Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Penelitian kajian optimasi & analisis ekonomi distribusi Liquified Natural Gas (LNG) terhadap penurunan biaya bahan bakar penyediaan tenaga listrik pada pembangkit listrik di Wilayah Nusa Tenggara bertujuan untuk menentukan alokasi & fasilitas yang harus dibangun dalam distribusi LNG, serta mendapatkan kajian analisis keekonomian berdasarkan parameter kelayakan finansial distribusi LNG ke pembangkit listrik di wilayah Nusa Tenggara. Penelitian dilakukan dengan optimasi rute distribusi LNG dengan fungsi tujuan meminimalkan biaya transportasi. Optimasi rute distribusi dilakukan dengan pendekatan greedy algorithm dan integer linear programming. Rute distribusi hasil optimasi digunakan untuk menghitung besarnya Capital Expenditure (Capex) & Operasional Expenditure (Opex) terminal distribusi LNG. Kajian ekonomi distribusi LNG dilakukan dengan menganalisis besarnya nilai internal rate of return (IRR), payback period (PP) dan Net Present Value (NPV). Pembangkit listrik yang dikaji adalah Pusat Listrik Mesin Gas (PLTMG) yang mana mampu menggunakan bahan bakar jenis high speed diesel (HSD) dan gas alam. Terdapat enam PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara antara lain Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. Penelitian ini menggunakan basis data operasional tahun 2020 dimana harga rata-rata HSD di Wilayah Nusa Tenggara sebesar 5.620 Rp/liter dengan nilai kurs tengah Bank Indonesia sebesar 14.105 US$/Rp. Dari analisis dan pembahasan dihasilkan bahwa kebutuhan LNG per tahun untuk enam PLTMG dengan total kapasitas daya mampu netto 346 MW, capacity factor (CF) 44%, dan equivalent availability factor (EAF) 95% di Wilayah Nusa Tenggara adalah 449.497,43 m3/tahun. Optimasi distribusi LNG menghasilkan kombinasi rute Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 7.500 m3 dan Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang yang dilayani kapal ukuran 2.500 m3 dengan total biaya transportasi 19.666.335 US$/tahun. Diperlukan 6 terminal LNG untuk memenuhi kebutuhan gas yaitu Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, dan Kupang Peaker dengan total biaya Capex 151.941.482,95 US$. Menggunakan skema modal disetor (equity) 40%, pinjaman (debt) Bank 60% dengan bunga 10% cicilan selama 20 tahun, nilai Capex sebesar 151.941.482,95 US$, Opex sebesar 27.263.408,67 US$, maka sekurang-kurangnya diperlukan margin harga penjualan sebesar 5,5 US$/MMBTU sehingga distribusi LNG tersebut layak secara finansial dengan payback period selama 10 tahun, IRR 8,35%, dan nilai NPV postif sebesar 244.712.335,64 US$ pada tahun ke-20. Berdasarkan data tahun 2020, nilai biaya pokok penyediaan (BPP) tenaga listrik PLTMG di Wilayah Nusa Tenggara dengan LNG margin harga 5,5 US$/MMBTU adalah 8,42 Cent US$/kWh, lebih rendah 13% dibandingkan dengan BPP dengan HSD sebesar 9,69 Cent US$/kWh. ......Research on optimization studies & economic analysis of Liquified Natural Gas (LNG) distribution towards reducing fuel costs of energy at power plants in the Nusa Tenggara Region aims to determine the allocation & facilities that must be built in LNG distribution, as well as obtain an economic analysis study based on financial feasibility parameters distribution of LNG to power plants in the Nusa Tenggara region. The research was conducted by optimizing the LNG distribution route with the objective function of minimizing transportation costs. Distribution route optimization is done by using the greedy algorithm approach and integer linear programming. The distribution route of the optimization results is used to calculate the amount of Capital Expenditure (Capex) & Operational Expenditure (Opex) of the LNG distribution terminal. The study of the economics of LNG distribution was carried out by analyzing the internal rate of return (IRR), payback period (PP), and Net Present Value (NPV). The power plant studied is the Gas Engine Power Plants (GEPP) which is capable of using high-speed diesel (HSD) and natural gas fuels. There are six GEPPs in the Nusa Tenggara Region, including Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, & Kupang Peaker. This study uses an operational database in 2020 where the average price of HSD in the Nusa Tenggara Region is 5,620 Rp/liter with the Bank Indonesia middle rate of 14,105 US$/Rp. From the analysis and discussion, it is found that the LNG demand per year for six PLTMGs with a total net capacity of 346 MW, capacity factor (CF) 44%, and equivalent availability factor (EAF) 95% in the Nusa Tenggara Region is 449,497.43 m3/year. Optimization of LNG distribution resulted in a combination of routes Bontang, Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Bontang served by 7,500 m3 ships and Bontang, Rangko, Maumere, Kupang Peaker, Bontang served by 2,500 m3 ships with a total transportation cost of 19,666,335 US$/year. 6 LNG terminals are needed to meet gas needs, namely Bima, Sumbawa, Lombok Peaker, Rangko, Maumere, and Kupang Peaker with a total Capex cost of 151,941,482.95 US$. Using a 40% paid-in capital (equity) scheme, 60% Bank loan (debt) with 10% interest in installments for 20 years, Capex value of 151,941,482.95 US$, Opex of 27,263,408.67 US$, then at least a minimum sales price margin of 5.5 US$/MMBTU is required so that the LNG distribution is financially feasible with a payback period of 10 years, an IRR of 8.35%, and a positive NPV value of 244,712,335.64 US$ in the 20th year. Based on 2020 data, the cost of energy (COE) of GEPPs in the Nusa Tenggara Region with an LNG price margin of 5.5 US$/MMBTU is 8.42 Cent US$/kWh, 13% lower than COE with an HSD of 9.69 Cents US$/kWh.

