Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Sejalan dengan upaya pemerintah untuk meningkatkan penggunaan energi alternatif di sektor industri, maka kebutuhan terhadap energi gas bumi akan terus meningkat. Hal ini karena gas bumi merupakan energi alternatif yang harganya relatif murah dan ramah lingkungan. Dengan meningkatnya kebutuhan terhadap gas bumi, permasalahan yang dihadapi adalah jumlah permintaan yang tidak sebanding dengan jumlah pasokan. Akibatnya, permintaan gas bumi oleh perusahaan di sektor industri tidak dapat terpenuhi secara maksimal. Penelitian ini dilakukan untuk mengidentifikasi faktor-faktor yang mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di sektor industri pengolahan pada periode tahun 2007-2011. Selain itu juga untuk memberikan masukan kebijakan terkait upaya yang dapat dilakukan dalam rangka memenuhi permintaan gas bumi yang semakin meningkat ke depannya. Analisa dilakukan terhadap data Statistik Industri Besar dan Sedang pada tahun 2007-2011 yang dikeluarkan oleh Badan Pusat Statistik Indonesia dengan menggunakan metode estimasi Ordinary Least Square. Hasil analisis menunjukkan bahwa faktor-faktor yang signifikan mempengaruhi permintaan gas bumi oleh perusahaan besar dan sedang di industri pengolahan adalah harga gas, harga solar, harga LPG, harga/upah tenaga kerja, status penanaman modal, orientasi pasar, wilayah/kawasan, waktu/tahun, dan jenis industri.

---

In line with the government's efforts to increase the use of alternative energy in the industrial sector, the demand for natural gas energy will continue to increase. This is because natural gas is an alternative energy that is relatively cheap and environmentally friendly. With the increasing demand for natural gas, the problem faced is the amount of demand that are not proportional to the amount of supply. As a result, demand for natural gas by companies in the industrial sector cannot be met to the fullest.

This study was conducted to identify factors that affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing sector in the period 2007-2011. In addition, to provide policy advice related efforts to do in order to meet the growing demand for natural gas increases in the future. We analyzed the data of Large and Medium Industrial Statistics in the year 2007-2011 issued by the Indonesian Central Bureau of Statistics estimated using Ordinary Least Square method.

The analysis showed that the factors that significantly affect the demand for natural gas by large and medium enterprises in the manufacturing industry is the price of gas, the price of diesel, LPG prices, the price/wage labor, the status of capital investment, market orientation, area/region, time/year, and type of industry."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity Pengoperasian jaringan pipa gas secara open acces lebih rumit dibandingkan dengan pengoperasian jaringan pipa gas yang tujuannya hanya untuk perniagaan dan/atau kelanjutan kepentingan produksi gas bumi upstream tidak untuk tujuan pengangkutan. Prinsip utamanya adalah kedisiplinan dalam prosedur pengoperasian harian sehubungan dengan mekanisme balancing dalam menjaga kondisi linepack volume gas bumi didalam pipa. Pipa gas bumi selain dimanfaatkan bersama open access untuk pengangkutan tetapi juga menyimpan potensi sebagai fasilitas penyimpanan sementara gas bumi bagi shipper pengguna jasa pipa. Keadaan dimana pipa open access digunakan shipper sebagai sarana untuk menyimpan gas bumi yang belum termanfaatkan dalam waktu tertentu dengan tujuan menghindari pembelian gas spot yang memiliki harga yang tinggi disebut dengan Parkir Gas Bumi. Kemungkinan parkir gas bumi coba dikaji pada pipa ruas transmisi Kepodang - IPP Tambak Lorok dimana terlebih dahulu diketahui kondisi Linepack Maksimum, Flowing Linepack dan Linepack minimum dari pipa tersebut. Selanjutnya setelah diketahui kondisi linepack pada pipa lalu dihitung linepack operasi yang berlangsung setiap jam dalam satu hari. Parkir Gas Bumi diberlakukan bagi Linepack Operasi yang berada diatas Linepack Minimum dan dibagi dua dengan 50 wajib membayar biaya parkir parking fee dan 50 sisanya tidak wajib membayar biaya parkir atau masuk dalam area kapasitas bebas parkir free parking capacity.

