Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"Pada pertengahan tahun 2015, Pemerintah Indonesia resmi meluncurkan program Pembangunan Pembangkit 35.000 MW, hal ini bertujuan untuk memenuhi pertumbuhan beban, dan pada wilayah tertentu diutamakan untuk memenuhi kekurangan pasokan tenaga listrik. Indonesia juga merupakan salah satu negara pemilik cadangan gas alam yang cukup besar, yaitu diperkirakan 150,4 TCF (Trilliun standard Cubic Feet) yang tersebar di berbagai pulau. Adapun Indonesia Wilayah Tengah yang terdiri dari 3 pulau besar yaitu Kalimantan, Sulawesi, dan Nusa Tenggara, ketiganya memiliki banyak kepulauan kecil dan dikelilingi oleh lautan luas. Oleh karena itu untuk mempermudah penyaluran suplai LNG bagi pembangkit listrik tenaga gas di wilayah tersebut, maka digunakan small scale LNG carrier untuk penyalurannya. Metode yang digunakan pada penelitian ini adalah Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) yang dikombinasikan dengan linier programming serta Algoritma Greedy dengan fungsi objektif yaitu untuk memaksimalkan kapasitas muatan kapal. Selain itu juga dilakukan analisis keekonomian berdasarkan kelayakan finansial serta analisis terkait harga gas dunia. Hasil dari penelitian ini diperoleh 3 kluster rute yang akan di pasok menggunakan dua kapal untuk masing-masing kluster dengan rincian sebagai berikut, Kluster 1 Sulawesi menggunakan kapal ukuran 14000 cbm dan 7500 cbm dengan kecepatan rata-rata 13 knot, Kluster 2 Kalimantan menggunakan kapal ukuran 5000 cbm dan 10000 cbm dengan kecepatan rata-rata 15 knot, serta Kluster 3 Nusa Tenggara menggunakan kapal ukuran 7500 cbm dan 3587 cbm dengan kecepatan rata-rata 13 knot. Berdasarkan rute optimum yang didapat, maka sisa muatan untuk Kluster 1 Sulawesi adalah sebesar 1447,62 cbm atau 6,73% dari kapasitas total kapal, sisa muatan untuk Kluster 2 Kalimantan sebesar 697,86 cbm atau 4,65% dari kapasitas total kapal, dan sisa muatan untuk Kluster 3 Nusa Tenggara adalah sebesar 369,85 cbm atau 3,34% dari kapasitas total kapal. Dari analisa keekonomian menunjukan bahwa dengan total CAPEX sebesar US$ 1.087.439.857,67. Dan didapatkan margin harga penjualan LNG sekurang kurangnya sebesar US$ 2/MMBTU untuk kluster 1 dengan payback period dalam kurun waktu 7 tahun, US$ 2/MMBTU untuk kluster 2 dengan payback period dalam kurun waktu 10 tahun, serta US$ 5/MMBTU untuk kluster 3 dengan payback period dalam kurun waktu 9 tahun.

---

In mid-2015, the Government of Indonesia officially launched the 35,000 MW Power Generation Program, this aims to meet load growth, and in certain areas, it is prioritized to meet the shortage of electricity supply. Indonesia is also one of the countries with large natural gas reserves, which are estimated at 150.4 TCF (Trillion standard Cubic Feet) spread over various islands. As for the Central Region of Indonesia, consists of 3 large islands, namely Kalimantan, Sulawesi, and Nusa Tenggara, all three of them have many small islands and are surrounded by vast oceans. Therefore, a small-scale LNG carrier is used for distribution to facilitate the distribution of LNG supply for gas-fired power plants in the area. The method used in this research is the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) combined with linear programming and the Greedy Algorithm with the objective function of maximizing the ship's cargo capacity. In addition, an economic analysis based on financial feasibility as well as analysis related to world gas prices was also carried out. The results of this study obtained 3 cluster routes that will be supplied using two ships for each cluster with the following details, Sulawesi Cluster 1 uses 14000 cbm and 7500 cbm ships with an average speed of 13 knots, Cluster 2 Kalimantan uses ships of 5000 cbm and 10000 cbm with an average speed of 15 knots, as well as Cluster 3 Nusa Tenggara using ships of 7500 cbm and 3587 cbm with an average speed of 13 knots. Based on the optimum route obtained, the remaining cargo for Cluster 1 Sulawesi is 1447.62 cbm or 6.73% of the total vessel capacity, the remaining cargo for Cluster 2 Kalimantan is 697.86 cbm or 4.65% of the total vessel capacity, and the remaining cargo for Nusa Tenggara Cluster 3 is 369.85 cbm or 3.34% of the total capacity of the ship. The economic analysis shows that with a total CAPEX of US$ 1,087,439,857.67. And the LNG sales price margin is at least US$ 2/MMBTU for cluster 1 with a payback period of 7 years, US$ 2/MMBTU for cluster 2 with a payback period of 10 years, and US$ 5/MMBTU for cluster 3 with a payback period of 9 years."

