Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Dalam penelitian ini akan dilakukan pengembangan formula perhitungan harga Gas Bumi melalui pipa gas yang digunakan sebagai umpan pada Kilang LPG High Recovery. Penentuan harga gas bumi untuk kilang LPG di Indonesia saat ini menggunakan basis energi yang terkandung dalam gas bumi dan belum memasukkan faktor komposisi gas. Prinsip keadilan dianggap telah tercapai dengan keseragaman harga gas bumi padahal dalam prakteknya perhitungan berdasarkan komposisi LPG yang ada pada gas bumi bisa mendapatkan keuntungan baik bagi produsen maupun offtaker gas. Metode yang digunakan adalah dengan menghitung harga gas dari sisi produsen sebagai willingness to sell WTS dan harga gas dari sisi offtaker gas sebagai willingness to pay WTP. Titik temu harga gas dibuat dalam suatu formula yang dikembangkan terindeks pada harga LPG Aramco dan Minyak Mentah Indonesia ICP. Usulan harga gas baru dilakukan dengan mengembangkan formula harga awal gas = A 0.5 P-P1 - C-C1 menjadi harga gas = a x A b x B c x C dimana : A = Harga dasar gas Base Price , B = Harga LPG Aramco dikurangi Cost Processing LPG Biaya Capex, Opex, depresiasi , C = Harga kondensat mengacu pada 75 harga minyak mentah Indonesia, a = fraksi komponen C1 dan C2 dalam persen, b = fraksi komponen C3 dan C4 dalam persen, c = fraksi kondensat dalam persen, a b c = 100. Dari hasil perhitungan sensitivitas didapat kenaikan harga gas linear terhadap kenaikan harga LPG Aramco sehingga lebih menguntungkan baik bagi produsen maupun offtaker gas.

---

In this research, we will develop the formula for calculating the price of Natural Gas through gas pipeline which is used as feed for LPG High Recovery Plant.The determination of natural gas price for LPG refinery in Indonesia currently uses the energy base contained in natural gas and has not yet entered the gas composition factor. The principle of justice is considered to have been achieved with the uniformity of natural gas prices whereas in practice the calculations based on the existing LPG composition on natural gas can benefit both the producers and offtakers of gas.

The method used is to calculate the gas price from the producer side as willingness to sell WTS and gas price from the side offtaker gas as willingness to pay WTP. The gas price meeting point is made in a formulation developed indexed on LPG Aramco and Indonesian Crude Prices ICP.

The proposed new gas price is made by developing the preliminary gas pricing formula A 0.5 P P1 C C1 into the gas price ax A b x B c x C where A Gas base price, B Aramco LPG Price minus Cost Processing LPG Cost of Capex, Opex, depreciation , C Condensate price refers to 75 of Indonesia crude oil price. a fraction of components C1 and C2 in percent, b fraction of C3 and C4 components in percent, c fraction of condensate in percent, a b c 100 . From the calculation of sensitivity, gas prices rose linearly to Aramco LPG price increase so it is more profitable for both the producers and the gas offtaker."

"Permasalahan yang dihadapi dalam pemanfaatan gas bumi di Indonesia adalah kemampuan konsumen gas bumi dalam negeri yang masih terbatas untuk membeli gas bumi sesuai dengan harga keekonomiannya. Oleh karena itu perlu dicari bagaimana mendapatkan harga keekonomian gas bumi. Pada penelitian ini akan dibuat suatu formulasi harga gas bumi dari sektor hulu sampai hilir yang bisa menggambarkan perubahan harga gas bumi dan mengetahui faktor-faktor yang mempengaruhi sensitivitas perubahan harga gas bumi. Perhitungan harga gas akan dilakukan dari sektor hulu (upstream), sampai sektor hilir (downstrean). Analisis probabilitas distribusi harga dan analisis sensitivitas harga dilakukan terhadap parameter-parameter pembentuk harga gas bumi. Dari hasil penelitian didapat harga gas di hulu sebesar US$ 0,16/MMBTU untuk lapangan di onshore dan US$ 0,91/MMBTU untuk lapangan di offshore, sedang harga gas di hilir dibagi dalam 3 skenario, harga gas dihilir skenario I, US$ 6,64 - 7,39/MMBTU, skenario II US$ 0,78 - 1,53/MMBTU, skenario III US$2,74 - 3,49/MMBTU.

