Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 38945 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Manggala Prasidha
"Pemanfaatan gas untuk kelistrikan baru sekitar 12,3 % dari seluruh pemanfaatan gas di Indonesia yang sudah termanfaatkan. Apabila di korelasikan maka salah satu alasan belum optimalnya pemanfaatan gas untuk kelistrikan ialah karena terhambatnya kesiapan infrastruktur pipa gas untuk kelistrikan tersebut yang berujung kepada masalah harga jual gas yang ditawarkan kepada PLN sebagai end user kelistrikan masih belum sesuai dengan ke-ekonomian dan kelayakan investasinya dari pelaku usaha gas. Dalam analisa tersebut digunakan contoh studi kasus Proyek Pembanguan Pipa Gas dedicated hilir dan Gas Metering Regulator Station (Gas M/RS) oleh PT A.
Penelitian ini bertujuan untuk melihat keekonomian dari PT.A dalam rangka pemanfaatan gas untuk kelistrikan. Pada Peneltian ini dihasilkan suatu pemecahan struktur harga dengan metode cost of service, yang memilah harga berdasarkan biaya suplai gas, biaya transmisi dan biaya distribusi sehingga mendapatkan gambaran secara terperinci dari harga jual gas dari seluruh stakeholder.
Hasil penelitian ini juga merekomendasi untuk membantu kelayakan proyek dengan parameter IRR>12,6% dan NPV positif pada PT A ini ialah dengan cara menurunkan biaya suplai Gas di wellhead sebesar 4,76 USD/MMbtu; menaikkan harga jual kepada PLN direntang 6,23 s.d 6,38 USD/MMBtu atau memaksimalkan pasokan gas minimal 10 tahun dari sisi biaya distribusi.

The domestic gas alocation for electricity was only about 12.3% from natural gas contribution to all sector in Indoneisa. If it’s corelated with the infrastructure and also the price which allowed the gas seller to create economic feasiblity was not acomplished.
So the aim of this study was to examine simulation price mechanisme that can be accepted all gas business stakeholder. In this study we will use the case study of developtment Downstream dedicated Pipeline and Gas Metering Regulation Station by PT.A. The aim of this study is to determined the economic feasibility from PT. A prespectif due to utilization gas for electricity.
This study results that the cost of service breakdown structure price mechanism devide that the price structure to be Supply Cost, Transmission Cost and Distribution Cost so it can picture the fair level of price to all stakehoder.
This study was also recomended that there are trhree alternative to make this project feasible based parameter IRR> 12.6% and positiv NPV on simulation using all that cost, which is, decreasing supply cost in wellhead with buying price 4.76 USD/MMBtu ;increasing selling price to Enduser on range 6.23 USD/MMBtu - 6.38 USD/MMbtu or firm allocation gas suply minimun in 10 year for improving efficieny in distribution cost without change the investment cost.
"
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2013
T39103
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Idham Baridwan
"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)
"
Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T42614
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Dedi Armansyah
"Laporan Praktik Keinsinyuran ini membahas telaah terhadap pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan. Telaah dilakukan terhadap aspek teknis, dan ekonomi yang terdiri atas identifikasi potensi pasokan gas bumi, identifikasi kebutuhan gas bumi, analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi, perhitungan biaya pengangkutan, dan perhitungan biaya Niaga gas bumi melalui pipa, analisa harga jual gas bumi, perbandingan biaya keekonomian antara gas bumi melalui pipa dengan moda LNG. Berdasarkan analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi serta analisa teknis dan ekonomi terhadap upaya peningkatan pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan maka diperoleh kesimpulan bahwa pemenuhan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan pengembangan hanya memenuhi kebutuhan untuk skenario paling rendah dimana ketersediaan pasokan gas bumi yang tersedia pada periode 2020 s.d 2030 yang bisa dimanfaatkan untuk pengembangan wilayah Kalimantan hanya dapat mencukupi untuk skenario kebutuhan gas bumi rendah (low scenario). Walau demikian diperkirakan dapat terjadi kekurangan pasokan pada tahun 2024 sebesar -13,51 MMSCFD, tahun 2025 sebesar -43,82 MMSCFD dan tahun 2030 sebesar -130,90 MMSCFD. Sedangkan untuk perhitungan simulasi biaya pengangkutan dan niaga gas bumi melalui pipa di tiap provinsi di Kalimantan lebih ekonomis pada skenario paling tinggi, dimana diperoleh perhitungan harga jual gas bumi terendah untuk skema gas pipa yaitu dengan harga jual US$ 7,28 di Kalimantan Utara, dan harga jual tertinggi sebesar US$19,67 di Kalimantan Barat. Sedangkan untuk skema LNG dengan harga terendah dengan harga jual US$7,14 di Kalimantan Selatan dan harga jual tertinggi dengan dengan harga jual US$9,21 di Kalimantan Tengah. Dengan demikian harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan LNG lebih rendah bila dibandingkan harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan gas bumi melalui pipa. Dengan belum bertumbuhnya kebutuhan gas bumi melalui pipa maka untuk memenuhi kebutuhan gas bumi di wilayah Kalimantan Barat dan Kalimantan Tengah agar menggunakan moda pengangkutan LNG.

