Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK
PT Y yang berada di lokasi jaringan pipa dedicated hilir ruas Stasiun Gas PGN Bojonegara-Krakatau Daya Listrik milik PT X mendapatkan alokasi gas bumi dari kegiatan usaha hulu Migas. Dalam rangka efisiensi dan mengoptimalkan pemanfaatan dan pemenuhan kebutuhan gas bumi dalam negeri, pengangkutan gas bumi milik PT Y tersebut sebaiknya dilakukan melalui pipa dedicated hilir milik PT X. Dalam penelitian ini dilakukan analisis terhadap pipa yang meliputi analisis jaringan pipa dan analisis teknis melalui perhitungan initial fill pipa, line pack pipa dan pipeline uncertainty. Analisis keekonomian dilakukan melalui perhitungan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa sedangkan analisis sensitivitas dilakukan untuk mengetahui sensitivitas suatu parameter terhadap nilai tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yaitu pada volume gas yang dialirkan dan struktur pendanaan modal. Dari hasil analisis jaringan pipa didapatkan masih kecilnya tingkat pemanfaatan pipa eksisting saat ini (23.7%) sehingga masih terdapat lebih kapasitas untuk pengaliran gas milik PT Y sebesar 20 MMscfd. Jumlah initial fill yang wajib disediakan oleh Transporter dalam hal ini adalah PT X ke dalam sistem pipa mula-mula adalah sebesar 1,708.705 Mscf atau 1.71 MMscf. Pipeline uncertainty didapatkan sebesar 0.11%. Sedangkan tarif pengangkutan gas bumi melalui pipa yang harus dibayarkan oleh PT Y selaku Shipper kepada PT X selaku Transporter yaitu sebesar 0.045 USD/Mscf dengan IRR yang ditetapkan sama dengan WACC yaitu sebesar 13.5%. Dari hasil analisis sensitivitas diketahui bahwa bahwa semakin kecil volume yang dialirkan akan menaikkan nilai tarif dan sebaliknya. Sedangkan semakin besar komposisi debt funding dalam struktur pendanaan modal akan menurunkan nilai WACC sehingga nilai tarif menjadi lebih kecil.

---

ABSTRACT
PT Y is located near the downstream dedicated pipeline for segment Gas Station PGN Bojonegara-Krakatau Daya Listrik owned by PT X. PT Y get the gas allocation from upstream oil and gas business activities. In order to optimize the efficiency and utilization and meet the needs of domestic natural gas, the transportation of gas owned by PT Y is preferably done through a downstream dedicated pipeline of PT X. This study conducted by analysis that includes analysis of pipelines and technical analysis through the calculation of pipeline initial fill, pipeline line pack and pipeline uncertainty. Economic analysis is performed by calculating the natural gas transport rates while sensitivity analysis is performed to determine the sensitivity of gas volume flow and capital financing structures on the natural gas transport rates. This study results that the pipeline utilization of existing pipe is 23.7% so that there is more pipeline capacity for transporting 20 MMscfd gas of PT Y. The pipeline Initial fill that must be provided by the Transporter (PT X) into the pipeline system is 1,708.705 Mscf or 1.71 MMscf. The pipeline uncertainty is 0.11%. The natural gas transport rates should be paid by PT Y as the Shipper to PT X as the Transporter is $ 0.045/Mscf with IRR are set equal to WACC (13.5%). From the results of sensitivity analysis is known that that the smaller volume of flow rate will increase the natural gas transport rates and vice versa. While the composition of the debt funding in capital funding structure will decrease WACC, so that the natural gas transport rates becomes smaller.

Abstrak :
Penemuan cadangan gas dan pencapaian teknologi yang memungkinkan, menjadikan gas primadona sumber energi bagi Indonesia. Permasalahan utama dari sumber ini adalah lokasinya yang terisolir dari pasar energi. Salah satu metode pendistribusian gas adalah dengan menggunakan jalur pipa. Namun seiring dengan peningkatan permintaan maka timbul pula jalur-jalur baru, dan diantara jalur ini memungkinkan terjadi crossing/ persimpangan dengan jalur yang telah ada terlebih dahulu. Penelitian ini bertujuan untuk menganalisa tingkat risiko dan dampak dari pembangunan jalur pipa gas baru melintasi ROW yang sudah ada dan juga melihat keandalan dari pipa yang terpasang. Metode yang digunakan adalah analisa pembebanan newmark sebagai kajian teknis, sedangkan analisis risiko dengan menggunakan random number generation simulator, dan penilaian risiko dengan menggunakan software shell FRED. Hasil penelitian menunjukkan nilai risiko pada saat pergelaran pipa gas berada pada level very low risk dan pipa gas yang terpasang berada pada batas aman dan dapat diandalkan. ...... The growth in Indonesia economy resulting in high demand of energy. the price of crude oil in world market is increase causing less economical budget efficient for Indonesia- that currently have to import the crude oil to fulfill local market demand. In otherhand gas resources found abundant and the current technology make it possible to explore and exploit the resources. The problem is that the sources of gas is often far from the local market. The most common method for gas distribution is by using pipeline. New problem being found that these pipeline may have crossing in several areas, as a result of high demand and a lot of transporter. This research aim to analyse the risk assessment and the impact of build a new route around the existing ROW that already settled, as a requirement approval of building new pipeline project. The technical method used is Newmark, while for Risk analysis using Random Number Generator and for the Risk assessment using Shell FRED. The result shows that the risk for the project is very low and the realibity of the pipe is above the expectation.

