Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Tesis ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan secara teknis maupun komersial dari pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal di Benoa Bali serta untuk mengetahui angka ketidakpastian/uji sensitivitas dari proyek pembangunan fasilitas terminal LNG tersebut. Dari hasil analisa teknik untuk kebutuhan pembangkit listrik kapasitas 200 MW dibutuhkan gas sebesar 35 MMSCFD dengan kapasitas penampungan LNG sebesar 24.000 m3. Tipe terminal yang sesuai dengan kondisi lokasi adalah onshore mini terminal dan barge FSRU. Hasil analisis keekonomian pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan. Untuk tipe onshore NPVsebesar USD 58.748.482, IRR 17,44%, B/C Ratio 1,7 dan PBP selama 9 tahun, 1 Bulan. Sedangkan untuk tipe onshore sebesar USD 9.662.306, IRR sebesar 158%, B/C Ratio 9,9 dan PBP selama 1 tahun, 9 bulan. Hasil uji sensitivitas keekonomian pembangunan LNG receiving and regasification terminal tipe onshore menunjukkan faktor yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan keekonomian adalah ketidakpastian CAPEX sedangkan untuk tipe offshore ialah ketidakpastian volume gas, regasification, dan OPEX.

---

This thesis aims to assess the technical and commercial feasibility of the mini LNG receiving and regasification terminal project in Benoa Bali as well as to determine the numbers of uncertainty/sensitivity testing of the LNG plant facilities project.

From the analysis techniques for the needs of power generation capacity of 200 MW is required by 35 MMSCFD gas with LNG storage capacity of 24,000 m3 . Terminal mode in accordance with the site conditions are mini onshore terminal and barge FSRU.

The results of the economic analysis of the development of mini LNG receiving and regasification terminal indicates that the project is feasible. For the type of onshore NPV is USD 58,748,482, IRR 17.44 %, B/C ratio of 1.7 and PBP for 9 years, 1 month. As for the type of offshore USD 9,662,306, IRR of 158%, B/C ratio of 9.9 and PBP for 1 year, 9 months.

The results of the sensitivity test the economic development of LNG receiving and regasification terminal onshore type indicates the factors that most influence on changes in the economics is the uncertainty CAPEX while for the type of offshore uncertainty is the volume of gas, regasification, and OPEX."

"With the growth of utilizing natural gas all over the world, Liquefied Natural Gas (LNG) has been widely used in the modern era due to its advantages of storage and transportation. When LNG is unloaded in import terminal, in the time of need, the process of returning natural gas into its gaseous form is being done in the regasification unit with different technologies in order to process the gas and then distribute it by pipeline networks to the end users. Choosing the appropriate LNG vaporizer which is both cost effective and suitable to conditions of the location and environment is intended to be evaluated. The framework of this paper is studying of some of the different LNG vaporization methods and comparing their features and properties that each of them has. The goal of this paper is in the first step, comparison of technologies which are Open Rack Vaporizer (ORV), Shell and Tube Vaporizer (STV), and Intermediate Fluid Vaporizer (IFV) and defining the suitable vaporizer to do the simulation as the second step as well as evaluating the economical features of the project. While the Shell and Tube Vaporizer has been chosen, the regasification plant using three different heating medium, propane, steam, and 50/50 mixture of water and glycol has been designed. At the end, the economic evaluation has been done with total capital investment of 62 million dollars in the service life of 10 years. The NPV is calculated 11.33 million dollars and the salvage value is calculated to be 5.2 million dollars. Each heating medium is considered to be effective depending on the locations and conditions."

"Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

---

Utilization of LNG Arun refinery plant, which it’s operational contract will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity.

The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change.

The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change."

"Masalah yang dihadapi pada terminal regasifikasi skala kecil ini adalah kondisi operasi yang unsteady. Dikarenakan terdapat 2 kondisi, yaitu pada saat unloading LNG dari kapal LNG dan juga pada saat holding karena operasi on-off dari vaporizer berjenis AAV (Ambient Air Vaporizer) yang disebabkan terjadinya frosting. Dalam penelitian ini, dilakukan simulasi dinamik dari terminal regasifikasi skala kecil dengan pengendalian dalam perangkat lunak UniSim. Jika simulasi dilakukan tanpa pengendalian, menghasilkan laju alir yang menyimpang 14% dari seharusnya, dan setelah 6 jam suhu gas keluaran kurang dari 2,5°C yang artinya output tidak dapat memenuhi requirement pembangkit. Pengendali yang digunakan adalah pengendali tipe digital on-off  untuk unloading dan switch AAV dan PI untuk pengendalian laju alir LNG. Pengendali digital on-off pompa diatur untuk menghentikan unloading saat LNG di carrier bersisa 10%, sementara AAV akan diset untuk melakukan aksi switch AAV saat suhu gas keluaran mencapai 3°C. Untuk pengendali PI didapat parameter pengendali dengan nilai Kc = 0,00638 dan Ti = 0,00043. Waktu maksimal operasi 1 buah AAV adalah 7 jam 30 menit sebelum akhirnya akan dilakukan switch. Setelah pengendalian, spesifikasi gas keluaran terminal mampu untuk memenuhi requirement pembangkit yaitu laju alir molar 6,53 MMSCFD dan suhu gas minimum 2,5°C.

