Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemakaian sumber energi khususnya gas alam, emisi merupakan hasil yangtidak diinginkan oleh kegiatan industri baik itu industri minyak maupun gas bumi,di lain sisi emisi gas yang dibuang dapat bernilai dan perlu upaya untuk mencegahterjadinya pencemaran lingkungan. Pemanfaatan ini dapat dilakukan oleh pihakperusahaan industri yang menjalankan dengan penambahan extraction plant untukmemanfaatkan gas yang terbuang. Untuk itu diperlukan adanya studi kelayakanusaha dalam pembangunan plant sehingga banyak proyek serupa dijalankan.Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan proyek pembangunanekstraksi plant dengan kapasitas 20 MMSCFD dan 40 MMSFCD di daerahSumatera Selatan, dengan menggunakan metode formula financial danengineering economy berdasarkan harga jual gas, IRR, NPV, PBP, dan BCR proyek sehingga pemanfaatan gas sisa ini dapat terealisasikan.

---

AbstractUse of energy resources, especially natural gas, emissions are the result ofunwanted by industrial activities both oil and gas industry, on the other side of theremoved gas emissions can be valuable and necessary measures to preventenvironmental pollution. Utilization can be made by the company that runs theindustry with the addition of extraction plant to utilize the wasted gas. It requiresa feasibility study in the construction of the plant so many similar projectsexecuted. This study aims to determine the feasibility of extraction of plantdevelopment project with a capacity of 20 MMSCFD and 40 MMSFCD in SouthSumatra, by using financial formulas and methods of engineering economy isbased on gas sales price, IRR, NPV, PBP, and the BCR of the project so that theutilization of residual gas can be realized."

"Tesis ini berfokus pada pemilihan prioritas kebijakan dengan pendekatan Analytical Hierarchy Process yang disertai dengan analisis kelayakan ekonomi proyek pembangunan kilang mini LPG Musi Banyuasin. Penggunaan metode AHP dan Financial Analysis digunakan untuk mendapatkan gambaran keekonomian program pembangunan kilang mini LPG dengan skenario kebijakan yang ditetapkan oleh para expert.Berdasarkan hasil penelitian dengan AHP dapat disimpulkan bahwa kebijakan yang harus diprioritaskan adalah penetapan harga beli gas bumi oleh pemerintah dengan bobot penilaian sebesar 0,359. Dan melalui perhitungan dengan menggunakan metode FA didapatkan bahwa NPV proyek sebesar 23.457.877.939 rupiah, IRR sebesar 18%, PBP selama 5 tahun 11 bulan dan net B/C ratio mencapai 1,22. Dengan kelayakan secara ekonomi proyek, maka diharapkan pilot project ini dapat dilakukan di lapangan gas marginal lainnya yang tentunya akan sangat membutuhkan dukungan pihak terkait agar dapat meningkatkan ketahanan energi nasional.

---

This thesis focuses on the policy priorities selection with Analytical Hierarchy Process approach, along with the economic feasibility analysis of Musi Banyuasin mini LPG plant construction project. The use of AHP and Financial Analysis method is to obtain the project economic overview of the mini LPG plant construction with the experts` policy scenario.

Based on the research results with AHP, it can be concluded that the prioritized policy is the determination of the government`s natural gas purchase price with a weight rating of 0.359. The calculation using FA found NPV project of IDR 23,457,877,939, IRR of 18%, PBP for 5 years and 11 months, and net B / C ratio of 1.22. With the project economic feasibility, it is expected that this pilot project can be conducted in other marginal gas fields which will certainly require support from related stakeholders to enhance the national energy security."

"Perancangan LPG Plant bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan LPG Plant di daerah Sumatera Selatan ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik terutama untuk daerah Sumatera Selatan. Proses dasar LPG dari gas bumi adalah menggunakan pemisahan pada temperatur rendah. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara komersial yaitu jumlah komponen propana dan butana lebih dari 97,5 %. Dari hasil simulasi diperoleh produk LPG sebesar 62,28 ton per hari, kondensat 139,01 barrel per hari dan lean gas ke jalur pipa sebesar 16,71 MMSCFD. Biaya investasi LPG Plant dengan kapasitas 20 MMSCFD adalah $23.072.644 dan biaya operasional per tahunnya sebesar $1.064.262. Dengan tingkat nilai pengembalian yang disyaratkan 10%/tahun diperoleh nilai NPV sebesar $ 65.279.475, IRR 43 % dan Payback Period kurang dari 2 tahun.

