Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pengembangan formula harga gas telah dilakukan dengan mempertimbangkan daya beli industri pupuk dan keuntungan yang diperoleh produsen gas. Formula diperoleh dengan metode regresi linier berganda terhadap variabel-variabel Indonesian Crude Oil Price (ICP), efisiensi pabrik, serta harga urea dan amoniak internasional dengan deviasi tertinggi 5,2% dan rata-rata 2,86%. Rata-rata harga gas ke industri pupuk berdasarkan formula hasil pengembangan sebesar 6,054 US$/MMBTU dengan rentang antara 5 - 7 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas ke industri pupuk selama ini.

---

The gas pricing formula development is considering the fertilizer industries buying ability and the gas producer benefit. The formula obtained by multiple linear regression method with the Indonesian Crude Oil Price (ICP), plant efficiency and urea and ammonia international price as variables, with the 5.2% highest deviation and 2.86% average deviation . The formula based gas average price to fertilizer industries is 6.054 US$/MMBTU with the range between 5 - 7 US$/MMBTU. The formula is able to produce gas price range near to the actual current price, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the gas price to fertilizer industries increasing trend."

"ABSTRAKTesis ini bertujuan untuk memperoleh suatu formula harga gas di Indonesia yang memberikan sinyal yang baik bagi produsen dan konsumen agar pasar domestik gas bumi di Indonesia menjadi lebih efisien dan kompetitif. Hal tersebut dilakukan dengan cara terlebih dahulu mengkaji mekanisme pembentukan harga gas di negara-negara lain yang memiliki pasar gas yang lebih mature. Analisis kualitatif pada tesis ini menunjukkan bahwa harga gas yang berbasis kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S merupakan mekanisme yang cocok untuk diterapkan pada pasar gas domestik Indonesia. Analisis cost breakdown serta keekonomian dari sisi penjual dan pembeli kemudian dilakukan untuk mendefinisikan batasan-batasan pada kurva. Kemiringan garis pada kurva ditentukan dengan cara simulasi untuk mendapatkan output harga gas yang memenuhi kriteria keekonomian bagi penjual dan pembeli. Hasil dari penelitian ini adalah sebuah usulan formula harga gas domestik yang terindeks kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S dengan tiga buah kemiringan garis untuk tiga rentang harga minyak yang berbeda. Pembahasan pada tesis ini terbatas hanya pada konteks pasar gas wholesale.

---

ABSTRACTThis thesis is intended to determine a domestic gas price formula which gives a good signal for both sellers and buyers towards an efficient and competitive domestic natural gas market in Indonesia. This was done by analyzing gas price formation mechanism in other countries which have more mature natural gas market. Qualitative study shows that an oil-indexed gas price formula in a form of S-curve would be suitable to be implemented in Indonesia. Therefore, cost breakdown and economic anayses from buyer’s and seller’s perspective were conducted to determine the boundaries within the curve. To decide on the gradients of the S-curve, simulations were conducted to obtain gas price output which fulfills economic criteria for both buyer and seller. This thesis concluded a proposal of domestic oil-indexed gas price formula with three different gradients for different crude oil price ranges. The discussion within this thesis would only be limited to wholesale gas market context."

"Tesis ini bertujuan untuk memperoleh suatu formula harga gas di Indonesia yang memberikan sinyal yang baik bagi produsen dan konsumen agar pasar domestik gas bumi di Indonesia menjadi lebih efisien dan kompetitif. Hal tersebut dilakukan dengan cara terlebih dahulu mengkaji mekanisme pembentukan harga gas di negara-negara lain yang memiliki pasar gas yang lebih mature. Analisis kualitatif pada tesis ini menunjukkan bahwa harga gas yang berbasis kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S merupakan mekanisme yang cocok untuk diterapkan pada pasar gas domestik Indonesia. Analisis cost breakdown serta keekonomian dari sisi penjual dan pembeli kemudian dilakukan untuk mendefinisikan batasan-batasan pada kurva. Kemiringan garis pada kurva ditentukan dengan cara simulasi untuk mendapatkan output harga gas yang memenuhi kriteria keekonomian bagi penjual dan pembeli. Hasil dari penelitian ini adalah sebuah usulan formula harga gas domestik yang terindeks kepada harga minyak dalam bentuk kurva-S dengan tiga buah kemiringan garis untuk tiga rentang harga minyak yang berbeda. Pembahasan pada tesis ini terbatas hanya pada konteks pasar gas wholesale.

