Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Aktifitas flaring menyebabkan berbagai permasalahan dibidang lingkungan akibat terlepasnya emisi dan gas asam ke atmosfer dan juga kerugian ekonomi akibat terbakarnya gas dengan kandungan nilai kalor yang masih tinggi. Dengan bertambahnya kapasitas kilang minyak di PT.XYZ, maka gas yang diflaring akan bertambah besar pula sehingga terjadi penambahan kerugian ekonomi an lingkungan akibat flaring. Beberapa teknologi untuk mengurangi dampak negative flaring sudah tersedia namun dalam penerapannya perlu dikaji terhadap aspekaspek teknis, ekonomi, dan efek yang ditimbulkan ke lingkungan. Pada studi ini dilakukan kajian terhadap aspek teknis dan ekonomi dari flare gas recovery yang akan diterapkan di kilang minyak PT.XYZ. Aspen HYSYS digunakan sebagai process simulator untuk memodelkan konfigurasi FGR dalam studi ini. Recovered flare gas yang dihasilkan akan digunakan sebagai suplemen bahan bakar gas pembangkit Combined Cycle Power Plant 72 MW. Dari penelitian ini didapatkan 330,3 TJ energi/tahun atau setara dengan 291 MMSCF/tahun fuel gas yang berhasil didaur-ulang dan pengurangan emisi CO2 sebesar 63 ribu ton/tahun dari instalasi FGR di PT.XYZ. Proyeksi nilai NPV yang didapat sebesar 2,5 juta USD dan Pay Out Time didapat pada tahun ke-7 dengan besaran IRR 13%.

---

Environmental issue and energy losses is the main issue for flaring system in oil refinery plant. The expanding capacity of current refinery plant resulting bigger flaring output for PT.XYZ refinery. While there are currently available solutions to reduce the impact, the implementation of reducing and reusing flare gases generally brings additional question regarding the technical, economic and environment aspect. Technical and economic assessment for proposed flare gas recovery configuration is the main objective of this study. The study is carried out using the process simulator Aspen HYSYS V.11 for the simulation model, and economic evaluation is carried out for the proposed model. Recovered Flare gases will be utilized as fuel gas supplement of PT.XYZ refinery and greatly expected to bring a significant improvement in the savings of fuel gas requirements for the company, reduce the CO2 emission and remove the negative impact of flaring to environment. The result showed that flare gas recovery system significantly recovers yearly energy correspond to 330.3 TJ or 291 MMSCF/year and reduce 63 M ton yearly CO2 emission. Estimated NPV is $ 2,5 Mil USD and the project achieved it is Pay Out Time at 7 years with 13% IRR."

"Salah satu pemanfaatan gas suar bakar adalah sebagai bahan bakar pembangkit. Pembangkit Listrik X adalah PLTGU existing yang menghasilkan daya listrik 410 MW dengan menggunakan bahan bakar gas alam sebanyak 87,74 MMSCFD. Pada penelitian ini gas suar bakar akan dijadikan bahan bakar pengganti gas alam untuk membangkitkan listrik 410 MW. Total maksimum laju alir gas suar bakar yang tersedia adalah 7,9 MMSCFD. Pemanfaatan gas suar bakar sebagai bahan bakar pembangkit listrik akan menurunkan biaya bahan bakar namun juga menambah biaya investasi berupa alat kompresor. Dalam penelitian ini dilakukan dua skenario, yaitu skenario existing menggunakan bahan bakar gas alam dan skenario menggunakan variasi laju alir gas suar bakar terhadap laju alir gas alam sebagai bahan bakar Pembangkit Listrik X. Skenario yang paling memberikan keuntungan dari pada desain existing adalah saat menggunakan laju alir gas suar bakar sebesar 7,9 MMSCFD dengan laju alir gas alam sebesar 79,06 MMSCFD. NPV skenario desain tersebut 56.976.160,22 dengan pay back period 14,84 tahun.

