Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Berdasarkan RUPTL 2017-2026, kebutuhan pasokan gas bumi untuk Pusat Pembangkit Listrik milik PLN semakin meningkat dari tahun ke tahun, termasuk untuk Pusat Pembangkit Listrik di Jawa Bagian Timur yang berlokasi di Gresik, Perak, Grati (Pasuruan) dan Madura (Sumenep). Sayangnya peningkatan kebutuhan pasokan gas bumi ini tidak diimbangi dengan ketersediaan pasokan gas pipa dari sumber-sumber gas bumi di sekitar Jawa Timur, sehingga diperlukan tambahan pasokan gas bumi dalam bentuk LNG dari luar area Jawa Timur dan sekitarnya. Pada penelitian ini dilakukan optimasi rantai pasokan gas bumi, dalam bentuk gas pipa dan LNG, sehingga didapatkan biaya penyediaan gas bumi terendah di plant gate Pusat Pembangkit Listrik Gresik, Perak, Grati dan Madura. Untuk pola logistik pasokan LNG disimulasikan menggunakan 2 (dua) skenario pasokan, yaitu tanpa Hub LNG dan dengan menggunakan Hub LNG di Gesik. Dari hasil optimasi yang dilakukan menggunakan aplikasi LINGO didapatkan model rantai pasokan gas yang paling optimal dengan skema distribusi LNG tanpa menggunakan Hub serta menggunakan kapal pengangkut LNG berukuran 35.000 m³, 55.000 m³ dan 65.000 m³. Biaya Penyediaan bahan bakar gas terendah untuk periode 2020-2027 adalah 8.022 Juta US$ dengan rata-rata harga gas di plant gate Pembangkit sebesar 8,50 ^US$/_MMBTU.

---

Based on RUPTL 2017-2026, the need of natural gas supply for PLNs Power Station will increase from year to year, including for Power Station in Eastern Java located in Gresik, Perak, Grati (Pasuruan) and Madura (Sumenep). Unfortunately, the increasing demand is not followed by the availability of nearby pipeline gas supply sources, so that additional natural gas supply in the form of LNG from outside the area is needed. In this research, natural gas supply chain, both in the form of pipeline gas and LNG will be optimized, so as to obtain the lowest gas supply plant gate cost at Gresik, Perak, Grati and Madura Power Station. LNG supply logistics scheme it is simulated by using 2 (two) supply scenarios, without LNG Hub scenario and using LNG Hub scenario which located at Gresik.  Based on LINGOs optimization result, the most optimal supply chain model obtained by implementing the without LNG Hub scenario using 35.000 m3, 55.000 m3 dan 65.000 m3 LNG vessels. The lowest fuel gas supply cost during 2020-2027 is 8.022 million US$ with an average plantgate gas price at 8,50 US$/MMBTU."

"Sistem rantai suplai LNG di Indonesia menjadi bagian penting dan krusial dari seluruh bisnis proses LNG. Biaya rantai suplai mencakup sebagian besar dari harga jual LNG. Oleh karena itu, keberhasilan desain sistem rantai suplai akan mengurangi beban pihak pembeli dan pemberi subsidi. Tantangan yang ada saat ini adalah sistem distribusi yang belum merata ke seluruh wilayah di Indonesia, baik dalam bentuk LNG maupun listrik. Pada penelitian ini sistem rantai suplai akan difokuskan pada distribusi LNG ke Kawasan Indonesia bagian Timur, yaitu pada daerah kepulauan Maluku dan Papua. Penelitian dimulai dengan membandingkan demanddan supply dari listrik pada seluruh PLTMG di wilayah Indonesia bagian Timur dengan kondisi serta hasil produksi dari Kilang LNG, yaitu Tangguh dan Donggi-Senoro. Data yang diperlukan seperti kapasitas dan lokasi dari rute distribusi dalam sistem rantai suplai ke setiap pembangkit. Kemudian, peneliti membandingkan beberapa metode rantai suplai yang ada secara teoritis. Metode rantai suplai yang digunakan akan didefinisikan dalam variable optimasi berupa fungsi objektif dan fungsi batasan untuk memperoleh hasil maksimal. Output keluaran dari penelitian ini adalah rute serta biaya rantai suplai yang paling optimal dengan cara mendesain suatu sistem rantai suplai dengan software GAMS. Terakhir, hasil optimasi akan di analisa untuk membandingkan dengan teoritis.