---

The operation of natural gas transportation under open access pipelines is more intricate than the natural gas transportation for trading or upstream production only non transportation purpose. The main principle is the discipline of daily operating procedure in connection with balancing mechanism to maintain the linepack condition natural gas volume in the pipeline. A natural gas pipeline is not only can be utilized together open access for natural gas transportation, but also potentially utilized as a temporary storage facility for natural gas shipper pipeline user. A condition in which the open access pipeline is used by the shipper as storage of unutilized natural gas in a designated time to avoid the purchase of expensive gas spot is called Natural Gas Parking. The possibility of Natural Gas Parking is being studied examined at Kepodang ndash IPP Tambak Lorok pipeline segment with the condition of maximum linepack, flowing linepack, and minimum linepack of the pipeline are discovered in advance. The linepack condition of the pipeline is used to calculate the hourly operation linepack in a day. Natural Gas Parking is applied to the operation linepack above the minimum linepack amount, then divided by two. Furthermore, the company is required to pay the parking fee for the 50 amount and the rest of it is included into free parking capacity area"

"57 pasokan gas Indonesia dialokasikan untuk dalam negeri. Namun peningkatan alokasi dalam negeri terkendala ketidaksiapan infrastruktur di sektor hilir. Sehingga diperlukan pengembangan infrastruktur pengangkutan gas bumi, salah satunya dengan pemanfaatan bersama terhadap pipa dan fasilitas gas bumi eksisting. Tujuan penelitian ini adalah menerapkan pemanfaatan bersama terhadap pipa gas bumi dedicated hilir eksisting dan memperoleh skenario pemanfaatan infrastruktur gas bumi yang dapat mendukung optimisasi dan efisiensi sesuai dengan kebutuhan dan pasokan mendatang. Metodologi penelitian yakni analisis kebutuhan dan pasokan, penentuan jalur pipa gas bumi eksisting yang akan dianalisis, analisis teknis dan optimisasi jaringan, analisis keekonomian dan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi. Dari penelitian diperoleh jalur pipa yang layak diterapkan pemanfaatan bersama adalah pipa PT E yang memiliki panjang 71 km. Dengan optimisasi menggunakan algoritma genetik, panjang jaringan tersebut menjadi 101 km berdasarkan angka kebutuhan gas bumi Kabupaten Gresik sekitar 225 MMscfd pada tahun 2030. Sedangkan tarif pengangkutan untuk jaringan tersebut adalah sebesar 0,099 US /Mscf dan IRR 8.22 dengan menggunakan pendanaan 51 equity dan 49 debt.

---

57 of Indonesia rsquo s natural gas supply was allocated for domestics demand. However, the increase of gas allocation for domestic needs was still constrained by the lack of infrastructure in the downstream sector. So that gas transportation infrastructure development needed to be optimize, one of solution is applying open access on existing pipelines. The research rsquo s objective is to implement open access on existing dedicated pipeline and to obtain an optimal and efficient scenario of infrastructure utilization. The methodology that used are analysis of supply and demand, determination of existing natural gas pipeline, network optimization and technical analysis, and calculation of natural gas transportation tariff. The result obtained in this research shows that the most efficient pipeline to implement open access belongs to PT E, based on length, range and maximum capacity of the network. With optimization using genetic algorithms, the present length of the network becomes 101 km from 71 km, based on gas demand location of Gresik District on 2030. And the network should implemented transportation tariff as 0.099 US Mscf with IRR 8.22 . The result of tariff calculation based on 51 equity and 49 debt."

"Pabrik pengolahan gas X merupakan pabrik pengolahan gas bumi menjadi gas kering yang siap dijual (sales gas) dengan kadar air maksimal 9 lb/MMscf dari proses dehidrasi menggunakan Triethylene Glycol (TEG). Proses regenerasi rich TEG pada pabrik ini hanya mampu menghasilkan lean TEG dengan kemurnian 91,7%. Sehingga pabrik pengolahan gas X hanya mampu mengolah umpan gas sebesar 175 MMscfd. Oleh karena itu perlu dilakukan usaha untuk meningkatkan kemurnian TEG dengan bantuan stripping gas agar kapasitas pabrik dapat ditingkatkan sehingga memberikan nilai keekonomian yang lebih tinggi. Pada laju alir TEG yang tetap, laju alir stripping gas (N2) yang digunakan berada pada kisaran 0 - 2 m3/h. Kapasitas yang memberikan keuntungan per satuan produk yang lebih tinggi dari pada desain awal pabrik adalah 225 MMscfd sebesar 3,9654 USD/MMBtu dengan penggunaan stripping gas sebanyak 0,006 m3/h, sedangkan yang memberikan NPV tertinggi adalah pada kapasitas 585 MMscfd yaitu sebesar 723.800.123 USD.

