Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini bertujuan untuk mengetahui keekonomian jalur pipa distribusi gas bumi dari titik suplai ke konsumen di wilayah Papua Barat serta untuk menentukan besarnya tarif distribusi pada suatu jaringan pipa. Tahapan penelitian meliputi studi literatur, pengumpulan data, analisis supply and demand, menentukan skenario, analisis keekonomian, analisis sensitivitas, dan penarikan kesimpulan dan saran. Skenario yang diusulkan ada tiga. Pertama, skenario pembiayaan Pemerintah. Kedua skenario Pembiayaan Badan Usaha 100% Equity dan yang terakhir skenario pembiayaan melalui Badan Usaha 30% equity. Analisis Keekonomian Jaringan Pipa Distribusi Gas Bumi di Papua Barat dengan skenario pertama menunjukkan bahwa proyek ini akan ekonomis dengan harga Rp.3.887/m3. Skenario kedua akan ekonomis dengan harga Rp. 4.655,32/m3. Skenario ketiga akan ekonomis dengan harga minimal Rp.5.768,65/m3. Faktor yang berpengaruh terhadap terjadinya perubahan adalah eskalasi biaya operasi dan penurunan kebutuhan konsumen.

---

This Tesis aims to analyze the economics of natural gas distribution pipeline from point of supply to consumers in the Sorong area and to determine the amount of the distribution tariff on a pipeline. Stages of the present study, in general includes the study of literature, data collection, analysis of supply and demand, determine the scenario, economic analysis, sensitivity analysis, and drawing conclusions and suggestions. There are three proposed scenarios. First, government financing scenario, the second scenario 100% Financing Entity Equity and the latter scenario enterprises financing through 30% equity. Economical Analysis of Natural Gas Distribution Pipeline in West Papua with the first scenario shows that the project will be economically priced Rp.3.887/m3. The second scenario would be economical at a price of Rp. 4655.32 / m3. The third scenario would be economical with minimal price Rp.5.768, 65/m3. Factor that influence the occurrence of change is escalating operating costs and decreased consumer demand."

"Melimpahnya cadangan gas bumi Indonesia merupakan peluang bagi optimasi pemanfaatan gas bumi sebagai modal pembangunan bangsa dan peningkatan kesejahteraan rakyat dari sektor energi. Namun peluang ini juga dihadapkan pada tantangan yang tidak mudah. Minimnya infrastruktur jaringan pipa, merupakan salah satu tantangan utama yang harus dapat dipecahkan dalam mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi. Semakin tingginya harga minyak dunia saat ini pun menjadi dorongan kuat bagi peningkatan peranan gas bumi sebagai substitusi BBM yang dapat menjadi modal pembangunan keunggulan daya saing nasional dan ketahanan energi. Untuk mendorong pengembangan jaringan infrastruktur serta menciptakan iklim investasi dan persaingan usaha yang sehat dalam industri gas bumi nasional, pemerintah kemudian mengeluarkan kebijakan pemanfaatan bersama (open access) jaringan pipa transmisi dan distribusi gas bumi. Namun sejak ditetapkan hingga saat ini, open access jaringan pipa gas bumi baru dapat terlaksana pada jaringan pipa transmisi saja, sedangkan pada jaringan pipa distribusi, kebijakan ini belum dapat diterapkan. Belajar dari negara yang telah menerapkan kebijakan open access, ditemukan bahwa pelaksanaan kebijakan ini tidak dapat diterapkan dengan serta merta, tetapi memerlukan kondisi prasyarat yang harus dipenuhi terlebih dahulu. Kondisi Indonesia saat ini masih dalam proses pembangunan dan pemenuhan kondisi prasyarat tersebut.