---

A problems encountered in the use of natural gas in Indonesia is the ability of domestic consumers of natural gas are still limited to purchase natural gas in accordance with economical price. It is therefore necessary to find how to get the economical price of natural gas.

In this study will be made of a natural gas price formula from upstream to downstream which can describe the changes in natural gas prices and identify the factors that affect the sensitivity of changes in natural gas prices. Gas price calculation will be carried out from the upstream to the downstream sector. Analysis of the probability distribution of prices and sensitivity analysis conducted on the parameters forming gas prices.

The results obtained in the upstream gas price are US$0.16/MMBTU for the field in the onshore and US$ 0.91/MMBTU for offshore field. Gas prices in the downstream are divided into 3 scenarios, gas price for scenario I is US$ 6.64 - 7.39/MMBTU, scenario II US$ 0.78 - 1.53/MMBTU, scenario III US$ 2.74 - 3.49/MMBTU."

"Tesis ini bertujuan untuk memperoleh suatu formula harga gas di Indonesia yang memberikan sinyal yang baik bagi produsen dan konsumen agar pasar domestik gas bumi di Indonesia menjadi lebih efisien dan kompetitif. Hal tersebut dilakukan dengan cara terlebih dahulu mengkaji mekanisme pembentukan harga gas di negara-negara lain yang memiliki pasar gas yang lebih mature. Analisis kualitatif pada tesis ini menunjukkan bahwa harga gas yang berbasis kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S merupakan mekanisme yang cocok untuk diterapkan pada pasar gas domestik Indonesia. Analisis cost breakdown serta keekonomian dari sisi penjual dan pembeli kemudian dilakukan untuk mendefinisikan batasan-batasan pada kurva. Kemiringan garis pada kurva ditentukan dengan cara simulasi untuk mendapatkan output harga gas yang memenuhi kriteria keekonomian bagi penjual dan pembeli. Hasil dari penelitian ini adalah sebuah usulan formula harga gas domestik yang terindeks kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S dengan tiga buah kemiringan garis untuk tiga rentang harga minyak yang berbeda. Pembahasan pada tesis ini terbatas hanya pada konteks pasar gas wholesale.

---

This thesis is intended to determine a domestic gas price formula which gives a good signal for both sellers and buyers towards an efficient and competitive domestic natural gas market in Indonesia. This was done by analyzing gas price formation mechanism in other countries which have more mature natural gas market.

Qualitative study shows that an oil-indexed gas price formula in a form of S-curve would be suitable to be implemented in Indonesia. Therefore, cost breakdown and economic anayses from buyer?s and seller?s perspective were conducted to determine the boundaries within the curve. To decide on the gradients of the S-curve, simulations were conducted to obtain gas price output which fulfills economic criteria for both buyer and seller.

This thesis concluded a proposal of domestic oil-indexed gas price formula with three different gradients for different crude oil price ranges. The discussion within this thesis would only be limited to wholesale gas market context."

"ABSTRAKTesis ini bertujuan untuk memperoleh suatu formula harga gas di Indonesia yang memberikan sinyal yang baik bagi produsen dan konsumen agar pasar domestik gas bumi di Indonesia menjadi lebih efisien dan kompetitif. Hal tersebut dilakukan dengan cara terlebih dahulu mengkaji mekanisme pembentukan harga gas di negara-negara lain yang memiliki pasar gas yang lebih mature. Analisis kualitatif pada tesis ini menunjukkan bahwa harga gas yang berbasis kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S merupakan mekanisme yang cocok untuk diterapkan pada pasar gas domestik Indonesia. Analisis cost breakdown serta keekonomian dari sisi penjual dan pembeli kemudian dilakukan untuk mendefinisikan batasan-batasan pada kurva. Kemiringan garis pada kurva ditentukan dengan cara simulasi untuk mendapatkan output harga gas yang memenuhi kriteria keekonomian bagi penjual dan pembeli. Hasil dari penelitian ini adalah sebuah usulan formula harga gas domestik yang terindeks kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S dengan tiga buah kemiringan garis untuk tiga rentang harga minyak yang berbeda. Pembahasan pada tesis ini terbatas hanya pada konteks pasar gas wholesale.

