Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Perencanaan Pengembangan Pertama Lapangan Gas Bumi adalah salah satu faktor yang sangat penting dalam upaya mengoptimalkan kegiatan usaha hulu gas bumi. Hal ini perlu dianalisis secara teknis, ekonomis dan lingkungan namun studi ini berfokus pada analisis ekonomis. Hasil studi menunjukkan bahwa nilai Net Present Value (NPV) Kontraktor dan Indonesia bernilai lebih besar dari 0 (positif), Interest Rate of Return (IRR) lebih besar dari Minimum Attractive Rate of Return (MARR), dan Pay Out Time (POT) sekitar 2 tahun setelah berproduksi. Hal ini berarti bahwa perencanaan pengembangan lapangan X layak dilaksanakan sesuai hasil analisis keekonomian. Berdasarkan uji sensitivitas diperoleh bahwa lapangan X ini layak dikembangkan jika nilai harga Gas Bumi minimal 4,84 US$/MMBTU, dan jika semakin rendah biaya Operasi. Penerimaan Negara Bukan Pajak akan optimal jika harga gas bumi semakin tinggi, belanja modal semakin rendah, belanja operasi semakin rendah dan menggunakan metode double declining depreciation selama 5 tahun.

---

First Plan Of Development (POD I ) of Natural Gas Field is one of the very important factors for optimizing Natural gas Upstream business activities. It is should be analyzed for technical and economic. The study is performing economic analysis after technical analyse on Field of X, Natural Gas Field. The Study shows that Net Present Value(NPV) contractor and Indonesia more than 0 (positive), Interest Rate of Return (IRR) more than Minimum Attractive rate of Return (MARR), Pay Out Time around 2 years after production. It means that First Plan of Development (POD I) is interesting to be implemented as the result of economic analysis. Based On the result of sensitivity test, Field of X is interesting to be improved if the price of natural gas at least 4.84 US$/MMBTU, and if operation and maintenance expenditure is smaller than existing condition. Non-tax Government Take will be optimized if the price of natural gas is increased, the capital expenditure and operation expenditure is decreased, and using double declining depreciation for 5 years."

"Monetisasi sumur gas X di perusahaan Y yang terletak didaerah Jambi belum dapat dilakukan karena terkendala jumlah cadangan yang minim yaitu hanya sekitar 21 BCF dan kadar impurities yang berada diatas nilai desain fasilitas pengolahan gas eksisting menjadikan sumur gas ini tidak termanfaatkan (stranded gas well). Pemilihan teknologi yang sesuai diperlukan agar gas dari sumur tersebut dapat dimanfaatkan. Perbandingan keekonomian digunakan untuk memilih kelayakan beberapa opsi teknologi pemanfaatan gas yang mencakup jalur pipa, CNG dan LNG skala kecil melalui perhitungan cash flow NPV dan IRR terhadap tiga lokasi tujuan penjualan. Dari hasil simulasi dan perhitungan didapatkan opsi LNG skala kecil adalah yang paling baik untuk target konsumen ke pembangkit listrik di Pusaka Riau dan ke kota Palembang. Sedangkan untuk target konsumen ke Jambi opsi terbaik adalah dengan jalur pipa.

---

Monetization of gas well X in the company Y located in Jambi can not be completed yet because it is constrained with minimum amount of reserves which is only about 21 BCF and levels of impurities which is above the design value of the existing gas processing facilities make this gas wells is not utilized (stranded gas well). Selection of appropriate technology is required to utilized the gas well.

Comparative economics used to select the feasibility of several gas utilization technologies that includes pipelines, CNG and small scale LNG by calculating the cash flow NPV and IRR of the three different sales gas location.

From the simulation results and calculations obtained the small scale LNG option is the best for the target consumers to the power plant in Pusaka Riau and to Palembang. As for the target consumers to Jambi best option is by pipeline."

