Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKTujuan dari penulisan tesis ini adalah untuk menganalisa pengadaan infrastruktur gas bumi antar pulau jauh. Latar belakang dalam menganalisa pengadaan infrastruktur gas bumi antar pulau jauh dikarenakan kendala yang saat ini dialami yakni meningkatnya peningkatan permintaan gas bumi namun terkendala oleh letak geografis konsumen terhadap sumber gas, serta terbatasnya infrastruktur yang menghubungkan sumber-sumber gas dan pemakainya sehingga di beberapa daerah terjadi kekurangan pasokan gas shortage . Analisa yang dilakukan dalam pengadaan infrastruktur gas bumi ini dengan menggunakan analisis probabilistik yang dibantu simulasi monte carlo. Hasil yang diperoleh dibuat dalam 2 skenario. Skenario 1 menjelaskan harga jual gas bumi menggunakan pipa. Skenario 2 menjelaskan harga jual gas bumi cair LNG dengan pemanfaatan energi dingin yang terintegrasi dengan terminal regasifikasi.Dengan menggunakan analisis didapatkan Gas yang dapat dibawa ke Pulau Jawa dari Bontang Kalimantan Timur pada tahun 2019 sebesar 299,5 MMSCFD sedangkan pada tahun 2023 gas yang dapat dibawa ke pulau jawa 435,5 MMSCFD. Dan didapatkan pula dengan adanya pemanfaatan terhadap Energi dingin yang terintegrasi dengan terminal regasifikasi dapat mengurangi harga jual LNG sebesar 1,1 /MMBTU. Pada akhir penulisan diharapkan dapat diketahui solusi yang efisien untuk pemenuhan kebutuhan gas bumi di pulau jawa.

---

ABSTRACT The purpose of this thesis is to analyze the supply of natural gas infrastructure among the remote islands. This study is initiated by the fact that the demands of natural gas keeps increasing, however the isolated geographical locations where the consumers reside have been becoming an unfavorable barrier for the supply. Moreover, the lack of infrastructure that plays a main role for the gas distribution has caused gas shortages in several regions. The probabilistic analysis is occupied to analyze the issue on this thesis. Monte carlo simulation is also applied here. The obtained results are examined into two scenarios. The first scenario explains the selling price of natural gas employing the pipeline transport. Meanwhile, the selling price of liquified gas LNG with the utilization of cool energy that is being integrated with the regasification terminal is discussed in the second scenario. From this analysis, it is concluded that the amount of gas that can be distributed to Java Island from Bontang, East Kalimantan in 2019 is around 299,5 MMSCFD, whereas in 2023, the amount of gas that can be distributed to Java Island is around 435,5 MMSCFD. Moreover, the utilization of cool energy that is being integrated with the regasification terminal is found out to have the capability of decreasing the selling price of liquified gas LNG by 1,1 MMBTU. At the end of this thesis, it is expected that an efficient solution to fulfill the demand of natural gas in Java Island is eventually discovered."

"Sejalan dengan upaya dekarbonisasi global menuju net zero emission, pemerintah mencanangkan arah pengembangan kelistrikan menuju energi hijau melalui program pengalihan bahan bakar diesel pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) menjadi bahan bakar ramah lingkungan atau yang dikenal dengan nama program dedieselisasi. Di antara bahan bakar yang dicanangkan adalah gas bumi. Pulau Nias menjadi salah satu perhatian pemerintah dalam program pemerataan akses listrik dan percepatan dedieselisasi PLTD melalui Keputusan Menteri ESDM No. 13K/13/MEM/2020 untuk melaksanakan penyediaan infrastruktur gas bumi ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Nias. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan skema logistik distribusi gas bumi dalam wujud Liquefied Natural Gas (LNG) dan Compressed Natural Gas (CNG) melalui jalur laut dari wilayah Hub Arun LNG untuk mendapatkan biaya pengangkutan yang paling rendah. Skema logistik LNG meliputi LNG Carrier-Onshore Terminal, Mini Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) dan LNG ISO Tank, sedangkan skema logistik CNG mencakup CNG Tube-Skid dan CNG Marine. Hasil penelitian menunjukkan biaya pengangkutan paling rendah diperoleh melalui moda LNG dengan skema LNG Carrier-Onshore Terminal, yaitu sebesar $5,18/MMBtu. Dari analisis sensitivitas diperoleh harga Indonesian Crude Price (ICP) dan volume pengangkutan merupakan faktor yang sangat berpengaruh terhadap daya saing gas bumi dibandingkan bahan bakar diesel.