---

LNG Supply Chain system has become one of the crucial parts in Indonesia's LNG business process. The overall costs of LNG products consist of the majority from the supply chain costs. Consequently, the successful of system design will decrease the burden for both first and third parties in the business. The optimal distribution system will provide an equivalent for all regions in Indonesia is the main challenge. This research will focus on the equality of electricity supply in the Eastern Region of Indonesia, Maluku, and Papua islands. Preliminary study begins with demand and supply side management will provide insights to balance between the LNG fields, Tangguh and Donggi-Senoro production allocation with the electricity power plants in Eastern Indonesia. The gap for data in the capacity and field facilities condition should be evaluated to help create the efficiency of supply chain systems. The second step is comparison between theoretical supply chain systems with the optimized system. The supply chain systems optimization output is the routing between regions and minimum costs for overall supply chain systems. In this research, we use the GAMS software to solve the optimization process. The final step is analysis for the optimized system for validation."

"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."

"Gas alam sebagai sumber energi lebih diinginkan dibandingkan bahan bakar fosil lainnya seperti batu bara dan minyak bumi dikarenakan lebih ramah lingkungan. Isu besar yang muncul adalah pemilihan pembangkit listrik baru, apakah menggunakan gas alam atau batu bara sebagai sumber energi. Untuk membuat pembangkit listrik dengan bahan bakar gas alam lebih diinginkan, beberapa tahap harus diambil, salah satunya adalah dengan optimisasi. Penelitian ini akan mengoptimisasi lokasi dari lima pembangkit listrik beserta rute optimalnya dari sebelas lokasi dan dua sumber gas, agar panjang pipa dengan pembebanan menjadi minimum. Sehingga, sebuah model matematis dibangun untuk menyelesaikan permasalahan tersebut, yang merupakan masalah Mixed Integer Non Linear (MINLP). Optimisasi dua tahap digunakan untuk mendapatkan solusi. Tahap pertama digunakan untuk memperoleh lokasi dan rute pipa yang optimal, tahap kedua digunakan untuk memperoleh diameter pipa dan konfigurasi kompresor yang optimal. Elemen pembebanan ditambahkan kepada panjang pipa untuk mengakomodasi perbedaan diameter pipa. Tiga skenario dibangun pada penelitian ini untuk memberikan kemungkinan lokasi dan rute yang berbeda menurut skenario masa depan yang dapat terjadi. 

---

Natural gas as source of energy is more desirable than other fosil fuel such as coal and oil because of environmental advantage. A big issue comes from the decision of new power plant, whether using natural gas or coal as source of energy. In area such as South East Asia, natural gas prices is higher than coal, hindering such uses. In order to make natural gas power plant more viable, some steps must be taken, such as optimization. This study will optimize the location of 5 power plant and pipeline route between 11 location and 2 natural gas sources, so the weighted length is minimum. Thus, a mathematical model developed to solve the problem, which is a Mixed Integer Nonlinear Problem (MINLP). Two step optimization used to obtain solution. The first step is used to obtaion optimal location and pipeline route, the second step is used to obtain optimal pipeline diameter and compressor configuration. A weighting element added to the pipeline length to accomodate the difference of pipeline diameter. Three scenarios are made in this study to give a different location and routing possibility regarding possible future scenarios."

"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).

---

Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.

The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.

Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.

The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."

"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."

"Penyimpanan Liquified Natural Gas (LNG) dapat terjadi Boil-off Gas (BOG) karena suhu lingkungan lebih tinggi dari suhu LNG sehingga berpengaruh terhadap kuantitas dan kualitas LNG. Banyaknya BOG yang terbentuk disepanjang rantai suplai, berubah terhadap waktu. Penelitian ini bertujuan mengetahui banyaknya BOG yang terbentuk dan perubahan kualitas LNG seperti wobbe index, methane number dan heating value yang terintegrasi disepanjang rantai suplai serta untuk mengetahui pengaruh jarak shipping. Metode yang digunakan yaitu proses simulasi dengan sistem dinamik menggunakan software UniSim Design R390.1. Dari hasil yang didapat, Pada proses loading LNG, BOG yang terjadi sebanyak 2.966 m3 atau sekitar 2,7% dari total LNG yang dibawa. Pada shipping 4.118 m3 atau sekitar 4%. dan pada unloading LNG 2.545 m3, sekitar 2,63% dari sisa LNG setelah proses shipping. Semakin lama waktu shipping maka dapat meningkatkan nilai heating value dan Wobbe index serta menurunkan methane number.

