Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemanfaatan gas untuk sektor domestik terutama di Pulau Jawa yang merupakan pusat konsumen gas terbesar di Indonesia akan semakin meningkat, disebabkan oleh pasar LNG dunia yang sangat kompetitif, peningkatan kebutuhan listrik, kenaikan harga bahan bakar minyak, isu lingkungan, dan fakta kebutuhan gas yang semakin besar, Tujuan penelitian ini adalah melakukan optimisasi sistem jaringan transmisi gas bumi terintegrasi yang menghubungkan pusat suplai ke pusat konsumen di Pulau Jawa berupa jaringan PNG (Pipeline Natural Gas), melalui LNG (Liquefaction Natural Gas) maupun CNG (Compressed Natural Gas). Metode optimisasi yang dipakai adalah metode algoritma genetik, dengan tujuan memperoleh total cost supply yang paling minimum, sedangkan untuk proyeksi kebutuhan gas di Pulau Jawa di prediksi dengan menggunakan metode ekonometrik.Hasil optimisasi jaringan transmisi gas bumi untuk memenuhi kebutuhan gas di Pulau Jawa untuk Skenario I, diperoleh angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 38.54 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa: Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, dan Papua-LNG. Untuk Skenario II angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 55.74 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai:Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, Papua-LNG, dan LNG import. Untuk Skenario III angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 31.96 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai berikut: Jawa Barat-PNG, Sumatera Selatan-PNG."

"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."

"Program pembangunan jaringan pipa distribusi gas bumi untuk rumah tangga yang saat ini sedang dilakukan pemerintah untuk mensubsitusi penggunaan bahan bakar minyak ke gas bumi memiliki nilai yang sangat strategis. Karena dengan mengalihkan pengunaan bahan bakar minyak ke gas bumi akan memberikan dampak yang positif bagi masyarakat maupun pemerintah. Keuntungan yang akan diperoleh masyarakat adalah mendapatkan energi yang lebih bersih, ramah lingkungan, murah dan aman. Sedangkan dari sisi pemerintah dapat mengurangi beban subsidi yang saat ini mencapai Rp.48,2 Triliun. Namun, usaha ini belum maksimal karena masih kurangnya infrastruktur atau fasilitas penyaluran gas bumi ke konsumen. Oleh karena itu, dalam studi ini akan dilakukan simulasi proses jaringan pipa distribusi gas bumi untuk rumah tangga sebagai salah satu langkah awal pembangunan infrastruktur sistem distribusi gas bumi untuk rumah tangga. Studi kasus yang akan dilakukan adalah di wilayah Kota Pekanbaru, Bandar Lampung, Muara Enim dan Cilegon. Langkah-langkah yang akan dilakukan meliputi pengumpulan data dan analisis data, penetapan sumber pasokan gas bumi, penetapan kecamatan prioritas, simulasi dan analisa hasil simulasi, serta rekomendasi dan kesimpulan. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak sistem perpipaan. Hasil studi ini menghasilkan desain basis proses untuk jaringan pipa distribusi gas bumi dan dimensi pipa yang dibutuhkan untuk jaringan pipa distribusi gas bumi ini.

---

Program development natural gas distribution pipelines to households currently being done by the government for substitution oil fuel to natural gas has a very strategic value. Since the substitution of oil fuel usage to natural gas will have a positive impact for the society and government. Gains for society is getting more clean energy, environmental friendly, cheap and safe. While the government can reduce the burden of subsidies currently reached Rp.48.2 Trillion. However, these efforts are not maximized due to a lack of infrastructure or natural gas distribution facilities to consumers.

Therefore, in this study will be conducted process simulation of natural gas distribution pipelines to households as one of the first steps of infrastructure development of natural gas distribution system for households. Case studies will be done is in the city of Pekanbaru, Bandar Lampung, Muara Enim and Cilegon. The steps to be taken include data collection and analysis, determining the source of gas supply, setting priorities district, simulation and analysis, and recommendations and conclusions.

Simulations are conducted using the software pipeline system. The results of this study produced the basis design for the process of distribution pipelines and pipe dimensions required for natural gas distribution pipelines."

