Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pengelolaan gas bumi merupakan isu yang penting terkait permintaan dan harga bagi kepentingan negara maupun konsumen. Penelitian ini bertujuan melakukan optimisasi terhadap fungsi social welfare mewakili kepentingan konsumen dan fungsi netback produsen mewakili kepentingan negara. Obyek penelitian ini adalah pasar gas bumi Jawa Bagian Barat dengan permintaan terbesar di Indonesia dan infrastruktur terintegrasi. Optimisasi multi obyektif digunakan untuk memperoleh titik optimum kedua fungsi. Formula harga wholesale gas bumi pada titik optimum disusun sebagai fungsi linier terhadap harga minyak bumi dengan slope α dan konstanta k. Nilai α diperoleh dengan rentang 0,1079 - 0,1589 dengan k pada rentang 3,7 - 5,38.

---

Natural gas utilization is an important issue related to the demand and prices for the benefit of country and consumers. This study aims to optimize social welfare represents the interests of consumer and producer netback representing the interests of country. The scope of this research is the natural gas market in Western Java area having the biggest demand and integrated infrastructure. Multi-objective optimization is used to obtain the optimum value of both functions. Wholesale price formula of natural gas at the optimum value is structured as a linear function of the price of crude oil with slope α and constant k. The values of α obtained in the range of 0.1079 to 0.1589 with k in the range of 3.7 to 5.38."

"Penelitian ini bertujuan untuk melakukan optimisasi pada sistem rantai suplai LNG agar didapatkan biaya suplai yang paling murah dari kilang LNG hingga sampai ke FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dan juga jumlah LNG yang seharusnya dipasok oleh setiap kilang dengan menggunakan metode optimasi. Metode optimasi harus menentukan fungsi objektif, variabel keputusan dan juga constrain. Untuk mendapatkan biaya suplai yang murah maka akan menggunakan harga dari ex kilang dan harus mendapatkan biaya transportasi yang murah. Kapasitas kapal yang akan digunakan pada penelitian ini adalah 150.000 m3 dan kecepatan 18 knot. Metode pengiriman yang digunakan pada penelitian ini adalah metode Hub and Spoke. Pada penelitian ini yang akan menjadi sumber yaitu Kilang Tangguh, Masela, Donggi Senoro dan Bontang dengan tujuannya FSRU yang terletak dipulau Jawa dan Sumatera. Yang sangat berpengaruh pada biaya suplai adalah jarak dari setiap kilang LNG menuju FSRU. Dan hasil yang didapatkan kilang Bontang menyuplai LNG ke FSRU Aceh 3,0 MTPA selama 20 tahun dengan biaya suplai tahun ke-1 6,3 $/MMBtu. Kilang Tangguh akan menggunakan 2 kapal untuk memasok LNG 2,1 MTPA ke FSRU Jawa Tengah dengan 35 biaya suplai ditahun ke-1 6,64 $/MMBtu dan 0,9 MTPA untuk FSRU Lampung dengan biaya suplai pada tahun ke-1 6,63 $/MMBtu. Kilang Masela akan menggunakan 3 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Jawa Tengah 0,9 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 9,50 $/MMBtu dan FSRU Jawa Barat 3 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 yaitu 9,58 $/MMBtu. Kilang Donggi Senoro akan menggunakan 1 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Lampung sebanyak 0,6 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-1 yaitu sebesar 6,7 $/MMBtu.

---

This research aims to optimize the LNG supply chain system in order to get the lowest supply cost from the LNG plant to FSRU (Floating Storage Regasification Unit) and also the amount of LNG that is supposed to be supplied by each plant by using optimization methods. Optimization method must determine the objective function, decision variables and constrain. To get a low supply cost, low price of ex plant and transportation cost must be used. Vessels with capacity of 150,000 m3 and a speed of 18 knots will be used.

