Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Indonesia saat ini mengalami krisis energi listrik nasional. Merupakan hal yang ironis dimana tingkat pertumbuhan ekonomi yang positif beberapa tahun belakangan ini ketersediaan energi listrik yang merupakan pendorong roda perekonomian dalam kondisi kritis. Pemadaman listrik secara bergilir menyebabkan protes dari masyarakat dan kalangan pengusaha karena terganggunya aktivitas mereka. Mengingat pemadaman yang sering terjadi ini, pihak operator telekomunikasi bargantung kepada peranan generator sebagai backup sumber energi. Generator yang dipergunakan umumnya menggunakan tenaga diesel. Operator telekomunikasi sering menghadapi permasalahan atas terbatasnya pasokan listrik PLN pada suatu wilayah, bahkan besar kemungkinan pula suatu wilayah tersebut belum dilayani oleh jaringan listrik sama sekali. Generator sebagai tenaga penghasil listrik dengan menggunakan gas sebagai sumber energi sudah banyak dipakai oleh masyarakat. Gas tersebut dapat berupa LPG (Liquiefied Natural Gas), Natural Gas, ataupun CNG (Compressed Natural Gas). Harga gas masih cukup murah dibandingkan fossil fuel lainnya seperti solar ataupun bensin. Selain itu gas merupakan energi yang ramah lingkungan. Penelitian ini akan mengkaji jaminan pasokan energi listrik pada BTS dengan membandingkan pemakaian listrik antara konfigurasi PLN dan diesel generator dengan konfigurasi PLN dan gas generator atau konfigurasi gas generator saja. Selain itu juga dilakukan analisa penggunaan tenaga surya sebagai energi yang ramah lingkungan. Energi tenaga surya ini dimaksudkan sebagai energi bagi BTS yang berfungsi sebagai penetrasi terhadap isolasi suatu daerah atau sebagai alternatif dimana pembiayaan jaringan PLN sangat mahal dan tidak feasible.

---

Indonesia is in the midst of a national electric energy crisis. It is an irony that while Indonesia?s economy has benefited from a constant growth rate in recent years, the availability of electric energy is in a critical condition nationwide. Frequent black-outs has resulted in protests and disappointments from business and community as their activities are constantly interrupted. Frequent black-outs has resulted in telecommunication operator to rely on backup generator as a source of electricity. The most common generator used is powered by diesel fuel generator. Telecommunication operators are accustomed to problems of limited electric energy from the National Electric Company (PLN) and even to the lack of electricity in remote areas. Gas generator are widely used as a source of electric energy. The gas used may be LPG (Liquified Natural Gas), Natural gas or CNG (Compressed Natural Gas). The price of gas is relatively lower than fossil fuels such as diesel oil. In addition, gas is a source of energy which is environmentaly friendly. This research will focus on energy source for BTS telecommunication station and compare electricity usage between PLN configuration with diesel generator and PLN configuration with gas generator or gas generator only without depends on PLN. Furthermore, an analysis of solar power as an alternate environmentaly friendly source of energy will be analyzed. Solar power may become an alternate solution in deeply remote and isolated region where PLN is unable to penetrate."

"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."