---

ABSTRACTThis thesis is intended to determine a domestic gas price formula which gives a good signal for both sellers and buyers towards an efficient and competitive domestic natural gas market in Indonesia. This was done by analyzing gas price formation mechanism in other countries which have more mature natural gas market. Qualitative study shows that an oil-indexed gas price formula in a form of S-curve would be suitable to be implemented in Indonesia. Therefore, cost breakdown and economic anayses from buyer’s and seller’s perspective were conducted to determine the boundaries within the curve. To decide on the gradients of the S-curve, simulations were conducted to obtain gas price output which fulfills economic criteria for both buyer and seller. This thesis concluded a proposal of domestic oil-indexed gas price formula with three different gradients for different crude oil price ranges. The discussion within this thesis would only be limited to wholesale gas market context."

"Pengembangan formula harga gas telah dilakukan dengan mempertimbangkan daya beli industri pupuk dan keuntungan yang diperoleh produsen gas. Formula diperoleh dengan metode regresi linier berganda terhadap variabel-variabel Indonesian Crude Oil Price (ICP), efisiensi pabrik, serta harga urea dan amoniak internasional dengan deviasi tertinggi 5,2% dan rata-rata 2,86%. Rata-rata harga gas ke industri pupuk berdasarkan formula hasil pengembangan sebesar 6,054 US$/MMBTU dengan rentang antara 5 - 7 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas ke industri pupuk selama ini.

---

The gas pricing formula development is considering the fertilizer industries buying ability and the gas producer benefit. The formula obtained by multiple linear regression method with the Indonesian Crude Oil Price (ICP), plant efficiency and urea and ammonia international price as variables, with the 5.2% highest deviation and 2.86% average deviation . The formula based gas average price to fertilizer industries is 6.054 US$/MMBTU with the range between 5 - 7 US$/MMBTU. The formula is able to produce gas price range near to the actual current price, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the gas price to fertilizer industries increasing trend."

"Pemerintah Indonesia mencanangkan program pembangunan ketenagalistrikan sebesar 35.000 MW untuk memenuhi pertumbuhan penggunaan listrik yang terus meningkat dengan rata-rata 8,1% pada tahun 2010-2014. Untuk menunjang program tersebut maka kebutuhan gas bumi diperkirakan akan mencapai 1063 MMSCFD di tahun 2030. Saat ini yang menjadi hambatan adalah penentuan harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia, karena harga gas pipa masih beragam dan belum terdapat formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan yang dapat diterapkan untuk seluruh lapangan gas di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah mendapatkan formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Terdapat dua sektor yang akan dianalisa, yaitu sektor Hulu (Upstream) dan sektor Antara (Midstream). Optimisasi dilakukan dengan menggunakan metode linear optimization dengan menggunakan pendekatan harga Indonesian Crude Price ('ICP') untuk harga gas hulu, lalu ditambahkan dengan komponen Toll Fee didekati menggunakan komponen panjang pipa dan diameter pipa, sehingga selanjutnya didapatkan formula harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Rata-rata harga gas untuk sektor kelistrikan berdasarkan formula hasil pengembangan memiliki rentang antara 2.63 - 6.33 US$/MMBTU tergantung pada besaran ICP, dan masih dibawah harga maksimum yang dapat diterima oleh Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), yaitu sebesar 6.4745 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas untuk sektor kelistrikan selama ini.