Shipping method used in this research is Hub and Spoke. In this study, the LNG source is Tangguh, Masela, Donggi Senoro and Bontang plant with the destination are FSRU located in Java and Sumatra. Supply cost is affected by distance of each LNG plant to the FSRU. From the results, it is obtained that Bontang LNG plant supply 3.0 MTPA to the FSRU Aceh for 20 years with supply cost in the first year $ 6.3 / MMBtu. Tangguh plant will use two ships to supply 2.1 MTPA LNG to Central Java FSRU with first year supply costs of $ 6.64 / MMBtu and 0.9 MTPA to Lampung FSRU with first year supply cost of $ 6.63 / MMBtu. Masela plant will use three ships to supply 0.9 MTPA LNG to the Central Java FSRU with the lowest costs in the 4th year of $ 9.50 / MMBtu and 3 MTPA to west Java FSRU 3 with the lowest supply cost in the 4th year of $ 9.58 / MMBtu. Donggi Senoro will use one ship to supply 0.6 MTPA LNG to Lampung FSRU with supply costs in the first year of $ 6.7 / MMBtu."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"Tingginya permintaan gas di Jawa Barat tidak dapat diimbangi dengan produksi lapangan gas yang terus turun. Tujuan dari penelitian ini adalah memperoleh analisis keekonomian dari komersialisasi stranded gas field dengan kandungan CO2 tinggi dalam upaya menambah pasokan gas bumi. Metode pemisahan CO2 dari gas bumi menggunakan teknologi pemisahan membran jenis polimer berbahan selulosa asetat. Pemisahan membran memiliki faktor perolehan hidrokarbon tinggi, tidak membutuhkan regenerasi, dan desain yang kompak. Strategi komersialisasi gas bumi dikelompokkan dalam tiga skenario yaitu pembangunan pipa gas, transportasi compressed natural gas (CNG), dan penjualan gas ditempat. Skenario pipa gas melakukan pembangunan pipa sepanjang 26 km dan investasi 3-unit separasi membran. Skenario CNG melakukan pembangunan pipa sepanjang 35,5 km, 1 CNG plant, dan 1-unit separasi membran. Sementara, skenario penjualan gas ditempat melakukan pembangunan pipa sepanjang 8 km dan 3-unit separasi membran. Analisis keekonomian dilakukan dengan menggunakan skema Production Sharing Contract - Cost Recovery. Hasil separasi CO2 dari gas bumi pada skenario pipeline, CNG, dan gas sales onsite secara berturut-turut memberikan hydrocarbon recovery sebesar 83%, 90%, dan 83%. Skenario CNG memberikan kelayakan keekonomian yang paling tinggi dengan NPV sebesar 10,02 juta dollar, IRR 16,2%, dan pay out time selama 5,1 tahun. Komersialisasi gas area JT memiliki tantangan finansial terkait tingginya kandungan CO2 dan skenario monetisasi lapangan gas stranded.

---

The high demand of natural gas in West Java creates a shortage between supply and demand. The aim of this study is to obtain economic analysis of commercialization strategies for stranded gas field with high CO2 content in order to increase gas supply. The method of separating CO2 from natural gas uses a polymer membrane made of cellulose acetate material. Membrane separation is chosen due to its high hydrocarbon recovery, absence of regeneration, and simple module as membrane skid. Natural Gas commercialization strategies is grouped into three scenarios including pipeline construction, compressed natural gas (CNG) transportation, and gas sales onsite. Pipeline scenario builds 26-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. CNG scenario builds 35-km section of pipeline, invests 1 CNG plant, and 1 membrane separation unit. Furthermore, gas sales onsite scenario builds 8-km section of pipeline and invests 3 membrane separation units. Economic analysis is done by using production sharing contract scheme – cost recovery. Membrane separation results for pipeline, CNG, and sales onsite scenario gives 83%, 90%, and 83% of hydrocarbon recovery respectively. CNG scenario gives the highest economic viability with 10.02 million USD of NPV, 16.2% IRR, and 5.1 years pay-out time, which is better than other scenarios. Therefore, gas monetization of stranded gas development in the JT area presents a financial barrier due to the CO2 separation and commercialization scenario."

"Penetapan harga wellhead gas bumi selama ini lebih diserahkan kepada keekonomian lapangan gas bumi yang dalam pelaksanaannya penghitungan keekonomian lapangan gas bumi dirancang dengan untuk memberikan revenue yang sebesar-besarnya kepada Pemerintah. Hal tersebut mengakibatkan harga gas bumi menjadi lebih tinggi dan tidak adanya kepastian harga gas bumi dalam jangka panjang mengakibatkan konsumen pengguna gas bumi mengalami kesulitan. Penetapan harga gas bumi dengan metode fix price dengan mempertimbangkan keekonomian lapangan dan daya beli industri pengguna gas dapat memberikan kepastian baik produsen gas dan industri pengguna gas bumi. Kemampuan daya beli industri pengguna gas dianalisis melalui data gas sales aggrement (GSA) yang merupakan hasil negosiasi antara produsen gas dan konsumen gas. Analisis keekonomian lapangan gas bumi dalam kontrak bagi hasil untuk menghasilkan harga sesuai dengan kemampuan daya beli konsumen gas dilakukan pada 3 lapangan gas dengan variasi besaran cadangan komersial. Kesimpulan studi ini adalah harga yang layak untuk konsumen gas bumi yang dapat digunakan sebagai acuan dalam menetapkan harga welhhead gas adalah dalam rentang 5.8 - 6.4 US$/MMBTU dengan cara memodifikasi kontrak bagi hasil melalui pemberian insentif berupa peningkatan contractor share, pemberian tax holiday dan pemberian investment credit kepada ketiga lapangan gas sehingga keekonomian lapangan gas tidak terganggu.

