Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

Abstrak :
ABSTRAK LNG skala kecil merupakan salah satu alternatif pasokan gas untuk pembangkit listrik yang lokasinya tersebar di kepulauan seperti Bangka, Belitung dan Pontianak. LNG yang ditransportasikan dari terminal likuifaksi LNG harus dioptimasi pola pendistribusiannya ke masing-masing lokasi pembangkit. Optimasi dilakukan terhadap faktor biaya yang meliputi biaya pembelian gas, biaya penyewaan kapal, biaya pengiriman gas dan biaya operasional terminal penerima dan regasifikasi LNG. Sebuah model matematis dibuat berdasarkan variabel keputusan dan variabel tak terkendali yang didefinisikan dari parameter-paramater yang mempengaruhi hasil pola logistik. Secara garis besar skenario operasi untuk pendistribusian LNG yang digunakan adalah pengiriman tanpa hub (milk run dan point to point) dan pengiriman dengan hub. Hasil perbandingan menunjukan bahwa biaya logistik skema milk run lebih murah dibandingkan dengan skema yang lain yaitu sebesar 0,85 USD/MMBTU untuk pembangkit listrik MPP Belitung, 0,84 USD/MMBTU untuk MPP Bangka, 0,83 USD/MMBTU untuk MPP Kalbar dan 0,83 USD/MMBTU untuk Peaker Pontianak.

---

ABSTRACT Small Scale LNG is an alternative as gas supply to Gas Power Plants that scattered in several islands like Bangka, Belitung and Pontianak. LNG transportation from Liquifaction Terminal to each power plant have to be optimized. Optimation is conducted to achieve cost efficiency. Several Costs that affect the logistic scheme include LNG FOB price, Ship chartered cost, gas transporting cost and operational cost at regasification terminal. A Mathematical model is constructed based decision variable and uncontrollable variable which defined from any parameters that has implication to logistic scheme. Overall operation scenario built on this study are comprised of transporting with hub and transporting without hub (milk run and point to point). The results shown show that logistics costs must run cheaper compared to the others, namely 0.85 USD / MMBTU for MPP Belitung power plant, 0.84 USD / MMBTU for MPP Bangka, 0.83 USD / MMBTU for MPP West Kalimantan and 0 , 83 USD / MMBTU for Pontianak Peakers.

Abstrak :
Sejalan dengan upaya dekarbonisasi global menuju net zero emission, pemerintah mencanangkan arah pengembangan kelistrikan menuju energi hijau melalui program pengalihan bahan bakar diesel pada Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) menjadi bahan bakar ramah lingkungan atau yang dikenal dengan nama program dedieselisasi. Di antara bahan bakar yang dicanangkan adalah gas bumi. Pulau Nias menjadi salah satu perhatian pemerintah dalam program pemerataan akses listrik dan percepatan dedieselisasi PLTD melalui Keputusan Menteri ESDM No. 13K/13/MEM/2020 untuk melaksanakan penyediaan infrastruktur gas bumi ke Pembangkit Listrik Tenaga Mesin Gas (PLTMG) Nias. Dalam penelitian ini dilakukan perbandingan skema logistik distribusi gas bumi dalam wujud Liquefied Natural Gas (LNG) dan Compressed Natural Gas (CNG) melalui jalur laut dari wilayah Hub Arun LNG untuk mendapatkan biaya pengangkutan yang paling rendah. Skema logistik LNG meliputi LNG Carrier-Onshore Terminal, Mini Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) dan LNG ISO Tank, sedangkan skema logistik CNG mencakup CNG Tube-Skid dan CNG Marine. Hasil penelitian menunjukkan biaya pengangkutan paling rendah diperoleh melalui moda LNG dengan skema LNG Carrier-Onshore Terminal, yaitu sebesar $5,18/MMBtu. Dari analisis sensitivitas diperoleh harga Indonesian Crude Price (ICP) dan volume pengangkutan merupakan faktor yang sangat berpengaruh terhadap daya saing gas bumi dibandingkan bahan bakar diesel. ......The Indonesian government has set policies of green energy in power generation to support global decarbonization issue towards net zero emissions. One of the policies is fuel-switching program of diesel fuel into natural gas (de-dieselization). Nias Island becomes one of the government's concerns for equitable access to electricity and accelerating the de-dieselization program through government’s decree to provide natural gas infrastructure for the Nias Gas Engine Power Plant (PLTMG). This research performed analysis of natural gas distribution logistics scheme by sea lane in the form of LNG and CNG from the Arun LNG Hub to look for the lowest transportation cost. The LNG logistics scheme includes LNG Carrier-onshore terminal, Mini FSRU and LNG ISO Tank, while the CNG logistics scheme includes CNG Tube-Skid and Marine CNG. The result of calculation shows that the lowest transportation cost is $5.18/MMBtu by using LNG Carrier-onshore terminal logistic scheme. The result of sensitivity analysis indicates that crude oil price and gas volume transported are important factors which determine natural gas competitiveness compared to diesel fuel.

