Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sektor industri memiliki peran yang penting bagi perekonomian Indonesia. Permasalahan yang dihadapi industri saat ini adalah harga gas sebagai bahan baku yang cenderung mahal di tengah-tengah harga minyak yang turun sejak tahun 2016. Pemerintah mengeluarkan kebijakan melalui Perpres 40/2016 tentang penetapan harga gas untuk industri tertentu pada floor price USD 6/MMBTU untuk melindungi revenue produsen gas, sedangkan kontrak gas saat ini menggunakan sistem eskalasi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengevaluasi nilai netback setiap pabrik dan mereview kebijakan harga gas yang berlaku. Hasil perhitungan netback berdasarkan long run marginal cost bahwa pabrik PKT 04 dan 05, Pusri 1B, 2B, 3, dan 4, PKC 1A dan 1B, dan PKG memiliki nilai netback yang rendah kecuali secara rata-rata PKT memiliki nilai netback paling tinggi. Sehingga kebijakan harga gas saat ini perlu dilakukan penyesuaian terhadap harga gas kontrak untuk menjaga operasional pabrik secara ekonomis.

---

The industrial sector has an important role for the Indonesian economy. The problem facing the fertilizer industry is the price of gas as a raw material that tends to be expensive for the lower prices of crude oil since 2016. To overcome this problem the government issued Presidential Regulation No. 40/2016 on setting gas price for fertilizer industry but this regulation only sets floor gas prices at USD 6/MMBTU to secure revenues of gas producers. Meanwhile the current sale gas contract for fertilizer apply an escalation. The objectives of this study are to evaluate the netback value each fertilizer plant and assess the current gas price policy. The netback value is calculated based on long run marginal cost of urea production. The result shows that PKT 04 and PKT 05, Pusri 1B, 2B, and 3, PKC 1A and 1B, and PKG have lower netback value than gas price contract, except (mana yang sdh lebih tinggi) . The current gas price policy needs to be adjusted to keep the fertelizer industry profitably."

"Pada tesis dilakukan kajian sebuah pembangkit listrik berbahan bakar gas. Dimana pembangkit ini merupakan sebuah model yang ada dekat mulut tambang gas coalbed methane (CBM). Penggunaan gas CBM ini merupakan tindakan pencarian alternatif bahan bakar untuk pembangkit listrik dikarenakan harga minyak dunia bergerak naik. Biaya pembangkitan yang ditanggung oleh pembangkit sangat tergantung dari harga bahan bakar pembangkit, Dari hasil perhitungan memperlihatkan bahwa biaya modal pembangkit adalah $30.690.000 untuk kapasitas 30.000 watt dengan faktor kapasitas 85%. Dengan total biaya pembangkit adalah $37.037.617 dengan biaya bahan bakar sebesar 3,5 c$/MMbtu Untuk penjualan listrik dari pembangkit ini diperlukan harga jual melebihi harga pembangkitan untuk mendapat keuntungan atau profit. Maka diperhitungkan IRR dan NPV untuk mengetahui apakah ekonomis atau tidak. Nilai dari NPV adalah $48.392.350 dengan IRR sebesar 18% . Payback periodenya adalah 3,5 tahun (3 tahun 6 bulan) Dengan anilisis sensitifitas didapat hasil optimum dengan harga jual listrik 8 c$/kWh, suku bunga 8%, harga gas CBM 6,6 $/MMbtu. Menghasilkan nilai NPV sebesar $38.725.771 dan IRR 14%

---

In this Thesis, a study about power utility using Coalbed methane Gas is conducted. A gas-fired power utility model is made for this study. The use of coalbed methane as the fuel is an alternative solution for power generation due to world oil price started to climb. The Generation cost of utility is very depended with the fuel cost. From the calculation results show that the plant capital cost is $ 30,690,000 for a capacity of 30,000 watts with a capacity factor of 85%. With a total cost of generation is $ 37,037,617 with the fuel cost of 3.5 c $ / MMbtu For the sale price of electricity from the power plant required the sale price exceeds the price of generation for the benefit or profit. Then calculated IRR and NPV to determine whether or not economical. NPV is the value of $ 48,392,350 with an IRR of 18%. The payback period is 3.5 years (3 years 6 months) With sensitivity analysis the oprimum setting is 8 cent$/kWh for the selling price, interest rate at 8% and the CBM gas price is 6,6 $/MMbtu. Net present value is $38.725.771 and IRR 14%"

