Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 189997 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Dwi Esthi Ariningtias
Optimasi dan pengembangan sistem logistik small scale LNG untuk pemenuhan pasokan gas pembangkit listrik di Kalimantan Timur dari lapangan gas stranded = Optimization and logistic system development of small scale LNG to supply gas from stranded gas field for power generation in East Kalimantan
"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.
Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.
Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.
Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).
Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.
The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.
Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.
The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T39007
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Zumroh Desty Angraini
Keekonomian Distribusi LNG Skala Kecil untuk Pemenuhan Pasokan Gas Pembangkit Listrik Di Kepulauan Maluku = Economics of Small-Scale LNG Distribution to Fulfill Gas Supply for Power Generation in Maluku Islands
"Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20.
The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2022
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Gunawan Setiadi
Optimasi logistik LNG pada Pembangkit Listrik Tenaga Gas di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo = Optimization of LNG logistics at Gas Power Plant in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo
"Dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo, PT X dihadapkan pada tantangan dalam memenuhi kebutuhan listrik proyek pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Bitung dan Palu. Tidak terjangkaunya jaringan pipa gas yang bersumber di sekitar Kota Luwuk dan kecilnya kebutuhan gas menjadi kendala. Gas alam dalam bentuk cair (LNG) menjadi alternatif untuk pasokan gas ke pembangkit listrik di Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) dan Gorontalo (100 MW) menggunakan sumber LNG dari Bontang maupun Sengkang dengan kebutuhan gas total sebesar 26,41 MMSCFD. Optimasi Logistik LNG perlu dilakukan untuk mendapatkan biaya transportasi minimum. Dengan membandingkan lima kapal LNG yang akan digunakan yaitu kapal berkapasitas 10.000 m3 sampai dengan 22.500 m3 yang ada di pasaran. Metode penelitian menggunakan Solver Add-In yang ada pada Microsoft Excel dengan objective function meminimalkan biaya Distribusi LNG. Hasil optimasi berdasarkan tiga skenario dan dua sumber LNG terhadap jarak sumber LNG ke tujuan pengiriman dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi LNG yang menghasilkan biaya distribusi minimum adalah menggunakan skenario Milk-Run dari sumber LNG Bontang dengan total biaya transportasi diperoleh sebesar USD 17.207.897 atau setara dengan 1,53 USD/MMBTU dengan satu buah kapal LNG berkapasitas 12.000 m3.
In the framework of fulfilling the electricity needs in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo, PT X is faced with challenges in fulfilling the electricity needs of the Special Economic Zone (KEK) development project in Bitung and Palu. The inaccessibility of gas pipelines sourced in and around Luwuk City and the small gas requirement becomes an obstacle. Liquefied Natural Gas (LNG) becomes an alternative to supply gas to a power plant in Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) and Gorontalo (100 MW) using LNG sources from Bontang and Sengkang with total gas requirements of 26.41 MMSCFD. LNG Logistics Optimization is necessary to obtain minimum transportation costs. By comparing five LNG vessels that will be used, with a capacity of 10,000 m3 up to 22,500 m3 on the market. The research method uses a Solver Add-In in Microsoft Excel with an objective function minimizing the cost of LNG distribution. The optimization results based on three scenarios and two sources of LNG on the distance of the LNG source to the delivery destination in a one-year period found that the LNG transportation method that produces minimum distribution costs using the Milk-Run scenario from the Bontang LNG source with total transportation costs of USD 17,207,897 or equivalent with 1.53 USD/MMBTU with one 12,000 m3 LNG capacity vessel."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2019
T54361
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Emapatria Chandrayani
Analisis Tekno-Ekonomi Pembangkit Listrik Turbin Gas dan Unit Regasifikasi LNG Terintegrasi Skala Kecil = Techno-Economic Analysis of Integrated Small Scale Gas Turbine Power Plant and LNG Regasification Unit
"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.
LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO2 emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."
Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2021
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Fans Namara Nazar
Analisis variabel production sharing contract (PSC) dalam penentuan harga jual gas bumi di hulu dari jenis cadangan gas stranded di Kalimantan Timur untuk industri pupuk = Variable analysis of production sharing contract (PSC) for determine an upstream gas price of stranded gas reserve type in East Kalimantan for fertilizer industry
"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.
Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.
Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.
Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.
Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.
One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.
Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.