---

Storage of Liquified Natural Gas (LNG) can occur Boil-off Gas (BOG) because the ambient temperature is higher than the temperature of LNG, it affects on the quantity and quality of LNG. The number of BOGs that are formed along the supply chain changes with time. This study aims to determine the amount of BOG formed and changes in LNG quality such as the Wobbe index, methane number and integrated heating value along the supply chain and also to determine the effect of shipping distance.

The method used is a dynamic system simulation process using UniSim Design R390.1 software. From the results obtained, in the LNG loading process, the BOG that occurred was 2,966 m3 or about 2.7% of the total LNG carried. At shipping 4,118 m3 or about 4%. and on LNG unloading of 2,545 m3, around 2.63% of the remaining LNG after the shipping process. The longer shipping time can increase the heating value and Wobbe index and reduce the methane number."

"Sistem Ketenagalistrikan Provinsi Aceh dipasok oleh Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) berbahan bakar Liquefied Natural Gas (LNG), PLTU Batubara dan PLTD berbahan bakar solar serta transfer dari sistem Sumatera Utara saat beban puncak. Dimana bahan bakar LNG mendapat kiriman dari Kilang Tangguh Papua yang diregasifikasi di Perta Arun Gas, Lhokseumawe Provinsi Aceh, sehingga biaya produksi nya mahal karena jauhnya sumber pasokan gas. Untuk mendapatkan biaya produksi listrik yang lebih murah dapat dilakukan dengan menggunakan potensi gas yang ada di provinsi Aceh. Pada penelitian ini akan menghitung nilai keekonomian dengan membandingkan pemakaian dua jenis bahan bakar gas yaitu bahan bakar gas mulut sumur dan gas LNG untuk pembangkit listrik PLTG dan PLTMG, untuk mengetahui biaya produksi listrik masing-masing pembangkit dengan bahan bakar yang sama. Berdasarkan hasil perhitungan, Pembangkit listrik tenaga mesin gas dengan bahan bakar gas mulut sumur memiliki biaya produksi dengan nilai keekonomian paling baik yaitu 1,231.12 Rp/kWh lebih rendah dari tarif listrik sebesar 1,467 Rp/kWh, serta memiliki IRR sebesar 21,15% dan waktu pengembalian modal 5,54 tahun. Dengan mengetahui nilai yang paling ekonomis untuk pembangunan pembangkit dengan bahan bakar gas mulut sumur maka dapat dijadikan dasar untuk pengambilan kebijakan dalam pemilihan pembangunan pembangkit listrik yang ekonomis untuk daerah dengan potensi gas seperti di provinsi Aceh.

---

The Aceh Province Electricity System is supplied by Gas Engine Power Plant (GEPP) fuelled by Liquefied Natural Gas (LNG), Coal-fired power plant and Diesel Engine with Diesel fuel and transfers from the North Sumatra system during peak loads. LNG fuel is sent by ship from the Tangguh Papua Refinery which is regasification in Perta Arun Gas, Lhokseumawe, Aceh Province, so the production costs are expensive due to the distance from the gas supply sources. To get cheaper electricity production costs, it can be done by using the gas potential in Aceh province. In this study, the economic value will be calculated by comparing the use of two types of gas fuel, namely wellhead gas fuel and LNG gas for Gas Turbine and Gas Engine power plants, to determine the cost of electricity production for each power plant with the same fuel. Based on the calculation results, gas engine power plant with fuel from the Wellhead Gas has the best production costs with value of IDR 1,231.12/ kWh lower than the electricity tariff of IDR 1,467 /kWh, and has an IRR of 21,15% and a payback period of 5,54 years. By knowing the most economic value for the construction of power plant with Wellhead Gas, it can be used as a basis for policy making in choosing an economical power plant development for areas with gas potential, such as in Aceh province"