"[ABSTRAKTesis ini membahas tentang keekonomian pengembangan sumur-sumur tuaminyak bumi dan manfaat pengusahaan sumur tua terhadap perekonomianmasyarakat sekitar sumur tua di Cepu. Sesuai Peraturan Menteri Energi danSumber Daya Mineral Nomor 001 Tahun 2008 tentang Pedoman PengusahaanPertambangan Minyak Bumi Pada Sumur Tua, yang diberikan izin untukmelakukan pengusahaan sumur-sumur tua minyak tersebut adalah Koperasi UnitDesa (KUD) dan Badan Usaha Milik Daerah (BUMD). Untuk mengusahakansumur tua KUD dan BUMD membutuhkan investasi untuk pembersihan sumurtua dan pemroduksiannya. Penelitian ini menghitung keekonomian pengusahaansumur tua dengan menggunakan skenario asumsi harga jual minyak Rp 4.160,-/Ldan Rp 3.698,-/L dan variasi jumlah sumur tua yang diproduksikan. Penghitungandilakukan pada keekonomian produksi sumur tua di setiap KUD dan BUMD sertakeekonomian pengusahaan sumur tua secara umum. Hasil penelitianmenunjukkan bahwa tidak semua KUD dan BUMD menghasilkan keuntunganyang cukup untuk mengembalikan investasi yang telah dikeluarkan. Denganasumsi harga jual minyak Rp 4.160,-/L maka produksi minimal per sumur tuayang dapat memberikan keuntungan adalah sebesar ± 2 bbl/hari, sedangkanmenggunakan asumsi harga jual minyak Rp 3.698,-/L maka produksi minimal persumur tua yang dapat memberikan keuntungan adalah sebesar ± 3,5 bbl/hari.Manfaat pengusahaan sumur tua bagi masyarakat adalah terbukanya lapangankerja dan usaha serta peningkatan pendapatan. Dalam pemroduksian sumur tuadirekomendasikan untuk menggunakan metode timba, dikarenakan metodetersebut dapat membuka lapangan kerja dan usaha yang cukup banyak dimanasesuai dengan semangat pengelolaan sumur tua yaitu memberdayakan masyarakatsekitar.

---

ABSTRACTThis thesis discusses the economic development of old oil wells and benefitconcessions old oil wells on the economy of the community around the in Cepu.According to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No.001 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In Old Oil Wells, who wasgiven permission to do the exploitation of old oil wells is the Village UnitCooperatives (cooperatives) and the Regional Owned Enterprises (enterprises). Tocommercialize old wells, cooperatives and enterprises requires investment forcleaning old oil wells and producing oil. This study calculates the economicexploitation of old oil wells using a scenario assuming oil prices of Rp 4,160,-/Land Rp 3,698,-/L and the variation of the number of old oil wells that produced.Calculations performed on the economics of production of old oil wells in eachcooperatives and enterprises as well as the economic exploitation of the old wellin general. The results showed that not all cooperatives and enterprises generateenough profit to return the investments made. Assuming oil selling price of Rp4,160,-/L, the minimum oil production per well who can provide benefits is equalto ± 2 bbl/day, while using the assumption of oil selling price of Rp 3.698,-/ L, theminimum oil production per well who can provide benefits is equal to ± 3.5bbl/day . Benefits for the community concession old well is work opportunitiesand businesses as well as increased revenue. In producing old oil wells isrecommended to use the bucket method, because the method can create jobs andbusiness in accordance with the spirit in which the management of old oil wellsthat empower local communities.;This thesis discusses the economic development of old oil wells and benefitconcessions old oil wells on the economy of the community around the in Cepu.According to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No.001 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In Old Oil Wells, who wasgiven permission to do the exploitation of old oil wells is the Village UnitCooperatives (cooperatives) and the Regional Owned Enterprises (enterprises). Tocommercialize old wells, cooperatives and enterprises requires investment forcleaning old oil wells and producing oil. This study calculates the economicexploitation of old oil wells using a scenario assuming oil prices of Rp 4,160,-/Land Rp 3,698,-/L and the variation of the number of old oil wells that produced.Calculations performed on the economics of production of old oil wells in eachcooperatives and enterprises as well as the economic exploitation of the old wellin general. The results showed that not all cooperatives and enterprises generateenough profit to return the investments made. Assuming oil selling price of Rp4,160,-/L, the minimum oil production per well who can provide benefits is equalto ± 2 bbl/day, while using the assumption of oil selling price of Rp 3.698,-/ L, theminimum oil production per well who can provide benefits is equal to ± 3.5bbl/day . Benefits for the community concession old well is work opportunitiesand businesses as well as increased revenue. In producing old oil wells isrecommended to use the bucket method, because the method can create jobs andbusiness in accordance with the spirit in which the management of old oil wellsthat empower local communities.;This thesis discusses the economic development of old oil wells and benefitconcessions old oil wells on the economy of the community around the in Cepu.According to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No.001 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In Old Oil Wells, who wasgiven permission to do the exploitation of old oil wells is the Village UnitCooperatives (cooperatives) and the Regional Owned Enterprises (enterprises). Tocommercialize old wells, cooperatives and enterprises requires investment forcleaning old oil wells and producing oil. This study calculates the economicexploitation of old oil wells using a scenario assuming oil prices of Rp 4,160,-/Land Rp 3,698,-/L and the variation of the number of old oil wells that produced.Calculations performed on the economics of production of old oil wells in eachcooperatives and enterprises as well as the economic exploitation of the old wellin general. The results showed that not all cooperatives and enterprises generateenough profit to return the investments made. Assuming oil selling price of Rp4,160,-/L, the minimum oil production per well who can provide benefits is equalto ± 2 bbl/day, while using the assumption of oil selling price of Rp 3.698,-/ L, theminimum oil production per well who can provide benefits is equal to ± 3.5bbl/day . Benefits for the community concession old well is work opportunitiesand businesses as well as increased revenue. In producing old oil wells isrecommended to use the bucket method, because the method can create jobs andbusiness in accordance with the spirit in which the management of old oil wellsthat empower local communities., This thesis discusses the economic development of old oil wells and benefitconcessions old oil wells on the economy of the community around the in Cepu.According to the Regulation of Minister of Energy and Mineral Resources No.001 of 2008 on Guidelines for Oil Mining Concessions In Old Oil Wells, who wasgiven permission to do the exploitation of old oil wells is the Village UnitCooperatives (cooperatives) and the Regional Owned Enterprises (enterprises). Tocommercialize old wells, cooperatives and enterprises requires investment forcleaning old oil wells and producing oil. This study calculates the economicexploitation of old oil wells using a scenario assuming oil prices of Rp 4,160,-/Land Rp 3,698,-/L and the variation of the number of old oil wells that produced.Calculations performed on the economics of production of old oil wells in eachcooperatives and enterprises as well as the economic exploitation of the old wellin general. The results showed that not all cooperatives and enterprises generateenough profit to return the investments made. Assuming oil selling price of Rp4,160,-/L, the minimum oil production per well who can provide benefits is equalto ± 2 bbl/day, while using the assumption of oil selling price of Rp 3.698,-/ L, theminimum oil production per well who can provide benefits is equal to ± 3.5bbl/day . Benefits for the community concession old well is work opportunitiesand businesses as well as increased revenue. In producing old oil wells isrecommended to use the bucket method, because the method can create jobs andbusiness in accordance with the spirit in which the management of old oil wellsthat empower local communities.]"