"EMP Gebang Ltd., diperkirakan menyimpan potensi gas yang cukup besar, salah satunya pada Lapangan "X" dengan cadangan gas sebesar 247 BCF. Potensi gas di Lapangan ini belum dapat dikembangkan karena sebelumnya terkendala rendahnya harga gas. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi produksi, memperkirakan skenario pengembangan dan untuk menghitung nilai keekonomian sehingga Lapangan "X" dapat diproduksikan dengan baik. Kendala terbesar yang dihadapi adalah area offshore, zona produksi yang dalam, tekanan dan temperatur tinggi serta kandungan gas CO2 dan H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) diperlukan untuk menghitung data forecast pada tiga skenario yaitu Skenario A dengan laju bertahap (20 MMSCFD 2 tahun pertama dan dilajutkan 40 MMSCFD), Skenario B dengan laju tinggi (40 MMSCFD) dan Skenario C dengan laju produksi rendah (20 MMSCFD). Simulasi Hysis diperlukan untuk menghitung desain fasilitas produksi tambahan (amine untuk Acid Gas Removal dan TEG Dehydration) untuk pemisahan CO2, H2S dan air. Perhitungan keekonomian menunjukkan bahwa Lapangan "X" memberikan keuntungan yang paling baik apabila dikembangkan melalui skenario B (laju agresif), menghasilkan cash flow kontaktor sebesar USD 236.342.665, Government take USD 607.135.797, dengan IRR 34,76% dan POT 5,21 tahun. Analisa sensitivitas menunjukkan bahwa pengembangan Lapangan "X" melalui Skenario B sangat sensitif terhadap perubahan harga gas dan fluktuasi produksi.

---

EMP Gebang Ltd., supposed has potential gas reserve in "X" Field with estimation gas reserve 247 BCF. Gas potential in this Field has not been exploited due to low gas price. The purpose of this study is to calculate the production potential, estimate development scenario and calculate economic value for optimum development of "X" field. The Biggest challenges on developing this Field are offshore area, deep reservoir zone, high pressure & temperature, and presence of CO2 and H2S. Software IPM (Integrated Petroleum Model) predicted the production forecast for Scenario A with in stage production rate (from 20 MMSCFD for 2 years and followed by 40 MMSCFD), Scenario B at highes production rate (40 MMSCFD) and Scenario C at low production rate (20 MMSCFD). Hysis simulation calculate the need of additional facilities (Amine for acid gas removal unit and TEG Dehydrator) for separating CO2, H2S and water. Economic calculation shows that "X" Field will give the best economic calculation while developed by Scenario B (aggressive rate), resulting contractor cash flow USD 236,342,665, Government Take USD 607,135,797, IRR 34.76 % and POT 5.21 years. Sensitivity analysis shows that development X Field will be very sensitive on gas price fluctuation and production rate."

"Tesis ini bertujuan untuk mengkaji kelayakan secara teknis maupun komersial dari pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal di Benoa Bali serta untuk mengetahui angka ketidakpastian/uji sensitivitas dari proyek pembangunan fasilitas terminal LNG tersebut. Dari hasil analisa teknik untuk kebutuhan pembangkit listrik kapasitas 200 MW dibutuhkan gas sebesar 35 MMSCFD dengan kapasitas penampungan LNG sebesar 24.000 m3. Tipe terminal yang sesuai dengan kondisi lokasi adalah onshore mini terminal dan barge FSRU. Hasil analisis keekonomian pembangunan mini LNG receiving and regasification terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan. Untuk tipe onshore NPVsebesar USD 58.748.482, IRR 17,44%, B/C Ratio 1,7 dan PBP selama 9 tahun, 1 Bulan. Sedangkan untuk tipe onshore sebesar USD 9.662.306, IRR sebesar 158%, B/C Ratio 9,9 dan PBP selama 1 tahun, 9 bulan. Hasil uji sensitivitas keekonomian pembangunan LNG receiving and regasification terminal tipe onshore menunjukkan faktor yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan keekonomian adalah ketidakpastian CAPEX sedangkan untuk tipe offshore ialah ketidakpastian volume gas, regasification, dan OPEX.

---

This thesis aims to assess the technical and commercial feasibility of the mini LNG receiving and regasification terminal project in Benoa Bali as well as to determine the numbers of uncertainty/sensitivity testing of the LNG plant facilities project.

From the analysis techniques for the needs of power generation capacity of 200 MW is required by 35 MMSCFD gas with LNG storage capacity of 24,000 m3 . Terminal mode in accordance with the site conditions are mini onshore terminal and barge FSRU.

The results of the economic analysis of the development of mini LNG receiving and regasification terminal indicates that the project is feasible. For the type of onshore NPV is USD 58,748,482, IRR 17.44 %, B/C ratio of 1.7 and PBP for 9 years, 1 month. As for the type of offshore USD 9,662,306, IRR of 158%, B/C ratio of 9.9 and PBP for 1 year, 9 months.