"ABSTRAKKetersediaan gas di Indonesia yang berkisar empat setengah kali lipat jumlahcadangan minyak terutama dimanfaatkan di Indonesia dalam bentuk gas sumur(wellhead) maupun Liquified Natural Gas (LNG). Harga minyak yang turun drastispada pertengahan tahun 2014 dan diperkirakan akan bernilai rendah hingga dua tahunmendatang ini dapat mempengaruhi kelayakan bisnis pengangkutan gas, sehinggaharga gas distribusi mengalami kendala dalam berkompetisi dengan harga dieseluntuk industri. Penelitian ini menunjukkan adanya korelasi yang erat antara hargaLNG dan harga diesel dengan harga minyak, tetapi harga gas sumur relatif tidakdipengaruhi oleh harga minyak dan cenderung lebih terikat pada regulasipemerintahan setempat. Pada Mei 2016, ketika harga minyak (ICP) berkisar US$44,68/barel, harga gas distribusi relatif kompetitif terhadap harga diesel jika sumbergas terdiri dari 100% gas sumur atau kombinasi maksimal 50% LNG dan 50% gassumur. Dengan membuat variasi pada harga minyak (ICP) antara US$ 20-70/barel,untuk sumber gas 100% LNG, harga gas distribusi relatif tidak kompetitif terhadapharga diesel pada keseluruhan variasi harga minyak. Pada penggunaan 100% gassumur, harga minyak minimum agar harga gas distribusi masih relatif kompetitifterhadap harga diesel adalah US$ 20/barel. Sementara itu, untuk sumber gas 50%LNG dan 50% gas sumur, harga minyak minimum agar harga gas distribusi masihrelatif kompetitif terhadap harga diesel adalah US$ 50/barel. Artinya, penggunaan diatas 50% LNG saat ICP di bawah US$ 50/barel akan menyebabkan menurunnyakeuntungan pada bisnis pengangkutan gas bahkan dapat menimbulkan terjadinyapenggantian penggunaan energi dari gas ke diesel.

---

ABSTRACTThe amount of Indonesian gas reserve which is about four-and-a-half timesbigger than the amount of oil reserve is mostly used in Indonesia in the form ofwellhead gas as well as Liquified Natural Gas (LNG). The oil price which rapidlydeclined in the midst of 2014 and is predicted to stay low until the next two years caninfluence the reasonable value of gas transportation business, that the distributed gasprice will have difficulty in competing with the industrial diesel price. This researchshows certain correlations between LNG and diesel price with oil price. Meanwhile,the wellhead gas price is relatively not influenced by oil price but is prone to beregulated by local government. In May 2016, at ICP about US$ 44,68/barrel, thedistributed gas price is relatively competitive to diesel price for gas sources startingfrom 100% wellhead gas to a combination of maximum 50% LNG and 50% wellheadgas. By making variations of ICP between US$ 20-70/barrel, using 100% LNGsource, the distributed gas price will not be relatively competitive to diesel price in allICP variations. Using 100% wellhead gas source, the minimum oil price causing thedistributed gas price to become relatively competitive to diesel price is US$ 20/barrel.Meanwhile, using 50% LNG and 50% wellhead gas source, the minimum oil pricecausing the distributed gas price to become relatively competitive to diesel price isUS$ 50/barrel. This means that the use of more than 50% LNG at ICP below US$50/barrel will lead to the decline of profit in gas transportation business and can evenresult in energy utilization switch from gas to diesel."

