Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPada kilang LNG yang melakukan penjualan secara Delivery Ex Ship (DES), pemilihan jumlah dan ukuran kapal yang sesuai dengan kapasitas produksinya merupakan hal yang paling krusial dalam penentuan keekonomian kilang. Dengan digiatkannya pembangunan kilang LNG berskala kecil oleh Pemerintah, kilang LNG Sengkang menjadi pioner dalam pengembangan kilang mini LNG di Indonesia. Dalam perencanaannya, kilang mini LNG Sengkang ditargetkan menjual 0.5 MTPA ke terminal penerima terapung PLN Benoa selama lima tahun pertama dan penambahan penjualan 1.5 MTPA ke terminal regasifikasi Filipina pada tahun keenam sampai keduapuluh. Tesis ini menyajikan sebuah konsep analisis pemilihan kapal LNG melalui optimisasi menggunakan metode simulasi ADP Running Plan dengan memanfaatkan Microsoft Excel sebagai piranti lunaknya. Pemilihan kapal LNG ditentukan melalui biaya pelayaran yang paling minimal. Dari hasil simulasi ADP Running Plan, skenario 1 kapal LNG ukuran 22,500 m3 dan 1 kapal LNG ukuran 90,000 m3 menghasilkan biaya pelayaran yang paling rendah yaitu 0.508 USD/mmbtu. Tahap selanjutnya dalam menentukan opsi yang terbaik antara beli kapal LNG atau sewa, didapatkan bahwa opsi sewa merupakan opsi terbaik dengan IRR 14.51%. Sedangkan dalam memvariasikan harga LNG yang sesuai dengan Permen ESDM no 45 tahun 2017, didapatkan harga minimum ICP USD 48 pada slope 11.5% yang menghasilkan IRR sebesar 12%.

---

ABSTRACTThe election of number and vessel size in accordance with production capacity leads to the most crucial matter on the LNG plant economic that conduct the LNG selling through Delivery Ex Ship (DES). Government of Indonesia started to focus the development of mini LNG Plant which Sengkang LNG Plant become the pioneer of such development. In relation to its planning, Sengkang LNG plant will sell 0.5 MTPA to floating receiving terminal at PLN Benoa in the first five years and additional 1.5 MTPA selling to regasification terminal in Philippine starting on the year six until twentieth. This thesis is presenting a concept of analysis LNG vessel election through optimization using ADP Running Plan simulation method and utilize Microsoft Excel software. The election of LNG vessel is determined through the most minimum voyage cost. From the result of ADP running plan simulation, scenario with 1 LNG vessel 22,500 m3 and 1 LNG vessel 90,000 m3 has the lowest voyage cost of 0.508 USD/mmbtu. After the number and size of LNG vessel is determined, further step will determine the best option between buy the LNG vessel or rent, the option of vessel rent is consider as the best option with IRR 14.51%. Next, with the variation of LNG price in accordance with ESDM Minister Regulation No 45 year 2017, minimum ICP price for USD 48 with 11.5% slope is resulting IRR for 12%."

"Adanya kesepakatan Paris 2015 mengenai emisi gas rumah kaca membuat gas bumi mulai banyak dipilih sebagai bahan baku untuk pembangkit listrik. Distribusi gas bumi sebagai sumber bahan bakar alternatif mengharuskan dalam bentuk cair (Liquefied Natural Gas) apabila jarak yang ditempuh cukup jauh. Selain itu, apabila LNG akan digunakan sebagai sumber bahan bakar pembangkit listrik, dibutuhkan proses regasifikasi terlebih dahulu Oleh karena itu value chain dari rantai pasok LNG menjadi yang terpanjang dibanding bahan bakar lain. Penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan skema distribusi LNG yang optimal dengan melakukan optimisasi meminimalkan biaya distribusi dan biaya regasifikasi. Optimisasi dilakukan dengan cara mencari data investasi dan spesifikasi dari kapal LNG dan terminal regasifikasi, beserta permintaan LNG di lokasi pemenuhan rantai pasok. Optimisasi dilakukan dengan metode MILP menggunakan perangkat lunak GAMS dengan solver CPLEX. Hasil optimisasi memperlihatkan bahwa klaster Bangka-Belitung-Pontianak menggunakan jaringan distribusi hub-spoke dengan kapal LNG berukuran 1.500 m3 sebanyak satu buah, 2.500 m3 sebanyak satu buah, 10.000 m3 sebanyak empat buah, dan 12.000 m3 sebanyak dua buah serta kapasitas penyimpanan berukuran 2.000 m3, 3.000 m3, 3.500 m3, 15.000 m3 dan 17.000 m3. Biaya pengapalan pada klaster Bangka-Belitung-Pontianak berada pada rentang $1,06 - $3,23 per MMBtu dan biaya regasifikasi pada rentang $0,58 - $0,87 per MMBtu. Sedangkan untuk klaster Sulawesi menggunakan jaringan distribusi milk-run dengan ukuran kapal LNG 20.000 m3 sebanyak dua buah dan 23.000 m3 sebanyak dua buah serta kapasitas penyimpanan berukuran 1.000 m3, 2.000 m3, 3.000 m3, 4.500 m3, 8.500 m3, dan 10.000 m3. Biaya pengapalan pada klaster Sulawesi berada pada rentang $1,55 - $1,71 per MMBtu dan biaya regasifikasi pada rentang $1,18 - $1,66 per MMBtu. Perubahan sumber LNG pada masing-masing klaster tidak mengubah jaringan distribusi terpilih, namun tetap mengubah rute dan infrastruktur logistik sehingga mengubah pula biaya pengapalan dan biaya regasifikasi.