---

The abundance of natural gas reserves of Indonesia is an opportunity for optimization of the utilization of natural gas as the nation's capital construction and improvement of public welfare of the energy sector. However, these opportunities are also faced with challenges that are not easy. The lack of pipeline infrastructure, is one of the major challenges that must be solved in order to optimize the utilization of natural gas. Increasingly high oil prices is now also become a strong impetus for the enhancement of the role of natural gas as a fuel substitute that can be a capital construction of excellence national competitiveness and energi security. To encourage the development of network infrastructure and strengthening the investment climate and fair competition in the gas industri nationwide, the government issued a policy of open access to natural gas transmission and distribution pipelines. But since assigned, open access can only be implemented in the course of transmission pipelines, while in the distribution pipeline network, this policy can not be implemented. Learn from countries that have implemented open access policy, it was found that the implementation of open access policies can not be implemented immediately, but requires a prerequisite condition that must be met first. Indonesia's current condition is still in the process of development and the fulfillment of the conditions precedent"

"ABSTRAKPemanfaatan Gas bumi di dalam negeri sampai saat ini masih belum optimal, karena masih terbatasnya infrastruktur jaringan pipa distribusi gas bumi dan juga terkandala dengan kapasitas pasokan gas yang ada, serta karena tidak seimbangnya peningkatan konsumsi gas bumi dengan peningkatan kapasitas pasokannya. Pembangunan dan rencana pengembangan infrastruktur pasokan gas bumi tidak seimbang dengan peningkatan kebutuhan gas bumi, dimana bumi untuk kebutuhan dalam negeri pada saat ini baru sekitar 41,6 % dan sisanya 58,4 % diekspor tujuan dari penulisan thesis ini adalah untuk menganalisis keekonomian jalur pipa distribusi gas bumi dari titik suplay ke beberapa konsumen di wilayah Jawa Tengah dan sekitarnya serta untuk menentukan besarnya tarif distribusi pada suatu jaringan pipa. Untuk mengetahui hal tersebut di atas, perlu dilakukan beberapa kegiatan diantaranya adalah melakukana analisis penyediaan dan permintaan, menentukan jalur pipa distribusi, menentukan aspek teknis dari pipa distribusi, analisis keekonomian dan analisis sensitivitas serta menghitung besarnya tarif distribusi. Dalam menganalisis prakiraan permintaan gas bumi Jawa Tengah dilakukan perhitungan berdasarkan kepada kebutuhan BBM, kemudian dilakukan switching kepada gas bumi. Dari hasil perhitungan keekonomian untuk pembangunan jaringan pipa distribusi Jawa Tengah ini dibutuhkan investasi sebesar 69,82 Juta USD, dan IRR sebesar 13 %, margin 1,49 USD/MMBTU, NPV 59,45 Juta USD , Payback Periode 8,84 tahun dan Rasio Benefit/Cost sebesar 1,89. Tarif distribusi gas bumi untuk setiap km sebesar 0,013 USD/MMBTU. Dilihat dari angka-angka tersebut, makapembangunan ini layak untuk dilakukan , dengan demikian akan terwujud pemanfaatan gas bumi, serta pemakaian energi di Kawasan Jawa Tengah akan beralih dari bahan bakar minyak ke gas bumi."

