Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPertumbuhan sektor komersial Indonesia termasuk di Jawa Timur meningkat setiap tahunnya. Hal ini berdampak pada peningkatan permintaan LPG komersial di Jawa Timur. Akan tetapi, produksi LPG di Indonesia tidak mampu memenuhi permintaan LPG. Di lain hal, cadangan gas bumi di Indonesia cukup tinggi sehingga dapat dimanfaatkan untuk alternatif bahan bakar LPG tersebut. Terdapat dua metode penyaluran gas bumi untuk komersial yang dapat dimanfaatkan selain menggunakan pipa, yaitu CNG dan LNG. Tujuan penelitian ini adalah menentukan peran CNG dan LNG retail dalam mengatasi masalah keterbatasan pasokan LPG dan memperoleh analisis keekonomian CNG dan LNG retail yang digunakan sebagai alternatif LPG komersial. Adapun metode yang digunakan adalah dengan menggunakan perhitungan harga CNG dan LNG kemudian dilanjutkan dengan metode cash flow dengan menggunakan indikator IRR, NPV, dan Payback Period. Hasil dari penelitian ini adalah CNG dan LNG retail memiliki peran sebagai alternatif LPG. Dengan harga rata-rata CNG lebih murah sekitar 12,78% dan LNG 17,93% dari LPG. CNG dan LNG retail juga memberikan keuntungan bagi pelanggan di penelitian ini dalam masa Payback Period sebesar Rp 164.875.503 sampai Rp 28.437.023.977 dengan CNG, bila menggunakan LNG, maka keuntungan yang diperoleh berkisar pada Rp 767.859.020 sampai Rp 23.413.574.701. Adapun IRR keseluruhan CNG retail yang didapatkan adalah sebesar 23% dan LNG retail sebesar 31%. Nilai NPV keduanya bernilai positif dan Payback Period CNG adalah 4 tahun sedangkan Payback Period LNG adalah 3 tahun. Bila dibandingkan dengan listrik, rata-rata persentase selisih antara harga listrik dan CNG retail adalah sebesar 23,63 % sedangkan untuk LNG retail adalah sebesar 28,14%.

---

ABSTRACTThe growth of Indonesia's commercial sector, including in East Java, is increasing every year. This has an impact on increasing the demand for commercial LPG in East Java. However, LPG production in Indonesia is unable to meet LPG demand. On the other hand, natural gas reserves in Indonesia are high enough so that they can be used for alternative LPG fuels. There are two methods of distributing natural gas for commercial use that can be used in addition to using pipes, namely CNG and LNG. The purpose of this study is to determine the role of CNG and LNG in overcoming the problem of LPG supply limitations and obtain an economic analysis of retail CNG and LNG used as alternatives to commercial LPG. The method used is to use CNG and LNG price calculations and then proceed with the cash flow method using the IRR, NPV, and Payback Period indicators. The results of this study are CNG and LNG have a role as alternative LPG. With an average CNG price of around 12,78% and LNG 17,93% lower than LPG, CNG and LNG also provided benefits for customers in this study for a Payback period of Rp 164.875.503 to Rp 28.437.023.977 with CNG, if using LNG, the benefits range from Rp. 767.859.020 to Rp. 23.413.574.701. The overall IRR of CNG obtained was 23% and LNG was 31%. Both NPV values are positive and Payback Period CNG is 4 years and Payback Period LNG is 3 years."

