Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Pembangunan Terminal LNG Gresik bertujuan untuk memenuhi kebutuhan gas sebesar 109 MMSCFD bagi PLTGU Jawa-3 yang terintegrasi dengan Terminal LNG Gresik dimana sumber gasnya diperoleh dari beberapa kilang LNG di dalam dan luar negeri. Pemodelan sistem logistik LNG untuk Terminal LNG Gresik dibangun untuk menggambarkan rantai pasokan LNG dari kilang LNG ke Terminal LNG Gresik dan akan dibuat beberapa skenario pasokan. Model yang dibangun bersifat linear dan akan dilakukan optimasi terhadap model tersebut dengan menggunakan pemrograman linear untuk mendapatkan biaya suplai gas minimum. Pemrograman linear mencakup penentuan fungsi objektif, variabel keputusan, batasan-batasan dan melibatkan Solver dari perangkat lunak Microsoft Excel untuk mendapatkan solusinya. Hasil menunjukkan biaya pasokan gas minimum diperoleh melalui skenario pasokan langsung dengan sumber gas berasal dari dalam dan luar negeri dengan kombinasi pasokan dari kilang Bontang sebesar 15,79 Bcf 40 pasokan dan dikirim sebanyak 12 kali per tahun, kilang Tangguh sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun dan kilang Bintulu sebesar 11,84 Bcf 30 pasokan dan dikirim sebanyak 9 kali per tahun.

---

The construction of LNG Gresik Terminal is aimed to fulfill the 109 MMSCFD gas requirement for PLTGU Java 3 which is integrated with the terminal where the gas source is obtained from several domestic and abroad liquefaction plants. The modeling of the LNG logistics system for LNG Gresik Terminal was built to illustrate the LNG supply chain from the liquefaction plants to the terminal and several supply scenarios will be proposed.

The built model is linear and will be optimized by using linear programming to get the cheapest gas supply cost. Linear programming involves the determination of objective functions, decision variables, constraints and using Solver from Microsoft Excel software to get its solution.

The result shows that the minimum gas supply cost is obtained through direct supply scenario with gas source from domestic and abroad with combination of gas supply Bontang equal to 15.79 Bcf 40 supply with 12 shipments, Tangguh equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments and Bintulu equal to 11.84 Bcf 30 supply with 9 shipments."

"Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded.Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain.Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas.Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun).

---

Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields.

The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal.

Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun.

The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun)."

"Penelitian ini bertujuan untuk melakukan optimisasi pada sistem rantai suplai LNG agar didapatkan biaya suplai yang paling murah dari kilang LNG hingga sampai ke FSRU (Floating Storage Regasification Unit) dan juga jumlah LNG yang seharusnya dipasok oleh setiap kilang dengan menggunakan metode optimasi. Metode optimasi harus menentukan fungsi objektif, variabel keputusan dan juga constrain. Untuk mendapatkan biaya suplai yang murah maka akan menggunakan harga dari ex kilang dan harus mendapatkan biaya transportasi yang murah. Kapasitas kapal yang akan digunakan pada penelitian ini adalah 150.000 m3 dan kecepatan 18 knot. Metode pengiriman yang digunakan pada penelitian ini adalah metode Hub and Spoke. Pada penelitian ini yang akan menjadi sumber yaitu Kilang Tangguh, Masela, Donggi Senoro dan Bontang dengan tujuannya FSRU yang terletak dipulau Jawa dan Sumatera. Yang sangat berpengaruh pada biaya suplai adalah jarak dari setiap kilang LNG menuju FSRU. Dan hasil yang didapatkan kilang Bontang menyuplai LNG ke FSRU Aceh 3,0 MTPA selama 20 tahun dengan biaya suplai tahun ke-1 6,3 $/MMBtu. Kilang Tangguh akan menggunakan 2 kapal untuk memasok LNG 2,1 MTPA ke FSRU Jawa Tengah dengan 35 biaya suplai ditahun ke-1 6,64 $/MMBtu dan 0,9 MTPA untuk FSRU Lampung dengan biaya suplai pada tahun ke-1 6,63 $/MMBtu. Kilang Masela akan menggunakan 3 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Jawa Tengah 0,9 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 9,50 $/MMBtu dan FSRU Jawa Barat 3 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-4 yaitu 9,58 $/MMBtu. Kilang Donggi Senoro akan menggunakan 1 kapal untuk memasok LNG ke FSRU Lampung sebanyak 0,6 MTPA dengan biaya suplai pada tahun ke-1 yaitu sebesar 6,7 $/MMBtu.