"Gas alam, seperti kebanyakan komoditas lainnya dapat disimpan selama periode yang tidak daps ditentukan. Eksplorasi, produksi dan transportasi gas alam membutuhkan waktu, dan gas al yang mencapai tujuannya tidak dapat dibutuhkan secara langsung, untuk mengatasi kekuran pasokan gas dalam kondisi dimana terdapat kegagalan pada fasilitas sumur produksi atau fasilitas jaringan pipe transmisi dan distribusi berikut fasilitasnya, periode beban puncak loading) atau penctrasi pasar, untuk itu diperlukan bantalan suplai (buffer) gas untuk menunjan kehandalan pasokan, yaitu underground gas storage.Tujuan dari penulisan ini adalah untuk melakukan kajian teknis dan ekonomis terhadap aplikas underground storage di Indonesia khususnya Jawa Barat, dikaitkan dengan sistim jaringan pi trasmisi dan distribusi PGN-Eks Sumur gas Depleted PERTAMINA DOH-Cirebon sehin pengaturan pasokan gas dan pendistribusiannya dapat beijalan sesuai dengan keinginan kepuasan pelanggan.Dari basil analisa perhitungan untuk kompressor didapatka Hp 165.777 ratio kompresi 1:4 reciprocating dengan kompresi adiabtic. Sedangkan untuk metering dipakai orifice 3 unit masin dngan kapasitas 200 MMscfd. Untuk dehydrasi digunakan glycol TEG, konsentrasi Lean TE 98,0 wt% dan circulation ratio 104,7 gal TEG/Ibm H2O absorbedDari hasil analisa perhitungan untuk pembangunan storage ini dibutuhkan biaya investas sebesar 99 Juta USD dan IRR sebesar 27,4 % margin 0,6 USD/MMBTU, NPV 71,7 Juta USD Pay back periode 5 Tabun. Tarif atau ongkos untuk storage sebesar 0,3-0,6 USD/MMBTU Dilihat dari angka - angka tersebut make pembangunan storage di Jawa Barat layak untuk dilakukan.

---

Natural gas, like another common commodity can be storage for unlimited time. Exploration, production, and transportation for natural gas need time and it cant be directly used to encounter the lack of gas storage, in case of malfunction of gas well site, transmission, and distribution facilities, or moreover in peak load period and market penetration. Therefore, it needs gas bufering to support storage reliability, it is underground gas storage.Main purpose in this writing is to give technical and economic analysis for underground storage application in Indonesia, especially in West Java. In case with PGN transmission and distribution pipeline in Depleted Gas Well site in Cirebon PERTAMINA DOH-, so then gas storage management and distribution can run properly, as customer satisfaction and needs.From result of analysis calculation for kompressor power get horse power 165.777 Hp ratio compression 1:4 type reciprocating with compression adiabtic. While for metering is used by orifice 3 unit each capacities has 200 MMscfd. For dehydration is applied by glycol TEG, concentration of lean TEG 98,0 wt% and circulation ratio 104,7 gal TEG/lbm H2O absorbedBased on calculated results, to build this storage need invest about 99 million USD and IRR 27,4 % margin 0,6 USD/MMBTU, NPV 71,7 million USD with payback period 5 years. Therefore, the storage cost is 0,3 - 0,6 USD/MMBTU. So then, it can be said that storage development in West Java is feasible to be done."

"Naskah seminar ini membahas usulan potensi pemanfaatan Natural Gas Hydrates (NGH) sebagai media alternatif transportasi gas bumi. Indonesia saat ini mengalami penurunan produksi gas dan salah satu upaya yang dapat dilakukan adalah dengan memproduksi gas dari lapangan stranded. NGH merupakan media alternatif transportasi gas alam yang cukup menjanjikan, namun belum banyak dikembangkan. Berbagai skenario rantai suplai NGH, mulai dari proses produksi dan transportasi telah diuji melalui analisis tekno-ekonomi untuk mengkaji kelayakan dari sisi teknis dan ekonomi terkait kemungkinan penerapan di Indonesia. Butana dengan laju alir 30 MMSCFD dipilih sebagai refrigeran pada satu train produksi NGH dengan kapasitas 25 MMSCFD gas alam. Empat skenario rantai suplai NGH telah dianalisis dan didapatkan harga jual NGH untuk skenario pengiriman dari Sorong ke Makassar, Surabaya, Jakarta, dan Arun berturut-turut US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU pada skenario IRR 15%. Berdasarkan analisis tekno-ekonomi yang dilakukan, NGH layak menjadi media alternatif dalam transportasi gas alam dan memungkinkan untuk dikembangkan di Indonesia.