This Engineering Practice Report discusses an analysis of the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region. The study encompassed technical and economic aspects consisting of the identification of natural gas potential supplies, identification of natural gas demand, analysis of natural gas supply and demand, calculation of transportation costs, calculation of trading costs for natural gas pipeline, analysis of natural gas selling prices, cost comparisons between using natural gas pipeline and LNG mode. Based on the analysis of natural gas supply and demand as well as technical and economic analysis of efforts to increase the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region, it is concluded that the fulfilment of natural gas demand development can only fulfil the demand for the lowest scenario where the available natural gas supply from period 2020 to 2030 which can be used for the development of the Kalimantan region can only be sufficient for a low natural gas demand scenario (low scenario). However, it is estimated that there could be a supply shortage in 2024 of -13.51 MMSCFD, in 2025 of -43.82 MMSCFD and in 2030 of -130.90 MMSCFD. Meanwhile, for the simulation calculation of the costs of transporting and trading natural gas via pipeline in each province in Kalimantan, it is more economical in the highest scenario, where the lowest natural gas selling price calculation for the pipeline gas scheme is obtained, namely with a selling price of US$ 7.28 in North Kalimantan, and The highest selling price was US$19.67 in West Kalimantan. Meanwhile, for the LNG scheme, the lowest selling price is US$7.14 in South Kalimantan and the highest selling price is US$9.21 in Central Kalimantan. Thus, the selling price of natural gas using the LNG transportation scheme is lower compared to the selling price of natural gas using the natural gas transportation scheme via pipeline. With the demand for natural gas through pipes not yet growing and to fulfill the demand for natural gas in the West Kalimantan and Central Kalimantan regions could use LNG as a transportation mode."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Ikawati
"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."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2020
T-pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Aji Agraning Bawono
"Ruas Pipa Transmisi Semarang – Batang (Cisem Tahap 1) merupaan salah satu dari jaringan pipa transjawa. Semula pipa ini akan dibangun oleh Badan Usaha, tetapi kemudian dikembalikan ke negara karena tidak ekonomis secara bisnis. Studi ini bertujuan untuk melakukan analisis dan memodelkan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi untuk pipa Semarang – Batang yang akhirnya dibangun oleh pemerintah melalui anggaran negara. Pengembangan model dilakukan dengan merubah formulasi umum penghitungan tarif dengan dua kategori yaitu dengan skema Penyertaan Modal Negara (PMN) dan model Barang Milik Negara (BMN). Dalam skema PMN Pemerintah meminta pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan dengan keuntungan yang dibatasi maksimal sama dengan persentase pengembalian Surat Hutang Negara sedangkan dalam skema BMN Pemerintah tidak pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan sehingga tarif hanya berupa management fee. Hasil perhitungan menunjukkan perhitungan tarif dengan skema BMN, menghasilkan nilai yang paling rendah dan efisien yaitu 57,1% lebih rendah dibandingkan jika dihitung dengan formulasi umum penghitungan tarif dan 27,4% lebih rendah dibandingkan dengan skema PMN. Selain itu dalam studi ini juga dilakukan implementasi profesionalisme, kode etik keinsinyuran dan keselamatan kesehatan kerja dan lingkungan (K3L).