Abstrak :
Sistem Ketenagalistrikan Provinsi Aceh dipasok oleh Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) berbahan bakar Liquefied Natural Gas (LNG), PLTU Batubara dan PLTD berbahan bakar solar serta transfer dari sistem Sumatera Utara saat beban puncak. Dimana bahan bakar LNG mendapat kiriman dari Kilang Tangguh Papua yang diregasifikasi di Perta Arun Gas, Lhokseumawe Provinsi Aceh, sehingga biaya produksi nya mahal karena jauhnya sumber pasokan gas. Untuk mendapatkan biaya produksi listrik yang lebih murah dapat dilakukan dengan menggunakan potensi gas yang ada di provinsi Aceh. Pada penelitian ini akan menghitung nilai keekonomian dengan membandingkan pemakaian dua jenis bahan bakar gas yaitu bahan bakar gas mulut sumur dan gas LNG untuk pembangkit listrik PLTG dan PLTMG, untuk mengetahui biaya produksi listrik masing-masing pembangkit dengan bahan bakar yang sama. Berdasarkan hasil perhitungan, Pembangkit listrik tenaga mesin gas dengan bahan bakar gas mulut sumur memiliki biaya produksi dengan nilai keekonomian paling baik yaitu 1,231.12 Rp/kWh lebih rendah dari tarif listrik sebesar 1,467 Rp/kWh, serta memiliki IRR sebesar 21,15% dan waktu pengembalian modal 5,54 tahun. Dengan mengetahui nilai yang paling ekonomis untuk pembangunan pembangkit dengan bahan bakar gas mulut sumur maka dapat dijadikan dasar untuk pengambilan kebijakan dalam pemilihan pembangunan pembangkit listrik yang ekonomis untuk daerah dengan potensi gas seperti di provinsi Aceh.

