Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."

"Pengeboran dua sumur produksi (Kln-14 dan Kln-15) akan diterapkan pada proyek pengembangan lapangan gas "A" yang berada di Papua. Gas ini akan digunakan untuk umpan LPG plant. Penambahan jumlah produksi gas akan mempengaruhi kapasitas maksimum separator dan daya kompresor yang ada saat ini sebelum masuk LPG plant. Permasalahan yang akan terjadi adalah tidak optimalnya kinerja separator yang digunakan saat ini. Oleh sebab itu perlu perubahan kapasitas (resizing) separator. Dari hasil perhitungan didapat disain separator dengan kapasitas maksimum 43 MMSCFD dan daya kompresor sebesar 1115 HP. Dengan penambahan jumlah produksi gas ini, tingkat pengembalian investasi dari alat tersebut di tahun kedua. Analisis biaya juga dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan lapangan gas "A" ini terhadap pengaruh harga, jumlah produksi, biaya investasi dan biaya opera.

---

Two (Kln-14 and Kln-15) production wells will be drilled and applied to the gas field development project at gas field "A" in Papua. It will be used for LPG feed plant. Thus, the increasing of gas production will give affect maximum capacity of separator and horse power of compressor before distribute to LPG plant. The problem due to will be happen is separator performance unoptimal. Therefore, the changes of capacity maximum design (resizing) for a new separator needs to be done. Based on calculation, the design of separator which capacity maximum is 43 MMSCFD and horsepower of compressor which power is 1115 HP. Due to increasing of total gas production, the payback period from it is at second year. Cost analysis was also performed to assess the feasibility of developing a gas field "A" to the price influence, the production, investment costs and operational costs."

"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."

"Pemanfaatan fasilitas kilang LPG (Liquefied Petroleum Gas) milik PT Arun NGL yang telah berhenti beroperasi sejak tahun 2000 menjadi fasilitas LPG Storage and Transshipment Terminal dilakukan guna memenuhi kebutuhan LPG di Provinsi Aceh dan Sumatera Utara. Konsep yang digunakan adalah dengan menjadikan fasilitas tersebut untuk menerima LPG refrigerated dari sumber lain, menyimpan ke dalam tangki penyimpanan, dan mengirimkannya sesuai kebutuhan dengan memuat ke dalam kapal berpendingin dan tangki penyimpan bertekanan serta menyalurkan LPG refrigerated dan pressurized tersebut dengan truk LPG. Analisis keekonomian yang dilakukan mencakup perhitungan beberapa parameter kelayakan ekonomi yang umum digunakan yaitu IRR, NPV, benefit cost ratio, dan payback period. Selain itu analisis sensitivitas dan kajian resiko secara kualitatif dilakukan pula untuk mengetahui parameter yang sensitif terhadap keekonomian proyek serta langkah pengelolaan resiko yang terencana. Hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang LPG Storage and Loading menjadi LPG Storage and Transshipment Terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar USD 91.600.000, IRR 11,77%, benefit cost ratio 1,76, dan payback period selama 8 tahun 8 bulan setelah operasi kilang berlangsung. Sementara hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa revenue dan CAPEX merupakan faktor yang berpengaruh terhadap keekonomian proyek.

---

The utilization of PT Arun’s LPG Storage and Loading facilities that has not been operated since 2000 as LPG Storage and Transshipment Terminal is performed to fulfill LPG demand in Aceh Province and North Sumatra. The concept of the LPG Storage and Transshipment Terminal is primarily utilizing the existing LPG storage and loading facilities to receive LPG in refrigerated condition from other resources, then store it in the refrigerated storage tanks, and deliver it in refrigerated state as needed by loading into the refrigerated ships and pressurize storage tank as well as deliver it in pressurize condition as needed by particular LPG truck.

Economic analysis is performed by calculating the economic parameters such as IRR, NPV, benefit cost ratio, and payback period. Sensitivity analysis and qualitative risk assessment are also conducted to determine the sensitive parameters and to set the risk management plan of the project.

The results of the economic analysis of the utilization of LPG plant into LPG Storage and Transshipment Terminal indicates that the project is feasible with NPV of USD 91,600,000, IRR of 11.77%, benefit cost ratio of 1.76, and the payback period for 8 years and 8 months after plant operation. Whereas the sensitivity test results reveal that the revenue and CAPEX are the sensitive factors that potentially impact the project."

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

---

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

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

"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."

