Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Hasil Pencarian

Ditemukan 121655 dokumen yang sesuai dengan query
cover
Sabardiman
"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.
"
Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T41777
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Aji Agraning Bawono
"Dalam riset ini akan dilakukan pemodelan perhitungan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa untuk beberapa golongan shipper dalam suatu ruas pipa transmisi open access. Pemodelan dilakukan untuk memperoleh pembagian tarif sesuai dengan golongan shipper. Pemodelan multi tarif dilakukan dengan mengembangkan model dari perhitungan sistem single tarif melalui modifikasi pembagian volume pengaliran gas bumi sesuai golongan shipper. Hasil penerapan multi tarif pada ruas pipa transmisi PT X menunjukan penurunan tarif antara 20 hingga 70 pada masing-masing golongan shipper bila dibandingkan dengan sistem single distance tarif dan single postage stamp tarif yang sebelumnya telah diterapkan pada pipa transmisi tersebut. Untuk melihat pengaruh perubahan volume, perubahan Internal Rate of Return IRR , dan perubahan komposisi equity terhadap perubahan besaran multi tarif maka dilakukan uji sensitivitas. Hasil perhitungan menunjukkan kenaikan nilai IRR berbanding lurus terhadap kenaikan multi tarif. Kenaikan IRR membuat waktu pengembalian modal Break Even Point menjadi lebih cepat, kenaikan volume gas berbanding terbalik terhadap multi tarif dan penurunan proporsi equity berbanding lurus dengan penurunan multi tarif.

In this research will be modeling the calculation of the tariff of natural gas transportation through pipes for several classes of the shipper in an open access pipe transmission line. Modeling to obtain tariff distribution according to shipper class. Multi tariff modeling by developing a model of single tariff system calculation through modification of natural gas distribution volume according to shipper class. The result of the multi tariff application on the PT X transmission pipeline shows a tariff reduction of between 20 and 70 on each shipper class when compared to the single distance tariff system and the single postage stamp tariff previously applied to the transmission pipe. To see the effect of volume change, change of Internal Rate of Return IRR , and change of equity composition to change of multi tariff quantity hence conducted sensitivity test. The calculation result shows the increase of IRR value is directly proportional to the multi tariff increase. Increased IRR makes Break Even Point time faster, increases in gas volume inversely to multi tariffs and a decrease in the proportion of equity is directly proportional to the multi tariff reduction."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2017
T49331
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Idham Baridwan
"Terdapat dua ruas pipa transmisi yang sejajar. Toll fee Pipe 1 sebesar US$ 1,55/MSCF sedangkan Toll Fee Pipe 2 sebesar US$ 1,47/MSCF. Kedua ruas saling terkoneksi. Shippers yang melewati interkoneksi wajib membayar toll fee sebesar US$ 3,02/MSCF (penjumlahan dari kedua toll fee). Hal tersebut kurang efisien.
Studi/penelitian ini menggunakan Metode Modular Guthrie dalam estimasi perhitungan investasinya. Investasi Pipe 1 sebesar US$ 535,8 juta dan Pipe 2 sebesar US$ 786,3 juta (basis 2007). Pengaturan tarif dilakukan dengan membatasi internal rate of return (IRR) yang besarnya sama dengan weighted average cost of capital (WACC). WACC dihitung dari cost of equity untuk rata-rata lima tahun terakhir (2009-2013). WACC Pipe 1 sebesar 3,17; WACC Pipe 2 sebesar 8,40; dan WACC Penyatuan sebesar 6,28. Perhitungan toll fee menggunakan dua skenario.
Skenario 1 mengasumsikan perkiraan volume dari 2014 (sekarang) s.d berakhirnya kontrak. Skenario 2 menambahkan estimasi realisasi volume 2012 dan 2013. Untuk Pipe 1 diperoleh toll fee sebesar US$ 1,40/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,46/MSCF (Skenario 2). Toll fee Pipe 2 sebesar US$ 1,00/MSCF (Skenario 1) dan US$ 0,90/MSCF (Skenario 2). Hasil perhitungan toll fee penyatuan lebih rendah dibandingkan penjumlahan hasil perhitungan toll fee Pipe 1-Pipe 2. Toll fee penyatuan sebesar US$ 1,06/MSCF (Skenario 1) dan US$ 1,00/MSCF (Skenario 2).