---

Paris agreement on greenhouse gas emissions has made natural gas chosen as a raw material for electricity generation. Natural gas distribution as an alternative fuel source requires in the form of liquid (Liquefied Natural Gas) if the distance traveled is far enough. Also, if LNG is to be used as a fuel source for power plants, a regasification process is needed. Therefore, the value chain of the LNG supply chain is the longest compared to other fuels. This study aims to obtain an optimal LNG distribution scheme by optimizing distribution costs and regasification costs. The optimization is carried out by finding investment data and specifications from the LNG ship and regasification terminal, along with LNG demand at the supply chain fulfillment location. Optimization using MILP method with GAMS software with the CPLEX solver. Optimization results show that Bangka-Belitung-Pontianak cluster uses hub-spoke distribution network with one 1,500 m3 LNG vessel, one 2,500 m3, four 10,000 m3, and two 12,000 m3 also storage capacity is 2,000 m3, 3,000 m3, 3,500 m3, 15,000 m3 and 17,000 m3. Shipping costs in Bangka-Belitung-Pontianak cluster are in the range of $1.06 - $3.23 per MMBtu and regasification costs in the range of $0.58 - $0.87 per MMBtu. As for the Sulawesi cluster, it uses milk-run distribution network with two 20,000 m3 LNG vessels and two 23,000 m3 LNG vessels also storage capacity is 1,000 m3, 2,000 m3, 3,000 m3, 4,500 m3, 8,500 m3, and 10,000 m3. Shipping costs in the Sulawesi cluster are in the range of $1.55 - $1.71 per MMBtu and regasification costs in the range of $1.18 - $1.66 per MMBtu. Changes in LNG sources in each cluster do not change the distribution network, but still change the route and logistics infrastructure so that it also changes shipping costs and regasification costs."

"Berdasarkan data Bank Dunia, Cekungan Barito yang didalamnya meliputi wilayah Kalimantan Selatan mempunyai sumber daya Gas Metana Batubara (GMB) sebesar 101,6 TCF. Dengan terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Selatan serta adanya rencana pembangunan LNG Receiving Terminal, maka terbuka kesempatan bagi pemerintah maupun investor swasta untuk memanfaatkan GMB di Kalimantan Selatan untuk diubah menjadi LNG. Pada penelitian ini dilakukan analisa dari sisi teknis maupun ekonomis untuk menilai kelayakan pembangunan Small Scale LNG Plant berbahan baku GMB di kalimantan Selatan dengan proses siklus ganda nitrogen dan pendinginan awal. Produksi GMB dari Lapangan Barito-Banjar di kalimantan Selatan pada tahun 2015 diperkirakan mencapai 30-40 MMSCFD. Simulator menunjukan bahwa hampir 100% kandungan gas metana dapat direcover menjadi LNG, dengan komposisi akhir LNG: 98,17% CH4, 1,73% N2 dan 0,1% CO2. Proses ini membutuhkan energi sebesar 11 kW-day/ton LNG dan menghasilkan LNG sebesar 540.1 ton per hari. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US$ 1,21/MMBTU dan biaya OPEX US$ 1,88/MMBTU didapatkan harga IRR pada tahun 2015 sebesar 26% dengan nilai NPV sebesar US$ 119.468.009,25 dan payback period selama 4,33 tahun sejak masa konstruksi atau 3,33 tahun setelah pabrik mulai beroperasi. Analisis sensitivitas terhadap pabrik LNG menunjukan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual LNG.

---

Based on World Bank data, in which Barito Basin covers an area of South Kalimantan have the resources of 101,6 TCF Coal Bed Methane (CBM). With limited natural gas infrastructure in South Kalimantan , as well as a plan to build LNG Receiving Terminal, then open the opportunity for government and private investors to take advantage of CBM in South Kalimantan to be converted into LNG. In this study conducted an analysis of the technical and economical way to assess the feasibility of establishing Small Scale LNG Plant raw based GMB in South Kalimantan with double nitrogen cycle processes and pre-cooling. CBM Production of Field-Banjar Barito in South Kalimantan in 2015 is estimated at 30-40 MMSCFD.

