Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKLNG skala kecil merupakan salah satu alternatif pasokan gas untuk pembangkit listrik yang lokasinya tersebar di kepulauan seperti Bangka, Belitung dan Pontianak. LNG yang ditransportasikan dari terminal likuifaksi LNG harus dioptimasi pola pendistribusiannya ke masing-masing lokasi pembangkit. Optimasi dilakukan terhadap faktor biaya yang meliputi biaya pembelian gas, biaya penyewaan kapal, biaya pengiriman gas dan biaya operasional terminal penerima dan regasifikasi LNG. Sebuah model matematis dibuat berdasarkan variabel keputusan dan variabel tak terkendali yang didefinisikan dari parameter-paramater yang mempengaruhi hasil pola logistik. Secara garis besar skenario operasi untuk pendistribusian LNG yang digunakan adalah pengiriman tanpa hub (milk run dan point to point) dan pengiriman dengan hub. Hasil perbandingan menunjukan bahwa biaya logistik skema milk run lebih murah dibandingkan dengan skema yang lain yaitu sebesar 0,85 USD/MMBTU untuk pembangkit listrik MPP Belitung, 0,84 USD/MMBTU untuk MPP Bangka, 0,83 USD/MMBTU untuk MPP Kalbar dan 0,83 USD/MMBTU untuk Peaker Pontianak.

---

ABSTRACT

Small Scale LNG is an alternative as gas supply to Gas Power Plants that scattered in several islands like Bangka, Belitung and Pontianak. LNG transportation from Liquifaction Terminal to each power plant have to be optimized. Optimation is conducted to achieve cost efficiency. Several Costs that affect the logistic scheme include LNG FOB price, Ship chartered cost, gas transporting cost and operational cost at regasification terminal. A Mathematical model is constructed based decision variable and uncontrollable variable which defined from any parameters that has implication to logistic scheme. Overall operation scenario built on this study are comprised of transporting with hub and transporting without hub (milk run and point to point). The results shown show that logistics costs must run cheaper compared to the others, namely 0.85 USD / MMBTU for MPP Belitung power plant, 0.84 USD / MMBTU for MPP Bangka, 0.83 USD / MMBTU for MPP West Kalimantan and 0 , 83 USD / MMBTU for Pontianak Peakers."

"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."

"ABSTRAKMeningkatnya kebutuhan gas di kepulauan Indonesia, mengakibatkan beberapa industri membangun pembangkit berskala kecil. Namun letak pembangkit yang berbeda-beda mengakibatkan tidak semua kapal pengangkut gas dapat beroperasi terutama pada wilayah perairan dangkal di Sabang dan Nias. Pembangunan kapal LNG berukuran kecil atau small scale LNG carrier SSLC sebagai salah satu solusi permasalahan tersebut. Namun SSLC belum banyak digunakan, hanya terdapat 57 unit kapal SSLC di dunia pada 2016 lalu. Sehingga perancangan desain SSLC masih terbilang sulit. Oleh karena itu, perancangan desain dengan menggunakan desain parametrik untuk memudahkan perancangan kapal SSLC yang sesuai dengan kondisi Sabang dan Nias. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dimensi utama kapal yang optimum untuk kapal berkapasitas muatan sebesar 2500 m3 dan 7500 m3 dari kapal SSLC 5000 m3 sebagai initial design dengan menggunakan kriteria parameter dimensi ratio L/B, B/T, T/H, dan L/H. Penentuan kriteria berdasarkan database kapal pembanding sebanyak 44 unit kapal. Dimensi utama dari initial design kapal SSLC 5000 m3 adalah L = 94,3 meter, B = 16,57 meter, T = 4,57 meter, dan H = 10,32 meter. Hasil penelitian ini adalah mendapatkan dimensi utama paling optimum yaitu L = 82,23 meter, B = 14,32 meter, T = 3,9 meter, dan H = 7,91 meter untuk kapal SSLC 2500 m3 dan L = 109,73 meter, B = 19,11 meter, T = 5,2 meter, H = 10,55 meter untuk kapal SSLC 7500 m3

