Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) telah mengeluarkan Keputusan No:13K/13/MEM/2020 sebagai landasan penggunaan LNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik di 52 lokasi di Indonesia. Di sisi lain, KESDM juga mengeluarkan Peraturan No:10/2020 yang menetapkan harga plant gate untuk pembangkit listrik sebesar $6/MMBTU. Namun, biaya logistik untuk mendistribusikan LNG dari liquefaction plant ke lokasi pembangkit juga mengeluarkan biaya yang tidak sedikit, mulai dari biaya pengapalan hingga biaya regasifikasi. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan desain logistik yang optimal untuk distribusi LNG dengan melakukan optimasi biaya pengapalan dan biaya regasifikasi. Penelitian ini diawali dengan mencari data terkait spesifikasi dan harga beberapa jenis dan ukuran kapal dan unit regasifikasi LNG, serta data terkait kebutuhan LNG di lokasi kilang. Studi kasus yang digunakan dalam penelitian ini adalah 6 lokasi pembangkit dengan rentang ukuran 10 hingga 150 MW yang terletak di cluster Papua Utara dengan sumber LNG berasal dari 2 skenario. Pada skenario pertama, LNG dikirimkan dari Badak Liquefaction Plant, dan skenario kedua berasal dari Tangguh Liquedaction Plant, dengan 2 variasi asumsi Harga Minyak Mentah Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) untuk setiap skenario, asumsi ICP tahun 2021, $45/ bbl, dan asumsi ICP pada tahun 2023, $95/bbl. Optimasi menggunakan metode MILP pada software AIMMS dengan solver CPLEX. Hasil yang diperoleh adalah, harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Badak adalah $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario B45 dan $15.83/ MMBTU ($2,30/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario B95. Sedangkan harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Tangguh adalah $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario T45 dan $15.15/MMBTU ($1.75/ MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario T95. Oleh karena itu, berdasarkan optimalisasi yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa harga yang ditetapkan oleh Pemerintah akan sangat sulit diimplementasikan bahkan untuk skenario termurah yang didapatkan.

---

The Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) has issued Decree No:13K/13/MEM/2020 as the basis for using LNG as fuel for power plants at 52 locations in Indonesia. On the other hand, MEMR also issued Regulation No:10/2020 which sets the plant gate price for power plants at $6/MMBTU. However, the logistics costs for distributing LNG from the source to power plant also incur significant costs, ranging from shipping costs to the cost of regasification. Therefore, this study aims to obtain optimal logistics design for LNG distribution by optimizing shipping costs and regasification costs. This research starts by looking for data related to specifications and prices for several types and sizes of ships and LNG regasification unit, as well as data related to LNG demand at the plant site. The case studies used in this research are 6 power plants with a size range from 10 to 150 MW located in North Papua cluster with sources coming from 2 scenario. First scenario is using Badak Liquefaction Plant as the source of LNG, and the second scenario is using Tangguh Liquefaction Plant as the source of LNG, with 2 variations of Indonesia Crude Price (ICP) assumption for each scenario, ICP assumption in 2021, $45/bbl, and ICP assumption in 2023, $95/bbl. Optimization uses MILP method on AIMMS software with CPLEX solver. The results obtained are, the Plant Gate LNG price for LNG originating from Badak is $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario B45 and $15.83/MMBTU ($2.30/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario B95. Whereas the Plant Gate LNG price for LNG originating from Tangguh is $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario T45 and $15.15/MMBTU ($1.75/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario T95. Therefore, based on the optimization have been carried out, it can be concluded that the price set by the Government will be very difficult to implement even for the cheapest scenario obtained."

"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. "