---

The problem encountered at this regasification terminal is unsteady operating conditions. Because of unloading LNG from a carrier and holding that involve on-off operation from AAV (Ambient Air Vaporizer) caused by frosting. In this study, a dynamic simulation of small-scale regasification terminal with controls UniSim carried out. If the simulation carries without control, it produces a flow rate that deviates 14% from what it should be, and after 6 hours of operation, the output temperature less than 2,5°C, which means cannot meet generator requirements. The controllers used in this case is digital on-off type controller for unloading and switch AAV and PI type controller to control LNG flowrate. For digital on-off controller, the controller is set to stop unloading when remaining LNG in the carrier is 10%, meanwhile AAV will be set to act on the switch when output temperature reach 3°C . For PI controllers, the control parameters with Kc = 0,00638 and Ti = 0,00043. The maximum operating time for 1 AAV is 7 hours 30 minutes before it will be switched. After controlling, the gas specifications from terminal able to meet the generator requirements, molar flow rate 6,53 MMSCFD and minimum gas temperature 2,5°C."

"Industri aluminium di Kuala Tanjung membutuhkan listrik 2 × 350 MW untuk mendukung peningkatkan produksi. Gas bumi adalah salah satu pilihan bahan bakar untuk memenuhi kebutuhan listrik.  Saat ini, pipa transmisi gas menuju Kuala Tanjung belum bisa memenuhi kebutuhan bahan bakar gas untuk industri Aluminium tersebut. Suplai LNG dari daerah lain menjadi alternatif. Untuk menerima kiriman LNG, industri Alumunium membutuhkan pembangunan terminal penerima LNG. Seleksi pemilihan tangki penyimpanan dan teknologi regasifikasi dibahas secara kualitatif. Hasil seleksi terminal penerima LNG onshore menyatakan bahwa tipe tangki penyimpanan yang terseleksi adalah  full containment dan teknologi regasifikasi adalah Open Rack Vaporizer (ORV). Sedangkan hasil perhitungan keekonomian dengan formula harga untuk 13,5%ICP adalah IRR yang dicapai sebesar 13,5% dan NPV $70.448.815. Perubahan IRR dari kedua variabel yaitu kenaikan capex dan penurunan ICP menunjukkan bahwa penurunan ICP lebih sensitif dibanding kenaikan capex. Hal ini terjadi karena dengan perubahan ICP dan capex masing-masing sebesar 10%, IRR pada penurunan ICP turun menjadi 12,54%. Sedangkan IRR pada kenaikan capex, turun menjadi 13,07%.

---

The aluminum industry in Kuala Tanjung needs 2 × 350 MW of electricity to support increased production. Natural gas is one of the fuel choices to meet electricity needs. At present, the gas transmission pipeline to Kuala Tanjung has not been able to meet the needs of gas fuel for the Aluminum industry. LNG supply from other regions is an alternative. To receive LNG shipments, the Aluminum industry requires the construction of an LNG receiving terminal. Selection of storage tank selection and regasification technology are discussed qualitatively. The selection results of the onshore LNG receiving terminal stated that the type of storage tank selected was full containment and the regasification technology was the Open Rack Vaporizer (ORV). While the economic calculation results with the price formula for 13.5% ICP are IRR achieved at 13.5% and NPV $ 70,448,815. Changes in IRR of the two variables, namely increases in capex and decreases in ICP indicate that decreases in ICP are more sensitive than increases in capex. This happened because with changes in ICP and capex each by 10%, the IRR on ICP decreased to 12.54%. While IRR on the increase in capital expenditure dropped to 13.07."