---

This thesis is intended to determine a domestic gas price formula which gives a good signal for both sellers and buyers towards an efficient and competitive domestic natural gas market in Indonesia. This was done by analyzing gas price formation mechanism in other countries which have more mature natural gas market.

Qualitative study shows that an oil-indexed gas price formula in a form of S-curve would be suitable to be implemented in Indonesia. Therefore, cost breakdown and economic anayses from buyer?s and seller?s perspective were conducted to determine the boundaries within the curve. To decide on the gradients of the S-curve, simulations were conducted to obtain gas price output which fulfills economic criteria for both buyer and seller.

This thesis concluded a proposal of domestic oil-indexed gas price formula with three different gradients for different crude oil price ranges. The discussion within this thesis would only be limited to wholesale gas market context."

"Dalam penelitian ini akan dilakukan pengembangan formula perhitungan harga Gas Bumi melalui pipa gas yang digunakan sebagai umpan pada Kilang LPG High Recovery. Penentuan harga gas bumi untuk kilang LPG di Indonesia saat ini menggunakan basis energi yang terkandung dalam gas bumi dan belum memasukkan faktor komposisi gas. Prinsip keadilan dianggap telah tercapai dengan keseragaman harga gas bumi padahal dalam prakteknya perhitungan berdasarkan komposisi LPG yang ada pada gas bumi bisa mendapatkan keuntungan baik bagi produsen maupun offtaker gas. Metode yang digunakan adalah dengan menghitung harga gas dari sisi produsen sebagai willingness to sell WTS dan harga gas dari sisi offtaker gas sebagai willingness to pay WTP. Titik temu harga gas dibuat dalam suatu formula yang dikembangkan terindeks pada harga LPG Aramco dan Minyak Mentah Indonesia ICP. Usulan harga gas baru dilakukan dengan mengembangkan formula harga awal gas = A 0.5 P-P1 - C-C1 menjadi harga gas = a x A b x B c x C dimana : A = Harga dasar gas Base Price , B = Harga LPG Aramco dikurangi Cost Processing LPG Biaya Capex, Opex, depresiasi , C = Harga kondensat mengacu pada 75 harga minyak mentah Indonesia, a = fraksi komponen C1 dan C2 dalam persen, b = fraksi komponen C3 dan C4 dalam persen, c = fraksi kondensat dalam persen, a b c = 100. Dari hasil perhitungan sensitivitas didapat kenaikan harga gas linear terhadap kenaikan harga LPG Aramco sehingga lebih menguntungkan baik bagi produsen maupun offtaker gas.

---

In this research, we will develop the formula for calculating the price of Natural Gas through gas pipeline which is used as feed for LPG High Recovery Plant.The determination of natural gas price for LPG refinery in Indonesia currently uses the energy base contained in natural gas and has not yet entered the gas composition factor. The principle of justice is considered to have been achieved with the uniformity of natural gas prices whereas in practice the calculations based on the existing LPG composition on natural gas can benefit both the producers and offtakers of gas.

The method used is to calculate the gas price from the producer side as willingness to sell WTS and gas price from the side offtaker gas as willingness to pay WTP. The gas price meeting point is made in a formulation developed indexed on LPG Aramco and Indonesian Crude Prices ICP.

The proposed new gas price is made by developing the preliminary gas pricing formula A 0.5 P P1 C C1 into the gas price ax A b x B c x C where A Gas base price, B Aramco LPG Price minus Cost Processing LPG Cost of Capex, Opex, depreciation , C Condensate price refers to 75 of Indonesia crude oil price. a fraction of components C1 and C2 in percent, b fraction of C3 and C4 components in percent, c fraction of condensate in percent, a b c 100 . From the calculation of sensitivity, gas prices rose linearly to Aramco LPG price increase so it is more profitable for both the producers and the gas offtaker."