"Mini LNG plant adalah kilang LNG berskala kecil yang cocok diterapkan di Indonesia karena geografis serta kebutuhan pasar akan gas yang masih tidak terlalu tinggi. Mengingat mini LNG plant yang memiliki peran penting sebagai pendukung suksesnya program diversifikasi bahan bakar yang dicanangkan pemerintah, diperlukan manajemen risiko pada proyek mini LNG plant agar risiko-risko yang ada dapat ditangani sehingga tidak menghambat proyek. Penelitian ini mengidentifikasi dan menganalisis risiko yang mungkin terjadi pada proyek mini LNG plant secara kualitatif dan kuantitatif untuk mengetahui dampak dari risiko menggunakan metode Project Risk Management. Hasil dari penelitian ini adalah risiko yang terangkum dalam Risk Register, nilai Value-at-Risk (VaR), serta perencanaan respon risiko dengan kategori tinggi. Penelitian ini diharapkan dapat menjadi refrensi dalam mengelola dan menangani risiko khususnya untuk fasilitas LNG ke depannya.

---

Mini LNG is a small-scale LNG plant, which is considered suitable to be applied in Indonesia due to Indonesia?s geographical as well as its growing market of gas. Because of its importance to support the success of fuel diversification launched by the government, it?s necessary to implement the risk management on the project in order to manage the risks so that the effects can be reduced.

This research focused on identifying and analyzing the possible risks that might be occurred in the mini LNG plant with qualitative and quantitative analysis using Project Risk Management.

The result of this research is a risk database in a Risk Register, the Value-at-Risk (VaR), and the risk response planning for the high risk. This research is expected to be a reference in managing and mitigating risks in the future, especially for LNG facilities."

"

Abstrak

 

Nusa Tenggara adalah termasuk wilayah Indonesia bagian tengah dengan dua provinsi yang memiliki rasio elektrifikasi dibawah 90%. Akhir tahun 2017 rasio elektrifikasi daerah Nusa Tenggara Barat, dan Nusa Tenggara Timur adalah 84,11% dan 60,82%. Pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi akan dilakukan oleh pemerintah di wilayah nusa tenggara. Suplai gas bumi yang dibutuhkan oleh pembangkit di Nusa Tenggara akan dilakukan dalam bentuk LNG atau liquefied natural gas. Asumsi yang digunakan adalah suplai diberikan oleh Badak LNG dan Tangguh LNG. Permintaan Listrik yang tidak tinggi sehingga volume LNG yang ditransportasikan relatif kecil, dapat dikategorikan sebagai Small Scale LNG (SSLNG). Penelitian ini akan memberikan analisis keekonomian yang dilakukan dari setiap skema distribusi SSLNG yang direncanakan hingga diperoleh harga jual LNG di tempat penerimaan. Metode distribusi yang diteliti adalah milk run, hub spoke, dan gabungan keduanya akan dibuat kedalam 10 skenario. Metode terbaik yang digunakan adalah metode milk run dengan dua kluster, dengan LNG disupplai dari Badak LNG yang memiliki harga $13,12/MMBTU sebagai plant gate price dengan permintaan 12,010,942.87MMBTU/Tahun.