Trans Java pipeline networks include the Semarang-Batang Transmission Pipeline Segment (Cisem Phase 1). This pipe was supposed to be constructed by a company, but since it would not be profitable for them, the state eventually got it back and The government funded the pipeline's construction through the state budget. The goal of this study is to analyze and simulate how the Semarang-Batang pipeline's natural gas transportation tariffs were determined. To build the model, the general formula for calculating tariffs was modified into two main types: the State Property (BMN) model and the State Capital Participation (PMN) scheme. In the case of the PMN scheme, the government asks for a return of capital on invested assets, with profits limited to the percentage of return on government debt securities. While the BMN scheme only allows for management fees as the government does not return capital on invested assets. The results of the calculation show that the BMN scheme generates the lowest and most efficient value when applied for calculating tariffs; it is 57.1% cheaper than when calculated using the conventional tariff calculation formulation and 27.4% cheaper than when calculated using the PMN scheme. Furthermore, this study included engineering codes of ethics, environmental safety, occupational health (K3L), and professionalism."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Maswardi Yusra
"Penelitian ini dilakukan dengan metode analisa kuantitatif dengan melakukan perhitungan keekonomian dan daya beli masyarakat pada 14 wilayah jargas Non-APBN yang dibangun pada tahun 2022. Hasil analisa daya beli masyarakat diperoleh rata-rata RT-1/PK-1 sebesar Rp. 5547/m3 dan RT-2/PK-2 sebesar Rp 7032/m3. Hasil analisa kelayakan ekonomi didapatkan bahwa jika IRR berdasarkan WACC = 12,65% diperoleh harga Rp.10.339/m3. Penelitian ini telah menerapkan kode etik dan etika profesi insinyur serta memperhatikan keselamatan, kesehatan, dan keamanan kerja dan lingkungan. Pada pekerjaan penelitian ini penulis bertugas sebagai anggota tim perhitungan harga keekonomian jargas Non APBN dan anggota tim persiapan dan pengawas kajian pengukuran daya beli masyarakat tahun 2022.

This research was carried out using a quantitative analysis method by calculating the economic and purchasing power of the community in 14 Non-APBN gas network areas built in 2022. The results of the analysis of community purchasing power obtained an average RT-1/PK-1 of Rp. 5547/m3 and RT-2/PK-2 amounting to IDR 7032/m3. The results of the economic feasibility analysis show that if the IRR is based on WACC = 12.65%, the price is IDR 10,339/m3. This research has implemented the engineer's professional code of ethics and ethics and paid attention to work and environmental safety, health and security. In this research work the author served as a member of the non-APBN economic price calculation team and a member of the preparation and supervisory team for the study of measuring people's purchasing power in 2022."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Muh. Taslim A`yun
"57 pasokan gas Indonesia dialokasikan untuk dalam negeri. Namun peningkatan alokasi dalam negeri terkendala ketidaksiapan infrastruktur di sektor hilir. Sehingga diperlukan pengembangan infrastruktur pengangkutan gas bumi, salah satunya dengan pemanfaatan bersama terhadap pipa dan fasilitas gas bumi eksisting. Tujuan penelitian ini adalah menerapkan pemanfaatan bersama terhadap pipa gas bumi dedicated hilir eksisting dan memperoleh skenario pemanfaatan infrastruktur gas bumi yang dapat mendukung optimisasi dan efisiensi sesuai dengan kebutuhan dan pasokan mendatang. Metodologi penelitian yakni analisis kebutuhan dan pasokan, penentuan jalur pipa gas bumi eksisting yang akan dianalisis, analisis teknis dan optimisasi jaringan, analisis keekonomian dan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi. Dari penelitian diperoleh jalur pipa yang layak diterapkan pemanfaatan bersama adalah pipa PT E yang memiliki panjang 71 km. Dengan optimisasi menggunakan algoritma genetik, panjang jaringan tersebut menjadi 101 km berdasarkan angka kebutuhan gas bumi Kabupaten Gresik sekitar 225 MMscfd pada tahun 2030. Sedangkan tarif pengangkutan untuk jaringan tersebut adalah sebesar 0,099 US /Mscf dan IRR 8.22 dengan menggunakan pendanaan 51 equity dan 49 debt.