Abstrak :
Berdasarkan data Bank Dunia, Cekungan Barito yang didalamnya meliputi wilayah Kalimantan Selatan mempunyai sumber daya Gas Metana Batubara (GMB) sebesar 101,6 TCF. Dengan terbatasnya infrastruktur gas bumi di Kalimantan Selatan serta adanya rencana pembangunan LNG Receiving Terminal, maka terbuka kesempatan bagi pemerintah maupun investor swasta untuk memanfaatkan GMB di Kalimantan Selatan untuk diubah menjadi LNG. Pada penelitian ini dilakukan analisa dari sisi teknis maupun ekonomis untuk menilai kelayakan pembangunan Small Scale LNG Plant berbahan baku GMB di kalimantan Selatan dengan proses siklus ganda nitrogen dan pendinginan awal. Produksi GMB dari Lapangan Barito-Banjar di kalimantan Selatan pada tahun 2015 diperkirakan mencapai 30-40 MMSCFD. Simulator menunjukan bahwa hampir 100% kandungan gas metana dapat direcover menjadi LNG, dengan komposisi akhir LNG: 98,17% CH4, 1,73% N2 dan 0,1% CO2. Proses ini membutuhkan energi sebesar 11 kW-day/ton LNG dan menghasilkan LNG sebesar 540.1 ton per hari. Analisis parameter keekonomian menunjukan dengan biaya CAPEX US$ 1,21/MMBTU dan biaya OPEX US$ 1,88/MMBTU didapatkan harga IRR pada tahun 2015 sebesar 26% dengan nilai NPV sebesar US$ 119.468.009,25 dan payback period selama 4,33 tahun sejak masa konstruksi atau 3,33 tahun setelah pabrik mulai beroperasi. Analisis sensitivitas terhadap pabrik LNG menunjukan bahwa parameter yang paling berpengaruh adalah harga jual LNG. ......Based on World Bank data, in which Barito Basin covers an area of South Kalimantan have the resources of 101,6 TCF Coal Bed Methane (CBM). With limited natural gas infrastructure in South Kalimantan , as well as a plan to build LNG Receiving Terminal, then open the opportunity for government and private investors to take advantage of CBM in South Kalimantan to be converted into LNG. In this study conducted an analysis of the technical and economical way to assess the feasibility of establishing Small Scale LNG Plant raw based GMB in South Kalimantan with double nitrogen cycle processes and pre-cooling. CBM Production of Field-Banjar Barito in South Kalimantan in 2015 is estimated at 30-40 MMSCFD. Simulation showed that almost 100% methane gas content can be recovered into LNG, with LNG final composition: 98,17% CH4, 1,73% N2 and 0,1% CO2. This process requires an energy of 11 kW-day/tonne of LNG and LNG produced 540,1 tons per day. The analysis shows the economic parameters with CAPEX of US$ 1,21/MMBTU and OPEX costs US$ 1,88/MMBTU, IRR price obtained in 2015 by 26% with NPV US$ 119.468.009,25 NPV and the payback period for 4,33 years since the time of construction or 3,33 years after the plant began operating. Sensitivity analysis of the LNG plant showed that the most influential parameter is the selling price of LNG.