"Impor LPG di Indonesia lebih dominan dibandingkan LPG produksi dalam negeri. Untuk menekan impor LPG, diperlukan adanya diversifikasi penggunaan bahan bakar selain LPG yaitu dengan memanfaatkan produksi gas bumi dalam bentuk LNG. Tujuan penelitian ini adalah melakukan Analisis keekonomian LNG Skala Mikro dalam rangka mendukung program pemerintah untuk melakukan diversifikasi bahan bakar sehingga dapat mengurangi penggunaan LPG. Wilayah kajian penelitian ini adalah wilayah D.I Yogyakarta untuk sektor Hotel, Restauran & Kafe (HOREKA). Metode yang dilakukan adalah dengan menghitung CAPEX dan OPEX, kemudian menganalisis keekonomian dengan menggunakan indikator NPV, IRR, DPP dan menghitung harga LNG yang akan diterima oleh sektor HOREKA. Analisis keekonomian menunjukkan perusahaan dapat melanjutkan proyek LNG skala mikro dengan hasil nilai NPV untuk proyek selama 10 tahun adalah Rp 6.640.629.748,- dan IRR 11,5%. Harga LNG yang akan diterima oleh sektor HOREKA adalah sebesar Rp 325.060,-/MMBTU lebih murah dibandingkan dengan harga LPG sebesar Rp 383.094/MMBTU dan harga gas pipeline sebesar Rp 406.274/MMBTU.

