Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Buku Transportasi LNG Indonesia ini merupakan kumpulan informasi yang disusun dengan maksud agar dapat memberi gambaran umum kepada mahasiswa Fakultas Teknologi Kelautan tentang Kapal Pengangkut LNG dan Transportasi LNG Indonesia yang dipasarkan di Kawasan Asia Pasifik yaitu Jepang, Korea, Taiwan dan nantinya akan menyusul Cina dan Pantai Barat Amerika. Termasuk pula gambaran tentang kemungkinan pemasaran dan distribusi LNG untuk keperluan domestik."

"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."

"Program pemerintah melalui konversi bahan bakar menjadi gas alam dengan penggunaan LNG sebagai bahan bakar untuk mendukung efisiensi layanan transportasi laut. Perluasan penggunaan gas alam di sektor maritim, akan mengurangi ketergantungan bahan bakar BBM yang telah digunakan oleh kapal di Indonesia. Di sisi lain gas alam bisa digunakan untuk seluruh sektor, industri, pembangkit tenaga listrik, bahkan sampai ke rumah tangga. Kasus ini diharapkan sejalan dengan tingkat emisi dari sektor ini sehingga bisa ditekan menjadi ramah lingkungan daripada menggunakan bahan bakar fosil. Berangkat dari latar belakang ini, studi tentang bunker LNG untuk mendukung program pemerintah perlu dilakukan dalam memastikan pasokan gas sebagai sumber energi nasional, yang diberikan dalam pemenuhan pasokan gas di beberapa daerah berdasarkan penemuan lapangan untuk Jumlah cadangan gas relatif kecil, belum dimanfaatkan karena lokasi terbatas, transportasi dan jumlah cadangan lainnya terkait ketersediaan infrastruktur, tidak tersedianya stasiun pengisian bahan bakar gas. Berdasarkan pendekatan ini diperlukan studi pendekatan LNG untuk menentukan kelayakan layanan transportasi laut khususnya Wilayah Timur Indonesia dari sisi ekonomi dengan membuat model NPV untuk analisis investasi infrastruktur bunkering LNG, analisis SWOT dalam rangka mengidentifikasi area yang membutuhkkan perhatian lebih lanjut dalam rangka meningkatkn viabilitas pembangunan infrastruktur bunkering LNG, analisis lingkungan untuk mendapatkan biaya total eksternal akibat jumlah kapal yang beroperasi di daerah pelabuhan disebabkan karena emisi kapal, dan analisis safety melalui pendekatan pada identifikasi bahaya, penilaian dan pengendalian resiko dengan meninjau potensi penyebab dan probabilitasnya pada aktivitas bunkering.

---

AbstractThe government program through the conversion of fuel into natural gas with the use of LNG as fuel to support the efficiency of sea transportation services. Expanding the use of natural gas in the maritime sector, will reduce the dependence of fuel oil that has been used by ships in Indonesia. On the other hand natural gas can be used for all sectors, industries, power plants, even to households. The case is expected to be consistent with the emission levels of this sector so it can be reduced to environmentally friendly rather than using fossil fuels. Departing from this background, the study of LNG bunker to support government programs needs to be done in ensuring the supply of gas as a national energy source, provided in the supply of gas in some areas based on field findings. The amount of gas reserves is relatively small, untapped due to limited location, Transportation and other reserves related to infrastructure availability, unavailability of gas refueling stations. Based on this approach, it is necessary to study the LNG approach to determine the feasibility of sea transport services especially the Eastern Region of Indonesia from the economic side by creating an NPV model for investment analysis of LNG bunkering infrastructure, SWOT analysis in order to identify areas requiring further attention in order to improve viability of bunker LNG infrastructure development , Environmental analysis to obtain the total external cost due to the number of vessels operating in the port area due to ship emissions, and safety analysis through an approach to hazard identification, risk assessment and control by reviewing the potential causes and probabilities of bunkering activity. "