Abstrak :
ABSTRAK
Meningkatnya kebutuhan gas di kepulauan Indonesia, mengakibatkan beberapa industri membangun pembangkit berskala kecil. Namun letak pembangkit yang berbeda-beda mengakibatkan tidak semua kapal pengangkut gas dapat beroperasi terutama pada wilayah perairan dangkal di Sabang dan Nias. Pembangunan kapal LNG berukuran kecil atau small scale LNG carrier SSLC sebagai salah satu solusi permasalahan tersebut. Namun SSLC belum banyak digunakan, hanya terdapat 57 unit kapal SSLC di dunia pada 2016 lalu. Sehingga perancangan desain SSLC masih terbilang sulit. Oleh karena itu, perancangan desain dengan menggunakan desain parametrik untuk memudahkan perancangan kapal SSLC yang sesuai dengan kondisi Sabang dan Nias. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui dimensi utama kapal yang optimum untuk kapal berkapasitas muatan sebesar 2500 m3 dan 7500 m3 dari kapal SSLC 5000 m3 sebagai initial design dengan menggunakan kriteria parameter dimensi ratio L/B, B/T, T/H, dan L/H. Penentuan kriteria berdasarkan database kapal pembanding sebanyak 44 unit kapal. Dimensi utama dari initial design kapal SSLC 5000 m3 adalah L = 94,3 meter, B = 16,57 meter, T = 4,57 meter, dan H = 10,32 meter. Hasil penelitian ini adalah mendapatkan dimensi utama paling optimum yaitu L = 82,23 meter, B = 14,32 meter, T = 3,9 meter, dan H = 7,91 meter untuk kapal SSLC 2500 m3 dan L = 109,73 meter, B = 19,11 meter, T = 5,2 meter, H = 10,55 meter untuk kapal SSLC 7500 m3

---

ABSTRACT<>br> The increasing demand for gas in the Indonesian archipelago caused some industries building small scale power plants. However, the location of different power plants caused not all of gas carriers being able to operate especially in shallow water areas in Sabang and Nias. The building of small scale LNG carrier SSLC as one of the solutions to this problem. But SSLC has not been widely used, there are only 57 units of SSLC in the world in 2016. It causes design planning of SSLC is still quite difficult. Therefore, parametric design can make easier to get the design that suitable with condition of Sabang and Nias. The purpose of this study is to determine the optimum rsquo s main dimensions with load capacity of 2500 m3 and 7500 m3 from SSLC 5000 m3 as initial design by using dimension ratios L B, B T, T H and L H. Determination of criteria based on the comparison vessel database of 44 units of SSLC. Main dimension of initial design 5000 m3 are L 94,3 meter, B 16,57 meter, T 4,57 meter, and H 10,32 meter. The results of this study is to get the optimum rsquo s main dimensions i.e. L 82,23 meter, B 14,32 meter, T 3,9 meter, and H 7,91 meter for 2500 m3 SSLC and L 109,73 meter, B 19,11 meter, T 5,2 meter, H 10,55 meter for 7500 m3 SSLC.