---

The aim of this study is to get the wellhead price of natural gas eligible for gas consumers and on the other hand, does not interfere with the economics of oil and gas field. This study is motivated by the current stipulating of wellhead gas price base on the economics of gas field. In practice, the economics calculation of the gas field is designed to get revenue for the government as much as possible. This resulted in the price of gas becomes higher and the lack of certainty of natural gas price in the long term lead to consumers of natural gas users get several difficulties. The study will analyze the purchasing power of consumers in the domestic market as a reference in setting the wellhead price of natural gas and analyze the economics of natural gas field in production sharing contract using the wellhead price of natural gas that has been set up. The study concludes that decent price for consumers of natural gas are 5.8 ? 6.4 US$/MMBTU by modifying the production sharing contracts through the provision of incentives in the form of an increase in contractor share, provision tax holidays and provision investment credit so economical gas field is not disturbed."

"Permasalahan industri gas domestik di Indonesia saat ini adalah ketidakpastian alokasi pasokan gas domestik, minimnya infrastruktur, serta permasalahan harga jual gas. Untuk meningkatkan alokasi gas industri, harga gas domestik seharusnya dinaikkan, sehingga disparitasnya tidak terlalu jauh dengan harga gas ekspor. Di sisi lain, adanya monopoli akses transportasi jalur pengangkutan gas di Indonesia menyebabkan industri harus membayar harga gas lebih mahal dari yang sewajarnya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi untuk mendapatkan harga gas yang layak dalam rangka membantu Pemerintah dalam menetapkan harga gas agar tidak selalu terpaku pada harga gas yang ditetapkan oleh pedagang gas (trader) dan pengangkut gas (transporter). Metode yang digunakan dalam penentuan harga gas ini adalah metode Netback Value (NBV). Pengolahan data dalam penelitian ini menggunakan analisis ketidakpastian untuk mendapatkan validasi ketidakpastian dengan simulasi Monte Carlo menggunakan piranti lunak Crystal Ball. Berdasarkan penelitian, didapatkan rasio pembiayaan antara sektor hulu dan hilir untuk harga jual gas rekalkulasi dengan kondisi ideal (biaya transmisi jalur pipa Pertagas serta prediksi biaya distribusi didasarkan informasi laporan tahunan PGN) sebesar lebih dari satu atau mendekati satu. Hal ini masih wajar mengingat sektor hulu memiliki nilai investasi lebih tinggi untuk melakukan aktivitas ekplorasi dan produksi, dibandingkan dengan sektor hilir. Sementara itu, jika dibandingkan dengan harga jual gas bumi PGN baik untuk sektor listrik dan sektor industri non pupuk, terdapat perbedaan yang sangat signifikan sehingga menyebabkan rasio pembiayaan sektor hulu dan hilir tidak realistis.

---

Domestic gas industry?s problems in Indonesia are uncertain allocation for domestic gas supply, lack of infrastructure, and also gas price issue. To improve the gas allocation for domestic industrial sector, domestic gas prices should be raised, so that the disparity between domestic gas price and export gas price is not too far away. On the other hand, the existence of monopoly of gas trader and transporter in Indonesia caused the industry has to pay the price of gas more expensive than normal. In this study conducted a simulation to get decent gas prices in order to give recommendation to the Government in determining the price of gas that does not always get hung up on the price of gas that is determined by gas traders and transporters. The method used in determining the gas price is the Netback Value method (NBV). The data in this study is processed using uncertainty analysis to with Monte Carlo simulation using Crystal Ball software. Based on the study, the cost ratio between the upstream and downstream sectors for gas price recalculation with ideal conditions (using Pertagas pipeline transmission costs and distribution cost based on annual report of PGN) is more than one or close to one. It is still reasonable considering the upstream sector has a higher investment value for exploration and production activities than the downstream sector. Meanwhile, when compared with the gas price from PGN, there are very significant differences that cause the cost ratio of the upstream and downstream sector is not realistic."

"Pengembangan sebuah lapangan gas bumi memerlukan perencanaan akurat dalam rangka menentukan laju produksi gas yang merupakan salah satu tantangan utama dalam menentukan kelayakan proyek gas. Laju produksi gas optimum ditentukan tidak hanya oleh karakteristik cadangan gas dan reservoirnya, tetapi juga oleh persyaratan konsumen terkait tekanan gas jual, jangka waktu kontrak penjualan gas dan harga gas. Penelitian ini mengembangkan model optimisasi produksi gas yang didasarkan pada pendekatan biaya marjinal untuk memaksimumkan keuntungan ekonomi dengan menggunakan studi kasus lapangan gas bumi Blok Matindok di Sulawesi Tengah. Hasil penelitian mengungkapkan bahwa meningkatkan tekanan gas jual dan harga gas meningkatkan laju produksi gas optimum dan meningkatkan keuntungan maksimumnya. Sementara itu, peningkatan jangka waktu kontrak penjualan gas akan mengurangi tingkat produksi gas optimum dan mengurangi atau menaikkan keuntungan maksimumnya tergantung atas cadangan gas dan karakteristik reservoirnya. Karena keterbatasan cadangan dan karakteristik reservoir gas, maka peningkatan harga gas membatasi laju produksi optimumnya hingga batas laju maksimum reservoirnya, namun keuntungan maksimumnya akan naik terus mengikuti kenaikan harga gas. Hasil riset ini dengan jelas menunjukkan hubungan yang kuat antara persyaratan kebutuhan konsumen gas dan laju produksi gas optimum, yang merupakan bagian penting untuk negosiasi harga gas dan perencanaan produksi.