"Wilayah Jawa Barat merupakan salah satu wilayah yang mempunyai potensi sumber gas yang besar sehingga dapat dimanfaatkan sebagai bahan bakar khususnya untuk kendaraan bermotor dan juga terdapat beberapa kilang untuk pengolahan gas. Tesis ini bertujuan untuk menganalisis pemanfataan penggunaan LPG dan CNG sebagai bahan bakar kendaraan bermotor serta analisis resiko di wilayah Jawa Barat. Analisis pemanfaatan tersebut dibagi dalam tiga sisi yaitu konsumen, produsen dan pemerintah. Pertama, Konsumen akan memperoleh penghematan bahan bakar sebesar Rp 3.400 jika menggunakan bahan bakar CNG dan Rp 2.900 jika menggunakan LGV, sedangkan biaya konversi yang dikeluarkan konsumen untuk peralatan konverter kit akan memperoleh pengembalian modal selama 2 tahun dengan menggunakan bahan bakar CNG atau LGV dengan asumsi biaya konversi sebesar Rp 12.000.000. Kedua, produsen yang berinvestasi dalam pembangunan SPBG akan memperoleh pengembalian modal selama 5 tahun jika membangun 1 unit SPBG CNG, 3 tahun lebih cepat jika membangun 1 unit SPB LGV. Ketiga, pemerintah akan memperoleh penghematan subsidi pertahun sebesar Rp 0.55 trilyun jika menggunakan bahan bakar LGV saja dan Rp 0.66 trilyun jika menggunakan CNG saja dengan asumsi keberhasilan konversi 10%. Untuk analisis resiko pada aspek konsumen memperoleh nilai total resiko keseluruhan sebesar 8.42, Produsen 8.56 sedangkan pemerintah 9.80 dengan arti bahwa tingkat resiko mencapai zona Accaptable.

---

The West Java is one of the areas which have a great potential source of gas, that can be used as fuel especially for vehicles and also there are several refineries for processing gas. This thesis intend to analyze of LPG and CNG usage as an automotive fuel as well as the risk of analysis in West Java. The analysis of fuel Usage is divided into three sides, that is the consumers, manufacturers and governments. First, the Consumers are will be obtain fuel savings of Rp 3.400 when use CNG and Rp 2.900 by using LGV. The spent of conversion costs for converter kit, the consumers will receive payback for 2 years by using CNG or LGV fuel costs with the conversion assumption of Rp 12,000,000. Second, the manufacturers are invest on the development of gas stations will have a payback of 5 years if the build one unit of the CNG station and 3 years sooner if build one unit of the LGV station. Third, the government will obtain annual subsidy savings of Rp 0.55 trillion if using LGV only and Rp 0.66 trillion only by using CNG with the assumption 10% conversion of success. The risk analysis on the consumer aspects of the obtaining a total value overall risk of 8.42, while the government's are 8.56 the Manufacturer are 9.80, with the meaning of that reaches the level of risk accaptable zone."

"ABSTRAKBerdasarkan data dari kementrian ESDM, pada tahun 2013-2028 terdapat ketidakseimbangan antara supply dan demand gas bumi, khususnya di regional Jawa Timur dan Bali. Untuk itu perlu dilakukan penambahan infrastruktur gas berupa pembangunan terminal penerima LNG. Salah satu lokasi yang dipilih untuk direncanakan dibangun terminal penerima LNG adalah di Gresik Jawa Timur. Dalam pembangunan terminal penerima LNG diperlukan pemilihan teknologi agar sesuai dengan kondisi di tempat tersebut dan diharapkan dapat memberikan manfaat finansial. Tujuan dari penulisan tesis ini adalah untuk mendapatkan teknologi yang paling sesuai untuk diaplikasikan di terminal penerima LNG di Jawa Timur dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian. Pada penelitian ini akan dilakukan pemilihan teknologi terminal penerima LNG berbasis lokasi dan pemilihan teknologi regasifikasi menggunakan metode Analytical Hierarchy Process. Selain itu juga dilakukan perhitungan keekonomian dan sensitivitas. Hasil dari penelitian ini adalah diperoleh bahwa jenis terminal LNG yang paling sesuai di Gresik Jawa Timur adalah Land Based Terminal LNG dengan menggunakan teknologi regasifikasi Shell and Tube Vaporizer.Pembangunan land based terminal LNG di Gresik Jawa Timur layak untuk dilaksanakan karena biaya regasifikasi 0,468 USD/MMBTU, NPV 31.943.500 USD, IRR 19,25 , BC Ratio 1,23 dan PBP 3,4 tahun. Faktor throughput untuk pembangkit memiliki sensitivitas terbesar terhadap IRR.