Abstrak :
Salah satu upaya pemerintah Indonesia dalam memenuhi kebutuhan listrik di masa depan adalah melalui proyek pembangunan Mobile Power Plant di wilayah timur Indonesia yang menggunakan Liquified Natural Gas (LNG) sebagai bahan bakarnya. LNG disuplai oleh kapal Small Scale LNG Carrier (SSLNG) yang sebelumnya menerima muatan LNG melalui metode ship to ship. Penelitian ini bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dan level risiko melalui penilaian risiko pada kapal SSLNG saat proses transfer muatan LNG ship to ship. Tahapan penilaian risiko terdiri dari identifikasi bahaya, analisis frekuensi, analisis konsekuensi, dan menentukan level risiko. Identifikasi bahaya bertujuan untuk mengetahui potensi bahaya dengan menganalisis General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) sistem penanganan kargo LNG, skema propulsi, dan komponen. Untuk memudahkan proses identifikasi maka sistem transfer dibagi menjadi tiga subsistem yaitu LNG transfer, vapor pumped back, dan Boil Off Gas (BOG) for fuel. Adapun potensi bahaya yang ditemukan ketika terjadi kebocoran antara lain pool fire, explosion, dan gas dispersion. Analisis frekuensi dilakukan dengan metode Fault Tree Analysis (FTA) untuk menganalisis frekuensi kebocoran pada tiap komponen dan Event Tree Analysis (ETA) untuk mendapatkan probabilitas kejadian bahaya. Terdapat 4 skenario diameter kebocoran komponen yaitu 25 mm, 50 mm, 100 mm, dan 200mm. Hasil perhitungan frekuensi menunjukkan frekuensi kebocoran tertinggi adalah subsistem BOG for fuel dengan nilai 2.29x10-03/tahun dengan kompresor sebagai komponen dengan frekuensi kebocoran tertinggi dengan nilai 7.1x10-04/tahun. Analisis konsekuensi menggunakan ALOHA sebagai aplikasi pemodelan konsekuensi pada tiap skenario untuk mengetahui jumlah fatality. Hasil simulasi konsekuensi menunjukkan korban terbanyak terjadi pada skenario pool fire dengan kebocoran 200 mm yakni berjumlah 19 orang kru kapal. Frekuensi dan fatality yang diperoleh kemudian direpresentasikan ke dalam F-N Curve untuk mengetahui level risiko. Pada skenario pool fire dan explosion pada semua subsistem, hasil yang didapatkan berada di area As Low As Reasonably Practicable (ALARP). Sedangkan pada skenario gas dispersion, hasil penilaian risiko menujukan pada area acceptable, yang artinya level risiko dapat diterima. ......One of the Indonesian government's efforts to meet future electricity needs is through a Mobile Power Plant development project in eastern Indonesia that uses Liquified Natural Gas (LNG) as its fuel. LNG is supplied by Small Scale LNG Carrier (SSLNG) vessels which previously received LNG cargo via the ship to ship method. This study aims to determine the potential hazard and level of risk through risk assessment on SSLNG vessels during the LNG ship to ship transfer process. The stages of risk assessment consist of hazard identification, frequency analysis, consequence analysis, and determining the level of risk. Hazard identification aims to identify potential hazards by analyzing the General Arrangement (GA), Process Flow Diagram (PFD) of the LNG cargo handling system, propulsion scheme, and components. To facilitate the identification process, the transfer system is divided into three subsystems, namely LNG transfer, vapor pumped back, and Boil Off Gas (BOG) for fuel. The potential hazards found when a leak occurs include pool fire, explosion, and gas dispersion. Frequency analysis was carried out using the Fault Tree Analysis (FTA) method to analyze the frequency of leaks in each component and Event Tree Analysis (ETA) to obtain the probability of a hazard event. There are 4 scenarios for component leak diameters, namely 25 mm, 50 mm, 100 mm and 200 mm. The results of the frequency calculation show that the highest leakage frequency is the BOG for fuel subsystem with a value of 2.29x10-03/year with the compressor as the component with the highest leakage frequency with a value of 7.1x10-04/year. Consequence analysis uses ALOHA as a consequence modeling application for each scenario to determine the number of fatalities. The consequence simulation results show that the highest number of victims occurred in the pool fire scenario with a 200 mm leak, namely 19 crew members. The frequency and fatality obtained are then represented in the F-N Curve to determine the level of risk. In the pool fire and explosion scenario for all subsystems, the results obtained are in the As Low As Reasonably Practicable (ALARP) area. Whereas in the gas dispersion scenario, the results of the risk assessment point to the acceptable area, which means the risk level is acceptable.