---

The development of a gas field requires accurate planning, in order to determine the gas production rate which is one of the main challenges in determining the gas project feasibility. An optimum gas production rate is determined not only by the gas reserve and reservoir characteristics but also by the consumer’s requirements of the sales gas pressure, duration of the gas sales contract and gas price. This paper presents a gas production optimization model using marginal cost approach to maximize economic profit with Matindok Block as field data.

The results reveal that increasing the sales gas pressure and gas price raises the optimum gas production rate and maximum profit. Meanwhile, increasing the duration of a gas sales contract will reduce the optimum gas production rate and reduce or increase the maximum profit depending on the gas reserve and reservoir characteristics. Due to limitation of gas reserves and reservoir characteristics, then an increase in gas prices limit the optimum production rate up to reservoir maximum rate limits, but the maximum profit will continue to follow up the gas price hike. This work clearly shows the relationship between the user's requirements and optimum gas production rate, which is an important piece of information for negotiating the gas price and planning production."

"Pengaturan pengelolaan sumber daya gas bumi yang tercantum dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi mengatur bahwa dalam melakukan pengelolaan sumber daya migas saat ini dilakukan dengan prioritas kepada pemanfaatan pengembangan dalam negeri untuk gas yang merupakan bagian negara. Adapun dalam rangka pengelolaan gas bumi yang merupakan bagian negara tersebut dilibatkan pula pihak Pemerintah Daerah sebagai upaya peningkatan kualitas kesejahteraan daerah. Upaya peningkatan kualitas daerah ini dilakukan dengan memberikan peluang langsung kepada daerah untuk dapat mengelola bagian Gas Bumi yang merupakan sumber daya alam yang penting untuk berbagai sektor perindustrian dan produksi energi. Dengan diterbitkannya peraturan pada Pedoman Tata Kerja BP MIGAS Nomor 029 Tahun 2009 yang tetap menjadi acuan bagi sistem penerapan pembagian pengelolaan Gas Bagian Negara untuk daerah maka terbuka jalur partisipasi pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara oleh Pemerintah Daerah. Permasalahan yang diangkat dalam skripsi ini adalah pelaksanaan partisipasi Daerah dalam PTK 029 Tahun 2009 masih dianggap kurang tepat guna pemberian jalur partisipasi kepada Pemerintah Daerah tersebut dikarenakan timbulnya konflik kepentingan dalam rangka pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara. Tidak optimalnya sistem pengelolaan atas konflik kepentingan yang timbul pada akhirnya menciptakan kerugian dan kebocoran pada sistem tersebut. Metode yang digunakan untuk menganalisis permasalahan tersebut adalah yuridis normatif. Hasil dari penelitian ini yaitu alternatif pembatasan pada Partsipasi Daerah dalam hal bentuk hukum Badan Usaha Milik Daerah dalam rangka Pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara yang dapat mengoptimalkan pemanfaatan Gas Bumi.

---

Resource management arrangements of natural gas contained in Undang-Undang Nomor 21 Tahun 2001 on Oil and Gas set tha ini managing oil and gas resources is currently done with priority to the development of domestic utilization of state share natural gas. As in the regulatory of state share natural gas invollved as well as the Provincional Government efforts to improve the quality of regional welfare. Efforts to improve the quality of this area is done by providing a direct opportunity for district to be able to manage part of the natural gas is a natural resource that is essential for various sectors of industry and energy production. With the issuance of regulations on BP Oil and Gas Working Procedure Manual No. 029 of 2009 which remains the reference for the distribution management system implementation Gas Section of the State to the area then open lanes Gas management participation by the State Local Government Section. Issues raised in this thesis is the implementation of regional participation in PTK 029 of 2009 is still considered to be less efficient provision of pathways to local government participation is because of conflict of interest in the management of the State Gas Section. Not optimal management system over conflicts of interest that arise in the end creating losses and leaks in the system. The methods used to analyze these problems is normative. The results of this research that involves participation of alternative restrictions on the region in terms of the legal form of provincial enterprises in order Gas Management Section State to optimize the utilization of natural gas."