---

The objection of this design is to study whether Gas Field of South Sumatera feasible or not to be developed technically and economically. Beside that, this study could be recommended as an alternative to fulfill the LPG demand especially in South Sumatera. Selected process for LPG recovery is Low Temperatur and Separation system. The product has to fulfill the LPG specification which contains more than 97.5 % of propane and butane.

From the simulation, the result product of LPG Plant is 62,28 tonne/day of LPG, 139,01 barrel/day of condensates and 16,71 MMSCFD of lean gas to pipeline. Economic analysis shows that the total capital investment of this plant with 20 MMSCFD capacity is US $ 23.072.644 and operational cost is US $ 1.064.262 per year. In case of 10 % MARR, NPV results are $ 65.279.475, IRR 42 % and payback period is less than 2 years. "

"Salah satu upaya mengatasi permasalahan pola pemakaian listrik yang besar pada waktu beban puncak adalah menyimpan gas ke dalam bejana berupa Compressed Natural Gas (CNG). Penelitian ini mengkaji kelayakan teknis dan keekonomian dari pemanfaatan CNG untuk kebutuhan beban puncak yang mulai dan akan terus digunakan di Indonesia. Tahapan kajian meliputi simulasi, desain teknis, serta perhitungan keekonomian terhadap kapasitas pembangkit 50, 100, dan 200 MW. CNG skid yang dibutuhkan untuk menyimpan gas pada kapasitas tersebut berturut-turut sejumlah 17, 31, dan 61 skid dengan biaya kompresi minimal sebesar $3,95, $3,44, $3,05 per MMBtu. Korelasi antara kapasitas dengan investasi CNG plant adalah CostB=CostA(CapB/CapA)0,80.

---

To overcome enormous electrical power consumption pattern at peak hours, natural gas is saved in storage as Compressed Natural Gas (CNG). This study examines technical and economical feasibility of CNG peaker which has began and will continue to be developed in Indonesia. Stages include simulation, technical design, and economic calculation for 50, 100, and 200 MW capacity. CNG skid required to store gas in capacity order is 17, 31, and 61 skid with minimum compression fee $ 3.95, $ 3.44, $ 3.05 per MMBtu. Plant capacity and capital investment comply with CostB=CostA(CapB/CapA)0,80 correlation."

"Salah satu pemanfaatan gas suar bakar adalah sebagai bahan bakar pembangkit. Pembangkit Listrik X adalah PLTGU existing yang menghasilkan daya listrik 410 MW dengan menggunakan bahan bakar gas alam sebanyak 87,74 MMSCFD. Pada penelitian ini gas suar bakar akan dijadikan bahan bakar pengganti gas alam untuk membangkitkan listrik 410 MW. Total maksimum laju alir gas suar bakar yang tersedia adalah 7,9 MMSCFD. Pemanfaatan gas suar bakar sebagai bahan bakar pembangkit listrik akan menurunkan biaya bahan bakar namun juga menambah biaya investasi berupa alat kompresor. Dalam penelitian ini dilakukan dua skenario, yaitu skenario existing menggunakan bahan bakar gas alam dan skenario menggunakan variasi laju alir gas suar bakar terhadap laju alir gas alam sebagai bahan bakar Pembangkit Listrik X. Skenario yang paling memberikan keuntungan dari pada desain existing adalah saat menggunakan laju alir gas suar bakar sebesar 7,9 MMSCFD dengan laju alir gas alam sebesar 79,06 MMSCFD. NPV skenario desain tersebut 56.976.160,22 dengan pay back period 14,84 tahun.

---

Utilization of flare gas is as fuel for power plants. Power plant X is the existing gas and steam power plant that generates 410 MW of electrical power using natural gas fuel as much as 87.74 MMSCFD. In this study flare gas will be used as fuel instead of natural gas to generate 410 MW of electricity. The maximum total flare gas flow rate provided is 7.9 MMSCFD. Utilization of flare gas as power plant fuel will reduce fuel costs but also add to the cost of investment of compressor tool.