---

LPG imports are more dominant compared to domestically produced LPG. To reduce LPG imports, it is necessary to diversify the use of fuel other than LPG by utilizing natural gas production in the form of LNG.. The purpose of this study is to conduct an economic analysis of micro-scale LNG to support the government program to diversify fuels to reduce LPG imports. The research study area is for DI Yogyakarta area for the Hotel, Restaurant & Cafe sector. The method used to calculate CAPEX and OPEX, then analyze the economy using the NPV, IRR, DPP indicators and calculate the LNG price that will be received by the HOREKA sector. Economic analysis shows that the company can continue micro-scale LNG project with NPV for project lifetime 10th years is Rp 6,640,629,748 and IRR is 11.5%. The LNG price that will be received by HOREKA sector is Rp 325.060,-/MMBTU, cheaper than the LPG price Rp 383.094/MMBTU and gas pipeline Rp 406.274/MMBTU."

"Sistem penyimpanan energi saat ini telah berkembang pesat dan banyak digunakan pada suatu sistem tenaga listrik seiring berkembangnya teknologi yang masuk ke dalam dunia kelistrikan, salah satunya yaitu penggunaan baterai sebagai media penyimpanannya. Baterai digunakan untuk menyimpan energi yang disimpan pada suatu waktu ketika energi tersebut tidak banyak digunakan dan akan dilepas energinya pada suatu waktu yang sebaliknya. Dengan kata lain, baterai juga dapat digunakan untuk menggantikan pembangkit dengan harga Biaya Pokok Penyediaan (BPP) listrik yang mahal, sehingga anggaran yang dikeluarkan akan lebih hemat. Oleh karena itu, dibutuhkan ilmu tentang pengimplementasian teknologi Battery Energy Storage System (BESS) yang tepat pada suatu wilayah. Perhitungan yang tepat diperlukan untuk menentukan kapasitas baterai yang terpasang, serta besaran biaya finansial yang dikeluarkan. Berdasarkan hasil perhitungan kapasitas baterai yang terpasang, dapat dilakukan shifting pembangkit dengan rentang BPP dari Rp1500/kWh hingga Rp2000/kWh yang membutuhkan kapasitas baterai berkisar antara 606,58 – 882,94 MWh dengan penurunan biaya berkisar antara Rp2,94 hingga Rp3,9 Triliun/tahun. Selain itu, dari segi finansial didapatkan 4 (empat) skenario dengan variasi pada nilai investasi BESS sebesar $400 - $500 dan siklus charging-discharging sebesar 4.000 – 5.000, didapatkan biaya investasi BESS sebesar Rp3,64 hingga Rp6,62 Triliun/tahun, rentang Internal Rate of Return (IRR) berkisar antara 52,02 % - 74,65 %, rentang Net Present Value (NPV) berkisar antara Rp14,19 hingga Rp20,69 Triliun, dan Discounted Payback Period (DPP) selama 2-3 tahun.

---

Energy storage systems are currently growing rapidly and are widely used in an electric power system as technology develops into the world of electricity, one of which is the use of batteries as storage media. Batteries are used to store energy that is stored at a time when the energy is not used much and will be released energy at a time when it is not. In other words, batteries can also be used to replace generators with cost of electricity supply (BPP), so that the budget spent will be more efficient. Therefore, knowledge about the proper implementation of Battery Energy Storage System (BESS) technology is needed in an area. Precise calculations are needed to determine the capacity of the installed battery, as well as the number of financial costs incurred. Based on the calculation results of the installed battery capacity, it can be done shifting the power plant with a BPP range from Rp1500/kWh to Rp 2000/kWh which requires a battery capacity range from 606,58 – 882,94 MWh with cost reductions range from Rp2,94 to Rp3,9 Trillion/year. Furthermore, from a financial perspective, there are 4 (four) scenarios with variations in the BESS investment value of $400 - $500 and the charging-discharging cycle of 4,000 - 5,000, it gain the BESS investment cost is Rp3.64 to Rp6.62 trillion/year, Internal range Rate of Return (IRR) ranges from 52.02% - 74.65%, Net Present Value (NPV) ranges from Rp.14.19 to Rp.20.69 Trillion, and Discounted Payback Period (DPP) for 2-3 years."