---

This research aims to optimize the LNG supply chain system in order to get the lowest supply cost from the LNG plant to FSRU (Floating Storage Regasification Unit) and also the amount of LNG that is supposed to be supplied by each plant by using optimization methods. Optimization method must determine the objective function, decision variables and constrain. To get a low supply cost, low price of ex plant and transportation cost must be used. Vessels with capacity of 150,000 m3 and a speed of 18 knots will be used.

Shipping method used in this research is Hub and Spoke. In this study, the LNG source is Tangguh, Masela, Donggi Senoro and Bontang plant with the destination are FSRU located in Java and Sumatra. Supply cost is affected by distance of each LNG plant to the FSRU. From the results, it is obtained that Bontang LNG plant supply 3.0 MTPA to the FSRU Aceh for 20 years with supply cost in the first year $ 6.3 / MMBtu. Tangguh plant will use two ships to supply 2.1 MTPA LNG to Central Java FSRU with first year supply costs of $ 6.64 / MMBtu and 0.9 MTPA to Lampung FSRU with first year supply cost of $ 6.63 / MMBtu. Masela plant will use three ships to supply 0.9 MTPA LNG to the Central Java FSRU with the lowest costs in the 4th year of $ 9.50 / MMBtu and 3 MTPA to west Java FSRU 3 with the lowest supply cost in the 4th year of $ 9.58 / MMBtu. Donggi Senoro will use one ship to supply 0.6 MTPA LNG to Lampung FSRU with supply costs in the first year of $ 6.7 / MMBtu."

"Dalam rangka memenuhi kebutuhan listrik di Sulawesi Utara, Sulawesi Tengah dan Gorontalo, PT X dihadapkan pada tantangan dalam memenuhi kebutuhan listrik proyek pengembangan Kawasan Ekonomi Khusus (KEK) di Bitung dan Palu. Tidak terjangkaunya jaringan pipa gas yang bersumber di sekitar Kota Luwuk dan kecilnya kebutuhan gas menjadi kendala. Gas alam dalam bentuk cair (LNG) menjadi alternatif untuk pasokan gas ke pembangkit listrik di Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) dan Gorontalo (100 MW) menggunakan sumber LNG dari Bontang maupun Sengkang dengan kebutuhan gas total sebesar 26,41 MMSCFD. Optimasi Logistik LNG perlu dilakukan untuk mendapatkan biaya transportasi minimum. Dengan membandingkan lima kapal LNG yang akan digunakan yaitu kapal berkapasitas 10.000 m³ sampai dengan 22.500 m³ yang ada di pasaran. Metode penelitian menggunakan Solver Add-In yang ada pada Microsoft Excel dengan objective function meminimalkan biaya Distribusi LNG. Hasil optimasi berdasarkan tiga skenario dan dua sumber LNG terhadap jarak sumber LNG ke tujuan pengiriman dalam periode satu tahun didapatkan bahwa, metode transportasi LNG yang menghasilkan biaya distribusi minimum adalah menggunakan skenario Milk-Run dari sumber LNG Bontang dengan total biaya transportasi diperoleh sebesar USD 17.207.897 atau setara dengan 1,53 USD/MMBTU dengan satu buah kapal LNG berkapasitas 12.000 m³.

---

In the framework of fulfilling the electricity needs in North Sulawesi, Central Sulawesi and Gorontalo, PT X is faced with challenges in fulfilling the electricity needs of the Special Economic Zone (KEK) development project in Bitung and Palu. The inaccessibility of gas pipelines sourced in and around Luwuk City and the small gas requirement becomes an obstacle. Liquefied Natural Gas (LNG) becomes an alternative to supply gas to a power plant in Minahasa (150 MW), Tahuna (30 MW), Donggala (60 MW) and Gorontalo (100 MW) using LNG sources from Bontang and Sengkang with total gas requirements of 26.41 MMSCFD. LNG Logistics Optimization is necessary to obtain minimum transportation costs. By comparing five LNG vessels that will be used, with a capacity of 10,000 m³ up to 22,500 m³ on the market. The research method uses a Solver Add-In in Microsoft Excel with an objective function minimizing the cost of LNG distribution. The optimization results based on three scenarios and two sources of LNG on the distance of the LNG source to the delivery destination in a one-year period found that the LNG transportation method that produces minimum distribution costs using the Milk-Run scenario from the Bontang LNG source with total transportation costs of USD 17,207,897 or equivalent with 1.53 USD/MMBTU with one 12,000 m³ LNG capacity vessel."