The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2016
T45710
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Muhammad Arif Henryawan
Optimisasi pencairan gas bumi skala kecil berjenis nitrogen expander = Optimization of small scale natural gas liquefaction through nitrogen expander
"Nitrogen Expander merupakan jenis pencairan gas bumi yang sering diaplikasikan dalam kilang produksi LNG karena beberapa karakteristiknya. Namun, masalah utama dalam pengaplikasian teknologi ini adalah efisiensi energi yang relatif rendah. Dalam penelitian ini, kegiatan optimisasi pencairan gas bumi skala kecil berjenis expander telah dilakukan dengan cara menambahkan sistem precooling
Fungsi objektif dari penelitian ini adalah total konsumsi energi dari sistem pencairan, dengan variabel keputusan berupa tekanan gas bumi pascakompresi, tekanan nitrogen pascakompresi, suhu nitrogen preekspansi, suhu pendinginan refrigeran precooling, dan jenis refrigeran precooling.
Refrigeran yang digunakan sebagai precooling adalah beberapa senyawa hidrokarbon seperti propana, siklopropana, isobutana, nbutana, dan neopentana. Proses simulasi, regresi, dan optimisasi secara berurutan dilakukan dengan perangkat lunak UNISIM, Microsoft Excel, dan GAMS. Solver yang digunakan dalam penelitian ini adalah COUENNE.
Hasil penelitian ini menunjukan bahwa penambahan sistem precooling pada nitrogen expander dapat menurunkan total konsumsi energi hingga 25,24%, tergantung refrigeran yang digunakan. Lebih lanjut, berdasarkan hasil optimisasi yang dilakukan, propana merupakan refrigeran precooling yang paling optimal dalam menurunkan total konsumsi energi jika dibandingkan dengan refrigeran precooling lainnya.
Nitrogen expander is the liquefaction process which suitable for SSLNG production plant because its characteristic. However, the major issue of this technology is it has relatively low energy efficiency. In this study, optimization of small-scale natural gas liquefaction through nitrogen expander was will be conducted with attaching precooled cycle to the liquefaction process.
Unit consumption energy is chosen to be objective function, while decision variables of this study are natural gas pressure after compression, the nitrogen pressure after compression, the inlet temperature of the high-pressure expander, the evaporation temperature in precooling cycle, and type of precooling refrigerant.
The refrigerant which used for precooling cycle are propane, cyclopropane, isobutane, nbutane, and neopentane. Simulation, regression, and optimization process sequentially will be supported by UNISIM, Microsoft Excel, and GAMS software. Moreover, the solver which used for this study is COUENNE.
This study shows that adding precooling cycle to the nitrogen expander system can reduce total consumption energy up to 25,24%, depends on the refrigerant which used. Furthermore, based on optimization result, propane is the most effective precooling refrigerant to reduce total consumption energy if compared with others precooling refrigerant."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2019
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Ahmad Nur Altaf
Strategi Transportasi LNG ke Pembangkit Listrik Menggunakan Small Scale LNG Carrier: Studi Kasus Wilayah Indonesia Timur = LNG Transportation Strategy to Power Plants Using Small Scale LNG Carriers: A Case Study of Eastern Indonesia
"Dunia sedang memiliki tantangan besar dalam menangani emisi gas rumah kaca (GRK). Dengan timbulnya emisi gas rumah kaca ini memiliki banyak dampak yang begitu besar terhadap perubahan iklim. Sektor transportasi khususnya industri pelayaran sendiri menyumbang sebesar 3% dari emisi gas rumah kaca pada tahun 2022 (Sinay, 2023). Sektor pembangkit listrik juga memiliki peranan besar dalam permasalahan emisi gas rumah kaca dikarenakan penggunaan bahan bakar fosil yang cukup besar untuk kebutuhan pembangkit listrik. Pembangunan infrastruktur dan konversi pembangkit listrik berbahan bakar gas menjadi salah satu usaha untuk menghasilkan energi yang bersih dalam rangka mencapai target Net zero Emmision. Untuk itu Pemerintah Indonesia berkomitmen berusaha meningkatkan penggunaan gas untuk kebutuhan domestik, melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 13K/13/MEM/2020 tentang Penugasan pelaksanaan penyediaan pasokan dan pembangunan infrastruktur Liquefied Natural Gas (LNG), serta konversi penggunaan bahan bakar minyak dengan LNG dalam penyediaan Tenaga Listrik. Komitmen tersebut didukung oleh program pemerintah tahun 2015 mengenai Pembangunan Pembangkit Listrik 35.000 MW di Indonesia. Dengan kondisi geografis tersebut proses transportasi LNG dari lokasi sumber LNG menuju pembangkit listrik menjadi tantangan tersendiri dikarenakan keterbatasan jaringan pipa gas di Indonesia. Tantangan tersebut dapat diatasi dengan adanya Small Scale LNG Carrier (SSLNG). Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dan Linear Programming dengan fungsi objektif memperoleh sisa muatan distribusi paling minimum dari beberapa pilihan penggunaan jumlah kapal beserta variasi kecepatan. Analisa ekonomi juga dilakukan  berdasarkan kelayakan finansial. Hasil dari penelitian ini diperoleh masing-masing penggunaan model distribusi LNG untuk setiap kluster sebagai berikut, Kluster 1 yaitu Nusa Tenggara menggunakan model 1 dengan penggunaan 1 kapal  berkapasitas 15,600 CBM  dengan kecepatan 13 knot, Kluster 2 yaitu Maluku menggunakan model 1 dengan penggunaan 1 variasi kapal yaitu kapal berkapasitas 15,600 CBM dengan kecepatan kapal yang sama yaitu 13 knot, Kluster 3 yaitu Papua menggunakan model 2 dengan penggunaan 2 kapal yaitu 15,600 CBM dengan kecepatan 14 knot dan 10,000 CBM dengan kecepatan 11 knot. Berdasarkan hasil skenario pembuatan model distribusi LNG dengan perolehan rute dengan total sisa muatan paling minimum untuk Kluster 1 didapatkan total sisa muatan sebesar 4.23 CBM, untuk Kluster 2  didapatkan total sisa muatan sebesar 19.03 CBM dan Kluster 3 didapatkan total sisa muatan sebesar 121.52 CBM. Dari analisa ekonomi didapatkan untuk total CAPEX sebesar 421,700,883 US$. Untuk margin harga penjualan LNG setiap kluster sekurang kurangnya sebesar 1.5 USD/MMBTU pada kluster 1 dengan payback period dalam kurun waktu 8 tahun, 1 USD/MMBTU pada kluster 2 dengan payback period dalam kurun waktu 6 tahun dan 2 USD/MMBTU pada kluster 3 dengan payback period dalam kurun waktu 8 tahun.
The world is currently facing a significant challenge in addressing greenhouse gas (GHG) emissions. The emergence of these emissions has substantial impacts on climate change. The transportation sector, particularly the shipping industry, contributed 3% of global GHG emissions in 2022 (Sinay, 2023). The power generation sector also plays a significant role in GHG emissions due to the substantial use of fossil fuels for electricity generation. Developing infrastructure and converting fossil-fuel-based power plants to gas is one of the efforts to produce clean energy to achieve the Net Zero Emission target. Therefore, the Indonesian government is committed to increasing the use of gas for domestic needs through the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 13K/13/MEM/2020 concerning the assignment for the provision of supply and development of Liquefied Natural Gas (LNG) infrastructure, and the conversion of oil fuel use to LNG in electricity supply. This commitment is supported by the 2015 government program regarding the construction of 35,000 MW of power plants in Indonesia. Given the geographical conditions, transporting LNG from its source to power plants presents its own challenges due to the limited gas pipeline network in Indonesia. These challenges can be addressed with the use of Small Scale LNG Carriers (SSLNG). The method used in this study is the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) combined with Linear Programming, with the objective function to minimize the remaining load distribution from several options of ship usage and speed variations. An economic analysis was also conducted based on financial feasibility. The results of this study obtained each LNG distribution model for each cluster as follows: Cluster 1, Nusa Tenggara, using model 1 with a 15,600 CBM capacity ship at a speed of 13 knots; Cluster 2, Maluku, using model 1 with a 15,600 CBM capacity ship at the same speed of 13 knots; Cluster 3, Papua, using model 2 with two ships of 15,600 CBM at 14 knots and 10,000 CBM at 11 knots. Based on the scenario of creating an LNG distribution model with the minimum remaining load route, Cluster 1 obtained a total remaining load of 4.23 CBM, Cluster 2 obtained a total remaining load of 19.03 CBM, and Cluster 3 obtained a total remaining load of 121.52 CBM. From the economic analysis, the total CAPEX was found to be 421,700,883 USD. For the LNG selling price margin, each cluster required at least 1.5 USD/MMBTU for Cluster 1 with a payback period of 8 years, 1 USD/MMBTU for Cluster 2 with a payback period of 6 years, and 2 USD/MMBTU for Cluster 3 with a payback period of 8 years."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2024
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Muhammad Rachman Hakim
Keekonomian small scale liquefied natural gas untuk pemenuhan energi sektor industri dan ritel di Jawa Bagian Tengah = Economics of small scale liquefied natural gas to meet energy needs for industry and retail sector in Java midsection