There are two parallel transmission pipeline segments. The magnitude of the toll fee Pipe 1 is US$ 1.55/MSCF while for toll fee Pipe 2 is US$ 1.47/MSCF. Both segments are interconnected to each other. These shippers who pass through the interconnected pipelines are required to pay a toll fee amounting to US $ 3.02/ MSCF (the sum of the toll fees required in Pipe 1 and Pipe 2). This is less efficient.
This study employed Guthrie's modular method to estimate investment calculation. Investment in Pipe 1 amounts to US$ 535.8 million while investment in Pipe 2 reaches US$ 786.3 million (basis in 2007). Tariff arrangements are done by limiting the internal rate of return (IRR) which amount is equal to the weighted average cost of capital (WACC). WACC is calculated from the cost of equity for the average amount in the last five years (2009-2013). WACC Pipe 1 equals to 3.17, WACC Pipe 2 equals to 8.40, and WACC Unification equals to 6.28. The toll fee calculation was done using two scenarios.
Scenario 1 assumed the estimated volume from 2014 (currently) until the end of the contract. Scenario 2 included the estimated volume realization in 2012 and 2013. For Pipe 1 obtained toll fees by $ 1.40/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.46/ MSCF (Scenario 2). For Pipe 2 obtained toll fees by $ 1.00/ MSCF (Scenario 1) and US $ 0.90/ MSCF (Scenario 2). The result for the calculation of the unification of toll fees is lower than the calculation result for the sum of the toll fees in Pipe 1-Pipe 2. The unified toll fees amount to US$ 1.06/ MSCF (Scenario 1) and $ 1.00/ MSCF (Scenario 2)
"
Jakarta: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2014
T42614
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Aji Agraning Bawono
"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."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Sutrasno Kartohardjono
"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%."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2022
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Dedi Armansyah
"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."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
cover
Rm Irawan Bayu Kusuma
"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"
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2016
T47446
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Mohammad Alfansyah
"Gas merupakan salah satu cabang produksi yang penting bagi negara dan oleh karena itu pengelolaannya tunduk ke dalam pengaturan Pasal 33 UUD 1945. Pengertian 'penguasaan oleh negara', yaitu mengatur (regelen), mengurus (bestuuren), mengelola (beheeren), dan mengawasi (toezichthouden) di tangan Pemerintah, sebagai penyelenggara 'penguasaan oleh negara' dimaksud, atau badan-badan yang dibentuk untuk tujuan itu. Dengan berlakunya Undang-Undang Nomor Nomor 22 Tahun 2001 dan peraturan pelaksanaannya, maka kegiatan usaha gas bumi melalui pipa dilaksanakan dengan mekanisme unbundling, dimana pengusahaannya dibagi menjadi: (i) usaha pengangkutan gas bumi melalui pipa, dan (ii) usaha niaga gas bumi melalui pipa. Dari sisi regulator Kementerian ESDM cq. Ditjen Migas untuk pengaturan (regulasi, kebijakan) dalam bentuk Izin Usaha, dan BPH Migas untuk mengurus, mengelola dan mengawasi dalam bentuk Hak Khusus serta SKK Migas dalam pemberian alokasi pasokan gas.
Permasalahan yang terjadi adalah adanya tumpang tindih pengurusan antara Ditjen Migas yang menerbitkan Izin Usaha dan BPH Migas yang menetapkan Hak Khusus, serta SKK Migas yang memberikan alokasi pasokan gas, sehingga terkesan ada jenjang perijinan yang menyebabkan kurang efisien dan menimbulkan usaha dan biaya yang tidak perlu, timbul banyak trader sebagai implikasi pemberian izin usaha dan liberalisasi infrastruktur jaringan pipa menimbulkan ketidakefisienan yang disebabkan kurangnya penegakkan hukum/aturan (kurang diurus, dikelola dan diawasi), peraturan yang kurang sesuai, ada kesenjangan, tidak jelas, atau menimbulkan grey area atau multi tafsir (kurang diatur), dan kombinasi keduanya.
Regulasi gas bumi di Indonesia lebih liberal dari negara-negara liberal seperti di AS dan Eropa sehingga perlu di tata ulang regulasi gas bumi Indonesia yang sesuai dengan amanat konstitusi, yaitu pasal 33 UUD 45 dengan konsep Agregator (Wholesale) Gas Bumi, dan menata ulang regulasi dengan fokus pada aspirasi nasional, Pengembangan Infrastruktur, Hak Khusus Keselarasan di sepanjang rantai nilai gas, Penentuan Tarif, PSO + Customer Protection, VIC - TSO/DSO + Shipper, Penggunaan Gas sebagai Bahan Bakar Transportasi, Penegakkan Regulasi oleh Pemerintah.

