Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKSeiring menurunnya produksi minyak dan gas konvensional secara cepat di Indonesia, gas metana batubara coalbed methane; CBM menjadi sebuah sumber energi nonkonvensional yang patut dipelajari secara mendalam karena Indonesia memiliki cadangan CBM yang besar 453 TCF , namun produksi CBM belum dapat mencapai targetnya yang hanya 1 MMSCFD KESDM, 2014 . Sebuah studi perlu dilakukan untuk menghasilkan pemahaman dalam pengembangan lapangan CBM melalui implementasi metode peningkatan perolehan CBM enhanced coalbed methane recovery/ECBM-R : injeksi nitrogen dan karbon dioksida. Studi simulasi reservoir CBM Indonesia di Sumatera Selatan, yaitu Lapangan T, dan uji sensitivitas teknis seperti komposisi dan laju fluida terinjeksi dengan menggunakan simulator numerik dilakukan untuk memprediksi besarnya peningkatan perolehan metana melalui ECBM. Sebuah model yang didasarkan pada data aktual dibuat dan diverifikasi dengan perhitungan volumetrik sebelum digunakan untuk simulasi. Hasil perhitungan volumetrik menunjukkan kecocokan dengan model yang dibuat dengan perbedaan hasil mencapai 0,68 . Dengan perbedaan dibawah 10 maka model ini dianggap sudah terverifikasi dan applicable untuk simulasi. Setelah itu, model dijalankan sesuai skenario-skenario yang telah ditentukan dan dibandingkan dengan primary production. Berdasarkan hasil simulasi, reservoir CBM lsquo;T rsquo; mendapatkan penambahan perolehan metana dengan penambahan paling besar mencapai 3,52 . Dengan kata lain, studi ini menunjukkan bahwa injeksi CO2- N2 memiliki dampak positif pada peningkatan produksi nasional CBM, khususnya pada lapangan CBM lsquo;T rsquo; Sumatra Selatan, dan harapannya berguna untuk pengembangan CBM lebih lanjut di Indonesia.

---

ABSTRACTAs conventional oil and gas production keeps declining rapidly in Indonesia, coalbed methane CBM is an unconventional energy source which worth to be explored more as Indonesia has a huge CBM reserves 453 TCF , unfortunately, CBM production hasn rsquo t reached its target which is only 1 MMSCFD Ministry of Energy and Mineral Resources, 2014 . A research needs to be performed to deliver an understanding in terms of the development of CBM field through the implementation of enhanced CBM recovery ECBM method nitrogen and carbon dioxide injection. Reservoir simulation study of Indonesia rsquo s CBM reservoir in South Sumatera, named Field lsquo T rsquo , and technical sensitivity test regarding composition and rate of injected fluid are conducted by the numerical simulator in order to predict the enhancement of methane rsquo s recovery through ECBM. A model which based on actual data was constructed and then verified by volumetric calculation. Volumetric calculation result showed a compatibility with model simulation result with the differences of 0,68 . With the difference below 10 , this model is considered as a verified model and applicable for simulation. The model was then performed according to predetermined scenarios and compared to primary production. Based on the simulation results, CBM Reservoir lsquo T rsquo gained the additional methane recovery with the greatest increase of 3,52 . In other words, this study concludes that CO2 N2 Injections have a positive impact on increasing national production of CBM, particularly in South Sumatra rsquo s CBM lsquo T rsquo field, and can be useful for further CBM development in Indonesia"

"Indonesia's landds are estimated to contain coal deposits of over 36 billion tons which come from 13 sedimentation basins. Geologically, the deposits are relatively immature yet the quality is generally low in ash and sulphate. In the future surface mines in Indonesia will change to underground system. In anticipation of this prospective mode, Indonesian coal industries should start to set up a program on CMB recovery and utilization on pilot and commercial scales. The purpose is to promote the benefication of secondary product, CBM as a source of non conventional energy and of chemicals, to reduce the effects of global warming, and very importantly to minimize the mine hazards caused by methane."

