Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
Unaccounted Gas (UAG) adalah kondisi ketidakseimbangan gas masuk dengan gas keluar pada jaringan pipa gas yang dinyatakan dalam bentuk persen. Hasil perhitungan UAG dalam usaha transportasi gas melalui pipa dapat mewakili tingkat akuntabilitas dan tranparasi perusahaan. Dengan mencari komponen utama yang memberikan tingkat kesalahan (error) paling besar terhadap akurasi UAG, diharapkan dapat menekan nilai UAG dan meningkatkan profit perusahaan. Hasil dari penelitian ini diperoleh bahwa pada PT XYZ terdapat 5 bulan pada tahun 2012 dari hasil perhitungan UAG yang melebihi batas yang diijinkan ±2%. Komponen utama yang mempengaruhi perhitungan UAG berasal dari pembacaan meter yang menyatakan volume gas jual per bulan dengan pengaruh rata-rata 49,53% dan volume gas masuk per bulan dengan pengaruh rata-rata 50,33%. Hasil penelitian menemukan ketidak-akuratan diameter pada meter gas memberikan pengaruh terbesar dengan nilai rata-rata pengaruh error UAG sebesar 1,54%. Pengaruh terkecil diberikan oleh ketidak-akuratan temperature transmitter pada orifice meter dengan nilai pengaruh sebesar -0,05%. ......Unaccounted Gas (UAG) is an imbalance condition of gas out and incoming gas on gas pipeline that expressed in percent. UAG calculation results represent the level of accountability and company fairness. By searching for key components that caused most error level to the accuracy of UAG, it is expected can reduce error and increase profitability. Results of this study showed that PT XYZ had 5 months from the calculation of UAG in 2012 that exceed allowable limits of ± 2%. The main components that affect the calculation of UAG comes from meters readings at volume of gas sold per month with an average effect of 49.53% and the volume of incoming gas per month with an average effect of 50.33%. The results found that inaccuracies due to meter diameter had the highest impact with the average effect of UAG error by 1.54% and the smallest error is caused by inaccuracies of temperature transmitter at an orifice meter with percent effect -0.05%.

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 :
The objective of this study was to compare the impacts of financing investment scenarios on piped-natural GPs for households in Indonesia using government, business entity, and mixed investment scenarios. Simulations of cash flow were used for a case study of domestic GPs in City X in Indonesia, which originally used only one investment scheme. The GPs is calculated using the cash flow (CF) method. With the cash flow, GPs is calculated based on the sum of investment costs (Capital Expenditure), operating and maintenance costs (O & M), gas purchase costs, administrative costs (A), tax (t), and margin (m) divided by gas volume. A sensitivity test was performed using the models to observe the effects of changes to each component of each variable regarding price calculations for natural gas. The government divided the type of household into two, one class consisting of simple house and small house and the second group consists of luxury homes, apartments, and condominiums. For 100% government investment scenarios, prices were formulated using management fee systems. For 100% business entity investment scenarios, prices were formulated with a method in which an internal rate of return (IRR) equaled a weighted average cost of capital (WACC). For mixed government and business entity investment scenarios, prices were derived by modifying 100% government investment scenarios calculations. A study of setting piped-natural GPs for households that are equiTable, fair, transparent, and able to meet citizens’ purchasing powers was then conducted. Using the calculations and simulations, it was concluded that the government investment scenarios provided the lowest GPs but burdened the state budget. The business investment scenarios provided high GPs and benefitted the firm but not the community. The mixed investment scenario with 50:50 government and business entity investment compotition was recommended for setting GPs; they increased investments and public welfare, could be just and fair, and could meet citizens’ purchasing powers.