"Sistem rantai suplai LNG di Indonesia menjadi bagian penting dan krusial dari seluruh bisnis proses LNG. Biaya rantai suplai mencakup sebagian besar dari harga jual LNG. Oleh karena itu, keberhasilan desain sistem rantai suplai akan mengurangi beban pihak pembeli dan pemberi subsidi. Tantangan yang ada saat ini adalah sistem distribusi yang belum merata ke seluruh wilayah di Indonesia, baik dalam bentuk LNG maupun listrik. Pada penelitian ini sistem rantai suplai akan difokuskan pada distribusi LNG ke Kawasan Indonesia bagian Timur, yaitu pada daerah kepulauan Maluku dan Papua. Penelitian dimulai dengan membandingkan demanddan supply dari listrik pada seluruh PLTMG di wilayah Indonesia bagian Timur dengan kondisi serta hasil produksi dari Kilang LNG, yaitu Tangguh dan Donggi-Senoro. Data yang diperlukan seperti kapasitas dan lokasi dari rute distribusi dalam sistem rantai suplai ke setiap pembangkit. Kemudian, peneliti membandingkan beberapa metode rantai suplai yang ada secara teoritis. Metode rantai suplai yang digunakan akan didefinisikan dalam variable optimasi berupa fungsi objektif dan fungsi batasan untuk memperoleh hasil maksimal. Output keluaran dari penelitian ini adalah rute serta biaya rantai suplai yang paling optimal dengan cara mendesain suatu sistem rantai suplai dengan software GAMS. Terakhir, hasil optimasi akan di analisa untuk membandingkan dengan teoritis.

---

LNG Supply Chain system has become one of the crucial parts in Indonesia's LNG business process. The overall costs of LNG products consist of the majority from the supply chain costs. Consequently, the successful of system design will decrease the burden for both first and third parties in the business. The optimal distribution system will provide an equivalent for all regions in Indonesia is the main challenge. This research will focus on the equality of electricity supply in the Eastern Region of Indonesia, Maluku, and Papua islands. Preliminary study begins with demand and supply side management will provide insights to balance between the LNG fields, Tangguh and Donggi-Senoro production allocation with the electricity power plants in Eastern Indonesia. The gap for data in the capacity and field facilities condition should be evaluated to help create the efficiency of supply chain systems. The second step is comparison between theoretical supply chain systems with the optimized system. The supply chain systems optimization output is the routing between regions and minimum costs for overall supply chain systems. In this research, we use the GAMS software to solve the optimization process. The final step is analysis for the optimized system for validation."

"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."

"Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) merupakan salah satu jenis pembangkit listrik yang umum di Indonesia, terutama di daerah-daerah terpencil.  Namun PLTD memiliki potensi emisi karbon yang berbahaya. Oleh sebab itu Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merencanakan program de-dieselisasi. Salah satu Langkahnya berupa mengkonversi PLTD menjadi pembangkit listrik berbasis gas, dimana salah satu distribusi yang memadai melalui jalur small scale liquefied natural gas (LNG). Hal ini juga menjadikan daerah Nusa Tenggara Barat dan Musa Tenggara Timur sebagai salah satu target dedieselisasi dikarenakan jumlah daya PLTD mencapai 661,61 MegaWatt (MW). Namun, perealisasian dari  gerakan dedieselisasi melalui distribusi small scale LNG memiliki tantangan dari segi ekonomi dan risiko investasi. Oleh karena itu, penelitian ini melakukan analisis risiko tekno-ekonomi akan sistem distribusi small scale LNG. Model evaluasi kelayakan ekonomi menggunakan metode real option yang dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Microsoft Office Excel. Penelitian ini menunjukan kebutuhan gas dari delapan pembangkit listrik berkapasitas 347 MW sebesar 9.050.400 MMBTUD. Analisis profitabilitas menghasilkan nilai Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI) berturut-turut sebesar 56.876.674 USD, 15,3%, 7,25 tahun, dan 1,48. Analisis risiko dengan metode real option dengan nilai volatility (σ) sebesar 21.6% menghasilkan keputusan yang dapat diambil yaitu: (1) Proyek berjalan pada awal tahun; (2) Proyek berhenti beroperasi pada tahun ke-20 dengan memperoleh salvage value sebesar 11.375.335 USD.

---

A diesel power plant is one of the most common types of power plants in Indonesia, especially in remote areas. However, diesel power plant has the potential for dangerous carbon emissions. Therefore, the Ministry of Energy and Mineral Resources plans a de-dieselization program. One of the steps is to convert a diesel power plant into a gas-based power plant, where one of the adequate distributions is through the small-scale Liquefied Natural Gas (LNG) route. This also makes the areas of West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara one of the targets for de-dieselisation because the total power of the diesel power plant reaches 661.61 Mega Watt (MW). However, the realization of the de-dieselization movement through the distribution of small-scale LNG has challenges in terms of economics and investment risks. Therefore, this study analyzes the techno-economic risks of the small-scale LNG distribution system. The economic feasibility evaluation model uses the real options method which is carried out using Microsoft Office Excel software. The data to determine the LNG distribution scheme were obtained from previous studies. This research shows that the gas demand from eight power plants with a capacity of 347 MW is 9,050,400 MMBTUD. Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI) values from the profitability analysis were 56,876,674 USD, 15.3%, 7.25 years, and 1.48 respectively. The following decisions can be made as a result of risk analysis using the real option method with a volatility value of 21.6 percent: (1) The project starts at the beginning of the year; (2) The project stops operating in the 20th year with a salvage value of 11,375,335 USD."