---

The focus of this study is to discusss Natural Gas Hydrates (NGH) utilization potential as alternative medium for natural gas transportation. Indonesia has been facing gas declining problem and one of solution which can be applied is by producing gas from stranded area. NGH is one of promising media for natural gas transportation, but not much developed yet. Various scenarios of NGH supply chain, including production and transportation have been analyzed by applying techno-economic analysis in order to examine its feasibility from technical and economical views concerned with its application in Indonesia. Butane with flow rate of 30 MMSCFD has been chosen as refrigerant at one train of NGH production process with 25 MMSCFD of natural gas capacity. Four NGH supply chain scenarios have been analyzed and NGH sales price has been achieved for delivery scenario from Sorong to Makassar, Surabaya, Jakarta, and Arun respectively with value of US$ 9.56/MMBTU, US$ 8.93/MMBTU, US$ 9.04/MMBTU, dan US$ 9.95/MMBTU at 15% IRR. Based on techno-economical analysis have been performed, NGH may feasible as alternative medium for natural gas transportation and be developed in Indonesia."

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"Kurangnya infrastruktur distribusi gas bumi ke lokasi calon pelanggan merupakan kendala pemanfaatan gas bumi. Kurang berkembangnya infrastruktur gas bumi tersebut dikarenakan kendala keekonomian sehingga badan usaha belum tertarik mengembangkannya. Oleh karena itu perlu keterlibatan Pemerintah untuk mempercepat penggunaan bahan bakar gas tersebut melalui Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi untuk Rumah Tangga (Jargas) yang salah satunya di Kota Depok pada Tahun Anggaran 2010. Jargas ini selanjutnya pada tahun 2011 diserahkan oleh Pemerintah kepada PT A sebagai operator yang ditunjuk Menteri ESDM untuk mengelolanya. Untuk tetap eksis maka PT A diharuskan untuk mengembangkan jaringan yang telah diserahkan Gas sebesar 1 MMSCFD yang dipasok dari PT B baru dikonsumsi sebesar 0,07 MMSCFD untuk 4000 SR. Sisa 0,93 MMSCFD digunakan untuk pengembangan jargas di sektor rumah tangga dan komersil. Studi ini menganalisis keekonomian terhadap pengembangan jaringan dengan 5 skenario pengembangan: 100% untuk rumah tangga, 75% untuk rumah tangga dan 25% untuk komersil; 50% rumah tangga dan 50% komersil; 25% rumah tangga dan 75% komersil: dan 100% komersil. Dari studi dihasilkan Investasi untuk masing-masing skenario sebagai berikut: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV untuk masing-masing skenario: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) untuk masing-masing skenario: - 5%, 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period untuk masing-masing skenario adalah: tidak bisa dihitung,13,8,4,2 tahun. Dengan asumsi bahwa Minimum IRR 13% dan Payback Period maksimal 8 tahun maka skenario 3,4 dan 5 saja yang layak. Dengan berbagai pertimbangan maka skenario 4 yang layak untuk direkomenadasikan ke PT A untuk pengembangan Jaringan Gas Bumi di Kota Depok.

---

Lack of gas infrastructure to consumer is barrier in utilizing natural gas. Undeveloped of gas infrastructure is caused by economic threat in which companies are not interesting to develop. That is why it is needed government’s role to speed up utilization of natural gas fuel through construction of gas pipeline network for household in which Depok is chosen as a city which is built at 2010. The network then was given to Jabar Energi as company appointed as operator of Depok’s gas pipeline network to develop. To become exist, PT A is obliged to develop network which was constructed. 1 MMSCFD of natural gas supplied by PT B is only consumed 0,07 MMSCFD for 4000 house hold. 0.93 MMSCFD excess gas is used to household and commercial.