"ABSTRAKPemanfaatan Gas bumi di dalam negeri sampai saat ini masih belum optimal, karena masih terbatasnya infrastruktur jaringan pipa distribusi gas bumi dan juga terkandala dengan kapasitas pasokan gas yang ada, serta karena tidak seimbangnya peningkatan konsumsi gas bumi dengan peningkatan kapasitas pasokannya. Pembangunan dan rencana pengembangan infrastruktur pasokan gas bumi tidak seimbang dengan peningkatan kebutuhan gas bumi, dimana bumi untuk kebutuhan dalam negeri pada saat ini baru sekitar 41,6 % dan sisanya 58,4 % diekspor tujuan dari penulisan thesis ini adalah untuk menganalisis keekonomian jalur pipa distribusi gas bumi dari titik suplay ke beberapa konsumen di wilayah Jawa Tengah dan sekitarnya serta untuk menentukan besarnya tarif distribusi pada suatu jaringan pipa. Untuk mengetahui hal tersebut di atas, perlu dilakukan beberapa kegiatan diantaranya adalah melakukana analisis penyediaan dan permintaan, menentukan jalur pipa distribusi, menentukan aspek teknis dari pipa distribusi, analisis keekonomian dan analisis sensitivitas serta menghitung besarnya tarif distribusi. Dalam menganalisis prakiraan permintaan gas bumi Jawa Tengah dilakukan perhitungan berdasarkan kepada kebutuhan BBM, kemudian dilakukan switching kepada gas bumi. Dari hasil perhitungan keekonomian untuk pembangunan jaringan pipa distribusi Jawa Tengah ini dibutuhkan investasi sebesar 69,82 Juta USD, dan IRR sebesar 13 %, margin 1,49 USD/MMBTU, NPV 59,45 Juta USD , Payback Periode 8,84 tahun dan Rasio Benefit/Cost sebesar 1,89. Tarif distribusi gas bumi untuk setiap km sebesar 0,013 USD/MMBTU. Dilihat dari angka-angka tersebut, makapembangunan ini layak untuk dilakukan , dengan demikian akan terwujud pemanfaatan gas bumi, serta pemakaian energi di Kawasan Jawa Tengah akan beralih dari bahan bakar minyak ke gas bumi."

"Kekurangan energi listrik di Propinsi Riau hingga 150MW menyebabkan perlunya segera dilakukan penambahan pembangkit listrik baru. Penambahan pembangkit listrik baru harus diikuti dengan ketersediaan bahan bakar. Lapangan gas Segat merupakan salah satu alternatif sumber bahan bakar tersebut.Tujuan dari penelitian adalah mencari nilai keekonomian yang terbaik untuk pengembangan lapangan gas Segat. Pada suatu lapangan gas yang terdiri dari beberapa sumur-sumur gas yang mempunyai cadangan gas yang terbatas untuk dijual ke konsumen.Metode yang dilakukan adalah dengan melakukan kajian dan simulasi beberapa skenario pengembangan menggunakan software seperti GAP, Hysys, Pipesim, dan Excel. Melakukan analisis tentang karakteristik reservoar dan memilih sumur-sumur gas yang harus dibor dan dibuka lebih dahulu serta desain fasilitas produksi di permukaan, jadwal diperlukannya gas kompresor pada saat tekanan sudah tidak dapat mengalirkan gas secara alami dari sumur gas menuju ke konsumen.Perbedaan kondisi tersebut akan berpengaruh pada biaya investasi (capital expenditure) dan biaya operasi (operating expenditure) yang harus dikeluarkan sehingga berakibat terhadap nilai keekonomiannya berdasarkan indikator-indikator keuntungan berupa NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) dan GOI (Government Take). kemudian memilih skenario pengembangan yang paling baik untuk Pemerintah dan Produsen gas.Hasil yang diperoleh menunjukan bahwa skenario yang terbaik dalam nilai keekonomian selama 10 tahun adalah Skenario VI dengan nilai NPV sebesar US$ 58,75 juta dan IRR sebesar 38% namun masih lebih kecil dari target IRR sebesar 40%. Untuk mendapatkan nilai keekonomian dengan target IRR 40% dilakukan dengan menaikkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 5,33 per MMBTU atau dengan meningkatkan laju alir gas dari 25 MMSCFD menjadi 26,60 MMSCFD. Reservoar dapat dioptimalkan laju alirnya hingga 28,5 MMSCFD. Kenaikan volume gas tersebut meningkatkan nilai IRR menjadi 43% dan meningkatkan NPV menjadi US$ 70,53 juta. Perubahan titik serah menjadi di Unit Pengolahan Gas dapat menjadi alternatif pilihan karena dapat menurunkan harga gas dari US$ 5,00 per MMBTU menjadi US$ 3,78 per MMBTU.