 

Kata kunci: Distribusi LNG, LNG Skala Kecil, Rantai Suplai LNG, harga jual LNG, Nusa Tenggara.

 

---

Abstract

 

Nusa Tenggara is in the central part of Indonesia with two provinces which have electrification ratio below 90%. Electrification ratio of the West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara regions was 84.11% and 60.82%. Construction of a natural gas power plant will be carried out by the government in Nusa Tenggara region. Supply of natural gas needed by the plant in Nusa Tenggara will be carried out in the form of LNG or liquefied natural gas. assuming the supply is provided by Badak LNG and Tangguh LNG. Because electricity demand is low, so the volume of LNG transported is relatively small and categorized as Small-Scale LNG (SSLNG). This study will provide economic analysis carried out from each SSLNG distribution scheme planned to obtain LNG selling prices at the receiving place (plant gate price). Distribution methods used for study are milk run, hub spoke, and combination of those two methods. uses milk run methodology with two clusters for the Nusa Tenggara region. Based on the feasibility study conducted, demand for Nusa Tenggara overall is 12,010,943 MMBTU/Year. The LNG will be supplied from Badak LNG in Bontang with $13.12/MMBTU as Plant Gate Price.

 

Key word: LNG Distribution, Small Scale LNG, LNG Supply Chain, Plant Gate Price, Nusa Tenggara.

 

"

"Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) merupakan salah satu jenis pembangkit listrik yang umum di Indonesia, terutama di daerah-daerah terpencil.  Namun PLTD memiliki potensi emisi karbon yang berbahaya. Oleh sebab itu Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merencanakan program de-dieselisasi. Salah satu Langkahnya berupa mengkonversi PLTD menjadi pembangkit listrik berbasis gas, dimana salah satu distribusi yang memadai melalui jalur small scale liquefied natural gas (LNG). Hal ini juga menjadikan daerah Nusa Tenggara Barat dan Musa Tenggara Timur sebagai salah satu target dedieselisasi dikarenakan jumlah daya PLTD mencapai 661,61 MegaWatt (MW). Namun, perealisasian dari  gerakan dedieselisasi melalui distribusi small scale LNG memiliki tantangan dari segi ekonomi dan risiko investasi. Oleh karena itu, penelitian ini melakukan analisis risiko tekno-ekonomi akan sistem distribusi small scale LNG. Model evaluasi kelayakan ekonomi menggunakan metode real option yang dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Microsoft Office Excel. Penelitian ini menunjukan kebutuhan gas dari delapan pembangkit listrik berkapasitas 347 MW sebesar 9.050.400 MMBTUD. Analisis profitabilitas menghasilkan nilai Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI) berturut-turut sebesar 56.876.674 USD, 15,3%, 7,25 tahun, dan 1,48. Analisis risiko dengan metode real option dengan nilai volatility (σ) sebesar 21.6% menghasilkan keputusan yang dapat diambil yaitu: (1) Proyek berjalan pada awal tahun; (2) Proyek berhenti beroperasi pada tahun ke-20 dengan memperoleh salvage value sebesar 11.375.335 USD.

---

A diesel power plant is one of the most common types of power plants in Indonesia, especially in remote areas. However, diesel power plant has the potential for dangerous carbon emissions. Therefore, the Ministry of Energy and Mineral Resources plans a de-dieselization program. One of the steps is to convert a diesel power plant into a gas-based power plant, where one of the adequate distributions is through the small-scale Liquefied Natural Gas (LNG) route. This also makes the areas of West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara one of the targets for de-dieselisation because the total power of the diesel power plant reaches 661.61 Mega Watt (MW). However, the realization of the de-dieselization movement through the distribution of small-scale LNG has challenges in terms of economics and investment risks. Therefore, this study analyzes the techno-economic risks of the small-scale LNG distribution system. The economic feasibility evaluation model uses the real options method which is carried out using Microsoft Office Excel software. The data to determine the LNG distribution scheme were obtained from previous studies. This research shows that the gas demand from eight power plants with a capacity of 347 MW is 9,050,400 MMBTUD. Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI) values from the profitability analysis were 56,876,674 USD, 15.3%, 7.25 years, and 1.48 respectively. The following decisions can be made as a result of risk analysis using the real option method with a volatility value of 21.6 percent: (1) The project starts at the beginning of the year; (2) The project stops operating in the 20th year with a salvage value of 11,375,335 USD."