The results of the sensitivity test the economic development of LNG receiving and regasification terminal onshore type indicates the factors that most influence on changes in the economics is the uncertainty CAPEX while for the type of offshore uncertainty is the volume of gas, regasification, and OPEX."

"Pulau Pagerungan Besar terletak di utara Laut Bali dengan potensi gas bumi yang dikelola oleh perusahaan KE. Pulau ini tidak terhubung dengan jaringan. Sebanyak 2312 rumah tangga bergantung pada program penerangan desa perusahaan gas KE dari mesin gas perusahaan KE sebesar 148 kW per jam, namun kebutuhan elektrifikasi di sektor rumah tangga masih belum terpenuhi. Simulasi menggunakan perangkat lunak HOMER dilakukan untuk mendapatkan optimasi penggunaan pembangkit eksisting PLTMG dengan penetrasi PLTS-BESS sehingga beban di sektor rumah tangga dapat terpenuhi. Hasil simulasi didapatkan bahwa sistem hibrid PLTMG-PLTS memiliki harga listrik sebesar $0.0791 dengan kapasitas PLTMG sebesar 148 kW, PLTS sebesar 247 kW, BESS 1.086 kW, dan Converter 141 kW dengan mode operasi cycle charging dan biaya kapital sebesar $637.426. Sistem ini dapat memenuhi 99,99% kebutuhan beban dalam satu tahun dengan kontribusi produksi listrik dari PLTS sebesar 35,9% dan dari PLTMG sebesar 64,1%. Dikaji dari sisi ekonomi, sistem ini memiliki nilai NPV sebesar $1.682.018,88, IRR 10,780% dan Payback Period selama 11 tahun. Penggunaan sistem hibrid PLTMG-PLTS selain dapat memenuhi kebutuhan beban sektor rumah tangga namun juga dapat mereduksi emisi karbon sebesar -41,90% dari program penerangan 148 kW PLTMG dan -54,27% apabila keseluruhan beban rumah tangga ditanggung oleh PLTMG milik perusahaan akibat dari pengurangan penggunaan bahan bakar gas. Studi ini juga membahas terkait arus kas rancangan sistem hibrid PLTMG-PLTS juga perbandingan harga listrik dengan sistem yang ada berdasarkan pengaruh kenaikan LCOE PLTMG dan kenaikkan beban tahunan.

---

Pagerungan Besar Island, located in the north of the Bali Sea with natural gas potential managed by KE company. This island is not connected to PLN grid. The 2312 households depend on the KE gas company's village lighting program from the KE company gas engine of 148 kW per hour, but the need for electrification in household sector are still unfulfilled. Simulations using the HOMER software were carried out to optimize the existing gas engine generator with solar PV-BESS so that the load on the household sector can be fulfilled. The simulation results show that the gas engine-solar PV hybrid system has LCOE of $0.0791 with a 148-kW Gas Engine capacity, 247 kW solar PV capacity, 1.086 kW BESS, and 141 kW converter with $637,426 capital cost. This system can meet 99.99% of the load requirement in one year with a 35.9% of electricity production from solar PV and 64.1% from gas engine. From an economic point of view, this system has an NPV of $1,682,018.88, an IRR of 10.780% and a payback period of 11 years. The use of the gas engine-solar PV hybrid system can also reduce carbon emissions by -41.90% from the 148-kW lighting program and -54.27% if the entire household burden is borne by the company's gas engine. This study also discusses the project cash flow of the hybrid system as well as a comparison of electricity prices with the existing system based on the effect of increases in gas engine LCOE and yearly load increment."

"[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.]"