---

The Indonesian government has set policies of green energy in power generation to support global decarbonization issue towards net zero emissions. One of the policies is fuel-switching program of diesel fuel into natural gas (de-dieselization). Nias Island becomes one of the government's concerns for equitable access to electricity and accelerating the de-dieselization program through government’s decree to provide natural gas infrastructure for the Nias Gas Engine Power Plant (PLTMG). This research performed analysis of natural gas distribution logistics scheme by sea lane in the form of LNG and CNG from the Arun LNG Hub to look for the lowest transportation cost. The LNG logistics scheme includes LNG Carrier-onshore terminal, Mini FSRU and LNG ISO Tank, while the CNG logistics scheme includes CNG Tube-Skid and Marine CNG. The result of calculation shows that the lowest transportation cost is $5.18/MMBtu by using LNG Carrier-onshore terminal logistic scheme. The result of sensitivity analysis indicates that crude oil price and gas volume transported are important factors which determine natural gas competitiveness compared to diesel fuel."

"ABSTRAKPemerintah Indonesia mencanangkan program peningkatan pemanfaatan gas bumi dalam negeri hingga mencapai 30 dari total energi nasional pada tahun 2025. Terbatasnya infrastruktur yang ada akan menjadi hambatan utama dalam memaksimalkan pemakaian gas bumi di Indonesia. Tujuan penelitian ini adalah melihat proyeksi aliran gas bumi di Indonesia hingga tahun 2030, dan mendapatkan jadwal perencanaan infrastruktur gas bumi yang harus di bangun di Indonesia. Untuk dapat memproyeksikan aliran gas bumi, optimisasi dilakukan dengan fungsi objektif meminumkan biaya suplai gas bumi di Indonesia pada periode tahun 2016 hingga 2030. Terdapat tiga opsi dari pasokan gas yang dianalisa, yaitu pasokan gas yang berasal dari pipa domestik, LNG domestik LNG impor. Optimisasi diselesaikan dengan menggunakan excel solver dengan metode simplex. Biaya pasokan gas bumi meliputi harga gas bumi pada wellhead dan LNG ex-kilang hingga wilayah hilir yang dibatasi pada city gate pada masing-masing region. Hasil optimisasi menunjukan bahwa aliran suplai gas bumi di Indonesia akan didominasi oleh suplai melalui LNG dengan total suplai mencapai 7.639 MMSCFD pada tahun 2030. Aliran suplai melalui pipa domestik diperkirakan akan mengalami penurunan dari 3.187 MMSCFD pada tahun 2015 menjadi 2.190 MMSCFD di tahun 2030. Untuk menutupi kebutuhan aliran suplai tersebut maka dibutuhkan investasi sebesar 16,9 miliar USD hingga tahun 2030.

---

ABSTRACTThe Government of Indonesia is implementing a program to increase domestic natural gas utilization up to 30 of total national energy by 2025. The limited existing infrastructure will be a major obstacle in maximizing the use of natural gas in Indonesia. The purpose of this research is to analyzed the projection of natural gas flow in Indonesia until 2030, and to get the schedule of natural gas infrastructure planning in Indonesia. To be able to get projection of natural gas flow, optimization is carried out with objective function to minimize natural gas supply cost in Indonesia in the priode of 2016 to 2030. There are three options of natural gas supply which are analyzed, domestic supply from pipeline, domestic LNG dan import LNG. Optimization is done by using excel solver with simplex method. Natural gas supply cost calculated including natural gas prices at wellheads and LNG refinery to downstream area which is restricted to city gates in each regions. The result show that the natural gas supply flow in Indonesia will be dominated by supply through LNG with total supply reaching 7,639 MMSCFD by 2030. Supply flow through domestic pipeline is predicted to decrease from 3,187 MMSCFD in 2015 to 2,190 MMSCFD in 2030. To cover the need for supply, an investment of 16.9 billion USD is needed by 2030."

"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."