"Pemerintah Indonesia mencanangkan program pembangunan ketenagalistrikan sebesar 35.000 MW untuk memenuhi pertumbuhan penggunaan listrik yang terus meningkat dengan rata-rata 8,1% pada tahun 2010-2014. Untuk menunjang program tersebut maka kebutuhan gas bumi diperkirakan akan mencapai 1063 MMSCFD di tahun 2030. Saat ini yang menjadi hambatan adalah penentuan harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia, karena harga gas pipa masih beragam dan belum terdapat formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan yang dapat diterapkan untuk seluruh lapangan gas di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah mendapatkan formulasi harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Terdapat dua sektor yang akan dianalisa, yaitu sektor Hulu (Upstream) dan sektor Antara (Midstream). Optimisasi dilakukan dengan menggunakan metode linear optimization dengan menggunakan pendekatan harga Indonesian Crude Price ('ICP') untuk harga gas hulu, lalu ditambahkan dengan komponen Toll Fee didekati menggunakan komponen panjang pipa dan diameter pipa, sehingga selanjutnya didapatkan formula harga gas pipa untuk sektor kelistrikan di Indonesia. Rata-rata harga gas untuk sektor kelistrikan berdasarkan formula hasil pengembangan memiliki rentang antara 2.63 - 6.33 US$/MMBTU tergantung pada besaran ICP, dan masih dibawah harga maksimum yang dapat diterima oleh Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), yaitu sebesar 6.4745 US$/MMBTU. Formula hasil pengembangan mampu memberikan harga gas yang berkisar pada harga gas yang berlaku saat ini, sensitif terhadap fluktuasi ICP dan relevan terhadap trend kenaikan harga gas untuk sektor kelistrikan selama ini.

---

The Indonesian government has launched 35,000 MW electricity development program to fulfil the growth in electricity usage which continues to increase by an average of 8.1% in 2010-2014. To support the program, the natural gas demand is estimated to reach 1063 MMSCFD in 2030. Currently, the obstacle is the determination of pipeline gas prices for the electricity sector in Indonesia, because the pipeline gas price for the power sector in Indonesia are still diverse and there isn't any pipeline gas price formula that can be applied to entire gas field in Indonesia for the electricity sector.

The purpose of this study is to obtain a pipeline gas prices formulation for the electricity sector in Indonesia. There are two sectors to be analyzed, Upstream sector and Midstream sector. Optimization is done by using the linear optimization method using the Indonesian Crude Price ('ICP') price approach for upstream gas prices, then added with Toll Fee components by being approached with the pipe length and pipe diameter component, to get the pipeline gas price formula for electricity sector in Indonesia.

The average gas price for the electricity sector based on formula results has a range between 2.63 - 6.33 US $ / MMBTU depending on the ICP amount, and is still below the maximum price that can be received by the Perusahaan Listrik Negara ('PLN'), which is equal to 6.4745 US $ / MMBTU. The development formula is able to provide gas prices that range from current gas prices, sensitive to ICP fluctuations and relevant to the trend of rising gas prices for the electricity sector so far."

"Sektor industri memiliki peran yang penting bagi perekonomian Indonesia. Permasalahan yang dihadapi industri saat ini adalah harga gas sebagai bahan baku yang cenderung mahal di tengah-tengah harga minyak yang turun sejak tahun 2016. Pemerintah mengeluarkan kebijakan melalui Perpres 40/2016 tentang penetapan harga gas untuk industri tertentu pada floor price USD 6/MMBTU untuk melindungi revenue produsen gas, sedangkan kontrak gas saat ini menggunakan sistem eskalasi. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk mengevaluasi nilai netback setiap pabrik dan mereview kebijakan harga gas yang berlaku. Hasil perhitungan netback berdasarkan long run marginal cost bahwa pabrik PKT 04 dan 05, Pusri 1B, 2B, 3, dan 4, PKC 1A dan 1B, dan PKG memiliki nilai netback yang rendah kecuali secara rata-rata PKT memiliki nilai netback paling tinggi. Sehingga kebijakan harga gas saat ini perlu dilakukan penyesuaian terhadap harga gas kontrak untuk menjaga operasional pabrik secara ekonomis.