---

The Indonesian government has launched 35,000 MW electricity development program to fulfil the growth in electricity usage which continues to increase by an average of 8.1% in 2010-2014. To support the program, the natural gas demand is estimated to reach 1063 MMSCFD in 2030. Currently, the obstacle is the determination of pipeline gas prices for the electricity sector in Indonesia, because the pipeline gas price for the power sector in Indonesia are still diverse and there isn't any pipeline gas price formula that can be applied to entire gas field in Indonesia for the electricity sector.

The purpose of this study is to obtain a pipeline gas prices formulation for the electricity sector in Indonesia. There are two sectors to be analyzed, Upstream sector and Midstream sector. Optimization is done by using the linear optimization method using the Indonesian Crude Price ('ICP') price approach for upstream gas prices, then added with Toll Fee components by being approached with the pipe length and pipe diameter component, to get the pipeline gas price formula for electricity sector in Indonesia.

The average gas price for the electricity sector based on formula results has a range between 2.63 - 6.33 US $ / MMBTU depending on the ICP amount, and is still below the maximum price that can be received by the Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), which is equal to 6.4745 US $ / MMBTU. The development formula is able to provide gas prices that range from current gas prices, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the trend of rising gas prices for the electricity sector so far."

"Dalam industri pengolahan minyak (Refinery), proses peningkatan angka oktan dari fraksi naphtha dilakukan di Unit Naphtha Reforming. Unit Naphtha Reforming (NRU) PT X memiliki spesifikasi produk gas hidrogen dengan kemurnian minimum 93,5%. Tingginya kemurnian produk gas hidrogen berkorelasi dengan naiknya yield reformat dan LPG dimana produk utama Unit Naphtha Reforming adalah reformat (HOMC). Penelitian ini mengevaluasi lima skema recovery yaitu recovery kontak satu tahap, teknologi kontak dua tahap, dan teknologi deep cooling menggunakan chiller juga akan diujikan konfigurasi tanpa teknologi recovery. Pengujian dilakukan dengan membandingkan produk yang dihasilkan dan perhitungan keekonomian teknologi. Hasilnya menunjukkan bahwa Skema 5 (Skema 2 dengan kondisi operasi tekanan kontak 40 kg/cm2g dan suhu kontak 0 oC) menghasilkan spesifikasi produk yang sesuai dan nilai keekonomian yang paling baik dengan nilai IRR 12%, NPV 336,2 MUSD dan POT 12,9 tahun (POT gross 1,07 tahun). Sensitifitas Skema 5 terhadap harga umpan menunjukkan bahwa pada kenaikan harga umpan lebih dari 3% tidak lagi menguntungkan karena IRR-nya telah menyentuh hurdle rate dan NPV-nya negatif.

---

In the oil processing industry (Refinery), the process of increasing the octane number of the naphtha fraction is carried out at Naphtha Reforming Unit. PT X Naphtha Reforming Unit (NRU) has a hydrogen gas product specification with minimum purity of 93.5%-mol. The high purity of the hydrogen gas product correlates with the increase in yield of reformate and LPG where the main product of the NRU is reformate (HOMC). This study evaluates five recovery schemes, namely single-stage contact recovery, two-stage contact technology, and deep cooling technology using a chiller. The configuration without recovery technology will also be evaluated. Evaluation was done by comparing the product results and calculating the economics of technology. The results show that scheme five (scheme two with operating conditions in the recontact section pressure of 40 kg/cm2g and temperature of 0 oC) produces the appropriate product specifications and the best economic value with IRR 12%, NPV 336.2 MUSD and POT 12.9 years (gross POT 1.07 years). The sensitivity of Scheme five to the feed price shows that an increase in the feed price of more than 3% is no longer profitable because the IRR has touched the hurdle rate and the NPV is negative."

