Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. Tesis ini membahas tentang analisa perlakuan Boil-Off Gas (BOG) LNG yang dihasilkan dari fasilitas regasifikasi. Terdapat 2 unit fasilitas yang terlibat, yaitu Train 1 meliputi Floating Storage Unit (FSU) dan Floating Regasification Unit (FRU) yang telah beroperasi dan menghasilkan gas yang dialirkan ke sebuah pembangkit lstrik, kemudian Train 2 meliputi fasilitas regasifikasi LNG dilengkapi dengan filling station CNG yang akan dirancang dan dibangun pada daratan (masa depan). Terdapat 4 opsi perlakuan BOG, yaitu Opsi-1A mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1, Opsi-1B mengalirkan BOG ke pipa BOG existing pada Train 1 serta memanfaatkan BOG tersebut sebagai bahan bakar kompresor, Opsi-2A mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 dan Opsi-2B mengalirkan BOG ke aliran gas dari vaporizer pada Train 2 serta memanfaatkan BOG sebagai bahan bakar kompresor. Hasil perhitungan menunjukkan estimasi BOG yang dihasilkan sebanyak 3.7 MMSCFD dengan nilai ekonomi yang berbeda untuk setiap opsinya. Dari analisa teknis dan ekonomi, dihasilkan bahwa Opsi-1A merupakan pilihan terbaik dengan biaya investasi (CAPEX) paling rendah, yaitu US $ 66,980,107 dan memberikan keuntungan bersih (Net Present Value) paling tinggi pada akhir kontrak, yaitu sebesar US $ 33,578,764. Opsi-1A memberikan arus pengembalian (Internal Rate of Return) paling tinggi, yaitu 31.34% dengan periode pengembalian 2.55 tahun. Secara keseluruhan, perubahan harga jual gas dan biaya operasi (OPEX) merupakan komponen yang paling berpengaruh terhadap NPV dan IRR. ......This thesis discusses an analysis to determine the treatment for LNG Boil-Off Gas (BOG) generated from LNG regasification facilities. Two units will be included, such as Train 1 for Floating Storage Unit (FSU) and Floating Regasification Unit (FRU) which has been operated and produced pipeline gas for a power plant, and then Train 2 for the future facility on shore including LNG regasification facility completed with CNG filling station.  Four options will be analysed for BOG treatment, such as Option-1A to transfer BOG to the existing BOG pipe in Train 1, Option-1B to transfer half of BOG rate to the existing BOG pipe in Train 1 and half of the rest is used as gas fuel for compressor, Option-2A to transfer BOG to the downstream of vaporizer in Train 2 and Option-2B to transfer half of BOG rate to the downstream of vaporizer in Train 2 and half of the rest is used as gas fuel for CNG compressor. Technical calculation shows that BOG rate estimation is 3.7 MMSCFD with different economic value for each option. Technical and economic analysis shows that Option-1A is the most desired alternative with the lowest investment cost (CAPEX) which is US $ 66,980,107 and gives the highest Net Present Value (NPV) which is US $ 33,578,764. Option-1A gives the highest internal rate of return (IRR) 31.34% with payback period for 2.55 years. Overall, the alteration of gas sales price and operating cost (OPEX) is the most significant component which will impact NPV and IRR.

Abstrak :
Industri aluminium di Kuala Tanjung membutuhkan listrik 2 × 350 MW untuk mendukung peningkatkan produksi. Gas bumi adalah salah satu pilihan bahan bakar untuk memenuhi kebutuhan listrik.  Saat ini, pipa transmisi gas menuju Kuala Tanjung belum bisa memenuhi kebutuhan bahan bakar gas untuk industri Aluminium tersebut. Suplai LNG dari daerah lain menjadi alternatif. Untuk menerima kiriman LNG, industri Alumunium membutuhkan pembangunan terminal penerima LNG. Seleksi pemilihan tangki penyimpanan dan teknologi regasifikasi dibahas secara kualitatif. Hasil seleksi terminal penerima LNG onshore menyatakan bahwa tipe tangki penyimpanan yang terseleksi adalah  full containment dan teknologi regasifikasi adalah Open Rack Vaporizer (ORV). Sedangkan hasil perhitungan keekonomian dengan formula harga untuk 13,5%ICP adalah IRR yang dicapai sebesar 13,5% dan NPV $70.448.815. Perubahan IRR dari kedua variabel yaitu kenaikan capex dan penurunan ICP menunjukkan bahwa penurunan ICP lebih sensitif dibanding kenaikan capex. Hal ini terjadi karena dengan perubahan ICP dan capex masing-masing sebesar 10%, IRR pada penurunan ICP turun menjadi 12,54%. Sedangkan IRR pada kenaikan capex, turun menjadi 13,07%.

