formula diatas, nilai NPV dipengaruhi oleh faktor diskon (discount rate)-nya. Semakin besar faktor diskon maka NPV akan mengecil.

     

  2. Internal Rate of Return (IRR)

    IRR adalah indikator yang menunjukkan kemampuan pengembalian investasi suatu proyek yang dapat diekspresikan dengan rumus dibawah ini.

    Dimana:

    Xt     = Cashflow ditahun ke-t

    i     = suku bunga (discount rate)

     

    Semakin besar IRR maka proyek akan semakin baik. Dalam evaluasi proyek nilai IRR dibandingkan dengan nilai MARR (Minimum Attractive Rate of Return) yang dikehendaki Badan Usaha. Jika IRR lebih besar atau sama dengan MARR maka proyek dinilai layak dieksekusi, demikian pula sebaliknya. Nilai MARR proyek telah mengakomodasi faktor biaya modal, resiko dan tingkat keuntungan yang dikehendaki, atau;

     

    MARR = cost of capital + risk premium + profit margin

     

    Biaya modal (cost of capital) merupakan biaya dana yang dipakai untuk proyek, bersumberkan dana internal perusahaan (baik dari akumulasi keuntungan maupun penerbitan saham baru) maupun dari pinjaman (berbankan atau obligasi). Semakin mahal biaya dana maka MARR akan semakin besar. Dalam kondisi tertentu biaya modal merupakan optimasi dari sumber-sumber dana yang ada untuk memberikan biaya modal yang optimum.

     

  3. Periode Pengembalian Proyek (Pay Back Period)

    Periode pengembalian atau payback period, disebut juga pay out time (POT) dari suatu proyek didefinisikan sebagai periode dimana akumulasi penerimaan sama dengan akumulasi biayanya. Periode pengembalian dihitung dengan mengakumulasikan cashflow sama dengan nol maka periode pengembalian telah tercapai. Secara matematis periode pengembalian dirumuskan sebagai berikut:

    Dimana:

    Xt     = cashflow pada tahun t

    POT    = Periode pengembalian proyek

    t     = tahun buku berjalan

     

    Periode pengembalian mencerminkan lama modal investasi dapat kembali. Semakin cepat modal kembali maka attractiveness proyek akan semakin baik, demikian pula sebaliknya.

     

  4. Benefit Cost Ratio (B/C Ratio)

    Kriteria ini membandingkan antara keuntungan yang diperoleh dengan biaya yang dikeluarkan (biaya investasi dan operasi). Secara matematis Benefit Cost Ratio menggunakan persamaan:

     

Semakin besar harga Ratio (B/C), semakin layak investasi suatu proyek. Pilihan melakukan investasi diambil jika harga B/C > 1, jika B/C = 1, maka badan Usaha tidak memperoleh perbedaan dalam hal memilih untuk berinvestasi dan jika B/C < 1 maka lebih baik tidak berinvestasi.

 

———————-o0o———————-

 

(Disadur dari Afdal, Kajian pembangunan….FT UI, 2009)

Nasional Sisi Hulu
1. Adanya existing contract yang tidak terpenuhi.
2. Lokasi cadangan gas bumi yang stranded dan atau marginal.
3. Adanya penurunan gas bumi existing.
4. Adanya selang waktu yang cukup lama antara permintaan gas bumi dengan pengembangan lapangannya.

Nasional Sisi Hilir
1. Belum tersedianya infrastruktur gas bumi secara utuh dan terpadu.
2. Adanya gap antara daya beli pasar dalam negeri dengan harga gas secara keekonomian.
3. Adanya peningkatan permintaan dalam negeri akan gas bumi yang cukup signifikan.

Regional
1. Peranan Energy Security sebagai kunci pertumbuhan ekonomi dikawasan regional.
2. Kompetisi yang semakin meningkat akan kebutuhan gas bumi secara regional, khususnya dengan negara-negara yang haus energi.
3. Dominasi minyak bumi sebagai sumber energi utama, dilain pihak harga minyak bumi yang semakin meningkat.

Global
1. Keterkaitan harga gas bumi dengan harga minyak dunia.
2. Faktor geopolitik di Timur-Tengah (terutama Iran).
3. Keterbatasan teknologi LNG dilepas pantai.
4. Berkurangnya cadangan minyak dunia yang mengarah pada diversifikasi pada gas bumi.
5. Isu lingkungan yang mengarah pada clean-energy.

(disampaikan oleh Eko Widianto pada Pertemuan Nasional Forum Komunikasi Perguruan Tinggi 2007)

Fungsi Katup/Valve

Katup atau Valve, adalah sebuah alat untuk mengatur aliran suatu fluida dengan menutup, membuka atau menghambat sebagian dari jalannya aliran. Contoh yang mudah adalah kran air. Adalah kewajiban bagi seorang Engineer untuk mengetahui setidaknya dasar-dasar dari Valve ini.