---

The industrial sector has an important role for the Indonesian economy. The problem facing the fertilizer industry is the price of gas as a raw material that tends to be expensive for the lower prices of crude oil since 2016. To overcome this problem the government issued Presidential Regulation No. 40/2016 on setting gas price for fertilizer industry but this regulation only sets floor gas prices at USD 6/MMBTU to secure revenues of gas producers. Meanwhile the current sale gas contract for fertilizer apply an escalation. The objectives of this study are to evaluate the netback value each fertilizer plant and assess the current gas price policy. The netback value is calculated based on long run marginal cost of urea production. The result shows that PKT 04 and PKT 05, Pusri 1B, 2B, and 3, PKC 1A and 1B, and PKG have lower netback value than gas price contract, except (mana yang sdh lebih tinggi) . The current gas price policy needs to be adjusted to keep the fertelizer industry profitably."

"Permasalahan yang dihadapi dalam pemanfaatan gas bumi di Indonesia adalah kemampuan konsumen gas bumi dalam negeri yang masih terbatas untuk membeli gas bumi sesuai dengan harga keekonomiannya. Oleh karena itu perlu dicari bagaimana mendapatkan harga keekonomian gas bumi. Pada penelitian ini akan dibuat suatu formulasi harga gas bumi dari sektor hulu sampai hilir yang bisa menggambarkan perubahan harga gas bumi dan mengetahui faktor-faktor yang mempengaruhi sensitivitas perubahan harga gas bumi. Perhitungan harga gas akan dilakukan dari sektor hulu (upstream), sampai sektor hilir (downstrean). Analisis probabilitas distribusi harga dan analisis sensitivitas harga dilakukan terhadap parameter-parameter pembentuk harga gas bumi. Dari hasil penelitian didapat harga gas di hulu sebesar US$ 0,16/MMBTU untuk lapangan di onshore dan US$ 0,91/MMBTU untuk lapangan di offshore, sedang harga gas di hilir dibagi dalam 3 skenario, harga gas dihilir skenario I, US$ 6,64 - 7,39/MMBTU, skenario II US$ 0,78 - 1,53/MMBTU, skenario III US$2,74 - 3,49/MMBTU.

---

A problems encountered in the use of natural gas in Indonesia is the ability of domestic consumers of natural gas are still limited to purchase natural gas in accordance with economical price. It is therefore necessary to find how to get the economical price of natural gas.

In this study will be made of a natural gas price formula from upstream to downstream which can describe the changes in natural gas prices and identify the factors that affect the sensitivity of changes in natural gas prices. Gas price calculation will be carried out from the upstream to the downstream sector. Analysis of the probability distribution of prices and sensitivity analysis conducted on the parameters forming gas prices.

The results obtained in the upstream gas price are US$0.16/MMBTU for the field in the onshore and US$ 0.91/MMBTU for offshore field. Gas prices in the downstream are divided into 3 scenarios, gas price for scenario I is US$ 6.64 - 7.39/MMBTU, scenario II US$ 0.78 - 1.53/MMBTU, scenario III US$ 2.74 - 3.49/MMBTU."