"Setelah program konversi minyak tanah ke LPG, Pemerintah melanjutkan program diversifikasi energi dengan memanfaatkan gas bumi yang tersedia di dalam negeri untuk kepentingan rumah tangga. Pemanfaatan gas bumi untuk bahan bakar rumah tangga saat ini terkendala dengan mahalnya biaya infrastruktur jaringan pipa, sehingga ketika ditawarkan kepada pihak swasta, tidak ada yang tertarik untuk mengembangkannya. Sebagai utilitas publik sudah seharusnya pemerintah ikut campur dan melibatkan diri dalam penyediaannya melalui konsep Public Service Obligation (PSO). Persoalannya, sebandingkah manfaat yang akan diperoleh dengan biaya yang akan dikeluarkan untuk investasi, pemeliharaan untuk pemeliharaan jaringan dan keberlanjutan pengelolaannya. Atas dasar itulah, maka tesis ini mengambil pokok bahasan kajian kelayakan pembangunan jaringan gas bumi untuk Rumah Tangga pada Rumah Susun Tambora Jakarta Barat sebagai studi kasus. Analisis dimulai dengan melihat potensi demand dengan metode survei. Selanjutnya manfaat dan biaya dihitung yang menjadi dasar analisis manfaat biaya (Cost Benefit Analysis) dengan menggunakan Benefit-Cost Ratio (BCR), Net Present Value (NPV), dan Internal Rate of Return (IRR) serta WACC dengan tiga (3) skenario dan tiga (3) simulasi volume pemakaian. Skenario pertama adalah jaringan gas oleh pihak swasta. Skenario 1 pada simulasi volume pemakaian 23m3/bulan/RT dihasilkan layak investasi karena karena BCR > 1, nilai NPV yang positif, dan nilai IRR-nya di atas nilai WACC 11%. Strategi dengan Skenario 2 dimana jaringan gas dibangun pemerintah dinilai layak pada tingkat pemakaian di semua simulasi pemakaian (12 m3/bulan, 16 m3/bulan, dan 23 m3/bulan). Skenario 3 menunjukkan 1) jika pemakaian rata-rata hanya mencapai 12 m3/bulan, maka harga gas bumi minimal adalah Rp5357,61 atau diperlukan pelanggan sejumlah 2.629 unit; 2) jika pemakaian mencapai 16 m3/bulan, maka harga gas bumi minimal adalah Rp. 4.254,51 atau diperlukan pelanggan sejumlah 1.879 unit; dan 3) jika pemakaian dapat mencapai 23 m3/bulan, maka harga gas bumi minimal adalah Rp3.073,54 atau diperlukan pelanggan sejumlah 1.220 unit.

---

Following the kerosene-to-LPG conversion program, the Government is continuing its energy diversification program by utilizing natural gas available domestically for household purposes. Utilization of natural gas for household fuel is currently constrained by the high cost of pipeline infrastructure, thus when offered to the private sector, no one is interested to develop it. As a public utility the government should intervene and involve itself in its provision through the concept of Public Service Obligation (PSO). The problem is, will the benefits obtained bigger than the cost to be spent on investment, maintenance for network maintenance and sustainability of its management. On this basis, this thesis takes the subject of the study of the feasibility of developing natural gas network for Households in Tambora Flats of West Jakarta as a case study.The analysis begins by looking at potential demand with survey methods. Further benefits and costs are calculated on the basis of cost benefit analysis using Benefit-Cost Ratio (BCR), Net Present Value (NPV), and Internal Rate of Return (IRR) and WACC with three (3) scenarios and Three (3) simulated usage volume.The first scenario is a private gas network. Scenario 1 on the simulated usage volume of 23m3 / month / RT is eligible for investment because of BCR> 1, positive NPV value, and IRR value above WACC value 11%. Strategy with Scenario 2 where the government built gas network is feasible at the usage level in all simulation usage (12 m3 / month, 16 m3 / month, and 23 m3 / month). Scenario 3 shows 1) if the average usage reaches only 12 m3 / month, then the minimum gas price is Rp5357,61 or required by 2,629 units of subscribers; 2) if the usage reaches 16 m3 / month, the minimum gas price is Rp. 4,254,51 or subscribers required of 1,879 units; And 3) if usage reaches 23 m3 / month, the minimum gas price is Rp3,073,54 or 1,220 subscribers required."