---

ABSTRACTBased on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, in the year 2013 2028 there is an imbalance between supply and demand of natural gas, especially in East Java and Bali. For that we need to add gas infrastructure in the form of construction of LNG receiving terminal. The planned LNG receiving terminal is located in Gresik, East Java. The purpose of this thesis is to obtain the most suitable technology to be applied at the LNG receiving terminal in East Java by considering the technical and economic aspects. In this research would be selected LNG receiving technology based on terminal location and selection of regasification technology using Analytical Hierarchy Process method. Economical analysis and sensitivity test were also done. The result of this research shows that the most suitable LNG terminal in Gresik East Java is Land Based LNG Terminal by using Shell and Tube Vaporizer regasification technology. The construction of a ground based LNG terminal in Gresik East Java is feasible to be implemented due to regasification costs of 0.468 USD MMBTU, NPV 31,943,500 USD, IRR 19.25 , BC Ratio 1.23 and PBP 3.4 years. The throughput factor for the power plant has the greatest sensitivity to IRR."

"Transisi energi semakin mendesak untuk dilaksanakan dengan memanfaatkan sumber daya terbarukan yang berlimpah. Biogas merupakan salah satu alternatif bahan bakar terbarukan yang menjanjikan. Salah satu bentuk transportasi biogas adalah dalam bentuk Liquefied Biomethane atau Bio-Liquefied Natural Gas (Bio-LNG) yang dihasilkan dari proses produksi biogas. Produksi Biogas melewati proses Anaerobic Digestion (AD) yang melibatkan dekomposisi anaerobik bahan organik kompleks yang kemudian diuraikan lebih lanjut untuk menghasilkan biogas. Sebagai salah satu penghasil CPO terbesar di Dunia, setiap tahunnya Indonesia menghasilkan 45,5 juta limbah cair POME (Palm Oil Mill Effluent) yang apabila tidak dikelola dengan baik menghasilkan metana secara langsung ke atmosfer dan bersifat merusak. Dengan nilai potensi produksi biogas sebesar 0,63 m3 biogas/kg COD POME, dapat dihasilkan biogas yang besar dari konversi tersebut. Sebagai studi awal, kapasitas pabrik Bio-LNG ditetapkan sebesar 1,08 BBTUD dengan kebutuhan laju alir POME sebesar 42.400 kg/h yang kemudian diproses menjadi biogas. Mengingat tersebarnya Pabrik Kelapa Sawit (PKS) sebagai sumber bahan baku, analisis lokasi pemilihan pabrik Bio-LNG merupakan faktor penting dalam analisis kelayakan keekonomian proyek ini. Provinsi Riau dipilih sebagai lokasi potensial karena memiliki banyak PKS dan sumber POME yang melimpah. Dengan teknologi kolam tertutup, biogas diproduksi dan dibersihkan dari pengotor malalui proses water scrubbing. Biogas yang sudah mengandung kadar metana yang tinggi dan bersih dari pengotor selanjutnya dilikuifaksi dengan proses Single Mixed Refrigerant (SMR). Analisis keekonomian menunjukkan proyek ini layak dengan Internal Rate of Return (IRR) sebesar 12%, Net Present Value (NPV) sebesar USD 7.128.829, dan Payback Period selama 11 tahun 5 bulan. Tarif Bio-LNG ditetapkan sebesar 12,40 USD/MMBTU. Secara keekonomian proyek dapat dinilai layak namun tetap harus mempertimbangkan risiko-risiko yang ada terkait investasi dalam penelitian lebih lanjut. Penelitian ini diharapkan dapat memberikan pemahaman yang lebih mendalam tentang faktor-faktor keekonomian yang mempengaruhi pabrik Bio-LNG di Indonesia. Dengan demikian, bermanfaat untuk pertimbangan Pembangunan pabrik Bio-LNG dalam mendukung transformasi energi menuju keberlanjutan di Indonesia.