"Jaminan keamanan pasokan energi di masa mendatang merupakan salah satu isu strategis yang sangat penting dalam rangka melindungi kepentingan nasional suatu negara. Ketergantungan perekonomian nasional pada BBM/solar yang menyebabkan biaya tinggi, subsidi BBM yang memberatkan keuangan negara, produksi gas nasional yang lebih berorientasi ekspor (asing), rendahnya daya serap pasar gas domestik terkait minimnya infrastruktur migas dan kendala geografis, ketergantungan pasokan gas dalam negeri pada impor LNG, kurangnya sosialisasi akan pentingnya konversi BBM ke gas di seluruh kalangan stakeholders, dan dinamika harga minyak global yang mempengaruhi pasokan bahan bakar nasional merupakan trends yang melatarbelakangi pentingnya peran gas LNG sebagai salah satu alternatif mengatasi kelangkaan energi dan bahan bakar di masa mendatang. Konversi BBM ke gas LNG dan pemenuhan kebutuhan gas dalam negeri tidaklah cukup tanpa didukung oleh rantai pasok LNG nasional yang efisien, ekonomis, dan mampu menyesuaikan kondisi geografis dan lokasi konsumen. Untuk itulah, tesis ini berupaya untuk memberikan early warning melalui pengembangan skenario hingga tahun 2025 kepada seluruh stakeholders terkait, dalam rangka memperkuat ketahanan energi nasional melalui perspektif pentingnya distribusi dan LNG shipping skala kecil. Konsep dan teori yang digunakan sebagai dasar ilmiah tesis ini adalah konsep keamanan energi, ketahanan energi, kebijakan energi, rantai pasok LNG, PESTLE analysis, scenario planning, dan optimasi rantai pasok LNG. Metode penelitian adalah pendekatan kualitatif dengan sumber data berasal dari data sekunder (studi literatur) dan primer (wawancara). Analisis eksternal menggunakan konsep PESTLE analysis, sedangkan analisis internal menggunakan model optimasi rantai pasok pengangkutan LNG skala kecil. Dengan demikian skenario ini secara eksternal teruji dan secara internal layak untuk dikembangkan. Pengembangan skenario dalam tesis ini menggunakan konsep scenario planning dan TAIDA process. Hasil penelitian menunjukan terdapat empat skenario yang mungkin terjadi hingga tahun 2025 terkait dengan peran distribusi dan LNG shipping dalam memperkuat pemenuhan kebutuhan gas LNG domestik, yaitu skenario 1 segera menuju kemandirian energi (optimis), skenario 2 tanpa arahan (pesimis), skenario 3 di sisi jurang krisis (terburuk), dan skenario 4 menggapai mimpi (pesimis). Indonesia berada pada skenario 4 yaitu political will terhadap pengembangan LNG skala kecil oleh pemerintah cukup kuat. Akan tetapi pembangunan infrastruktur LNG skala kecil dalam negeri masih belum memadai sehingga diperlukan suatu strategi, program, dan langkah-langkah pemenuhan kebutuhan gas domestik yang mempertimbangkan faktor politik-kebijakan-hukum, faktor ekonomi-pasar-infrastruktur, dan pola manajemen dan operasional yang tepat.

---

The guarantee for security of energy supply in the future is one of the strategic issues that are very important in order to protect national interests of a country. Dependence of the national economy on fossil fuel that has been bringing about high costs, fuel subsidies that have been causing state's financial burden, the national gas production that has been export oriented, low domestic gas market absorption related to lack of oil and gas infrastructure ? let alone geographical constraints, dependence on a domestic gas supply LNG imports, minimum socialization of the importance of converting oil into gas within all stakeholders, and the dynamics of global oil prices affecting the national fuel supply are some trends underlying the importance of the role of LNG as an alternative energy source to overcome the scarcity of energy and fuels in the future. Both fuel conversion to LNG and the fulfillment of domestic gas demands cannot be successful without the support by national LNG supply chain that is efficient, economical, and capable of adjusting with the geographical condition and the relatively remote location of the consumers. For this reason, this thesis seeks to provide "early warning" through the development of the scenario up to 2025 for all stakeholders, in order to strengthen national energy security through the perspective of the importance of distribution and LNG shipping small scale.