Abstrak :
Kurangnya infrastruktur distribusi gas bumi ke lokasi calon pelanggan merupakan kendala pemanfaatan gas bumi. Kurang berkembangnya infrastruktur gas bumi tersebut dikarenakan kendala keekonomian sehingga badan usaha belum tertarik mengembangkannya. Oleh karena itu perlu keterlibatan Pemerintah untuk mempercepat penggunaan bahan bakar gas tersebut melalui Pembangunan Jaringan Distribusi Gas Bumi untuk Rumah Tangga (Jargas) yang salah satunya di Kota Depok pada Tahun Anggaran 2010. Jargas ini selanjutnya pada tahun 2011 diserahkan oleh Pemerintah kepada PT A sebagai operator yang ditunjuk Menteri ESDM untuk mengelolanya. Untuk tetap eksis maka PT A diharuskan untuk mengembangkan jaringan yang telah diserahkan Gas sebesar 1 MMSCFD yang dipasok dari PT B baru dikonsumsi sebesar 0,07 MMSCFD untuk 4000 SR. Sisa 0,93 MMSCFD digunakan untuk pengembangan jargas di sektor rumah tangga dan komersil. Studi ini menganalisis keekonomian terhadap pengembangan jaringan dengan 5 skenario pengembangan: 100% untuk rumah tangga, 75% untuk rumah tangga dan 25% untuk komersil; 50% rumah tangga dan 50% komersil; 25% rumah tangga dan 75% komersil: dan 100% komersil. Dari studi dihasilkan Investasi untuk masing-masing skenario sebagai berikut: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV untuk masing-masing skenario: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) untuk masing-masing skenario: - 5%, 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period untuk masing-masing skenario adalah: tidak bisa dihitung,13,8,4,2 tahun. Dengan asumsi bahwa Minimum IRR 13% dan Payback Period maksimal 8 tahun maka skenario 3,4 dan 5 saja yang layak. Dengan berbagai pertimbangan maka skenario 4 yang layak untuk direkomenadasikan ke PT A untuk pengembangan Jaringan Gas Bumi di Kota Depok. ......Lack of gas infrastructure to consumer is barrier in utilizing natural gas. Undeveloped of gas infrastructure is caused by economic threat in which companies are not interesting to develop. That is why it is needed government’s role to speed up utilization of natural gas fuel through construction of gas pipeline network for household in which Depok is chosen as a city which is built at 2010. The network then was given to Jabar Energi as company appointed as operator of Depok’s gas pipeline network to develop. To become exist, PT A is obliged to develop network which was constructed. 1 MMSCFD of natural gas supplied by PT B is only consumed 0,07 MMSCFD for 4000 house hold. 0.93 MMSCFD excess gas is used to household and commercial. This study is to analyze economic feasibily for 5 scenarios i.e: 100% for household; 75% for household and 25% commercial; 50% for household 50% commercial; 25% household and 75% commercial; and 100% commercial. Study shows amount of Investment for each scenarios: Rp 75.288.221.200; Rp 59.472.837.830 ; Rp 51.157.934.290; Rp 33.300.236.800, Rp 25.548.567.780. NPV for each scenarios: - Rp 56.005.906.943; - Rp 15.773.305.454; Rp 17.502.346.902; Rp 59.477.612.337; Rp 97.298.270.687. Internal Rate of Return (IRR) for each scenarios – 5% ; 4,4%; 13% ; 28% ;48%. Payback Period for each scenarios: can’t be calculated,13,8,4,2 years. By assumption Minimum IRR 13% study shows 4th and 5th will be feasible and Maximum Payback Period 8 yeras, study show 3th, 4th and 5th will be feasible. By various consideration 4th is the most feasible to be recommended to PT A to develop the gas network within Depok.