Sulit untuk membayangkan sebuah Plant, minyak retinal, pabrik pengolahan bahan makanan, pabrik susu dan sebagainya tanpa penggunaan Valve. Valve sangat luas penggunaannya dan begitu terkenal sehingga sangat familiar dalam penggunaannya.

Sebagaimana perkembangan teknologi dan pertumbuhan kapasitas pabrik yang lebih besar telah membuat Valve berkembang baik dalam ukuran dan cost dan menjadikannya lebih penting lagi dalam penggunaannya.

Valve tidak hanya mengatur aliran fluida, tetapi juga untuk mengisolasi perpipaan untuk maintenance tanpa rintangan unit yang berhubungan dengan yang lain. Design Valve harus mempertimbangkan tekanan, temperatur, dan desakan dari hubungan perpipaan dari rintangan yang ada dalam spesifikasi.

Pemilihan Valve melibatkan beberapa faktor. Sedikitnya ada beberapa dasar pertimbangan yang harus dilakukan:

  1. Tipe Valve
  2. Bahan Konstruksi
  3. Pressure/Tekanan
  4. Temperature
  5. Cost
  6. Kegunaan

 

Cara Kerja

 

Kegunaan

Pada bagian luar tipe Valve akan tergantung dari fungsinya untuk dikerjakan, apakah aliran penutup, katup pemadam atau bukan aliran pembaik. Fungsi-fungsi ini seharusnya ditentukan hanya sesudah pertimbangan hati-hati dan keperluan unit dan sistem yang mana Valve akan dikehendaki.

Ada beberapa tipe penggunaan Valve untuk masing-masing fungsinya, ini juga penting dalam menentukan dalam kondisi bagaimana Valve akan digunakan. Dan ini dasar penting untuk mengetahui karakter kimia dan fisika Fluida yang akan dialirkan.

Fungsi Valve:

  1. Valve
    Shut off (katup penuntup), biasanya dihubungkan dengan block Valve atau On-Off Service
    Valve.
  2. Throttling
    Valve (katup pemadam)

 

Tipe Service

  1. Liquid
  2. Gas-gas
  3. Cairan dengan gas
  4. Cairan dengan padat
  5. Gas dengan padat
  6. Uap dari aliran liquid, oleh karena penurunan di sistem tekanan
  7. Bersifat korosi atau tidak
  8. Bersifat erosi atau tidak

 

Sekali fungsi dan tipe service ditetapkan, maka tipe sebuah Valve yang sesuai ke konstruksinya dapat dipilih dengan merujuk pada daftar/spesifikasi dan klasifikasi Valve. Dalam daftar ini fungsi Valve umumnya hanya petunjuk menggunakan konstruksi spesifik tipe Valve. Lebih dari satu tipe konstruksi dicocokkan ke fungsi spesifik.


Bebeberapa macam Valve yang sering digunakan adalah sebagai berikut.

1.    Gate
Valve

Bentuk penyekatnya adalah piringan, atau sering disebut wedge, yang digerakkan ke atas bawah untuk membuka dan menutup. Biasa digunakan untuk posisi buka atau tutup sempurna dan tidak disarankan untuk posisi sebagian terbuka.




2.    Globe Valve

Digunakan biasanya untuk mengatur banyaknya aliran fluida yang mengalir dalam sebuah line.

3.    Butterfly Valve

Bentuk penyekatnya adalah piringan yang mempunyai sumbu putar di tengahnya. Menurut disainnya, dapat dibagi menjadi concentric dan eccentric. Eccentric memiliki design yang lebih sulit tetapi memiliki fungsi yang lebih baik dari concentric. Bentuknya yang sederhana membuat lebih ringan dibandingkan Valve lainnya.


4.    Ball Valve

Bentuk penyekatnya berbentuk bola yang mempunyai lubang menerobos ditengahnya.

5.    Plug Valve

Seperti Ball Valve, tetapi bagian dalamnya bukan berbentuk bola, melainkan silinder. Karena tidak ada ruangan kosong di dalam badan Valve, maka cocok untuk fluida yang berat atau mengandung unsur padat seperti lumpur.

 


 

6.    Check Valve atau Non-Return Valve

Mempunyai fungsi untuk mengalirkan fluida hanya ke satu arah dan mencegah aliran ke arah sebaliknya. Mempunyai beberapa tipe lagi berdasarkan bagian dalamnya seperti double-plate, swing, tilting dan axial.


 

 

Prinsip perencanaan dan penggunaan terbaik dari tipe Valve untuk shut-off service adalah:

  1. Gate Valve, digunakan untuk membuka penuh atau menutup penuh.
  2. Plug Valve, untuk Shut-Off rapat, membuka penuh atau menutup.
  3. Ball Valve, bagian aliran tidak menghalangi, digunakan untuk viskositas fluida dan slurry.
  4. Butterfly Valve, kegunaan utama untuk On-off dan menservice katup pemadam (throttling valve) untuk aliran besar gas dan cairan pada tekanan rendah.