"Terbatasnya infrastruktur gas bumi adalah hambatan utama dalam memaksimalkan pemakaian gas bumi di Indonesia. Subsidi BBM telah lama membebani anggaran belanja negara, dan menghambat pemakaian energi lebih murah seperti gas bumi. Gas bumi di ekspor lalu sebagai gantinya mengimpor BBM yang lebih mahal menyebabkan banyak kerugian finansial bagi Indonesia. Ditambah persepsi bahwa investasi infrastruktur gas bumi yang sangat mahal akan membebani negara dan membuat harga gas bumi kurang bersaing dengan BBM. Tujuan penelitian ini adalah, pertama, memperoleh gambaran tingkat kemampuan gas bumi mensubstitusi BBM pada berbagai harga gas bumi yang dikaitkan dengan harga minyak bumi. Kedua, memperoleh gambaran seberapa besar investasi infrastruktur gas bumi untuk sejumlah BBM yang disubsititusi, penghematan biaya operasi, impor, dan subsidi yang ditimbulkan. Ketiga, memperoleh gambaran seberapa besar dampak subsitusi ini terhadap kinerja perekonomian Indonesia. Dengan tingkat pengembalian investasi infrastruktur yang dibuat menarik bagi investor swasta, optimasi dilakukan dengan meminimumkan biaya total rantai suplai gas bumi dari sumber gas ke konsumen. Optimasi menggunakan non-linier programming yang diselesaikan dengan metode Generalized Reduced Gradient. Sedangkan dampak substitusi BBM oleh gas bumi terhadap kinerja perekonomian Indonesia dihitung menggunakan ekonometrika. Hasil penelitian ini menunjukkan harga gas bumi ditangan konsumen dengan pendekatan optimasi adalah antara 59 - 71% dari harga BBM di sektor transportasi dan antara 57 - 63% dari harga BBM di sektor industri dan listrik untuk satuan energi yang setara. Selisih harga-harga ini cukup menarik bagi konsumen BBM untuk pindah ke gas bumi. Nilai penghematan subsidi, impor dan biaya operasi berlipat kali nilai investasinya, lebih dari sepuluh kali untuk sektor listrik dan industri. Hasil penelitian juga menunjukkan bahwa substitusi ini menaikkan PDB sekitar 3,04-5,14%, meningkatan pertumbuhan PDB sekitar 0,21-0,37% dan yang lebih penting, menurunkan pengangguran sebesar 26,78-44,23%, tergantung pada jumlah substitusi BBM ke gas bumi beserta nilai investasi infrastrukturnya, pengurangan biaya energi dan subsidi yang dialokasikan kembali sebagai investasi dan tingkat harga minyak mentah. Jika tanpa reinvestasi batas-batas bawah di atas akan menjadi jauh berkurang. Penurunan pengangguran yang sedemikian besar terutama disebabkan oleh realokasi penghematan subsidi sebagai investasi di sektor konstruksi. Inflasi sedikit meningkat akibat pertumbuhan PDB. Secara keseluruhan, substitusi ini meningkatkan kinerja perekonomian Indonesia secara signifikan.

---

The lack of natural gas infrastructure is the main hurdle in maximizing natural gas usage in Indonesia. The petroleum fuels subsidy has long burdens the government spending, and discourages less expensive energy usage such as natural gas. Exporting natural gas and importing the more expensive petroleum fuel products cause financial losses to Indonesia. Moreover, the perception of high natural gas investment costs that will burden government spending and pushing the natural gas price up hindered the infrastructure construction. The research objectives are, first, to analyze the ability of natural gas to substitute petroleum fuel for a certain natural gas prices which attached to crude oil prices; second, to analyze the required investment to substitute certain amount of petroleum fuel, as well as its subsidy, import and operating cost reductions; third, to analyze the substitution impact on Indonesia macroeconomic performance. Considering that the natural gas infrastructures are given a favorable return on their investment, the optimization to minimize the total natural gas supply chain cost from the sources to the consumers was performed. The optimization uses the Generalized Reduced Gradient method to solve the non-linear programming problem. Econometric is used to calculate the macroeconomic impacts. The results show that using the optimization approach the end-user natural gas prices can be put between 59 to 71% of petroleum fuel prices in transportation sector and between 57 to 63% of petroleum fuel prices in industrial and electricity sector, for the same of energy equivalent. Those price differences are attractive for the petroleum fuel consumers to switch to natural gas. The amounts of subsidy, import and operating cost reduction returns multiple times of the value of its investment, more than ten times in electricity and industrial sectors. The macroeconomic analysis shows that the substitution facilitate GDP increase of 3.04 to 5.14%, GDP growth increase of 0.21 to 0.37%, and more importantly, unemployment decrease of 26.78 to 44.23%, depending on the amount of petroleum fuel substitution and its investment, as well as the cost/subsidy reduction reallocated as investment and crude oil prices. When the reductions are not reallocated as investment, the above results decrease considerably. Inflation increases slightly because of the increase in GDP growth. The substantial unemployment reduction is facilitated by large investment increase in construction sector resulting from energy subsidies reallocation. In short, the substitution significantly increases Indonesia economic performance."