"

Berdasarkan RUPTL 2018-2027, pembangkit listrik PLN di Pulau Jawa mengalami defisit pasokan gas mencapai 731 bbtud atau 4,86 mtpa pada tahun 2027. Pasokan gas saat ini dipenuhi dengan mendatangkan LNG dari Terminal LNG Bontang dan Tangguh sehingga fasilitas terminal regasifikasi merupakan komponen utama dalam rangkaian logistik LNG untuk memenuhi pasokan gas ke pembangkit. Pemilihan tipe regasifikasi onshore ataupun offshore merupakan hal penting sebagai dasar untuk mendapatkan biaya regasifikasi terendah pada throughput yang ditetapkan. Dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian, studi komparatif terhadap kedua tipe regasifikasi tersebut dilakukan dan didapatkan bahwa, pada rentang throughput 0,11 – 1,46 mtpa, tipe regasifikasi offshore lebih menguntungkan karena menghasilkan biaya regasifikasi yang lebih rendah dibandingkan dengan tipe regasifikasi onshore sedangkan tipe regasifikasi onshore lebih menguntungkan saat rentang throughput 1,46 – 5,03 mtpa dibandingkan dengan tipe regasifikasi offshore. Biaya regasifikasi terendah untuk tipe regasifikasi onshore adalah 0,50 usd/mmbtu (5,03 mtpa) dan 1,92 usd/mmbtu (0,11 mtpa). Sedangkan untuk tipe regasifikasi offshore adalah 0,54 usd/mmbtu (5,04 mtpa) dan 1,60 (0,11 mtpa).

 

Kata kunci: Terminal Regasifikasi LNG, throughput, onshore, offshore, biaya regasifikasi.

 

---

Based on 2018-2027 Electricity Supply Business Plan (RUPTL), gas-based power plants in Java will experience natural gas shortage of 731 BBTUD, equivalent to 4.86 MTPA in 2027. Nowadays, natural gas supplies for gas power plants in Java are fulfilled from Bontang LNG and Tangguh LNG plants and it requires regasification terminal as the main infrastructure in LNG supply chain. Regasification type selection becomes critical in order to obtain lowest regasification cost at certain throughput. By considering the technical and economic aspects, comparative analysis on both regasification types shows that on the throughput 0.11 - 1.46 MTPA, offshore LNG regasification terminal gives lowest regasification cost compare to onshore LNG regasification while on throughput 1.46 - 5.03 MTPA it shows the opposite. The lowest regasification cost for the onshore is 0.50 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.92 USD/mmbtu for 0.11 MTPA. For the offshore, it cost 0.56 USD/mmbtu for 5.03 MTPA and 1.60 USD/mmbtu for 0.11 MTPA.

"

"ABSTRAKNama : Dewi Marlitha Program Studi : Manajemen Gas Judul : Komparasi Skema Pembiayaan PSC dan TBS Proyek LNG Terapung di Indonesia Kilang LNG Terapung FLNG merupakan salah satu solusi yang efektif untuk mengelola cadangan gas di dunia. Disamping, nilai Investasi dan resiko FLNG yang tinggi dikarenakan seluruh rangkaian Liquefied Natural Gas terpusat di dalam kapal yang terapung di tengah laut dan terbatasnya benchmarking pembuatan konsep FLNG di Indonesia maupun di dunia, membuat konsep FLNG perlu untuk diperhitungkan pembiayaannya secara matang untuk dapat di terapkan di Indonesia. Pemilihan skema pembiayaan FLNG yang tepat dengan memperhatikan nilai investasi, nilai operasi, harga gas dan peraturan yang berlaku di Indonesia, dibutuhkan untuk meningkatkan pendapatan negara, pendapatan kontraktor dan aspek makroekonomi di Indonesia. Cara perhitungan untuk mendapatkan hasil tersebut adalah dengan cara memperhitungkan dan menganalisa keekonomian arus kas dengan menggunakan skema Production Sharing Contract dan skema pembiayaan Trustee Borrowing Scheme yang berlaku di Indonesia. Trustee Borrowing Scheme ialah skema pembiayaan yang menggunakan bantuan dana trustee dari pihak bank dan mekanisme pembayaran pembiayaanakan dipotong langsung dari pendapatan kotor. Production Sharing Contract ialah skema bagi hasil yang diterapkan di Indonesia, dimana kontraktor diyakini telah mampu secara keuangan, teknologi dan pengetahuan. Dan Studi kasus yang dipakai adalah proyek pada Kontraktor Kontrak Kerja Sama A yang memiliki lapangan produksi di daerah Maluku. Hasil dari perhitungan keekonomian menunjukan skema pembiayaan yang terbaik adalah dengan menggunakan skema TBS dimana menghasilkan IRR sebesar 30.4 , NPV US 3,498 Juta, POT selama 7 tahun, Pendapatan Negara US 34,575 Juta dan Pendapatan Kontraktor US 21,682 Juta. Pada skema TBS tidak terdapat nilai investasi pada awal tahun yang membuat arus kas bernilai negative terlalu dalam yang berdampak pada tingginya unrecovered cost, skema recovery nilai investasi lebih menguntungkan karena menggunakan persentase yang flat dan dipotong dari pendapatan kotor, sedangkan Production Sharing Contract menggunakan persentase 25 dengan metode declining balance. Dampak ekonomi makro yang diakibatkan dari berjalannya proyek ini untuk Indonesia ialah meningkatkan lapangan kerja, berkembangnya industri dalam negeri, karena dapat bermitra dengan KKKS A, perbankan Indonesia dapat berkembang dan bersaing dengan Bank luar negeri, dan secara umum dapat membuat perekonomian di Indonesia tumbuh secara bertahap dan berkelanjutan Kata Kunci : Pembiayaan, FLNG, Keekonomian, PSC, Trustee Borrowing Scheme