"Kelebihan produksi gas bumi dari lapangan-lapangan gas di Kalimantan Timur disebabkan oleh alokasi contracted demand yang sebelumnya untuk ekspor telah berakhir. Kontradiktif dengan hal itu pemenuhan kebutuhan akan gas bumi nasional masih mengalami kekurangan (defisit). Hal ini disebabkan oleh infrastruktur transportasi gas bumi di Indonesia yang belum memadai dan kurang menariknya harga jual gas bumi domestik jika dibandingkan harga jual gas bumi untuk ekspor.Salah satu pemasok gas bumi di daerah Kalimantan Timur berasal dari tipe cadangan gas stranded. Produksi Lapangan X yang menjadi obyek dalam penulisan ini merupakan bagian dalam pemasok gas bumi untuk daerah Kalimantan Timur yang berasal dari jenis cadangan gas stranded. Dalam mengembangkan lapangannya, kontraktor memiliki kendala dalam mencapai parameter keekonomian yang ditentukan. Internal Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR) sebesar 20% dan Bagian Pemerintah (Government Take) sebesar 30% digunakan sebagai ukuran (yardsticks) minimum ambang ekonomi dalam pengembangan Lapangan X.Analisis keekonomian Lapangan X dilakukan dalam rangka mempertahankan tingkat indikator keekonomian yang harus dicapai. Harga Gas (Gas Price), Biaya Operasi (Operating Cost) dan bagian antara pemerintah dengan kontraktor (Sharing Split) merupakan variabel PSC yang dianalisis untuk mendapatkan harga jual gas bumi yang memberikan pencapaian terhadap parameter keekonomian Lapangan X. Hasil dari analisis uji variabel PSC mendapatkan metode Uji Model Harga Gas Bumi dengan menggunakan model formula yang dilakukan eskalasi setiap tahunnya dan uji model Sharing Split sebagai metode terbaik yang dapat dipilih untuk pencapaian IRR masingmasing sebesar 20,6% dan 20,8% serta Government Take (GT) sebesar 37,4% dan 32,2%.Harga jual gas bumi yang dapat memberikan pencapaian ukuran (yardsticks) minimum keekonomian Lapangan X sebesar US$ 5,32-6,74/ MMBTU diberlakukan sebelum adanya perubahan titik serah terima gas bumi dan US$ 5,36-6,79/ MMBTU setelah adanya perubahan titik serah terima gas bumi. Jika dibandingkan dengan harga yang berlaku di pasaran (market), maka harga tersebut dapat digunakan sebagai harga jual gas bumi yang kompetitif untuk industri Pupuk.

---

Over production of natural gas from gas fields in East Kalimantan is caused by the termination in allocation of previous contracted demand for exports. Contradictory to that, the needs of natural gas is still lacking (deficit). This is due to inadequacy of natural gas transportation infrastructure and less interesting selling price of domestic natural gas than the selling price of natural gas for export.

One of the supply of natural gas in the East Kalimantan region is derived from the type of stranded gas reserves. Production of Field X which become object in this paper is a one of the suppliers of natural gas to East Kalimantan region derived from the type of stranded gas reserves. In developing their field, the contractor has a constraint in achieving the economic parameters defined. Internal Rate of Return (IRR) greater than the Minimum Attractive Rate of Return (MARR) by 20% and Government share (Government Take) by 30% is used as a measure (yardsticks) of minimum economic threshold in development of Field X.

Economic analysis of Field X conducted in order to maintain the level of the economic indicators to be achieved. Gas prices, Operating Costs and part of the government and the contractor (Sharing Split) is a PSC variable analyzed to obtain the sale price of natural gas that yields to the economic parameters of Field X. The results of PSC variable test analysis showed the method of Model Price Gas Test done using a model formula which escalates each year and Sharing Split Test Model as the best methods that can be selected for achieving 20.6% and 20.8% of IRR and 37.4% and 32.2 % of Government Take respectively.

The selling price of natural gas that can give attainment of Field X's economical minimum yardsticks is US $ 5.32 to 6.74/ MMBTU applied before the delivery point changes and about US $ 5.36 to 6.79/ MMBTU after changes in the delivery point of natural gas. When compared with the prevailing price in the market then this price can be used as the selling price of natural gas is competitive for fertilizer industry."