 

Prinsip Perencanaan

Prinsip perencanaan dan penggunaan Valve untuk throttling service (katup pemadam) adalah:

  1. Globe Valve, Seat umumnya ditempatkan sejajar ke arah aliran, melengkapi daya tahan bahan dan tekanan jatuh.
  2. Needle Valve (Valve Jarum). Needle Valve adalah berdasarkan atas Globe Valve, yang mempertajam Needle seperti plugs, fitting dengan ketelitian di seat mereka.
  3. Y – Valve-Y. Adalah Glove Valve yang menunjukkan jalan lurus yang sama dan aliran tanpa penghalang yang dikerjakan Gate Valve. Keuntungannya adalah tekanan jatuh melewati Valve randah dari pada Valve konvensional.
  4. Angle Valve (Valve Sudut). Sebenarnya sama dengan Globe Valve. Perbedaan dasar antara keduanya adalah aliran fluida menembus angle valve membuat sudut 90˚.
  5. Butterfly Valve. Kegunaan utama untuk On-Off dan throttling service untuk aliran besar gas-gas dan cairan pada tekanan rendah (150 psig dibawah vacum).

Untuk aliran yang tidak dapat balik, Valve mempunyai reaksi otomatis untuk merubah tekanan untuk mencegah pembalikan aliran. Pemilihan khusus contoh Valve adalah berguna untuk pemakaian slurry yang baik. Contoh Valve yang bagus biasanya adalah Angle, Flush Bottom, Plug, Ball dan Pinch Valve (katup jepit). Ini ditandai dengan daya tahan minimum terhadap aliran dan sering digariskan dengan campuran spesial untuk daya tahan terhadap korosi dan erosi.

Konstruksi Bahan

Dalam memilih konstruksi bahan tahan korosi, Engineer seharusnya menggunakan petunjuk daftar produksi Valve.

Contoh; Kehadiran garam yang tidak dapat larut, proses kontaminasi dan perbedaan proses senyawa, aerasi fluida, kecepatan fluida yang tinggi, kehadiran abrasi, perbedaan konsentrasi dan temperatur dan sebagainya. Efek seperti yang telah disebutkan tidak dapat ditentukan dengan tepat kecuali ada data yang digunakan dari unit operasi secara identik.

Jika tidak ada pengalaman yang lengkap dan tidak ada data yang tepat, Engineer harus bisa menganalisa kegunaan data untuk komposisi dan kondisi fluida yang sama.

Bahan Pembungkus (Packing Material).

Adalah penting untuk memilih secara tepat bahan pembungkus Valve sebagaimana memilih dengan tepat bahan konstruksi. Contoh beberapa pembungkus untuk beberapa aplikasi dan batas temperature didaftarkan dalam tabel dibawah

Bahan pembungkus

Bentuk

Kegunaan

Temperature

Flexibel, Seluruhnya logam

Bungkusan berbentuk spiral pita tipis dari emas lunak

Valve Steam

Sampai dengan 450˚F

Pembungkus logam Fleksibel (aluminum)

Bungkusan berbentuk spiral, pita tipis dari lempengan aluminum

Valve untuk memanaskan minyak, diphenyl
Valve

Sampai dengan 1000˚F

Bungkusan logam fleksibel (tembaga)

Tembaga lunak

Daya lenting luar biasa

Sampai dengan 750˚F

Serat panjang asbes murni (non-logam)

Grafit spesial serat panjang
Pengikat Asbes

Daya lenting luar biasa

Sampai dengan 750˚F

 

Disamping bahan pembungkus yang terdapat pada tabel 1 ada juga Valve yang lain yang penting dalam penggunaan Valve yang sesuai dengan perencanaan.

  1. Kuningan (Brass)

Valve dengan bahan ini digunakan untuk temperature dibawah 450˚F, apabila temperatur fluidanya lebih dari 550˚F, maka harus digunakan material perunggu (Bronze) yang biasanya memiliki diameter 3″ dan tekanan lebih besar dari 350 psia.

  1. Besi (Iron)

Macam-macamnya adalah: cast iron yang biasanya digunakan untuk Valve kecil sampai high strength metal alloy cast yang digunakan untuk Valve berukuran besar). Cast Iron tidak boleh digunakan untuk fluida yang lebih dari 450˚F.

  1. Baja (Steel)

Material ini digunakan untuk Valve yang memerlukan tekanan dan temperatur tinggi.

  1. Besi Putih (Stainless Steel)

Material ini digunakan untuk Valve yang memerlukan temperatur rendah atau aliran korosif.