---

The aluminum industry in Kuala Tanjung needs 2 × 350 MW of electricity to support increased production. Natural gas is one of the fuel choices to meet electricity needs. At present, the gas transmission pipeline to Kuala Tanjung has not been able to meet the needs of gas fuel for the Aluminum industry. LNG supply from other regions is an alternative. To receive LNG shipments, the Aluminum industry requires the construction of an LNG receiving terminal. Selection of storage tank selection and regasification technology are discussed qualitatively. The selection results of the onshore LNG receiving terminal stated that the type of storage tank selected was full containment and the regasification technology was the Open Rack Vaporizer (ORV). While the economic calculation results with the price formula for 13.5% ICP are IRR achieved at 13.5% and NPV $ 70,448,815. Changes in IRR of the two variables, namely increases in capex and decreases in ICP indicate that decreases in ICP are more sensitive than increases in capex. This happened because with changes in ICP and capex each by 10%, the IRR on ICP decreased to 12.54%. While IRR on the increase in capital expenditure dropped to 13.07.

Abstrak :
Landasan konstitusional sebagai landasan dalam pengelolaan sumber daya alam minyak dan gas bumi di Indonesia seperti disebutkan dalam pasal 33 ayat (2) dan ayat (3) UUD 1945. Makna dari ?sebesar-besarnya? di dalam pasal tersebut memberikan amanat bahwa usaha minyak dan gas bumi haruslah meningkatkan kesejahteraan rakyat. Penguasaan negara terhadap minyak dan gas bumi tersebut bertujuan untuk menciptakan Ketahanan Nasional di bidang Energi (National Energi Security) dengan mengutamakan ketersediaan dan distribusi di dalam negeri. Dalam Ketahanan Nasional dibidang energi menuntut pemerintah untuk mengeluarkan kebijakan-kebijakan di bidang energi terutama di bidang minyak dan gas bumi terhadap kebutuhan dalam negeri. Pemerintah harus melakukan kebijakan baru dalam menyikapi keputusan Mahkamah Konstitusi yang telah membubarkan BP Migas dalam melakukan kegiatan usaha hulu migas dengan membentuk perusahaan Negara. Perusahaan Negara tersebut harus memenuhi persyaratan seperti regulator atau kebijakan tetap berada dibawah dan dikendalikan pemerintah.

---

Constitutional basis as the cornerstone in the management of natural resources Oil and gas in Indonesia as referred to in Article 33 paragraph (2) and paragraph(3) UUD 1945. The meaning of "maximum" in the article is to provide the mandate that the oil and gas business should improve the welfare of the people. State control of oil and gas is intended to create a National Security in the field of Energy (National Energy Security) with emphasis on the availability and distribution in the country. In the field of energy, it is demanded the government to issue policies especially towards oil and gas for domestic needs. The government should undertake a new policy in response to the decision of the Constitutional Court that has been discorporate BP Migas in the upstream oil and gas activities by establishing a state enterprise. State companies must fulfill requirements such as regulatory or policy and remain under government control.