---

The energy transition is becoming increasingly urgent, necessitating the utilization of abundant renewable resources. Biogas emerges as a promising alternative renewable fuel. One of the viable forms of transporting biogas is in the form of Liquefied Biomethane, also known as Bio-Liquefied Natural Gas (Bio-LNG), which is produced through the biogas production process. The production of biogas involves the process of Anaerobic Digestion (AD), which entails the anaerobic decomposition of complex organic matter, subsequently breaking it down further to generate biogas. As one of the largest producers of Crude Palm Oil (CPO) globally, Indonesia annually generates 45.5 million tons of Palm Oil Mill Effluent (POME). If not properly managed, POME releases methane directly into the atmosphere, which is highly detrimental. With a biogas production potential of 0.63 m³ biogas/kg COD POME, significant amounts of biogas can be derived from this conversion. As an initial study, the capacity of the Bio-LNG plant is set at 1.08 BBTUD with a POME flow rate requirement of 42.400 kg/h, which is then processed into biogas. Given the widespread distribution of Palm Oil Mills (POM) as a source of raw material, the location analysis for the Bio-LNG plant is a crucial factor in the project's economic feasibility. Riau Province is identified as a potential site due to its numerous POM and abundant POME resources. With Covered Lagoon technology, biogas is produced and cleaned of impurities through the water scrubbing process. The biogas, now containing a high methane content and free from impurities, is then liquefied using the Single Mixed Refrigerant (SMR) process. The economic analysis indicates that this project is feasible, with an Internal Rate of Return (IRR) of 12%, a Net Present Value (NPV) of USD 7.128.829, and a Payback Period of 11 years and 5 month. The Bio-LNG tariff is set at 12.40 USD/MMBTU. Economically, the project can be considered feasible, but the associated investment risks must still be taken into account in further study.This study aims to provide a deeper understanding of the economic factors influencing Bio-LNG plants in Indonesia. Thus, expected to make a significant contribution to supporting the energy transition towards sustainability in the country."

"ABSTRAKProgram konversi minyak tanah tanah ke Liquefied Petroleum Gas LPG sejak 2007 telah berhasil dilakukan, indikasinya adalah tren penggunaan LPG semakin meningkat setiap tahunnya hingga saat ini. Dibalik kepopulerannya LPG terdapat kelemahannya antara lain sering tejadinya kasus ledakan tabung gas, kelangkaan pasokan, serta sebagian besar LPG di impor dari luar negri. Program Jaringan gas kota yang dicanangkan pemerintah dalam hal ini kementrian ESDM bertujuan salah satunya adalah dapat menggeser penggunaan konsumsi LPG. Sehingga bukan hanya pengurangan impor LPG tapi melainkan subsidi LPG juga dapat ditekan. Pada penelitian ini dilakukan analisis mengenai konsumsi bahan bakar untuk memanaskan air hingga mencapai suhu tertentu. Didapat bahwa bahan bakar yang paling cepat dan biaya paling murah adalah dengan menggunakan bahan bakar gas kota, yaitu 186 detik dengan biaya Rp. 68 . Selain itu dianalisis juga penerapan bahan bakar jika dimanfaatkan untuk daerah DKI Jakarta.

---

ABSTRACTKerosene conversion program to Liquefied Petroleum Gas LPG since 2007 has been successfully carried out, the indications are the trend of the use of LPG has increased every year until now. Behind the popularity of LPG there are disadvantages include frequent case of occurrence of gas cylinder explosion, scarcity of supply, as well as most of LPG imported from abroad. City gas network programs launched by the government in this case the Ministry of Energy and Mineral Resources aims is able to shift the use of LPG consumption. So that not only a reduction in imports of LPG, but also reducing LPG subsidies. In this research, analyzed the fuel consumption to heat the water until it reaches a certain temperature. Found that fuel the fastest and most inexpensive cost is to use city gas fuel, ie 186 seconds at a cost of Rp. 68. In addition it also analyzed the application of fuel when used for the Jakarta area."