 

Keunggulan masing-masing Valve

  1. Plug Cocks Valve (Katup kran)
    Valve ini mirip dengan katup bola

Bulatannya diganti dengan silinder atau kerucut yang berpotongan atasnya dan lubangnya berupa celah.

Plug Valve sama seperti Gate Valve, kegunaan untamanya untuk On-off dan bukan katup pemadam (non-throttling). Sejak mengalir menembus Valve tidak melewati halangan, akan ada sedikit turbulensi didalam Valve, karenanya tekanan akan jatuh pada Valve ‘rendah’.

Ada dua tipe Plug Valve

  1. Menggosok dengan minyak, Untuk mencegah tempat bocor antara permukaan plug dan body seat dan mengurangi geseran selama putaran
    Tanpa menggosok dengan minyak, Yang mempunyai mantel plug untuk mengurangi kebutuhan penggosokan.
  2. Daerah utama Plug Valve meliputi: Fully Opened atau Fully Closed tanpa throttling, ketahanan minimum untuk aliran, pengoperasian yang sering, tekanan jatuh rendah. Komponen dasar Plug Valve adalah body, plug dan tutup (cover).
    Dua kategori utama Plug Valve yaitu straight-through plug mempunyai bentuk silinder. Ada perbedaan design port (pintu gerbang) untuk plug ini:

Full round port (port bulat penuh), Valve ini mempunyai sebuah lubang terbuka penuh di plug dan body.

Rectangular Port (port rektangular), Valve ini minimum 70% terbuka dari ukuran garis.

Ventury port, Valve ini mempunyai pembuka rektangular atau bulat dengan venturi mengalir menembus body.

Diamond port, Valve ini mempunyai sebuah bukaan plug yang mempunyai bentuk berlian.

Dalam tipe ‘berpelumas’, lubricant disuntik dibawah tekanan untuk mencegah ruang kebocoran fluida antara permukaan plug dan bodi tambahannya ini mengurangi gesekan ketika pemutaran plug.

Keuntungan plug rubricated adalah operasi yang cepat. Mereka mempunyai batas range temperatur, tergantung lubricant yang digunakan.

Non-Lubricated
plug Valve
adalah berguna di hal lain:

1). Lift (pengangkat)

2). Tipe mantel plug

Valve tipe lift dioperasikan dengan mengangkat secara mekanik plug untuk memudahkan putaran. Mantel plug dibubuhi diatas bodi yang terbuat dari logam lengkap disekitar plug.

Keuntungan utama plug Valve non-lubricated adalah shut-off absolut, operasi cepat, tidak ada masalah lubricated dan range temperature lebar.

 

  1. Globe Valve

Globe Valve adalah Valve yang didesign untuk mengontrol aliran, disamping itu digunakan untuk menghentikan atau mengatur aliran fluida tetapi biasanya digunakan untuk mengatur aliran. Perubahan arah aliran fluida yang menembus Valve menyebabkan turbulensi atau gejolak dan tekanan jatuh.

Valve ini sering dipasang dengan plug dan selongsong (sleeve) untuk menghasilkan laju aliran sampai ketingkat tertentu saat katup dibuka.


Secara ideal alat ini juga cocok dipakai untuk valve yang dikendalikan tanpa kawat (remote controlled valve). Alat ini yang sering digabungkan adalah adanya alat penutup diantara permukaan 2 mesin. Alat ini selalu membutuhkan tambahan lain yang dapat menghalangi pengosongan muatan pada jalur horisontal. Ketergantungan akan penutupan pada permukaan mesin membatasi pemakaiannya untuk cairan-cairan yang korosif.

Struktur utama elemen yang istimewa dari Globe Valve adalah halld wheel, stem, bonnet, seat, disk (cakram), body.

Bagian penting dari konstruksi adalah Valve
disk dan Valve
seat. Globe Valve tidak baik digunakan untuk pipa 72″. Jenis Globe Valve ada 2 yaitu, all metal disc dan composition disc.


 

  1. Gate Valve

Valve ini biasanya digunakan untuk ukuran yang lebih besar, yaitu untuk pengaturan aliran baik dilakukan dengan membuka atau menutup Valve yang disesuaikan dengan kebutuhan.

Terdiri dari:
a. Rising Stem Gate Valve


b. Non-Rising Stem Gate Valve

Untuk jenis ini gate akan naik dan turun tanpa naiknya stem dan jatuh melalui stuffing box.


 

c. Out Screw Gate Valve dan Yoke.

Ini digunakan terbatas untuk ukuran luas dimana dibutuhkan ukuran material sehingga dapat dipotong menjadi dimensi yang dapat digunakan.


Ada 3 variasi pemutaran Gate Valve (berupa pintu) yang bekerja cepat dan valve tersebut mempunyai kegunaan khusus:
a. Butterfly Valve

b. Ball Valve
c. Plug Valve

 

  1. Butterfly Valve

Butterfly Valve merupakan salah satu tipe tertua dari Valve yang diketahui. Valve ini sederhana, ringan dan harganya murah. Butterfly Valve kegunaan utamanta untuk kedua On-Off dan throttling melibatkan aliran gas dan cairan yang besar pada tekanan rendah secara relatif.