Abstrak :
Keseimbangan antara pasokan dengan kebutuhan gas bumi saat ini menunjukkan kondisi yang timpang. Sistem jaringan distribusi yang belum merata dan kondisi infrastruktur yang kurang memadai, menyebabkan masih terdapat kelebihan kapasitas gas yang belum teralirkan. Oleh karena itu pada keseempatan ini penulis menetapkan Kabupaten Purwakarta sebagai daerah yang akan dikaji dalam rencana pengembangan jaringan pipa gas bumi pada daerah tersebut. Proyeksi permintaan gas bumi untuk elektrifikasi bagi sektor industri dan gas rumah tangga masing-masing sebesar 30,5 MMSCF/D dan 1,3 MMSCF/D, sehingga total gas flow untuk keduanya adalah sebesar 31,8 MMSCF/D. Volume suplai gas flow sebesar 31,8 MSCFD dengan average temperature 519,7 R dan inlet pressure operasi 142 psig. Ukuran diameter dan spesifikasi pipa yang akan digunakan yaitu pipa carbon steel API-5L X52 berdiameter 14 inch, dengan tebal dinding pipa 0,2 inch sesuai dengan pedoman ASME B36.10 serta ketersediaan spesifikasi pipa dan nominal pipe size (NPS) yang terdapat di pasaran. Nilai investasi proyek sebesar USD 12.919.000 untuk SKENARIO 1 sedangkan untuk SKENARIO 2 dan 2A adalah sebesar USD 11.787.630 dengan umur proyek 20 tahun. SKENARIO 2A merupakan skenario yang paling menarik dan layak untuk dijalankan karena dengan penetapan tarif toll fee yang wajar berdasarkan kondisi pasar yaitu sebesar 0,55 USD/MSCF, menghasilkan nilai NPV sebesar 4.177.854 USD, target nilai IRR 13,75%, PBP selama 12,9 tahun, dengan angka B/C Ratio 1,71. Skema pendanaan adalah full equity dengan rencana penyerapan investasi sebesar 50% pada tahun pertama dan 50% pada tahun kedua.

---

The equilibrium between the supply of natural gas and demand is currently showing an unbalanced condition. Uneven network distribution system and infrastructure conditions are inadequate, there is still excess capacity causing gas that has not been undrained. Therefore, at this pleased moment authors set Purwakarta District as an area that will be studied in the development plans of natural gas pipelines in the area. Projected demand for natural gas for the electrification of the industrial sector and household gas respectively by 30.5 MMSCFD and 1.3 MMSCFD, so that the total gas flow for both is of 31.8 MMSCFD. Gas flow supply volume of 31.8 MSCFD with average temperatures at 519.7 R and with inlet operating pressure at 142 psig. Size of diameters and pipe specification to be used is carbon steel pipe API-5L X52 with 14 inch diameter, pipe thickness 0.2 inch in accordance with the guidelines of ASME B36.10 and the availability of pipeline specification and nominal pipe size (NPS) which easy to find on the market , The investment value of the project amounted to 12.919.000 USD for SKENARIO 1, while for SKENARIO 2 and 2A amounted to 11.787.630 USD for the project lifetimes of 20 years. SKENARIO 2A has been chosen to be the most attractive scenario and seens feasible for the determination of reasonable toll fee rates based on market conditions in the amount of 0,55 USD/MSCF, resulting NPV of 4.177.854 USD, the target IRR of 13,75%, PBP during 12,9 years, with B/C Ratio of 1,71. The applied scheme of funding is with full equity plan investment, and absorption planned by 50% on the first year and another 50% on the second year

