Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemerintah Indonesia mencanangkan program pembangunan ketenagalistrikan sebesar 35.000 MW untuk memenuhi pertumbuhan penggunaan listrik yang terus meningkat dengan rata-rata 8,1% pada tahun 2010-2014. Untuk menunjang program tersebut maka kebutuhan gas bumi diperkirakan akan mencapai 1063 MMSCFD di tahun 2030. Saat ini yang menjadi hambatan adalah penentuan harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia, karena harga gas pipa masih beragam dan belum terdapat formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan yang dapat diterapkan untuk seluruh lapangan gas di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah mendapatkan formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Terdapat dua sektor yang akan dianalisa, yaitu sektor Hulu (Upstream) dan sektor Antara (Midstream). Optimisasi dilakukan dengan menggunakan metode linear optimization dengan menggunakan pendekatan harga Indonesian Crude Price ('ICP') untuk harga gas hulu, lalu ditambahkan dengan komponen Toll Fee didekati menggunakan komponen panjang pipa dan diameter pipa, sehingga selanjutnya didapatkan formula harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Rata-rata harga gas untuk sektor kelistrikan berdasarkan formula hasil pengembangan memiliki rentang antara 2.63 - 6.33 US$/MMBTU tergantung pada besaran ICP, dan masih dibawah harga maksimum yang dapat diterima oleh Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), yaitu sebesar 6.4745 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas untuk sektor kelistrikan selama ini.

---

The Indonesian government has launched 35,000 MW electricity development program to fulfil the growth in electricity usage which continues to increase by an average of 8.1% in 2010-2014. To support the program, the natural gas demand is estimated to reach 1063 MMSCFD in 2030. Currently, the obstacle is the determination of pipeline gas prices for the electricity sector in Indonesia, because the pipeline gas price for the power sector in Indonesia are still diverse and there isn't any pipeline gas price formula that can be applied to entire gas field in Indonesia for the electricity sector.

The purpose of this study is to obtain a pipeline gas prices formulation for the electricity sector in Indonesia. There are two sectors to be analyzed, Upstream sector and Midstream sector. Optimization is done by using the linear optimization method using the Indonesian Crude Price ('ICP') price approach for upstream gas prices, then added with Toll Fee components by being approached with the pipe length and pipe diameter component, to get the pipeline gas price formula for electricity sector in Indonesia.

The average gas price for the electricity sector based on formula results has a range between 2.63 - 6.33 US $ / MMBTU depending on the ICP amount, and is still below the maximum price that can be received by the Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), which is equal to 6.4745 US $ / MMBTU. The development formula is able to provide gas prices that range from current gas prices, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the trend of rising gas prices for the electricity sector so far."

"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."

"PLTGU Tanjung Batu merupakan salah satu andalan kelistrikan di Kaltim. PLTGU Tanjung Batu di bawah PT Z Wilayah Kaltimra menerima pasokan gas dari SKK Migas sebesar 40 MMSCFD secara kontinyu. Pipa gas yang digunakan untuk menyalurkan sumber gas didesain berlebih sebesar 80 MMSCFD. Namun, saat ini terdapat perubahan pasokan gas bumi ke PLTGU Tanjung Batu dari 40 MMSCFD turun menjadi 15 MMSCFD. Perubahan pasokan gas perlu dikaji untuk mengetahui kelayakan proyek pembangunan pipa gas tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan evaluasi teknis dan keekonomian proyek tersebut. Evaluasi teknis yang dikaji meliputi pola aliran, evaluasi penggunaan knock out drum sebelum flash stack, condensate drum dan slug cacther yang digunakan. Evaluasi pola aliran menunjukkan bahwa adanya ketidakstabilan pola aliran di sepanjang pipa dikarenakan kondisi topografi yang berubah-ubah. Hasil pola aliran stratified flow yang didapat pada pipa dengan kilometer 40-55 km menunjukkan bahwa pola aliran tidak menyebabkan perubahan massa liquid secara tiba-tiba pada peralatan Receiving Facility (RF). Desain peralatan RF yang digunakan tidak berbeda jauh dengan hasil perhitungan, dimana berdasarkan hasil perhitungan, desain slug catcher dan knock out drum adalah 48 in/12,5 feet dan 39,4 in/8,2 feet. Hasil evaluasi condensate drum menunjukkan bahwa pada kondisi pigging, dibutuhkan 3 truk tangki berkapasitas 25.000 liter dan pada kondisi operasi normal dibutuhkan 1 buah truk tangki berkapasitas 10.000 liter dengan tangki penampung tambahan berkapasitas 13.000 liter dengan waktu pengambilan setiap 1 minggu sekali. Evaluasi keekonomian proyek yang dikaji pada penelitian ini adalah nilai parameter Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period (PBP). Nilai parameter ekonomi yang didapat adalah NPV sebesar USD 7.868.080, IRR 10,47%, dan PBP 8,3 tahun dengan nilai toll fee pada laju alir pasokan gas 15, 40, 80 MMSCFD berturut-turut adalah 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. Hasil sensitivity analysis menunjukkan bahwa toll fee merupakan variabel yang paling sensitif terhadap kelayakan ekonomi. Nilai laju alir ship or pay yang digunakan pada proyek ini adalah 48 MMSCFD dengan nilai toll fee 0,66 USD/MMBTU.