Simulation showed that almost 100% methane gas content can be recovered into LNG, with LNG final composition: 98,17% CH4, 1,73% N2 and 0,1% CO2. This process requires an energy of 11 kW-day/tonne of LNG and LNG produced 540,1 tons per day. The analysis shows the economic parameters with CAPEX of US$ 1,21/MMBTU and OPEX costs US$ 1,88/MMBTU, IRR price obtained in 2015 by 26% with NPV US$ 119.468.009,25 NPV and the payback period for 4,33 years since the time of construction or 3,33 years after the plant began operating. Sensitivity analysis of the LNG plant showed that the most influential parameter is the selling price of LNG."

"Jaminan keamanan pasokan energi di masa mendatang merupakan salah satu isu strategis yang sangat penting dalam rangka melindungi kepentingan nasional suatu negara. Ketergantungan perekonomian nasional pada BBM/solar yang menyebabkan biaya tinggi, subsidi BBM yang memberatkan keuangan negara, produksi gas nasional yang lebih berorientasi ekspor (asing), rendahnya daya serap pasar gas domestik terkait minimnya infrastruktur migas dan kendala geografis, ketergantungan pasokan gas dalam negeri pada impor LNG, kurangnya sosialisasi akan pentingnya konversi BBM ke gas di seluruh kalangan stakeholders, dan dinamika harga minyak global yang mempengaruhi pasokan bahan bakar nasional merupakan trends yang melatarbelakangi pentingnya peran gas LNG sebagai salah satu alternatif mengatasi kelangkaan energi dan bahan bakar di masa mendatang. Konversi BBM ke gas LNG dan pemenuhan kebutuhan gas dalam negeri tidaklah cukup tanpa didukung oleh rantai pasok LNG nasional yang efisien, ekonomis, dan mampu menyesuaikan kondisi geografis dan lokasi konsumen. Untuk itulah, tesis ini berupaya untuk memberikan early warning melalui pengembangan skenario hingga tahun 2025 kepada seluruh stakeholders terkait, dalam rangka memperkuat ketahanan energi nasional melalui perspektif pentingnya distribusi dan LNG shipping skala kecil. Konsep dan teori yang digunakan sebagai dasar ilmiah tesis ini adalah konsep keamanan energi, ketahanan energi, kebijakan energi, rantai pasok LNG, PESTLE analysis, scenario planning, dan optimasi rantai pasok LNG. Metode penelitian adalah pendekatan kualitatif dengan sumber data berasal dari data sekunder (studi literatur) dan primer (wawancara). Analisis eksternal menggunakan konsep PESTLE analysis, sedangkan analisis internal menggunakan model optimasi rantai pasok pengangkutan LNG skala kecil. Dengan demikian skenario ini secara eksternal teruji dan secara internal layak untuk dikembangkan. Pengembangan skenario dalam tesis ini menggunakan konsep scenario planning dan TAIDA process. Hasil penelitian menunjukan terdapat empat skenario yang mungkin terjadi hingga tahun 2025 terkait dengan peran distribusi dan LNG shipping dalam memperkuat pemenuhan kebutuhan gas LNG domestik, yaitu skenario 1 segera menuju kemandirian energi (optimis), skenario 2 tanpa arahan (pesimis), skenario 3 di sisi jurang krisis (terburuk), dan skenario 4 menggapai mimpi (pesimis). Indonesia berada pada skenario 4 yaitu political will terhadap pengembangan LNG skala kecil oleh pemerintah cukup kuat. Akan tetapi pembangunan infrastruktur LNG skala kecil dalam negeri masih belum memadai sehingga diperlukan suatu strategi, program, dan langkah-langkah pemenuhan kebutuhan gas domestik yang mempertimbangkan faktor politik-kebijakan-hukum, faktor ekonomi-pasar-infrastruktur, dan pola manajemen dan operasional yang tepat.

---

The guarantee for security of energy supply in the future is one of the strategic issues that are very important in order to protect national interests of a country. Dependence of the national economy on fossil fuel that has been bringing about high costs, fuel subsidies that have been causing state's financial burden, the national gas production that has been export oriented, low domestic gas market absorption related to lack of oil and gas infrastructure ? let alone geographical constraints, dependence on a domestic gas supply LNG imports, minimum socialization of the importance of converting oil into gas within all stakeholders, and the dynamics of global oil prices affecting the national fuel supply are some trends underlying the importance of the role of LNG as an alternative energy source to overcome the scarcity of energy and fuels in the future. Both fuel conversion to LNG and the fulfillment of domestic gas demands cannot be successful without the support by national LNG supply chain that is efficient, economical, and capable of adjusting with the geographical condition and the relatively remote location of the consumers. For this reason, this thesis seeks to provide "early warning" through the development of the scenario up to 2025 for all stakeholders, in order to strengthen national energy security through the perspective of the importance of distribution and LNG shipping small scale.