"Penetapan harga wellhead gas bumi selama ini lebih diserahkan kepada keekonomian lapangan gas bumi yang dalam pelaksanaannya penghitungan keekonomian lapangan gas bumi dirancang dengan untuk memberikan revenue yang sebesar-besarnya kepada Pemerintah. Hal tersebut mengakibatkan harga gas bumi menjadi lebih tinggi dan tidak adanya kepastian harga gas bumi dalam jangka panjang mengakibatkan konsumen pengguna gas bumi mengalami kesulitan. Penetapan harga gas bumi dengan metode fix price dengan mempertimbangkan keekonomian lapangan dan daya beli industri pengguna gas dapat memberikan kepastian baik produsen gas dan industri pengguna gas bumi. Kemampuan daya beli industri pengguna gas dianalisis melalui data gas sales aggrement (GSA) yang merupakan hasil negosiasi antara produsen gas dan konsumen gas. Analisis keekonomian lapangan gas bumi dalam kontrak bagi hasil untuk menghasilkan harga sesuai dengan kemampuan daya beli konsumen gas dilakukan pada 3 lapangan gas dengan variasi besaran cadangan komersial. Kesimpulan studi ini adalah harga yang layak untuk konsumen gas bumi yang dapat digunakan sebagai acuan dalam menetapkan harga welhhead gas adalah dalam rentang 5.8 - 6.4 US$/MMBTU dengan cara memodifikasi kontrak bagi hasil melalui pemberian insentif berupa peningkatan contractor share, pemberian tax holiday dan pemberian investment credit kepada ketiga lapangan gas sehingga keekonomian lapangan gas tidak terganggu.

---

The aim of this study is to get the wellhead price of natural gas eligible for gas consumers and on the other hand, does not interfere with the economics of oil and gas field. This study is motivated by the current stipulating of wellhead gas price base on the economics of gas field. In practice, the economics calculation of the gas field is designed to get revenue for the government as much as possible. This resulted in the price of gas becomes higher and the lack of certainty of natural gas price in the long term lead to consumers of natural gas users get several difficulties. The study will analyze the purchasing power of consumers in the domestic market as a reference in setting the wellhead price of natural gas and analyze the economics of natural gas field in production sharing contract using the wellhead price of natural gas that has been set up. The study concludes that decent price for consumers of natural gas are 5.8 ? 6.4 US$/MMBTU by modifying the production sharing contracts through the provision of incentives in the form of an increase in contractor share, provision tax holidays and provision investment credit so economical gas field is not disturbed."

"Pemerintah Indonesia melakukan pengaturan harga jual gas bumi melalui pipa pada kegiatan usaha hilir minyak dan gas bumi melalui Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral No. 58 tahun 2017. Peraturan tersebut belum mempertimbangkan daya beli konsumen gas bumi serta zona penetapan harga jual gas bumi ketika harga gas tersebut akan diterapkan. Tujuan studi ini adalah melakukan optimalisasi harga jual gas bumi hilir untuk sektor industri pada wilayah niaga yang ada di 46 kabupaten/kota. Optimalisasi dilakukan dengan memperhitungkan zona penetapan harga gas, net back produsen dan social welfare konsumen. Net back diperoleh dengan mengurangkan revenue penjualan gas bumi dengan biaya produksinya dari hulu sampai dengan hilir. Sedangkan social welfare diperoleh dari willingness to pay konsumen industri dikurangi harga jual gas bumi hilir. Perhitungan harga gas optimal dilakukan dengan metode optimasi multi obyektif untuk memperoleh titik optimum antara fungsi net back dan social welfare. Hasil penelitian menunjukkan bahwa zona gas pool merupakan zona penetapan harga jual gas bumi hilir yang optimal karena memberikan efek minimal bagi konsumen industri dan memberikan kemudahan implementasi bagi pemerintah dan badan usaha pemegang izin usaha niaga gas bumi. Selain itu, harga di gas pool dapat mencakup beberapa wilayah jaringan distribusi dengan tingkat kematangan pasar yang berbeda. Harga gas optimal pada zona gas pool berada pada rentang 8,63-16,99 USD/MMBTU dimana sebagian besar dari harga gas dari formula peraturan berada dalam rentang tersebut.

---

Indonesia regulates the pipeline gas selling price in oil and gas downstream business activities by issuing the Minister of Energy and Mineral Resources Regulation Number 58 of 2017. It has formulated the gas price by calculating the trading companies' internal rate of return and margin but has not yet considered the purchasing power of their consumers and the gas price zone determination for when the gas price will be implemented. The study aims to optimize the gas price for industrial sector in the existing sales areas in 46 districts. The optimization is conducted by considering the pricing zones, producer net backs, and consumer social welfare. Net back value is calculated by subtracting natural gas sales revenue with upstream and downstream production costs. Social welfare value is calculated from the willingness to pay of industrial consumers minus the pipeline gas selling price. The optimal gas price is calculated using multi-objective optimization method to obtain the optimum point between the net back and social welfare functions. The study found that the gas pool is an optimal pricing zone due to have minimum effect for consumers and easy implementation for trading gas companies and government. The gas pool price can cover several cities that have different levels of market maturity. The optimal gas price in gas pool is around 8,63-16,99 USD/MMBTU that most of gas price from the regulation formulation is on this range."