Abstrak :
Seiring dengan penambahan jumlah populasi penduduk dan peningkatan ekonomian di suatu wilayah, kebutuhan energi akan mengalami kenaikan. Provinsi Kalimantan Timur akan mengalami kekurangan energi listrik di beberapa daerahnya sehingga diperlukan pembangunan beberapa pembangkit listrik untuk memenuhi kebutuhan listrik. Dalam memenuhi kebutuhan gas yang akan digunakan dalam pembangkit listrik, diperlukan sumber-sumber gas baik dari lapangan-lapangan marjinal atau lapangan gas stranded. Proses penyediaan gas dari lapangan gas stranded memerlukan skenario logistik yang optimal agar didapatkan biaya suplai yang minimal. Biaya suplai dalam rantai small scale LNG dipengaruhi biaya liquefaction, transportasi, regasifikasi dan distribusi. Optimasi logistik diperlukan untuk mendapatkan biaya suplai ke LNG Terminal paling rendah. Perhitungan optimasi ini dilakukan dengan menggunakan Solver, program di dalam Microsoft Excel yang memasukkan fungsi objektif, variabel bebas dan constrain. Berdasarkan analisa dari hasil optimasi diperoleh skenario logistic terbaik untuk suplai gas ke PLN dari LNG Terminal 1 yaitu dengan metode milk-run memakai 2 unit kapal berkapasitas 12,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 5,000 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas sedangkan ke PLN dari LNG Terminal 2 yaitu dengan metode hub and spoke memakai 1 unit kapal 10,000 m3, 1 unit tangki penyimpanan di LNG Terminal berukuran 7,500 m3.dan memakai truk untuk distribusi gas. Dan dari hasil penelitian diperoleh biaya pengiriman dari Gas Plant ke LNG Terminal paling rendah yaitu dengan suplai gas dari LNG Plant 1. Untuk LNG Terminal 1 biaya pengiriman paling rendah dengan metode milk-run sedangkan LNG Terminal 2 dengan metode hub and spoke. Harga jual gas minimum ke PLN yaitu 12.64 USD/ MMBTU (Sanggata), 12.24 USD/ MMBTU (Bontang), 11.26 USD/ MMBTU (Melak), 10.93 USD/ MMBTU (Kaltim) dan 11.2 USD/ MMBTU (Kota Bangun). ......Energy needs in a region will increase along with the escalation of its number of population and the level of the economy. East Kalimantan province will experience a shortage of electricity in some regions therefore several new power plants should be built to fulfill the electricity demands. To meet the needs of gas for power generation, source of the gas can be from marginal fields or stranded gas fields. The supply process of gas from these stranded gas fields needs optimum logistic scenario so that minimum supply cost can be obtained. The cost of supply in small scale LNG is affected by the cost of liquefaction, transportation (shipping), LNG Terminal (regasification, jetty, storage tank) and distribution. Logistics optimization is acquired to get the lowest cost of gas supply to LNG Terminal. Analysis of the optimization is completed with Solver, a program in Microsoft Excel that needs objective functions, decision variables and constrains. Based on the optimization, the best logistic scenario are as follows: To supply gas for PLN from LNG Terminal 1, the milk-run method is needed, employing 2 units of 12,000 m3ship, one of 5,000 m3 LNG storage tank at LNG Terminal and used trucks for distribution gas to Sanggata and Bontang. While to supply gas for PLN from LNG Terminal 2,the hub and spoke method is required, employing a 10,000 m3 ship, a 7,500 m3 storage tank at LNG Terminal and trucks to distribute the gas through Melak, Kaltim and Kota Bangun. The calculation results are as follow: the lowest gas supplying cost from Gas Plant to LNG Terminal is obtained using gas from LNG Plant 1. The lowest cost of supply to PLN is 12.64 USD / MMBTU (Sanggata), 12.24 USD / MMBTU (Bontang), 11.26 USD / MMBTU (Melak), 10.93 USD / MMBTU (Kaltim) and 11.2 USD / MMBTU (Kota Bangun).

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 :
Daerah regional Jawa Bagian Tengah terdapat permintaan gas bumi sebesar 5,37 MMSCFD, akan tetapi infrastruktur gas bumi pada regional tersebut belum memadai. Sesuai dengan jumlah permintaannya, pilihan yang tepat adalah dengan skema Small Scale LNG (SSLNG) untuk meyalurkan gas hingga konsumen. Peralatan utama SSLNG yang harus ditentukan adalah kapal tanker LNG, receiving terminal LNG, truk LNG, dan regasifikasi. Terdapat tiga pilihan sumber pasokan LNG yaitu, Kilang LNG Bontang, Donggi Senoro, dan Tangguh. Sedangkan lokasi receiving terminal LNG-nya terdapat tiga pilihan: Kendal (pilihan A), Yogyakarta (pilihan B), dan Cilacap (pilihan C). Parameter penting dalam menentukan lokasi adalah optimasi biaya-biaya yang melibatkan jarak tempuh ke konsumen, biaya investasi, dan biaya operasional untuk transportasi kapal LNG dan distribusi LNG menggunakan truk sehingga menghasilkan harga jual gas bumi yang ekonomis di Jawa Bagian Tengah. Hasilnya, sumber pasok dari kilang LNG Bontang dan lokasi receiving terminal LNG pilihan A (Kota Kendal) adalah paling optimal dengan menghasilkan harga jual gas sebesar 7,33 USD/MMBTU dengan hasil nilai NPV sebesar 12.735.354 USD, nilai IRR sebesar 11,62%, dan PBP selama 8,3 tahun. Dengan demikian, pembangunan infrastruktur dengan skema Small Scale LNG layak untuk dijalankan. ...... The natural gas demand in the regional Java Midsection reached arround 5,37 MMSCFD, however the infrastructure in this region is inadequate. Small Scale LNG scheme is suitable options to distribute the natural gas to consumer based on the Java Midsection gas demand. Small Scale LNG scheme have some vital main equipment to determined, which is LNG vessel, receiving terminal LNG, LNG truck, and regasification. There are three choices of LNG supply sources, which is Bontang LNG Plant, Donggi Senoro LNG Plant, and Tangguh LNG Plant. Meanwhile There are three options for the receiving terminal LNG site selection, which is Kendal (option A), Yogyakarta (option B), and Cilacap (option C). An important parameter in determining the receiving terminal LNG location is the optimization of cost which involving the distance to consumer, determination of investment cost, and operational cost for transportation of LNG vessel and LNG distribution by truck, so that economical natural gas price in Java Midsection will be determined. As a result, the most optimum LNG source supply is Bontang LNG plant and the most optimum of site selection for LNG receiving terminal is in Kendal City as an option A, which has natural gas price is 7,33 USD/MMBTU, NPV is 12.735.354 USD, IRR value is 11,62%, and PBP for 8,3 years. Thus, infrastructure development for the Small Scale LNG scheme is feasible to run.