Abstrak :
PLTGU Tanjung Batu merupakan salah satu andalan kelistrikan di Kaltim. PLTGU Tanjung Batu di bawah PT Z Wilayah Kaltimra menerima pasokan gas dari SKK Migas sebesar 40 MMSCFD secara kontinyu. Pipa gas yang digunakan untuk menyalurkan sumber gas didesain berlebih sebesar 80 MMSCFD. Namun, saat ini terdapat perubahan pasokan gas bumi ke PLTGU Tanjung Batu dari 40 MMSCFD turun menjadi 15 MMSCFD. Perubahan pasokan gas perlu dikaji untuk mengetahui kelayakan proyek pembangunan pipa gas tersebut. Penelitian ini bertujuan untuk melakukan evaluasi teknis dan keekonomian proyek tersebut. Evaluasi teknis yang dikaji meliputi pola aliran, evaluasi penggunaan knock out drum sebelum flash stack, condensate drum dan slug cacther yang digunakan. Evaluasi pola aliran menunjukkan bahwa adanya ketidakstabilan pola aliran di sepanjang pipa dikarenakan kondisi topografi yang berubah-ubah. Hasil pola aliran stratified flow yang didapat pada pipa dengan kilometer 40-55 km menunjukkan bahwa pola aliran tidak menyebabkan perubahan massa liquid secara tiba-tiba pada peralatan Receiving Facility (RF). Desain peralatan RF yang digunakan tidak berbeda jauh dengan hasil perhitungan, dimana berdasarkan hasil perhitungan, desain slug catcher dan knock out drum adalah 48 in/12,5 feet dan 39,4 in/8,2 feet. Hasil evaluasi condensate drum menunjukkan bahwa pada kondisi pigging, dibutuhkan 3 truk tangki berkapasitas 25.000 liter dan pada kondisi operasi normal dibutuhkan 1 buah truk tangki berkapasitas 10.000 liter dengan tangki penampung tambahan berkapasitas 13.000 liter dengan waktu pengambilan setiap 1 minggu sekali. Evaluasi keekonomian proyek yang dikaji pada penelitian ini adalah nilai parameter Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), dan Payback Period (PBP). Nilai parameter ekonomi yang didapat adalah NPV sebesar USD 7.868.080, IRR 10,47%, dan PBP 8,3 tahun dengan nilai toll fee pada laju alir pasokan gas 15, 40, 80 MMSCFD berturut-turut adalah 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. Hasil sensitivity analysis menunjukkan bahwa toll fee merupakan variabel yang paling sensitif terhadap kelayakan ekonomi. Nilai laju alir ship or pay yang digunakan pada proyek ini adalah 48 MMSCFD dengan nilai toll fee 0,66 USD/MMBTU.

---

Tanjung Batu PLTGU is one of the mainstays of electricity in East Kalimantan. The Tanjung Batu PLTGU under the Z company of the East Kalimantan Region receives a continuous supply of gas from SKK Migas for 40 MMSCFD. The gas pipe used to transport the gas source is designed to be excess of 80 MMSCFD. However, currently there is a change in the supply of natural gas to the Tanjung Batu PLTGU from 40 MMSCFD down to 15 MMSCFD. Changes in gas supply need to be assessed to determine the feasibility of the gas pipeline construction project. This study aims to conduct a technical and economic evaluation of the project. The technical evaluations examined included flow patterns, evaluations of the use of knock out drums before the flash stack, the condensate drum and the slug cacther used. Evaluation of flow patterns shows that there is instability of flow patterns along the pipe due to changing topographic conditions. The results of stratified flow patterns obtained in the 40-55 km pipeline indicate that the flow patterns do not cause sudden changes in liquid mass on the Receiving Facility (RF) equipment. The design of the RF equipment used does not differ greatly from the calculation results, where based on the calculation results, the design of the slug catcher and knock out drum is 48 in/12,5 feet and 39,4 in/8,2 feet. The results of the condensate drum evaluation show that under the required pigging, it needs 3 tank truck with a capacity of 25.000 liters and under normal operating conditions, it needs 1 tank truck with a capacity of 10.000 liters with an additional holding tank with a capacity of 13.000 liters takes one time every week. The project economic evaluations examined in this study are the Net Present Value (NPV) parameter, the Internal Rate of Return (IRR), and the Payback Period (PBP). The economic parameter values obtained were NPV of USD 7.868.080, IRR of 10,47%, and PBP of 8,3 years with the toll fee on the gas supply flow rate of 15, 40, 80 MMSCFD respectively 2,06 USD/MMBTU, 0,77 USD/MMBTU, 0,39 USD/MMBTU. The sensitivity analysis results show that toll fee is the variable that is most sensitive to economic viability. The value of the ship or pay flow rate used in this project is 48 MMSCFD with a toll fee of 0,66 USD/MMBTU.