"ABSTRAKBerdasarkan data dari kementrian ESDM, pada tahun 2013-2028 terdapat ketidakseimbangan antara supply dan demand gas bumi, khususnya di regional Jawa Timur dan Bali. Untuk itu perlu dilakukan penambahan infrastruktur gas berupa pembangunan terminal penerima LNG. Salah satu lokasi yang dipilih untuk direncanakan dibangun terminal penerima LNG adalah di Gresik Jawa Timur. Dalam pembangunan terminal penerima LNG diperlukan pemilihan teknologi agar sesuai dengan kondisi di tempat tersebut dan diharapkan dapat memberikan manfaat finansial. Tujuan dari penulisan tesis ini adalah untuk mendapatkan teknologi yang paling sesuai untuk diaplikasikan di terminal penerima LNG di Jawa Timur dengan mempertimbangkan aspek teknis dan keekonomian. Pada penelitian ini akan dilakukan pemilihan teknologi terminal penerima LNG berbasis lokasi dan pemilihan teknologi regasifikasi menggunakan metode Analytical Hierarchy Process. Selain itu juga dilakukan perhitungan keekonomian dan sensitivitas. Hasil dari penelitian ini adalah diperoleh bahwa jenis terminal LNG yang paling sesuai di Gresik Jawa Timur adalah Land Based Terminal LNG dengan menggunakan teknologi regasifikasi Shell and Tube Vaporizer.Pembangunan land based terminal LNG di Gresik Jawa Timur layak untuk dilaksanakan karena biaya regasifikasi 0,468 USD/MMBTU, NPV 31.943.500 USD, IRR 19,25 , BC Ratio 1,23 dan PBP 3,4 tahun. Faktor throughput untuk pembangkit memiliki sensitivitas terbesar terhadap IRR.

---

ABSTRACTBased on data from the Ministry of Energy and Mineral Resources, in the year 2013 2028 there is an imbalance between supply and demand of natural gas, especially in East Java and Bali. For that we need to add gas infrastructure in the form of construction of LNG receiving terminal. The planned LNG receiving terminal is located in Gresik, East Java. The purpose of this thesis is to obtain the most suitable technology to be applied at the LNG receiving terminal in East Java by considering the technical and economic aspects. In this research would be selected LNG receiving technology based on terminal location and selection of regasification technology using Analytical Hierarchy Process method. Economical analysis and sensitivity test were also done. The result of this research shows that the most suitable LNG terminal in Gresik East Java is Land Based LNG Terminal by using Shell and Tube Vaporizer regasification technology. The construction of a ground based LNG terminal in Gresik East Java is feasible to be implemented due to regasification costs of 0.468 USD MMBTU, NPV 31,943,500 USD, IRR 19.25 , BC Ratio 1.23 and PBP 3.4 years. The throughput factor for the power plant has the greatest sensitivity to IRR."