"Daerah regional Jawa Bagian Tengah terdapat permintaan gas bumi sebesar 5,37 MMSCFD, akan tetapi infrastruktur gas bumi pada regional tersebut belum memadai. Sesuai dengan jumlah permintaannya, pilihan yang tepat adalah dengan skema Small Scale LNG (SSLNG) untuk meyalurkan gas hingga konsumen. Peralatan utama SSLNG yang harus ditentukan adalah kapal tanker LNG, receiving terminal LNG, truk LNG, dan regasifikasi. Terdapat tiga pilihan sumber pasokan LNG yaitu, Kilang LNG Bontang, Donggi Senoro, dan Tangguh. Sedangkan lokasi receiving terminal LNG-nya terdapat tiga pilihan: Kendal (pilihan A), Yogyakarta (pilihan B), dan Cilacap (pilihan C). Parameter penting dalam menentukan lokasi adalah optimasi biaya-biaya yang melibatkan jarak tempuh ke konsumen, biaya investasi, dan biaya operasional untuk transportasi kapal LNG dan distribusi LNG menggunakan truk sehingga menghasilkan harga jual gas bumi yang ekonomis di Jawa Bagian Tengah. Hasilnya, sumber pasok dari kilang LNG Bontang dan lokasi receiving terminal LNG pilihan A (Kota Kendal) adalah paling optimal dengan menghasilkan harga jual gas sebesar 7,33 USD/MMBTU dengan hasil nilai NPV sebesar 12.735.354 USD, nilai IRR sebesar 11,62%, dan PBP selama 8,3 tahun. Dengan demikian, pembangunan infrastruktur dengan skema Small Scale LNG layak untuk dijalankan.
The natural gas demand in the regional Java Midsection reached arround 5,37 MMSCFD, however the infrastructure in this region is inadequate. Small Scale LNG scheme is suitable options to distribute the natural gas to consumer based on the Java Midsection gas demand. Small Scale LNG scheme have some vital main equipment to determined, which is LNG vessel, receiving terminal LNG, LNG truck, and regasification. There are three choices of LNG supply sources, which is Bontang LNG Plant, Donggi Senoro LNG Plant, and Tangguh LNG Plant. Meanwhile There are three options for the receiving terminal LNG site selection, which is Kendal (option A), Yogyakarta (option B), and Cilacap (option C). An important parameter in determining the receiving terminal LNG location is the optimization of cost which involving the distance to consumer, determination of investment cost, and operational cost for transportation of LNG vessel and LNG distribution by truck, so that economical natural gas price in Java Midsection will be determined. As a result, the most optimum LNG source supply is Bontang LNG plant and the most optimum of site selection for LNG receiving terminal is in Kendal City as an option A, which has natural gas price is 7,33 USD/MMBTU, NPV is 12.735.354 USD, IRR value is 11,62%, and PBP for 8,3 years. Thus, infrastructure development for the Small Scale LNG scheme is feasible to run."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2017
T47967
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Syarif Hidayat
Pengembangan skenario pemenuhan kebutuhan gas LNG domestik dalam rangka memperkuat ketahanan energi nasional hingga tahun 2025 (studi kasus peran distribusi dan LNG shipping berskala kecil di Indonesia) = The development of scenario for domestic LNG demand fulfillment in order to strengthen national energy resilience until 2025 (a case study of the role of small scale LNG distribution and shipping in Indonesia)
"Jaminan keamanan pasokan energi di masa mendatang merupakan salah satu isu strategis yang sangat penting dalam rangka melindungi kepentingan nasional suatu negara. Ketergantungan perekonomian nasional pada BBM/solar yang menyebabkan biaya tinggi, subsidi BBM yang memberatkan keuangan negara, produksi gas nasional yang lebih berorientasi ekspor (asing), rendahnya daya serap pasar gas domestik terkait minimnya infrastruktur migas dan kendala geografis, ketergantungan pasokan gas dalam negeri pada impor LNG, kurangnya sosialisasi akan pentingnya konversi BBM ke gas di seluruh kalangan stakeholders, dan dinamika harga minyak global yang mempengaruhi pasokan bahan bakar nasional merupakan trends yang melatarbelakangi pentingnya peran gas LNG sebagai salah satu alternatif mengatasi kelangkaan energi dan bahan bakar di masa mendatang. Konversi BBM ke gas LNG dan pemenuhan kebutuhan gas dalam negeri tidaklah cukup tanpa didukung oleh rantai pasok LNG nasional yang efisien, ekonomis, dan mampu menyesuaikan kondisi geografis dan lokasi konsumen. Untuk itulah, tesis ini berupaya untuk memberikan early warning melalui pengembangan skenario hingga tahun 2025 kepada seluruh stakeholders terkait, dalam rangka memperkuat ketahanan energi nasional melalui perspektif pentingnya distribusi dan LNG shipping skala kecil.
