Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"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."

"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"

"Dalam mengalirkan gas kepada konsumen akhir pengguna gas bumi yang dikenal sebagai offtaker, Pemerintah Indonesia telah menyusun peraturan mengenai penyaluran gas bumi melalui jaringan pipa. Salah satu cara dalam meningkatkan penyaluran dan konsumsi gas bumi kepada offtaker adalah menggunakan pipa eksisting milik Badan Usaha Niaga pemilik pipa dedicated hilir, yang dimanfaatkan secara bersama oleh Badan Usaha Niaga lain, menjadi pipa jenis third party access. PT IKD merupakan badan usaha pemegang Izin Usaha Niaga Gas Bumi sekaligus pemilik pipa dedicated hilir, yang meminta pertimbangan BPH Migas terkait dengan penggunaan pipa tersebut oleh badan usaha niaga lain untuk mengalirkan gasnya. Melalui analisis mengenai kehandalan pipa, kapasitas, Sistem Manajemen Gas, kajian regulasi, serta dari aspek keselamatan dan lindungan lingkungan, rapat pembahasan dan diskusi yang dilakukan, akan memberikan rekomendasi yang memadai untuk putusan bahwa pipa tersebut layak untuk dimanfaatkan secara bersama, sehingga pengaliran terhadap konsumen pengguna akhir dapat meningkatkan konsumsi gas bumi domestik.

---

In distributing natural gas to end consumers, known as offtakers, the Indonesian Government has drawn up regulations regarding the distribution of natural gas through pipelines. One way to increase the distribution and consumption of natural gas to offtakers is to use the current existing pipeline of the business entity, which owns the downstream dedicated pipe, to jointly used by other commercial business entities, and become a third party access type of pipeline. PT IKD is a business entity that holds a Natural Gas Trading Business License and also owns a downstream dedicated pipe, which asked BPH Migas for consideration, regarding the usage of this pipe by other commercial business entities to convey its gas.Through analysis of pipe reliability, capacity, Gas Management System, regulatory studies, as well as safety and environmental protection aspects, meetings and discussions held, will provide recommendations that can conclude if the pipe is suitable for joint use, in purpose to flew natural gas to end users, and increase domestic natural gas consumption."

"ABSTRAKPT Y yang berada di lokasi jaringan pipa dedicated hilir ruas Stasiun Gas PGNBojonegara-Krakatau Daya Listrik milik PT X mendapatkan alokasi gas bumi darikegiatan usaha hulu Migas. Dalam rangka efisiensi dan mengoptimalkanpemanfaatan dan pemenuhan kebutuhan gas bumi dalam negeri, pengangkutangas bumi milik PT Y tersebut sebaiknya dilakukan melalui pipa dedicated hilirmilik PT X.Dalam penelitian ini dilakukan analisis terhadap pipa yang meliputi analisisjaringan pipa dan analisis teknis melalui perhitungan initial fill pipa, line packpipa dan pipeline uncertainty. Analisis keekonomian dilakukan melaluiperhitungan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa sedangkan analisissensitivitas dilakukan untuk mengetahui sensitivitas suatu parameter terhadapnilai tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yaitu pada volume gas yangdialirkan dan struktur pendanaan modal.Dari hasil analisis jaringan pipa didapatkan masih kecilnya tingkat pemanfaatanpipa eksisting saat ini (23.7%) sehingga masih terdapat lebih kapasitas untukpengaliran gas milik PT Y sebesar 20 MMscfd. Jumlah initial fill yang wajibdisediakan oleh Transporter dalam hal ini adalah PT X ke dalam sistem pipamula-mula adalah sebesar 1,708.705 Mscf atau 1.71 MMscf. Pipeline uncertaintydidapatkan sebesar 0.11%. Sedangkan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipayang harus dibayarkan oleh PT Y selaku Shipper kepada PT X selaku Transporteryaitu sebesar 0.045 USD/Mscf dengan IRR yang ditetapkan sama dengan WACCyaitu sebesar 13.5%. Dari hasil analisis sensitivitas diketahui bahwa bahwasemakin kecil volume yang dialirkan akan menaikkan nilai tarif dan sebaliknya.Sedangkan semakin besar komposisi debt funding dalam struktur pendanaanmodal akan menurunkan nilai WACC sehingga nilai tarif menjadi lebih kecil.