---

ABSTRACTABSTRACT Name Dewi Marlitha Program Study Manajemen Gas Title Comparison of Financing Scheme PSC and TBS of Floating LNG in Indonesia Floating Liquefied Natural Gas FLNG is one of effective solution to gas processing reserves in the world. Although the investment and the risk of FLNG is high due to all LNG series centralized in vessel and floating in the middle of the sea and the limitation of benchmarking FLNG concept creation in Indonesia nor in the world, makes FLNG concept needs to be calculated about the appropriate financing hence could be implement in Indonesia. Selection of appropriate financing schemes with regard to the value of investment, the value of the operation, the gas price and regulation in Indonesia, is needed to increase the government revenue, contractor revenue, and aspect macroeconomic in Indonesia. The calculation method to obtain these results is to estimate and analyze the economics of cash flow using Production Sharing Contract scheme and Trustee Borrowing Scheme financing schemes which applicable in Indonesia. Trustee Borrowing Scheme is a financing scheme that uses funds from trustee bank and the payment mechanisms will be deducted from gross revenue. Production Sharing Contract is production sharing scheme which applied in Indonesia, wherein the contractor believed to have ability in financial, technology and skill. And for the calculation matters we use case studies in Kontraktor Kontrak Kerja Sama A project which has a production field in Maluku. The result of economics calculation that using gas price 11 from ICP is US 5.28 MMBTU shows the best financing schemes is TBS which produces an IRR of 30.4 , NPV US 3.498 million, POT for 7 years, the Government Take US 34,575 million the Contractor Take US 21,682 million. At TBS Scheme there is no capital investment value that calculated in the beginning of cash flow that could impact deep negative cash flow and high unrecovered cost, recovery scheme of capital investment more profitable due to its uses flat percentage and deducted from gross revenue, while Production Sharing Contract scheme using 25 percentage and declining balance methods. Macroeconomic impact resulting from the passage of this project for Indonesia is to increase employment, the development of domestic industry since they could become business partner with KKKS A, Indonesian banks can grow and compete with the overseas Bank, and in general can make the Indonesia economy growing gradually and sustainably Key words Financing, FLNG, Economics, PSC, Trustee Borrowing Scheme "

"Pemerintah Indonesia berencana membangun berbagai pembangkit listrik berbahan bakar gas bumi di wilayah Indonesia bagian tengah dan timur. Hal ini direncanakan di program 35,000 MW karenagas lebih murah dan ramah lingkungan. Data permintaan gas bumi untuk masing-masing pembangkit diperoleh dari RUPTL PLN tahun 2018. Gas bumi ini didistribusikan dalam wujud LNG agar lebih efisien dan dapat ditransportasikan menggunakan kapal laut. Wilayah distribusinya tersebar dan kapasitasnya yang kecil dapat dikategorikan sebagai distribusi LNG skala kecil. Terdapat enam 6 cluster distribusi yang dianalisis nilai investasi dan risikonya agar dapat memenuhi kebutuhan LNG seluruh pembangkit listrik. Berdasarkan dari jarak tempuhnya, cluster pertama hingga ketiga diasumsikan dipasok dari Badak LNG, sedangkan cluster keempat hingga keenam dari Tangguh LNG. Dari analisis ekonomi yang dilakukan, harga gas yang diperoleh berturut-turut dari cluster satu hingga enam adalah: 10,95; 12,06; 10,75; 13,10; 12,89; 12,33 untuk tiap MMBTU. Dengan harga gas tersebut, diperoleh NPV seluruh cluster yang positif di atas 6.209.066, IRR diatas 13,58, payback period di bawah 7 tahun, dan profitability index diatas 1,164. Probabilitas risiko tiap parameter kelayakan investasi selanjutnya dianalisis dengan perangkat lunak Crystal Ball, dan harga ini memberikan derajat keyakinan 100 bahwa skema tiap cluster memenuhi syarat layak untuk investasi.