"ABSTRAKBerdasarkan data Pertamina, lapangan gas X yang terletak di Kalimantan Timur memiliki cadangan gas terbukti 89 BSCF. Terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Timur dan tidak terdapatnya konsumen disekitar lapangan mengakibatkan lapangan gas X belum dapat diproduksi. Pembangkit Listrik Tenaga Gas Tanjung Batu yang berjarak 400 km dari lapangan gas memerlukan pasokan gas sebesar 11 MMSCFD untuk melakukan program konversi dari bahan bakar minyak ke bahan bakar gas. Mencairkan gas menjadi LNG adalah salah satu metode yang paling banyak dipakai untuk mentransportasikan gas dari produsen ke konsumen.Pada studi ini dilakukan analisis pemilihan mini LNG unit yang paling menguntungkan serta cocok untuk kilang mini LNG X dengan menggunakan metode Analytical Hierarchy Process AHP . Analisis keekonomian dilakukan untuk menilai kelayakan dari pengembangan Lapangan Gas X dengan skema mini LNG. Produksi LNG dari Lapangan X diperkirakan 83.404 TPA selama 20 tahun. Berdasarkan Simulasi dengan Analytical Hierarchy Process AHP didapat bahwa Mini LNG Unit PRICO dari Black Veatch lebih unggul dibandingkan dengan LIMUM dari Linde. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US 177.787.380 untuk mini LNG unit dan Regasification Plant Tanjung Batu dengan IRR 14 didapatkan harga gas di plant gate Tanjung Batu adalah US 16,49 /MMBTU dengan nilai NPV sebesar US 65.96.509.87 dan payback period selama 12,2 tahun. Analisis sensitivitas terhadap proyek ini menunjukkan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual dan volume Gas.

---

ABSTRACTBased on data from Pertamina, X gas field located in East Kalimantan has proven 89 BSCF gas reserves. Limited gas infrastructure in East Kalimantan and the absence of consumers around the field resulted in the X gas field being unable to be produced. Tanjung Batu Gas Power Plant which is 400 km away from gas field requires gas supply of 11 MMSCFD to convert from fuel to gas. Liquefying gas into LNG is one of the most widely used methods to transport gas from producer to consumer.In this study conducted an analysis of the technical and economical ways to assess the feasibility Analytical Hierarchy Process AHP was used to get the most profitable and suitable X mini LNG unit. Economic analysis was conducted to assess the feasibility of developing X gas field with LNG mini scheme. LNG production from X Field is estimated at 83,404 TPA for 20 years. Based on Simulation with Analytical Hierarchy Process AHP it is found that Mini LNG Unit PRICO from Black Veatch is superior compared to LIMUM from Linde.Economic parameters analysis shows CAPEX cost about US 177,787,380 for mini LNG unit and Regasification Plant Tanjung Batu with IRR 14 obtained gas price at plant gate of Tanjung Batu is US 16.49 MMBTU with value of NPV equal to US 65,96,509,87 And payback period for 12.2 years. The sensitivity analysis of this project shows that the most influential parameters are gas selling price and volume.Keywords Economic Study, Analytical Hierarchy Process AHP , Regasification Plant"

"PT X merupakan salah satu perusahaan niaga swasta berfasilitas yang bergerak dalam bidang penyaluran gas alam di wilayah Kabupaten Tangerang. Jaringan pipa distribusi gas yang dimiliki pipa mainline berukuran diameter 8 dan 6 inch, pipa konsumen berukuran 4 inch, dengan total panjang 39,5 km. Pada tahun 2014, PT X diakuisisi oleh PT Y dan menjadi anak PT Y dengan kepemilikan 100% saham. Untuk mengetahui potensi teknis dan keekonomian dari pengembangan aset jaringan pipa yang ada saat ini dalam periode sepuluh tahun mendatang, maka penelitian ini dilakukan. Penelitian dilakukan dengan cara melakukan evaluasi kinerja terhadap jaringan pipa yang ada saat ini, pemetaan sebaran industri di wilayah Kabupaten Tangerang, pembuatan desain teknis pengembangan jaringan pipa gas distribusi dengan menggunakan simulasi proses dan perhitungan keekonomian pengembangan jaringan pipa dengan asumsi semua dana berasal dari ekuitas. Kapasitas laju alir yang dioperasikan saat ini sebanyak 8,1 sampai dengan 9,72 MMSCFD dengan tekanan operasi 120 psig. Nilai keekonomian jaringan pipa existing adalah is NPV = 218.490,92 USD dan PI=1,15. Berdasarkan hasil simulasi proses, jaringan pipa yang ada saat ini memiliki kapasitas maksimum pipa sebesar 28,2 MMSCFD pada tekanan 210 psig. Untuk skenario pengembangan pipa hingga 80% dari kapasitas maksimum (22,6 MMSCFD), maka posisi dan desain pipa pengembangan yang memungkinkan antara lain: 1 km pipa Ø6? dan 3 km pipa Ø4? ke Jalan Industri III dan IV; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Telesonik, Jalan Veteran, dan Jalan Jatake; 2 km pipa Ø4? ke Jalan Manis; dan 2 km pipa Ø4? ke Jalan Bhumimas. Total panjang pipa pengembangan adalah 10 km, dengan total biaya investasi sebesar USD 1.326.655,27. Tarif toll fee pipa distribusi ke ruas pipa pengembangan adalah 0,3081 USD/MSCF. Nilai keekonomian jaringan pipa distribusi keseluruhan existing dan pengembangan: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49.