---

X gas processing plant is natural gas processing plant that produces dry gas that is ready to be sold (sales gas) with a maximum water content of 9 lb/ MMscf which is obtained from dehydration process using Triethylene Glycol (TEG). The initial design of the rich TEG regeneration process only able to produce lean TEG with a purity of 91,7%. Therefore, this processing plant only able to process the feed gas by 175 MMscfd. Thus, a study can be conducted to determine the effect of stripping gas (N2) on TEG purity so that the plant?s capacity can be increased which also increase the plant?s profits. The results show that when the TEG flow rate is fixed, flow rate of the stripping gas (N2) which can be used in the regeneration process ranges from 0 to 2 m3/h. The only capacity of modification plant which provides more profits per capacity than that obtained from the initial design of the plant is 225 MMscfd worth 3,9654 USD/MMBtu. The amount of stripping gas required in this capacity is as much as 0,006 m3/h. Meanwhile, total profit obtained by comparing NPV shows that the capacity of 585 MMscfd give the highest NPV worth 723.800.123 USD."

"Gas bumi merupakan salah satu sumber daya alam yang digunakan sebagai bahan baku maupun sumber energi. Peningkatan kebutuhan gas bumi di dalam negeri perlu disinergikan dengan pembangunan infrastruktur yang salah satunya adalah dengan pembangunan ruas pipa transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara dengan diameter 24 inchi sepanjang 336 km guna mengalirkan gas hasil regasifikasi LNG Arun ke konsumen di Wilayah Sumatera Utara. Mengingat infrastruktur jaringan pipa adalah sarana publik, maka dalam pelaksanaan kegiatan usahanya bersifat monopoli alamiah dan dilakukan pengaturan oleh regulator. Pengaturan tersebut melalui pengaturan tarif (toll fee) pengangkutan gas bumi melalui pipa yang akan dikenakan kepada shipper, sehingga besarannya dapat menjamin investasi pembangunan pipa dengan keuntungan yang wajar bagi transporter, tidak memberatkan shipper dan melindungi konsumen gas. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menganalisis tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa ruas transmisi gas bumi Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara sehingga diperoleh besaran yang wajar. Perhitungan tarif ini dimulai dengan melakukan pengumpulan data ekonomis dan data operasi, dilanjutkan dengan pengolahan data, pembuatan sekenario-sekenario perhitungan, melakukan simulasi perhitungan tarif dan menganalisis hasil perhitungan tarif. Hasil perhitungan tarif pada IRR yang ditetapkan sama dengan WACC sebesar 13,75% dengan volume gas bumi yang dialirkan sebesar 90% kontrak volume rata-rata harian yaitu sebesar 187 MMSCFD adalah US$ 1,634/MSCF dan dengan volume gas bumi yang dialirkan sebanyak ship or pay yaitu rata-rata sebesar 145 MMSCFD adalah US$ 2,101/MSCF.

---

Natural gas is a natural resource which is used as a raw material or energy source. The increase of natural gas demand in the country need to be synergized with infrastructure development, which one is the development of natural gas transmission pipeline segments of Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara with a diameter of 24 inches along the 336 km to transport gas from regasification result of Arun LNG to consumers in North Sumatera.

Considering the pipeline infrastructure is a public facility, therefore the implementation of business activities is a natural monopoly and regulated by regulator. These settings through setting tariffs (toll fee) of natural gas transportation through pipelines which will be charged to the shipper, so it can guarantee the amount of investment pipeline development with a reasonable profit for the transporter, not burdensome for shipper and protect consumers.

The purpose of this research is to analyze the tariff of natural gas transportation through pipelines for Nanggroe Aceh Darussalam - Sumatera Utara transmission line in order to obtain a fair rate. The tariff calculation begins with the collection of economic data and operating data, followed by data processing, create of calculation scenarios, simulate and analyze the tariff calculation results.

The results of the calculation with IRR rate is set equal to the WACC of 13.75% by volume of natural gas that flows by 90% contract average daily volume that is equal to 187 MMSCFD is US$ 1.634/MSCF and the volume of gas that is supplied as ship or pay an average of 145 MMSCFD is US$ 2.101/MSCF."