---

Utilization of flare gas is as fuel for power plants. Power plant X is the existing gas and steam power plant that generates 410 MW of electrical power using natural gas fuel as much as 87.74 MMSCFD. In this study flare gas will be used as fuel instead of natural gas to generate 410 MW of electricity. The maximum total flare gas flow rate provided is 7.9 MMSCFD. Utilization of flare gas as power plant fuel will reduce fuel costs but also add to the cost of investment of compressor tool.

In this study two scenarios will be compared, the existing scenarios using natural gas fuel and scenarios using a variation of the flow rate of gas flaring on the flow rate of natural gas as fuel for power plants X. Scenario would benefit from the existing design are currently using flow rate gas flare 7,9 MMSCFD and natural gas with flow rate 79,06 MMSCFD. The design scenarios NPV is 56.976.160,22 with a payback period of the plant investation is 14,84 years."

"Aktivitas pembakaran gas sisa (Gas flare) pada lapangan Oseil milik PT. CSEL dinilai tidak ekonomis, sementara terdapat perusahaan listrik (PLN) yang membutuhkan energi alternatif sebagai pengganti HSD untuk bahan bakar pembangkit. Thesis ini membahas aspek keteknikan dan keekonomian penggunaan gas sisa sebagai bahan bakar turbin untuk PLN Kabupaten Bula. Investasi yang digunakan, yaitu unit pemurnian gas DEA-MDEA, pipa transmisi, dan turbin gas atau modul bifuel. Unit pemurnian gas diinvestasikan oleh produsen gas (PT.CSEL), sedangkan pipa transmisi dan turbin gas atau modul bifuel diinvestasikan oleh PLN. Sistem pemurnian gas amin DEA15%MDEA 20% efektif menurunkan kandungan H2S dan CO2 gas umpan dari 1,79 % dan 6,95 % mol menjadi 0,96 ppm dan0,01%mol dengan laju alir 44.000 kg/h dan energi 370.800 kJ/h. Pengiriman gas dilakukan dengan menggunakan pipa baja karbon 3in skedul 40 sepanjang 5 km dengan laju alir gas di dalam pipa sebesar 16,885 m/s dan penurunan tekanan 15,59%. Penggunaan turbin gas secara ekonomi lebih menguntungkan dibandingkan dengan penggunaan modul bifuel. Penggunaan turbin gas menghasilkan NPV positif pada penggunaan harga gas lebih dari 3,5$/MMBTU, namun pada penggunaan modul gas terjadi jika harga gas lebih dari 5$/MMBTU. Berdasarkan pertimbangan aspek keekonomian dari produsen gas dan PLN, harga gas 6$/MMBTU r = 7% dengan penggunaan skenario turbin gas layak secara ekonomi karena periode pengembalian investasi yang singkat, yaitu 0,6 tahun untuk produsen gas IRR 31,90% dan 2 tahun untuk PLN IRR 27,85%. Sehingga PLN dapat menghemat biaya produksi sampai 1.101.571,24 $ pertahun dan produsen gas dapat memperoleh keuntungan bersih sebesar 210.621 $ pertahun.

---

The gas flaring activity on the Oseil field owned by PT. CSEL considered uneconomical, while there's electricity company (PLN) which require an alternative energy to substitute HSD for generator fuel. Discussions in this thesis are aspect of engineering and economical of gas utilization as fuel of turbines to PLN of Bula District. Investments are used, there are the sweetening unit of gas DEA-MDEA, transmission pipelines, and gas turbine, or bifuel module. Gas sweetening unit invested by the gas producer (PT.CSEL), while the transmission pipeline and a gas turbine or module bifuel invested by PLN. The amine gas purification system DEA 15% MDEA 20% effective in reducing of H2S and CO2 contents, the feed gas are 1.79% and 6.95% reduced to 0.96 ppm and 0.01% mol with a flow rate of 44,000 kg/h and energy of 370 800 kJ/h. Gas is transmitted by using a carbon steel pipe 3 inch with schedule of 40 along the 5 km with a flow rate of gas in the pipes of 16.885 m/s and pressure drop 15.59%. Gas turbines usage is economically more advantageous than modules bifuel usage. Gas turbines usage generate a positive NPV on the use of gas prices over $ 3,5$/MMBTU, nevertheless the NPV of module gas will be positive when the gas prices more than 5 $/MMBTU. Based on consideration of economic aspects of gas producers and PLN, the gas prices $ 6/MMBTU r = 7% with gas turbines scenarios are economically is feasible, because investment return can be achieved in a short time, that is: 0,6 year for gas producers IRR of 31,90% and 2-year for PLN 27,85% IRR. So that PLN could save on production costs up to $ 1.101.571,24 per year and gas producers can earn a net profit of $ 210.621 per year."