---

ABSTRACT<>br>The increasing demand for gas in the Indonesian archipelago caused some industries building small scale power plants. However, the location of different power plants caused not all of gas carriers being able to operate especially in shallow water areas in Sabang and Nias. The building of small scale LNG carrier SSLC as one of the solutions to this problem. But SSLC has not been widely used, there are only 57 units of SSLC in the world in 2016. It causes design planning of SSLC is still quite difficult. Therefore, parametric design can make easier to get the design that suitable with condition of Sabang and Nias. The purpose of this study is to determine the optimum rsquo s main dimensions with load capacity of 2500 m3 and 7500 m3 from SSLC 5000 m3 as initial design by using dimension ratios L B, B T, T H and L H. Determination of criteria based on the comparison vessel database of 44 units of SSLC. Main dimension of initial design 5000 m3 are L 94,3 meter, B 16,57 meter, T 4,57 meter, and H 10,32 meter. The results of this study is to get the optimum rsquo s main dimensions i.e. L 82,23 meter, B 14,32 meter, T 3,9 meter, and H 7,91 meter for 2500 m3 SSLC and L 109,73 meter, B 19,11 meter, T 5,2 meter, H 10,55 meter for 7500 m3 SSLC."

"Salah satu upaya pemerintah Indonesia dalam memenuhi kebutuhan listrik di masa depan adalah melalui proyek pembangunan Mobile Power Plant di wilayah timur Indonesia yang menggunakan Liquified Natural Gas (LNG) sebagai bahan bakarnya. LNG disuplai oleh kapal Small Scale LNG Carrier (SSLNG) yang sebelumnya menerima muatan LNG melalui metode ship to ship. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dan level risiko melalui penilaian risiko pada kapal SSLNG saat proses transfer muatan LNG ship to ship. Tahapan penilaian risiko terdiri dari identifikasi bahaya, analisis frekuensi, analisis konsekuensi, dan menentukan level risiko. Identifikasi bahaya bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dengan menganalisis General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) sistem penanganan kargo LNG, skema propulsi, dan komponen. Untuk memudahkan proses identifikasi maka sistem transfer dibagi menjadi tiga subsistem yaitu LNG transfer, vapor pumped back, dan Boil Off Gas (BOG) for fuel. Adapun potensi bahaya yang ditemukan ketika terjadi kebocoran antara lain pool fire, explosion, dan gas dispersion. Analisis frekuensi dilakukan dengan metode Fault Tree Analysis (FTA) untuk menganalisis frekuensi kebocoran pada tiap komponen dan Event Tree Analysis (ETA) untuk mendapatkan probabilitas kejadian bahaya. Terdapat 4 skenario diameter kebocoran komponen yaitu 25 mm, 50 mm, 100 mm, dan 200mm. Hasil perhitungan frekuensi menunjukkan frekuensi kebocoran tertinggi adalah subsistem BOG for fuel dengan nilai 2.29x10-03/tahun dengan kompresor sebagai komponen dengan frekuensi kebocoran tertinggi dengan nilai 7.1x10-04/tahun. Analisis konsekuensi menggunakan ALOHA sebagai aplikasi pemodelan konsekuensi pada tiap skenario untuk mengetahui jumlah fatality. Hasil simulasi konsekuensi menunjukkan korban terbanyak terjadi pada skenario pool fire dengan kebocoran 200 mm yakni berjumlah 19 orang kru kapal. Frekuensi dan fatality yang diperoleh kemudian direpresentasikan ke dalam F-N Curve untuk mengetahui level risiko. Pada skenario pool fire dan explosion pada semua subsistem, hasil yang didapatkan berada di area As Low As Reasonably Practicable (ALARP). Sedangkan pada skenario gas dispersion, hasil penilaian risiko menujukan pada area acceptable, yang artinya level risiko dapat diterima.