---

ABSTRACTPT Y is located near the downstream dedicated pipeline for segment Gas StationPGN Bojonegara-Krakatau Daya Listrik owned by PT X. PT Y get the gasallocation from upstream oil and gas business activities. In order to optimize theefficiency and utilization and meet the needs of domestic natural gas, thetransportation of gas owned by PT Y is preferably done through a downstreamdedicated pipeline of PT X.This study conducted by analysis that includes analysis of pipelines and technicalanalysis through the calculation of pipeline initial fill, pipeline line pack andpipeline uncertainty. Economic analysis is performed by calculating the naturalgas transport rates while sensitivity analysis is performed to determine thesensitivity of gas volume flow and capital financing structures on the natural gastransport rates.This study results that the pipeline utilization of existing pipe is 23.7% so thatthere is more pipeline capacity for transporting 20 MMscfd gas of PT Y. Thepipeline Initial fill that must be provided by the Transporter (PT X) into thepipeline system is 1,708.705 Mscf or 1.71 MMscf. The pipeline uncertainty is0.11%. The natural gas transport rates should be paid by PT Y as the Shipper toPT X as the Transporter is $ 0.045/Mscf with IRR are set equal to WACC(13.5%). From the results of sensitivity analysis is known that that the smallervolume of flow rate will increase the natural gas transport rates and vice versa.While the composition of the debt funding in capital funding structure willdecrease WACC, so that the natural gas transport rates becomes smaller."

"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"

"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."

"Pipa transmisi Dumai-Sei Mangkei dibangun sepanjang 421 km dengan tujuan untuk mengalirkan gas alam mencapai 300 MMSCFD baik ke arah Sumatra Selatan dan juga Pulau Jawa, maupun ke arah Sumatra Utara untuk menambahkan pasokan gas alam yang dialirkan pipa transmisi ruas Arun-Belawan. Dalam kajian ini bertujuan untuk mengetahui kelayakan pipa tersebut berdasarkan evaluasi teknis dan ekonomi. Desain teknis meliputi desain sistem pipa transmisi. Perhitungan dari simulasi memberikan hasil desain pipa baja API 5L X42 dengan diameter 28 inci. Desain peralatan meliputi kompresor yang terletak di Dumai dan Sei-Mangkei, berupa kompresor dua tahap dengan masing-masing tahap berkekuatan 7537 hp dan 7353 hp, desain slug catcher yaitu diameter 2,24 meter dan panjang 4,88 meter, desain knock-out drum yaitu diameter 2,07 meter dan tinggi 4,88 meter, serta desain scrubber yaitu diameter 1,1 meter dan tinggi 3,3 meter. Hasil perhitungan nilai parameter keekonomian yang didapatkan adalah NPV sebesar USD 121.878.245, IRR 10,08%, dan PBP setelah 9,75 tahun dengan toll fee sebesar USD 8,37/MMBTU

---

The Dumai-Sei Mangkei transmission pipeline is built for 421 km to transport 300 MMSCFD of natural gas both ways towards South Sumatra and Java Island, and towards North Sumatra as an additional supply to the Arun-Belawan section pipeline. This study is made to determine the feasibility of the pipe based on its technical and economical evaluations. Technical evaluations include the design of the transmission pipeline system. Based on the calculations of a simulation, the pipe is designed with steel API 5L X42 as its material with a diameter of 28 inches. Equipment designs include compressors which are in both Dumai and Sei-Mangkei, each with two stages, and each stage has a power of 7537 hp and 7353 hp respectively, the design of a slug catcher with a diameter of 2,11 meter and length of 6,33 meter, the design of a knock-out drum with a diameter of 2,18 meter and height of 6,55 meter, and a scrubber with a diameter of 1,1 meter and height of 3,3 meter. The results of economic parameter calculations is a NPV of USD 121.878.245, IRR 10,08%, and PBP after 9,75 years with a toll fee of USD 8,37/MMBTU."

"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."

"Salah satu tugas BPH Migas (Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi) meliputi pengaturan, penetapan dan pengawasan pengusahaan transmisi dan distribusi Gas Bumi melalui pipa. Dalam melakukan pengawasan kegiatan usaha pengangkutan dan niaga gas bumi, BPH Migas melakukan pengawasan on desk melalui verifikasi volume atas kesesuaian data dukung, dan pengawasan on site (lapangan) dengan melakukan pengecekan lapangan berdasarkan data dukung yang dilaporkan oleh Badan Usaha. Permasalahan yang terjadi di lapangan diantaranya terdapat temuan di mana selisih pada Neraca Gas Badan Usaha yang disebabkan oleh beberapa perbedaan seperti jenis alat ukur gas bumi, atau losses. Studi ini bertujuan untuk mendapatkan pedoman teknis pengukuran volume gas bumi, Mendapatkan metode untuk menentukan kandungan energi gas bumi yang terdapat di dalam pipa gas, dan mendapatkan pedoman teknis verifikasi volume gas bumi. Hasil studi telah berhasil mendapatkan Pedoman teknis pengukuran volume gas bumi di titik terima dan di titik serah dan dapat digunakan untuk verifikasi penyaluran gas bumi di lapangan. Selain itu telah juga dibuat kalkulator untuk perhitungan energi linepack dapat digunakan dilapangan dan telah divalidasi oleh simulator proses kimia dengan perbedaan hanya sekitar 1,1%.