"Tesis ini membahas mengenai kajian teknis dan ekonomis CNG sebagai salah satu alternative transportasi gas bumi melalui laut untuk memenuhi kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG). Dengan menggunakan CNG akan lebih menguntungkan dibandingkan dengan LNG dalam jarak dekat dan menengah (<2000 km). Untuk kondisi alam Indonesia yang berbentuk kepulauan dirasakan cocok apabila menggunakan CNG sebagai transportasi gas dari sumber gas yang ada di lepas pantai ke pembangkit yang berada di pulau Bali. Selama ini seluruh pembangkit di pulau Bali masih menggunakan BBM berjenis HSD sehingga biaya produksinya tinggi, apabila dikonversi menjadi BBG maka akan menghemat biaya produksi listrik yang tidak sedikit. Dari analisis ekonomi yang dilakukan, didapatkan bahwa NPV bernilai positif, yang menandakan bahwa proyek penggantian HSD ke CNG menguntungkan. PBP yang didapatkan juga memenuhi syarat yaitu di bawah umur proyek selama 15 tahun. IRR yang didapatkan lebih besar dari MARR yang ditetapkan sebesar 15% yang membuktikan bahwa proyek ini menguntungkan apabila dilaksanakan.

---

This thesis discuss the technical and economic study of Marine CNG as a transportation alternative of natural gas by sea to meet the needs of Gas Power Plant (power plant). By using CNG will be more profitable than the LNG in the near and medium distances (<2000 km). Because of natural conditions Indonesia archipelago it sees fit when using CNG as a transport gas from existing gas sources offshore to the power plant located on the island of Bali. Right now, whole powe plant in the island of Bali is still using HSD type of fuel, so it has high production costs. When it converted to CNG, it will save the cost of electricity production that is not small. From economic analysis conducted, it was found that the NPV is positive, indicating that the replacement of HSD to CNG project profitable. PBP obtained are also eligible under the project life for 15 years. Obtained IRR greater than the MARR is set at 15% which proves that the project is profitable if implemented."

"Sesuai dengan kebijakan pemerintah untuk melakukan konversi penggunaan minyak bumi ke gas bumi yang menyebabkan peningkatan permintaan terhadap gas bumi di Indonesia. Salah satu penyediaan dan mentransportasikan gas bumi sebagai sumber energi dilakukan melalui jaringan pipa, baik di darat atau bawah laut yang kemudian akan didistribusikan ke pelanggan. Beberapa metode yang digunakan agar suatu jaringan pipa tetap dapat mengalirkan gas bumi dengan baik dan aman antara lain dengan melakukan inspection (pengawasan), maintenance (pemeliharaan) dan repair (perbaikan jika dibutuhkan) secara teratur. Dengan tidak terintegrasinya metoda-metoda tersebut sehingga potensi kegagalan pada jaringan pipa masih cukup besar, sehingga dilakukan suatu studi terintegrasi pada jaringan pipa gas alam yaitu Pipeline Integrity Management System (PIMS).Pipeline Integrity Management System meliputi pemodelan atau simulasi yang dilakukan melalui proses assesment yang berkelanjutan dari suatu sistem baik dari segi desain, konstruksi, operasi, pemeliharaan yang sesuai dengan jaringan pipa gas bumi. Tindakan yang dilakukan untuk mengimplementasikan pemodelan ini adalah mencari dan mengintegrasikan informasi yang ada, mengidentifikasi penyebab kegagalan serta melakukan analisa resiko, mengembangkan rencana integrity management, mengimplementasikan program integrity management yaitu inspeksi dan survey, menganalisis hasil untuk memutuskan program yang tepat (perbaikan atau penggantian) terhadap jaringan pipa tersebut, melakukan evaluasi dari tindakan yang diambil, kemudian melaporkan dan melakukan improvement berkelanjutan.Hasil dari studi yang dilakukan pada jaringan pipa gas alam bawah laut di lapangan jawa barat bagian utara dengan metode Pipeline Integrity Management System (PIMS) menunjukkan bahwa tingkat risiko beberapa jaringan pipa gas alam tersebut kategori high. Jaringan pipa gas alam bawah laut yang mempunyai kategori high akan dilakukan analisa ekonomi. Analisa ekonomi yang akan dilakukan yaitu membandingkan biaya yang dibutuhkan untuk menjaga dan memelihara integritas jaringan pipa dengan memasang atau laydown jaringan pipa. Analisa keekonomian ini dilakukan untuk mengetahui dan merekomendasikan kepada pihak manajemen jika jaringan pipa gas alam bawah laut mengalami kegagalan. Rekomendasi yang dikeluarkan yaitu jaringan pipa akan diperbaiki atau diganti dengan melakukan pemasangan jaringan pipa baru.