---

PT X is a private commercial company fully engaged in distribution of natural gas business in Kabupaten Tangerang area. The natural gas existing pipelines owned by PT X have 8 and 6 inches in diameter for mainline, and 4 inch for delivery pipeline with total length 39,5 km. In 2014, PT X was acquired by PT Y and became a subsidiary of PT Y with 100% ownership share. In order to know the technical and economic potential of pipeline development for ten years, the research was conducted. Research was done by evaluating the performance of the existing pipelines, mapping the industrial area in Kabupaten Tangerang, created technical design for pipeline development using process simulation software, and calculated the economic value for developing pipeline made, which the source of investments is from equity. The existing capacity used in operation is 8,1 to 9,72 MMSCFD with 120 psig operation pressure. The economic value for existing pipeline is NPV = 218.490,92 USD and PI=1,15. The maximum pipeline capacity is 28,2 MMSCFD in condition 210 psig operating pressure. To optimize the utilities of existing pipeline up to 80% of maximum pipeline capacity (22,6 MMSCFD), the potential position and pipeline design that fit for development are 1 km of Ø6 and 3 km of Ø4? pipe to Jalan Industri III&IV; 2 km of Ø4? pipeline diameter to Jalan Telesonik, Jalan Veteran and Jalan Jatake; 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Manis, and 2 km of Ø4? pipeline to Jalan Bhumimas. The total length for pipeline development is 10 km, with USD 1.326.655,27 in total cost. The toll fee tariff for on development pipeline section is 0,3081 USD/MSCF. The economic value for overall existing pipeline and development: NPV= 2.035.313,02 USD and PI=1,49"

"ABSTRAKPemenuhan kebutuhan energi domestik masih sangat diperlukan. Pulau Jawamerupakan konsumen energi yang memiliki kebutuhan tinggi dengan menyerap50% dari total konsumsi energi di Indonesia. Sebagai negara berkembang,pemenuhan kebutuhan energi harus ditunjang dengan infrastruktur yangmemadai. Sampai dengan tahun 2035, bahan bakar utama dalam bauran energimasih didominasi oleh bahan bakar fosil yang diperkirakan akan terusmengalami peningkatan. Gas bumi merupakan alternatif bahan bakar yang tepatuntuk pemenuhan kebutuhan energi karena ketersediaannya yang cukup besardan gas bumi merupakan bahan bakar yang bersih sehingga lebih ramahlingkungan. LNG merupakan bahan bakar gas yang dapat mensubtitusipenggunaan solar dan minyak. Dalam penelitian ini, penulis berusahamenganalisa kelayakan investasi distribusi LNG dengan metode value-at-riskdengan hasil keluaran berupa pemetaan risiko sehingga dapat dilakukan strategipencegahan untuk memitigasi dan meminimalisir dampak risiko tersebut.

---

ABSTRACTSupplying the needs of domestic energy is still very necessary. Java Island isthe largest consumer having the high needs of energy reaching 50% of theenergy supplied in Indonesia. As a developing country, the needs of fulfillingthe energy demands needs to be supported by adequate infrastructure. Until theyear 2035, the main fuel in the energy mix is dominated by fossil fuels, that isexpected to continue to increase. Natural gas is an alternative fuel that is rightfor energy needs because of the ability is quite large and natural gas is a cleanfuel that is more environmentally friendly. LNG is a gas fuel which cansubstitute the use of diesel and oil. In this study, the author attempted to analyzethe feasibility of LNG distribution investment by the method of value-at-riskwith output in the form of mapping risk prevention strategies that can be doneto mitigate and minimize the impact of such risks."