Natural Gas is one of the branches of production that are important to the state and therefore its management is subject to the provisions of Article 33 of the 1945 Constitution. "control by the state" defines as to regulate (regelen), administer (bestuuren), manage (beheeren), and supervise (toezichthouden) in the hands of the Government, as the organizers, or institution established for that purpose. With the enactment of Law No. No. 22 of 2001 and its implementing regulations, the business activities of natural gas through the pipeline should be a unbundling mechanism, where exertion is divided into: (i) transportation of natural gas through pipeline, and (ii) trading of natural gas through pipeline. From the side of the regulator which the Ministry of Energy and Mineral Resources cq. Directorate General of Oil and Gas for the regulation (regulatory, policy) in the form of the "Business License", and BPH Migas to administer, manage and supervise in the form of "Privilege" and SKK Migas for assignment gas supply allocation.
The problem that occurs is the existence of overlapping arrangement between the Directorate General of Oil and Gas which publishes Business License and BPH Migas which establishes Privilege, and SKK Migas for assignment gas supply allocation, so it seems there are levels of licensing that lead to less efficient and generate more efforts and unnecessary costs, many traders arise as implication to business licensing and pipelines infrastructure liberalization creating inefficiency due to lack of enforcement of laws and or rules (less administer, less managed and supervised), lack of appropriate regulations, there is a gap of regulations, the regulations not clear, or cause gray area or multiple interpretations (less regulated), and a combination of all.
Natural gas regulation in Indonesia is more liberal than liberal countries such as the US and Europe so the need to reset the Indonesian natural gas regulations as mandated by the Constitution, namely Article 33 of the 1945 Constitution with the concept of Natural Gas Aggregators (Wholesale) and rearranging regulation with a focus on National Aspirations, Infrastructure Development, Special rights Alignment along the gas value chain, Determination of Rates, PSO + Customer Protection, VIC - TSO / DSO + Shipper, Use of Natural Gas as Transportation Fuel, Enforcement Regulation by the Government.
"
Jakarta: Fakultas Hukum Universitas Indonesia, 2014
T-Pdf
UI - Tesis Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Michael Chang Kurniawan
"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."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2022
S-pdf
UI - Skripsi Membership  Universitas Indonesia Library
cover
Maswardi Yusra
"Penelitian ini dilakukan dengan metode analisa kuantitatif dengan melakukan perhitungan keekonomian dan daya beli masyarakat pada 14 wilayah jargas Non-APBN yang dibangun pada tahun 2022. Hasil analisa daya beli masyarakat diperoleh rata-rata RT-1/PK-1 sebesar Rp. 5547/m3 dan RT-2/PK-2 sebesar Rp 7032/m3. Hasil analisa kelayakan ekonomi didapatkan bahwa jika IRR berdasarkan WACC = 12,65% diperoleh harga Rp.10.339/m3. Penelitian ini telah menerapkan kode etik dan etika profesi insinyur serta memperhatikan keselamatan, kesehatan, dan keamanan kerja dan lingkungan. Pada pekerjaan penelitian ini penulis bertugas sebagai anggota tim perhitungan harga keekonomian jargas Non APBN dan anggota tim persiapan dan pengawas kajian pengukuran daya beli masyarakat tahun 2022.

This research was carried out using a quantitative analysis method by calculating the economic and purchasing power of the community in 14 Non-APBN gas network areas built in 2022. The results of the analysis of community purchasing power obtained an average RT-1/PK-1 of Rp. 5547/m3 and RT-2/PK-2 amounting to IDR 7032/m3. The results of the economic feasibility analysis show that if the IRR is based on WACC = 12.65%, the price is IDR 10,339/m3. This research has implemented the engineer's professional code of ethics and ethics and paid attention to work and environmental safety, health and security. In this research work the author served as a member of the non-APBN economic price calculation team and a member of the preparation and supervisory team for the study of measuring people's purchasing power in 2022."
Depok: Fakultas Teknik Universitas Indonesia, 2023
PR-pdf
UI - Tugas Akhir  Universitas Indonesia Library
<<   1 2 3 4 5 6 7 8 9 10   >>