"Dalam industri pengolahan minyak (Refinery), proses peningkatan angka oktan dari fraksi naphtha dilakukan di Unit Naphtha Reforming. Unit Naphtha Reforming (NRU) PT X memiliki spesifikasi produk gas hidrogen dengan kemurnian minimum 93,5%. Tingginya kemurnian produk gas hidrogen berkorelasi dengan naiknya yield reformat dan LPG dimana produk utama Unit Naphtha Reforming adalah reformat (HOMC). Penelitian ini mengevaluasi lima skema recovery yaitu recovery kontak satu tahap, teknologi kontak dua tahap, dan teknologi deep cooling menggunakan chiller juga akan diujikan konfigurasi tanpa teknologi recovery. Pengujian dilakukan dengan membandingkan produk yang dihasilkan dan perhitungan keekonomian teknologi. Hasilnya menunjukkan bahwa Skema 5 (Skema 2 dengan kondisi operasi tekanan kontak 40 kg/cm2g dan suhu kontak 0 oC) menghasilkan spesifikasi produk yang sesuai dan nilai keekonomian yang paling baik dengan nilai IRR 12%, NPV 336,2 MUSD dan POT 12,9 tahun (POT gross 1,07 tahun). Sensitifitas Skema 5 terhadap harga umpan menunjukkan bahwa pada kenaikan harga umpan lebih dari 3% tidak lagi menguntungkan karena IRR-nya telah menyentuh hurdle rate dan NPV-nya negatif.

---

In the oil processing industry (Refinery), the process of increasing the octane number of the naphtha fraction is carried out at Naphtha Reforming Unit. PT X Naphtha Reforming Unit (NRU) has a hydrogen gas product specification with minimum purity of 93.5%-mol. The high purity of the hydrogen gas product correlates with the increase in yield of reformate and LPG where the main product of the NRU is reformate (HOMC). This study evaluates five recovery schemes, namely single-stage contact recovery, two-stage contact technology, and deep cooling technology using a chiller. The configuration without recovery technology will also be evaluated. Evaluation was done by comparing the product results and calculating the economics of technology. The results show that scheme five (scheme two with operating conditions in the recontact section pressure of 40 kg/cm2g and temperature of 0 oC) produces the appropriate product specifications and the best economic value with IRR 12%, NPV 336.2 MUSD and POT 12.9 years (gross POT 1.07 years). The sensitivity of Scheme five to the feed price shows that an increase in the feed price of more than 3% is no longer profitable because the IRR has touched the hurdle rate and the NPV is negative."

"Sektor hilir migas memberikan kontribusi yang signifikan terhadap emisi CO2, khususnya dari steam methane reforming (SMR), yang menghasilkan 4,33 tCO2e/kbbl minyak mentah yang diolah. Studi ini menyelidiki kelayakan teknis dan ekonomis pemanfaatan CO2 dari tail gas SMR untuk memproduksi metanol. Simulasi proses dilakukan menggunakan Aspen HYSYS v14, memodelkan proses sintesis metanol melalui hidrogenasi CO2 dengan hidrogen (H2) yang bersumber dari Naphtha Reforming Unit. Hasil simulasi menunjukkan yield metanol optimal sebesar 81,16% pada suhu 235°C dan tekanan 50 bar, menghasilkan 70 ton/jam (612 KTA) metanol dengan kemurnian 99,85% berat. Analisis ekonomi menunjukkan IRR sebesar 8,04%, NPV sebesar -26,5 juta USD, dan pay-out time (POT) selama 22 tahun, yang menunjukkan bahwa proyek tersebut belum layak secara ekonomis dalam kondisi saat ini. Analisis sensitivitas menghasilkan bahwa harga jual metanol dan kapasitas produksi merupakan faktor paling penting yang memengaruhi kelayakan proyek. Peningkatan harga metanol atau kapasitas produksi sebesar 20% dapat meningkatkan IRR secara signifikan di atas tingkat ambang batas sebesar 10,83%. Studi ini memberikan wawasan tentang potensi pemanfaatan CO2 untuk produksi metanol, yang berkontribusi pada pengurangan emisi dan diversifikasi produk di kilang. Optimalisasi lebih lanjut terhadap biaya bahan baku dan integrasi dengan produk hilir seperti MTBE dapat meningkatkan kelayakan ekonomi.