Karakteristik utama Butterfly Valve adalah shaft body (tiang/corong), cakram pengontrol aliran dan rangka/selubung.

Ada 3 utama bodi
1). Tipe Lug, Valve ini diapit diantara dua pipa flange dengan gabungan palang flange dan menembus terus lobang-lobang didalam selubung body Valve.

2). Tipe Flange, Valve ini adalah flange akhir yang berhubungan ke pipa flange.

3). Tipe screw on, tipe ini dipasang sekrup langsung kedalam pipa.


 

 

  1. Ball Valve

Ball Valve digunakan secara utama untuk On-Off Service. Ball Valve ini kurang memuaskan digunakan untuk service throttling. Ball Valve ini cepat pengerjaannya, mudah perawatannya, tidak perlu dioles dengan minyak.
Ball Valve tidak dibatasi untuk bahan fluida tertentu. Mereka digunakan untuk: uap, air, minyak, gas, udara, fluida yang korosif, slurry (partikel kasar) dan bahan bubuk kering.

Struktur elemen utama Ball Valve adalah body, seat, ball. Ada dua tipe utama Ball Valve

1). Top Entry: ball dan seat dipasang menembus puncak.

2). Split body: ball dan seat dipasang diakhir.

Ball Valve diproduksi dalam range bahan yang banyak yaitu: besi tuang, besi lunak, perunggu, aluminum, baja karbon (karbon steel), stainless steel, kuningan, titanium, zirconium, tantalum, dan beberapa campuran bahan tahan korosi dan plastik.


 

  1. Plug Valve.

Plug Valve dipakai untuk aliran minyak dan pelumas kental. Keuntungan utama Plug Valve adalah: operasi sederhana, ruang instalasi paling sedikit, kerja cepat, dan shut off yang rapat.

 

  1. Check Valve

Check Valve di design tersendiri untuk mencegah pembalikan aliran sepanjang pipe line. Ini operasinya otomatis dan menjaga aliran dalam satu arah tetapi mengikuti aliran dalam hal lainnya. Ada 3 jenis, yaitu Ball Check, Swing Check dan Automatic Control Valve.


Ada perbedaan tipe dari Check Valve, yaitu pemilihan tipe utama tergantung pada temperatur, tekanan yang dapat dimasukkan dan kebersihan dari cairan.

Belokan Check Valve digunakan dalam cairan dengan kecepatan rendah dimana pembalikan aliran jarang, mereka dijalankan pada sistem searah dengan gete valve. Karakteristik utama dari Swing Check Valve adalah mempunyai resistensi minimum mengalir, dari kecepatan rendah dan jarang mengubah arah.

Konstruksi bagian utama dari swing check valve adalah body, cakram, swingpin dan cap.

Dua tipe cakram yang digunakan pada Swing Check Valve adalah logam dan susunannya. Cakram logam dapat digunakan dalam Y dan Straight-Through
patterns. Susunan cakram lebih baik untuk aliran yang mengandung partikel luar.

 

  1. Jenis Valve yang lain
    1. Y Valve

Y Valve merupakan modifikasi dari Globe Valve, serupa dengan Gate Valve memiliki tekanan yang rendah dialirkan sepanjang Valve kemudian ke Globe Valve konvensional. Keseluruhan elemen konstruksi dari Y Valve adalah Steam (tangkai), cakram dan cincin seperti pada Globe Valve. Bahan konstruksi dan perbandingan ukuran kira-kira sama dengan Globe Valve

  1. Angle Valve

Angle Valve didasarkan pada Globe Valve yang mempunyai hubungan pintu masuk dan keluar disudut kanan. Valve ini terutama digunakan untuk service
throttling dan sedikit lebih tahan daripada Globe Valve.

Stem berotasi dan berpindah keluar ketika dibuka. Konstruksi keseluruhan elemen dari sebuah Angle Valve pada dasarnya sama untuk stem, disk dan design seat ring dangan Globe Valve. Poros stem segaris dengan salah satu ujungnya. Bentuk sudut kanan body menggantikan kegunaan sebuah elbow, setiap aliran ke atas pintu masuk adalah pada angle kanan ke aliran pada sisi pintu keluar (outlet side).

Konstruksi bahan Valve ini kira-kira sama dengan Globe Valve yang terdiri dari: perunggu, besi tuang, monel, baja tuang, stainless steel, PVC, poly propilen, grafit.

  1. Needle Valve

Needle Valve didasarkan pada Globe Valve. Konstruksi bahan biasanya perunggu, stainless steel, kuningan dan campuran-campuran lainnya. Ujungnya biasanya dimasukkan benang kedalam lubang jarum.