---

One of the Indonesian government's efforts to meet future electricity needs is through a Mobile Power Plant development project in eastern Indonesia that uses Liquified Natural Gas (LNG) as its fuel. LNG is supplied by Small Scale LNG Carrier (SSLNG) vessels which previously received LNG cargo via the ship to ship method. This study aims to determine the potential hazard and level of risk through risk assessment on SSLNG vessels during the LNG ship to ship transfer process. The stages of risk assessment consist of hazard identification, frequency analysis, consequence analysis, and determining the level of risk. Hazard identification aims to identify potential hazards by analyzing the General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) of the LNG cargo handling system, propulsion scheme, and components. To facilitate the identification process, the transfer system is divided into three subsystems, namely LNG transfer, vapor pumped back, and Boil Off Gas (BOG) for fuel. The potential hazards found when a leak occurs include pool fire, explosion, and gas dispersion. Frequency analysis was carried out using the Fault Tree Analysis (FTA) method to analyze the frequency of leaks in each component and Event Tree Analysis (ETA) to obtain the probability of a hazard event. There are 4 scenarios for component leak diameters, namely 25 mm, 50 mm, 100 mm and 200 mm. The results of the frequency calculation show that the highest leakage frequency is the BOG for fuel subsystem with a value of 2.29x10-03/year with the compressor as the component with the highest leakage frequency with a value of 7.1x10-04/year. Consequence analysis uses ALOHA as a consequence modeling application for each scenario to determine the number of fatalities. The consequence simulation results show that the highest number of victims occurred in the pool fire scenario with a 200 mm leak, namely 19 crew members. The frequency and fatality obtained are then represented in the F-N Curve to determine the level of risk. In the pool fire and explosion scenario for all subsystems, the results obtained are in the As Low As Reasonably Practicable (ALARP) area. Whereas in the gas dispersion scenario, the results of the risk assessment point to the acceptable area, which means the risk level is acceptable."

"Sejalan dengan upaya dekarbonisasi global menuju net zero emission, pemerintah mencanangkan arah pengembangan kelistrikan menuju energi hijau melalui program pengalihan bahan bakar diesel pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) menjadi bahan bakar ramah lingkungan atau yang dikenal dengan nama program dedieselisasi. Di antara bahan bakar yang dicanangkan adalah gas bumi. Pulau Nias menjadi salah satu perhatian pemerintah dalam program pemerataan akses listrik dan percepatan dedieselisasi PLTD melalui Keputusan Menteri ESDM No. 13K/13/MEM/2020 untuk melaksanakan penyediaan infrastruktur gas bumi ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Nias. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan skema logistik distribusi gas bumi dalam wujud Liquefied Natural Gas (LNG) dan Compressed Natural Gas (CNG) melalui jalur laut dari wilayah Hub Arun LNG untuk mendapatkan biaya pengangkutan yang paling rendah. Skema logistik LNG meliputi LNG Carrier-Onshore Terminal, Mini Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) dan LNG ISO Tank, sedangkan skema logistik CNG mencakup CNG Tube-Skid dan CNG Marine. Hasil penelitian menunjukkan biaya pengangkutan paling rendah diperoleh melalui moda LNG dengan skema LNG Carrier-Onshore Terminal, yaitu sebesar $5,18/MMBtu. Dari analisis sensitivitas diperoleh harga Indonesian Crude Price (ICP) dan volume pengangkutan merupakan faktor yang sangat berpengaruh terhadap daya saing gas bumi dibandingkan bahan bakar diesel.