---

According to policy of government regarding conversion oil into the natural gas and increasing demand for natural gas in Indonesia. One of supply and transportation of natural gas as energy source is done by through pipeline, either in onshore or offshore which then will be distributed to customer. Some methods applied that pipeline still can deliver natural gas with properly and safely by doing inspection, maintenance and repair (if it is required) regularly. Nevertheless this method is not so well integrated so the potential failure on the pipeline still quite large. To overcome the lack of the previous methods, we conduct an integrated study for the pipeline known as Pipeline Integrity Management System (PIMS).Pipeline Integrity Management System (PIMS) includes modeling or simulation conducted through a process of ongoing assessment of a system in design, construction, operation, maintenance, which according to the natural gas pipeline. To implement this modeling is to search and integrates existing information, identifies the root causes of failure and conduct a risk analysis, develops an integrity management plans, inspections and surveys, analyzing the results to decide the appropriate program to the pipelines and evaluating the actions taken, makes a report and continuous improvement.Result from studies conducted at natural gas pipeline at offshore North West Java field with methods Pipeline Integrity Management System (PIMS) indicates that level of risk some the natural gas pipeline is category high. This result is obtained through risk assessment model of probability and consequences Natural gas pipeline at offshore North West Java having category high will be conduct economics analysis. Economics analysis which will be done that is comparing cost required to maintain pipeline integrity and installing or laydown new pipeline. Economics analysis conduct is to shown and recommends to the top level management if offshore natural gas pipeline failure. The recommendations to the pipeline is will be keep maintain integrity or install of new pipeline."

"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara. Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif. Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

---

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.

Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.

The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.

The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"ABSTRAKUntuk negara - negara ASEAN + 3 yang telah lama mengandalkan minyak dan batu bara sebagai sumber energi utama, gas bumi merupakan alternatif sumber energi yang menarik dan konsumsinya akan terus meningkat di masa depan. Gas bumi merupakan salah satu komoditas ekspor penghasil devisa bagi Indonesia yang juga berperan sebagai sumber energi domestik. Akhir-akhir ini Indonesia mengalami kesulitan dalam mempertahankan reputasinya sebagaieksportir gas bumi yang terpercaya akibat ketidakmampuan dalam memenuhi komitmen kontrak di masa lalu dan ketidakjelasan pemerintah mengenai pengalihan pasokan gas ke pasar dalam negeri. Dengan menurunnya minat konsumen terhadap gas Indonesia dan meningkatnya persaingan di tingkat regional, diperlukan strategi baru untuk mempertahankan posisi sebagai eksportir gas bumi. Strategi tersebut dapat digunakan sebagai pertimbangan selama negosiasi perpanjangan kontrak maupun kontrak baru.Hampir semua negara ? negara ASEAN + 3 sedang menjalani reformasi pasar agar lebih kompetitif. Transisi ke pasar kompetitif dapat meningkatkan volume penjualan dan menurunkan harga di pasar. Hal tersebut dapat memberikan peluang yaitu perluasan pasar ekspor gas bumi Indonesia. Pemodelan pasar gas kompetitif ASEAN + 3 dapat dilakukan untuk mengetahui peluang ekspor gas bumi Indonesia yang saat ini belum terikat kontrak dan harga yang dapat diperoleh. Dengan mengetahui volume gas yang dapat diekspor ke konsumen tertentu, strategi ekspor gas bumi dapat diusulkan.Berhubung data historis untuk negara ? negara ASEAN + 3 sulit diperoleh, tipe data model adalah parametrik dan deterministik. Tipe model adalah kesetimbangan statis parsial. Sesuai dengan filosofi pasar kompetitif, fungsi objektif model adalah consumer welfare. Perangkat lunak yang akan digunakan dalam pemodelan pasar kompetitif adalah GAMS (General Algebraic Modeling System) dengan solver MINOS. Proyeksi suplai dan permintaan diperoleh dari data sekunder. Penambahan infrastruktur gas baik kilang maupun terminal regasifikasi di Indonesia dan Singapura merupakan dasar dari skenario yang akan digunakan dalam modelisasi. Kerangka waktu yang digunakan adalah 2011 ketika sebagian kontrak gas akan habis masa berlakunya dan perpanjangan kontrak maupun kontrak baru dapat mulai diberlakukan.Berdasarkan analisa hasil keluaran model, strategi ekspor yang sebaiknya ditempuh adalah memaksimalkan penggunaan jaringan pipa dan kontrak yang ada untuk ekspor gas pipa ke Singapura dan Malaysia; membangun kilang gas Senoro dan train 3 Tangguh dan mengarahkan ekspor ke konsumen ? konsumen tradisional LNG Indonesia seperti Jepang dan Korea Selatan; dan mengalokasikan sebagian produksi gas Kalimantan ke Jawa serta mengalihkan sisanya dalam bentuk LNG ke pasar spot.