"Kebutuhan tenaga listrik di Kepulauan Maluku diproyeksikan akan tumbuh rata- rata sekitar 5,5% pertahun dalam periode 10 tahun ke depan. Pemerintah dan PT PLN (Persero) telah mengantisipasi peningkatan kebutuhan listrik tersebut dengan membuat rencana pembangunan pembangkit listrik tenaga gas bumi agar tidak mengalami defisit energi listrik di beberapa daerahnya. Oleh karena itu, diperlukan penelitian lebih lanjut mengenai skema distribusi LNG untuk memenuhi kebutuhan gas tiap pembangkit listrik di Kepulauan Maluku. Pada penelitian ini dilakukan perancangan distribusi LNG dari kilang Tangguh Teluk Bintuni, Papua Barat menggunakan kapal pengangkut LNG menuju terminal penerima yang berada di Kepulauan Maluku. Optimasi distribusi LNG dilakukan dengan menggunakan metode K-Medoids untuk membentuk klaster sekaligus rute yang mungkin (feasible route) kemudian dilanjutkan dengan metode Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) dengan meminimalkan biaya transportasi. Berdasarkan yang akan digunakan pada Hasil optimasi distribusi LNG yang sudah dilakukan terdapat satu kapal dengan ukuran 2500m3 yang akan melayani rute klaster pertama melewati 4 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 1099,7 km dengan total biaya transportasi sebesar $3.349.928. Sedangkan dua kapal dengan ukuran 1000 m3 dan 2500m3 melayani rute klaster kedua melewati 8 titik terminal penerima dengan total jarak sebesar 3522,7 km dan total biaya transportasi sebesar $10.636.526, serta dua kapal dengan ukuran 1000 m3 akan melayani rute klaster ketiga melewati 3 titik terminal penerim dengan total jarak sebesar 2141,6 km dan total biaya transportasi sebesar $6.439.600. Selanjutnya, hasil perhitungan keekonomian yang dilakukan menunjukan bahwa investasi dikategorikan layak secara finansial jika margin harga penjualan LNG sekurang-kurangnya sebesar $3 per MMBTU dengan discount rate tidak lebih besar dari 13% yang menghasilkan payback period 4 tahun, IRR 38% dan NPV positif sebesar US$ 5,711,318 diakhir tahun ke 20.

---

The demand of electricity in the Maluku Islands is projected to grow by an average of around 5.5% per year in the next 10 years. The government and PT PLN (Persero) have anticipated the increase in electricity demand by making plans to develop natural gas power plants in the archipelago so as not to have an electrical energy deficit in some areas. Therefore, further research is needed on the LNG distribution scheme to fulfill the gas needs of each power plant in the Maluku Islands. In this study, LNG distribution design was carried out from the Tangguh Refinery in Teluk Bintuni, West Papua by means of an LNG carrier ship to the receiving terminal in the Maluku Islands. The optimization of LNG distribution is carried out using the K-Medoids method to form clusters as well as feasible routes then followed by the Capacitated Vehicle Routing Problem (CVRP) method by minimizing transportation costs. Based on what will be used in the results of the LNG distribution optimization that has been carried out, there is one ship with a size of 2500m3 which will serve the first cluster route through 4 receiving terminal points with a total distance of 1099.7 km with a total transportation cost of $3,349,928. Meanwhile, two ships with a size of 1000 m3 and 2500m3 serve the second cluster route through 8 receiving terminal points with a total distance of 3522.7 km and a total transportation cost of $10,636,526, and two ships with a size of 1000 m3 will serve the third cluster route through 3 points. receiving terminal with a total distance of 2141.6 km and a total transportation cost of $6,439,600. Furthermore, the results of the economic calculations carried out show that the investment is categorized as financially feasible if the LNG sales price margin is at least $3 per MMBTU with a discount rate not greater than 13% resulting in a payback period of 4 years, an IRR of 38% and a positive NPV of US$ 5,711,318 at the end of year 20."