"ABSTRAKTerminal penerima LNG Gresik akan dibangun untuk memenuhi kebutuhan pembangkit listrik tenaga gas dan uap PLTGU dengan laju regasifikasi gas alam sebesar 60,95 MMSCFD. Potensi eksergi dingin LNG akan terbuang ke air laut pada proses penguapan LNG secara konvensional dengan open rack vaporizer ORV sehingga diperlukan kajian pemanfaatan eksergi dingin LNG untuk menghasilkan energi listrik. Dalam penelitian ini dilakukan kajian teknologi penguapan LNG dengan pemanfaatan eksergi dingin LNG untuk menghasilkan energi listrik melalui skema Direct Expansion, Rankine Cycle dan kombinasi Direct Expansion Rankine Cycle yang disimulasikan dengan program komputer Unisim. Analisis energi dan eksergi juga dilakukan untuk mengetahui efisiensi penggunaan eksergi dingin LNG, dilanjutkan dengan analisis keekonomian berdasarkan data simulasi ketiga skema tersebut. Hasil simulasi menunjukkan bahwa skema kombinasi mampu menghasilkan energi listrik terbesar yaitu 39,80 kWh per ton LNG yang teregasifikasi dengan potensi pendapatan penjualan energi listrik sebesar USD 1.140.935 per tahun. Skema kombinasi juga mempunyai efisiensi termal dan efisiensi eksergi tertinggi sebesar 14,48 dan 60,71 . Berdasarkan hasil analisis keekonomian diketahui bahwa skema Direct Expansion mempunyai NPV tertinggi sebesar USD 695.032.

---

ABSTRACTGresik LNG receiving terminal will be built to meet the needs of combined cycle power plant PLTGU with natural gas regasification rate of 60.95 MMSCFD. The potential LNG cold exergy will be wasted to seawater on conventional LNG evaporation process using open rack vaporizer ORV so it is necessary to study the utilization of LNG cold exergy to generate electrical energy. In this research, the technology of LNG vaporization with the cold exergy utilization to produce electrical energy through Direct Expansion, Rankine Cycle and combination of Direct Expansion Rankine Cycle scheme simulated with Unisim computer program. Energy and exergy analysis also conducted to determine the efficiency of LNG cold exergy utilization, followed by economic analysis based on simulation data of the three schemes. The simulation results show that the combination scheme has the largest capability to produce electrical energy of 39.80 kWh per ton LNG regasified with potential revenue from electrical energy sales of USD 1,140,935 per year. Combination scheme also has the highest thermal efficiency and exergy efficiency of 14.48 and 60.71 . Based on the results of economic analysis found that Direct Expansion scheme has the highest NPV of USD 695,032."

"Pengeboran minyak dan gas bumi secara ilegal kerap terjadi di Indonesia, lantaran sudah menjadi budaya dan mata pencaharian tetap bagi masyarakat. Pengeboran yang dilakukan secara tanpa izin ini menimbulkan permasalahan, salah satunya adalah dampak lingkungan hidup berupa pencemaran dan kerusakan lingkungan. Permasalahan tersebut yang akan dibahas di dalam skripsi ini, yang meliputi dampak lingkungan hidup yang ditimbulkan oleh pengeboran minyak dan gas ilegal, pengaturan di Indonesia yang mengatur mengenai minyak dan gas serta lingkungan hidup, dan kebijakan yang dapatmengoptimalkan ketentuan mengenai minyak dan gas yang telah ada. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah yuridis-normatif dengan bahan pustaka berupa bahan hukum. Regulasi mengenai minyak dan gas bumi di Indonesia tercakup dalam tingkat konstitusi, peraturan perundang-undangan, peraturan pelaksanaan dan petunjuk teknis. Terlepas dari regulasi yang ada, ternyata belum cukup untuk menjangkau lebih dalam mengenai aspek minyak dan gas dikaitkan dengan perlindungan dari lingkungan hidup. Oleh karenanya sebagai usaha dalam mengatasi permasalahan tersebut, pemerintah dapat mengupayakan legalisasi dari pengeboran ilegal dengan pengeborandengan skala kecil yang dilakukan oleh masyarakat yang dilengkapi dengan pembinaan mengenai persyaratan lingkungan yang harus dipenuhi. Adapun pemerintah dapat menginterpretasi dan menafsirkan peraturan yang sudah ada terkait permasalahan ini,seperti Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1 Tahun 2008 tentang Pedoman Pengusahaan Pertambangan Minyak Bumi pada Sumur Tua. Selain itu, diperlukan pembaharuan pada tataran peraturan baik di tingkat undang-undang maupunperaturan pelaksana untuk beradaptasi dengan kebutuhan masyarakat di bidang pertambangan minyak dan gas bumi saat ini.