In this study two scenarios will be compared, the existing scenarios using natural gas fuel and scenarios using a variation of the flow rate of gas flaring on the flow rate of natural gas as fuel for power plants X. Scenario would benefit from the existing design are currently using flow rate gas flare 7,9 MMSCFD and natural gas with flow rate 79,06 MMSCFD. The design scenarios NPV is 56.976.160,22 with a payback period of the plant investation is 14,84 years."

"Perancangan LPG Plant dengan memanfaatkan gas suar bakar sebagai bahan baku kilang LPG bertujuan untuk mengetahui kelayakan pembangunan LPG Plant ditinjau dari segi teknis maupun ekonomi sehingga dapat menjadi rekomendasi dalam pemenuhan kebutuhan LPG domestik dengan memanfaatkan gas suar bakar yang dihasilkan dari lapangan gas Tambun, Bekasi. Proses dasar LPG dari gas suar bakar adalah pemisahan menggunakan sistem refrijerasi. Produk yang dihasilkan memenuhi syarat LPG yang digunakan secara komersial yaitu jumlah komponen propana dan butana lebih dari 97,5 %. Dari hasil simulasi diperoleh produk LPG sebesar 120 ton per hari, kondensat 240 barrel per hari dan lean gas sebesar 11 MMSCFD. Biaya investasi LPG Plant dengan kapasitas 15 MMSCFD adalah US $ 31.63 juta dengan tingkat nilai pengembalian yang disyaratkan 10%/tahun NPV sebesar US $ 121,45 juta, IRR 62,58 % dan Payback Period 2 tahun.

---

LPG Plant design is to study whether the utilization of flare gas as the feed gas of LPG Plant feasible or not to be developed technically and economically. This study could be recommended as an alternative to fulfill the LPG demand in domestic. Selected process for LPG recovery is Refrigeration system. The product has to fulfill the LPG specification which contains more than 97.5 % of propane and butane.

From the simulation, the result product of LPG Plant is 120 tonne/day of LPG, 240 barrel/day of condensates and 11 MMSCFD of lean gas to pipeline. Economic analysis shows that the total capital investment of this plant with 15 MMSCFD capacity is US $ 31.63 million. In case of 10 % MARR, NPV results are US $ 121,45 million , IRR 62,58 % and payback period is 2 years."

"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."

"Mengambil keputusan investasi proyek yang keliru maka tidak dapat direvisi begitu saja, tanpa harus menderita suatu kerugian. Keputusan investasi bagi seorang investor menyangkut masa yang akan datang mengandung ketidakpastian, yang berarti mengandung unsur risiko bagi investor. Umumnya risiko selalu terdapat pada setiap alternatif investasi, tetapi besar kecilnya risiko tersebut tergantung pada jenis investasinya. Sebelum mengambil keputusan jadi tidaknya suatu investasi, salah satu syarat yang terpenting adalah mengkaji aspek finansial dan ekonomi. Dari segi financial mutu rencana pembangunan proyek di ukur dari kemampuan proyek itu memenuhi kewajiban finansialnya (biaya modal) dan menghasilkan keuntungan yang memadai. Disinilah letaknya keterkaitan antara keputusan investasi dan pendanaan. Karena dilihat dari segi dunia usaha, proyek hanya akan dilakukan apabila memenuhi salah satu syarat penting, yaitu tingkat keuntungan melebihi biaya modal (cost of capital-COC). Penelitian ini bertujuan mengetahui kelayakan pembangunan proyek MTH tower dari aspek finansial dan pendanaan, terhadap risiko perubahan inflasi, tingkat suku bunga, dan pertumbuhan ekonomi dengan simulasi monte carlo. Dari proses analisa dihasilkan nilai NPV yang bisa dikatakan layak, apabila menggunakan harga jual sebesar Rp9,960,000/m² dan nilai yield sebesar13.2%, serta memberikan tingkat keyakinan yang paling besar untuk proyek MTH Tower mendapatkan proyek yang bersifat layak adalah pada alternatif pertama dengan jumlah sebesar 42.94%.