"Adanya kesepakatan Paris 2015 mengenai emisi gas rumah kaca membuat gas bumi mulai banyak dipilih sebagai bahan baku untuk pembangkit listrik. Distribusi gas bumi sebagai sumber bahan bakar alternatif mengharuskan dalam bentuk cair (Liquefied Natural Gas) apabila jarak yang ditempuh cukup jauh. Selain itu, apabila LNG akan digunakan sebagai sumber bahan bakar pembangkit listrik, dibutuhkan proses regasifikasi terlebih dahulu Oleh karena itu value chain dari rantai pasok LNG menjadi yang terpanjang dibanding bahan bakar lain. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan skema distribusi LNG yang optimal dengan melakukan optimisasi meminimalkan biaya distribusi dan biaya regasifikasi. Optimisasi dilakukan dengan cara mencari data investasi dan spesifikasi dari kapal LNG dan terminal regasifikasi, beserta permintaan LNG di lokasi pemenuhan rantai pasok. Optimisasi dilakukan dengan metode MILP menggunakan perangkat lunak GAMS dengan solver CPLEX. Hasil optimisasi memperlihatkan bahwa klaster Bangka-Belitung-Pontianak menggunakan jaringan distribusi hub-spoke dengan kapal LNG berukuran 1.500 m3 sebanyak satu buah, 2.500 m3 sebanyak satu buah, 10.000 m3 sebanyak empat buah, dan 12.000 m3 sebanyak dua buah serta kapasitas penyimpanan berukuran 2.000 m3, 3.000 m3, 3.500 m3, 15.000 m3 dan 17.000 m3. Biaya pengapalan pada klaster Bangka-Belitung-Pontianak berada pada rentang $1,06 - $3,23 per MMBtu dan biaya regasifikasi pada rentang $0,58 - $0,87 per MMBtu. Sedangkan untuk klaster Sulawesi menggunakan jaringan distribusi milk-run dengan ukuran kapal LNG 20.000 m3 sebanyak dua buah dan 23.000 m3 sebanyak dua buah serta kapasitas penyimpanan berukuran 1.000 m3, 2.000 m3, 3.000 m3, 4.500 m3, 8.500 m3, dan 10.000 m3. Biaya pengapalan pada klaster Sulawesi berada pada rentang $1,55 - $1,71 per MMBtu dan biaya regasifikasi pada rentang $1,18 - $1,66 per MMBtu. Perubahan sumber LNG pada masing-masing klaster tidak mengubah jaringan distribusi terpilih, namun tetap mengubah rute dan infrastruktur logistik sehingga mengubah pula biaya pengapalan dan biaya regasifikasi.

---

Paris agreement on greenhouse gas emissions has made natural gas chosen as a raw material for electricity generation. Natural gas distribution as an alternative fuel source requires in the form of liquid (Liquefied Natural Gas) if the distance traveled is far enough. Also, if LNG is to be used as a fuel source for power plants, a regasification process is needed. Therefore, the value chain of the LNG supply chain is the longest compared to other fuels. This study aims to obtain an optimal LNG distribution scheme by optimizing distribution costs and regasification costs. The optimization is carried out by finding investment data and specifications from the LNG ship and regasification terminal, along with LNG demand at the supply chain fulfillment location. Optimization using MILP method with GAMS software with the CPLEX solver. Optimization results show that Bangka-Belitung-Pontianak cluster uses hub-spoke distribution network with one 1,500 m3 LNG vessel, one 2,500 m3, four 10,000 m3, and two 12,000 m3 also storage capacity is 2,000 m3, 3,000 m3, 3,500 m3, 15,000 m3 and 17,000 m3. Shipping costs in Bangka-Belitung-Pontianak cluster are in the range of $1.06 - $3.23 per MMBtu and regasification costs in the range of $0.58 - $0.87 per MMBtu. As for the Sulawesi cluster, it uses milk-run distribution network with two 20,000 m3 LNG vessels and two 23,000 m3 LNG vessels also storage capacity is 1,000 m3, 2,000 m3, 3,000 m3, 4,500 m3, 8,500 m3, and 10,000 m3. Shipping costs in the Sulawesi cluster are in the range of $1.55 - $1.71 per MMBtu and regasification costs in the range of $1.18 - $1.66 per MMBtu. Changes in LNG sources in each cluster do not change the distribution network, but still change the route and logistics infrastructure so that it also changes shipping costs and regasification costs."

"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."