"Penelitian kajian optimasi & analisis ekonomi distribusi Liquified Natural Gas (LNG) terhadap penurunan biaya bahan bakar penyediaan tenaga listrik pada pembangkit listrik di Wilayah Nusa Tenggara bertujuan untuk menentukan alokasi & fasilitas yang harus dibangun dalam distribusi LNG, serta mendapatkan kajian analisis keekonomian berdasarkan parameter kelayakan finansial distribusi LNG ke pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Penelitian dilakukan dengan optimasi rute distribusi LNG dengan fungsi tujuan meminimalkan biaya transportasi. Optimasi rute distribusi dilakukan dengan pendekatan greedy algorithm dan integer linear programming. Rute distribusi hasil optimasi digunakan untuk menghitung besarnya Capital Expenditure (Capex) & Operasional Expenditure (Opex) terminal distribusi LNG. Kajian ekonomi distribusi LNG dilakukan dengan menganalisis besarnya nilai internal rate of return (IRR), payback period (PP) dan Net Present Value (NPV). Pembangkit listrik yang dikaji adalah Pusat Listrik Mesin Gas (PLTMG) yang mana mampu menggunakan bahan bakar jenis high speed diesel (HSD) dan gas alam. Terdapat enam PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara antara lain Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. Penelitian ini menggunakan basis data operasional tahun 2020 dimana harga rata-rata HSD di Wilayah Nusa Tenggara sebesar 5.620 Rp/liter dengan nilai kurs tengah Bank Indonesia sebesar 14.105 US$/Rp. Dari analisis dan pembahasan dihasilkan bahwa kebutuhan LNG per tahun untuk enam PLTMG dengan total kapasitas daya mampu netto 346 MW, capacity factor (CF) 44%, dan equivalent availability factor (EAF) 95% di Wilayah Nusa Tenggara adalah 449.497,43 m3/tahun. Optimasi distribusi LNG menghasilkan kombinasi rute Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 7.500 m3 dan Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 2.500 m3 dengan total biaya transportasi 19.666.335 US$/tahun. Diperlukan 6 terminal LNG untuk memenuhi kebutuhan gas yaitu Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, dan Kupang Peaker dengan total biaya Capex 151.941.482,95 US$. Menggunakan skema modal disetor (equity) 40%, pinjaman (debt) Bank 60% dengan bunga 10% cicilan selama 20 tahun, nilai Capex sebesar 151.941.482,95 US$, Opex sebesar 27.263.408,67 US$, maka sekurang-kurangnya diperlukan margin harga penjualan sebesar 5,5 US$/MMBTU sehingga distribusi LNG tersebut layak secara finansial dengan payback period selama 10 tahun, IRR 8,35%, dan nilai NPV postif sebesar 244.712.335,64 US$ pada tahun ke-20. Berdasarkan data tahun 2020, nilai biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara dengan LNG margin harga 5,5 US$/MMBTU adalah 8,42 Cent US$/kWh, lebih rendah 13% dibandingkan dengan BPP dengan HSD sebesar 9,69 Cent US$/kWh.