"Kebutuhan LNG domestik untuk PLTGU PLN terus meningkat, berdasarkan RUPTL PLN 2021 LNG yang diperlukan pada tahun 2023 mencapai 550,2 BBtuD. Nilai tersebut setara dengan 67 standard kargo dengan pembagian 54 kargo dari Lapangan X dan 13 kargo dari Lapangan Y. Berdasarkan regulasi, untuk mengangkut LNG di perairan Indonesia, kapal harus memenuhi persyaratan cabotage dimana dibutuhkan 1 kapal LNG berbendera Indonesia untuk menyerahkan kewajiban kontraktualnya dari Lapangan Y dan 4 kapal LNG diperlukan dari Lapangan X. Setiap operator KKKS harus menyewa kapal LNG berbendera Indonesia masing-masing (separated). Dengan metode ini, setiap operator KKKS tidak akan mencapai utilisasi pengiriman yang optimal dan akhirnya menimbulkan biaya transportasi LNG yang tinggi. Untuk meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia, peneliti mengembangkan model untuk mengintegrasikan pengiriman LNG dari beberapa operator dalam satu running plan yang bertujuan meningkatkan utilisasi kapal dan meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia. Model integrasi dikembangkan untuk menjalankan jadwal berdasarkan kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas PLN yang dibawa menggunakan kapal LNG 137,136 M3. Model integrasi ini akan menominasikan kapal terdekat yang tersedia ke tanggal jadwal pemuatan terdekat berikutnya. Dari simulasi, rata-rata utilisasi pengiriman meningkat dari 44% pada model separated menjadi 63% pada running plan terintegrasi. Selain itu, integrasi tersebut mengurangi total kebutuhan kapal LNG dari total 5 kapal menjadi 4 kapal untuk pengapalan LNG domestik. Dengan asumsi tarif sewa LNG 65K/hari untuk jangka waktu 1 tahun sesuai laporan Braemer, harga LNG 6 USD/MMBTU sesuai Permen ESDM dan harga Bahan Bakar pada 1000 USD/MT, total potensi penghematan dari sewa kapal, konsumsi bahan bakar dan environment cost adalah sekitar USD 39,5 juta/tahun atau 0,20 USD/MMBTU.

---

Domestic LNG demand for PLN's PLTGU continues to increase, based on the 2021 PLN RUPTL, the LNG required in 2023 will reach 550.2 BBtuD. This value is equivalent to 67 standard cargoes with the distribution of 54 cargos from X Field and 13 cargoes from Y Field. Based on regulations, to transport LNG in Indonesian waters, ships must meet cabotage requirements where 1 Indonesian-flagged LNG ship is required to deliver its contractual obligations from the Y field and 4 LNG ships are required from the X field. Each KKKS operator must charter LNG vessels with their respective Indonesian flags (). With this method, each PSC operator will not achieve optimal shipping utilization and will eventually result in high LNG transportation costs. To minimize the cost of LNG transportation in Indonesia, the researcher developed a model to integrate LNG shipments from several operators in one which aims to increase ship utilization and minimize LNG transportation costs in Indonesia. The integration model was developed to run a schedule based on the needs of the PLN Gas Power Plant which was carried on a 137,136 M3 LNG ship. This integration model will nominate the closest available vessel to the next closest scheduled loading date. From the simulation, the average delivery utilization increased from 44% in the model to 63% in the . In addition, the integration reduces the total need for LNG vessels from a total of 5 vessels to 4 vessels for domestic LNG shipments. Assuming an LNG rental rate of 65K/day for a period of 1 year according to Braemer's report, an LNG price of 6 USD/MMBTU according to the MEMR Regulation and a fuel price of 1000 USD/MT, the total potential savings from rent and fuel consumption is around USD 39, 5 million/year or 0.20 USD/MMBTU."