---

The Aceh Province Electricity System is supplied by Gas Engine Power Plant (GEPP) fuelled by Liquefied Natural Gas (LNG), Coal-fired power plant and Diesel Engine with Diesel fuel and transfers from the North Sumatra system during peak loads. LNG fuel is sent by ship from the Tangguh Papua Refinery which is regasification in Perta Arun Gas, Lhokseumawe, Aceh Province, so the production costs are expensive due to the distance from the gas supply sources. To get cheaper electricity production costs, it can be done by using the gas potential in Aceh province. In this study, the economic value will be calculated by comparing the use of two types of gas fuel, namely wellhead gas fuel and LNG gas for Gas Turbine and Gas Engine power plants, to determine the cost of electricity production for each power plant with the same fuel. Based on the calculation results, gas engine power plant with fuel from the Wellhead Gas has the best production costs with value of IDR 1,231.12/ kWh lower than the electricity tariff of IDR 1,467 /kWh, and has an IRR of 21,15% and a payback period of 5,54 years. By knowing the most economic value for the construction of power plant with Wellhead Gas, it can be used as a basis for policy making in choosing an economical power plant development for areas with gas potential, such as in Aceh province

Abstrak :
ABSTRAK
Tulisan ini membahas mengenai tanggung jawab kontraktual antara transporter dan shipper dalam Perjanjian Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa terkait dengan asas proporsionalitas khususnya pada klausul ship-or-pay. Penerapan asas proporsionalitas merupakan aspek yang penting agar kedudukan hak dan kewajiban antara shipper dan transporter dapat seimbang. Penulis menganalisa tanggung jawab kontraktual PT. X selaku transporter dan PT. Y selaku shipper. Pembahasan akan permasalahan dilakukan dengan mengacu pada peraturan perundang-undangan yang berlaku di bidang gas bumi juga prinsip hukum perjanjian pada umumnya, khususnya terkait asas proporsionalitas. Pada perjanjian ini terdapat kewajiban utama dari transporter, yaitu untuk melakukan jasa pengangkutan gas bumi menggunakan pipa mulai dari titik serah sampai dengan titik terima. Sedangkan shipper memiliki tanggung jawab untuk menyerahkan gas sesuai dengan reserved capacity dan membayar tarif pengangkutan kepada transporter. Apabila shipper tidak dapat menyerahkan gas dalam jumlah minimum di titik serah, maka shipper memiliki kewajiban untuk membayar kepada transporter. Jika tidak dilihat secara teliti maka klausul ship-or-pay yang ada di dalam perjanjian ini akan dianggap tidak memenuhi asas proporsionalitas. Dari hasil analisis terhadap perjanjian tersebut, penulis menyarankan agar i adanya pengaturan BPH Migas terkait make-up gas dan ii penggunaan LNG sebagai opsi bagi pembangkit listrik mesin gas milik shipper.

---

ABSTRACT
This thesis analyze contractual liability based on principle of proportionality between transporter and shipper in Pipeline Gas Transportation Agreement. The implementation of the proportionality principle is very important to make an equal position of the rights and obligations of the shipper and transporter. The author analyze the contractual liability of PT. X as a transporter and PT. Y as a shipper. This thesis analyze will be referred to the applicable laws in gas sector in Indonesia, the principle of contract law especially regarding the proportionality principle. In this agreement, transporter main obligation is to transport the gas from receipt point to delivery point. On the other side, shipper shall be responsible to deliver gas at receipt point and to pay pipeline tariff to transporter. If the shipper failed to tender a minimum quantity of gas to the transporter at the receipt point, shipper shall have a payment obligation to the transporter as a result of occurrence of the Annual Deficiency Volume. If not reviewed carefully, the ship or pay clause contained in this agreement shall be deemed not meet the proportionality principle. Based on the analysis to this agreement, the author suggest that i BPH Migas shall make a regulation related to the make up gas and ii utilization of small scale LNG as an option for shipper rsquo s gas engine power plant.

Abstrak :
ABSTRAK
Listrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

ABSTRACT
Electricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel. This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh.