Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indonesia memiliki cadangan gas bumi yang besar, namun kurang dimanfaatkan karena terbatasnya infrastruktur. Berdasarkan laporan PGN tahun 2021, jumlah pelanggan gas bumi sektor rumah tangga hanya sebesar 560.196 di seluruh Indonesia, adapun targetnya sebesar 4 juta pada tahun 2024. Tantangan terbesar program jaringan gas kota (Jargas) adalah ketidaklayakan secara ekonomi akibat tingginya biaya investasi serta rendahnya pendapatan. Berbagai kajian sebelumnya menghasilkan rekomendasi agar biaya investasi ditanggung pemerintah, atau harga jual dinaikkan. Penelitian ini tidak akan mengikuti rekomendasi kajian sebelumnya melainkan melakukan optimasi kelayakan proyek Jargas menggunakan metode rekayasa nilai, yaitu metode sistematis untuk meningkatkan nilai proyek melalui penelaahan fungsi. Metode ini belum pernah diterapkan untuk proyek Jargas. Penelitian ini berlokasi di perumahan Green Lake City, Tangerang. Ada 3 fungsi baru yang dikaji, pertama koneksi ke pelanggan kecil dan komersial sepanjang jalur pipa, kedua promosi paket peralatan gas tambahan dengan harga subsidi, dan ketiga konstruksi jaringan pipa gas bersama konstruksi infrastruktur lainnya. Penerapan rekayasa nilai ini berhasil memperbaiki parameter kelayakan NPV, naik dari minus Rp 28,102 milyar menjadi Rp 36,573 milyar, IRR naik dari minus 7,08% menjadi 19,17% dan PBP turun dari >30 tahun menjadi 5,52 tahun. Fungsi yang paling berperan dalam optimasi kelayakan proyek adalah fungsi yang kedua.

---

Indonesia has large natural gas reserves, but underutilized due to limited infrastructure. Based on PGN's report in 2021, the number of natural gas customers in household sector is only 560,196 throughout Indonesia, while the target is 4 million by 2024. The biggest challenge for city gas network program (Jargas) is its economic inadequacy due to high investment costs and low income. Various previous studies resulted in recommendations that investment costs are borne by government, or selling price be increased. This study won’t follow previous study recommendations but instead optimizes the feasibility using value engineering method, a systematic method to increase project value by using examination of function. This method has never been applied to Jargas project. This research is located in Green Lake City residential area, Tangerang. There are 3 new functions studied, firstly connection to small and commercial customers along the pipeline, secondly promotion of additional gas equipment packages at subsidized prices, and thirdly construction of gas pipelines along with other infrastructure construction. Application of value engineering succeeded in improving the feasibility parameters of NPV, increasing from minus Rp. 28,102 billion to Rp. 36.573 billion, IRR increasing from minus 7.08% to 19.17% and PBP decreasing from >30 years to 5.52 years. The most important function in optimizing project feasibility is the second function."