"Penurunan produksi gas bumi dalam negeri mendorong penerapan sumber energi lain untuk menjaga ketahanan energi nasional. Coalbed Methane (CBM) dianggap sebagai kandidat potensial karena karakteristiknya. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari pemanfaatan CBM untuk menghasilkan Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji simulasi proses produksi CNG dari CBM dengan teknologi yang menghasilkan emisi paling rendah. Penelitian ini mengeksplorasi skenario pemanfaatan gas buang yang dihasilkan dalam proses. Penelitian ini juga akan membahas biaya dan skema transportasi BBG untuk pengguna di Sumatera Selatan. Studi ini menemukan bahwa CBM dapat diolah menjadi CNG menggunakan teknologi yang digunakan dalam pengolahan gas alam konvensional. Studi ini menyimpulkan bahwa ada pengaruh antara penggunaan dan jumlah kombinasi gas buang yang digunakan sebagai sumber energi proses terhadap jumlah CNG dan emisi yang dihasilkan pada akhir proses. Ditemukan bahwa jumlah emisi terkecil diperoleh ketika semua gas buang digunakan sebagai penyumbang energi dalam proses tersebut. Penelitian ini juga menyimpulkan bahwa biaya transportasi CNG akan tergantung langsung pada metode kepemilikan armada transportasi CNG tersebut.

---

The decline in domestic natural gas production has encouraged the application of other energy sources to maintain national energy security. Coalbed Methane (CBM) is considered to be a potential candidate due to its characteristics. This research aims to study the use of CBM to produce Compressed Natural Gas (CNG). This research examines the process simulation of CNG production process from CBM with the technology that produces the lowest emissions. This research explores scenarios for utilizing produced flue gas in the process. This research will also discuss the cost and CNG transportation scheme for users in South Sumatra. This study found that CBM can be processed into CNG using the technology used in conventional natural gas processing. This study concluded that there is an effect between the use and the number of flue gas combinations used as a process energy source on the amount of CNG and emissions produced at the end of the process. It was found that the smallest amount of emission was obtained when all flue gas was used as an energy contributor in the process. This research also concludes that the transportation cost of CNG will depend directly on the ownership method of the CNG transportation fleet."

"ABSTRAKSalah satu inovasi menciptakan sumber energi alternatif baru (unconventional gas) secara bersih dan mengurangi emisi CO2 dengan menginjeksi CO2 ke dalam coalbed. Keuntungan yang akan diperoleh yaitu mengurangi emisi CO2 dan meningkatkan produksi metana (CH4) ke dalam coalbed. Coalbed methane (CBM) merupakan unconventional gas yang dikembangkan di Indonesia khususnya pada kategori high prospective basins yaitu Sumatera Selatan (183 TCF), Barito (101,6 TCF), Kutei (89,4 TCF) dan Sumatera Tengah (52,5 TCF). Penelitian ini mengkaji potensi kelayakan ekonomi CO2 sequestration secara overall. Nilai probabilitas yang diperoleh berdasarkan potensi market, produksi, CO2 storage, supply CO2 dan biaya infrastruktur pada Sumatera Selatan 88,11%, Sumatera Tengah 78,66%, Kutei 78,2% dan Barito 73,94%. Dengan merancang model optimum untuk perhitungan CAPEX dan OPEX, perhitungan analisis ekonomi Sumatera Selatan basin menghasilkan nilai net present value (NPV) $ 523 juta, rate of return (IRR) 22,86% dan Payback period (PB) 8,38 tahun. Sedangkan Sumatera Tengah basin menghasilkan NPV $ 247 juta, IRR 18,08% dan PB 10,77 tahun. Barito basin menghasilkan NPV $ 318 juta, IRR 19,24 % dan PB 9,77 tahun dan Kutei basin menghasilkan NPV $ 2.012 juta, IRR 46,51 % dan PB 5,77 tahun. Model ini didisain dengan harga gas $ 2,57/MMBtu, regulasi Product Sharing Contract (PSC) pengembangan CBM yang berlaku di Indonesia dan life project 24 tahun.