---

The Indonesian government has set policies of green energy in power generation to support global decarbonization issue towards net zero emissions. One of the policies is fuel-switching program of diesel fuel into natural gas (de-dieselization). Nias Island becomes one of the government's concerns for equitable access to electricity and accelerating the de-dieselization program through government’s decree to provide natural gas infrastructure for the Nias Gas Engine Power Plant (PLTMG). This research performed analysis of natural gas distribution logistics scheme by sea lane in the form of LNG and CNG from the Arun LNG Hub to look for the lowest transportation cost. The LNG logistics scheme includes LNG Carrier-onshore terminal, Mini FSRU and LNG ISO Tank, while the CNG logistics scheme includes CNG Tube-Skid and Marine CNG. The result of calculation shows that the lowest transportation cost is $5.18/MMBtu by using LNG Carrier-onshore terminal logistic scheme. The result of sensitivity analysis indicates that crude oil price and gas volume transported are important factors which determine natural gas competitiveness compared to diesel fuel."

"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).

---

Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.

The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.

Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.

The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."

"Dunia sedang memiliki tantangan besar dalam menangani emisi gas rumah kaca (GRK). Dengan timbulnya emisi gas rumah kaca ini memiliki banyak dampak yang begitu besar terhadap perubahan iklim. Sektor transportasi khususnya industri pelayaran sendiri menyumbang sebesar 3% dari emisi gas rumah kaca pada tahun 2022 (Sinay, 2023). Sektor pembangkit listrik juga memiliki peranan besar dalam permasalahan emisi gas rumah kaca dikarenakan penggunaan bahan bakar fosil yang cukup besar untuk kebutuhan pembangkit listrik. Pembangunan infrastruktur dan konversi pembangkit listrik berbahan bakar gas menjadi salah satu usaha untuk menghasilkan energi yang bersih dalam rangka mencapai target Net zero Emmision. Untuk itu Pemerintah Indonesia berkomitmen berusaha meningkatkan penggunaan gas untuk kebutuhan domestik, melalui Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 13K/13/MEM/2020 tentang Penugasan pelaksanaan penyediaan pasokan dan pembangunan infrastruktur Liquefied Natural Gas (LNG), serta konversi penggunaan bahan bakar minyak dengan LNG dalam penyediaan Tenaga Listrik. Komitmen tersebut didukung oleh program pemerintah tahun 2015 mengenai Pembangunan Pembangkit Listrik 35.000 MW di Indonesia. Dengan kondisi geografis tersebut proses transportasi LNG dari lokasi sumber LNG menuju pembangkit listrik menjadi tantangan tersendiri dikarenakan keterbatasan jaringan pipa gas di Indonesia. Tantangan tersebut dapat diatasi dengan adanya Small Scale LNG Carrier (SSLNG). Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dan Linear Programming dengan fungsi objektif memperoleh sisa muatan distribusi paling minimum dari beberapa pilihan penggunaan jumlah kapal beserta variasi kecepatan. Analisa ekonomi juga dilakukan  berdasarkan kelayakan finansial. Hasil dari penelitian ini diperoleh masing-masing penggunaan model distribusi LNG untuk setiap kluster sebagai berikut, Kluster 1 yaitu Nusa Tenggara menggunakan model 1 dengan penggunaan 1 kapal  berkapasitas 15,600 CBM  dengan kecepatan 13 knot, Kluster 2 yaitu Maluku menggunakan model 1 dengan penggunaan 1 variasi kapal yaitu kapal berkapasitas 15,600 CBM dengan kecepatan kapal yang sama yaitu 13 knot, Kluster 3 yaitu Papua menggunakan model 2 dengan penggunaan 2 kapal yaitu 15,600 CBM dengan kecepatan 14 knot dan 10,000 CBM dengan kecepatan 11 knot. Berdasarkan hasil skenario pembuatan model distribusi LNG dengan perolehan rute dengan total sisa muatan paling minimum untuk Kluster 1 didapatkan total sisa muatan sebesar 4.23 CBM, untuk Kluster 2  didapatkan total sisa muatan sebesar 19.03 CBM dan Kluster 3 didapatkan total sisa muatan sebesar 121.52 CBM. Dari analisa ekonomi didapatkan untuk total CAPEX sebesar 421,700,883 US$. Untuk margin harga penjualan LNG setiap kluster sekurang kurangnya sebesar 1.5 USD/MMBTU pada kluster 1 dengan payback period dalam kurun waktu 8 tahun, 1 USD/MMBTU pada kluster 2 dengan payback period dalam kurun waktu 6 tahun dan 2 USD/MMBTU pada kluster 3 dengan payback period dalam kurun waktu 8 tahun.