---

Illegal drilling in the oil and gas industry often occurs in Indonesia because it has become

a culture and permanent livelihood for the people living near the oil landmine. This illegal oil drilling being held without a permit raises problems, including environmental impact in the form of pollution and environmental damage to the region. Such issues will be discussed in this writing, such as the environmental impacts caused by oil and gas drilling, Indonesia's regulations about oil and gas and environmental protection and management, and policies that can optimize existing provisions regarding oil and gas. The method used in this study is normative juridical with legal materials in the form of literature. Regulations regarding oil and natural gas in Indonesia are covered at the constitutional level, statutory regulations, implementing regulations, and technical guidelines. Apart from the existing regulations, it is more is needed to go deeper into the aspects of oil and gas associated with environmental protection. Therefore, to overcome these problems, the government can seek the legalization of illegal drilling with small-scale drilling carried out by the community equipped with environmental guidance requirements that must be met. The government can interpret existing regulations related to this issue, such as Regulation of the Minister of Energy and Mineral Resources Number 1 of 2008 concerning Guidelines for the Oil Mining Business in Old Wells. In addition, reforms are needed at the regulatory level, both at the level of laws and implementing regulations to

adapt to the community's current needs in the oil and gas mining field."

"Tujuan dari tesis ini adalah untuk mengusulkan sebuah kerangka kerja analisis risiko dinamis dengan menggunakan metode FMEA dan sistem dinamis. FMEA digunakan sebagai langkah awal untuk mengidentifikasi sistem/ peralatan kritis dengan melihat nilai RPN (Risk Priority Number) tertinggi, kemudian menggunakan nilai dari O (Occurrence/tingkat frekuensi kejadian) sebagai masukan untuk menyimulasikan sejauh mana efektivitas biaya yang dikeluarkan dalam menanggulangi masalah tersebut dan untuk melihat kemungkinan terjadinya penurunan tingkat kejadian dari kegagalan sistem tersebut dari waktu ke waktu. Simulasi dilakukan menggunakan pendekatan sistem dinamis dengan membangun model struktural dari variabel-variabel non-linear (hubungan sebab-akibat) dan mempertimbangkan batasan dari sistem yang terkait dengan manajemen risiko. Dengan kerangka pemodelan ini diharapkan langkah-langkah mitigasi yang berkaitan dengan strategi dan kebijakan manajemen risiko organisasi dapat disimulasikan dan instrumen-instrumen kebijakan dalam manajemen risiko tersebut dapat dievaluasi dalam rangka menurunkan tingkat frekuensi kejadian (Occurrence) dari sistem dan/atau peralatan kritis tersebut. Dalam tesis ini, pendekatan yang diusulkan akan diterapkan untuk menganalisis aspek yang terkait dengan strategi manajemen risiko yang ditimbulkan dari sistem kritis sistem pasokan berbahan bakar gas pada sebuah kapal berbahan bakar gas LNG.

---

This thesis aims to propose a risk analysis framework using the FMEA method and system dynamics approach. FMEA is used as a first stage to identify critical equipment/system based on the highest RPN, then uses the value of the O (Occurrence) as an input to simulate the extent of the effectiveness of the costs incurred and to see the possibility of a decrease in critical system failure occurrences from time to time. The simulation carried out using a system dynamic approach by constructing a structural model of non-linear variables (cause-effect relationships) and considering the system boundary associated with risk management. With this modelling framework, it is expected that the various mitigation actions expected can be simulated with this modelling framework, and policy instruments related to risk management on the identified critical equipment can be evaluated to reduce the failure occurrences. In this paper, the proposed approach will apply to analyze various scenarios of risk management strategies implemented for the critical equipment of fuel gas supply systems (FGSS) on an LNG fuelled gas vessel."