Concepts and theories used as scientific basis of this thesis are the concepts of energy security, energy resilience, energy policy, LNG supply chain, PESTLE analysis, scenario planning, and optimization of the LNG supply chain. The research method is qualitative approach, the data sources of which derived from secondary data (literature) and primary (interview). External analysis uses PESTLE whereas internal analysis uses a model of supply chain optimization of small-scale LNG transport. Therefore, this scenario is externally valid and internally feasibly to be developed. Scenario development in this thesis uses the concept of scenario planning and TAIDA process.

The results shows that there are four possible scenarios up to 2025 related to the role of distribution and LNG shipping in strengthening the fulfillment of domestic LNG gas needs, i.e. scenario 1 "coming toward energy independence" (optimistic), scenario 2 "without direction" (pessimistic), scenario 3 "on the edge of crisis" (the worst), and scenario 4 "reaching the dream" (pessimistic). Indonesiais in the fourth scenario which is "political will" of government for developing small-scale LNG that is strong enough. However, the construction of small-scale LNG infrastructure in the country is still not adequate so that some strategies, programs, and measurements are needed to meet the demand of domestic gas considering the combination of political-policy-legal factors, economic-market-infrastructure factors, and precise operational and management pattern."

"Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20.

---

The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

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

---

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

"Indonesia memiliki potensi gas bumi yang besar dimana salah satu pemanfaatannya adalah pemenuhan kebutuhan listrik. Berdasarkan rasio elektrifikasinya, Nusa tenggara Timur memiliki nilai terendah se-indonesia, yaitu sebesar 88%. Sementara, Nusa Tenggara Barat memiliki rasio elektrifikasinya sebanyak 99% yang belum mencapai target rasio elektrifikasi 100%. Dalam rangka meningkatkan distribusi listrik ke Nusa Tenggara, pembangkit listrik berbahan bakar gas akan dibangun dimana gas bumi akan dikirim dalam bentuk LNG. Pengembangan LNG skala kecil digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas di Nusa tenggara dimana LNG akan dikirim dari kilang Tangguh atau Donggi-senoro menggunakan skema logistik milk-run ke 10 terminal penerima. Biaya transportasi paling rendah didapatkan dengan skenario logistik yang dibagi kedalam tiga klaster dengan masing-masing klaster dikirim menggunakan kapal 19.500 dari kilang Donggi. Harga jual LNG yang didapatkan adalah 13,6 USD/MMBTU dengan margin sebesar 2 USD/MMBTU. Skema ini juga dinilai layak untuk diinvestasikan dimana IRR, NPV, dan PBP adalah 19,59%, USD 149.459.736, dan 6 tahun.

---

Indonesia has a large natural gas potential where one of the uses is to fulfill electricity needs. Based on its electrification ratio, East Nusa Tenggara has the lowest electrification ratio in Indonesia, which is 88%. Meanwhile, West Nusa Tenggara has an electrification ratio of 99% which has not yet reached the 100% electrification ratio target. In order to increase electricity distribution, gas-fired power plants will be built where natural gas will be delivered in the form of LNG. The development of small-scale LNG will be used to fulfill gas demand in Nusa Tenggara where LNG will be sent from the Tangguh and Donggi refineries using a milk-run logistics scheme and CVRP method. The lowest transportation cost is obtained with a logistics scenario divided into three clusters which each cluster being shipped using a 19,500 vessel. The selling price of LNG obtained is 13.6 USD/MMBTU with a margin of 2 USD/MMBTU. This scheme is also considered feasible for investment where the IRR, NPV and PBP are 19.59%, USD 149,459,736, and 6 years, respectively."