---

Electricity deficit in Riau Province until 150MW is causing the needed of additional power generator to solve the problem soon. The additional of the power generator should be following with availability of fuel source. Segat gas field is one of the best alternatives for supply of fuel gas for power generator.

The objective of the study is to find the best attractive economic value of Segat gas field development. Gas field, which has a several well to produce gas with a limitation reserve.

Study and simulating with several scenarios of development using GAP, Hysys, Pipesim, and Excel software. Analyses the reservoir characterization data to determine reserves and gas deliverability predictions and also to estimate drilling schedule. Surface facilities design, by arranging pipeline and process plant design to consider wells location through out market sales point and needed of gas compressor. Economic evaluation, by demonstrating economic indicators result such as NPV (Net Present Value), IRR (Internal Rate of Return), POT (Pay Out Time) and GOI (Government Take) to make the most attractive for both Government and Gas Producer.

The best scenario in 10 years deliverability is Scenario VI with US$ 58.75 million of NPV and 38% IRR, still lower than 40% IRR target. Several solutions to meet the 40% IRR target is by increasing the gas price to US$ 5.33 per MMBTU instead of US$ 5.00 per MMBTU and increasing gas flow rate from 25 MMSCFD to 26.60 MMSCFD. Reservoir simulation has optimize the flow rate until 28.5 MMSCFD and increasing the IRR value from 40% IRR target to 43% and also increasing the NPV to US$ 70.53 million. Gas delivery point at Gas Processing Unit is alternative because can reduce the gas price from US$ 5.00 per MMBTU become US$ 3.78 per MMBTU."

"ABSTRAKKilang LNG Terapung (FLNG) merupakan salah satu solusi yang efektif untukmonetisasi lapangan stranded gas. Pemilihan teknologi dan kapasitas LNGoptimal yang disesuaikan dengan jumlah cadangan gas terbukti, dibutuhkan untukmenghasilkan Pendapatan Negara (GT) yang optimal. Selain itu, denganmempertimbangkan kebutuhan energi dalam negeri yang terus meningkat, makariset ini juga melakukan optimisasi untuk mendapatkan persentase alokasi LNGdan harga LNG untuk domestik. Perhitungan optimisasi pada riset inimenggunakan program Microsoft Excel Solver dengan metode GRG Non-Linier.Pada kasus pengembangan FLNG di Blok Masela, Laut Arafura, Maluku, danasumsi cadangan gas terbukti sebesar 6 TCF, didapatkan Teknologi LNG yangoptimal adalah Single Mixed Refrigerant (SMR) dengan kapasitas optimal sekitar3 MTPA, dan berpotensi menghasilkan Pendapatan Negara (GT) selama masaproduksi 30 tahun sebesar US$ 31,9 Milyar. Hasil ini didapat dengan asumsipersentase optimal LNG untuk domestik sebesar 25% dari bagian gas Kontraktor,dengan harga 50% dari harga ekspor. Upaya lebih lanjut untuk memaksimalkanPenerimaan Negara, sekaligus juga Penerimaan Kontraktor adalah denganmenetapkan harga LNG untuk domestik yang sama dengan harga ekspor. Selainitu, hasil estimasi Biaya Pencairan Gas untuk FLNG adalah sekitar US$ 4 –5/MMBTU.