"Sejak ditetapkannya putusan MK yang membatalkan beberapa pasal di UU Migas No. 22 Tahun 2001, struktur pengaturan kebijakan migas terlihat ambigu dan menyebabkan stabilitas ekonomi nasional terganggu. Keberpihakkan pemerintah masih relatif lemah dalam upaya peningkatan kemampuan nasional di bidang Migas. Bagaimana pemenuhan kebutuhan publik di Indonesia dapat berlangsung efektif dan pengadaan cadangan Migas di Indonesia. Kebijakan yang ada perlu dievaluasi kembali dan diadaptasikan, apakah sudah cocok dengan keadaan Indonesia sekarang ini. Fokus dari penelitian ini adalah menggangkat permasalahan Migas di dalam UU No. 22 Tahun 2001 dari sektor industri Migas yang berkaitan dengan struktur kelembagaan Migas dan bagaimana bentuk pengembangan Industri Migas kedepannya dapat lebih baik dan berkesinambungan.Penelitian ini menggunakan metode kualitatif. Hasil dari penelitian menunjukkan diperlukannya perbaikkan dari kebijakan Migas Indonesia berangkat perbaikkan dari yudicial review hingga pemberdayaan Migas, baik secara kontrol pengelolaan cadangan migas sehingga Indonesia kedepannya dapat melakukan kegiatan ekplorasi secara efisiensi dan efektif dan sesuai dengan ideologi UUD 1945, perbaikkan atas kelembagaan di Industri Migas dengan keberpihakkan pemerintah yang jauh lebih besar dalam kegiatan hulu migas. Kelembagaan dalam pengembangan industri Migas dikatakan dalam kepemilikan sumber daya Migas tetap menjadi milik negara dan industri hulu Migas dapat menyaring para pelaku bisnis dalam melakukan pengolahan migas. Maka diperlukan peran negara melalu kebijakan untuk mengatur sehingga tercipta keseimbangan antara tujuan komersial, sustainabilitas, ketahanan energi, kontribusi makro dalam perekonomian nasional, Lalu diperlukannya suatu kebijakan yang mengembangankan daya saing industri migas nasional dengan menggunakan suatu metode ndash; metode pengelolaan dan penerapan kegiatan dan struktur industri migas yang efektif dan efisien. Kata kunci : analisa kebijakan publik, neoliberalisme, New Institutional Economics / Kelembagaan, Daya Saing

---

Since the adoption of the Constitutional Court 39 s decision to cancel several articles in the Oil and Gas Law No. 22 In 2001, the structure of the oil and gas policy setting looks ambiguous and lead to national economic stability interrupted. government part is still relatively weak in improving national capabilities in the field of oil and gas. How to meet the needs of the public in Indonesia can be both effective and procurement of oil and gas reserves in Indonesia. Existing policies need to be re evaluated and adapted, if it matches the current state of Indonesia. The focus of this research is about problems in the Oil and Gas Law No. 22 of 2001 on Oil and Gas industry sectors associated with the institutional structure of oil and gas and how to shape the future development of oil and gas industry can be better and more sustainable.This study uses a qualitative method. Results from the study indicate the need for any improvement of oil and gas policies Indonesia departing the revision of judicial review to the empowerment of oil and gas, both management control oil and gas reserves that Indonesia in the future be able to carry out exploration activities in the efficiency and effectively and in accordance with the ideology of the 1945 Constitution, any improvement on institutional in Oil and Gas Industry with government part which far greater in the upstream oil and gas activities. Institutional development of oil and gas industry is said to be in the ownership of oil and gas resources remain the property of the state and the upstream oil and gas industry can filter businesses in conducting oil and gas processing. It is necessary role of the state through policies to regulate so as to create a balance between commercial objectives, sustainability, energy security, macro share in the national economy, then the need for a policy that develop competitiveness of the oil and gas industry nationwide by using a method a method of managing and implementing the activities and structure of the industry oil and gas effectively and efficiently. Key words public policy analysis implementation, neoliberalism, New Institutional Economics, Competitiveness."