"Pengembangan sebuah lapangan gas bumi memerlukan perencanaan akurat dalam rangka menentukan laju produksi gas yang merupakan salah satu tantangan utama dalam menentukan kelayakan proyek gas. Laju produksi gas optimum ditentukan tidak hanya oleh karakteristik cadangan gas dan reservoirnya, tetapi juga oleh persyaratan konsumen terkait tekanan gas jual, jangka waktu kontrak penjualan gas dan harga gas. Penelitian ini mengembangkan model optimisasi produksi gas yang didasarkan pada pendekatan biaya marjinal untuk memaksimumkan keuntungan ekonomi dengan menggunakan studi kasus lapangan gas bumi Blok Matindok di Sulawesi Tengah. Hasil penelitian mengungkapkan bahwa meningkatkan tekanan gas jual dan harga gas meningkatkan laju produksi gas optimum dan meningkatkan keuntungan maksimumnya. Sementara itu, peningkatan jangka waktu kontrak penjualan gas akan mengurangi tingkat produksi gas optimum dan mengurangi atau menaikkan keuntungan maksimumnya tergantung atas cadangan gas dan karakteristik reservoirnya. Karena keterbatasan cadangan dan karakteristik reservoir gas, maka peningkatan harga gas membatasi laju produksi optimumnya hingga batas laju maksimum reservoirnya, namun keuntungan maksimumnya akan naik terus mengikuti kenaikan harga gas. Hasil riset ini dengan jelas menunjukkan hubungan yang kuat antara persyaratan kebutuhan konsumen gas dan laju produksi gas optimum, yang merupakan bagian penting untuk negosiasi harga gas dan perencanaan produksi.

---

The development of a gas field requires accurate planning, in order to determine the gas production rate which is one of the main challenges in determining the gas project feasibility. An optimum gas production rate is determined not only by the gas reserve and reservoir characteristics but also by the consumer’s requirements of the sales gas pressure, duration of the gas sales contract and gas price. This paper presents a gas production optimization model using marginal cost approach to maximize economic profit with Matindok Block as field data.

The results reveal that increasing the sales gas pressure and gas price raises the optimum gas production rate and maximum profit. Meanwhile, increasing the duration of a gas sales contract will reduce the optimum gas production rate and reduce or increase the maximum profit depending on the gas reserve and reservoir characteristics. Due to limitation of gas reserves and reservoir characteristics, then an increase in gas prices limit the optimum production rate up to reservoir maximum rate limits, but the maximum profit will continue to follow up the gas price hike. This work clearly shows the relationship between the user's requirements and optimum gas production rate, which is an important piece of information for negotiating the gas price and planning production."

"Penggunaan bahan bakar minyak (BBM), seperti bensin, solar, minyak tanah, mengakibatkan peningkatan produksi untuk bahan bakar minyak, sehingga ketersediaan minyak bumi yang ada semakin menipis, selain itu hasil pembakaran pada kendaraan bermotor menghasilkan polusi udara yang menjadi salah satu faktor pemanasan global. Masalah tersebut perlu dipecahkan dengan cara mencari energi alternatif yang lebih bersih dengan nilai oktan tinggi serta ketersediaanya di alam masih banyak yaitu gas alam dengan komposisi utama gas metana (CH4). Sebagai tempat penyimpanan digunakan compressed natural gas (CNG) dengan tabung bertekanan 20 MPa. Adsorbed natural gas (ANG) merupakan solusi untuk mengurangi tekanan dalam tabung sekitar 3,5 - 4 MPa memanfaatkan proses adsorpsi menggunakan karbon aktif. Adsorpsi adalah fenomena fisik yang terjadi antara molekul-molekul gas atau cair dikontakkan dengan suatu permukaan padatan. Dalam penelitian ini, dirancang tabung alat uji adsorpsi metana serta sistem adsorpsi dan desorpsi yang diaplikasikan untuk tabung tersebut.

---

The consumption of oil fuel, such as gasoline, solar and kerosene demand an increasing production of the oil fuel itself, so its availability are getting decreased every moment. Beside that, the combustion waste in motor vehicle produce air pollution which is one of the main factor in global warming. To overcome this problem, we should find a cleaner alternative energy with a higher octane value and still much available in the nature. One of this alternative energy is a natural gas with the main composition consist of methane (CH4). But to store this compressed natural gas (CNG), a 20 MPa of pressure vessel is needed. Adsorbed natural gas (ANG) is a solution to reduce the pressure in the tube of about 3.5 to 4 MPa by utilizing the process of adsorption using activated carbon. Adsorption is a physical phenomenon that occurs between the molecules of gas or liquid contacted with a solid surface. In this study it will be designed an adsorption and desorption system for methane as well as the pressure vessel used for testing it."