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 :
Monetisasi sumur gas X di perusahaan Y yang terletak didaerah Jambi belum dapat dilakukan karena terkendala jumlah cadangan yang minim yaitu hanya sekitar 21 BCF dan kadar impurities yang berada diatas nilai desain fasilitas pengolahan gas eksisting menjadikan sumur gas ini tidak termanfaatkan (stranded gas well). Pemilihan teknologi yang sesuai diperlukan agar gas dari sumur tersebut dapat dimanfaatkan. Perbandingan keekonomian digunakan untuk memilih kelayakan beberapa opsi teknologi pemanfaatan gas yang mencakup jalur pipa, CNG dan LNG skala kecil melalui perhitungan cash flow NPV dan IRR terhadap tiga lokasi tujuan penjualan. Dari hasil simulasi dan perhitungan didapatkan opsi LNG skala kecil adalah yang paling baik untuk target konsumen ke pembangkit listrik di Pusaka Riau dan ke kota Palembang. Sedangkan untuk target konsumen ke Jambi opsi terbaik adalah dengan jalur pipa. ......Monetization of gas well X in the company Y located in Jambi can not be completed yet because it is constrained with minimum amount of reserves which is only about 21 BCF and levels of impurities which is above the design value of the existing gas processing facilities make this gas wells is not utilized (stranded gas well). Selection of appropriate technology is required to utilized the gas well. Comparative economics used to select the feasibility of several gas utilization technologies that includes pipelines, CNG and small scale LNG by calculating the cash flow NPV and IRR of the three different sales gas location. From the simulation results and calculations obtained the small scale LNG option is the best for the target consumers to the power plant in Pusaka Riau and to Palembang. As for the target consumers to Jambi best option is by pipeline.

Abstrak :
Kegagalan pada sistem transportasi saluran pipa gas bawah laut dapat mengakibatkanbeberapa risiko yang dapat membahayakan bagi manusia dan lingkungan di sekitarsaluran pipa apabila terjadi kebocoran atau bahkan ledakan. Kegagalan tersebut dapatdisebabkan beberapa faktor, antara lain terjadinya kebocoran leaking karena risikokorosi. Berbagai penelitian dan laporan kasus membuktikan tingkat kecelakaan ataukebakaran dan kebocoran pipa gas bawah laut masih terus terjadi. Analisis safetybarriers risiko korosi pipa gas bawah laut dilakukan untuk mengetahui tingkatperforma pipeline safety barriers risiko korosi dengan studi kasus pada jaringan pipagas bawah laut sumur A di PT. XYZ. Penelitian ini dilakukan dengan desaindeskriptif analitik melalui data sekunder yang ada di perusahaan. Penelitian inimenggambarkan performa pipeline safety barriers risiko korosi, merujuk kepadapipeline risk level, dan pada akhirnya akan diperoleh pipeline safety level sebagaiacuan dalam operasional jaringan pipa gas bawah laut. ......Failure on the offshore gas pipelines can cause some risks that can be harmful tohumans and the environment around the pipeline in case of leakage or even anexplosion. The failure may be due to several factors, including leaking to the liningof pipelines due corrosion risks. Various studies and case reports indicate the level ofaccidents or fires and leaking offshore gas pipeline is still going on. Analysis ofsafety barriers corrosion risks offshore gas pipeline conducted to determine theperformance levels of pipeline safety barriers with a case study on an offshore gaspipeline A wells, PT. XYZ. This research was conducted with descriptive analyticdesign using secondary data that has available in the company. This study illustratesthe performance of the pipeline safety barriers, refers to the pipeline level of risk, andultimately will be obtained a pipeline safety level as reference in the operation.

