Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Peningkatan penggunaan gas bumi di masa mendatang memerlukan usaha pengembangan cadangan-cadangan potensial. Salah satunya adalah gas bumi yang berasal dari lapangan gas marginal yang dinilai tidak ekonomis jika dikelola dengan sistim pengelolaan gas dari lapangan yang mempunyai cadangan besar. Hal ini disebabkan lapangan gas marginal mempunyai cadangan dalam jumlah kecil dan pada umumnya berada pada lokasi yang jauh dari sentra-sentra konsumen.Metode yang dianggap tepat untuk sasaran di atas adalah mencairkan gas bumi menjadi LNG dengan membangun kilang Liquefied Natural Gas (LNG) kapasitas kecil dengan konstruksi peralatan yang dapat dipindah-pindahkan (movable).Berdasarkan hasil kajian teknis dan ekonomis yang berkaitan dengan teknologi proses kilang LNG skala kecil, serta kelayakan investasi pembangunannya yang dilengkapi dengan sarana pengelolaan, mulai dari lapangan produksi hingga titik distribusi di sentra konsumen gas, maka kilang LNG skala kecil dengan siklus ekspander berpendingin awal propana, menunjukkan prospek yang cukup signifikan untuk mengembangkan lapangan-lapangan gas marginal yang banyak terdapat di wilayah Indonesia."

"

Abstrak

 

Nusa Tenggara adalah termasuk wilayah Indonesia bagian tengah dengan dua provinsi yang memiliki rasio elektrifikasi dibawah 90%. Akhir tahun 2017 rasio elektrifikasi daerah Nusa Tenggara Barat, dan Nusa Tenggara Timur adalah 84,11% dan 60,82%. Pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi akan dilakukan oleh pemerintah di wilayah nusa tenggara. Suplai gas bumi yang dibutuhkan oleh pembangkit di Nusa Tenggara akan dilakukan dalam bentuk LNG atau liquefied natural gas. Asumsi yang digunakan adalah suplai diberikan oleh Badak LNG dan Tangguh LNG. Permintaan Listrik yang tidak tinggi sehingga volume LNG yang ditransportasikan relatif kecil, dapat dikategorikan sebagai Small Scale LNG (SSLNG). Penelitian ini akan memberikan analisis keekonomian yang dilakukan dari setiap skema distribusi SSLNG yang direncanakan hingga diperoleh harga jual LNG di tempat penerimaan. Metode distribusi yang diteliti adalah milk run, hub spoke, dan gabungan keduanya akan dibuat kedalam 10 skenario. Metode terbaik yang digunakan adalah metode milk run dengan dua kluster, dengan LNG disupplai dari Badak LNG yang memiliki harga $13,12/MMBTU sebagai plant gate price dengan permintaan 12,010,942.87MMBTU/Tahun.

 

Kata kunci: Distribusi LNG, LNG Skala Kecil, Rantai Suplai LNG, harga jual LNG, Nusa Tenggara.

 

---

Abstract

 

Nusa Tenggara is in the central part of Indonesia with two provinces which have electrification ratio below 90%. Electrification ratio of the West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara regions was 84.11% and 60.82%. Construction of a natural gas power plant will be carried out by the government in Nusa Tenggara region. Supply of natural gas needed by the plant in Nusa Tenggara will be carried out in the form of LNG or liquefied natural gas. assuming the supply is provided by Badak LNG and Tangguh LNG. Because electricity demand is low, so the volume of LNG transported is relatively small and categorized as Small-Scale LNG (SSLNG). This study will provide economic analysis carried out from each SSLNG distribution scheme planned to obtain LNG selling prices at the receiving place (plant gate price). Distribution methods used for study are milk run, hub spoke, and combination of those two methods. uses milk run methodology with two clusters for the Nusa Tenggara region. Based on the feasibility study conducted, demand for Nusa Tenggara overall is 12,010,943 MMBTU/Year. The LNG will be supplied from Badak LNG in Bontang with $13.12/MMBTU as Plant Gate Price.

 

Key word: LNG Distribution, Small Scale LNG, LNG Supply Chain, Plant Gate Price, Nusa Tenggara.

 

"

"Indonesia memiliki potensi gas bumi yang besar dimana salah satu pemanfaatannya adalah pemenuhan kebutuhan listrik. Berdasarkan rasio elektrifikasinya, Nusa tenggara Timur memiliki nilai terendah se-indonesia, yaitu sebesar 88%. Sementara, Nusa Tenggara Barat memiliki rasio elektrifikasinya sebanyak 99% yang belum mencapai target rasio elektrifikasi 100%. Dalam rangka meningkatkan distribusi listrik ke Nusa Tenggara, pembangkit listrik berbahan bakar gas akan dibangun dimana gas bumi akan dikirim dalam bentuk LNG. Pengembangan LNG skala kecil digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas di Nusa tenggara dimana LNG akan dikirim dari kilang Tangguh atau Donggi-senoro menggunakan skema logistik milk-run ke 10 terminal penerima. Biaya transportasi paling rendah didapatkan dengan skenario logistik yang dibagi kedalam tiga klaster dengan masing-masing klaster dikirim menggunakan kapal 19.500 dari kilang Donggi. Harga jual LNG yang didapatkan adalah 13,6 USD/MMBTU dengan margin sebesar 2 USD/MMBTU. Skema ini juga dinilai layak untuk diinvestasikan dimana IRR, NPV, dan PBP adalah 19,59%, USD 149.459.736, dan 6 tahun.

---

Indonesia has a large natural gas potential where one of the uses is to fulfill electricity needs. Based on its electrification ratio, East Nusa Tenggara has the lowest electrification ratio in Indonesia, which is 88%. Meanwhile, West Nusa Tenggara has an electrification ratio of 99% which has not yet reached the 100% electrification ratio target. In order to increase electricity distribution, gas-fired power plants will be built where natural gas will be delivered in the form of LNG. The development of small-scale LNG will be used to fulfill gas demand in Nusa Tenggara where LNG will be sent from the Tangguh and Donggi refineries using a milk-run logistics scheme and CVRP method. The lowest transportation cost is obtained with a logistics scenario divided into three clusters which each cluster being shipped using a 19,500 vessel. The selling price of LNG obtained is 13.6 USD/MMBTU with a margin of 2 USD/MMBTU. This scheme is also considered feasible for investment where the IRR, NPV and PBP are 19.59%, USD 149,459,736, and 6 years, respectively."

"Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) telah mengeluarkan Keputusan No:13K/13/MEM/2020 sebagai landasan penggunaan LNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik di 52 lokasi di Indonesia. Di sisi lain, KESDM juga mengeluarkan Peraturan No:10/2020 yang menetapkan harga plant gate untuk pembangkit listrik sebesar $6/MMBTU. Namun, biaya logistik untuk mendistribusikan LNG dari liquefaction plant ke lokasi pembangkit juga mengeluarkan biaya yang tidak sedikit, mulai dari biaya pengapalan hingga biaya regasifikasi. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan desain logistik yang optimal untuk distribusi LNG dengan melakukan optimasi biaya pengapalan dan biaya regasifikasi. Penelitian ini diawali dengan mencari data terkait spesifikasi dan harga beberapa jenis dan ukuran kapal dan unit regasifikasi LNG, serta data terkait kebutuhan LNG di lokasi kilang. Studi kasus yang digunakan dalam penelitian ini adalah 6 lokasi pembangkit dengan rentang ukuran 10 hingga 150 MW yang terletak di cluster Papua Utara dengan sumber LNG berasal dari 2 skenario. Pada skenario pertama, LNG dikirimkan dari Badak Liquefaction Plant, dan skenario kedua berasal dari Tangguh Liquedaction Plant, dengan 2 variasi asumsi Harga Minyak Mentah Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) untuk setiap skenario, asumsi ICP tahun 2021, $45/ bbl, dan asumsi ICP pada tahun 2023, $95/bbl. Optimasi menggunakan metode MILP pada software AIMMS dengan solver CPLEX. Hasil yang diperoleh adalah, harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Badak adalah $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario B45 dan $15.83/ MMBTU ($2,30/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario B95. Sedangkan harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Tangguh adalah $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario T45 dan $15.15/MMBTU ($1.75/ MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario T95. Oleh karena itu, berdasarkan optimalisasi yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa harga yang ditetapkan oleh Pemerintah akan sangat sulit diimplementasikan bahkan untuk skenario termurah yang didapatkan.

---

The Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) has issued Decree No:13K/13/MEM/2020 as the basis for using LNG as fuel for power plants at 52 locations in Indonesia. On the other hand, MEMR also issued Regulation No:10/2020 which sets the plant gate price for power plants at $6/MMBTU. However, the logistics costs for distributing LNG from the source to power plant also incur significant costs, ranging from shipping costs to the cost of regasification. Therefore, this study aims to obtain optimal logistics design for LNG distribution by optimizing shipping costs and regasification costs. This research starts by looking for data related to specifications and prices for several types and sizes of ships and LNG regasification unit, as well as data related to LNG demand at the plant site. The case studies used in this research are 6 power plants with a size range from 10 to 150 MW located in North Papua cluster with sources coming from 2 scenario. First scenario is using Badak Liquefaction Plant as the source of LNG, and the second scenario is using Tangguh Liquefaction Plant as the source of LNG, with 2 variations of Indonesia Crude Price (ICP) assumption for each scenario, ICP assumption in 2021, $45/bbl, and ICP assumption in 2023, $95/bbl. Optimization uses MILP method on AIMMS software with CPLEX solver. The results obtained are, the Plant Gate LNG price for LNG originating from Badak is $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario B45 and $15.83/MMBTU ($2.30/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario B95. Whereas the Plant Gate LNG price for LNG originating from Tangguh is $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario T45 and $15.15/MMBTU ($1.75/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario T95. Therefore, based on the optimization have been carried out, it can be concluded that the price set by the Government will be very difficult to implement even for the cheapest scenario obtained."