"LNG memiliki potensi untuk menjadi pemasok energi untuk menjangkau kepulauan di Indonesia dan telah direncanakan untuk memasok pembangkit listrik di pulau-pulau terpencil. Analisis tekno-ekonomi pembangkit listrik turbin gas terintegrasi dengan unit regasifikasi LNG skala kecil telah dilakukan untuk meningkatkan efisiensi pembangkit listrik dan mengurangi biaya pembangkitan listrik. Analisis dimulai dengan membuat simulasi proses dari sistem yang divalidasi untuk menggambarkan kinerja turbin gas aktual menggunakan simulator proses Aspen Hysys. Kemudian, dilakukan beberapa integrasi seperti penerapan pembangkit uap dalam combined cycle sebagai pembangkit listrik sekunder, pemanfaatan energi dingin dari regasifikasi LNG untuk pendinginan udara masukan kompresor turbin gas, dan pemanasan kembali bahan bakar gas oleh sebagian uap yang dihasilkan. Hasil simulasi memberikan akurasi yang baik dan memungkinkan untuk diintegrasikan dengan proses-proses tersebut. Integrasi gabungan memberikan keuntungan yang lebih tinggi, memberikan kenaikan daya listrik hingga 49,4% serta meningkatkan efisiensi sebesar 44,6% dan menurunkan emisi spesifik CO2 sebanyak 30,9% dibandingkan dengan simple cycle turbin gas. Berdasarkan analisis LCOE, integrasi gabungan memberikan biaya produksi listrik 20,89% lebih rendah daripada simple cycle turbin gas sekitar 14,56 sen/kWh pada faktor kapasitas 80%. Terlebih lagi, integrasi gabungan pembangkit listrik turbin gas selalu memberikan LCOE lebih rendah dibandingkan simple cycle turbin gas dalam berbagai faktor kapasitas, yaitu 21,64% lebih rendah untuk faktor kapasitas tinggi dan setidaknya 7,96% lebih rendah untuk faktor kapasitas kecil. Nilai ini dianggap lebih ekonomis dibandingkan pembangkit listrik berbahan bakar diesel. Optimalisasi upaya integrasi untuk peningkatan efisiensi sistem pembangkit listrik turbin gas dapat meningkatkan kinerja dan menurunkan total biaya pokok pembangkitan listrik.

---

LNG has a potential to become energy supply across Indonesian archipelago and has been planned to supply power plant in remote islands. A techno-economic analysis of integrated small scale gas turbine power plant and LNG regasification unit has been conducted to increase power plant efficiency and reduce electricity generation cost. The analysis begins with creating process simulation of the system that is validated to represent actual gas turbine performance using Aspen Hysys process simulator. Then several integrations are introduced: combined cycle steam generation as secondary power generation, cold energy utilization from LNG regasification to chill intake air compressor of gas turbine, and fuel gas reheating by a small portion of generated steam. The simulation result provides a good accuracy and enable integration to such processes. The combined integration provides higher advantages, providing extra power output up to 49.4% as well as increasing efficiency up to 44.6% and lowering as much as 30.9% specific CO₂ emission than simple cycle gas turbine. Based on LCOE analysis, combined integration provides 20.89% lower cost of electricity production than gas turbine simple cycle around 14.56 cent/kWh at 80% capacity factor. The combined integration of gas turbine power plant always delivers LCOE lower than gas turbine simple cycle in any capacity factors which are 21.64% lower for high-capacity factors and at least 7.96% lower for low-capacity factors. This is considered more economically viable than diesel-fueled power plant. The higher efficiency of integrated power plant-LNG regasification system could better improve performance and further reduce generation cost."