"Neraca Gas Bumi Indonesia 2018-2027 mengidentifikasi bahwa pasokan gas bumi secara alamiah akan cenderung menurun sementara permintaan gas bumi terus meningkat seiring dengan meluasnya penggunaan gas bumi, baik digunakan sebagai bahan baku, proses produksi, maupun sebagai bahan bakar, terutama pada pembangkit listrik yang telah beroperasi dan pembangkit listrik baru yang akan datang. Dengan kondisi tersebut, liquefied natural gas (LNG) memegang peranan penting dalam memenuhi kekurangan antara pasokan dan permintaan gas bumi untuk menjaga keandalan energi. Sehubungan dengan rencana pembatasan ekspor LNG oleh Pemerintah Indonesia untuk memenuhi kebutuhan LNG domestik, kesiapan terminal regasifikasi LNG harus diperhatikan. Investasi tangki penyimpanan LNG sekitar 45% dari total capital expenditure (CAPEX) (Mokhatab, 2014), sehingga perlu mempertimbangkan pemilihan tangki penyimpanan LNG yang optimal untuk terminal LNG. Studi ini bertujuan untuk membahas pemilihan tangki penyimpanan LNG yang optimal dengan mempertimbangkan kriteria teknis dan ekonomis. Jenis tangki penyimpanan LNG yang akan dibahas meliputi opsi flat bottom tank (FBT), vertical bullet tank, dan floating storage unit (FSU). Tesis ini menganalisis aspek teknis dan ekonomi berupa jadwal penyediaan tangki, area tambahan yang dibutuhkan, ketersediaan pasar dan estimasi CAPEX serta operational expenditure (OPEX) untuk menentukan besarnya biaya infrastruktur, untuk pembangunan tangki penyimpanan LNG pada terminal regasifikasi LNG dengan kebutuhan 40 BBTUD dengan proses pengambilan keputusan menggunakan metode analytic hierarchy process (AHP). Hasil analisis menunjukkan bahwa FBT merupakan tangki penyimpanan yang paling sesuai dan optimal untuk dibangun, dengan perkiraan CAPEX terminal secara keseluruhan sekitar 64,5 juta USD dan OPEX sekitar 21 juta USD per tahun. Opsi tangki penyimpanan yang dipilih akan menghasilkan harga infrastruktur untuk terminal LNG tersebut sebesar 1.86 USD/MMBTU.

---

Indonesia's Natural Gas Balance 2018-2027 identifies that natural gas supply will naturally tend to decrease while natural gas demand continues to increase in line with the widespread use of natural gas, both as a raw material, for production processes, and as a fuel, especially in existing operated and the upcoming new power plants. Following this situation, liquefied natural gas (LNG) is essential in filling the gap between natural gas supply and demand to preserve energy reliability. Concerning the LNG export limitation plans by the indonesian governance to satisfy Indonesia's LNG demand, LNG regasification terminal readiness must be noted. LNG storage tank investment is around 45% of total capital expenditure (CAPEX) (Mokhatab, 2014), so it is necessary to consider the optimal LNG storage tank selection for the LNG terminal. This study aims to discuss the selection of the optimum LNG storage tank by considering technical and economic criteria. The types of LNG storage tanks that will be addressed include flat bottom tank (FBT), bullet tank (Vertical Tank), and floating storage unit (FSU) options. This paper analyzes the technical and economic aspects of the schedule, additional area required, market availability, CAPEX and operational expenditure (OPEX) estimation to determine the infrastructure costs, for the construction of an LNG storage tank at LNG regasification terminal with a demand of 40 BBTUD with a decision-making process using the analytic hierarchy process (AHP) method. The results of the analysis show that the FBT is the most suitable and optimal storage tank to be built, with an estimated overall terminal CAPEX of approximately 64.5 million USD and OPEX of approximately 21 million USD per year. The selected storage tank option will result in an infrastructure price for the LNG terminal of 1.86 USD/MMBTU."