57 of Indonesia rsquo s natural gas supply was allocated for domestics demand. However, the increase of gas allocation for domestic needs was still constrained by the lack of infrastructure in the downstream sector. So that gas transportation infrastructure development needed to be optimize, one of solution is applying open access on existing pipelines. The research rsquo s objective is to implement open access on existing dedicated pipeline and to obtain an optimal and efficient scenario of infrastructure utilization. The methodology that used are analysis of supply and demand, determination of existing natural gas pipeline, network optimization and technical analysis, and calculation of natural gas transportation tariff. The result obtained in this research shows that the most efficient pipeline to implement open access belongs to PT E, based on length, range and maximum capacity of the network. With optimization using genetic algorithms, the present length of the network becomes 101 km from 71 km, based on gas demand location of Gresik District on 2030. And the network should implemented transportation tariff as 0.099 US Mscf with IRR 8.22 . The result of tariff calculation based on 51 equity and 49 debt."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2016
T46873
UI - Tesis Open  Universitas Indonesia Library
cover
Sabardiman
"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara.
Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas.
Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif.
Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.
Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.
The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.
The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF.
"
Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T41777
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Sutrasno Kartohardjono
"Salah satu tugas BPH Migas (Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi) meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan pengusahaan transmisi dan distribusi Gas Bumi melalui pipa. Dalam melakukan pengawasan kegiatan usaha pengangkutan dan niaga gas bumi, BPH Migas melakukan pengawasan on desk melalui verifikasi volume atas kesesuaian data dukung, dan pengawasan on site (lapangan) dengan melakukan pengecekan lapangan berdasarkan data dukung yang dilaporkan oleh Badan Usaha. Permasalahan yang terjadi di lapangan diantaranya terdapat temuan di mana selisih pada Neraca Gas Badan Usaha yang disebabkan oleh beberapa perbedaan seperti jenis alat ukur gas bumi, atau losses. Studi ini bertujuan untuk mendapatkan pedoman teknis pengukuran volume gas bumi, Mendapatkan metode untuk menentukan kandungan energi gas bumi yang terdapat di dalam pipa gas, dan mendapatkan pedoman teknis verifikasi volume gas bumi. Hasil studi telah berhasil mendapatkan Pedoman teknis pengukuran volume gas bumi di titik terima dan di titik serah dan dapat digunakan untuk verifikasi penyaluran gas bumi di lapangan. Selain itu telah juga dibuat kalkulator untuk perhitungan energi linepack dapat digunakan dilapangan dan telah divalidasi oleh simulator proses kimia dengan perbedaan hanya sekitar 1,1%.

One of the tasks of BPH Migas (Oil and Gas Downstream Regulatory Agency) includes regulating, determining, and supervising natural gas transmission and distribution operations through pipelines. In handling natural gas transportation and trading business activities, BPH Migas conducts on-desk supervision through volume verification of the suitability of the supporting data and on-site (field) supervision by conducting field checks based on the supporting data reported by the Business Entity. Problems in the field include findings where several factors, such as the type of natural gas measuring instrument or losses, cause the difference in the Gas Balance of Business Entities. This study aims to obtain technical guidelines for measuring the volume of natural gas, obtaining methods for determining the energy content of natural gas contained in gas pipes, and obtaining technical procedures for verifying natural gas volume. The results of the study have succeeded in getting technical guidelines for measuring the volume of natural gas at the receiving point and the delivery point and can be used to verify the distribution of natural gas in the field. Apart from that, a calculator for linepack energy calculations has also been made, which can be used in the field and has been validated by a chemical process simulator with a difference of only about 1.1%."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2022
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Mohammad Alfansyah
"Gas merupakan salah satu cabang produksi yang penting bagi negara dan oleh karena itu pengelolaannya tunduk ke dalam pengaturan Pasal 33 UUD 1945. Pengertian 'penguasaan oleh negara', yaitu mengatur (regelen), mengurus (bestuuren), mengelola (beheeren), dan mengawasi (toezichthouden) di tangan Pemerintah, sebagai penyelenggara 'penguasaan oleh negara' dimaksud, atau badan-badan yang dibentuk untuk tujuan itu. Dengan berlakunya Undang-Undang Nomor Nomor 22 Tahun 2001 dan peraturan pelaksanaannya, maka kegiatan usaha gas bumi melalui pipa dilaksanakan dengan mekanisme unbundling, dimana pengusahaannya dibagi menjadi: (i) usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa, dan (ii) usaha niaga gas bumi melalui pipa. Dari sisi regulator Kementerian ESDM cq. Ditjen Migas untuk pengaturan (regulasi, kebijakan) dalam bentuk Izin Usaha, dan BPH Migas untuk mengurus, mengelola dan mengawasi dalam bentuk Hak Khusus serta SKK Migas dalam pemberian alokasi pasokan gas.