---

ABSTRACTFloating LNG (FLNG) is one of the effective solutions for monetizing strandedgas field. The selection of the optimum technology and capacity of LNG adjustedby proven gas reserves is needed to optimize Government Take (GT). Moreover,with consider domestic energy consumption continues to increase, objective of theresearch is also to obtain optimum LNG allocation for domestic and its price. Theoptimization done by using the Microsoft Excel Solver program with GRG Non-Linear Method.In case of FLNG development in Masela Block, Arafura Sea, Maluku, withassumption of proven gas reserves is 6 TCF, it results the optimum LNGtechnology is Single Mixed Refrigerant (SMR) with optimum capacity isapproximately 3 MTPA, and it potentially generates Government Take (GT)during 30-year production period is US$ 31.9 billion. These results were obtainedwith the assumption that optimum percentage of LNG for domestic is 25% ofContractor’s gas portion with a domestic price of 50% of the export price. Furtherefforts to maximize Government Take, as well as the economics of LNG, is to setthe domestic price equal with the export price. In addition, the estimation resultsfor FLNG Liquefaction Cost is approximately US$ 4 - 5/MMBTU."

"[ABSTRAKProduksi gross existing Lapangan X sekitar 4500 bpd (barrel per day). Rencana jangka panjang Lapangan X adalah infill drilling, work over, serta optimasi lifting minyak dan gas dengan target produksi gross 9000 bpd. Karena kapasitas maksimum dari fasilitas yang telah terpasang tidak mampu memenuhi target produksi jangka panjang, maka diperlukan penelitian penambahan peralatan produksi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengetahui alat-alat yang perlu ditambahkan serta kapasitasnya dengan memperhatikan sisi keekonomiannya. Pada penelitian ini dilakukan simulasi produksi dengan variasi laju produksi. Penelitian dilakukan dengan menggunakan 3 skenario, Skenario I dengan laju produksi 15 MMscfd; Skenario II dengan laju produksi 20 MMscfd; Skenario III dengan laju produksi 25 MMscfd. Penambahan kapasitas fasilitas produksi dilakukan jika kenaikan laju produksi mencapai 30%. Hasil yang diperoleh menunjukkan bahwa skenario terbaik ialah Skenario III. Peralatan yang perlu ditambahkan pada Skenario III adalah separator HP, separator LP, scrubber HP dan kompresor. Dari Analisis keekonomian yang dilakukan pada skenario III menunjukkan bahwa nilai IRR sebesar 44%, NPV pada 12%DF sebesar MUS$ 5.852,94 dan payout time 3,2 tahun.

---

ABSTRACTGross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years., Gross existing production of Field X is around 4500 bpd (barrel per day). The long-term plan of Field X are infill drilling, work-over, as well as optimization of oil and gas lifting with gross production target of 9000 bpd. Because the capacity of the existing facilities are unable to fullfill production target, then a research to investigate the addition of facilities is needed.This research will be carried out by doing simulation with varying production rate.Three scenarios have been investigated, i.e. Scenario I with production rate of 15 MMscfd; Scenario II of 20 MMscfd; Scenario III of 25 MMscfd. Capacity production facility is uprated if the increase in the rate of production reaches 30%. The results show that the best scenario is Scenario III. Equipment to be added in the Scenario III are HP separator, LP separator, scrubber HP and compressor. The economic analysis show that Scenario III is attributed to IRR of 44%, NPV of MUS $ 5,852.94 at 12% DF and the payout time of 3.2 years.]"