"ABSTRAKPenggunaan gas alam dalam bentuk CNG di Indonesia masih perlu dilakukan dikembangkan. Padang adalah salah satu kota di Indonesia yang membutuhkan CNG kebutuhan transportasi, terutama untuk transportasi umum. Namun, tidak ada sisa gas alam yang tersisa di Sumatera Barat. Sumber gas alam terdekat dari area ini terletak di Duri. Ini membutuhkan logistik, desain teknis, dan ekonomiulasan untuk memfasilitasi gas alam untuk memenuhi kebutuhan transportasi. Gas alam yang dibutuhkan untuk gas angkutan umum adalah sekitar 11.152 lsp. Perhitungan logistik pengiriman CNG akan membutuhkan 2 truk dengan kapasitas 5.790 lsp (liter premium), masing-masing, dari Duri ke Padang. Total SPBG di Padang ditentukan oleh kapasitas dan permintaan di Padang dengan total 2. Masing-masing SPBG akan menerima 1 truk CNG per hari. Perhitungan desain teknis perlu menggunakan perangkat lunak proses. Untuk aspek desain teknis di Duri, the stasiun kompresor memiliki 2 unit kompresor untuk memampatkan gas dari 2 bar hingga 200 bar Kekuatan masing-masing kompresor adalah 51,01 kW untuk pertama dan 55,08 kW untuk kedua. Selain itu, kompresor membutuhkan 2 unit penukar panas untuk mendinginkannya gas dan 4 unit silinder tekanan yang memiliki 10 tabung. Untuk desain teknis aspek di Padang, 1 SPBG memiliki 3 tangki penyimpanan dengan volume 1,96 m3, prioritas panel adalah 1 set, dan dispenser adalah 3 unit kendaraan. Dengan skema pendanaan pemerintah 30% dari CAPEX, harga gas yang layak adalah Rp 5.200 / lsp. Perbandingan dari harga gas dan harga premium adalah Rp 187.500 / bulan jika mengkonsumsi 150 L / bulan. Denganharga ini, Net Present Value dari penelitian ini adalah Rp 2.651.172.954, Tarif Internal PT Pengembalian memiliki 9,92% dan Periode Payback selama 8 tahun.

---

ABSTRACTThe use of natural gas in the form of CNG in Indonesia still needs to be developed. Padang is one of the cities in Indonesia that requires CNG transportation needs, especially for public transportation. However, there is no residual natural gas left in West Sumatra. The closest natural gas source from this area is located in Duri. This requires logistics, technical design, and economics reviews to facilitate natural gas to meet transportation needs. The natural gas needed for public transport gas is around 11,152 lsp. The logistical calculation of the CNG shipment will require 2 trucks with a capacity of 5,790 lsp (liters of premium), respectively, from Duri to Padang. The total SPBG in Padang is determined by the capacity and demand in Padang with a total of 2. Each SPBG will receive 1 CNG truck per day. Technical design calculations need to use process software. For technical design aspects at Duri, the compressor station has 2 compressor units to compress gas from 2 bar to 200 bar. The strength of each compressor is 51.01 kW for the first and 55.08 kW for the second. In addition, the compressor requires 2 heat exchanger units to cool the gas and 4 pressure cylinder units which have 10 tubes. For the technical aspect design in Padang, 1 SPBG has 3 storage tanks with a volume of 1.96 m3, panel priority is 1 set, and dispensers are 3 units of vehicles. With a government funding scheme of 30% from CAPEX, a decent gas price is Rp 5,200 / lsp. The comparison of gas prices and premium prices is Rp 187,500 / month if it consumes 150 L / month. With this price, the Net Present Value of this study is Rp 2,651,172,954, PT Returns Internal Tariff has 9.92% and a payback period of 8 years."

"Kebutuhan listrik nasional pada masa mendatang terus meningkat seiring dengan pertumbuhan jumlah penduduk dan industri. Pembangkit listrik tenaga nuklir (PLTN) menjadi alternatif dalam memenuhi kekurangan penyediaan listrik secara nasional. Oleh karena itu, kajian investasi dan skema pembiayaan PLTN menjadi cukup mendesak untuk dilakukan.Hasil analisa terhadap PLTN dan pembangkit konvensional dalam studi ini menunjukkan bahwa PLTN cukup kompetitif terhadap pembangkit batu bara dan gas. Biaya produksi listrik PLTN jenis AP600 sekitar S32,12 per MWh sedangkan pembangkit batu bara diantara $29 - $32 per MWh dan pembangkit gas sekitar 532,68 per MWh pada discount rate 8% tanpa pajak karbon. Resiko bisnis PLTN mencakup biaya pertanggungjawaban nuklir terhadap lingkungan, resiko mundurnya penyelesaian proyek, dan premi asuransi investasi. Biaya pertanggungjawaban nuklir meliputi biaya resiko kecelakaan nuklir, asuransi properti dan para pekerja. Ada dua skema pembiayaan yang ditinjau dalam studi ini yaitu skema tradisional (modal dan pinjaman) dan Build Operate Transfer (BOT).Dari beberapa skenario yang dikaji dalam tesis ini, hasilnya menunjukkan bahwa skema pembiayaan konsorsium dan BOT merupakan alternatif yang patut dipertimbangkan bagi para pengambil kebijakan. Skema konsorsium cukup cocok bagi negara yang sudah berpengalaman dalam proyek PLTN dan skema BOT cocok bagi negara yang belum memiliki pengalaman dalam proyek PLTN."