---

The downstream oil and gas sector contributes significantly to CO2 emissions, particularly from steam methane reforming (SMR), which produces 4,33 tCO2e/kbbl of crude oil processed. This study investigates the technical and economic feasibility of utilizing CO2 from SMR tail gas to produce methanol. The process simulation was conducted using Aspen HYSYS v12, modelling the methanol synthesis process through the hydrogenation of CO2 with hydrogen (H2) sourced from the Naphtha Reforming Unit. Results from the simulation indicate an optimal methanol yield of 81,16% at 235°C and 50 bar, producing 70 tons/hour (612 KTA) of methanol with a purity of 99,85% wt. The economic analysis reveals an IRR of 8,04%, an NPV of -26,5 million USD, and a pay-out time (POT) of 22 years, showing that the project is not yet economically feasible under current conditions. Sensitivity analysis highlights that methanol selling price and production capacity are the most critical factors impacting the project's viability, where a 20% increase in methanol price or production capacity could significantly improve IRR above the hurdle rate of 10,83%. This study provides insight into the potential of CO2 utilization for methanol production, contributing to emission reduction and product diversification in refineries. Further optimization of feedstock costs and integration with downstream products like MTBE could enhance economic feasibility."

"Adsorbed natural gas ANG adalah teknologi penyimpanan gas bumi yang, berpotensi untuk menjadi teknologi pengangkutan darat dengan skala kecil dan menengah. Oleh karenanya dilakukanlah penelitian ini untuk mengetahui kelayakan teknologi ANG dalam memanfaatkan gas suar bakar yang pada umumnya memiliki volume kecil dan menengah ke sektor pengguna di sekitar sumber gas suar bakar. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah simulasi pemodelan proses, simulasi pemodelan keekonomian dan optimalisasi kelayakan proyek dengan variabel yang dioptimalisasi antara lain : harga jual ANG, harga gas suar bakar, dan presentase pembiayaan biaya capital oleh pemerintah. Hasil simulasi proses menghasilkan produk ANG dengan rentang 0,32 ndash; 2,97 mmscfd. Sedangkan hasil simulasi kekeonomian menghasilkan interest rate of return IRR dibawah 10 . Namun dengan optimalisasi kelayakan dapat dihasilkan IRR hingga diatas 20.

---

Adsorbed natural gas ANG is a natural gas storage technology, which potential to be small and medium natural gas transportation technology. Therefore, this study was undertaken to determine the feasibility of ANG technology in the use of gas flaring which generally has a small and medium volume to consument around the source of gas flaring. The method used in this research is the process simulation modeling, economic simulation modeling and optimization of project feasibility with variables include ANG selling price, fuel flare gas price, and percentage of financing of capital cost by the government. The result of process simulation yield ANG product with range 0,32 2,97 mmscfd. While the economic simulation results generate interest rate of return IRR below 10 . However, by optimizing the feasibility, IRR can generate up to over 20 ."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."