Abstrak :
ABSTRAK
Simulasi pembakaran CNG dalam penelitian ini bertujuan untuk menghasilkan mekanisme reaksi pembakaran yang valid sehingga dapat digunakan untuk mengetahui profil waktu tunda ignisi terhadap pengaruh temperatur, tekanan, rasio ekuivalensi, komposisi diluen, dan komposisi CNG pada reaksi pembakaran tersebut. Selain itu, karena reaksi pembakaran melibatkan banyak reaksi elementer, maka pada penelitian ini dilakukan pula identifikasi tahapan reaksi-reaksi penting melalui analisis sensitivitas dan analisis laju produksi. CNG dalam penelitian ini direpresentasikan dalam tiga komponen, CH4/C2H6/C3H8. Penyusunan mekanisme reaksi dilakukan dengan penelusuran literatur. Model yang telah disusun, divalidasi menggunakan data eksperimen yang diperoleh dari penelitian terdahulu yang dilakukan oleh Healy, 2008, untuk campuran CH4/C2H6/C3H8/O2/N2 pada rentang temperatur (T) 1039 K?1553 K, rentang tekanan (P) 1,1-40 atm, dan rasio ekuivalensi (ɸ) sebesar 0,5, 1,0, dan 2,0, dengan menggunakan alat pembakaran shock tube. Perangkat lunak yang digunakan ialah Chemkin 3.7.1. Profil waktu tunda ignisi untuk pembakaran CNG dalam shock tube telah berhasil direproduksi oleh model kinetika dengan cukup baik. Nilai waktu tunda ignisi terlama untuk komposisi 88% CH4/8% C2H6/4% C3H8, rentang temperatur awal 1100 K-1500 K diperoleh sebesar 37,2 ms (P=2 atm, T=1100 K, dan ɸ=2,0) dan waktu tunda ignisi tercepat sebesar 0,033 ms (P=30 atm, T=1500 K, dan ɸ=0,5).

---

ABSTRACT
The main goals of research on the simulation of combustion of CNG is to create a valid reaction mechanism that can be used to determine the profile of ignition delay time of the temperature, pressure, equivalent ratio, diluent composition, and CNG composition effect at that combustion reaction. In addition, combustion reaction involve of many elementary reactions, so in this study was also did identification of the stages of important reactions by sensitivity and rate of production analysis. In this study, CNG was represented by three components, CH4/C2H6/C3H8. Model is arranged by literature study and has to be validated with an experiment data written by Healy, D, 2008, for CH4/C2H6/C3H8/O2/N2 mixture at temperature range (T) 1039 K?1553 K, initial pressure range (P) 1.1-40 atm, and equivalent ratio (ɸ) 0.5, 1.0, and 2.0, from shock tube. The software that used in this research is Chemkin 3.7.1. Ignition delay time profile for CNG combustion has been succesfully reproducted by kinetic model. The slowest of ignition delay time for 88% CH4/8% C2H6/4% C3H8 at temperature range 1100-1500 K is 37.2 ms (P=2 atm, T=1100 K, and ɸ=2.0) and the fastest is 0.033 ms (P=30 atm, T=1500 K, dan ɸ=0.5).

Abstrak :
ABSTRACT
Indonesia diperkirakan memiliki cadangan gas bumi non-konvesional berupa CoalBed Methane (CBM) sebesar 453 Tcf yang dapat dimanfaatkan untuk diversifikasi sumber energi. Namun setelah enam tahun pengembangan, produksi CBM Indonesia hanya mencapai 0,625 MMscfd. Selain ketersediaan rig, kendala lain pengembangan CBM adalah produksi gas yang relatif kecil ~0,1 MMscfd per sumur. Oleh karena itu, diperlukan pendekatan pengembangan CBM dengan fasilitas-fasilitas skala kecil dengan jumlah banyak. Gas-To-Liquid (GTL) skala kecil dapat menjadi pendekatan dalam pengembangan CBM. Kemudahan penyimpanan dan transportasi produk akhir synthetic crude memberikan fleksibilitas pemasaran. Reaktor microchannel yang bersifat modular juga memudahkan relokasi fasilitas ke lokasi CBM lain. Studi ini menganalisis skenario-skenario integrasi CBM dan GTL skala kecil di lima formasi yang berbeda (Sumatera, Kalimantan dan Sulawesi). Metode yang digunakan adalah metode semi-analitis untuk estimasi produksi CBM, metode TPC DOE untuk estimasi biaya investasi, tekno-ekonomi dan simulasi Monte-Carlo. Integrasi CBM dan kilang GTL skala kecil terhitung ekonomis pada formasi Sawah Tambang dengan pemisahan pengelolaan CBM sebagai sektor hulu dan kilang GTL sebagai sektor hilir dengan IRR > 12,1%, NPV > US$30juta dengan PBP < 13 tahun. Perolehan pemerintah dengan skenario ini juga meningkat hingga 25%. Penambahan kilang GTL juga dapat menjadi alternatif yang ekonomis untuk pengembangan formasi Lemau dan Toraja yang berprospek rendah.