"Sesuai dengan Laporan Tahunan PT Telkom, pendapatan PT Telkom selama tahun 2005 hampir 70% disumbangkan oleh anak perusahaannya yang bergerak di bisnis seluler yaitu PT Telkomsel. Di dalam organisasi internalnya sendiri, Telkom telah mengembangkan Fixed Wireless Access berbasis teknologi CDMA, yaitu Flexi, yang diharapkan menjadi revenue generator setelah terjadinya penurunan pendapatan dari PSTN yang selama ini menjadi penyumbang pendapatan Telkom. Dalam perkembangannya dari tahun 2003, performansi penjualan Flexi tidak sepesat yang diharapkan, karena kebijaksanaan pengelolaannya yang dianggap terlalu berbelit-belit. Untuk itu strategi Spin Off Flexi dari organisasi internal Telkom dapat menjadi pilihan untuk meningkatkan performansi bisnisnya. Dari hasil perbandingan dengan organisasi bisnis lain di dunia, Flexi telah memenuhi syarat untuk di pisahkan dari organisasi induknya. Dilihat dari analisa SWOT dan analisa internal eksternal yang dilakukan dengan manajerial DFWN menunjukkan bahwa Flexi perlu melakukan strategi growth dengan konsentrasi melalui integrasi vertikal. Pada analisa pasar dilakukan proyeksi pelanggan berdasarkan proyeksi pesimis, moderat dan optimis, yang dihitung dari proyeksi market size tahun 2007?2011.Dari hasil proyeksi pelanggan pesimis, didapatkan Net Present Value (NPV) sebesar 69.15 milyar Rupiah, Internal Rate of Return (IRR) 15%, Profitability Indeks 0,04 dengan Payback Period selama 5 tahun 7 bulan. Untuk proyeksi pelanggan moderat, didapatkan Net Present Value (NPV) sebesar 1,457.55 milyar Rupiah, Internal Rate of Return (IRR) 176%, Profitability Indeks 0,75 dengan Payback Period selama 3 tahun. Sedangkan hasil proyeksi pelanggan optimis, didapatkan Net Present Value (NPV) sebesar 2,487.68 milyar Rupiah, Internal Rate of Return (IRR) 186%, Profitability Indeks 1.28 dengan Payback Period selama 2 tahun 9 bulan. Dari hasil tersebut disimpulkan bahwa Flexi layak untuk di-spin off dari organisasi internal Telkom.

---

Based on Annual Report, up to 70% Telkom?s revenue in 2005 is contributed by PT Telkomsel. In Telkom internal organization, Telkom runs Flexi, Fixed Wireless Access connection based on CDMA as revenue generator. But sales performance of Flexi is not very satisfied, so spinning off become a choice of strategy to be implemented. From benchmarking with other business organizations, it seems that Flexi fulfills the requirement to be spinned off from Telkom. SWOT analysis and Internal Eksternal analysis with DFWN management show that Flexi should apply growth strategy with vertical integration concentration. In market analysis, we predict customer projection based on pessimistic, moderate, and optimistictic projection.For pessimistic customer prediction, we find 69.15 milliun Rupiahs Net Present Value (NPV), 15% Internal Rate of Return (IRR), 0,04 Profitability Indeks and 5 year and 7 months Payback Period. From moderate customer projection, we get 1,457.55 milliun Rupiahs Net Present Value (NPV), 176% Internal Rate of Return (IRR), 0,75 Profitability Indeks and 3 years Payback Period. And for optimistic cutomer projection, the result is 2,487.68 milliun Rupiahs Net Present Value (NPV), 186% Internal Rate of Return (IRR), 1.28 Profitability Indeks with 2 years 9 months Payback Period. From the analysis result we conclude that Flexi is feasible to be spinned off from Telkom internal organization."