  1. Pinch Valve

Pinch Valve adalah jenis Valve yang paling murah dan paling sederhana dalam jenis Valve. Valve ini digunakan untuk On-Off service atau untuk service throttling yang dapat menyimpang 10% – 95% dari kapasitas laju alir.
Karakteristik utama dari service
Pinch Valve adalah on-off dan throttling (dengan biaya pemiliharaan rendah), pressure drop rendah, temperature sedang.
Ketika cairan diisolasi dari bagian metal oleh karet atau pipa sintetik, fluida korosif dapat dikontrol dengan baik. Ketika pressure drop menembus valve-valve ini rendah, Valve ini cocok untuk slurry dan cairan mempunyai sejumlah besar unsur suspensi.

Bahan-bahan Pinch Valve adalah silikon, neoreon dll.

  1. Slide Valve (katub sorong)

Slide Valve umumnya digunakan untuk mengontrol pressure drop, tidak selalu digunakan untuk service dimana penutup erat mutlak diperlukan.

Elemen kontrol aliran terdiri dari satu atau dua disk yang slidenya (gelincir) antara seat bodi paralel. Konstruksi bahan Slide Valve meliputi: cakram sedikit, baja dan stainless steel.

  1. Diaphragm Valve (Valve Diafragma)

Valve Diafragma digunakan untuk on-off dan service throttling. Di dalam Valve Diafragma diisolasi. Fluida tidak dapat mencapai beberapa bagian kerja mengakibatkan korosi dan kegagalan service akhir. Ketika Valve dibuka, diafragma diangkat keluar dari daerah alir dan fluida mempunyai alir arus licin. Ketika ditutup, diafragma dengan erat ditempatkan melawan bendungan atau daerah sirkular pada bottom valve.

Aplikasi utama Valve Diafragma melibatkan operasi tekanan rendah dan slurry. Struktur utama elemen Valve Diafragma adalah body, bonnet (tutup cerobong) dan diafragma fleksibel. Dua tipe Valve ini secara umum yaitu:
1). Straight-throught (menembus lurus)

Straight-throught
Valve mempunyai diameter dalam yang sama dan bentuk sebagai pipa saluran. Untuk mengoperasikan tipe Valve ini, usapan panjang diperlukan.

 

2). Weir (bendungan)

Weir Valve atau bendungan lebih baik untuk throttling dan memberikan penutupan erat sebagaimana baiknya. Sebuah usapan yang lebih pendek akan mengoperasikan Valve dan mengijinkan menggunakan bahan diafragma yang lebih keras seperti teflon.

Stem didalam Valve Diafragma tidak berputar (berotasi). Diafragma bergerak ke alas dan ke bawah dengan bantuan piston compression yang dalam perputaran yang lain digerakkan oleh lengan pengungkit atau pengoperasian stem. Biasanya Valve ini tidak ada pembungkus atau penyelubung sehingga menyebabkan pemiliharaannya sedikit lebih mudah. Tetapi bagaimanapun juga untuk bahan-bahan kimia berbahaya, bonnet disediakan dan disegel dengan teflon atau pembungkus lainnya.

Valve Diafragma ini diproduksi dari bahan yang meliputi: besi tuang, besi lunak, baja lunak, stainless steel, dan campuran bahan tahan korosi.


 

    Pemilihan Valve

Pabrik-pabrik dalam industri proses kimia terutama terdiri dari bejana, pompa, pipa dan Valve. Standar masing-masing Valve ciri yang membuatnya menjadi yang terbaik dalam penggunaannya. Disini disajikan informasi yang mana dibutuhkan untuk mengetahui Valve mana dan dimana penempatannya.

Valve dan pipa membuat penanaman terbesar dari beranekan ragam komponen pabrik yang memproses hidrokarbon. Valve dan pipa memiliki kira-kira 22% dari keseluruhan, pompa 4%, kompressor 4,5%. Setelah Valve dan pipa, komponen penanaman terbesar berikutnya adalah bejana sekitar 15,4%.

 

Seorang Design-Engineer harus mempertimbangkan banyak hal pada saat menyeleksi valve meskipun derajat kepentingan untuk masing-masing akan berubah. Prioritas utama adalah fungsi umum Valve. Apakah dapat sebagai katup penahan (hanya untuk mematikan dan menyalakan) apakah untuk modulasi atau pembelok, apakah untuk mencegah arus balik, atau mungkin kombinasi hal-hal yang telah disebutkan. Fungsi Valve akan dikategorikan atas 4 kelas:

  1. Mematikan dan menyalakan
    1. Gate Valve
    2. Plug Valve
    3. Ball Valve
  2. Sebagai throttling
    1. Globe Valve
    2. Butterfly Valve
    3. Diaphragm Valve
    4. Pinch Valve
  3. Pencegah arus balik yaitu Check Valve
    1. Serbaneka
    2. Control Valve
    3. Selenoid Valve

Industri proses kimia menggunakan Valve dalam aneka medium yang lebih luas pada butiran padan pada limbah industri. Pada umumnya karakteristik yang paling dipertimbangkan adalah viskositas, perkaratan, abrasi. Bagaimanapun juga Engineer harus mempertimbangkan parameter proses yakni suhu terendah yang dapat diperkirakan pada kondisi yang terburuk. Sirkum lain yang paling khusus adalah menangani lebih dan sari aliran dalam Valve yang sama, atau penjumlahan aliran yang menghasilkan potensial pada tekanan tinggi yang kemudian menguap untuk kondisi yang paling panas.