---

One of the tasks of BPH Migas (Oil and Gas Downstream Regulatory Agency) includes regulating, determining, and supervising natural gas transmission and distribution operations through pipelines. In handling natural gas transportation and trading business activities, BPH Migas conducts on-desk supervision through volume verification of the suitability of the supporting data and on-site (field) supervision by conducting field checks based on the supporting data reported by the Business Entity. Problems in the field include findings where several factors, such as the type of natural gas measuring instrument or losses, cause the difference in the Gas Balance of Business Entities. This study aims to obtain technical guidelines for measuring the volume of natural gas, obtaining methods for determining the energy content of natural gas contained in gas pipes, and obtaining technical procedures for verifying natural gas volume. The results of the study have succeeded in getting technical guidelines for measuring the volume of natural gas at the receiving point and the delivery point and can be used to verify the distribution of natural gas in the field. Apart from that, a calculator for linepack energy calculations has also been made, which can be used in the field and has been validated by a chemical process simulator with a difference of only about 1.1%."

"Laporan Praktik Keinsinyuran ini membahas telaah terhadap pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan. Telaah dilakukan terhadap aspek teknis, dan ekonomi yang terdiri atas identifikasi potensi pasokan gas bumi, identifikasi kebutuhan gas bumi, analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi, perhitungan biaya pengangkutan, dan perhitungan biaya Niaga gas bumi melalui pipa, analisa harga jual gas bumi, perbandingan biaya keekonomian antara gas bumi melalui pipa dengan moda LNG. Berdasarkan analisa pasokan dan kebutuhan gas bumi serta analisa teknis dan ekonomi terhadap upaya peningkatan pemanfaatan gas bumi melalui pipa di wilayah Kalimantan maka diperoleh kesimpulan bahwa pemenuhan gas bumi untuk memenuhi kebutuhan pengembangan hanya memenuhi kebutuhan untuk skenario paling rendah dimana ketersediaan pasokan gas bumi yang tersedia pada periode 2020 s.d 2030 yang bisa dimanfaatkan untuk pengembangan wilayah Kalimantan hanya dapat mencukupi untuk skenario kebutuhan gas bumi rendah (low scenario). Walau demikian diperkirakan dapat terjadi kekurangan pasokan pada tahun 2024 sebesar -13,51 MMSCFD, tahun 2025 sebesar -43,82 MMSCFD dan tahun 2030 sebesar -130,90 MMSCFD. Sedangkan untuk perhitungan simulasi biaya pengangkutan dan niaga gas bumi melalui pipa di tiap provinsi di Kalimantan lebih ekonomis pada skenario paling tinggi, dimana diperoleh perhitungan harga jual gas bumi terendah untuk skema gas pipa yaitu dengan harga jual US$ 7,28 di Kalimantan Utara, dan harga jual tertinggi sebesar US$19,67 di Kalimantan Barat. Sedangkan untuk skema LNG dengan harga terendah dengan harga jual US$7,14 di Kalimantan Selatan dan harga jual tertinggi dengan dengan harga jual US$9,21 di Kalimantan Tengah. Dengan demikian harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan LNG lebih rendah bila dibandingkan harga jual gas bumi dengan skema pengangkutan gas bumi melalui pipa. Dengan belum bertumbuhnya kebutuhan gas bumi melalui pipa maka untuk memenuhi kebutuhan gas bumi di wilayah Kalimantan Barat dan Kalimantan Tengah agar menggunakan moda pengangkutan LNG.

---

This Engineering Practice Report discusses an analysis of the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region. The study encompassed technical and economic aspects consisting of the identification of natural gas potential supplies, identification of natural gas demand, analysis of natural gas supply and demand, calculation of transportation costs, calculation of trading costs for natural gas pipeline, analysis of natural gas selling prices, cost comparisons between using natural gas pipeline and LNG mode. Based on the analysis of natural gas supply and demand as well as technical and economic analysis of efforts to increase the utilization of natural gas pipelines in the Kalimantan region, it is concluded that the fulfilment of natural gas demand development can only fulfil the demand for the lowest scenario where the available natural gas supply from period 2020 to 2030 which can be used for the development of the Kalimantan region can only be sufficient for a low natural gas demand scenario (low scenario). However, it is estimated that there could be a supply shortage in 2024 of -13.51 MMSCFD, in 2025 of -43.82 MMSCFD and in 2030 of -130.90 MMSCFD. Meanwhile, for the simulation calculation of the costs of transporting and trading natural gas via pipeline in each province in Kalimantan, it is more economical in the highest scenario, where the lowest natural gas selling price calculation for the pipeline gas scheme is obtained, namely with a selling price of US$ 7.28 in North Kalimantan, and The highest selling price was US$19.67 in West Kalimantan. Meanwhile, for the LNG scheme, the lowest selling price is US$7.14 in South Kalimantan and the highest selling price is US$9.21 in Central Kalimantan. Thus, the selling price of natural gas using the LNG transportation scheme is lower compared to the selling price of natural gas using the natural gas transportation scheme via pipeline. With the demand for natural gas through pipes not yet growing and to fulfill the demand for natural gas in the West Kalimantan and Central Kalimantan regions could use LNG as a transportation mode."