"Lingkungan kita sedang terancam oleh gas rumah kaca dari proses pembakaran gas. Sekitar 4 MMSCFD dikontribusikan oleh gas suar dari lapangan X. Studi ini akan membahas aspek tekno-ekonomi dari teknologi pemanfaatan gas suar. Dalam tulisan ini, tiga metode gas alam terkompresi, Gas Pipa dan gas ke listrik yang dikombinasikan dengan CNG. Menurut hasil, produksi metode pemanfaatan gas suar metode CNG adalah teknologi yang paling ekonomis dengan memiliki IRR yang lebih besar, laba tahunan sekitar $ 4,23 juta, dan waktu pengembalian 1,62 tahun. Analisis ini menunjukkan ada peningkatan nilai ekonomi gas suar dan peningkatan perlindungan lingkungan.

---

Our environment is being endangered by greenhouse gases from gas flaring processes. Approximately 4 MMSCFD is contributed by flare gas from X field. This Study would discuss a techno-economic aspect of flare gas utilization technology. In this paper, three methods of compressed natural gas, pipeline gas and gas to wire was combined with CNG. According to the results, the production of the CNG method of flare gas utilization is the most economical technology; with has a greater IRR, an annual profit of about $4,23 million, and a payback period of 1,62 years. Analysis shows there improved economic gas flare value and improvement environmental protection."

"Penelitian ini mengkaji desain dan teknologi proses kilang BBM yang dapat mencapai spesifikasi produk sesuai kebutuhan BBM domestik di Indonesia, kelayakan nilai keekonomian proyek pembangunan kilang BBM di Indonesia, dan memetakan besaran risiko dan sensitivitas keekonomian proyek kilang BBM terhadap terhadap harga bahan baku produk di pasar. Teknik pengkajian menggunakan metode simulasi proses teknis, analisis keekonomian menggunakan estimasi parametrik, pemetaan risiko sesuai AS/NZS 4360 serta sensitivitas keekonomian berdasar fluktuasi harga crude oil. Kelayakan nilai keekonomian proyek pembangunan kilang BBM di Indonesia kapasitas 300 kbpd menggunakan pemrosesan primer dan sekunder dengan nilai investasi 9.289 juta $, menguntungkan dengan nilai keekonomian berupa NPV sebesar 41.306 juta $, IRR sebesar 13,8 %, dan PBP 9 (sembilan) tahun selama 30 (tiga puluh) tahun masa manfaat aset. Besaran risiko paling signifikan dalam proyek pembangunan kilang BBM di Indonesia adalah Pengadaan Lahan, Persetujuan desain oleh pemangku kepentingan, Perizinan lingkungan dari pemerintah, Perubahan regulasi dari pemerintah, dan Wanprestasi Kontraktor. Sensitivitas keekonomian proyek kilang BBM di Indonesia terhadap harga bahan baku produk di pasar ditunjukkan pada kenaikan harga umpan 2%, IRR proyek menyentuh MARR. Kemudian, pada kondisi harga minyak tertinggi yang tercatat, proyek masih bisa memberikan pengembalian yang menguntungkan karena NPV tidak pernah menyentuh 0 (nol).

---

This research studies the probable process design and technologies for fuel refinery that can achieve product specification to meet domestic fuel demand in Indonesia, economics feasibility for building fuel refinery in Indonesia, and to register known risks and economics sensitivities of fuel refinery projects concerning crude oil prices as the main material intake in the market. The study conducted technical process simulation, economics analysis using parametric estimate, risk mapping as per AS/NZS 3460, followed by economics sensitivity analysis in crude oil price fluctuation. Economics feasibility for Fuel Refinery Development in Indonesia with a capacity of 300 kbpd using primary and secondary processing and total investment cost of 9.289 million $ is profitable with the economics parameter of NPV 41.306 million $, IRR 13,8% and PBP 9 (nine) years over 30 (thirty) years of asset lifetime. The most significant risk on the project is Land Procurement, Design approval from the stakeholders, Environmental Permit from the Government, Regulations changes from the Government, and Contractor Default of Agreement. Economics sensitivity of the project against raw materials market price is concluded at feed price increases at 2%, and project IRR touches the MARR. When the oil price soars on the highest price on the note, the project still could give profitable returns because the NPV never touches 0 (zero)."

"Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

---

Utilization of LNG Arun refinery plant, which it’s operational contract will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity.

The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change.

The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change."