"Gas bumi merupakan energi primer ketiga di Indonesia. Permintaan gas bumi cenderung meningkat sementara cadangan gas ditemukan berkurang. Oleh karena itu diperlukan pelaksanaan pengeboran lapangan gas dalam rangka penemuan cadangan gas dan peningkatan produksi gas bumi Indonesia. Mengingat investasi pengeboran lapangan membutuhkan biaya yang besar, maka perlu dilakukan analisis struktur biaya pengeboran lapangan gas agar didapatkan perencanaan dan penganggaran biaya yang optimal. Selain keekonomian proyek sumur, analisis struktur biaya pengeboran suatu lapangan biasanya dilakukan hanya melalui pendekatan aktual biaya per kedalaman sumur (cost per feet) atau biaya per hari kemajuan (cost per day). Pada penelitian ini, analisis struktur biaya dilakukan dengan pendekatan pertimbangkan kejadian-kejadian yang telah dilaksanakan pada pengeboran sebelumnya berupa hazard atau hambatan dan Non productive Time (NPT) yang terjadi pada operasi pengeboran sebelumnya. Simulasi hari operasi pengeboran sumur memberikan proyeksi penyelesaian pekerjaan dalam kurun waktu selama 68 hari operasi dari rencana 52.43 hari. Sedangkan simulasi biaya pengeboran sumur gas mengacu prediksi kemungkinan terjadinya perubahan hari operasi dan perubahan harga satuan komponen jasa dan material pengeboran memberikan forecast biaya sebesar US$ 11,598,146.91 dari rencana US$ 9,445,206.71. Dengan hasil simulasi biaya tersebut, simulasi keekonomian sumur pengeboran masih ekonomis ditandai dengan parameter POT = 0.89 tahun, PI = 1.04, NPV (US$) = 421 dan IRR (%) 15.9, meskipun ditengah ketidakpastian kondisi harga migas saat ini dan peluang pencapaian hasil produksi. Sensitifitas biaya pengeboran menunjukkan bahwa perubahan harga komponen THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical dan Hari operasi rig memberikan dampak yang signifikan terhadap biaya pengeboran. Sensitifitas keekonomian sumur dipengaruhi secara dominan oleh parameter harga gas, harga minyak, laju alir gas, laju alir minyak dan biaya THO rig. Simulasi dapat digunakan sebagai acuan perencanaan hari operasi dan penganggaran sumur gas di wilayah jawa dengan kompleksitas masalah yang mirip dan ditengah kondisi yang tidak pasti serta dapat digunakan untuk menentukan pemilihan atau screening pelaksanaan Rencana Kerja (RK) sumur.

---

Natural gas is the third of primary energy in Indonesia. Demand for natural gas is likely increase as the gas reserves are found reduced. Therefore we need a gas field drilling in order to discover gas reserves and increase natural gas production in Indonesia. Considering drilling investment entails substantial costs, it is necessary to analyze the cost structure of the gas field drilling in order to obtain optimal cost in planning and budgeting. In addition to the well project economics, the analysis of the cost structure of drilling is usually done only through actual approach from cost per depth (cost per feet) or cost per day data. In this study, analysis of the cost structure is done with the approach consider the events that have been implemented in the previous drilling in the form of hazard or obstacles and non-productive time (NPT) that occurred in the previous drilling operation. Simulating the operation of drilling days, the work completed during 68 days of the plan 52.43 days. While the cost of drilling a gas well simulation predictions referring to the possibility of changes in the operations and changes in unit prices of components and materials drilling services provide forecast cost of US $ 11,598,146.91 of the planned US $ 9,445,206.71. With the simulation results such costs, simulating the economics of drilling wells are still economically characterized by parameters POT = 0.89 years, PI = 1:04, NPV (US $) = 421 and IRR (%) 15.9, although amid uncertainty in the price of oil today and the opportunities achievement production. The sensitivity of the cost of drilling showed that changes in the price of components THO Rig, Directional Drilling, Solar, Mud Chemical and rig operating days had a significant impact on the cost of drilling. The economic sensitivity of wells affected predominantly by the parameters of the gas price, the price of oil, gas flow rate, oil flow rate and the cost of rig. Simulations can be used as a reference for the planning and budgeting operation of gas wells in the area of Java with the complexity of similar problems and amid uncertain conditions and can be used to determine the selection or screening the implementation of the Work Plan."