"Tesis ini berfokus pada pemilihan prioritas kebijakan dengan pendekatan Analytical Hierarchy Process yang disertai dengan analisis kelayakan ekonomi proyek pembangunan kilang mini LPG Musi Banyuasin. Penggunaan metode AHP dan Financial Analysis digunakan untuk mendapatkan gambaran keekonomian program pembangunan kilang mini LPG dengan skenario kebijakan yang ditetapkan oleh para expert.Berdasarkan hasil penelitian dengan AHP dapat disimpulkan bahwa kebijakan yang harus diprioritaskan adalah penetapan harga beli gas bumi oleh pemerintah dengan bobot penilaian sebesar 0,359. Dan melalui perhitungan dengan menggunakan metode FA didapatkan bahwa NPV proyek sebesar 23.457.877.939 rupiah, IRR sebesar 18%, PBP selama 5 tahun 11 bulan dan net B/C ratio mencapai 1,22. Dengan kelayakan secara ekonomi proyek, maka diharapkan pilot project ini dapat dilakukan di lapangan gas marginal lainnya yang tentunya akan sangat membutuhkan dukungan pihak terkait agar dapat meningkatkan ketahanan energi nasional.

---

This thesis focuses on the policy priorities selection with Analytical Hierarchy Process approach, along with the economic feasibility analysis of Musi Banyuasin mini LPG plant construction project. The use of AHP and Financial Analysis method is to obtain the project economic overview of the mini LPG plant construction with the experts` policy scenario.

Based on the research results with AHP, it can be concluded that the prioritized policy is the determination of the government`s natural gas purchase price with a weight rating of 0.359. The calculation using FA found NPV project of IDR 23,457,877,939, IRR of 18%, PBP for 5 years and 11 months, and net B / C ratio of 1.22. With the project economic feasibility, it is expected that this pilot project can be conducted in other marginal gas fields which will certainly require support from related stakeholders to enhance the national energy security."

"Penelitian ini berfokus pada pengembangan formulasi tarif angkut gas bumi melalui pipa transmisi. Perhitungan tarif angkut gas melalui pipa transmisi ini dilakukan dengan dua skenario. Skenario 1 adalah perhitungan tarif angkut gas melalui pipa yang berdasarkan PBPH Migas No. 34 tahun 2019 dan Skenario 2 adalah perhitungan tarif yang mempertimbangkan kapasitas dan komoditas. Dari hasil analisa dan sensitivitas pada volume gas yang diangkut melalui pipa, maka tarif akan semakin kecil dengan peningkatan volume gas. Tarif Skenario 2 memberikan nilai tarif 8% lebih besar dari pada tarif Skenario 1, dimana nilai tarif ini nantinya akan memberikan penambahan pendapatan bagi pemilik pipa (Transporter). Untuk hasil analisa dan sensitivitas pada nilai IRR, semakin besar nilai IRR maka besaran tarif akan semakin besar sehingga waktu pengembalian modal akan semakin cepat. Hasil perbandingan analisa tarif Skenario 2 dan Tarif Seddon adalah 0.003 USD/MSCF dimana membuktikan bahwa besaran tarif Skenario 2 masih memiliki nilai kewajaran. Pengembangan formula tarif angkut gas yang baru ini diharapkan bisa menjadi masukan bagi Badan Regulator dan menjadi usulan tarif angkut gas yang baru bagi pemilik pipa (Transporter) yang memberikan penambahan pendapatan dalam pengembalian modal investasi, serta tetap memberikan keadilan bagi pengguna pipa (Shipper).

---

This research will be focusing on the formula modification for gas transportation tariff calculation through transmission pipeline. The calculation of gas toll fee will be done using 2 (two) scenarios. The first scenario is to define the gas toll fee based on the BPH Migas Regulation No. 34 of 2019. The second scenario is to define the gas toll fee using Capacity Charge and Commodity Charge. The same sensitivity will be done for both scenarios. For the gas volume sensitivity analysis, it is concluded that the increasing of pipeline gas capacity volume, the gas toll fee will be decreasing. The gas toll fee rate results from scenario 2 are 8% bigger compare to the gas toll fee in scenario 1. The 8% tarif differences will provide additional revenue for transporter annually. For the IRR sensitivity, it is concluded that the greater of the IRR value, the gas toll fee will be increasing and will caused faster Break Even Point (BEP) from the investment. By comparing the tariff results from scenario 2 and Seddon formula, the tariff difference is 0.003 USD/MSCF which shows that the tariff results from scenario 2 has fairness value. The research is expected to be an input for the Regulatory and as tariff proposal for the Transporters that provides additional incomes, as well as providing fair pricing for gas transport service through transmission pipeline for the Shipper."