---

The world is currently facing a significant challenge in addressing greenhouse gas (GHG) emissions. The emergence of these emissions has substantial impacts on climate change. The transportation sector, particularly the shipping industry, contributed 3% of global GHG emissions in 2022 (Sinay, 2023). The power generation sector also plays a significant role in GHG emissions due to the substantial use of fossil fuels for electricity generation. Developing infrastructure and converting fossil-fuel-based power plants to gas is one of the efforts to produce clean energy to achieve the Net Zero Emission target. Therefore, the Indonesian government is committed to increasing the use of gas for domestic needs through the Decree of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 13K/13/MEM/2020 concerning the assignment for the provision of supply and development of Liquefied Natural Gas (LNG) infrastructure, and the conversion of oil fuel use to LNG in electricity supply. This commitment is supported by the 2015 government program regarding the construction of 35,000 MW of power plants in Indonesia. Given the geographical conditions, transporting LNG from its source to power plants presents its own challenges due to the limited gas pipeline network in Indonesia. These challenges can be addressed with the use of Small Scale LNG Carriers (SSLNG). The method used in this study is the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) combined with Linear Programming, with the objective function to minimize the remaining load distribution from several options of ship usage and speed variations. An economic analysis was also conducted based on financial feasibility. The results of this study obtained each LNG distribution model for each cluster as follows: Cluster 1, Nusa Tenggara, using model 1 with a 15,600 CBM capacity ship at a speed of 13 knots; Cluster 2, Maluku, using model 1 with a 15,600 CBM capacity ship at the same speed of 13 knots; Cluster 3, Papua, using model 2 with two ships of 15,600 CBM at 14 knots and 10,000 CBM at 11 knots. Based on the scenario of creating an LNG distribution model with the minimum remaining load route, Cluster 1 obtained a total remaining load of 4.23 CBM, Cluster 2 obtained a total remaining load of 19.03 CBM, and Cluster 3 obtained a total remaining load of 121.52 CBM. From the economic analysis, the total CAPEX was found to be 421,700,883 USD. For the LNG selling price margin, each cluster required at least 1.5 USD/MMBTU for Cluster 1 with a payback period of 8 years, 1 USD/MMBTU for Cluster 2 with a payback period of 6 years, and 2 USD/MMBTU for Cluster 3 with a payback period of 8 years."

"Monetisasi sumur gas X di perusahaan Y yang terletak didaerah Jambi belum dapat dilakukan karena terkendala jumlah cadangan yang minim yaitu hanya sekitar 21 BCF dan kadar impurities yang berada diatas nilai desain fasilitas pengolahan gas eksisting menjadikan sumur gas ini tidak termanfaatkan (stranded gas well). Pemilihan teknologi yang sesuai diperlukan agar gas dari sumur tersebut dapat dimanfaatkan. Perbandingan keekonomian digunakan untuk memilih kelayakan beberapa opsi teknologi pemanfaatan gas yang mencakup jalur pipa, CNG dan LNG skala kecil melalui perhitungan cash flow NPV dan IRR terhadap tiga lokasi tujuan penjualan. Dari hasil simulasi dan perhitungan didapatkan opsi LNG skala kecil adalah yang paling baik untuk target konsumen ke pembangkit listrik di Pusaka Riau dan ke kota Palembang. Sedangkan untuk target konsumen ke Jambi opsi terbaik adalah dengan jalur pipa.