"Indonesia merupakan salah satu negara di dunia yang mempunyai potensi minyak dan gas bumi yang cukup besar. Nusa Tenggara Timur (NTT) merupakan salah satu wilayah dengan kebutuhan gas bumi yang cukup besar. Pulau Flores merupakan salah satu pulau di NTT yang memiliki potensi energi khususnya energi terbarukan yang cukup besar. Namun, masih banyak proyek pemanfaatan energi terbarukan yang belum terealisasi. Selain rasio elektrifikasi yang rendah, Pulau Flores memiliki permasalahan lain berupa harga LPG yang masih cukup mahal dikarenakan letak terminal LPG terdekat cukup jauh. Salah satu bentuk pemanfaatan gas bumi yang dapat diaplikasikan pada terminal regasifikasi adalah LPG recovery. Hasil simulasi menggunakan Aspen Hysys v11 menunjukkan bahwa terminal regasifikasi terintegrasi dapat menghasilkan 4,54 MMSCFD gas bumi dan 9,71 ton LPG/hari. Hasil dari analisis profitabilitas mendapatkan skema S-1b sebagai opsi terbaik dari segi ekonomi dengan nilai NPV $ 14.365, IRR 8,61%, dan PBP 9,42 tahun. Harga gas plant gate yang didapat dari perhitungan adalah sebesar $ 7,6/MMBTU dengan biaya regasifikasi sebesar $ 1,7/MMBTU.

---

Indonesia is one of the countries in the world that has considerable oil and gas potential. East Nusa Tenggara (NTT) is one of the regions with considerable natural gas needs. Flores Island is one of the islands in NTT which has considerable energy potential, especially renewable energy. However, there are still many renewable energy utilization projects that have not yet been realized. Besides the low electrification ratio, Flores Island has another problem in the form of LPG prices which are still quite expensive because the location of the nearest LPG terminal is quite far away. One form of natural gas utilization that can be applied to the regasification terminal is LPG recovery. Simulation results using Aspen Hysys v11 show that an integrated regasification terminal can produce 4.54 MMSCFD of natural gas and 9.71 tons of LPG / day. The results of the profitability analysis obtained the S-1b scheme as the best option in terms of economics with a NPV value of $ 14,365, an IRR of 8.61%, and a PBP of 9.42 years. The gate plant gas price obtained from the calculation is $ 7.6 / MMBTU with a regasification fee of $ 1.7 / MMBTU."

"Suksesnya Program Konversi Minyak Tanah ke LPG yang dimulai sejak tahun 2007 menyebabkan meningkatnya kebutuhan LPG nasional. Namun kapasitas produksi LPG nasional tidak dapat mengikuti peningkatan kebutuhan LPG nasional. Dimetil Eter (DME) dapat dimanfaatkan sebagai bahan pencampur LPG. Untuk mendorong pemanfaatan campuran LPG-DME di sektor rumah tangga perlu didorong melalui mandatori Pemerintah.Keekonomian pemanfaatan DME yang diproduksi dari batubara sebagai bahan bakar pencampur LPG di sektor rumah tangga di Indonesia melalui mandatory Pemerintah ditinjau untuk 2 skenario, yaitu pemanfaaran LD20 (campuran LPG-DME dengan komposisi 80%-20%) dan LD50 (campuran LPGDME dengan komposisi 50%-50%). Keekonomian pemanfaatan DME dievaluasi dengan menghitung penghematan Pemerintah selama 5 tahun anggaran dari selisish biaya LPG yang dapat tersubstitusi oleh DME di titik distribusi Depot serta biaya pembagian paket perdana 3 Kg (kompor khusus dan tabung) yang merupakan bagian dari kebijakan mandatori. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk parameter komposisi campuran LPG-DME, Harga Indeks Pasar (HIP) LPG, harga batubara, rasio efisiensi bahan baku, total investasi, dan IRR.Dari hasil perhitungan, didapatkan penghematan Pemerintah selama 5 tahun anggaran untuk pemanfaatan LD20 bernilai negatif yaitu sebesar USD -1,34 milyar, dan pemanfaatan LD50 bernilai positif yaitu USD 796 juta. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa minimal komposisi LPG-DME adalah 60%-40% untuk memperoleh penghematan Pemerintah bernilai positif. Perubahan HIP LPG sangat sensitif terhadap nilai penghematan Pemerintah untuk pemanfataan LD20 dan LD50. Sedangkan perubahan harga batubara, rasio efisiensi bahan baku, total investasi, dan IRR tidak sensitif terhadap nilai penghematan Pemerintah untuk pemanfaatan LD20.Untuk mandatori pemanfaatan LD50, penghematan akan mencapai negatif apabila HIP LPG mencapai kurang dari 375 USD/ton dengan resiko sebesar 5% dan harga batubara mencapai lebih dari 70 USD/ton dengan resiko sebesar 45%. Sedangkan untuk LD20, penghematan akan mencapai positif apabila HIP LPG mencapai lebih dari 600 USD/ton dengan potensi sebesar 70%.