---

ABSTRACT
Indonesia is estimated to have 453 Tcf of non-conventional gas, Coalbed Methane (CBM) which can be used for energy source diversification. However after six years of development, CBM production only reached 0,625 MMscfd totally. Beside availability of CBM rig, CBM low gas production rate which only ~0,1 MMscfd/well is also an issue. Therefore, CBM production with small scale facilities in massive quantity approach is required. Small scale Gas-To-Liquid (GTL) can become approach in the CBM production. Storage and transport ease of synthetic crude, GTL's final product, provides marketing flexibility. The modular microchannel reactor also offers possibility plant relocation to other CBM location. This study analyzes scenarios of CBM and small scale GTL integration in five different formations (Sumatera, Kalimantan and Sulawesi). The methods used in this study are, semi-analytical method to estimate CBM production, DOE TPC method to estimate the cost of investment, techno-economic and Monte-Carlo simulation. Based on calculation results, integration of CBM and economical small-scale GTL plant on Sawah Tambang formation with segregation of CBM as upstream sector and GTL plant as downstream sector with IRR> 14%, NPV> US $30M with PBP < 13 years. Government take is also increased by 25%. Small scale GTL may also be an alternative to monetize low prospect CBM formations, Lemau and Toraja.

Abstrak :
ABSTRACT
Tesis ini membahas pengaruh gas umpan yang mempunyai komposisi lebih ringan pada kilang LNG PT 'X' khususnya terhadap penurunan kinerja perpindahan panas unit penukar panas kriogenik utama terpasang, akibat penggantian etana oleh etilen sebagai multi komponen refrijeran. Penelitian dilakukan dengan metode simulasi proses LNG dengan menggunakan data-data yang telah ada serta evaluasi kelayakan ekonomi berdasarkan estimasi biaya operasi dan potensi revenue yang dihasilkan untuk membandingkan opsi-opsi optimisasi yang dapat dilakukan pada kilang LNG terpasang.

---

ABSTRACT
This thesis discusses the impact on an existing LNG plant in terms of heat transfer performance's decrement on main cryogenic heat exchanger due to delivery of leaner feed gas on the next coming years. The paper also evaluate and optimize the expected ideal operating condition for replacement of ethane with ethylene as a Multi Component Refrigerant so that it does not reduce the heat transfer performance of existing Main Cryogenic Heat Exchanger at LNG liquefaction plant. The method of this research is carried out using process simulation software with utilisisation of existing data and new feed gas composition data and overall economic evaluation based on estimated operational cost and revenue in order to compare among all potential optimization options