"Tesis ini bertujuan untuk mengevaluasi formula harga Bahan Bakar Gas (BBG) untuk transportasi Natural Gas for Vehicle (NGV) dan Liquefied Natural Gas (LNG) di sisi hilir dalam rangka program konversi dari BBM ke BBG. Formula harga BBG dievaluasi dengan memperhitungkan kepentingan konsumen dan keekonomian badan usaha. Tesis ini memulai evaluasi dengan menentukan skala konversi yang akan diterapkan guna menghitung volume kebutuhan BBG. Ruang lingkup basis perhitungan dibatasi untuk wilayah DKI Jakarta dan Banten saja. Kemudian, tesis ini merencanakan sistem distribusi alternatif penyaluran BBG dengan menggunakan sumber (feed) gas dalam bentuk LNG. Ada dua sistem distribusi yang diusulkan oleh tesis ini, pertama, Sistem Distribusi LNG Package, dimana feed LNG dikirim dari LNG Plant dengan LNG carrier ship ke LNG Floating Storage Unit (FSU) sebagai receiving and storage terminal LNG. Selanjutnya, LNG ditransportasikan menggunakan truk LNG sampai ke Stasiun Pengisian LNG-LCNG untuk kemudian disalurkan ke konsumen dalam kemasan NGV ataupun LNG. Kedua, Sistem Distribusi CNG Package, dimana LNG dari FSU ditransportasikan ke LNG Regasification Plant untuk divaporasi dan dikompresi menjadi Compressed Natural Gas (CNG). CNG kemudian diangkut dalam tabung-tabung silinder menggunakan truk trailer menuju Wholesaler NGV (CNG). Terakhir, tesis ini menghitung harga jual NGV dan LNG yang merupakan penjumlahan seluruh biaya investasi dan biaya operational & maintenance yang diamortisasi dengan asumsi masa manfaat infrastruktur selama 20 tahun, dan tingkat suku bunga 15% per tahun. Berdasarkan hasil perhitungan didapat harga jual NGV di Wholesaler sebesar Rp 5.485/lsp dan harga jual LNG di SPBG LNGLCNG sebesar Rp 6.142/lsp.

---

This thesis aims to evaluate gas fuel pricing formula of Natural Gas for Vehicle (NGV) and Liquefied Natural Gas (LNG) for transportation at the downstream, in line with the conversion program from oil fuel to gas. Gas price formula is evaluated by taking into account the consumers interests and the economic factor of business entities. This thesis starts the evaluation by determining the scale of conversion to be applied in order to calculate the volume of gas demand. The scope of the calculation is limited within the Area of Jakarta and Banten. Furthermore, this thesis plans alternative gas distribution systems which utilized feed gas in the form of LNG. There are two distribution system proposed by this thesis, first, LNG Distribution System Package, which feed LNG from LNG Plant shipped by LNG carrier to LNG Floating Storage Unit (FSU) as an LNG receiving and storage terminal. Moreover, LNG is transported by LNG trucks to LNG-LCNG Refuling Station then to be distributed to consumers as NGV or LNG. Second, CNG Distribution System Package, where LNG from FSU is transported to LNG regasification plant, then to be vaporized and compressed into Compressed Natural Gas (CNG). Thus, CNG is transported in small cylinder tubes using truck trailers to NGV Wholesaler. Finally, this thesis calculates the price of NGV and LNG, which is the sum of all amortized investment costs and amortized operational & maintenance costs over its lifetime (20 years to be assumed), and an interest rate of 15% per year. Based on the calculation, the price of NGV at wholesaler is Rp 5.485/lge and the price of LNG at LNG-LCNG station is Rp 6.142/lge."