---

Monetization of gas well X in the company Y located in Jambi can not be completed yet because it is constrained with minimum amount of reserves which is only about 21 BCF and levels of impurities which is above the design value of the existing gas processing facilities make this gas wells is not utilized (stranded gas well). Selection of appropriate technology is required to utilized the gas well.

Comparative economics used to select the feasibility of several gas utilization technologies that includes pipelines, CNG and small scale LNG by calculating the cash flow NPV and IRR of the three different sales gas location.

From the simulation results and calculations obtained the small scale LNG option is the best for the target consumers to the power plant in Pusaka Riau and to Palembang. As for the target consumers to Jambi best option is by pipeline."

"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."

"ABSTRAKBerdasarkan data kebutuhan energi di Indonesia, pembangunan pembangkit listrik di beberapa wilayah sedang dicanangkan. Perencanaan sistem logistik yang optimal akan mendapatkan manfaat. PLN melalui RUPTL tahun 2016-2025 melaporkan rencana pengembangan pembangkit listrik bermesin/berbahan bakar gas PLTG/MG di wilayah Sumatera. PLTG/MG akan beroperasi dengan suplai gas bumi dari Floating Storage Regasification Unit FSRU Arun, kemudian didistribusikan menggunakan Small Scale LNG Carrier SSLC menuju terminal penerima Receiving Terminal yang melayani pembangkit listrik di wilayah Sumatera. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari FSRU Arun dengan SSLC menuju terminal penerima yang melayani pembangkit listrik tenaga gas yang berada di wilayah Sumatera. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan Algoritma Greedy dan Pemrograman Linear dengan fungsi keputusan memaksimalkan muatan kapal. Variabel masukan berupa kebutuhan LNG dari terminal penerima, kapal dengan variasi kapasitas muat, kecepatan kapal, jarak distribusi dan biaya transportasi akan menjadi masukan dalam optimasi yang akan dilakukan. Dari proses optimasi didapatkan hasil dimana kapal 2.500 cbm dengan kecepatan 15 knot melayani rute Arun-Sabang-Nias-Arun dan kapal ukuran 7.500 cbm dengan kecepatan 13 knot melayani rute Arun-Bangka-Belitung-Lamoung-Arun. Estimasi Capital Expenditure CAPEX terbesar adalah di wilayah Nias dan terkecil di wilayah Sabang. Dari perhitungan yang dilakukan, diketahui bahwa Operational Expenditure OPEX kapal 7.500 cbm lebih besar dibandingkan kapal 2.500 cbm.

---

ABSTRACTBased on data of energy needs in Indonesia, the construction of power plants in some areas is being declared. Planning an optimal logistics system will benefit. PLN through RUPTL 2016 2025 reported the development plan of gas fired power plant PLTG MG in Sumatera area. PLTG MG designed to operate by burning natural gas which supplied from Floating Storage Regasification Unit FSRU in Arun and will be transported using Small Scale LNG Carrier SSLC to each receiving terminal that serving several PLTG MG. This research proposed LNG distribution network from Arun to receiving terminals in Sumatera. Optimization of LNG distribution done by using Greedy Algorithm and Linear Programming with maximum capacity as the objective function. Variable input for the optimization namely power plant LNG demand, vessel capacity, vessel speed, matix distance and transportation cost. Optimization results showed there are two vessels should utilized for optimum LNG Distribution. 1st vessel with capacity 2,500 cbm 15 knot serving for LNG distribution routes from Arun Sabang Nias Arun and the 2nd vessel with 7,500 cbm 13 knot serving LNG distribution routes from Arun Bangka Belitung Lampung Arun. The largest estimate of Capital Expenditure CAPEX is in Nias area and the smallest is in Sabang area. From the calculations, it is known that Operational Expenditure OPEX ship 7,500 cbm larger than ship 2,500 cbm. "