"Program Pemerintah dalam mencari energi gas alternatif sektor Rumah Tangga agar mengurangi impor LPG, salah satunya adalah Adsorbed Natural Gas (ANG). Penelitian ini bertujuan untuk menganalisis kelayakan investasi Stasiun Pengisian Bahan Bakar Gas Adsorbed Natural Gas (SPBG ANG) dengan 3 skenario yaitu I.Tanpa subsidi Pemerintah; II.Subsidi Pemerintah untuk Tabung dan Karbonaktif; III.Subsidi Pemerintah untuk biaya investasi, Tabung dan Karbonaktif. Hasil menunjukkan bahwa harga jual gas ANG masing-masing skenario adalah: Rp87.660; Rp70.714; Rp24.846. NPV untuk masing-masing skenario adalah: Rp5.364.324.075; Rp5.358.785.001; Rp789.756.318. Berdasarkan perhitungan NPV at Risk dengan tingkat keyakinan 95% diperoleh hasil skenario I , II dan III layak dilaksanakan.

---

Government programs to explore alternative gas energy for household sector, aiming at reducing LPG imports, one of which is Adsorbed Natural Gas (ANG). This study aims to analyze the feasibility of SPBG ANG with three scenarios: I. without government subsidy; II government subsidies for the cylinder and carbonactive; III. government subsidies for investment costs, the cylinder and carbonactive.

The results showed the price of gas ANG for each scenarios: Rp87.660; Rp70.714; Rp24.846. NPV for each scenarios: Rp5.364.324.075; Rp5.358.785.001; Rp789.756.318. Based on NPV at Risk with a confidence level of 95 % obtained results for scenario I, II and III are feasible."

"Pengaturan pengelolaan sumber daya gas bumi yang tercantum dalam Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi mengatur bahwa dalam melakukan pengelolaan sumber daya migas saat ini dilakukan dengan prioritas kepada pemanfaatan pengembangan dalam negeri untuk gas yang merupakan bagian negara. Adapun dalam rangka pengelolaan gas bumi yang merupakan bagian negara tersebut dilibatkan pula pihak Pemerintah Daerah sebagai upaya peningkatan kualitas kesejahteraan daerah. Upaya peningkatan kualitas daerah ini dilakukan dengan memberikan peluang langsung kepada daerah untuk dapat mengelola bagian Gas Bumi yang merupakan sumber daya alam yang penting untuk berbagai sektor perindustrian dan produksi energi. Dengan diterbitkannya peraturan pada Pedoman Tata Kerja BP MIGAS Nomor 029 Tahun 2009 yang tetap menjadi acuan bagi sistem penerapan pembagian pengelolaan Gas Bagian Negara untuk daerah maka terbuka jalur partisipasi pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara oleh Pemerintah Daerah. Permasalahan yang diangkat dalam skripsi ini adalah pelaksanaan partisipasi Daerah dalam PTK 029 Tahun 2009 masih dianggap kurang tepat guna pemberian jalur partisipasi kepada Pemerintah Daerah tersebut dikarenakan timbulnya konflik kepentingan dalam rangka pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara. Tidak optimalnya sistem pengelolaan atas konflik kepentingan yang timbul pada akhirnya menciptakan kerugian dan kebocoran pada sistem tersebut. Metode yang digunakan untuk menganalisis permasalahan tersebut adalah yuridis normatif. Hasil dari penelitian ini yaitu alternatif pembatasan pada Partsipasi Daerah dalam hal bentuk hukum Badan Usaha Milik Daerah dalam rangka Pengelolaan Gas Bumi Bagian Negara yang dapat mengoptimalkan pemanfaatan Gas Bumi.

---

Resource management arrangements of natural gas contained in Undang-Undang Nomor 21 Tahun 2001 on Oil and Gas set tha ini managing oil and gas resources is currently done with priority to the development of domestic utilization of state share natural gas. As in the regulatory of state share natural gas invollved as well as the Provincional Government efforts to improve the quality of regional welfare. Efforts to improve the quality of this area is done by providing a direct opportunity for district to be able to manage part of the natural gas is a natural resource that is essential for various sectors of industry and energy production. With the issuance of regulations on BP Oil and Gas Working Procedure Manual No. 029 of 2009 which remains the reference for the distribution management system implementation Gas Section of the State to the area then open lanes Gas management participation by the State Local Government Section. Issues raised in this thesis is the implementation of regional participation in PTK 029 of 2009 is still considered to be less efficient provision of pathways to local government participation is because of conflict of interest in the management of the State Gas Section. Not optimal management system over conflicts of interest that arise in the end creating losses and leaks in the system. The methods used to analyze these problems is normative. The results of this research that involves participation of alternative restrictions on the region in terms of the legal form of provincial enterprises in order Gas Management Section State to optimize the utilization of natural gas."