"Dalam industri pengolahan gas bumi, proses penyingkiran gas asam seperti H2S diperlukan untuk memenuhi spesifikasi gas jual pada LPG Recovery. Beberapa unit pengolahan gas bumi di Indonesia memiliki konsentrasi H2S dalam gas asam yaitu > 50-%mol. Gas asam ini kemudian diolah di unit pengubahan gas asam yang disebut Sulfur Recovery Unit. Sudah ada beberapa teknologi SRU yang dikembangkan baik industri di dunia maupun di Indonesia, namun yang sudah terbukti secara komersial diaplikasikan adalah teknologi Claus dan teknologi WSA (Wet Sulfuric Acid). Software Aspen HYSYS V.12 digunakan untuk simulasi kedua teknologi tersebut. Hasil simulasi dengan kapasitas umpan gas asam 250-500 kgmole/hr dengan komposisi H2S >50%-mol didapatkan hasil untuk teknologi Claus Selectox menghasilkan laju alir produk sulfur = 96-115.5 ton/day; komposisi SO2 produk gas buang = 1396 – 1862 mg/Nm3; total konversi keseluruhan reaktor 75%; efisiensi termal dari sistem boiler yaitu 46.2-50.8%; pemanfaatan listrik dari steam yang dihasilkan yaitu 26,064-29,664 MW,sedangkan teknologi WSA menghasilkan laju alir produk asam sulfat = 123.9-133.6 ton/day; SO2 produk gas buang = 1369 – 1396 mg/Nm3; total konversi keseluruhan reaktor 82%; efisiensi termal dari sistem boiler yaitu 78-83%; pemanfaatan listrik dari steam yang dihasilkan yaitu 3,973-4,068 MW. Analisa keekonomian dari Teknologi Claus Selectox IRR = 5.5%; NPV = 12,802 USD juta; POT = 9 tahun, sedangkan Teknologi WSA IRR = 13.7%; NPV = 31,029 USD juta; POT = 8 tahun. Hasil analisa teknis dengan simulasi serta analisis keekonomian, maka teknologi WSA dipilih sebagai teknologi yang lebih baik untuk proses sulfur recovery di LPG unit

---

In the oil and gas processing industry, acid gas removal processes such as H2S are required to meet the sales gas specifications for LPG Recovery. Several natural gas processing units in Indonesia have a concentration of H2S in acid gas, namely> 50-% mol. This acid gas is then treated in acid gas conversion unit called the Sulfur Recovery Unit. There have been several SRU technologies developed by both industry in the world and in Indonesia, but what has been proven to be commercially applied is Claus technology and WSA technology (Wet Sulfuric Acid). Aspen HYSYS V.12 software is used to simulate the two technologies. The simulation results with acid gas feed capacity of 250-500 kgmole/hr with composition of H2S> 50%-mol obtained results for the Claus Selectox technology resulting in flow rate of sulfur products = 96-115.5 ton/day; composition of exhaust gas product SO2 = 1396-1862 mg/Nm3; the total conversion of the reactor 75%; the thermal efficiency of the boiler is 46.2-50.8%; electricity utilization from steam produced is 26,064-29,664 MW while the WSA technology produces sulfuric acid product flow rate = 123.9-133.6 ton/day; SO2 exhaust gas products = 1369-1396 mg/Nm3; total conversion of the reaktor 82%; the thermal efficiency of the boiler is 78-83%; electricity utilization from steam produced is 3,973-4,068 MW. Economic analysis obtained from Claus Selectox Technology IRR = 5.5%; NPV = 12,802 USD million; POT = 9 years, while WSA Technology IRR = 13.7%; NPV = 31,029 USD million; POT = 8 years. The result of technical analysis with simulation and economic analysis, the WSA technology was chosen as a better technology for the sulfur recovery process at the LPG plant."