Tekanan pada Valve yang dapat diperhitungkan untuk porsi subtansi yang bergeser hilang dalam suatu sistem seleksi Valve yang menghasilkan tekanan luar minimum dan masih membutuhkan syarat-syarat lain yang nyata.

Katup yang sama sekali dibuat dan damar termoplastik dan logam yang dilapisi plastik telah menjadi benda yang akrab dalam proses korosi (perkaratan). Ketika membandingkannya dengan besi tuang dan besi lunak yang berada pada suhu dan tekanan tinggi tahan terhadap kontak. Perlu diketahui bahwa besi lunak lebih tahan karat untuk beberapa fluida daripada baja, maka besi lunak banyak digunakan dalam berbagai bidang.

Valve dan konstruksi kadang-kadang diikat untuk memastikan ukuran Valve untuk air, minyak, gas, udara dll. Biasanya ada 4 macam ukuran yang terbuat dan kuningan dan perunggu untuk ukuran kecil dan untuk ukuran besar digunakan besi dan baja.

  1. Gate Velve

Dalam kategori On-Off, Gate Valve jauh lebih dari persentase yang diperhitungkan dalam suatu operasi. Meskipun ditemukan Valve ini mempunyai batasan, Gate Valve tidak dapat mengontrol diri sendiri karena terjadinya disproporsionasi presentase perputaran aliran yang terjadi di dekat shut-off dalam kecepatan tinggi atau tidak pada posisi pemutaran karena Gate Valve berfungsi untuk menutup dan membuka.

Pada saat dalam keadaan benar-benar terbuka pada pemutaran maka akan terlihat pada ‘wire drowing‘ dan erosi yang pada dasarnya terdapat pada shut-off. Pada saat terbuka, banyak Gate Valve yang lurus sekitar aliran dalam suatu ukuran yang mempunyai diameter esensial yang disesuaikan dengan pipa dan banyak variasi dasarnya. Gate Valve pada umumnya menghasilkan sedikit tekanan luar dalam sistem aliran air cair dibandingkan dengan Valve lain.

  1. Plug Valve

Komponen dasar Plug Valve adalah body, plug atau sumbat dan cover atau penutup. Dalam posisi terbuka, lobang pada Valve menghubungkan jalan masuk dan keluar akhir Valve menyediakan aliran berupa line lurus.

Yang penting dari Plug Valve, adalah kemudahannya dan pola dasarnya kaku untuk semua tetapi sedikit jarang dijumpai fluida. Plug Valve juga mempunyai koefisian pergeseran yang rendah dan oleh karena itu cenderung berminyak sedikit.

  1. Ball Valve

Mekanisme Pengatur Arus.

Walaupun Ball Valve telah tersedia beberapa dekade yang lalu, valve ini banyak ditemukan dan digunakan luas dalam industri kimia sejak beberapa dekade lalu.

Ball Valve pada dasarnya adalah adaptasi dari Plug Valve. Sebagai pengganti sumbat, Ball Valve memiliki bola dengan lubang melalui satu paras menghubungkan pintu masuk dan keluar dan bodi. Pada posisi terbuka, sambil memutar bola 90˚ berakibat tertutup.

Sealing Methods (Metode Jaminan)

Dalam jaminan untuk mencegah kebocoran dari luar, Ball Valve mempekerjakan jaminan tangki dari cincin ke packing konvensional. Jaminan pada penyambungan akhir akan mengikuti spesifikasi pipa saluran dan identik dengan jaminan yang digunakan untuk penggabungan pipa lain dan pengepasan. Ball Valve menawarkan operasi putar On-Off yang cepat, mudah dipertahankan, tidak memerlukan pelumas, dan menyediakan jaminan terkait dengan hubungan keharusan. Valve-valve ini terbatas dalam penggunaan karena sifat kedudukan dan bahan jaminan yang tahan terhadap tekanan dan suhu. Meskipun pelumas tidak penting, beberapa Ball Valve merancang penggabungan pelumas pintu sisi dan pelumas daerah luar. Dimana penutup rapat penting, dan periode penahanan Valve tidak dimungkinkan, sifat pelumas akan menjamin kemampuan untuk menghasilkan jaminan pada kondisi mendadak.

