Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Kebutuhan LNG domestik untuk PLTGU PLN terus meningkat, berdasarkan RUPTL PLN 2021 LNG yang diperlukan pada tahun 2023 mencapai 550,2 BBtuD. Nilai tersebut setara dengan 67 standard kargo dengan pembagian 54 kargo dari Lapangan X dan 13 kargo dari Lapangan Y. Berdasarkan regulasi, untuk mengangkut LNG di perairan Indonesia, kapal harus memenuhi persyaratan cabotage dimana dibutuhkan 1 kapal LNG berbendera Indonesia untuk menyerahkan kewajiban kontraktualnya dari Lapangan Y dan 4 kapal LNG diperlukan dari Lapangan X. Setiap operator KKKS harus menyewa kapal LNG berbendera Indonesia masing-masing (separated). Dengan metode ini, setiap operator KKKS tidak akan mencapai utilisasi pengiriman yang optimal dan akhirnya menimbulkan biaya transportasi LNG yang tinggi. Untuk meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia, peneliti mengembangkan model untuk mengintegrasikan pengiriman LNG dari beberapa operator dalam satu running plan yang bertujuan meningkatkan utilisasi kapal dan meminimalkan biaya transportasi LNG di Indonesia. Model integrasi dikembangkan untuk menjalankan jadwal berdasarkan kebutuhan Pembangkit Listrik Tenaga Gas PLN yang dibawa menggunakan kapal LNG 137,136 M3. Model integrasi ini akan menominasikan kapal terdekat yang tersedia ke tanggal jadwal pemuatan terdekat berikutnya. Dari simulasi, rata-rata utilisasi pengiriman meningkat dari 44% pada model separated menjadi 63% pada running plan terintegrasi. Selain itu, integrasi tersebut mengurangi total kebutuhan kapal LNG dari total 5 kapal menjadi 4 kapal untuk pengapalan LNG domestik. Dengan asumsi tarif sewa LNG 65K/hari untuk jangka waktu 1 tahun sesuai laporan Braemer, harga LNG 6 USD/MMBTU sesuai Permen ESDM dan harga Bahan Bakar pada 1000 USD/MT, total potensi penghematan dari sewa kapal, konsumsi bahan bakar dan environment cost adalah sekitar USD 39,5 juta/tahun atau 0,20 USD/MMBTU. ......Domestic LNG demand for PLN's PLTGU continues to increase, based on the 2021 PLN RUPTL, the LNG required in 2023 will reach 550.2 BBtuD. This value is equivalent to 67 standard cargoes with the distribution of 54 cargos from X Field and 13 cargoes from Y Field. Based on regulations, to transport LNG in Indonesian waters, ships must meet cabotage requirements where 1 Indonesian-flagged LNG ship is required to deliver its contractual obligations from the Y field and 4 LNG ships are required from the X field. Each KKKS operator must charter LNG vessels with their respective Indonesian flags (). With this method, each PSC operator will not achieve optimal shipping utilization and will eventually result in high LNG transportation costs. To minimize the cost of LNG transportation in Indonesia, the researcher developed a model to integrate LNG shipments from several operators in one which aims to increase ship utilization and minimize LNG transportation costs in Indonesia. The integration model was developed to run a schedule based on the needs of the PLN Gas Power Plant which was carried on a 137,136 M3 LNG ship. This integration model will nominate the closest available vessel to the next closest scheduled loading date. From the simulation, the average delivery utilization increased from 44% in the model to 63% in the . In addition, the integration reduces the total need for LNG vessels from a total of 5 vessels to 4 vessels for domestic LNG shipments. Assuming an LNG rental rate of 65K/day for a period of 1 year according to Braemer's report, an LNG price of 6 USD/MMBTU according to the MEMR Regulation and a fuel price of 1000 USD/MT, the total potential savings from rent and fuel consumption is around USD 39, 5 million/year or 0.20 USD/MMBTU.

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.