Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Daerah regional Jawa Bagian Tengah terdapat permintaan gas bumi sebesar 5,37 MMSCFD, akan tetapi infrastruktur gas bumi pada regional tersebut belum memadai. Sesuai dengan jumlah permintaannya, pilihan yang tepat adalah dengan skema Small Scale LNG (SSLNG) untuk meyalurkan gas hingga konsumen. Peralatan utama SSLNG yang harus ditentukan adalah kapal tanker LNG, receiving terminal LNG, truk LNG, dan regasifikasi. Terdapat tiga pilihan sumber pasokan LNG yaitu, Kilang LNG Bontang, Donggi Senoro, dan Tangguh. Sedangkan lokasi receiving terminal LNG-nya terdapat tiga pilihan: Kendal (pilihan A), Yogyakarta (pilihan B), dan Cilacap (pilihan C). Parameter penting dalam menentukan lokasi adalah optimasi biaya-biaya yang melibatkan jarak tempuh ke konsumen, biaya investasi, dan biaya operasional untuk transportasi kapal LNG dan distribusi LNG menggunakan truk sehingga menghasilkan harga jual gas bumi yang ekonomis di Jawa Bagian Tengah. Hasilnya, sumber pasok dari kilang LNG Bontang dan lokasi receiving terminal LNG pilihan A (Kota Kendal) adalah paling optimal dengan menghasilkan harga jual gas sebesar 7,33 USD/MMBTU dengan hasil nilai NPV sebesar 12.735.354 USD, nilai IRR sebesar 11,62%, dan PBP selama 8,3 tahun. Dengan demikian, pembangunan infrastruktur dengan skema Small Scale LNG layak untuk dijalankan.

---

The natural gas demand in the regional Java Midsection reached arround 5,37 MMSCFD, however the infrastructure in this region is inadequate. Small Scale LNG scheme is suitable options to distribute the natural gas to consumer based on the Java Midsection gas demand. Small Scale LNG scheme have some vital main equipment to determined, which is LNG vessel, receiving terminal LNG, LNG truck, and regasification. There are three choices of LNG supply sources, which is Bontang LNG Plant, Donggi Senoro LNG Plant, and Tangguh LNG Plant. Meanwhile There are three options for the receiving terminal LNG site selection, which is Kendal (option A), Yogyakarta (option B), and Cilacap (option C). An important parameter in determining the receiving terminal LNG location is the optimization of cost which involving the distance to consumer, determination of investment cost, and operational cost for transportation of LNG vessel and LNG distribution by truck, so that economical natural gas price in Java Midsection will be determined. As a result, the most optimum LNG source supply is Bontang LNG plant and the most optimum of site selection for LNG receiving terminal is in Kendal City as an option A, which has natural gas price is 7,33 USD/MMBTU, NPV is 12.735.354 USD, IRR value is 11,62%, and PBP for 8,3 years. Thus, infrastructure development for the Small Scale LNG scheme is feasible to run."

"Neraca Gas Bumi Indonesia 2018-2027 mengidentifikasi bahwa pasokan gas bumi secara alamiah akan cenderung menurun sementara permintaan gas bumi terus meningkat seiring dengan meluasnya penggunaan gas bumi, baik digunakan sebagai bahan baku, proses produksi, maupun sebagai bahan bakar, terutama pada pembangkit listrik yang telah beroperasi dan pembangkit listrik baru yang akan datang. Dengan kondisi tersebut, liquefied natural gas (LNG) memegang peranan penting dalam memenuhi kekurangan antara pasokan dan permintaan gas bumi untuk menjaga keandalan energi. Sehubungan dengan rencana pembatasan ekspor LNG oleh Pemerintah Indonesia untuk memenuhi kebutuhan LNG domestik, kesiapan terminal regasifikasi LNG harus diperhatikan. Investasi tangki penyimpanan LNG sekitar 45% dari total capital expenditure (CAPEX) (Mokhatab, 2014), sehingga perlu mempertimbangkan pemilihan tangki penyimpanan LNG yang optimal untuk terminal LNG. Studi ini bertujuan untuk membahas pemilihan tangki penyimpanan LNG yang optimal dengan mempertimbangkan kriteria teknis dan ekonomis. Jenis tangki penyimpanan LNG yang akan dibahas meliputi opsi flat bottom tank (FBT), vertical bullet tank, dan floating storage unit (FSU). Tesis ini menganalisis aspek teknis dan ekonomi berupa jadwal penyediaan tangki, area tambahan yang dibutuhkan, ketersediaan pasar dan estimasi CAPEX serta operational expenditure (OPEX) untuk menentukan besarnya biaya infrastruktur, untuk pembangunan tangki penyimpanan LNG pada terminal regasifikasi LNG dengan kebutuhan 40 BBTUD dengan proses pengambilan keputusan menggunakan metode analytic hierarchy process (AHP). Hasil analisis menunjukkan bahwa FBT merupakan tangki penyimpanan yang paling sesuai dan optimal untuk dibangun, dengan perkiraan CAPEX terminal secara keseluruhan sekitar 64,5 juta USD dan OPEX sekitar 21 juta USD per tahun. Opsi tangki penyimpanan yang dipilih akan menghasilkan harga infrastruktur untuk terminal LNG tersebut sebesar 1.86 USD/MMBTU.

---

Indonesia's Natural Gas Balance 2018-2027 identifies that natural gas supply will naturally tend to decrease while natural gas demand continues to increase in line with the widespread use of natural gas, both as a raw material, for production processes, and as a fuel, especially in existing operated and the upcoming new power plants. Following this situation, liquefied natural gas (LNG) is essential in filling the gap between natural gas supply and demand to preserve energy reliability. Concerning the LNG export limitation plans by the indonesian governance to satisfy Indonesia's LNG demand, LNG regasification terminal readiness must be noted. LNG storage tank investment is around 45% of total capital expenditure (CAPEX) (Mokhatab, 2014), so it is necessary to consider the optimal LNG storage tank selection for the LNG terminal. This study aims to discuss the selection of the optimum LNG storage tank by considering technical and economic criteria. The types of LNG storage tanks that will be addressed include flat bottom tank (FBT), bullet tank (Vertical Tank), and floating storage unit (FSU) options. This paper analyzes the technical and economic aspects of the schedule, additional area required, market availability, CAPEX and operational expenditure (OPEX) estimation to determine the infrastructure costs, for the construction of an LNG storage tank at LNG regasification terminal with a demand of 40 BBTUD with a decision-making process using the analytic hierarchy process (AHP) method. The results of the analysis show that the FBT is the most suitable and optimal storage tank to be built, with an estimated overall terminal CAPEX of approximately 64.5 million USD and OPEX of approximately 21 million USD per year. The selected storage tank option will result in an infrastructure price for the LNG terminal of 1.86 USD/MMBTU."