Abstrak :
Terdapat dua ruas pipa transmisi yang sejajar. Toll fee Pipe 1 sebesar US$ 1,55/MSCF sedangkan Toll Fee Pipe 2 sebesar US$ 1,47/MSCF. Kedua ruas saling terkoneksi. Shippers yang melewati interkoneksi wajib membayar toll fee sebesar US$ 3,02/MSCF (penjumlahan dari kedua toll fee). Hal tersebut kurang efisien. Studi/penelitian ini menggunakan Metode Modular Guthrie dalam estimasi perhitungan investasinya. Investasi Pipe 1 sebesar US$ 535,8 juta dan Pipe 2 sebesar US$ 786,3 juta (basis 2007). Pengaturan tarif dilakukan dengan membatasi internal rate of return (IRR) yang besarnya sama dengan weighted average cost of capital (WACC). WACC dihitung dari cost of equity untuk rata-rata lima tahun terakhir (2009-2013). WACC Pipe 1 sebesar 3,17; WACC Pipe 2 sebesar 8,40; dan WACC Penyatuan sebesar 6,28. Perhitungan toll fee menggunakan dua skenario. Skenario 1 mengasumsikan perkiraan volume dari 2014 (sekarang) s.d berakhirnya kontrak. Skenario 2 menambahkan estimasi realisasi volume 2012 dan 2013. Untuk Pipe 1 diperoleh toll fee sebesar US$ 1,40/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,46/MSCF (Skenario 2). Toll fee Pipe 2 sebesar US$ 1,00/MSCF (Skenario 1) dan US$ 0,90/MSCF (Skenario 2). Hasil perhitungan toll fee penyatuan lebih rendah dibandingkan penjumlahan hasil perhitungan toll fee Pipe 1-Pipe 2. Toll fee penyatuan sebesar US$ 1,06/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,00/MSCF (Skenario 2). ......There are two parallel transmission pipeline segments. The magnitude of the toll fee Pipe 1 is US$ 1.55/MSCF while for toll fee Pipe 2 is US$ 1.47/MSCF. Both segments are interconnected to each other. These shippers who pass through the interconnected pipelines are required to pay a toll fee amounting to US $ 3.02/ MSCF (the sum of the toll fees required in Pipe 1 and Pipe 2). This is less efficient. This study employed Guthrie's modular method to estimate investment calculation. Investment in Pipe 1 amounts to US$ 535.8 million while investment in Pipe 2 reaches US$ 786.3 million (basis in 2007). Tariff arrangements are done by limiting the internal rate of return (IRR) which amount is equal to the weighted average cost of capital (WACC). WACC is calculated from the cost of equity for the average amount in the last five years (2009-2013). WACC Pipe 1 equals to 3.17, WACC Pipe 2 equals to 8.40, and WACC Unification equals to 6.28. The toll fee calculation was done using two scenarios. Scenario 1 assumed the estimated volume from 2014 (currently) until the end of the contract. Scenario 2 included the estimated volume realization in 2012 and 2013. For Pipe 1 obtained toll fees by $ 1.40/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.46/ MSCF (Scenario 2). For Pipe 2 obtained toll fees by $ 1.00/ MSCF (Scenario 1) and US $ 0.90/ MSCF (Scenario 2). The result for the calculation of the unification of toll fees is lower than the calculation result for the sum of the toll fees in Pipe 1-Pipe 2. The unified toll fees amount to US$ 1.06/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.00/ MSCF (Scenario 2)