Abstrak :
Pembangkit Listrik Tenaga Diesel (PLTD) merupakan salah satu jenis pembangkit listrik yang umum di Indonesia, terutama di daerah-daerah terpencil.  Namun PLTD memiliki potensi emisi karbon yang berbahaya. Oleh sebab itu Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) merencanakan program de-dieselisasi. Salah satu Langkahnya berupa mengkonversi PLTD menjadi pembangkit listrik berbasis gas, dimana salah satu distribusi yang memadai melalui jalur small scale liquefied natural gas (LNG). Hal ini juga menjadikan daerah Nusa Tenggara Barat dan Musa Tenggara Timur sebagai salah satu target dedieselisasi dikarenakan jumlah daya PLTD mencapai 661,61 MegaWatt (MW). Namun, perealisasian dari  gerakan dedieselisasi melalui distribusi small scale LNG memiliki tantangan dari segi ekonomi dan risiko investasi. Oleh karena itu, penelitian ini melakukan analisis risiko tekno-ekonomi akan sistem distribusi small scale LNG. Model evaluasi kelayakan ekonomi menggunakan metode real option yang dilakukan dengan menggunakan perangkat lunak Microsoft Office Excel. Penelitian ini menunjukan kebutuhan gas dari delapan pembangkit listrik berkapasitas 347 MW sebesar 9.050.400 MMBTUD. Analisis profitabilitas menghasilkan nilai Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), dan Profitability Index (PI) berturut-turut sebesar 56.876.674 USD, 15,3%, 7,25 tahun, dan 1,48. Analisis risiko dengan metode real option dengan nilai volatility (σ) sebesar 21.6% menghasilkan keputusan yang dapat diambil yaitu: (1) Proyek berjalan pada awal tahun; (2) Proyek berhenti beroperasi pada tahun ke-20 dengan memperoleh salvage value sebesar 11.375.335 USD. ...... A diesel power plant is one of the most common types of power plants in Indonesia, especially in remote areas. However, diesel power plant has the potential for dangerous carbon emissions. Therefore, the Ministry of Energy and Mineral Resources plans a de-dieselization program. One of the steps is to convert a diesel power plant into a gas-based power plant, where one of the adequate distributions is through the small-scale Liquefied Natural Gas (LNG) route. This also makes the areas of West Nusa Tenggara and East Nusa Tenggara one of the targets for de-dieselisation because the total power of the diesel power plant reaches 661.61 Mega Watt (MW). However, the realization of the de-dieselization movement through the distribution of small-scale LNG has challenges in terms of economics and investment risks. Therefore, this study analyzes the techno-economic risks of the small-scale LNG distribution system. The economic feasibility evaluation model uses the real options method which is carried out using Microsoft Office Excel software. The data to determine the LNG distribution scheme were obtained from previous studies. This research shows that the gas demand from eight power plants with a capacity of 347 MW is 9,050,400 MMBTUD. Net Present Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Payback Period (PBP), and Profitability Index (PI) values from the profitability analysis were 56,876,674 USD, 15.3%, 7.25 years, and 1.48 respectively. The following decisions can be made as a result of risk analysis using the real option method with a volatility value of 21.6 percent: (1) The project starts at the beginning of the year; (2) The project stops operating in the 20th year with a salvage value of 11,375,335 USD.