Permasalahan yang terjadi adalah adanya tumpang tindih pengurusan antara Ditjen Migas yang menerbitkan Izin Usaha dan BPH Migas yang menetapkan Hak Khusus, serta SKK Migas yang memberikan alokasi pasokan gas, sehingga terkesan ada jenjang perijinan yang menyebabkan kurang efisien dan menimbulkan usaha dan biaya yang tidak perlu, timbul banyak trader sebagai implikasi pemberian izin usaha dan liberalisasi infrastruktur jaringan pipa menimbulkan ketidakefisienan yang disebabkan kurangnya penegakkan hukum/aturan (kurang diurus, dikelola dan diawasi), peraturan yang kurang sesuai, ada kesenjangan, tidak jelas, atau menimbulkan grey area atau multi tafsir (kurang diatur), dan kombinasi keduanya.
Regulasi gas bumi di Indonesia lebih liberal dari negara-negara liberal seperti di AS dan Eropa sehingga perlu di tata ulang regulasi gas bumi Indonesia yang sesuai dengan amanat konstitusi, yaitu pasal 33 UUD 45 dengan konsep Agregator (Wholesale) Gas Bumi, dan menata ulang regulasi dengan fokus pada aspirasi nasional, Pengembangan Infrastruktur, Hak Khusus Keselarasan di sepanjang rantai nilai gas, Penentuan Tarif, PSO + Customer Protection, VIC - TSO/DSO + Shipper, Penggunaan Gas sebagai Bahan Bakar Transportasi, Penegakkan Regulasi oleh Pemerintah.

Natural Gas is one of the branches of production that are important to the state and therefore its management is subject to the provisions of Article 33 of the 1945 Constitution. "control by the state" defines as to regulate (regelen), administer (bestuuren), manage (beheeren), and supervise (toezichthouden) in the hands of the Government, as the organizers, or institution established for that purpose. With the enactment of Law No. No. 22 of 2001 and its implementing regulations, the business activities of natural gas through the pipeline should be a unbundling mechanism, where exertion is divided into: (i) transportation of natural gas through pipeline, and (ii) trading of natural gas through pipeline. From the side of the regulator which the Ministry of Energy and Mineral Resources cq. Directorate General of Oil and Gas for the regulation (regulatory, policy) in the form of the "Business License", and BPH Migas to administer, manage and supervise in the form of "Privilege" and SKK Migas for assignment gas supply allocation.
The problem that occurs is the existence of overlapping arrangement between the Directorate General of Oil and Gas which publishes Business License and BPH Migas which establishes Privilege, and SKK Migas for assignment gas supply allocation, so it seems there are levels of licensing that lead to less efficient and generate more efforts and unnecessary costs, many traders arise as implication to business licensing and pipelines infrastructure liberalization creating inefficiency due to lack of enforcement of laws and or rules (less administer, less managed and supervised), lack of appropriate regulations, there is a gap of regulations, the regulations not clear, or cause gray area or multiple interpretations (less regulated), and a combination of all.
Natural gas regulation in Indonesia is more liberal than liberal countries such as the US and Europe so the need to reset the Indonesian natural gas regulations as mandated by the Constitution, namely Article 33 of the 1945 Constitution with the concept of Natural Gas Aggregators (Wholesale) and rearranging regulation with a focus on National Aspirations, Infrastructure Development, Special rights Alignment along the gas value chain, Determination of Rates, PSO + Customer Protection, VIC - TSO / DSO + Shipper, Use of Natural Gas as Transportation Fuel, Enforcement Regulation by the Government.
"
Jakarta: Fakultas Hukum Universitas Indonesia, 2014
T-Pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>