This study is to analyze economic feasibily for 5 scenarios i.e: 100% for household; 75% for household and 25% commercial; 50% for household 50% commercial; 25% household and 75% commercial; and 100% commercial. Study shows amount of Investment for each scenarios: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV for each scenarios: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) for each scenarios – 5% ; 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period for each scenarios: can’t be calculated,13,8,4,2 years. By assumption Minimum IRR 13% study shows 4th and 5th will be feasible and Maximum Payback Period 8 yeras, study show 3th, 4th and 5th will be feasible. By various consideration 4th is the most feasible to be recommended to PT A to develop the gas network within Depok. "

"Ketersediaan dan kemudahan akses energi di daerah remote Indonesia masih belum cukup baik, hal ini merupakan suatu permasalahan yang serius. Oleh karena itu perlu adanya sistem terintegrasi yang menghasilkan multi utilitas dalam menghasilkan energi untuk memenuhi kebutuhan lokal. Sistem poligenerasi merupakan salah satu jawaban dari tantangan tersebut yang dibahas dalam penelitian ini. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan antara efisiensi energi pada sistem pembangkit listrik berbahan bakar gas yang beroperasi secara standalone dibandingkan dengan menggunakan sistem poligenerasi yang dapat menghasilkan multi utilitas berdasarkan analisis teknis dan ekonomi. Utilitas yang dihasilkan berupa energi listrik, pendingin dan pemanas. Sistem poligenerasi ini disimulasikan dengan perangkat lunak Unisim Design R390.1 dan dianalisis secara tekno-ekonomi. Hasil yang diperolah menunjukkan bahwa sistem poligenerasi dapat meningkatkan efisiensi sistem pembangkit listrik sebesar 26,89% dari efisiensi pembangkit listrik standalone  32,9% menjadi 59,7% setelah mengimplementasikan sistem poligenerasi serta menurunkan tarif listrik pembangkit standalone dibandingkan dengan skema bisnis Special Purpose Company dengan Insentif Finansial dan Insentif Fiskal (SPC IFN IFC) sebesar 36,2%.

---

The availability and easy of energy access in Indonesias remote areas are still not good enough, this is a serious problem. Therefore it is necessary to have an integrated system that produces multi-utility in producing energy to meet local needs. The polygeneration system is one of the answers to the challenges discussed in this study.

In this study a comparison between energy efficiency in a gas-fired power plant system that operates in a standalone operation compared to a polygeneration system that can produce multi-utility based on technical and economic analysis. The output utilities are electricity, cooling and heating. This polygeneration system is simulated with Unisim Design R390.1 software and analyzed technically and economically.

The results showed that the polygeneration system could increase the efficiency of the power generation system by 26.89% from the efficiency of the standalone power plant 32.9% to 59.7% after implementing the polygeneration system as well as reducing the standalone generator electricity tariff compared to the Special Purpose Company scheme with Financial Incentives and Fiscal Incentives (SPC IFN IFC) of 36.2%."

"ABSTRAKUntuk memenuhi kebutuhan energi seiring dengan menurunnya produksi minyak, pemanfaatan gas menjadi solusi untuk dapat memenuhi kebutuhan energi. Produksi gas Indonesia pada tahun 2015 adalah 8,102 MMSCFD berdasarkan data dari SKK Migas.Saat ini pemerintah sedang menggalakkan pembangunan jaringan gas kota di Indonesia, salah satunya di Kecamatan Muara Satu Kota Lhokseumawe. Salah satu perusahaan pemerintah berencana akan membangun 89.383 sambungan rumah tangga sampai tahun 2017 di seluruh Indonesia.Mengingat akan ada banyak proyek jaringan gas kota, penting bagi kita menganalisis risiko yang mungkin terjadi selama konstruksi maupun selama operasi dari jaringan gas tersebut. Pada penelitian ini dilakukan identifikasi risiko, kemudian mengelompokkan risiko tersebut sesuai kategorinya, kemudian dilakukan analisis kualitatif dan analisis kuantitatif dengan simulasi Monte Carlo, lalu hasilnya dievaluasi. Dengan menghitung risiko secara keseluruhan, risiko proyek jaringan gas di Kota Lhokseumawe ini tergolong rendah dengan nilai risk 3,72.Hasil penelitian ini adalah berupa strategi untuk menurunkan risiko-risiko dan kerugian yang mungkin timbul. Dengan adanya strategi penanganan terhadap risiko-risiko yang mungkin timbul, kerugian biaya dapat diturunkan menjadi 10% atau sekitar 4,5 milyar rupiah.

