Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kebutuhan LNG domestik untuk PLTGU PLN terus meningkat, berdasarkan RUPTL PLN 2021 LNG yang diperlukan pada tahun 2023 mencapai 550,2 BBtuD. Nilai tersebut setara dengan 67 standard kargo dengan pembagian 54 kargo dari Lapangan X dan 13 kargo dari Lapangan Y. Berdasarkan regulasi, untuk mengangkut LNG di perairan Indonesia, kapal harus memenuhi persyaratan cabotage dimana dibutuhkan 1 kapal LNG berbendera Indonesia untuk menyerahkan kewajiban kontraktualnya dari Lapangan Y dan 4 kapal LNG diperlukan dari Lapangan X. Setiap operator KKKS harus menyewa kapal LNG berbendera Indonesia masing-masing (separated). Dengan metode ini, setiap operator KKKS tidak akan mencapai utilisasi pengiriman yang optimal dan akhirnya menimbulkan biaya transportasi LNG yang tinggi. Untuk meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia, peneliti mengembangkan model untuk mengintegrasikan pengiriman LNG dari beberapa operator dalam satu running plan yang bertujuan meningkatkan utilisasi kapal dan meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia. Model integrasi dikembangkan untuk menjalankan jadwal berdasarkan kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas PLN yang dibawa menggunakan kapal LNG 137,136 M3. Model integrasi ini akan menominasikan kapal terdekat yang tersedia ke tanggal jadwal pemuatan terdekat berikutnya. Dari simulasi, rata-rata utilisasi pengiriman meningkat dari 44% pada model separated menjadi 63% pada running plan terintegrasi. Selain itu, integrasi tersebut mengurangi total kebutuhan kapal LNG dari total 5 kapal menjadi 4 kapal untuk pengapalan LNG domestik. Dengan asumsi tarif sewa LNG 65K/hari untuk jangka waktu 1 tahun sesuai laporan Braemer, harga LNG 6 USD/MMBTU sesuai Permen ESDM dan harga Bahan Bakar pada 1000 USD/MT, total potensi penghematan dari sewa kapal, konsumsi bahan bakar dan environment cost adalah sekitar USD 39,5 juta/tahun atau 0,20 USD/MMBTU.

---

Domestic LNG demand for PLN's PLTGU continues to increase, based on the 2021 PLN RUPTL, the LNG required in 2023 will reach 550.2 BBtuD. This value is equivalent to 67 standard cargoes with the distribution of 54 cargos from X Field and 13 cargoes from Y Field. Based on regulations, to transport LNG in Indonesian waters, ships must meet cabotage requirements where 1 Indonesian-flagged LNG ship is required to deliver its contractual obligations from the Y field and 4 LNG ships are required from the X field. Each KKKS operator must charter LNG vessels with their respective Indonesian flags (). With this method, each PSC operator will not achieve optimal shipping utilization and will eventually result in high LNG transportation costs. To minimize the cost of LNG transportation in Indonesia, the researcher developed a model to integrate LNG shipments from several operators in one which aims to increase ship utilization and minimize LNG transportation costs in Indonesia. The integration model was developed to run a schedule based on the needs of the PLN Gas Power Plant which was carried on a 137,136 M3 LNG ship. This integration model will nominate the closest available vessel to the next closest scheduled loading date. From the simulation, the average delivery utilization increased from 44% in the model to 63% in the . In addition, the integration reduces the total need for LNG vessels from a total of 5 vessels to 4 vessels for domestic LNG shipments. Assuming an LNG rental rate of 65K/day for a period of 1 year according to Braemer's report, an LNG price of 6 USD/MMBTU according to the MEMR Regulation and a fuel price of 1000 USD/MT, the total potential savings from rent and fuel consumption is around USD 39, 5 million/year or 0.20 USD/MMBTU."

"Buku Transportasi LNG Indonesia ini merupakan kumpulan informasi yang disusun dengan maksud agar dapat memberi gambaran umum kepada mahasiswa Fakultas Teknologi Kelautan tentang Kapal Pengangkut LNG dan Transportasi LNG Indonesia yang dipasarkan di Kawasan Asia Pasifik yaitu Jepang, Korea, Taiwan dan nantinya akan menyusul Cina dan Pantai Barat Amerika. Termasuk pula gambaran tentang kemungkinan pemasaran dan distribusi LNG untuk keperluan domestik."

"LNG Trucking dapat digunakan sebagai alternatif untuk mengangkut gas bumi ke daerah yang tidak terlayani oleh pipa gas bumi. Penelitian ini bertujuan untuk mempelajari kelayakan pengangkutan LNG dengan metode trucking. Permintaan LNG akan diambil dari industri yang sudah beroperasi di Madiun yang dalam hal ini kebutuhan energi sebesar 59.327 MMBTU per tahun. Pola logistik yang digunakan dalam proyek ini akan dilakukan setiap minggu dengan pengiriman dua tangki pada minggu pertama dan tiga minggu lainnya akan dilakukan dalam satu tangki untuk memenuhi kebutuhan energi industri yang dimaksud dalam proyek ini. Studi Kelayakan akan terdiri dari kelayakan teknis yang terdiri dari peralatan dan penggunaan modal lainnya. Tangki yang digunakan dalam proyek ini adalah tangki Iso 40 ft LNG. Peralatan utama yang digunakan pada proyek ini akan berada pada proses regasifikasi. Peralatan utama adalah alat penguap, peniup udara dan pengatur tekanan, tangki Iso LNG dan Truk. Hasil kelayakan ekonomi adalah sebagai berikut; total biaya modal proyek adalah 381,250.00 USD dan total biaya operasi proyek adalah 53,438.51 USD per tahun. Biaya penyusutan proyek peralatan dan akhir umur proyek 20 tahun adalah sebesar 35,622 USD. Biaya pengiriman menggunakan metode LNG trucking dalam hal ini adalah 2,87 USD per MMBTU pada IRR 15,5% dengan total 11,20 USD per MMBTU termasuk harga LNG dan 2,61 USD per MMBTU pada IRR 12,5% dengan total 10,94 USD per MMBTU termasuk harga LNG yang membuat penggunaan LNG sebagai sumber energi lebih murah daripada solar.

---

LNG Trucking can be used as an alternative for transporting natural gas to an area that is not served by a natural gas pipeline. The objective of this research is to study the feasibility of transporting LNG using the trucking method. LNG demand will be taken from an industry that is already operational in Madiun which in this case the energy demand is 59,327 MMBTU per year. The logistical pattern used in the project will be done weekly with two tank deliveries in the first week and the three other weeks will be done in one tank to cover the energy demand of the industry referred to in this project. The Feasibility study will consist of technical feasibility which consists of equipment and other capital use. The tank used in this project is a 40 ft LNG Iso tank. The main equipment used in this project will be in the regasification process. The main equipment is a vaporizer, air blower and pressure regulator, LNG Iso tank, and Truck. The results of economic feasibility are as follows; the total capital cost of the project is 381,250.00 USD and the total cost of operating the project is 53,438.51 USD per year. The depreciated cost of the equipment project and the end of the project life of 20 years is at 35,622 USD. The cost of delivery using the LNG trucking method, in this case, is at 2.87 USD per MMBTU at IRR of 15.5% with a total of 11.20 USD per MMBTU including the price of LNG and 2.61 USD per MMBTU at IRR 12.5% with a total of 10.94 USD per MMBTU including the price of LNG which make it cheaper to use LNG as an energy source than diesel fuel."

"Salah satu upaya pemerintah Indonesia dalam memenuhi kebutuhan listrik di masa depan adalah melalui proyek pembangunan Mobile Power Plant di wilayah timur Indonesia yang menggunakan Liquified Natural Gas (LNG) sebagai bahan bakarnya. LNG disuplai oleh kapal Small Scale LNG Carrier (SSLNG) yang sebelumnya menerima muatan LNG melalui metode ship to ship. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dan level risiko melalui penilaian risiko pada kapal SSLNG saat proses transfer muatan LNG ship to ship. Tahapan penilaian risiko terdiri dari identifikasi bahaya, analisis frekuensi, analisis konsekuensi, dan menentukan level risiko. Identifikasi bahaya bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dengan menganalisis General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) sistem penanganan kargo LNG, skema propulsi, dan komponen. Untuk memudahkan proses identifikasi maka sistem transfer dibagi menjadi tiga subsistem yaitu LNG transfer, vapor pumped back, dan Boil Off Gas (BOG) for fuel. Adapun potensi bahaya yang ditemukan ketika terjadi kebocoran antara lain pool fire, explosion, dan gas dispersion. Analisis frekuensi dilakukan dengan metode Fault Tree Analysis (FTA) untuk menganalisis frekuensi kebocoran pada tiap komponen dan Event Tree Analysis (ETA) untuk mendapatkan probabilitas kejadian bahaya. Terdapat 4 skenario diameter kebocoran komponen yaitu 25 mm, 50 mm, 100 mm, dan 200mm. Hasil perhitungan frekuensi menunjukkan frekuensi kebocoran tertinggi adalah subsistem BOG for fuel dengan nilai 2.29x10-03/tahun dengan kompresor sebagai komponen dengan frekuensi kebocoran tertinggi dengan nilai 7.1x10-04/tahun. Analisis konsekuensi menggunakan ALOHA sebagai aplikasi pemodelan konsekuensi pada tiap skenario untuk mengetahui jumlah fatality. Hasil simulasi konsekuensi menunjukkan korban terbanyak terjadi pada skenario pool fire dengan kebocoran 200 mm yakni berjumlah 19 orang kru kapal. Frekuensi dan fatality yang diperoleh kemudian direpresentasikan ke dalam F-N Curve untuk mengetahui level risiko. Pada skenario pool fire dan explosion pada semua subsistem, hasil yang didapatkan berada di area As Low As Reasonably Practicable (ALARP). Sedangkan pada skenario gas dispersion, hasil penilaian risiko menujukan pada area acceptable, yang artinya level risiko dapat diterima.