"ABSTRAK Rasio elektrifikasi merupakan salah satu indikator tingkat kemajuan suatu negara. Saat ini persentase rasio elektrifikasi Indonesia masih 92 persen, dimana sebagian besar wilayah Indonesia Timur masih menjadi daerah yang memiliki rasio elektrifikasi di bawah 80 persen termasuk Provinsi Nusa Tenggara Timur sebesar 59,2 persen dan Provinsi Nusa Tenggara Barat sebesar 78,45 persen. Dengan segala potensi yang dimiliki wilayahnya maka tingkat penjualan tenaga listrik menjadi tinggi dan diperkirakan akan terjadi kekurangan daya di masa mendatang. Untuk menanggulangi kondisi tersebut, berdasarkan RUPTL PLN tahun 2017 ndash; 2026 direncanakan untuk mengembangkan 7 tujuh pembangkit listrik berbahan bakar gas PLTMG dan MPP yang tersebar di wilayah Nusa Tenggara dengan memanfaatkan LNG/ Mini LNG dengan total kapasitas sebesar 260 MW dan diharapkan dapat terealisasi pada tahun 2020. LNG akan didistribusikan dengan menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang melayani pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari Kilang LNG dengan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang melayani pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Untuk itu, optimasi penting dilakukan untuk mendapatkan biaya distribusi LNG yang minimum. Metode penelitian menggunakan model optimasi perangkat lunak solver Microsoft Excel dengan fungsi tujuan meminimalkan biaya transportasi. Hasil optimasi berdasarkan lima skenario transportasi dari Kilang Bontang dan Tangguh dalam periode satu tahun didapatkan bahwa model transportasi LNG yang menghasilkan biaya transportasi minimum adalah menggunakan skenario Milk Run dengan jumlah kapal yang digunakan adalah satu buah kapal pengangkut LNG kapasitas 19.500 m3 dan rata-rata biaya transportasi diperoleh sebesar 1,53 USD/MMBTU.ABSTRACT Electrification ratio is one indicator of the progress level of a country. Currently, the percentage of electrification ratio in Indonesia is still 92 percent, whereas most of Eastern Indonesia is still a region with electrification ratio below 80 percent including East Nusa Tenggara Province of 59.2 percent and West Nusa Tenggara Province of 78.45 percent. With all the potential of its territory, the level of electricity sales to be high and is expected to occur shortage of power in the future. To overcome this condition, based on RUPTL PLN in 2017 2026 it is planned to develop 7 seven gas fired power plants PLTMG and MPP scattered in Nusa Tenggara region by utilizing LNG Mini LNG with total capacity of 260 MW and expected to be realized in 2020. LNG will be distributed by LNG carrier ship to the receiving terminal serving the power plant in the Nusa Tenggara region. In this research, the design of LNG distribution network from LNG Plant with LNG carrier to the receiving terminal serving the power plant in Nusa Tenggara region. The research method uses the optimization model of Microsoft Excel solver software with objective function to minimize transportation cost. The optimization result based on five transportation scenarios from Bontang and Tangguh Refinery in one year period found that LNG transportation model that produces minimum transportation cost is using Milk Run scenario with the number of vessels used is one LNG carrier vessel capacity 19,500 m3 and average transportation cost is obtained at 1.53 US MMBTU."

"Penemuan gas bumi yang baru dan ekpor LNG yang masih menjadi andalan pemasukan devisa, mendorong untuk terus dilakukan peningkatan kapasitas kilang LNG di masa yang akan datang. Rencana pembangunan kilang LNG Tangguh adalah salah satu contohnya. Di sisi yang lain, penjualan LNG Arun yang sudah mengalami penurunan karena kontraknya hampir berakhir dan cadangannya sudah jenuh (mature) akan berakibat pada menurunnya angka ekspor LNG. Penurunan ekspor dari Arun lebih besar dari naiknya penjualan LNG Badak (total penurunan pada tahun 2000 sebesar 77,026 MMMSCF).Penelitian ini bertujuan mengembangkan pemodelan menggunakan metodologi System Dynamics sektor minyak dan gas bumi, termasuk di dalamnya kilang LNG. Optimasi dilakukan untuk mendapatkan kapasitas kilang LNG yang optimal dari tahun ke tahun, dalam rangka mempertahankan ekspor LNG. Berbagai rumusan kebijakan dikembangkan untuk menguji kinerja sektor minyak dan gas bumi sebagai induk model dalam penelitian ini.Pengujian yang dilakukan pada berbagai alternatif skenario menunjukkan bahwa pembangunan kilang Tangguh perlu dilakukan paling lambat tahun 2001, kilang Arun dan Badak perlu penjadwalan penutupan agar bisa beroperasi lebih lama. Kebijakan dasar dan subsidi minyak terbaik untuk mendapatkan penemuan migas dan keuntungan pemerintah dari gas yang lebih banyak, sedangkan kebijakan bagi hasil lebih baik untuk mendapatkan keuntungan pemerintah dari minyak yang lebih banyak. Ekspor minyak akan aman hingga tahun 2008 {pada kebijakan dasar, subsidi minyak dan gas), sedangkan ekspor gas aman hingga tahun 2029 (selain kebijakan produksi yang aman)."