---

The Success of Switching Kerosene to LPG Programme in Indonesia started from 2007 has been causing the increasing of LPG demand. But, LPG production capacity is not equal with the increasing of LPG demand. Dimethyl ether (DME) can be used as mixing component of LPG. To encourage utilization DME for LPG-DME mixture in household sector need Government mandatory.The economic of DME -coal derived- utilization as mixing fuel of LPG in Indonesia through Government mandatory can be reviewed for 2 scenarios: utilization LD20 (LPG-DME mixture with 80%-20% composition) and LD50 (LPG-DME mixture with 50%-50% composition). The economic of DME utilization can be evaluated with calculate government?s saving during 5 fiscal years from difference of LPG cost which can be substituted by DME in Depot distribution point and distribution of starter packet cost (special stove and 3 Kg bottle). Then sensitivity analysis used to evaluate the influence of parameters changing to Government saving. The parameters are composition of LPG-DME mixture, market index price of LPG, coal price, ratio of raw material efficiency, total investment, and IRR.The results are the savings from LD20 utilization is USD -1,34 billions and the savings from LD50 utilization is USD 796 millions during 5 fiscal years. The results of sensitivity analysis shows the minimum composition of LPG-DME mixture is 60-40% to reach positive government?s savings. The change of market index price of LPG very sensitive towards the amount of government's savings between LD20 and LD50 utilization. While the change of coal price, total investment, and IRR is not sensitive towards the amount of government?s savings for LD20 utilization.For mandatory of LD50 utilization, the government?s savings can be negative if market index price of LPG reach less than USD 375/ton with risks as big as 5% and coal price reach more than USD 70/ton with risks as big as 45%. While for mandatory of LD20 utilization the government?s savings can be positive if market index price of LPG reach more than USD 600/ton with potency as big as 70%."

"Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan sistem rantai suplai pemanfaatan BBG dan efektifitas pembakaran BBG pada mesin kendaraan serta memperoleh komposisi BBG yang aman pada sistem pembakaran kendaraan. Tahapan yang dilakukan meliputi pemodelan sistem rantai suplai, pengujian kinerja pembakaran dan penentuan komposisi CNG dan LGV untuk mesin kendaraan. Metode kinetika oksidasi dan pembakaran merupakan metode yang digunakan untuk menentukan komposisi CNG dan LGV dengan membanding hasil ignition delay time yang didapat.Hasil penelitian ini menunjukan pengembangan infrastruktur bahan bakar gas di pulau Jawa membutuhkan 8 CNG Mother Station, 56 CNG Daughter Station dan 11 SPBG LGV. Berdasarkan data harga minyak bumi pada tahun 2012, harga keekonomian CNG Rp.3.344/LSP untuk skenario pembiayaan BaU dan Rp. 2.069/LSP untuk skenario pembiayaan pemerintah. Sedangkan harga keekonomian LGV Rp. 8.392/LSP untuk skenario BaU dan Rp. 8.035/LSP untuk skenario pembiayaan pemerintah. CNG dengan atom karbon lebih sedikit memiliki pembakaran lebih sempurna. LGV yang memiliki komposisi propana terbesar menghasilkan kinerja terbaik. Hasil simulasi komposisi CNG adalah metana minimal 80%, etana maksimal 10% serta propana dan hidrokarbon berat lainnya maksimal 15%. Sedangkan LGV dengan komposisi propana minimal 30 % dan butana maksimal 70%.