---

Indonesias government is planning to build many new power plants which using natural gas in middle and east Indonesia. It rsquo s planned in 35,000 MW program because natural gas are cheaper and more eco friendly. Demand of natural gas for each power plant is gathered from RUPTL PLN 2018. Natural gas mostly being transported in LNG form, to improve the efficiency and can easily be distributed using tanker ships. The distribution points are scattered and the capacity is relatively small make them can be classified as small scale LNG distribution. There will be six clusters of distribution which will be analyzed the risk and the investment value to fulfill all the power plant demands. Due to its distance, the first to third scenario are being supplied from Badak LNG and the rest are from Tangguh LNG.

Economic analysis has shown that the gas prices from first scenario to the sixth are 10,95 12,06 10,75 13,10 12,89 12,33 for each MMBTU. These prices give the NPV for all the clusters above 6.209.066, IRR above 13,91, payback period below 7 years, and the profitability index above 1,185. These parameters are being analyzed by Crystal Ball to know the probability distribution for each parameter, and the result is all of the parameters have certainty is nearly 100 , which means each cluster is feasible for investments."

"Indonesia sebagai negara penghasil gas, dengan iklim tropis (tidak mengenal empat musim), sangat cocok untuk mengembangkan teknologi pemanfaatan energi dingin LNG, terlebih dengan adanya rencana pembangunan LNG Receiving Terminal di Pulau Jawa. Pada Tesis ini dilakukan analisis aspek teknis dan ekonomi terhadap potensi aplikasi LNG Receiving Terminal yang memanfaatkan energi dingin LNG untuk pembangkit listrik di Pulau Jawa. Kajian teknologi dilakukan dengan melakukan simulasi tiga model proses yaitu; Siklus Rankine, Proses Gabungan, dan Combined Cycle Power Plant. Berbagai parameter proses di tiap alat disimulasikan dan dioptimisasi dengan bantuan perangkat lunak HYSYS. Untuk evaluasi kinerja proses digunakan analisis pinch. Untuk kapasitas LNG Receiving Terminal 1286 MMscfd dengan 50% laju alir LNG di utilisasi, didapat hasil sebagai berikut; Untuk model proses Siklus Rankine dihasilkan listrik sebesar 22 MW untuk DTmin 2,0°C. Model Proses Gabungan dihasilkan listrik 41 MW (31 MW net power) pada DTmin 2,0 °C. Untuk proses Combined Cycle Power Plant, jumlah LNG yang dibakar 50 MMscfd. Total listrik bersih yang dapat dihasilkan dari proses ini adalah sekitar 400 MW, dimana 86 MW merupakan hasil dari pemanfaatan energi dingin LNG. Analisis ekonomi yang dilakukan, secara umum menunjukkan ketiga model proses layak untuk diaplikasikan, kecuali Combined Cycle Power Plant (Desain-3) yang Pay Back Period masih sedikit diatas 8 tahun.

---

Indonesia as LNG producing country, which do not have four season, gas demand in this country does not fluctuate as much as it is in Japan. For these reason Indonesia have good prospect to develop cold energy utilization technology, especially Indonesia had plan to built LNG Receiving Terminal. In this research, technical and economical analysis for application LNG receiving terminal with cryogenic power plant unit, which built in Java Island will be studied. For better utilize LNG's low temperature, pinch analysis will be used for process optimization. Three processes model will be simulated, there are: cryogenic Rankine cycle, combined cryogenic Rankine cycle and direct expansion, combined cycle power plant. LNG receiving terminal with capacity 1286 MMSCFD, 50% of this capacity will be utilized to produced electricity in cryogenic power plant. From cryogenic Rankine cycle, resulting 22 MW electricity at DTmin 2,0°C. Combined cryogenic Rankine cycle and direct expansion, resulting 41 MW (31 MW net power) at DTmin 270°C. Net power which producing from combined cycle power plant is 400 MW, where it is 86 MW come from LNG cold temperature utilization. Analysis are continued with economical aspect analysis and sensitivities analysis. From economical analysis, in general, show that all design that simulated are feasible and applicable."