"Pemanfaatan gas untuk sektor domestik terutama di Pulau Jawa yang merupakan pusat konsumen gas terbesar di Indonesia akan semakin meningkat, disebabkan oleh pasar LNG dunia yang sangat kompetitif, peningkatan kebutuhan listrik, kenaikan harga bahan bakar minyak, isu lingkungan, dan fakta kebutuhan gas yang semakin besar, Tujuan penelitian ini adalah melakukan optimisasi sistem jaringan transmisi gas bumi terintegrasi yang menghubungkan pusat suplai ke pusat konsumen di Pulau Jawa berupa jaringan PNG (Pipeline Natural Gas), melalui LNG (Liquefaction Natural Gas) maupun CNG (Compressed Natural Gas). Metode optimisasi yang dipakai adalah metode algoritma genetik, dengan tujuan memperoleh total cost supply yang paling minimum, sedangkan untuk proyeksi kebutuhan gas di Pulau Jawa di prediksi dengan menggunakan metode ekonometrik.Hasil optimisasi jaringan transmisi gas bumi untuk memenuhi kebutuhan gas di Pulau Jawa untuk Skenario I, diperoleh angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 38.54 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa: Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, dan Papua-LNG. Untuk Skenario II angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 55.74 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai:Jawa Barat-PNG, Sulawesi-PNG, Natuna-LNG, Papua-LNG, dan LNG import. Untuk Skenario III angka total cost of supply yang paling minimum yaitu 31.96 Milyar USS, dengan konfigurasi sistem moda transmisi penyaluran gas ke Jawa sebagai berikut: Jawa Barat-PNG, Sumatera Selatan-PNG."

"Ruas Pipa Transmisi Semarang – Batang (Cisem Tahap 1) merupaan salah satu dari jaringan pipa transjawa. Semula pipa ini akan dibangun oleh Badan Usaha, tetapi kemudian dikembalikan ke negara karena tidak ekonomis secara bisnis. Studi ini bertujuan untuk melakukan analisis dan memodelkan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi untuk pipa Semarang – Batang yang akhirnya dibangun oleh pemerintah melalui anggaran negara. Pengembangan model dilakukan dengan merubah formulasi umum penghitungan tarif dengan dua kategori yaitu dengan skema Penyertaan Modal Negara (PMN) dan model Barang Milik Negara (BMN). Dalam skema PMN Pemerintah meminta pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan dengan keuntungan yang dibatasi maksimal sama dengan persentase pengembalian Surat Hutang Negara sedangkan dalam skema BMN Pemerintah tidak pengembalian modal atas aset yang sudah diinvestasikan sehingga tarif hanya berupa management fee. Hasil perhitungan menunjukkan perhitungan tarif dengan skema BMN, menghasilkan nilai yang paling rendah dan efisien yaitu 57,1% lebih rendah dibandingkan jika dihitung dengan formulasi umum penghitungan tarif dan 27,4% lebih rendah dibandingkan dengan skema PMN. Selain itu dalam studi ini juga dilakukan implementasi profesionalisme, kode etik keinsinyuran dan keselamatan kesehatan kerja dan lingkungan (K3L).

---

Trans Java pipeline networks include the Semarang-Batang Transmission Pipeline Segment (Cisem Phase 1). This pipe was supposed to be constructed by a company, but since it would not be profitable for them, the state eventually got it back and The government funded the pipeline's construction through the state budget. The goal of this study is to analyze and simulate how the Semarang-Batang pipeline's natural gas transportation tariffs were determined. To build the model, the general formula for calculating tariffs was modified into two main types: the State Property (BMN) model and the State Capital Participation (PMN) scheme. In the case of the PMN scheme, the government asks for a return of capital on invested assets, with profits limited to the percentage of return on government debt securities. While the BMN scheme only allows for management fees as the government does not return capital on invested assets. The results of the calculation show that the BMN scheme generates the lowest and most efficient value when applied for calculating tariffs; it is 57.1% cheaper than when calculated using the conventional tariff calculation formulation and 27.4% cheaper than when calculated using the PMN scheme. Furthermore, this study included engineering codes of ethics, environmental safety, occupational health (K3L), and professionalism."

"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"

"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."

"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."