Abstrak :
ABSTRAK Pemanfaatan gas bumi di dalam negeri sampai saat ini masih belum optimal, karena masih terbatasnya infrastruktur jaringan pipa distribusi gas bumi yang menghubungkan sumber-sumber gas bumi dengan konsumen. Selain itu pemanfaatan gas bumi pada suatu wilayah yang telah memiliki jaringan distribusi gas bumi terhambat menunggu apakah penyaluran gas bumi melalui jaringan pipa yang telah ada atau membangun jaringan pipa distribusi baru apabila kapasitas pipa yang ada tidak mencukupi dan belum siapnya jaringan pipa tersebut untuk dapat dimanfaatkan bersama (open access), seperti yang terjadi di Sumatera Utara. Mengingat jaringan pipa bersifat monopoli alamiah maka kondisi dimana tidak dapat dimanfaatkannya jaringan pipa distribusi yang ada menyebabkan kegiatan pengangkutan gas bumi melalui pipa menjadi tidak efisiensi dan efektif. Tujuan dari penulisan tesis ini adalah mengevaluasi status kategori pipa di Sumatera Utara, menentukan status pipa di Sumatera Utara berdasarkan Keputusan Menteri ESDM Nomor 2950K/21/MEM/2006 tanggal 29 Desember 2006 tentang Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional, menganalisa aspek teknis dan ekonomis penyaluran gas bumi dari beberapa alternatif investasi dan menentukan alternatif investasi bagi badan usaha baru yang terbaik. Hasil evaluasi teknis terhadap pipa eksisting ruas Wampu - Hamparan Perak - Paya Pasir adalah pipa open access sedangkan pipa distribusi SKG Wampu - Distribusi Medan merupakan pipa dedicated hilir. Alternatif penyaluran pasokan gas bumi baru dari Wampu ke Kawasan Industri Medan dapat melalui: 1. Pipa transmisi Wampu - Hamparan Perak sepanjang 15 kilometer sampai pertigaan Banjaran Klumpang, kemudian melalui pipa baru Ø 8 inch sepanjang 8 kilometer sampai ke MRS Koramil di Kawasan Industri Medan. 2. Pipa baru Ø 10 inch sepanjang 23 kilometer dari Wampu ke MRS Koramil di Kawasan Industri Medan. Berdasarkan kajian keekonomian, alternatif yang layak adalah alternatif 1 dengan besaran margin ekonomis pada skenario dasar sebesar 0,91 USD/MMBtu diperoleh IRR 29,7%, NPV 3.457,87 ribu USD dan PBP 2,86 tahun. Sedangkan alternatif 1 pada skenario optimis dengan besaran margin 0,81 USD/MMBtu diperoleh IRR 44,96%, NPV 12.276,77 ribu USD dan PBP selama 2,86 tahun.

---

ABSTRACT Domestic natural gas utilization has not reached optimal level recently, due to limited natural gas ditribution pipeline network as well as gas suplly capacities. Moreover the utilization of natural gas is to a territory that had natural gas distribution pipelines network hinder is waiting whether utilize existing natural gas distribution pipelines network or constructive a new distribution pipeline network if the available pipe capacity fulfill and is not yet ready the distribution pipeline network to open access, like that happen in North Sumatra. In view of the fact that characteristic of pipeline network is monopoly natural then the condition where distribution network pipeline could not be open access cause the transportation of natural gas through the pipeline is not efficiency and effective. The objective of this thesis is to evaluate the category of pipeline network in North Sumatra, determine the category of pipline network in North Sumatera is bas on decree of The Minister of Energy and Mineral Resources No. 2950K/ 21/ MEM/2006 on December 29th 2006 about National Master Plan of Natural Gas Transmission And Distribution Pipeline Network, analys the technical and economical aspect of several investment alternatives of natural gas transportation and determine the best investment alternative. Technical analysis showed that Wampu - Hamparan Perak - Paya Pasir transmission pipeline is open access and Wampu - Medan Distribution Pipeline Network is dedicated hilir pipeline. Alternative of transportation of new natural gas supplies from Wampu to the Kawasan Industri Medan are: 1. Utilised Wampu - Hamparan Perak transmission pipeline along 15 kilometre until the row three-way intersection Banjaran Klumpang, afterwards through the new pipe 8 inch, 8 kilometre down to MRS Koramil in Kawasan Industri Medan. 2. Constructed new pipe 10 inch along 23 kilometre from SKG Wampu - MRS Koramil in Kawasan Industri Medan. Economic analysis showed that the best investment is alternative 1 that has the economical margin (at basic scenario) is 0.91 USD/MMBtu with IRR 29.7%, NPV 3,457.87 thousand USD and PBP 2,86 years. And at optimist scenario that has the economical margin is 0.81 USD/MMBtu with IRR 44.96%, NPV 12,276.77 thousand USD and PBP 2, 86 years.