---

ABSTRACTTo fulfill energy demand because of decreasing oil production, converting oil to gas is a good choice. Based on data from SKK Migas in 2015, Indonesia produced 8.102 MMSCFD gas.Nowdays, Indonesia?s government encourages gas pipeline project for citygas in several cities in Indonesia. One of company owned by government plans to build 89.383 connection until 2017 in Indonesia.In the future, there are many citygas projects in Indonesia, risk analysis during construction and operation of pipeline project will be an important thing. This research included risk indentification, grouping the risk into their categories, then we analyze the risk both qualitative and quantitative using Monte Carlo simulation. The summary of all risk calculation shows that this project has low risk with value 3.72.The results of this research are strategies to reduce and manage the risks during pipeline construction and operation of citygas project. By applying the strategies, risks can be reduced from 29% to 10%. It is equivalent with 4,5 billion rupiahs."

"

Abstrak

 

Nusa Tenggara adalah termasuk wilayah Indonesia bagian tengah dengan dua provinsi yang memiliki rasio elektrifikasi dibawah 90%. Akhir tahun 2017 rasio elektrifikasi daerah Nusa Tenggara Barat, dan Nusa Tenggara Timur adalah 84,11% dan 60,82%. Pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi akan dilakukan oleh pemerintah di wilayah nusa tenggara. Suplai gas bumi yang dibutuhkan oleh pembangkit di Nusa Tenggara akan dilakukan dalam bentuk LNG atau liquefied natural gas. Asumsi yang digunakan adalah suplai diberikan oleh Badak LNG dan Tangguh LNG. Permintaan Listrik yang tidak tinggi sehingga volume LNG yang ditransportasikan relatif kecil, dapat dikategorikan sebagai Small Scale LNG (SSLNG). Penelitian ini akan memberikan analisis keekonomian yang dilakukan dari setiap skema distribusi SSLNG yang direncanakan hingga diperoleh harga jual LNG di tempat penerimaan. Metode distribusi yang diteliti adalah milk run, hub spoke, dan gabungan keduanya akan dibuat kedalam 10 skenario. Metode terbaik yang digunakan adalah metode milk run dengan dua kluster, dengan LNG disupplai dari Badak LNG yang memiliki harga $13,12/MMBTU sebagai plant gate price dengan permintaan 12,010,942.87MMBTU/Tahun.

 

Kata kunci: Distribusi LNG, LNG Skala Kecil, Rantai Suplai LNG, harga jual LNG, Nusa Tenggara.

 

---

Abstract

 

Nusa Tenggara is in the central part of Indonesia with two provinces which have electrification ratio below 90%. Electrification ratio of the West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara regions was 84.11% and 60.82%. Construction of a natural gas power plant will be carried out by the government in Nusa Tenggara region. Supply of natural gas needed by the plant in Nusa Tenggara will be carried out in the form of LNG or liquefied natural gas. assuming the supply is provided by Badak LNG and Tangguh LNG. Because electricity demand is low, so the volume of LNG transported is relatively small and categorized as Small-Scale LNG (SSLNG). This study will provide economic analysis carried out from each SSLNG distribution scheme planned to obtain LNG selling prices at the receiving place (plant gate price). Distribution methods used for study are milk run, hub spoke, and combination of those two methods. uses milk run methodology with two clusters for the Nusa Tenggara region. Based on the feasibility study conducted, demand for Nusa Tenggara overall is 12,010,943 MMBTU/Year. The LNG will be supplied from Badak LNG in Bontang with $13.12/MMBTU as Plant Gate Price.

 

Key word: LNG Distribution, Small Scale LNG, LNG Supply Chain, Plant Gate Price, Nusa Tenggara.

 

"