"Pemanfaatan gas bumi sebagai sumber energi pembangkit listrik mempunyai keunggulan dibandingkan dengan bahan bakar minyak (BBM) dan batubara. Selain lebih bersih, pemanfaatan gas bumi untuk kelistrikan relatif lebih kompetitif dibandingkan bahan bakar minyak. Salah satu lapangan minyak dan gas di Indonesia yang mempunyai kandungan gas cukup besar tetapi belum dimanfaatkan adalah lapangan “X” yang terletak di Kabupaten Sijunjung provinsi Sumatera Barat. Didalam rencana pengembangannya, gas bumi dari lapangan “X” akan dimanfaatkan menjadi bahan bakar pembangkit yang akan menghasilkan tenaga listrik. Penelitian ini akan mengkaji desain teknologi dan keekonomian dari kedua sisi bisnis gas, yaitu dari sisi bisnis hulu dan sisi bisnis hilir.. Total gas yang akan diproduksikan dan dapat dijual selama 17 tahun sebesar 10,49 BCF dengan perkiraan laju alir gas jual sebesar 1,72 MMSCFD. Hasil perhitungan keekonomian dari sisi Hulu diperoleh indikator keekonomian seperti Internal Rate of Return (IRR) sebesar 25,7% dan Net Present Value (NPV) sebesar 3,56 MUS$. Sedangkan dari sisi Hilir dengan target tarif listrik yang lebih rendah dengan BPP daerah, parameter keekonomian pembangkit Gas Engine menghasilkan IRR sebesar 11,87% dan nilai NPV sebesar 0,47 MUS$. Secara teknis dan keekonomian proyek pemanfaatan lapangan Gas “X” layak untuk dapat diaplikasikan.

---

The use of natural gas as a source of energy for electricity generation has advantages over oil fuel and coal. Apart from being cleaner, the use of natural gas for electricity is relatively more competitive than for oil fuel. One of the gas fields in Indonesia that has quite a large gas reserve but has not been utilized is the “X” field, which is located in Sijunjung Regency, West Sumatra Province. In the plan of development, natural gas from the “X” field will be used as fuel for a generator that will generate electricity. This research will examine the technology design and economics from both sides of the gas business, the upstream business side and the downstream business side. The total gas to be produced and to be lifting for 17 years is 10,49 BCF with an estimated sales gas flow rate of 1,72 MMSCFD. The results of the economic calculation from the Upstream business obtained economic indicators such as Internal Rate of Return (IRR) of 25,6% and Net Present Value (NPV) of 3,56 MUS$. Meanwhile, from the Downstream business with a lower target electricity tariff with the regional BPP, Gas Engine power plant produces an IRR of 11,87% and NPV of 0.47 MUS$. Technically and economically, the “X” Gas field monetization project is feasible to be applied."

"Dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo, PT X dihadapkan pada tantangan dalam memenuhi kebutuhan listrik proyek pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Bitung dan Palu. Tidak terjangkaunya jaringan pipa gas yang bersumber di sekitar Kota Luwuk dan kecilnya kebutuhan gas menjadi kendala. Gas alam dalam bentuk cair (LNG) menjadi alternatif untuk pasokan gas ke pembangkit listrik di Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) dan Gorontalo (100 MW) menggunakan sumber LNG dari Bontang maupun Sengkang dengan kebutuhan gas total sebesar 26,41 MMSCFD. Optimasi Logistik LNG perlu dilakukan untuk mendapatkan biaya transportasi minimum. Dengan membandingkan lima kapal LNG yang akan digunakan yaitu kapal berkapasitas 10.000 m³ sampai dengan 22.500 m³ yang ada di pasaran. Metode penelitian menggunakan Solver Add-In yang ada pada Microsoft Excel dengan objective function meminimalkan biaya Distribusi LNG. Hasil optimasi berdasarkan tiga skenario dan dua sumber LNG terhadap jarak sumber LNG ke tujuan pengiriman dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi LNG yang menghasilkan biaya distribusi minimum adalah menggunakan skenario Milk-Run dari sumber LNG Bontang dengan total biaya transportasi diperoleh sebesar USD 17.207.897 atau setara dengan 1,53 USD/MMBTU dengan satu buah kapal LNG berkapasitas 12.000 m³.

---

In the framework of fulfilling the electricity needs in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo, PT X is faced with challenges in fulfilling the electricity needs of the Special Economic Zone (KEK) development project in Bitung and Palu. The inaccessibility of gas pipelines sourced in and around Luwuk City and the small gas requirement becomes an obstacle. Liquefied Natural Gas (LNG) becomes an alternative to supply gas to a power plant in Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) and Gorontalo (100 MW) using LNG sources from Bontang and Sengkang with total gas requirements of 26.41 MMSCFD. LNG Logistics Optimization is necessary to obtain minimum transportation costs. By comparing five LNG vessels that will be used, with a capacity of 10,000 m³ up to 22,500 m³ on the market. The research method uses a Solver Add-In in Microsoft Excel with an objective function minimizing the cost of LNG distribution. The optimization results based on three scenarios and two sources of LNG on the distance of the LNG source to the delivery destination in a one-year period found that the LNG transportation method that produces minimum distribution costs using the Milk-Run scenario from the Bontang LNG source with total transportation costs of USD 17,207,897 or equivalent with 1.53 USD/MMBTU with one 12,000 m³ LNG capacity vessel."

"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."

"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."