---

One of the Indonesian government's efforts to meet future electricity needs is through a Mobile Power Plant development project in eastern Indonesia that uses Liquified Natural Gas (LNG) as its fuel. LNG is supplied by Small Scale LNG Carrier (SSLNG) vessels which previously received LNG cargo via the ship to ship method. This study aims to determine the potential hazard and level of risk through risk assessment on SSLNG vessels during the LNG ship to ship transfer process. The stages of risk assessment consist of hazard identification, frequency analysis, consequence analysis, and determining the level of risk. Hazard identification aims to identify potential hazards by analyzing the General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) of the LNG cargo handling system, propulsion scheme, and components. To facilitate the identification process, the transfer system is divided into three subsystems, namely LNG transfer, vapor pumped back, and Boil Off Gas (BOG) for fuel. The potential hazards found when a leak occurs include pool fire, explosion, and gas dispersion. Frequency analysis was carried out using the Fault Tree Analysis (FTA) method to analyze the frequency of leaks in each component and Event Tree Analysis (ETA) to obtain the probability of a hazard event. There are 4 scenarios for component leak diameters, namely 25 mm, 50 mm, 100 mm and 200 mm. The results of the frequency calculation show that the highest leakage frequency is the BOG for fuel subsystem with a value of 2.29x10-03/year with the compressor as the component with the highest leakage frequency with a value of 7.1x10-04/year. Consequence analysis uses ALOHA as a consequence modeling application for each scenario to determine the number of fatalities. The consequence simulation results show that the highest number of victims occurred in the pool fire scenario with a 200 mm leak, namely 19 crew members. The frequency and fatality obtained are then represented in the F-N Curve to determine the level of risk. In the pool fire and explosion scenario for all subsystems, the results obtained are in the As Low As Reasonably Practicable (ALARP) area. Whereas in the gas dispersion scenario, the results of the risk assessment point to the acceptable area, which means the risk level is acceptable."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"

"Penggunaan kendaraan berbahan bakar gas adalah sebuah strategi untuk menghadapi masalah ketergantungan energi dan dampak lingkungan. Sebagai negara yang memiliki persediaan gas yang besar dan kebutuhan energi yang terus meningkat, Indonesia bisa mendapatkan manfaat besar melalui peningkatan volume dan economies of scale dalam penggunaan bahan bakar gas. Namun, usaha pemerintah untuk mengkonversi kendaraan menjadi berbahan bakar gas masih terhambat. Salah satu penyebab masalah ini ialah kekurangan infrastruktur, khususnya dalam stasiun pengisian bahan bakar gas (SPBG), dimana terdapat masalah chicken-or-egg antara pembentukan permintaan dan konstruksi infrastruktur karena keduanya saling membutuhkan. Studi ini bertujuan untuk menentukan jumlah SPBG yang dibutuhkan serta penentuan lokasi idealnya dengan mempertimbangkan ciri khas transportasi umum yaitu titik konsentrasi permintaan pendekatan berbasis GIS. Hasil dari 4 skenario yang memperhitungkan tipe fasilitas kandidat dan kondisi lalu lintas didapatkan melalui pendekatan pemodelan location-allocation dan dievaluasi menggunakan model finansial sederhana. Pada lokasi yang kurang atraktif secara finansial, terdapat beberapa alternatif yang dapat dievaluasi untuk mendapatkan demand yang dijangkau oleh lokasi tersebut, seperti mendirikan SPBG independen atau penggunaan mobile refueling units (MRUs).

---

The adoption of natural gas vehicles (NGV) is a recognized strategy to address energy dependence and environmental impact issues. As a country with abundant natural gas supply and ever-rising energy needs, Indonesia stands to benefit from the creation of volume and economies of scale in natural gas utilization. The national push to convert vehicles into NGV, however, has largely stalled. One of the problems this initiative faces is the lack of infrastructure, namely, gas refueling stations, where a chicken-or-egg problem is observed between demand creation and infrastructure construction. This study proposes to determine the number of refueling stations needed and the ideal locations to put them, by leveraging concentration points offered by public transportation fleets such as terminals and taxi pools using a GIS-based approach. Results from four different scenarios accounting for candidate facility types and traffic conditions were obtained with a location-allocation modeling approach and evaluated for economic viability using a simple financial model. In locations where economic viability is lacking, other alternatives could then be evaluated to get the demand covered by those locations, be it by constructing stand-alone refueling stations or utilizing mobile refueling units (MRUs)."