---

Tanjung Batu PLTGU is one of the mainstays of electricity in East Kalimantan. The Tanjung Batu PLTGU under the Z company of the East Kalimantan Region receives a continuous supply of gas from SKK Migas for 40 MMSCFD. The gas pipe used to transport the gas source is designed to be excess of 80 MMSCFD. However, currently there is a change in the supply of natural gas to the Tanjung Batu PLTGU from 40 MMSCFD down to 15 MMSCFD. Changes in gas supply need to be assessed to determine the feasibility of the gas pipeline construction project. This study aims to conduct a technical and economic evaluation of the project. The technical evaluations examined included flow patterns, evaluations of the use of knock out drums before the flash stack, the condensate drum and the slug cacther used. Evaluation of flow patterns shows that there is instability of flow patterns along the pipe due to changing topographic conditions. The results of stratified flow patterns obtained in the 40-55 km pipeline indicate that the flow patterns do not cause sudden changes in liquid mass on the Receiving Facility (RF) equipment. The design of the RF equipment used does not differ greatly from the calculation results, where based on the calculation results, the design of the slug catcher and knock out drum is 48 in/12,5 feet and 39,4 in/8,2 feet. The results of the condensate drum evaluation show that under the required pigging, it needs 3 tank truck with a capacity of 25.000 liters and under normal operating conditions, it needs 1 tank truck with a capacity of 10.000 liters with an additional holding tank with a capacity of 13.000 liters takes one time every week. The project economic evaluations examined in this study are the Net Present Value (NPV) parameter, the Internal Rate of Return (IRR), and the Payback Period (PBP). The economic parameter values obtained were NPV of USD 7.868.080, IRR of 10,47%, and PBP of 8,3 years with the toll fee on the gas supply flow rate of 15, 40, 80 MMSCFD respectively 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. The sensitivity analysis results show that toll fee is the variable that is most sensitive to economic viability. The value of the ship or pay flow rate used in this project is 48 MMSCFD with a toll fee of 0,66 USD/MMBTU."

"Pipa transmisi Dumai-Sei Mangkei dibangun sepanjang 421 km dengan tujuan untuk mengalirkan gas alam mencapai 300 MMSCFD baik ke arah Sumatra Selatan dan juga Pulau Jawa, maupun ke arah Sumatra Utara untuk menambahkan pasokan gas alam yang dialirkan pipa transmisi ruas Arun-Belawan. Dalam kajian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pipa tersebut berdasarkan evaluasi teknis dan ekonomi. Desain teknis meliputi desain sistem pipa transmisi. Perhitungan dari simulasi memberikan hasil desain pipa baja API 5L X42 dengan diameter 28 inci. Desain peralatan meliputi kompresor yang terletak di Dumai dan Sei-Mangkei, berupa kompresor dua tahap dengan masing-masing tahap berkekuatan 7537 hp dan 7353 hp, desain slug catcher yaitu diameter 2,24 meter dan panjang 4,88 meter, desain knock-out drum yaitu diameter 2,07 meter dan tinggi 4,88 meter, serta desain scrubber yaitu diameter 1,1 meter dan tinggi 3,3 meter. Hasil perhitungan nilai parameter keekonomian yang didapatkan adalah NPV sebesar USD 121.878.245, IRR 10,08%, dan PBP setelah 9,75 tahun dengan toll fee sebesar USD 8,37/MMBTU