---

Abstract

One of the innovations to create new alternative clean energy sources (unconventional gas) and to reduce CO2 emissions is injecting CO2 into coalbed. The advantage will be obtained by reducing CO2 emissions and by increasing the production of methane (CH4) into coalbed. Coalbed methane (CBM) is an unconventional gas and it is developed in Indonesia. Particularly high prospective basins are : South Sumatra (183 TCF), Barito (101.6 TCF), Kutei (89.4 TCF) and the Central Sumatra (52.5 TCF) . This study assesses the overall potential and the economic feasibility of CO2 sequestration. The probability to develop the basins is influenced by the following indicators: market potential, production potential, storage of CO2, CO2 supply and infrastructure costs, amounts to 88.11% in South Sumatra, to 78.66% in Central Sumatra, to 78.2% in Kutei and to 73.94% in Barito. By designing an optimum model to substantiate CAPEX and OPEX calculation, economic analysis demonstrates that an NPV of $ 523 million, which is equal to an IRR of 22.86% and a PB of 8.38 years, is obtained for the Sumatra Selatan basin. Whilst an analysis for Sumatra Tengah basin resulted in an NPV of $ 247 million, equal to an IRR of 18.08% and a PB 10.77 years. The Barito basin generates an NPV of $ 318 million, an IRR of 19.24 % and a PB of 9.77 years and for the Kutei basin an NPV $ 2.012 million, equal to an IRR 46.51 % and a PB 5.77 years is obtained. This model is designed based on a gas price of $ 2.57 /MMBtu, compliant with a regulation of the Product Sharing Contract (PSC) about CBM development policies in Indonesia. The project life considered in the model amounts to 24 years."

"ABSTRAKSalah satu permasalahan dalam memproduksi gas coalbed methane (CBM) adalah lamanya waktu proses dewatering, yaitu pengurasan air untuk menurunkan tekanan sehingga gas metana dapat keluar, termasuk di Lapangan X, Kalimantan. Untuk mempercepat proses dewatering adalah dengan metode well spacing untuk menentukan jumlah sumur yang akan mempengaruhi perolehan gas. Semakin besar jumlah sumur akan meningkatkan produksi CBM, juga akan meningkatkan biaya dan durasi produksinya sehingga diperlukan analisis keekonomian untuk memberikan batasan dan menentukan hasil yang optimum. Studi ini dilakukan dengan simulator numerik untuk melihat efek well spacing dan menggunakan metode cash flow sesuai dengan production sharing contract (PSC) di Indonesia untuk analisis keekonomiannya. Dengan metode ini akan ditemukan well spacing yang optimum baik secara teknik maupun ekonomi. Hasil perhitungan initial gas in place (IGIP) dari perhitungan persamaan volumetrik dan dari studi simulasi reservoir mempunyai perbedaan sebesar 0,71 %, sehingga dapat disimpulkan model simulasi reservoir dapat digunakan untuk melakukan simulasi tahap selanjutnya. Hasil simulasi resevoir yang telah dilakukan menunjukkan bahwa peningkatan produksi CBM (kumulatif produksi gas) dipengaruhi oleh well spacing yang semakin dekat. Hasil keekonomian yang telah dilakukan dipilih skenario yang paling ekonomis (Net Present Value (NPV) tertinggi, nilai Rate of Return (ROR) diatas nilai MARR, nilai Pay Out Time (POT) dan nilai Profitability index (PI) diatas satu) yaitu skenario nomor 9 (well spacing 160 acres, 64 sumur dan gas rate 350 mscf/day) dengan nilai investasi sebesar 98.243.431 USD, kumulatif produksi gas sebesar 101.300 MMSCF, nilai NPV kontraktor sebesar 112.389.939 USD dan NPV Pemerintah sebesar 285,219,170 USD. POT selama 8,6 Tahun dan ROR sebesar 18,4% serta PI sebesar 1,14.