Concepts and theories used as scientific basis of this thesis are the concepts of energy security, energy resilience, energy policy, LNG supply chain, PESTLE analysis, scenario planning, and optimization of the LNG supply chain. The research method is qualitative approach, the data sources of which derived from secondary data (literature) and primary (interview). External analysis uses PESTLE whereas internal analysis uses a model of supply chain optimization of small-scale LNG transport. Therefore, this scenario is externally valid and internally feasibly to be developed. Scenario development in this thesis uses the concept of scenario planning and TAIDA process.

The results shows that there are four possible scenarios up to 2025 related to the role of distribution and LNG shipping in strengthening the fulfillment of domestic LNG gas needs, i.e. scenario 1 "coming toward energy independence" (optimistic), scenario 2 "without direction" (pessimistic), scenario 3 "on the edge of crisis" (the worst), and scenario 4 "reaching the dream" (pessimistic). Indonesiais in the fourth scenario which is "political will" of government for developing small-scale LNG that is strong enough. However, the construction of small-scale LNG infrastructure in the country is still not adequate so that some strategies, programs, and measurements are needed to meet the demand of domestic gas considering the combination of political-policy-legal factors, economic-market-infrastructure factors, and precise operational and management pattern."

"ABSTRAKPulau Sumba memiliki salah satu rasio elektrifikasi terendah di Indonesia yaitu 50,9%. Dua tantangan geografis utama yang dihadapi Pulau Sumba adalah logistik dan kekeringan berkala yang menyebabkan sulitnya akses ke air bersih. Studi ini dimulai dengan menentukan permintaan energi untuk mendapatkan volume LNG yang dibutuhkan sambil mempertimbangkan permintaan air bersih. Analisis batimetri dilakukan untuk menentukan lokasi dermaga yang tepat dan konfigurasi lokasi terminal yang tepat berdasarkan kedalaman laut. Teknologi ini menggunakan IFV dengan refrigeran HFE-7100 untuk menghasilkan gas regasified yang secara bersamaan menggunakan energi dingin LNG untuk mendinginkan air laut ke titik eutektik -21,11oC. Aspek teknologi yang diteliti adalah aspek desain unit regasifikasi dan unit desalinasi air laut. Simulasi proyek dilakukan dengan menggunakan Unisim Desing dan Superpro Design. Hasil perhitungan untuk mendapatkan gas yang dibutuhkan adalah 2 MMSCFD dengan 1038 BTU / scf GHV dan menghasilkan 99,78% air murni dari 3.408.880 liter / hari menggunakan energi dingin 870 kJ / kg. Aspek ekonomi yang diteliti adalah analisis studi kelayakan menggunakan metode arus kas dengan proyek PPP dengan skema BOT. Analisis profitabilitas memperoleh skema S-4 sebagai opsi paling ekonomis dengan WACC 9,16%, NPV $ 3,564, PBP 8,11 tahun dan IRR 9,16%. Harga gerbang pabrik dihitung menjadi $ 15,93 / MMBTU dengan kontribusi harga regasifikasi $ 6,80 / MMBTU.

---

ABSTRACTSumba Island has one of the lowest electrification ratios in Indonesia at 50.9%. The two main geographical challenges facing Sumba Island are logistics and periodic drought which makes it difficult to access clean water. The study begins by determining the energy demand to obtain the required LNG volume while considering the demand for clean water. Bathymetry analysis is carried out to determine the exact location of the pier and the configuration of the correct terminal location based on the depth of the sea. This technology uses IFV with HFE-7100 refrigerant to produce regasified gas which simultaneously uses cold LNG energy to cool sea water to the eutectic point of -21.11 ° C. The technological aspects studied are the design aspect of the regasification unit and seawater desalination unit. Project simulations are carried out using Unisim Desing and Superpro Design. The calculation result to get the gas needed is 2 MMSCFD with 1038 BTU / scf GHV and produces 99.78% pure water from 3,408,880 liters / day using cold energy of 870 kJ / kg. The economic aspect studied is the analysis of the feasibility study using the cash flow method with PPP projects under the BOT scheme. Profitability analysis obtained the S-4 scheme as the most economical option with a WACC of 9.16%, NPV of $ 3,564, PBP of 8.11 years and IRR of 9.16%. The factory gate price is calculated to be $ 15.93 / MMBTU with a regasification price contribution of $ 6.80 / MMBTU."