Abstrak :
Lapangan Gas Natuna Timur merupakan lapangan gas terbesar di Asia Tenggara dengan total cadangan mencapai 222 triliun kaki kubik (TCF) dengan persentase CO2 mencapai 71%. Masalah utama dari tingginya kandungan CO2 pada gas Natuna adalah diperlukan proses pemisahan CO2 yang lebih kompleks dan penanganan limbah CO2 yang dapat menyebabkan emisi gas rumah kaca. Oleh karena itu, diperlukan penanganan khusus untuk memisahkan CO2 dari gas Natuna. Pada penelitian ini, dilakukan simulasi proses pengolahan gas bumi kaya CO2 menjadi LNG dan dimetil eter yang terintegrasi CO2 Sequestration dengan menggunakan dua skema pemisahan CO2 yaitu teknologi controlled freeze zone (CFZ) dan membran. Simulasi proses dilakukan dengan menggunakan piranti lunak Aspen Hysys V11. Keluaran dari studi ini adalah kinerja teknis berupa konsumsi energi, konsumsi gas dan hydrocarbon recovery dan aspek Kekonomian berupa biaya pokok produksi LNG dan dimetil eter. Berdasarkan hasil simulasi, proses pemisahan CO2 dengan menggunakan teknologi CFZ mengkonsumsi energi 0,038 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery mencapai 95,40%, lebih bagus dibandingkan dengan teknologi membran yang mengkonsumsi 0,222 MWh/ton-CO2 dan hydrocarbon recovery sebesar 92,92%. Selain itu, kinerja teknis pada kilang LNG mengkonsumsi energi 0,432 MWh/ton-LNG dan hydrocarbon recovery 94,27% dengan gas umpan dari CFZ, yang menunjukkan performa yang lebih bagus dibandingkan gas umpan dari membran sebesar 0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%. Sedangkan kinerja teknis pada sintesis dimetil eter dengan gas umpan dari CFZ mengkonsumsi gas 0,0412 MMSCF/ton-DME dan konsumsi energi 2,08 MWh/ton-DME, menunjukkan performa sedikit lebih bagus dibandingkan dengan gas umpan dari membran dengan 0,043 MMSCF/ton-DME dan 2,077 MWh/ton-DME. Dari aspek Kekonomian, harga sales gas di Pulau Natuna dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 10,90 US$/MMBtu (CFZ) dan 9,48 US$/MMBtu (membran) lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration sebesar 6,47 US$/MMBtu (CFZ) dan 5,26 US$/MMBtu (membran). Selain itu, biaya pokok produksi LNG dengan mempertimbangkan CO2 sequestration sebesar 14,28 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,96 US$/MMBtu lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membran). Sedangkan pada biaya pokok produksi sintesis dimetil eter yaitu sebesar 13,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 12,57 US$/MMBtu dengan mempertimbangkan CO2 sequestration menunjukkan angka yang lebih mahal dibandingkan dengan tanpa CO2 sequestration yaitu 9,42 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,36 US$/MMBtu (membran).  ......East Natuna gas field is the largest gas field in Southeast Asia with total reserves reaching 222 trillion cubic feet (TCF) with a percentage of CO2 contents is about 71%. The main problem is high CO2 contents of Natuna gas so that it requires a more complex CO2 separation process and the handling of CO2 waste which can cause greenhouse gas emissions. Therefore, special handling is needed to separate CO2 from Natuna gas. In this study, process simulation of natural gas with high CO2-contents to LNG and dimethyl eter with CO2 sequestration is conducted by using two schemes of CO2 separation: controlled freeze zone (CFZ) and membran technology. The process simulation is performed by using Aspen Hysys V11 software. The output of this study is technical aspects which cover energy consumption, feed gas consumption and hydrocarbon recovery and economical aspects which cover levelized cost of LNG and dimethyl eter production. Based on process simulation,  in technical aspect, CO2 separation using CFZ technology (energy consumption of 0,038 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 95,40%) results better performance compared to membran technology (0,222 MWh/ton-CO2 dan 92,92%). In addition, technical aspect on LNG processing (energy consumption of 0,432 MWh/tonne-CO2 and hydrocarbon recovery of 94,27%) with feed gas from CFZ shows better performance rather than feed gas from membrane separation (0,454 MWh/ton-LNG dan 90,56%). Furthermore, technical aspect on dimethyl ether synthesis with feed gas from CFZ (gas consumption of 0,0412 MMSCF/tonne-DME and 2,077 (MWh/tonne-DME) is slightly better performance than synthesis process with feed gas from membrane (0,043 MMSCF/ton-DME and 2,077 MWh/ton-DME). Based on economical aspect, sales gas price in Natuna Island with CO2 sequestration of 10,90 US$/MMBtu (CFZ) and 9,48 US$/MMBtu (membrane) is quite expensive compared to without CO2 sequestration of 6,47 US$/MMBtu (CFZ) and 5,26 US$/MMBtu (membrane). In addition, levelized cost of LNG production with CO2 sequestration of 14,28 US$/MMBtu (CFZ) and 12,96 US$/MMBtu (membrane) is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,85 US$/MMBtu (CFZ) dan 8,75 US$/MMBtu (membrane). Levelized cost of dimethyl ether production with CO2 sequestration of 13,85 US$/MMBtu (CFZ) and 12,57 US$/MMBtu is more expensive compared to levelized cost without CO2 sequestration which has value of 9,42 US$/MMBtu (CFZ) and 8,36 US$/MMBtu (membrane).