---

ABSTRACTOne of the problems in producing gas from coal bed methane (CBM) is the time of the dewatering process. Dewatering process is draining water to reduce pressure so that methane gas can come out, including in Field X, Kalimantan. To accelerate the dewatering process, a well spacing method is used to determine the number of wells which will affect the cumulative gas production. The more the number of wells will increase CBM gas production but will increase the cost and duration of production so that economic analysis is needed to provide limits and determine the optimum yield. This study will be conducted with a numerical simulator to see the effects of well spacing and using the cash flow method in accordance with the production sharing contract (PSC) in Indonesia for economic analysis. This method will find optimum well spacing both technically and economically. The results of the initial gas in place (IGIP) calculations from volumetric equation calculations and from reservoir simulation studies have a difference of 0.71%, so it can be concluded that reservoir simulation models can be used to carry out the next stage of simulation. The results of the simulation that have been carried out show that the increase in CBM (cumulative gas production) is influenced by closer well spacing. The economic results that have been carried out have chosen the most economical scenario (highest NPV, ROR value above MARR value, POT value and PI value above 1) is scenario number 9 (well spacing 160 acres, 64 wells and gas rate 350 mscf/day) with investment of 98,243,431 USD, cumulative gas production of 101,300 MMSCF, contractor NPV of 112,389,939 USD and Government NPV of 285,219,170 USD. Pay Out Time for 8.6 Years and Rate of return of 18.4% and a Profitability Index of 1.14."

"Pada Tesis ini dibahas studi kelayakan pabrik LNG berbahan baku gas metana batubara (GMB) melalui proses pemurnian dan pencairan. Input data yang dikaji adalah komposisi GMB sehingga diperoleh teknologi pemurnian & pencairan yang cocok digunakan, keekonomian pendirian pabrik dan analisa sensitivitas serta grafik berupa patokan harga jual LNG berdasarkan IRR yang ditargetkan. Pada harga bahan baku GMB senilai $3/MMBTU, harga jual produk LNG $8/MMBTU didapat harga IRR untuk perkiraan pembangunan pabrik LNG berbahan baku GMB pada tahun 2015 didapat sebesar 24,34 % dengan NPV sebesar $ 438.031.452,06 dan payback period selama 5,49 tahun dari mulai masa konstruksi atau 3,49 tahun setelah pabrik beroperasi.

---

This thesis discus about feasibility study LNG plant with coalbed methane as a feed through purification process and liquefaction. The input data uses coalbed methane compositions so that purification process technology and liquefaction technology can be selected. The economic analysis using sensitivity analysis and also graph in showing competent price directive if the suitable price of LNG based on targeted IRR. At the price of coalbed methane raw material $3/MMBTU the price for LNG product is about $8/MMBTU, the estimate IRR value for the development of LNG plant from coalbed methane gas in the year 2015 is equal to 24,34 %, NPV is equal to $ 438.031.452,06 and payback period during 5,49 year from starting the construction period or 4,73 year after plants operates."

"Fase produksi sekunder Lapangan X telah dilaksanakan dalam 10 tahun terakhir untuk mempertahankan tekanan reservoir dan meningkatkan pemulihan minyak, namun pemulihan minyak hanya sebesar 20,9%. Untuk meningkatkan perolehan minyak, dimanfaatkan CO2 gas buang sebesar 507 ton/day dari hasil stripping CO2 removal gas plant sebagai sumber injeksi ke reservoir Lapangan X. Simulator Extended Black Oil digunakan untuk mengevaluasi kinerja injeksi CO2 sehingga didapat laju alir injeksi CO2 optimum sebesar 1000 MCFD dengan produksi minyak kumulatif sebesar 4,2 MMSTB dan penambahan recovery factor sebesar 9,65%. Diperlukan fasilitas tambahan diameter 6 inch x panjang 25.000 kaki pipa gas bawah laut, dan satu kompresor reciprocating 3-tahap untuk menekan gas CO2 dari 2 psig menjadi 600 psig dengan nilai keekonomian dari proyek ini yaitu IRR sebesar 24,99% dan NPV 207,8 juta US$ dengan Pay Back Periode selama 4 tahun.