Konsep dan teori yang digunakan sebagai dasar ilmiah tesis ini adalah konsep keamanan energi, ketahanan energi, kebijakan energi, rantai pasok LNG, PESTLE analysis, scenario planning, dan optimasi rantai pasok LNG. Metode penelitian adalah pendekatan kualitatif dengan sumber data berasal dari data sekunder (studi literatur) dan primer (wawancara). Analisis eksternal menggunakan konsep PESTLE analysis, sedangkan analisis internal menggunakan model optimasi rantai pasok pengangkutan LNG skala kecil. Dengan demikian skenario ini secara eksternal teruji dan secara internal layak untuk dikembangkan. Pengembangan skenario dalam tesis ini menggunakan konsep scenario planning dan TAIDA process.
Hasil penelitian menunjukan terdapat empat skenario yang mungkin terjadi hingga tahun 2025 terkait dengan peran distribusi dan LNG shipping dalam memperkuat pemenuhan kebutuhan gas LNG domestik, yaitu skenario 1 segera menuju kemandirian energi (optimis), skenario 2 tanpa arahan (pesimis), skenario 3 di sisi jurang krisis (terburuk), dan skenario 4 menggapai mimpi (pesimis). Indonesia berada pada skenario 4 yaitu political will terhadap pengembangan LNG skala kecil oleh pemerintah cukup kuat. Akan tetapi pembangunan infrastruktur LNG skala kecil dalam negeri masih belum memadai sehingga diperlukan suatu strategi, program, dan langkah-langkah pemenuhan kebutuhan gas domestik yang mempertimbangkan faktor politik-kebijakan-hukum, faktor ekonomi-pasar-infrastruktur, dan pola manajemen dan operasional yang tepat.
The guarantee for security of energy supply in the future is one of the strategic issues that are very important in order to protect national interests of a country. Dependence of the national economy on fossil fuel that has been bringing about high costs, fuel subsidies that have been causing state's financial burden, the national gas production that has been export oriented, low domestic gas market absorption related to lack of oil and gas infrastructure ? let alone geographical constraints, dependence on a domestic gas supply LNG imports, minimum socialization of the importance of converting oil into gas within all stakeholders, and the dynamics of global oil prices affecting the national fuel supply are some trends underlying the importance of the role of LNG as an alternative energy source to overcome the scarcity of energy and fuels in the future. Both fuel conversion to LNG and the fulfillment of domestic gas demands cannot be successful without the support by national LNG supply chain that is efficient, economical, and capable of adjusting with the geographical condition and the relatively remote location of the consumers. For this reason, this thesis seeks to provide "early warning" through the development of the scenario up to 2025 for all stakeholders, in order to strengthen national energy security through the perspective of the importance of distribution and LNG shipping small scale.
Concepts and theories used as scientific basis of this thesis are the concepts of energy security, energy resilience, energy policy, LNG supply chain, PESTLE analysis, scenario planning, and optimization of the LNG supply chain. The research method is qualitative approach, the data sources of which derived from secondary data (literature) and primary (interview). External analysis uses PESTLE whereas internal analysis uses a model of supply chain optimization of small-scale LNG transport. Therefore, this scenario is externally valid and internally feasibly to be developed. Scenario development in this thesis uses the concept of scenario planning and TAIDA process.