"Seiring berkembangnya teknologi, Usaha Mikro Kecil Menengah (UMKM) berupaya meningkatkan performa pengelolaan bisnis dengan menggunakan aplikasi rantai pasok. Salah satunya adalah aplikasi Krealogi yang dikembangkan oleh PT Karya Du Anyam. Meskipun telah terbukti dapat memudahkan UMKM dalam mengelola bisnisnya, Krealogi masih memiliki permasalahan terkait alur penggunaan dan tampilan pada aplikasi. Dengan demikian, adanya penelitian ini bertujuan untuk memberikan solusi permasalahan tersebut berupa rancangan desain interaksi alternatif. Perancangan tersebut dilakukan dengan metode User-Centered Design yang mengacu pada teori Shneiderman’s Eight Golden Rules of Interface Design. Dalam mengetahui kesulitan dan kebutuhan pengguna, penulis menyebarkan survei, melakukan wawancara, dan menganalisis hasil usability testing yang dilakukan pihak Krealogi pada desain sebelumnya. Berdasarkan analisis tersebut, dihasilkan solusi desain interaksi untuk fitur keuangan, manajemen hubungan pelanggan, integrasi dengan e-commerce dan logistik, rencana produksi, pesanan masuk, manajemen stok, serta performa. Selanjutnya, dilakukan evaluasi guna menilai usability dari rancangan desain yang dibuat. Evaluasi dilakukan secara kualitatif dengan usability testing dan kuantitatif melalui kuesioner System Usability Scale (SUS). Hasil perhitungan dari evaluasi SUS menunjukkan bahwa desain yang direkomendasikan pada penelitian ini memiliki nilai rata-rata sebesar 80.75. Skor SUS ini memiliki predikat A yang berarti sudah cukup baik

---

As technology develops, Micro, Small, and Medium Enterprises (MSMEs) seek to improve business management performance using supply chain applications. One of them is the application called Krealogi that developed by PT Karya Du Anyam. Although it has been proven to make it easier for MSMEs to manage their business, Krealogi still has problems related to the application’s flow of use and appearance. Thus, this research aims to provide solutions to these problems in the form of alternative interaction designs. The design was carried out using the User-Centered Design method, which refers to Shneiderman’s Eight Golden Rules of Interface Design theory. In knowing the difficulties and needs of users, the authors distribute surveys, conduct interviews, and analyze the results of usability testing conducted by Krealogi on the previous design. Based on this analysis, interaction design solutions are generated for financial features, customer relationship management, integration with e-commerce and logistics, production planning, incoming orders, stock management, and performance. Furthermore, an evaluation is carried out to assess the usability of the designs made. The evaluation was conducted qualitatively with usability testing and quantitatively through the System Usability Scale (SUS) questionnaire. The calculation results from the SUS evaluation show that the recommended design in this study has an average value of 80.75. This SUS score has an A predicate which means it is pretty good."

"Mempertimbangkan kondisi lokasi-lokasi yang berada pada daerah terluar dan/atau terpencil di Indonesia yang juga mempunyai hak atas akses terhadap energi listrik, serta dengan memperhatikan fakta bahwa kebutuhan energi listrik pada daerah-daerah tersebut sangat bervariasi dan cenderung kecil, dibutuhkan solusi pembangkit listrik yang bersifat modular, dapat diekspansi kapasitasnya sesuai pertumbuhan kebutuhan dimasa mendatang, mempunyai efisiensi yang baik, proses pembangunan yang relatif cepat dan dengan tingkat keberhasilan yang tinggi, serta mampu mendukung pola operasi yang ada. Salah satu solusi yang dapat dimanfaatkan adalah Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG).Pada penggunaan PLTMG dengan opsi dua jenis bahan bakar (dual fuel), dengan dua tangki penyimpanan (dual storage), kombinasi antara bahan bakar gas alam cair (Liquified Natural Gas/LNG) dan diesel (High Speed Diesel/HSD), salah satu alternatif yang dapat diidentifikasi adalah optimasi pada sisi manajemen persediaan LNG sebagai bahan bakar utama dan HSD sebagai bahan bakar alternatif. Optimasi dapat dilakukan dengan cara menggunakan kombinasi yang optimal antara kapasitas tangki persediaan LNG dan kapasitas tangki persediaan HSD.Kombinasi yang optimal dapat diperoleh menggunakan model alternatif yang telah dikembangkan dari metode nilai ekuivalen biaya energi dalam bentuk seragam selama periode analisis (LCOE), untuk PLTMG yang menggunakan dua jenis bahan bakar, dengan dua tangki penyimpanan, kombinasi antara LNG dan HSD, yang telah dihasilkan pada penelitian tahap awal (seminar) yang telah dilakukan. Model alternatif yang telah dikembangkan, selanjutnya akan diuji validitasnya, sebelum digunakan dalam perhitungan. Menggunakan model yang telah divalidasi, selanjutnya dilakukan perhitungan keekonomian dan kelayakan investasi pembangkit listrik dengan menggunakan beberapa variasi kasus sebagai simulasi.Berdasarkan hasil simulasi kasus yang dilakukan, didapatkan bahwa kombinasi yang optimal, berdasarkan data referensi yang digunakan, adalah tangki LNG dengan kapasitas untuk durasi satu hari persediaan dan kapasitas tangki HSD untuk delapan hari persediaan. Optimasi pada sisi manajemen persediaan energi primer ini berhasil mereduksi besaran nilai LCOE, dari sebelumnya yang berada pada kisaran 0,0861 US$/kWh menjadi 0,0836 US$/kWh, dengan potensi penghematan sebesar 602.196,08 US$/tahun atau setara dengan Rp.8.205.523.808,46/tahun (kasus ke-9).