---

The secondary production phase of Field X has been carried out in the last 10 years to maintain reservoir pressure and improve oil recovery, but oil recovery only 20,9%. To increase oil recovery, a 507 tons/day of CO2 gas venting from stripping CO2 removal gas plant is utilized as a source of injection into reservoir Field X. The performance analysis of CO2 injection was carried out using the Extended Black Oil simulator so that the optimum CO2 injection flow rate of 1000 MCFD was obtained with cumulative oil production of 4.2 MMSTB and an additional recovery factor of 9.65%. Required an additional facility of 6 inch diameter x 25,000 feet subsea gas pipe, and a 3-stage reciprocating gas compressor to suppress CO2 gas from 2 psig to 600 psig with the economic value of this project, namely an IRR of 24.99% and NPV 207.8 million US $ with a Pay Back Period for 4 years."

"Gas merupakan energi transisi yang mampu menekan emisi karbon sehingga dapat menyebabkan perubahan iklim. Pengembangan lapangan gas merupakan implementasi transisi energi sebelum menuju energi baru terbarukan (EBT). Lapangan Natuna D Alpha dengan kandungan CO₂ sebesar 71% dan CH₄ 28%. Sehubungan hal tersebut perlu dilakukan studi untuk membuat gas bumi terproduksi sesuai dengan spesifikasi gas jual. Studi pengembangan lapangan gas ini meninjau dari aspek teknis dan aspek keekonomian yang disebut dengan metode Tekno-Eknomi. Aspek teknis melakukan simulasi teknik membran dengan material polimer tipe Polysulfone dengan rumus matematis kedalam Python dan hasil dari Python dimasukkan kedalam unisim. Teknologi membran untuk memisahkan CO₂ dari gas bumi. Selanjutnya melakukan injeksi CO₂ kembali kebawah permukaan bumi sebagai penerapan carbon capture storage & utilization dengan ruang lingkup menghitung kapasitas penyimpanan CO₂ sequestration dan enhanced gas recovery Sedangkan, pada aspek keekonomian sebagai penentuan  kelayakan proyek dengan menggunakan skema production sharing contract cost recovery yakni Pemerintah dan Kontraktor. Hasilnya mampu memurnikan CH₄ hingga 95,02% dengan kandungan CO₂ sebesar 4,89% dengan nilai investasi sebesar 5.451.869 MUSD. Aspek keekonomian Pengembangan lapangan gas Natuna D Alpha dapat lanjut ketahap eksekusi dengan net present value sebesar 2.595.638 MUSD, kemudian  internal rate of return sebesar 13,84%, dan payback periode pada tahun ke 7,05.

---

The gas is an energy transition that can reduce carbon emissions cause its climate change. Implementation of energy transition by plan of gas field development (POFD). The Natuna D Alpha Field with 71% of CO₂ content and 28% of CH₄ content. It is necessary to study upgrading natural gas specification in accordance with the sales gas specifications. Natuna D Alpha development study using Techno-Economics method. For technical aspect, we design polymer membrane technology with Polysulfone  into Python then input to unisim.  Membrane technology is to separate CO₂ from natural gas. Furthermore, CO₂ captured will re inject to subsurface as the implementation of carbon capture storage & utilization  through estimating CO₂ storage capacity for sequestration and enhanced gas recovery . Meanwhile, the economic aspect is to determine project feasibility using a production sharing contract cost recovery scheme, whose are the Government and the Contractor. The result is 95,02% of CH₄ content with 4,89% of CO₂ content. It needs investment cost of 5.451.869 MUSD. Based on the economic aspect Natuna D Alpha gas field development can proceed to the execution stage that determined net present value (NPV) of USD 24,960 million then IRR is about 13,84%, Payback Period (PBP) in 7,05 year.