  1. Globe Valve

Teknik menggerakkan elemen pengontrol fluida dari Globe Valve sama pentingnya dengan yang ada dalam keluarga Gate Valve.

Sealing Methods (Metode Jaminan)

Operasi Globe Valve dengan tangan terdiri dari disk atau sumbat yang sepasang dengan lingkaran kedudukan metalik. Disc (cakram) mungkin semuanya logam atau mungkin mempunyai sisipan elastis. Jaminan elastis melibatkan penekanan permukaan logam yang biasanya permukaan karet atau plastik. Tipe jaminan ini menyediakan penutup lebih erat dan khusunya diinginkan untuk fluida-fluida yang terdiri dari partikel zat padat ketika partikel terkurung diantara permukaan jaminan, partikel itu diturunkan kepermukaan lembut dan dengan demikian tidak mungkin mengganggu jaminan. Jaminan yang elastis tidak cocok untuk logam.

Disc (cakram) logam mempunyai kedudukan permukaan yang runcing atau berbentuk bola dengan garis hubung kedudukan berbentuk kerucut. Kedudukan mungkin penting untuk menjadi lengkap dengan badan Valve atau mungkin digantikan atau jika tidak, diperbaharui.

  1. Butterfly Valve

Tekanan rendah yang ada pada Butterfly Valve sering dilapisi karet atau bahan lain, bodi Butterfly Valve dalam ukuran kecil secara langsung dipaksa keluar ke pipa saluran yang berhubungan. Dalam ukuran yang lebih besar, valve dirancang untul instalasi antara pasangan pipa yang ujungnya lebih menonjol dan diklasifikasikan dalam tipe lug atau tipe wafer, dimana bodi Valve Wafer digunakan baut merintangi badan.

Butterfly Valve baik untuk On-Off dan menyebabkan kerugian pergeseran yang rendah. Mereka khususnya cocok untuk aliran gas yang besar atau cairan dengan tekanan yang relatif rendah.

 

    Pemeliharaan

Untuk menjaga agar Valve dapat dipakai dalam jangka waktu yang lama, maka perlu dilakukan pemeliharaan dan perawatan. Untuk bahan material:

  1. Kuningan

Valve dengan jenis bahan ini tidak boleh digunakan untuk temperatur diatas 450˚F, apabila digunakan pada temperatur yang melebihi dari yang tersebut diatas maka Valve tersebut akan mengalami kerusakan.

  1. Besi

Valve dengan bahan jenis ini juga tidak boleh digunakan untuk temperatur yang lebih besar dari 450˚F.

  1. Stainless Steel (besi putih)

Valve dengan jenis bahan ini digunakan untuk temperatur rendah dan aliran korosif Valve ini tidak boleh digunakan dalam temperatur yang tinggi.

  1. Steel (Baja)

Valve jenis ini digunakan untuk temperatur yang tinggi dan tekanan yang tinggi (mempunyai kelebihan dibanding dengan jenis bahan yang lain dalam hal penggunaan temperatur).

Bahan meteria tersebut diatas, agar Valve dapat berfungsi dengan baik maka harus disesuaikan dengan temperatur.

Pemeliharaan yang lain yang dilakukan terhadap Valve adalah dengan menggunakan minyak pelumas. Minyak pelumas sangat dibutuhkan dalam perawatan. Valve yaitu pada bagian screw. Dalam jangka waktu yang telah ditentukan minyak pelumas ini perlu diberikan pada bagian-bagian screw. Hal ini ditujukan untuk memperlancar proses pemutaran pada Valve.

Kesimpulan

  1. Valve adalah satu alat transportasi pada industri kimia yang digunakan untuk menutup atau mengatur aliran fluida.
  2. Secara garis besar Valve terdiri dari 2: Gate Valve dan Globe Valve.
    a. Gate Valve digunakan untuk pipa yang ukurannya lebih besar dari 2″.
    b. Globe Valve digunakan untuk pipa yang ukurannya lebih kecil dari 2″.
  3. Valve dalam penggunaannya disesuaikan dengan karakter sifat fisik dan kimia dari fluida yang digunakan
  4. Dalam proses Valve digunakan bahan pembungkus yang disesuaikan dengan kegunaan dan temperatur.
  5. Hal yang paling penting dalam penggunaan Valve adalah pemilihan bahan material yang sesuai dengan perencanaan.

Welcome to WordPress.com. After you read this, you should delete and write your own post, with a new title above. Or hit Add New on the left (of the admin dashboard) to start a fresh post.

Here are some suggestions for your first post.

  1. You can find new ideas for what to blog about by reading the Daily Post.
  2. Add PressThis to your browser. It creates a new blog post for you about any interesting  page you read on the web.
  3. Make some changes to this page, and then hit preview on the right. You can always preview any post or edit it before you share it to the world.