"ABSTRAKKilang LNG Terapung (FLNG) merupakan salah satu solusi yang efektif untukmonetisasi lapangan stranded gas. Pemilihan teknologi dan kapasitas LNGoptimal yang disesuaikan dengan jumlah cadangan gas terbukti, dibutuhkan untukmenghasilkan Pendapatan Negara (GT) yang optimal. Selain itu, denganmempertimbangkan kebutuhan energi dalam negeri yang terus meningkat, makariset ini juga melakukan optimisasi untuk mendapatkan persentase alokasi LNGdan harga LNG untuk domestik. Perhitungan optimisasi pada riset inimenggunakan program Microsoft Excel Solver dengan metode GRG Non-Linier.Pada kasus pengembangan FLNG di Blok Masela, Laut Arafura, Maluku, danasumsi cadangan gas terbukti sebesar 6 TCF, didapatkan Teknologi LNG yangoptimal adalah Single Mixed Refrigerant (SMR) dengan kapasitas optimal sekitar3 MTPA, dan berpotensi menghasilkan Pendapatan Negara (GT) selama masaproduksi 30 tahun sebesar US$ 31,9 Milyar. Hasil ini didapat dengan asumsipersentase optimal LNG untuk domestik sebesar 25% dari bagian gas Kontraktor,dengan harga 50% dari harga ekspor. Upaya lebih lanjut untuk memaksimalkanPenerimaan Negara, sekaligus juga Penerimaan Kontraktor adalah denganmenetapkan harga LNG untuk domestik yang sama dengan harga ekspor. Selainitu, hasil estimasi Biaya Pencairan Gas untuk FLNG adalah sekitar US$ 4 –5/MMBTU.

---

ABSTRACTFloating LNG (FLNG) is one of the effective solutions for monetizing strandedgas field. The selection of the optimum technology and capacity of LNG adjustedby proven gas reserves is needed to optimize Government Take (GT). Moreover,with consider domestic energy consumption continues to increase, objective of theresearch is also to obtain optimum LNG allocation for domestic and its price. Theoptimization done by using the Microsoft Excel Solver program with GRG Non-Linear Method.In case of FLNG development in Masela Block, Arafura Sea, Maluku, withassumption of proven gas reserves is 6 TCF, it results the optimum LNGtechnology is Single Mixed Refrigerant (SMR) with optimum capacity isapproximately 3 MTPA, and it potentially generates Government Take (GT)during 30-year production period is US$ 31.9 billion. These results were obtainedwith the assumption that optimum percentage of LNG for domestic is 25% ofContractor’s gas portion with a domestic price of 50% of the export price. Furtherefforts to maximize Government Take, as well as the economics of LNG, is to setthe domestic price equal with the export price. In addition, the estimation resultsfor FLNG Liquefaction Cost is approximately US$ 4 - 5/MMBTU."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi mengalami peningkatan yang cukup signifikan setiap tahunnya memiliki dampak terhadap berkembangnya industri LNG di Indonesia. Kegiatan utama dalam industri LNG adalah mengolah gas bumi yang didapat melalui proses eksplorasi kedalam bentuk cair hingga dikirimkan ke pembeli LNG dimana pada tiap fase rantai proses LNG tersebut memiliki sejumlah risiko. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengevaluasi risiko-risiko pada rantai proses LNG yang paling kritikal dan pemilihan mitigasi risikonya dengan menggunakan metode RFMEA dan AHP.Dari hasil penelitian ini diketahui bahwa risiko operasional merupakan risiko yang paling utama pada rantai proses LNG dimana kebocoran pipa gas menjadi faktor risiko yang paling kritikal dan menempatkan detektor gas di tempat yang tepat serta pemeriksaan jalur pipa gas secara berkala merupakan usulan mitigasi risiko yang paling diusulkan untuk mengelola dan mengendalikan risiko paling kritikal tersebut.

---

Utilization of natural gas as one of energy resources which improving significantly every year has impacted to the growth of LNG industry in Indonesia. The main activity in LNG industry is to liquify the natural gas obtained from exploration process into its liquid form until the LNG is delivered to LNG Buyer where in each phase of the LNG supply chain has certain several risks. The objective of this research is to identify any possible risk at LNG supply chain which categorized as critical and its mitigation proposal by using RFMEA and AHP methods.