---

This study aims to obtain supply chain system of CNG and LGV utilization and effectiveness of these fuels combustion in vehicle engine as well as to obtain the best composition of CNG and LGV for vehicle ignition system. Steps being taken include the modeling of supply chain systems, combustion performance testing and determination of the composition of CNG and LGV for vehicle engines. Oxidation kinetics and combustion method is a used method to determine the composition of CNG and LGV by comparing the results of ignition delay time.These results indicate that fuel gas infrastructure development in Java requires 8 CNG Mother Stations, 56 CNG Daughter Stations and 11 SPBGs LGV. Based on data from the price of oil in 2012, the economic price of CNG is Rp.3.344/LSP and Rp. 2069/LSP for financing scenarios BAU and for government financing scenarios, respectively. Meanwhile, the economic price of LGV is Rp. 8392/LSP and Rp. 8035/LSP for BAU scenario and for government financing scenarios, respectively. CNG with fewer carbon atoms shows more complete combustion, and LGV which has the largest propane composition produces the best performance. Simulation results show that the best CNG composition is at least contains of 80% methane, maximum 10% of ethane and propane and up to 15% of other heavy hydrocarbons. Meanwhile, the best LGV composition must contain at least 30% of propane and maximum 70% of butane."

"ABSTRAKPada kondisi saat ini, jika beban puncak dibandingkan dengan daya mampupembangkit pada sistem kelistrikan wilayah Sumatera dengan menerapkan kriteriacadangan 35%, maka diperkirakan terjadi kekurangan sekitar 2.000 MW. Sumbergas bumi di wilayah Jambi dapat dipertimbangkan karena tersedia cadangan gasdan dapat digunakan sebagai energi untuk memenuhi kebutuhan listrik. Gas tidakmudah untuk disimpan dibandingkan dengan Bahan Bakar Minyak (BBM) yangbanyak digunakan sebagai bahan bakar pemenuhan beban puncak saat ini.Compressed Natural Gas (CNG) dapat menjadi salah satu alternatif metodepenyimpanan gas. Kajian CNG Plant meliputi kajian keekonomian berupa NPV,IRR dan Payback Period serta analisis sensitivitas yang menggambarkansensitivitas proyek terhadap faktor-faktor yang berpengaruh. Analisis teknik dariCNG Plant juga dikaji untuk mendapatkan tekanan optimum pada CNG Plantserta analisis perbandingan keekonomian antara CNG dan BBM jenis HSD. Darihasil perhitungan keekonomian didapatkan harga jual gas dari CNG Plant sebesarUS$ 10,4/MMBTU dengan tekanan optimum CNG sebesar 3215 psia.Berdasarkan perhitungan didapatkan biaya pembangkit listrik tenaga gas dariCNG plant yaitu sebesar Rp. 1.735,34/kWh, sedangkan biaya pembangkit listriktenaga diesel sebesar Rp. 2.765,55/kWh sehingga ada penghematan sebesar Rp.1.030/kWh apabila digunakan gas CNG pada beban puncak. Potensi penghematandari sisi PLN apabila menggunakan gas CNG pada saat beban puncak adalahsebesar Rp. 530 Juta/hari

---

ABSTRACTIn the current conditions, when compared the peak load with capable powergenerator in Sumatera area electricity system, when applying the 35% reservedcriteria, it is predicted that there is a shortage of around 2,000 MW. Sources ofnatural gas in Jambi region can be considered as available gas reserves and can beutilized as energy to meet the electricity needs. Gas is not easy to be storedcompared with fuel oil which is widely used as fuel for the fulfillment of the peakload now. Compressed Natural Gas (CNG) can be an alternative method of gasstorage. Study of CNG Plant was included the study of economics in the form ofNPV, IRR and Payback Period as well as a sensitivity analysis that illustrates thesensitivity of the project on the factors that influence. Technical Analysis of CNGalso examined to obtain optimum pressure on the CNG Plant as well as theeconomics of comparative analysis between CNG and fuel oil types HSD. Fromthe calculation results obtained economical gas price of CNG Plant amounted toUS $ 10.4/MMBTU with CNG optimum pressure of 3215 psia. Based on thecalculation, the cost of gas power plant of CNG plant is Rp. 1735.34/kWh, whilethe cost of diesel power plant is Rp. 2765.55/kWh so that there is a savings of Rp.1.030/kWh when used CNG gas at peak loads. Potential savings of PLN sidewhen using CNG gas during peak load is Rp. 530 Million/day"