Abstrak :
Potensi kebutuhan listrik di Sumatera Selatan terus meningkat, disebabkan pertumbuhan penduduk dan industri. Untuk mencukupi kebutuhan listrik dapat dilakukan dengan meningkatkan kapasitas power plant PT X. Penelitian ini bertujuan melakukan analisis feasibility study penyaluran gas dengan variasi skema gas pipa, CNG atau LNG. Penentuan cost of good sold COGS masing-masing opsi dan skema penyaluran gas yang paling optimal. Penyaluran gas dilakukan dengan menggunakan pendekatan teknis dan ekonomi. Berdasarkan hasil penelitian semua alternatif skenario dapat dilaksanakan. Opsi penyaluran gas menggunakan gas pipa penghematan COGS sebesar 8,4 dilakukan dengan pemanfaatan pipa existing DJKN dan transmisi, sehingga harga gas bisa dikurangi menjadi US 7,55/MMBTU. Opsi CNG menggunakan GTM dari MS ke konsumen, harga jual US 9,01/MMBTU. Opsi penyaluran LNG menggunakan shipping, LNG hub, isotank dari LNG plant ke konsumen, harga jual US 14,16/MMBTU. LNG dan CNG dimanfaatkan sebagai bridging memenuhi target waktu penyaluran ke konsumen. Perhitungan keekonomian untuk masing-masing opsi penyaluran menunjukkan nilai NPV positif dan IRR yang melebihi target WACC 10,56 , artinya semua alternatif dapat diaplikasikan. Sesuai perhitungan COGS terlihat upstream memiliki persentasi paling besar untuk penentuan harga jual ke konsumen. ......The potential for electricity demand in South Sumatra rapidly increase, due to population and industry growth. Electricity needs can be provided by increasing the capacity of PT X power plant. This research aims to analyze feasibility study of gas distribution with variation of gas pipeline, CNG or LNG. Determination cost of good sold COGS of each option and the most optimal gas distribution scheme. Gas supply is calculated using technical and economic approach. Based on the results of research all alternative scenarios can be implemented. The gas distribution option using COGS savings gas pipe of 8.4 is carried out by utilizing existing DJKN pipeline and transmission, so that gas price can be reduced to US 7,55 MMBTU. The CNG option uses GTM from MS to the consumer, the selling price is US 9.01 MMBTU. LNG channeling options use shipping, LNG hub, isotank from LNG plant to consumer, selling price US 14,16 MMBTU. LNG and CNG are used as bridging to meet the target of the time distributed to the consumer. The economic calculation for each scheme result a positive NPV value and an IRR exceeding the WACC target of 10.56 , meaning that all alternatives can be applied. Appropriate calculations COGS seen upstream has the largest percentage for the determination of the selling price to consumers.

Abstrak :
Pipa adalah salah satu metode untuk pengiriman gas alam dari produsen gas kepada pembeli. Saat ini ada fasilitas pipa transmisi gas alam melalui pipa bawah laut dari Natuna ke Singapura yang dimiliki oleh tiga Perusahaan Kontraktor Kontrak Kerja Sama (KKKS) yaitu PT. A, PT. B, PT. C dan dalam operasi pengiriman gas sehari-hari dilakukan oleh Konsorsium XYZ yang terdiri dari ketiga perusahaan tersebut. Penjualan gas ini tercakup dalam Perjanjian Penjualan Gas antara Pemerintah Indonesia dan Pemerintah Singapura dengan tipe kontrak deplesi. Ada pasokan gas tambahan dari reservoir yang berbeda dan dimaksudkan untuk dialirkan ke pembeli lain di Singapura dan Batam dengan menggunakan Perjanjian Penjualan Gas yang berbeda. Karena fasilitas transportasi akan menggunakan fasilitas pipa bawah laut yang saat ini terpasang maka kondisi operasional saat ini perlu disesuaikan. Gas tambahan ini telah diinvestigasi melalui berbagai macam skenario menggunakan perangkat lunak simulasi jaringan pipa. Hasilnya menunjukkan bahwa tekanan operasional saat ini tidak dapat digunakan lagi karena berdampak pada meningkatnya tekanan dari salah satu subsea tie-in yang mana parameter ini merupakan bagian dari klausul dalam Perjanjian Penjualan Gas. Juga survival time sistem mengalami penurunan sehingga perusahaan operator perlu memberikan perhatian lebih ketika berhadapan dengan masalah terhentinya pasokan dari satu atau lebih.

---

Pipeline is one of method to transport natural gas from the gas producer to the buyer. Currently there is a natural gas transmission pipeline facilities through subsea pipeline from Natuna to Singapore which is owned by three Production Sharing Contract Company namely PT. A, PT. B, PT. C and in the operation of daily gas deliveries is conducted by XYZ Consortium consisting of the three company above. Sales of the gas are covered by a Gas Sales Agreement between Indonesian Government and Singaporean Government with depletion contract type. There is an additional gas supply from different reservoir and intended to be transported to another buyer in Singapore and Batam which is covered by different Gas Sales Agreement. Due to the transportation facility will use the existing offshore pipeline facility therefore the current operational condition need to be adjusted. This additional gas has been investigated through variety of cases using pipeline network simulation software. The result reveal that current operational pressure cannot be used anymore since it impact on increasing pressure of one of subsea tie-in which this parameter is part of clauses in the Sales Gas Agreement. Also the system survival time is decrease so that the operator company needs to pay more attention when dealing with supply problem from one or more suppliers.