Abstrak :
Indonesia merupakan negara kepulauan dimana setiap warga disetiap lokasi diwilayah negara berhak atas kebutuhan energi yang cukup untuk keberlangsungan hidup nya. LNG menjadi salah satu sumber energi yang bisa disuplai untuk kebutuhan disetiap wilayah Indonesia karena sifat nya yang mudah di transportasikan. Studi ini membahas pembangunan LNG HUB untuk wilayah distribusi Jawa bagian Timur, Bali dan Nusa Tenggara bagi pembangkit listrik tenaga gas yang saat ini masih menggunakan bahan bakar minyak sebagai sumber energi nya. Volume kapasitas LNG HUB yang akan dibangun didasarkan atas simulasi optimasi distribusi yang dilakukan dengan skema campuran antara hub and spoke serta milkrun. Studi ini menghasilkan perhitungan utilisasi kapal LNG 100% dengan kapasitas minimum LNG HUB 45.884 m³ serta keekonomian yang baik dalam hal ini IRR 24,33% dan NPV serta POT yang positif. ......Indonesia is an archipelagic country where each citizen is entitled to sufficient the energy needs for their survival. LNG, for instance, is one of the energy sources which is able to be supplied for the needs in each region of Indonesia as it is transportable. This study will discuss the development of LNG HUB for the distribution in Eastern Java, Bali, and Nusa Tenggara for gas-fired power plants that currently still use fuel oil as their energy source. The volume capacity of LNG HUB construction is based on the optimization simulations that is carried out with a mixed scheme between the hub and spoke as well as the milk run. This research conclude an LNG vessel distribution utilization 100%, a minimum capacity of LNG Hub 45.884 m³, and good economics in IRR 24.33% as well as positive NPV and POT.

Abstrak :
Monetisasi Liquefied Natural Gas (LNG) dalam rangka kegiatan usaha hulu minyak dan gas bumi di Indonesia, mendasarkan sistem usahanya pada kontrak, yaitu Kontrak Kerja Sama sebagai kontrak baku, yang membutuhkan perjanjian tambahan yaitu Principal of Agreement/Development Agreement dan Fiscal Agreement. Namun, monetisasi LNG cenderung menghadapi kendala berupa adanya tindakan sepihak Pemerintah Indonesia dalam mengubah kebijakan hukum, fiskal, tumpang tindih peraturan pusat dan daerah, maupun perizinan terhadap kontrak-kontrak yang telah disepakati oleh para pihak. Hal ini menimbulkan tidak adanya kepastian hukum bagi Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) dalam melaksanakan kontrak, sehingga menghambat kegiatan monetisasi LNG. Stabilization Clause yang berkembang dalam kontrak konsesi kegiatan usaha minyak dan gas bumi di Amerika Serikat, hingga negara-negara produsen LNG lainnya, berperan untuk menjaga kontrak tetap berlaku sampai dengan batas waktu yang disepakati. Penelitian terhadap Stabilization Clause sangat diperlukan karena dapat dijadikan sebagai solusi terhadap permasalahan monetisasi LNG di Indonesia. ......Liquefied Natural Gas (LNG) monetization in upstream business activities of petroleum and natural gas in Indonesia, based its business system on the contract, named Production Sharing Contract (PSC) as standart contract, which requires accesoir agreement, such as Principal of Agreement/Development Agreement and Fiscal Agreement. However, monetization of LNG tends to face constraint in form of unilateral action of the Government of Indonesia in changing the law, fiscal regime, overlapping central and local government regulation, as well as licensing of agreed contract by the parties. It creates no legal certainty for contractor of PSC to perform the contract, thereby inhibites LNG monetization activities. Stabilization Clause, which grows in concession agreement in business activities of petroleum and natural gas in United States of America to other LNG's producer countries, acts to remain the contract in force throughout the period agreed in the contract. Research on Stabilization Clause is vital because it can be used as a solution to the problem of LNG monetization in Indonesia.