Abstrak :
Aktivitas pembakaran gas sisa (Gas flare) pada lapangan Oseil milik PT. CSEL dinilai tidak ekonomis, sementara terdapat perusahaan listrik (PLN) yang membutuhkan energi alternatif sebagai pengganti HSD untuk bahan bakar pembangkit. Thesis ini membahas aspek keteknikan dan keekonomian penggunaan gas sisa sebagai bahan bakar turbin untuk PLN Kabupaten Bula. Investasi yang digunakan, yaitu unit pemurnian gas DEA-MDEA, pipa transmisi, dan turbin gas atau modul bifuel. Unit pemurnian gas diinvestasikan oleh produsen gas (PT.CSEL), sedangkan pipa transmisi dan turbin gas atau modul bifuel diinvestasikan oleh PLN. Sistem pemurnian gas amin DEA15%MDEA 20% efektif menurunkan kandungan H2S dan CO2 gas umpan dari 1,79 % dan 6,95 % mol menjadi 0,96 ppm dan0,01%mol dengan laju alir 44.000 kg/h dan energi 370.800 kJ/h. Pengiriman gas dilakukan dengan menggunakan pipa baja karbon 3in skedul 40 sepanjang 5 km dengan laju alir gas di dalam pipa sebesar 16,885 m/s dan penurunan tekanan 15,59%. Penggunaan turbin gas secara ekonomi lebih menguntungkan dibandingkan dengan penggunaan modul bifuel. Penggunaan turbin gas menghasilkan NPV positif pada penggunaan harga gas lebih dari 3,5$/MMBTU, namun pada penggunaan modul gas terjadi jika harga gas lebih dari 5$/MMBTU. Berdasarkan pertimbangan aspek keekonomian dari produsen gas dan PLN, harga gas 6$/MMBTU r = 7% dengan penggunaan skenario turbin gas layak secara ekonomi karena periode pengembalian investasi yang singkat, yaitu 0,6 tahun untuk produsen gas IRR 31,90% dan 2 tahun untuk PLN IRR 27,85%. Sehingga PLN dapat menghemat biaya produksi sampai 1.101.571,24 $ pertahun dan produsen gas dapat memperoleh keuntungan bersih sebesar 210.621 $ pertahun. ......The gas flaring activity on the Oseil field owned by PT. CSEL considered uneconomical, while there's electricity company (PLN) which require an alternative energy to substitute HSD for generator fuel. Discussions in this thesis are aspect of engineering and economical of gas utilization as fuel of turbines to PLN of Bula District. Investments are used, there are the sweetening unit of gas DEA-MDEA, transmission pipelines, and gas turbine, or bifuel module. Gas sweetening unit invested by the gas producer (PT.CSEL), while the transmission pipeline and a gas turbine or module bifuel invested by PLN. The amine gas purification system DEA 15% MDEA 20% effective in reducing of H2S and CO2 contents, the feed gas are 1.79% and 6.95% reduced to 0.96 ppm and 0.01% mol with a flow rate of 44,000 kg/h and energy of 370 800 kJ/h. Gas is transmitted by using a carbon steel pipe 3 inch with schedule of 40 along the 5 km with a flow rate of gas in the pipes of 16.885 m/s and pressure drop 15.59%. Gas turbines usage is economically more advantageous than modules bifuel usage. Gas turbines usage generate a positive NPV on the use of gas prices over $ 3,5$/MMBTU, nevertheless the NPV of module gas will be positive when the gas prices more than 5 $/MMBTU. Based on consideration of economic aspects of gas producers and PLN, the gas prices $ 6/MMBTU r = 7% with gas turbines scenarios are economically is feasible, because investment return can be achieved in a short time, that is: 0,6 year for gas producers IRR of 31,90% and 2-year for PLN 27,85% IRR. So that PLN could save on production costs up to $ 1.101.571,24 per year and gas producers can earn a net profit of $ 210.621 per year.