"Ruas Pipa Transmisi Semarang – Batang (Cisem Tahap 1) merupaan salah satu dari jaringan pipa transjawa. Semula pipa ini akan dibangun oleh Badan Usaha, tetapi kemudian dikembalikan ke negara karena tidak ekonomis secara bisnis. Studi ini bertujuan untuk melakukan analisis dan memodelkan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi untuk pipa Semarang – Batang yang akhirnya dibangun oleh pemerintah melalui anggaran negara. Pengembangan model dilakukan dengan merubah formulasi umum penghitungan tarif dengan dua kategori yaitu dengan skema Penyertaan Modal Negara (PMN) dan model Barang Milik Negara (BMN). Dalam skema PMN Pemerintah meminta pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan dengan keuntungan yang dibatasi maksimal sama dengan persentase pengembalian Surat Hutang Negara sedangkan dalam skema BMN Pemerintah tidak pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan sehingga tarif hanya berupa management fee. Hasil perhitungan menunjukkan perhitungan tarif dengan skema BMN, menghasilkan nilai yang paling rendah dan efisien yaitu 57,1% lebih rendah dibandingkan jika dihitung dengan formulasi umum penghitungan tarif dan 27,4% lebih rendah dibandingkan dengan skema PMN. Selain itu dalam studi ini juga dilakukan implementasi profesionalisme, kode etik keinsinyuran dan keselamatan kesehatan kerja dan lingkungan (K3L).

---

Trans Java pipeline networks include the Semarang-Batang Transmission Pipeline Segment (Cisem Phase 1). This pipe was supposed to be constructed by a company, but since it would not be profitable for them, the state eventually got it back and The government funded the pipeline's construction through the state budget. The goal of this study is to analyze and simulate how the Semarang-Batang pipeline's natural gas transportation tariffs were determined. To build the model, the general formula for calculating tariffs was modified into two main types: the State Property (BMN) model and the State Capital Participation (PMN) scheme. In the case of the PMN scheme, the government asks for a return of capital on invested assets, with profits limited to the percentage of return on government debt securities. While the BMN scheme only allows for management fees as the government does not return capital on invested assets. The results of the calculation show that the BMN scheme generates the lowest and most efficient value when applied for calculating tariffs; it is 57.1% cheaper than when calculated using the conventional tariff calculation formulation and 27.4% cheaper than when calculated using the PMN scheme. Furthermore, this study included engineering codes of ethics, environmental safety, occupational health (K3L), and professionalism."

"Dalam riset ini akan dilakukan pemodelan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa untuk beberapa golongan shipper dalam suatu ruas pipa transmisi open access. Pemodelan dilakukan untuk memperoleh pembagian tarif sesuai dengan golongan shipper. Pemodelan multi tarif dilakukan dengan mengembangkan model dari perhitungan sistem single tarif melalui modifikasi pembagian volume pengaliran gas bumi sesuai golongan shipper. Hasil penerapan multi tarif pada ruas pipa transmisi PT X menunjukan penurunan tarif antara 20 hingga 70 pada masing-masing golongan shipper bila dibandingkan dengan sistem single distance tarif dan single postage stamp tarif yang sebelumnya telah diterapkan pada pipa transmisi tersebut. Untuk melihat pengaruh perubahan volume, perubahan Internal Rate of Return IRR , dan perubahan komposisi equity terhadap perubahan besaran multi tarif maka dilakukan uji sensitivitas. Hasil perhitungan menunjukkan kenaikan nilai IRR berbanding lurus terhadap kenaikan multi tarif. Kenaikan IRR membuat waktu pengembalian modal Break Even Point menjadi lebih cepat, kenaikan volume gas berbanding terbalik terhadap multi tarif dan penurunan proporsi equity berbanding lurus dengan penurunan multi tarif.

---

In this research will be modeling the calculation of the tariff of natural gas transportation through pipes for several classes of the shipper in an open access pipe transmission line. Modeling to obtain tariff distribution according to shipper class. Multi tariff modeling by developing a model of single tariff system calculation through modification of natural gas distribution volume according to shipper class. The result of the multi tariff application on the PT X transmission pipeline shows a tariff reduction of between 20 and 70 on each shipper class when compared to the single distance tariff system and the single postage stamp tariff previously applied to the transmission pipe. To see the effect of volume change, change of Internal Rate of Return IRR , and change of equity composition to change of multi tariff quantity hence conducted sensitivity test. The calculation result shows the increase of IRR value is directly proportional to the multi tariff increase. Increased IRR makes Break Even Point time faster, increases in gas volume inversely to multi tariffs and a decrease in the proportion of equity is directly proportional to the multi tariff reduction."

"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."