"Suksesnya Program Konversi Minyak Tanah ke LPG yang dimulai sejak tahun 2007 menyebabkan meningkatnya kebutuhan LPG nasional. Namun kapasitas produksi LPG nasional tidak dapat mengikuti peningkatan kebutuhan LPG nasional. Dimetil Eter (DME) dapat dimanfaatkan sebagai bahan pencampur LPG. Untuk mendorong pemanfaatan campuran LPG-DME di sektor rumah tangga perlu didorong melalui mandatori Pemerintah.Keekonomian pemanfaatan DME yang diproduksi dari batubara sebagai bahan bakar pencampur LPG di sektor rumah tangga di Indonesia melalui mandatory Pemerintah ditinjau untuk 2 skenario, yaitu pemanfaaran LD20 (campuran LPG-DME dengan komposisi 80%-20%) dan LD50 (campuran LPGDME dengan komposisi 50%-50%). Keekonomian pemanfaatan DME dievaluasi dengan menghitung penghematan Pemerintah selama 5 tahun anggaran dari selisish biaya LPG yang dapat tersubstitusi oleh DME di titik distribusi Depot serta biaya pembagian paket perdana 3 Kg (kompor khusus dan tabung) yang merupakan bagian dari kebijakan mandatori. Selanjutnya dilakukan analisis sensitivitas untuk parameter komposisi campuran LPG-DME, Harga Indeks Pasar (HIP) LPG, harga batubara, rasio efisiensi bahan baku, total investasi, dan IRR.Dari hasil perhitungan, didapatkan penghematan Pemerintah selama 5 tahun anggaran untuk pemanfaatan LD20 bernilai negatif yaitu sebesar USD -1,34 milyar, dan pemanfaatan LD50 bernilai positif yaitu USD 796 juta. Hasil analisis sensitivitas menunjukkan bahwa minimal komposisi LPG-DME adalah 60%-40% untuk memperoleh penghematan Pemerintah bernilai positif. Perubahan HIP LPG sangat sensitif terhadap nilai penghematan Pemerintah untuk pemanfataan LD20 dan LD50. Sedangkan perubahan harga batubara, rasio efisiensi bahan baku, total investasi, dan IRR tidak sensitif terhadap nilai penghematan Pemerintah untuk pemanfaatan LD20.Untuk mandatori pemanfaatan LD50, penghematan akan mencapai negatif apabila HIP LPG mencapai kurang dari 375 USD/ton dengan resiko sebesar 5% dan harga batubara mencapai lebih dari 70 USD/ton dengan resiko sebesar 45%. Sedangkan untuk LD20, penghematan akan mencapai positif apabila HIP LPG mencapai lebih dari 600 USD/ton dengan potensi sebesar 70%.

---

The Success of Switching Kerosene to LPG Programme in Indonesia started from 2007 has been causing the increasing of LPG demand. But, LPG production capacity is not equal with the increasing of LPG demand. Dimethyl ether (DME) can be used as mixing component of LPG. To encourage utilization DME for LPG-DME mixture in household sector need Government mandatory.The economic of DME -coal derived- utilization as mixing fuel of LPG in Indonesia through Government mandatory can be reviewed for 2 scenarios: utilization LD20 (LPG-DME mixture with 80%-20% composition) and LD50 (LPG-DME mixture with 50%-50% composition). The economic of DME utilization can be evaluated with calculate government?s saving during 5 fiscal years from difference of LPG cost which can be substituted by DME in Depot distribution point and distribution of starter packet cost (special stove and 3 Kg bottle). Then sensitivity analysis used to evaluate the influence of parameters changing to Government saving. The parameters are composition of LPG-DME mixture, market index price of LPG, coal price, ratio of raw material efficiency, total investment, and IRR.The results are the savings from LD20 utilization is USD -1,34 billions and the savings from LD50 utilization is USD 796 millions during 5 fiscal years. The results of sensitivity analysis shows the minimum composition of LPG-DME mixture is 60-40% to reach positive government?s savings. The change of market index price of LPG very sensitive towards the amount of government's savings between LD20 and LD50 utilization. While the change of coal price, total investment, and IRR is not sensitive towards the amount of government?s savings for LD20 utilization.For mandatory of LD50 utilization, the government?s savings can be negative if market index price of LPG reach less than USD 375/ton with risks as big as 5% and coal price reach more than USD 70/ton with risks as big as 45%. While for mandatory of LD20 utilization the government?s savings can be positive if market index price of LPG reach more than USD 600/ton with potency as big as 70%."