---

Research on optimization studies & economic analysis of Liquified Natural Gas (LNG) distribution towards reducing fuel costs of energy at power plants in the Nusa Tenggara Region aims to determine the allocation & facilities that must be built in LNG distribution, as well as obtain an economic analysis study based on financial feasibility parameters distribution of LNG to power plants in the Nusa Tenggara region. The research was conducted by optimizing the LNG distribution route with the objective function of minimizing transportation costs. Distribution route optimization is done by using the greedy algorithm approach and integer linear programming. The distribution route of the optimization results is used to calculate the amount of Capital Expenditure (Capex) & Operational Expenditure (Opex) of the LNG distribution terminal. The study of the economics of LNG distribution was carried out by analyzing the internal rate of return (IRR), payback period (PP), and Net Present Value (NPV). The power plant studied is the Gas Engine Power Plants (GEPP) which is capable of using high-speed diesel (HSD) and natural gas fuels. There are six GEPPs in the Nusa Tenggara Region, including Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. This study uses an operational database in 2020 where the average price of HSD in the Nusa Tenggara Region is 5,620 Rp/liter with the Bank Indonesia middle rate of 14,105 US$/Rp. From the analysis and discussion, it is found that the LNG demand per year for six PLTMGs with a total net capacity of 346 MW, capacity factor (CF) 44%, and equivalent availability factor (EAF) 95% in the Nusa Tenggara Region is 449,497.43 m3/year. Optimization of LNG distribution resulted in a combination of routes Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang served by 7,500 m3 ships and Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang served by 2,500 m3 ships with a total transportation cost of 19,666,335 US$/year. 6 LNG terminals are needed to meet gas needs, namely Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, and Kupang Peaker with a total Capex cost of 151,941,482.95 US$. Using a 40% paid-in capital (equity) scheme, 60% Bank loan (debt) with 10% interest in installments for 20 years, Capex value of 151,941,482.95 US$, Opex of 27,263,408.67 US$, then at least a minimum sales price margin of 5.5 US$/MMBTU is required so that the LNG distribution is financially feasible with a payback period of 10 years, an IRR of 8.35%, and a positive NPV value of 244,712,335.64 US$ in the 20th year. Based on 2020 data, the cost of energy (COE) of GEPPs in the Nusa Tenggara Region with an LNG price margin of 5.5 US$/MMBTU is 8.42 Cent US$/kWh, 13% lower than COE with an HSD of 9.69 Cents US$/kWh."

"Penelitian ini bertujuan untuk meneliti pengaruh fluktuasi harga minyak mentah dan gas alam terhadap variabel makroekonomi (inflasi, nilai tukar, dan indeks produksi) dan stock return valuation Indeks Harga Saham Gabungan (IHSG) dan saham sektoral pertambangan di Indonesia. Penelitian menggunakan sampel dari harga komoditas minyak mentah dan gas alam serta return variabel makroekonomi dan saham indeks gabungan dan sektoral pertambangan di Indonesia pada periode tahun 2010-2020. Metode penelitian yang digunakan adalah regresi data panel (timeseries). Penelitian ini menemukan bahwa, pertama, hanya nilai tukar Rupiah terhadap Dollar Amerika Serikat pada variabel makroekonomi yang terpengaruh secara signifikan oleh fluktuasi harga minyak mentah, sedangkan inflasi dan indeks produksi tidak terpengaruh secara signifikan oleh fluktuasi harga minyak mentah. Kedua, penelititan ini juga menemukan bahwa hanya nilai tukar Rupiah terhadap Dollar Amerika Serikat yang secara signifikan terpengaruh oleh pergerakan harga gas alam. Inflasi dan Indeks produksi industri di Indonesia tidak terpengaruh secara signifikan dikarenakan gas alam bukan salah satu komoditas utama untuk kegiatan ekspor impor di Indonesia. Terakhir, ditemukan bahwa return IHSG terpengaruh secara signifikan oleh pergerakan positif atau negatif kedua komoditas dari harga minyak mentah dan gas alam di Indonesia. Return sektoral saham pertambangan hanya terpengaruh signifikan oleh pergerakan harga dari minyak mentah.

---

This study aims to examine the effect of fluctuations in crude oil and natural gas prices on macroeconomic variables (inflation, exchange rates, and production index) and stock return valuation of the Composite Stock Price Index (IDX) and mining sector stocks in Indonesia. This study uses a sample of commodity prices for crude oil and natural gas as well as macroeconomic variable returns and stock index and mining sector composites in Indonesia in the period 2010-2020. The research method used is panel data regression (timeseries). This study finds that, firstly, only the exchange rate of the Rupiah against the United States Dollar on macroeconomic variables is significantly affected by fluctuations in crude oil prices, while inflation and production index are not significantly affected by fluctuations in crude oil prices. Second, this study also finds that only the exchange rate of the Rupiah against the United States Dollar is significantly affected by the movement of natural gas prices. Inflation and industrial production index in Indonesia are not significantly affected because natural gas is not one of the main commodities for export and import activities in Indonesia. Finally, it was found that IDX returns were significantly affected by positive or negative movements of the two commodities of crude oil and natural gas prices in Indonesia. Mining stock sector returns are only significantly affected by price movements of crude oil. "