Abstrak :
Penelitian ini merupakan kegiatan untuk mencegah risiko pada pipa dengan simulasi dinamik untuk menganalisis proses transmisi CO2 bertekanan tinggi. Tekanan tinggi diperlukan agar CO2 berada dalam fase superkritis sehingga dapat diinjeksi ke dalam sumur kosong. Penelitian dilakukan dengan mendesain valve di sekitar flowline dan menentukan parameter tuning kontroler. Dari hasil simulasi dihasilkan perubahan tekanan (ΔP) di sepanjang pipa transmisi sebesar kurang lebih 204-240 psia dan di aliran kompresi CO2 sebesar 548 psia dari tekanan awal. Dengan begitu, jenis pipa API 5L X56 dengan tebal pipa 1,250 inch cukup dapat digunakan serta harganya termurah dibandingkan dengan jenis pipa API 5L yang lain. Sementara spesifikasi ANSI 16.5 Class 2500 digunakan untuk komponen perpipaan di sepanjang pipa transmisi. ......This study is one of risk prevention activities using dynamic simulation to analyze the transmission of high-pressure CO2 via pipeline. High pressure needed for CO2 to be in its supercritical phase and able to be injected into depleted reservoir. This study is conducted by designing valve around the flowline and determining controller tuning parameters. From the results, pressure changes (ΔP) along the transmission pipeline are approximately 204-240 psia and in the Kompresi CO2 stream is at 548 psia. Therefore, API 5L X56 pipe with 1.250 in. wall thickness is enough to be used and the cost is the cheapest compared to another type of API 5L pipe. ANSI 16.5 Class 2500 is used for pipeline components specification along the transmission pipeline.

Abstrak :
Gas alam memiliki peranan sangat penting dalam menyediakan energi yang bersih lingkungan. Sehingga, permintaan gas sebagai sumber energi terus meningkat dan relatif lebih tinggi dibandingkan minyak . Pemerintah akan mengoptimalkan pemanfaatan gas bumi sebagai bahan bakar melalu program Jaringan Gas Kota. Pemerintah pada tahun 2010 telah membangun jaringan gas kota, yaitu di antaranya di Kota Depok. Jaringan di bangun di Kelurahan Beji dan Beji Timur dengan jumlah Sambungan Rumah mencapai 4.000 sambungan. Oleh karena itu, maka dilakukan penelitian tentang pengembangan jaringan pipa distribusi gas di rumah tangga. Simulasi dilakukan menggunakan perangkat lunak sistem perpipaan. Hasil studi ini menghasilkan desain basis proses untuk jaringan pipa distribusi gas bumi dan dimensi pipa yang dibutuhkan untuk pengembangan jaringan pipa distribusi gas bumi. ......Natural gas has a very important role in providing a clean energy environment. Thus, demand for gas as an energy source continues to increase and the relatively higher compared to oil. The government will optimize the utilization of natural gas as a fuel through the City Gas Network program. Government in 2010 has built a network of city gas, which is among the city of Depok. Network built in East Beji and Beji with the number of house connections reach 4000 connections. Therefore, it conducted research on the development of gas distribution pipelines in the household. Simulations performed using the software pipeline system. The results of this study resulted in the design basis for the natural gas distribution pipelines and pipeline dimensions required for the development of gas distribution pipelines.

Abstrak :
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.

Abstrak :
ABSTRAK
Dalam Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional, telah ada rencana pembangunan jaringan gas kota oleh pemerintah di beberapa wilayah yang dekat dengan sumber dan infrastruktur gas bumi yang telah ada, salah satunya adalah untuk rumah susun di DKI Jakarta. Rumah Susun Benhil (Bendungan Hilir) 2 di Jakarta Pusat, memiliki 614 unit hunian, merupakan rumah susun yang belum ada jaringan distribusi gas bumi, dan dekat dengan pipa distribusi gas bumi yang telah ada. Tahapan yang dilakukan adalah dengan optimasi jaringan pipa untuk distribusi gas sehingga didapat nilai investasi terkecil, kemudian menganalisa kelayakan keekonomian proyek. Layak secara ekonomi dibangun oleh swasta dengan konsumsi gas bumi rata-rata tiap hunian sebesar 28 m3/bulan. Dengan analisis Benefit Cost Ratio dengan konsumsi 19 m3/bulan menghasilkan nilai BCR >1 atau layak dibangun oleh pemerintah.

---

ABSTRACT
In Master Plan of National Natural Gas Transmission and Distribution, has gas network development plans by the government in some areas close to the source and the existing natural gas infrastructure, one of which is for flats in DKI Jakarta. Benhil 2 Flats located in Central Jakarta, has 614 residential units, an apartment where no natural gas distribution network, and close to the existing natural gas distribution pipelines. Steps being taken is the optimization of pipelines for gas distribution in order to get the smallest investment value, and then analyze the economic feasibility of the project. Economically feasible built by the private sector natural gas consumption by an average occupancy rate of 28 m3/month. With the Benefit Cost Ratio analysis of 19 m3/month consumption produces BCR values> 1 or feasible built by the government.