The results shows that there are four possible scenarios up to 2025 related to the role of distribution and LNG shipping in strengthening the fulfillment of domestic LNG gas needs, i.e. scenario 1 "coming toward energy independence" (optimistic), scenario 2 "without direction" (pessimistic), scenario 3 "on the edge of crisis" (the worst), and scenario 4 "reaching the dream" (pessimistic). Indonesiais in the fourth scenario which is "political will" of government for developing small-scale LNG that is strong enough. However, the construction of small-scale LNG infrastructure in the country is still not adequate so that some strategies, programs, and measurements are needed to meet the demand of domestic gas considering the combination of political-policy-legal factors, economic-market-infrastructure factors, and precise operational and management pattern."
Depok: Program Pascasarjana Universitas Indonesia, 2015
T-Pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Purnadi
Strategi pengembangan daya saing gas alam/LNG Indonesia dalam pasar internasional
"Gas alam dewasa ini sudah merupakan alternatif sumber energi yang penggunaannya semakin hari semakin meningkat. Hai ini didasarkan bahwa pengunaan gas alam lebih menguntungkan (lebih efisien), disamping bersih dan ramah lingkungan, serta tidak berbau, tidak korosif, tidak berwarna dan tidak beracun. Gas alam dipasarkan dengan model transportasi dalam dua Cara yaitu dengan menggunakan pipa atau dalam bentuk cair atau LNG (liquefied natural gas).
Walaupun saat ini Indonesia adalah pengekspor LNG terbesar di dunia, namun dalarn beberapa tender yang diikuti dalam tiga tahun terakhir ini sering mengalami kegagalan. Hal ini sangat merisaukan, mengingat saat ini Indonesia mempunyai beberapa sumber gas alam yang siap untuk dilakukan produksi seperti Tangguh dan Donggi. Sementara itu beberapa kontrak yang lama akan segera berakhir pada tahun 2004 dan 2008. Apalagi persaingan gas alam atau LNG ke depan akan semakin ketat karena selain kebutuhan dunia yang meningkat, pasokan juga akan meningkat dengan jumlah negara pengekspor yang bertambah pula.
Dengan kegagalan tersebut Indonesia kehilangan kesempatan untuk segera mendapatkan devisa yang sangat diperlukan untuk pembangunan negara yang sedang dilanda krisis ini. Disamping itu, Indonesia bisa kehilangan pangsa pasar yang sudah kita miliki sekarang ini.
Berkaitan dengan hal tersebut di atas maka tesis ini akan melakukan penelitian untuk dapat menentukan strategi yang dapat digunakan untuk meningkatkan daya saing gas alam/ LNG Indonesia dalam pemasaran internasional. Metode penelitian yang dipergunakan adalah metode deskriptif kualitatif yang didukung dengan data-data yang bersifat kuantitatif. Adapun analisis-analisis yang dilakukan adalah berupa analisis lingkungan internal berupa analisis sumber daya dan kemampuan dan analisis diamond Porter, analisis lingkungan eksternal berupa lingkungan mikro atau industri dari Porter, analisis daya saing yang didasarkan pada analisis daya dorong (driving forces), analisis positioning berupa analisis kelompok strategis dan analisis matriks growth-share BCG (modifikasi). Selanjutnya berdasarkan analisis-analisis tersebut ditetapkan strategi yang tepat.
Ada beberapa pokok permasalahan yang dibahas dalam tesis ini yaitu bagaimana persaingan bisnis gas alam atau LNG dalam pasar internasional kini maupun di masa datang, bagaimana peta posisi daya saing gas alam atau LNG Indonesia dalam persaingan di pasar internasional dan strategi bisnis apa yang harus dilakukan untuk dapat meningkatkan daya saing gas alam atau LNG Indonesia, sehingga PT. Pertamina (Persero) yang ditunjuk sebagai pemasar tunggal LNG Indonesia dapat meningkatkan pemasaran LNG dalam pasar internasional."
Depok: Fakultas Ilmu Sosial dan Ilmu Politik Universitas Indonesia, 2004
T13958
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>