---

Considering the locations in the region of the outer and/or isolated areas in Indonesia which also has the right to access the electricity, as well as with regard to the fact that the electrical energy demand in these areas is very varied and tend to be small, needs the power plants solutions that are modular, expandable capacity according to the demand growth in the future, has a good efficiency, the construction process is relatively fast and with a high success rate, and is capable of supporting existing operating patterns. One solution that can be utilized are the Gas Engine Power Plant (GEPP).On the use of GEPP with dual fuel option, with dual storage, a combination of Liquefied Natural Gas (LNG) and High Speed Diesel (HSD), one of the alternatives that can be identified is the optimization of the supply management side of LNG as the main fuel and HSD as an alternative one. The optimization can be done by using the optimum combination between the capacity of the LNG supply tank and the tank capacity of HSD suppliesOptimal combinations can be obtained using alternative models that have been developed from the levelized cost of energy (LCOE) method, for dual fuel GEPP, with dual storage tanks, a combination of LNG and HSD, which has been developed at the early stage research (seminar). The alternative model has been developed, will be tested its validity, before being used in the calculation. Using a model that has been validated, the calculation of power plant economic feasibility will be done by using some variation of the case as a simulation.Based on the simulation results of cases performed, it was found that the optimum combination, based on the reference data being used, is in the capacity of the LNG tanks for the duration of one day of inventory and HSD tank capacity for eight days of inventory. Optimization on the side of the primary energy supply management, have managed the LCOE reduction, from earlier in the range of 0,0861 US $/kWh to 0,0836 US $/kWh, with potential savings of US $ 602.196,08/year, or equivalent to 8.205.523.808,46 Indonesian Rupiah/year (the 9th case)."

"ABSTRAKTekanan rantai pasok saat ini untuk mengurangi biaya, mengelola persediaan dan efisiensi transportasi merupakan tantangan yang dihadapi produsen manufaktur. Selain tantangan itu, produsen ban masih harus berurusan dengan pasokan bahan baku, terutama karet alam sebagai bahan yang unik. Penelitian ini berfokus pada optimasi strategi rantai pasokan yang paling efisien dalam pembuatan ban dengan mengelola semua kendala, termasuk pasokan dari karet alam. Data dikumpulkan dari PT. Gajah Tunggal Tbk. sebagai salah satu manufaktur ban terbesar di asia tenggara. Dalam penelitian ini terdapat 11 skenario dibuat dan dihitung menggunakan metode Goal Programming untuk menemukan penyimpangan minimum antara nilai target dan semua kendala. Hasil simulasi menunjukkan bahwa strategi yang paling efisien adalah dengan mengoptimalkan pasokan karet alam untuk memproduksi ban mobil penumpang radial dan ban truk & bus radial. Pada simulasi tersebut menghasilkan selisih antara harga pokok penjualan dengan target penjualan mencapai 28%, hasil ini paling signifikan diantara simulasi lainnya serta dalam simulasi ini juga di dapatkan variasi terkecil untuk biaya persediaan dan transportasi dari skenario baseline.

---

ABSTRACTPressure of supply chain to reduce cost, manage shortened order-to-delivery cycles, ensure a highly efficient logistics network to store, and distribute finish products are some of the key challenges that the tire industry faces. Besides those challenges, tire manufacturers still have to deal with raw material supply, particularly natural rubber as the unique material. This paper focuses on creating the most efficient supply chain strategy in tire manufacturing by managing all constraints, including the natural rubber supply. Data collected from PT. Gajah Tunggal Tbk. as one of the biggest tire manufacturing in southeast asia. In this paper, 11 scenarios are created and calculated using Goal Programming Method to find minimum deviation between the target value and all constraints. The results show that the most efficient strategy is to optimize supply of natural rubber to produce passenger car radial tires and truck & bus radial tires. This strategy has the most significant gap between the net sales and the cost of good sold, as well as the smallest variation of inventory and transportation costs to the baseline scenario. "