"

"Gas alam Indonesia umumnya mengandung kontaminan uap air, N2, CO2, dan H2S, dengan kadar CO2 dan uap air relatif lebih besar dibandingkan N2 dan H2S, contohnya gas alam Natuna memiliki kandungan CO2 sekitar 70% (berbeda dengan minyak dan gas negara-negara Timur Tengah yang cenderung lebih tinggi kandungan H2S-nya). Selama ini, cara konvensional menyerap CO2 adalah dengan menggunakan kolom absorber-regenerator. Sehingga untuk gas alam yang kandungan CO2nya cukup tinggi meningkatkan biaya untuk proses penghilangan CO2nya. Teknologi membran juga telah diterapkan untuk pemisahan ini.Proses membran menggunakan perbedaan konsentrasi sebagai tenaga penggerak (driving force) untuk memisahkan CO2 dari gas alam. Pemisahan CO2 dari gas alam dengan menggunakan membran telah banyak dikembangkan karena prosesnya yang sederhana, mudah, ramah lingkungan, serta konsumsi energi dan biaya operasional yang rendah. Penelitian ini bertujuan untuk mengevaluasi efektivitas kontaktor membran serat berongga sebagai kontaktor proses penyerapan CO2 dari campuran gas CH4-CO2 dan campuran gas N2-CO2 dengan menggunakan air dari aspek perpindahan massa dan hidrodinamika.Penelitian ini menggunakan dua macam membran polipropilen yang berbeda. Yang pertama, membran yang diproduksi oleh Hoechst Celanese bertipe Celgard X-20 yang berdiameter 0,2 cm dan memiliki pori-pori sebesar 0,1 _m dengan menggunakan modul berdiameter 1,6 cm. dan jumlah serat bervariasi dari 12, 15 dan 18. Sementara yang lainnya adalah membran AKZO yang berdiameter 0,27 cm dan memiliki poripori sebesar 0,2 _m dengan menggunakan modul berdiameter 1,9 cm dan jumlah serat bervariasi dari 10, 15 dan 20.Berdasarkan penelitian koefisien perpindahan massa yang diperoleh berkisar dari 1,15 x 10-5 m/s hingga 9,02 x 10-7 m/s. Dari hasil penelitian, didapat bahwa pada proses absorbsi CO2 ke dalam air menggunakan kontaktor membran serat berongga, koefisien perpindahan massa meningkat seiring dengan meningkatnya laju alir dan menurun dengan meningkatnya jumlah serat dalam dimensi modul yang sama. Koefisien perpindahan massa yang terjadi lebih besar jika menggunakan gas campuran CH4-CO2 dibandingkan gas campuran N2-CO2. Sementara itu dari hasil uji hidrodinamika didapat bahwa dengan meningkatnya jumlah serat dan kecepatan aliran, penurunan tekanan yang terjadi semakin besar. Namun, faktor friksi semakin kecil seiring dengan meningkatnya jumlah serat dan kecepatan aliran.

---

Indonesia's natural gas generally contain with water vaporation, N2, CO2, and H2S, with the amount of CO2 and water vaporation relatively higher than the amount of N2 and H2S, as in Natuna's natural gas has the amount of CO2 around 70% (different with the Middle East's oil and gas that more likely to has higher H2S). Up to today, the conventional way to absorb CO2 is by using absorber-regenerator coloum. So that, for the natural gas that has quite high amount of CO2 resulted in big cost of the CO2 elimination process. However, membrane technology is already implemented in this kind of elimination process. Membrane is a blocker between two phase that give selective pathway, so that a particular molecule be able to penetrate the pathway while the other molecule unable to penetrate.