Based on this research, it was found that Operation risk is the most important risk in LNG process chain where gas pipeline leakeage become the most critical risk factor. Two risk mitigations mostly proposed to manage and control such critical risk were place the gas detector in the right place and regularly check gas pipeline."

"ABSTRAKKonsep backhaul trips delivery dan swaps of extra capacities telah diperkenalkan secara luas dalam berbagai kesempatan baik dalam konferensi atau seminar di tingkat nasional maupun internasional [1][3]. Hingga saat ini konsep tersebut masih sebagai wacana dalam upaya meningkatkan pangsa pasar penjualan LNG, terbukti dengan belum ada satupun kontrak LNG yang menerapkan konsep tersebut.Dengan latar belakang pemahaman yang mendalam tentang kedua konsep tersebut dan potensi pasar LNG yang ada di dunia hingga saat ini, disertasi ini membahas penelitian yang dilakukan untuk menganalisa pelaksanaan konsep backhaul trips dan swaps terutama diterapkan pada setiap kemungkinan skenario yang melibatkan baik penerapan backhaul dan swaps secara murni maupun kombinasinya. Ada lima skenario yang dikembangkan dan disimulasikan. Skenario tersebut meliputi: penerapan backhaul trips secara murni (Skenario 1), penerapan swaps secara murni untuk kontrak dengan kapasitas yang sama (Skenario 2) dan kapasitas yang berbeda (Skenario 5), kombinasi backhaul trips dan swaps sebagian (Skenario 3) dan kombinasi backhaul trips dan swaps penuh (Skenario 4). Sebagai acuan, disimulasikan pula sebuah skenario yang menunjukkan bagaimana sebuah kontrak LNG yang sama apabila diterapkan menurut mekanisme penjualan yang lazim digunakan saat ini (Skenario 6 - konvensional). Simulasi dilakukan untuk studi kasus kontrak antara Qatar-Jepang dan Indonesia-India/Pakistan.Hasil Simulasi menunjukkan bahwa kapasitas tanker yang dapat digunakan dalam penerapan backhaul trips rata-rata adalah 57%. Berdasarkan hasil analisa diketahui bahwa skenario yang paling baik ditinjau dari segi efisiensi biaya, feasibility dan analisis resiko adalah Skenario 4 yang merupakan kombinasi antara backhaul trips dan swaps penuh. Skenario tersebut memberikan penurunan biaya transportasi sebesar 44.9%. Batasan penerapan konsep backhaul trips dan swaps ini terletak pada persyaratan letak geografis, volume kontrak maksimum yang dapat dilakukan yaitu sebesar 96% dari volume kontrak utama, dan jangka waktu kontrak backhaul trips yang bergantung pada jangka waktu kontrak utamanya.

---

Abstracthe concepts of using backhaul deliveries of LNG integrated with the swap of extra production capacity between plants have been publicly promoted in several national and international seminar and conference events [I] [3]. So far, these concepts are still considered new approaches in LNG marketing strategy, since LNG contracts, which are long term contracts, still utilize the traditional way of dedicated LNG transportation that has existed for over 30 years. There have been no LNG contracts that utilize these new strategies.The research to analyze the implementation of the back haul and swap concepts is performed in this dissertation backed by an in depth understanding of the concepts and the LNG market potential of these concepts in the current world LNG trade. Combinations of the two concepts are also explored.This research has developed five (5) scenarios and studied them in the form of operating simulations. These are:Scenario Description1 Pure backhaul trips2 Pure production swap for identical volumesCombination of backhaul and partial swap Combination of backhaul and full swap Pure swap for non-identical volumesThe results are then compared with Scenario 6, which is the conventional production and transportation concept. Case studies used in these simulations are the contracts between Qatar-Japan and Indonesia-India/Pakistan. Results show that the average tanker capacity that can be utilized for backhaul trips is 57%. Scenario 4 is the best scenario that allows the highest cost efficiency, feasibility and lowest risk. Using the case studies, scenario 4 can reduce transportation cost by up to 44.9%.However, there are significant limitations for the implementation of the backhaul trip/swap concepts. In order to be successfully implemented, there are geographical limitations that should be considered, as well as recognizing a strong dependence on the main LNG contract in terms of the maximum volume of the contract (96%) that can be considered for backhaul, and the length of the contract. "