Abstrak :
Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (KESDM) telah mengeluarkan Keputusan No:13K/13/MEM/2020 sebagai landasan penggunaan LNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik di 52 lokasi di Indonesia. Di sisi lain, KESDM juga mengeluarkan Peraturan No:10/2020 yang menetapkan harga plant gate untuk pembangkit listrik sebesar $6/MMBTU. Namun, biaya logistik untuk mendistribusikan LNG dari liquefaction plant ke lokasi pembangkit juga mengeluarkan biaya yang tidak sedikit, mulai dari biaya pengapalan hingga biaya regasifikasi. Oleh karena itu, penelitian ini bertujuan untuk mendapatkan desain logistik yang optimal untuk distribusi LNG dengan melakukan optimasi biaya pengapalan dan biaya regasifikasi. Penelitian ini diawali dengan mencari data terkait spesifikasi dan harga beberapa jenis dan ukuran kapal dan unit regasifikasi LNG, serta data terkait kebutuhan LNG di lokasi kilang. Studi kasus yang digunakan dalam penelitian ini adalah 6 lokasi pembangkit dengan rentang ukuran 10 hingga 150 MW yang terletak di cluster Papua Utara dengan sumber LNG berasal dari 2 skenario. Pada skenario pertama, LNG dikirimkan dari Badak Liquefaction Plant, dan skenario kedua berasal dari Tangguh Liquedaction Plant, dengan 2 variasi asumsi Harga Minyak Mentah Indonesia atau Indonesian Crude Price (ICP) untuk setiap skenario, asumsi ICP tahun 2021, $45/ bbl, dan asumsi ICP pada tahun 2023, $95/bbl. Optimasi menggunakan metode MILP pada software AIMMS dengan solver CPLEX. Hasil yang diperoleh adalah, harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Badak adalah $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario B45 dan $15.83/ MMBTU ($2,30/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,61/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario B95. Sedangkan harga plant gate untuk LNG yang berasal dari Tangguh adalah $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2.48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2021, atau yang disebut skenario T45 dan $15.15/MMBTU ($1.75/ MMBTU untuk biaya pengapalan dan $2,48/MMBTU untuk biaya regasifikasi) untuk asumsi ICP tahun 2023, atau yang disebut skenario T95. Oleh karena itu, berdasarkan optimalisasi yang telah dilakukan, dapat disimpulkan bahwa harga yang ditetapkan oleh Pemerintah akan sangat sulit diimplementasikan bahkan untuk skenario termurah yang didapatkan. ......The Ministry of Energy and Mineral Resources (MEMR) has issued Decree No:13K/13/MEM/2020 as the basis for using LNG as fuel for power plants at 52 locations in Indonesia. On the other hand, MEMR also issued Regulation No:10/2020 which sets the plant gate price for power plants at $6/MMBTU. However, the logistics costs for distributing LNG from the source to power plant also incur significant costs, ranging from shipping costs to the cost of regasification. Therefore, this study aims to obtain optimal logistics design for LNG distribution by optimizing shipping costs and regasification costs. This research starts by looking for data related to specifications and prices for several types and sizes of ships and LNG regasification unit, as well as data related to LNG demand at the plant site. The case studies used in this research are 6 power plants with a size range from 10 to 150 MW located in North Papua cluster with sources coming from 2 scenario. First scenario is using Badak Liquefaction Plant as the source of LNG, and the second scenario is using Tangguh Liquefaction Plant as the source of LNG, with 2 variations of Indonesia Crude Price (ICP) assumption for each scenario, ICP assumption in 2021, $45/bbl, and ICP assumption in 2023, $95/bbl. Optimization uses MILP method on AIMMS software with CPLEX solver. The results obtained are, the Plant Gate LNG price for LNG originating from Badak is $10.04/MMBTU ($2.26/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario B45 and $15.83/MMBTU ($2.30/MMBTU for shipping cost and $2.61/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario B95. Whereas the Plant Gate LNG price for LNG originating from Tangguh is $9.37/MMBTU ($1.72/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2021, or what is called scenario T45 and $15.15/MMBTU ($1.75/MMBTU for shipping cost and $2.48/MMBTU for regasification cost) for assumption of ICP in 2023, or what is called scenario T95. Therefore, based on the optimization have been carried out, it can be concluded that the price set by the Government will be very difficult to implement even for the cheapest scenario obtained.