---

ABSTRACT

For ASEAN + 3 countries who have long depended on oil and coal as primary energy sources, natural gas is an attractive alternative energy source and its consumption will continue to increase in the future. Natural gas is one of Indonesia?s export commodity as well as primary energy source. Lately, Indonesia is having difficulties in maintaining its reputation as natural gas exporter due to its inability in meeting contracts a few years ago and unclear commitment on domestic market obligation. Reduced interest of Indonesian gas as well as increased level of competition in the regional market have created the necessity to have a clear strategy in order to maintain its position as one of the leading natural gas exporter. This strategy can be put into consideration while negotiating contract extensions as well as new contracts.

Almost every member of ASEAN + 3 is undergoing market reforms to increase its competitiveness. Transition to competitive market can increase sales volume and lower price. This transition represents an opportunity for Indonesia to increase its market share. A model of the ASEAN + 3 natural gas competitive market can be employed to discover how much volume of Indonesia?s uncommitted natural gas can be exported to a certain country. This knowledge can later be used to propose an export strategy.

Because historical data for certain Asian countries is inaccessible, the model?s data type is parametric and deterministic. The model?s type is partial static equilibrium. Coherent with the principles of competitive market, the objective function of the model is consumer welfare. GAMS (General Algebraic Modeling System) with solver MINOS is used during the modeling of ASEAN + 3 competitive market. Supply and demand projections will be obtained from secondary data. Additional gas infrastructure (LNG plant, regasification terminal and pipeline) in Indonesia and Singapore will be used to define the scenarios used in the model. The selected timeframe is 2011 when several existing contracts will be terminated and any contract extension or new contract will be enforced.

Based on further analysis of the model?s output, the recommended export strategy incorporates maximizing current gas pipeline and contracts for export to Singapore and Malaysia; constructing Senoro LNG plant and Tangguh?s third train then directing the resulted volume for export to Indonesia?s usual customers which are Japan and South Korea; and allocating a portion of Kalimantan?s gas to Java and exporting the rest to international spot market."

"Sejalan dengan upaya pemerintah untuk meningkatkan penggunaan energi alternatif di sektor industri, maka kebutuhan terhadap energi gas bumi akan terus meningkat. Hal ini karena gas bumi merupakan energi alternatif yang harganya relatif murah dan ramah lingkungan. Dengan meningkatnya kebutuhan terhadap gas bumi, permasalahan yang dihadapi adalah jumlah permintaan yang tidak sebanding dengan jumlah pasokan. Akibatnya, permintaan gas bumi oleh perusahaan di sektor industri tidak dapat terpenuhi secara maksimal. Penelitian ini dilakukan untuk mengidentifikasi faktor-faktor yang mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di sektor industri pengolahan pada periode tahun 2007-2011. Selain itu juga untuk memberikan masukan kebijakan terkait upaya yang dapat dilakukan dalam rangka memenuhi permintaan gas bumi yang semakin meningkat ke depannya. Analisa dilakukan terhadap data Statistik Industri Besar dan Sedang pada tahun 2007-2011 yang dikeluarkan oleh Badan Pusat Statistik Indonesia dengan menggunakan metode estimasi Ordinary Least Square. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor-faktor yang signifikan mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di industri pengolahan adalah harga gas, harga solar, harga LPG, harga/upah tenaga kerja, status penanaman modal, orientasi pasar, wilayah/kawasan, waktu/tahun, dan jenis industri.

---

In line with the government's efforts to increase the use of alternative energy in the industrial sector, the demand for natural gas energy will continue to increase. This is because natural gas is an alternative energy that is relatively cheap and environmentally friendly. With the increasing demand for natural gas, the problem faced is the amount of demand that are not proportional to the amount of supply. As a result, demand for natural gas by companies in the industrial sector cannot be met to the fullest.

This study was conducted to identify factors that affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing sector in the period 2007-2011. In addition, to provide policy advice related efforts to do in order to meet the growing demand for natural gas increases in the future. We analyzed the data of Large and Medium Industrial Statistics in the year 2007-2011 issued by the Indonesian Central Bureau of Statistics estimated using Ordinary Least Square method.

The analysis showed that the factors that significantly affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing industry is the price of gas, the price of diesel, LPG prices, the price/wage labor, the status of capital investment, market orientation, area/region, time/year, and type of industry."