"Terdapat dua ruas pipa transmisi yang sejajar. Toll fee Pipe 1 sebesar US$ 1,55/MSCF sedangkan Toll Fee Pipe 2 sebesar US$ 1,47/MSCF. Kedua ruas saling terkoneksi. Shippers yang melewati interkoneksi wajib membayar toll fee sebesar US$ 3,02/MSCF (penjumlahan dari kedua toll fee). Hal tersebut kurang efisien. Studi/penelitian ini menggunakan Metode Modular Guthrie dalam estimasi perhitungan investasinya. Investasi Pipe 1 sebesar US$ 535,8 juta dan Pipe 2 sebesar US$ 786,3 juta (basis 2007). Pengaturan tarif dilakukan dengan membatasi internal rate of return (IRR) yang besarnya sama dengan weighted average cost of capital (WACC). WACC dihitung dari cost of equity untuk rata-rata lima tahun terakhir (2009-2013). WACC Pipe 1 sebesar 3,17; WACC Pipe 2 sebesar 8,40; dan WACC Penyatuan sebesar 6,28. Perhitungan toll fee menggunakan dua skenario. Skenario 1 mengasumsikan perkiraan volume dari 2014 (sekarang) s.d berakhirnya kontrak. Skenario 2 menambahkan estimasi realisasi volume 2012 dan 2013. Untuk Pipe 1 diperoleh toll fee sebesar US$ 1,40/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,46/MSCF (Skenario 2). Toll fee Pipe 2 sebesar US$ 1,00/MSCF (Skenario 1) dan US$ 0,90/MSCF (Skenario 2). Hasil perhitungan toll fee penyatuan lebih rendah dibandingkan penjumlahan hasil perhitungan toll fee Pipe 1-Pipe 2. Toll fee penyatuan sebesar US$ 1,06/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,00/MSCF (Skenario 2).

---

There are two parallel transmission pipeline segments. The magnitude of the toll fee Pipe 1 is US$ 1.55/MSCF while for toll fee Pipe 2 is US$ 1.47/MSCF. Both segments are interconnected to each other. These shippers who pass through the interconnected pipelines are required to pay a toll fee amounting to US $ 3.02/ MSCF (the sum of the toll fees required in Pipe 1 and Pipe 2). This is less efficient.

This study employed Guthrie's modular method to estimate investment calculation. Investment in Pipe 1 amounts to US$ 535.8 million while investment in Pipe 2 reaches US$ 786.3 million (basis in 2007). Tariff arrangements are done by limiting the internal rate of return (IRR) which amount is equal to the weighted average cost of capital (WACC). WACC is calculated from the cost of equity for the average amount in the last five years (2009-2013). WACC Pipe 1 equals to 3.17, WACC Pipe 2 equals to 8.40, and WACC Unification equals to 6.28. The toll fee calculation was done using two scenarios.

Scenario 1 assumed the estimated volume from 2014 (currently) until the end of the contract. Scenario 2 included the estimated volume realization in 2012 and 2013. For Pipe 1 obtained toll fees by $ 1.40/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.46/ MSCF (Scenario 2). For Pipe 2 obtained toll fees by $ 1.00/ MSCF (Scenario 1) and US $ 0.90/ MSCF (Scenario 2). The result for the calculation of the unification of toll fees is lower than the calculation result for the sum of the toll fees in Pipe 1-Pipe 2. The unified toll fees amount to US$ 1.06/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.00/ MSCF (Scenario 2)"