Membrane processing uses the concentration gap as a driving force to separate CO2 from the natural gas. This membrane technique has been widely developed due to its many advantages, such as its simple process, easy, enviromental friendly, and low operational budget with a small number of energy consuming. This research was doing process that contacting CO2-CH4 and CO2-N2 with water by using hollow fiber membrane contactor, varies in many amount of fiber and flow rate of water. Measurement of pH and water temperature and measurement of delta pressure differences in water flow are used in this research.

This research was using two type polypropylene membrane.First, membrane that is produced by Hoechst Celanese bertipe Celgard X-20 with diameter of 0.2 cm and has pore diameter of 0.1 _m. Second, AKZO membrane with diameter of 0.27 cm and has pore diameter of 0.2 _m. This research, flow rate of water varied in 100 lph (liter per hour), 150 lph, 200 lph, 250 lph, 300 lph dan 350 lph.

Based on research, mass transport coefficient is around 1.151 x 10-5 m/s to 9.020 x 10-7 m/s. The result showed that the mass transport is quite high, mass transport coefficient increased inline with flow rate of water and decrease as the amount of fiber was rising up. Moreover, mass transport coefficient was higher by using CH4-CO2 than by using N2-CO2. The hydrodinamics test showed that increasing number of fiber and flow rate resulted in decresing number of delta pressure rate However, the friction factor was shrinking inline with the increasing number of fiber and flow rate."

"Pada tesis dilakukan kajian sebuah pembangkit listrik berbahan bakar gas. Dimana pembangkit ini merupakan sebuah model yang ada dekat mulut tambang gas coalbed methane (CBM). Penggunaan gas CBM ini merupakan tindakan pencarian alternatif bahan bakar untuk pembangkit listrik dikarenakan harga minyak dunia bergerak naik. Biaya pembangkitan yang ditanggung oleh pembangkit sangat tergantung dari harga bahan bakar pembangkit, Dari hasil perhitungan memperlihatkan bahwa biaya modal pembangkit adalah $30.690.000 untuk kapasitas 30.000 watt dengan faktor kapasitas 85%. Dengan total biaya pembangkit adalah $37.037.617 dengan biaya bahan bakar sebesar 3,5 c$/MMbtu Untuk penjualan listrik dari pembangkit ini diperlukan harga jual melebihi harga pembangkitan untuk mendapat keuntungan atau profit. Maka diperhitungkan IRR dan NPV untuk mengetahui apakah ekonomis atau tidak. Nilai dari NPV adalah $48.392.350 dengan IRR sebesar 18% . Payback periodenya adalah 3,5 tahun (3 tahun 6 bulan) Dengan anilisis sensitifitas didapat hasil optimum dengan harga jual listrik 8 c$/kWh, suku bunga 8%, harga gas CBM 6,6 $/MMbtu. Menghasilkan nilai NPV sebesar $38.725.771 dan IRR 14%

---

In this Thesis, a study about power utility using Coalbed methane Gas is conducted. A gas-fired power utility model is made for this study. The use of coalbed methane as the fuel is an alternative solution for power generation due to world oil price started to climb. The Generation cost of utility is very depended with the fuel cost. From the calculation results show that the plant capital cost is $ 30,690,000 for a capacity of 30,000 watts with a capacity factor of 85%. With a total cost of generation is $ 37,037,617 with the fuel cost of 3.5 c $ / MMbtu For the sale price of electricity from the power plant required the sale price exceeds the price of generation for the benefit or profit. Then calculated IRR and NPV to determine whether or not economical. NPV is the value of $ 48,392,350 with an IRR of 18%. The payback period is 3.5 years (3 years 6 months) With sensitivity analysis the oprimum setting is 8 cent$/kWh for the selling price, interest rate at 8% and the CBM gas price is 6,6 $/MMbtu. Net present value is $38.725.771 and IRR 14%"