---

The Dumai-Sei Mangkei transmission pipeline is built for 421 km to transport 300 MMSCFD of natural gas both ways towards South Sumatra and Java Island, and towards North Sumatra as an additional supply to the Arun-Belawan section pipeline. This study is made to determine the feasibility of the pipe based on its technical and economical evaluations. Technical evaluations include the design of the transmission pipeline system. Based on the calculations of a simulation, the pipe is designed with steel API 5L X42 as its material with a diameter of 28 inches. Equipment designs include compressors which are in both Dumai and Sei-Mangkei, each with two stages, and each stage has a power of 7537 hp and 7353 hp respectively, the design of a slug catcher with a diameter of 2,11 meter and length of 6,33 meter, the design of a knock-out drum with a diameter of 2,18 meter and height of 6,55 meter, and a scrubber with a diameter of 1,1 meter and height of 3,3 meter. The results of economic parameter calculations is a NPV of USD 121.878.245, IRR 10,08%, and PBP after 9,75 years with a toll fee of USD 8,37/MMBTU."

"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)"

"Kebutuhan gas sebagai bahan bakar di kilang minyak adalah sebesar 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) pada tahun pertama sampai dengan tahun ketiga, kemudian bertambah menjadi 120 MMSCFD pada tahun ketiga sampai dengan tahun kesepuluh dan bertambah kembali menjadi 157 MMSCFD pada tahun kesepuluh sampai dengan tahun keduapuluh. Dikarenakan kebutuhan gas yang berkembang tersebut, maka perlu dilakukan perancangan desain yang optimal untuk memenuhi kebutuhan gas di kilang tersebut.Tujuan dari penelitian ini adalah mendapatkan desain pipa transmisi gas yang optimal dan mengetahui kelayakan keekonomian dari pembangunan pipa transmisi tersebut. Berdasarkan kajian tersebut, maka desain yang digunakan adalah penggunaan pipa ukuran 18 inchi dengan tebal 0,5 inchi dan pipa ukuran 16 inchi dengan tebal 0.406 inchi.Biaya investasi pembangunan pipa transmisi tersebut adalah sebesar USD 24.600.000,-. Nilai toll fee sebesar 0,271 USD/MSCF jika Internal Rate Return (IRR) ditetapkan sebesar 15%. Nilai Net Present Value (NPV) sebesar USD 7.537.206,- dan nilai Pay Back Period sebesar 11 tahun 8 bulan sehingga dapat disimpulkan proyek tersebut layak secara keekonomian.

---

Gas demand in the oil refinery amounted to 57 MMSCFD (Million Standard Cubic Feet per Day) in the first year until the third year, later raised to 120 MMSCFD in the third year until the tenth year and then increased to 157 MMSCFD in the tenth to the twentieth year. Due to growing gas needs, it is necessary to design the optimal design in addressing the needs of gas at the refinery.

The purpose of this research is to design an optimal gas transmission pipeline and determine the economic feasibility of the pipeline project. Based on these studies, the design is using of pipe 18 inches with 0,5 inches pipe wall thickness and 16 inches with 0,406 inches pipe wall thickness.

The investment cost of pipeline are USD 24.600.000,-. The toll fee is $ 0.37 / MSCF if the Internal Rate of Return (IRR) is set at 15%. Net Present Value (NPV) is USD 7.537.206,- and the value of Pay Back Period is 11 years and 8 months so it can be concluded that the project viable economical."