---

Taking a mistaken project investment cannot be revised without suffering unprofitable/loss. The investor?s decision of investment that considers to uncertainty of upcoming future means the risks for the investors Generally, risk is always found in every alternative investment, but big or small the risks is depend on the investment kind.

One of the primal conditions before taking decision of investment is by studying financial aspect and economy. From financial aspect, development plan quality is measures from project ability to fulfils the financial duty (capital cost) and produce profit that suffice. Here are the related/relevant situation between decision of investment and financing, because seen from effort aspect, a project will be executed when fulfill one of the important condition, that is if profit level exceeds cost of capital-COC.

The aims of this examination is to detect project development feasibility MTH Tower from financial aspect and financing towards inflation change risk, rate of interest level, and economic growth using Monte Carlo simulation. From the analysis process are produced NPV who give project with a proper characteristic if saling price of the project is Rp9,960,000/m2 and yield rate is 13.2%, and it will give the highest cumulative opportunity amount for project investment MTH Tower gets project with a proper characteristic in first alternative with total as big as 42.94%."

"Program Pemerintah dalam mencari energi gas alternatif sektor Rumah Tangga agar mengurangi impor LPG, salah satunya adalah Adsorbed Natural Gas (ANG). Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis kelayakan investasi Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas Adsorbed Natural Gas (SPBG ANG) dengan 3 skenario yaitu I.Tanpa subsidi Pemerintah; II.Subsidi Pemerintah untuk Tabung dan Karbonaktif; III.Subsidi Pemerintah untuk biaya investasi, Tabung dan Karbonaktif. Hasil menunjukkan bahwa harga jual gas ANG masing-masing skenario adalah: Rp87.660; Rp70.714; Rp24.846. NPV untuk masing-masing skenario adalah: Rp5.364.324.075; Rp5.358.785.001; Rp789.756.318. Berdasarkan perhitungan NPV at Risk dengan tingkat keyakinan 95% diperoleh hasil skenario I , II dan III layak dilaksanakan.

---

Government programs to explore alternative gas energy for household sector, aiming at reducing LPG imports, one of which is Adsorbed Natural Gas (ANG). This study aims to analyze the feasibility of SPBG ANG with three scenarios: I. without government subsidy; II government subsidies for the cylinder and carbonactive; III. government subsidies for investment costs, the cylinder and carbonactive.

The results showed the price of gas ANG for each scenarios: Rp87.660; Rp70.714; Rp24.846. NPV for each scenarios: Rp5.364.324.075; Rp5.358.785.001; Rp789.756.318. Based on NPV at Risk with a confidence level of 95 % obtained results for scenario I, II and III are feasible."

"Tesis ini membahas tentang masalah menurunnya unjuk kerja pembangkit listrik tenaga gas suar bakar (gas flare) di lapangan migas Ripah, Tanjung Jabung. Analisis permasalahan secara terintegrasi dilakukan dengan menggunakan metode teknik termodinamika untuk mengetahui penyebab utama menurunnya unjuk kerja pembangkit listrik tersebut yang akan menjadi dasar untuk menentukan solusi yang tepat terhadap permasalahan tersebut. Metode analisis lain yang digunakan adalah kelayakan keuangan berdasarkan arus kas keuangan sehingga dapat diketahui layak atau tidaknya solusi tersebut apabila diimplementasikan. Dari hasil analisis tersebut akan dapat diketahui bahwa pemanfaatan gas suar bakar yang optimum untuk pembangkit listrik maupun pemanfaatan sebagai bahan bakar LPG.

---

This thesis discusses the problem of declining performance of the flare gas power plant in oil and gas fields Ripah, Tanjung Jabung. Integrated analysis is done by using technical methods to determine the thermodynamic performance of the main cause of decline in the power plant that will be the basis for determining the appropriate solution to the problem. Another analytical method used is based on the financial feasibility of financial cash flows that can be known whether a solution is feasible or if it is implemented. From the results of the analysis will be known that the utilization of flared gas for electricity generation and optimum utilization of LPG as fuel."