"Latar belakang dari penelitian ini adalah di dalam dokumen RUPTL Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik PT X 2017-2026 telah direncanakan beberapa lokasi LNG storage berdasarkan kebutuhan LNG multi klaster pembangkit listrik berbahan bakar gas, namun demikian masih diperlukan pengujian optimisasi agar diperoleh skema logistik LNG yang handal dan efisien. Konsep pemikiran strategis dalam penyusunan tesis ini dibatasi pada optimisasi logistik LNG multi sumber LNG hingga storage yang berfungsi sebagai hub LNG di masing-masing klaster. Tujuan dari penelitian ini adalah untuk memperoleh biaya suplai LNG paling minimum. Metoda penelitian yang digunakan yaitu model optimisasi Mixed-Integer Linear Programming MILP dengan menggunakan perangkat lunak optimisasi Lingo. Hasil perhitungan optimisasi menunjukan bahwa dari 11 jenis kapal dengan ukuran beragam terpilih 3 kapal untuk memenuhi kebutuhan LNG di 5 tempat selama 10 tahun. Kapal tersebut berukuran 140.000 m3 sebanyak 2 unit dan 150.000 m3 sebanyak 1 unit dan 125.820 m3 atau 126.277 m3 untuk disewa yang setiap tahunnya akan memiliki rute perjalanan yang berbeda-beda. Selain itu berdasarkan hasil optimasasi biaya transportasi LNG dari sumber ke titik demand berkisar dari 0,24 ndash; 0,5 USD/mmbtu.

---

The background of this analysis is based on the RUPTL Electricity Power Supply Business Plan document of PT X year 2017 2026 saying that there is a plan to have several LNG storage in several location to fulfill multi cluster of gas power plant demand, thus it still needs to be optimized to have the most reliable and efficient LNG logistic scheme. The concept of strategic thinking in this thesis is to optimize LNG logistic from multi source to several storage which will act as hub in each cluster. The objective of this study is to achieve the lowest cost of LNG supply chain.

Optimization method used in this research is mixed integer linear programing MILP model using Linggo software. The optimization results show that from 11 vessels with various sizes available selected 3 vessels to be purchased and 1 vessel to be rent to meet LNG demand in 5 places for 10 years. Those vessels are 2 unit 140.000 m3 and 1 unit 150.000 m3 for constructed and 125.820 m3 or 126.277 m3 for rent that will have different routing every year. Thus, based on the optimization the lowest the LNG transportation costs from source to all demands are in range from 0.24 to 0.5 USD mmbtu. "

"Indonesia memiliki potensi gas bumi yang besar dimana salah satu pemanfaatannya adalah pemenuhan kebutuhan listrik. Berdasarkan rasio elektrifikasinya, Nusa tenggara Timur memiliki nilai terendah se-indonesia, yaitu sebesar 88%. Sementara, Nusa Tenggara Barat memiliki rasio elektrifikasinya sebanyak 99% yang belum mencapai target rasio elektrifikasi 100%. Dalam rangka meningkatkan distribusi listrik ke Nusa Tenggara, pembangkit listrik berbahan bakar gas akan dibangun dimana gas bumi akan dikirim dalam bentuk LNG. Pengembangan LNG skala kecil digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas di Nusa tenggara dimana LNG akan dikirim dari kilang Tangguh atau Donggi-senoro menggunakan skema logistik milk-run ke 10 terminal penerima. Biaya transportasi paling rendah didapatkan dengan skenario logistik yang dibagi kedalam tiga klaster dengan masing-masing klaster dikirim menggunakan kapal 19.500 dari kilang Donggi. Harga jual LNG yang didapatkan adalah 13,6 USD/MMBTU dengan margin sebesar 2 USD/MMBTU. Skema ini juga dinilai layak untuk diinvestasikan dimana IRR, NPV, dan PBP adalah 19,59%, USD 149.459.736, dan 6 tahun.

---

Indonesia has a large natural gas potential where one of the uses is to fulfill electricity needs. Based on its electrification ratio, East Nusa Tenggara has the lowest electrification ratio in Indonesia, which is 88%. Meanwhile, West Nusa Tenggara has an electrification ratio of 99% which has not yet reached the 100% electrification ratio target. In order to increase electricity distribution, gas-fired power plants will be built where natural gas will be delivered in the form of LNG. The development of small-scale LNG will be used to fulfill gas demand in Nusa Tenggara where LNG will be sent from the Tangguh and Donggi refineries using a milk-run logistics scheme and CVRP method. The lowest transportation cost is obtained with a logistics scenario divided into three clusters which each cluster being shipped using a 19,500 vessel. The selling price of LNG obtained is 13.6 USD/MMBTU with a margin of 2 USD/MMBTU. This scheme is also considered feasible for investment where the IRR, NPV and PBP are 19.59%, USD 149,459,736, and 6 years, respectively."