<![CDATA[Penelitian ini menganalisis kelayakan teknis dan keekonomian sistem flare gas recovery berbasis gas ejector unit, dibandingkan dengan mini-FLNG dan fuel gas turbine system (GTG), dalam konteks Gross Split PSC. Studi kasus dilakukan di platform RSTU milik PSC PT ABC, menunjukkan gas ejector menyerap rata-rata 0.0135 MMSCFD flare gas, meskipun di bawah kapasitas desain. Data ini digunakan untuk simulasi keekonomian pada platform KLMN dan WXYZ, dengan desain mini-FLNG dan GTG. Evaluasi keekonomian menggunakan NPV, IRR, dan Payback Period (PP) selama 10 tahun, menunjukkan sistem gas ejector paling ekonomis untuk skala kecil, dengan NPV Rp1.6 miliar, IRR 24.32%, dan PP 3.7 tahun (skenario konservatif, harga gas USD 7/MMBTU, volume serapan 0.0135 MMSCFD). Sistem mini-FLNG memiliki NPV tertinggi Rp142.57 miliar, IRR 35.73%, dan PP 2.7 tahun, meskipun memerlukan investasi awal tinggi (Rp112 miliar) dan cocok untuk volume flare besar. Sementara itu, sistem GTG menunjukkan NPV Rp28.51 miliar, IRR 25.49%, dan PP 3.6 tahun, ideal untuk fasilitas dengan kebutuhan energi tinggi. Analisis sensitivitas menunjukkan bahwa kelayakan ekonomi sistem gas ejector sangat dipengaruhi oleh fluktuasi harga gas, volume serapan, serta CAPEX dan OPEX. Skenario pesimis (harga gas USD 6/MMBTU, serapan 0.010 MMSCFD) menghasilkan NPV negatif dan IRR rendah, menandakan ketidaklayakan. Pemilihan teknologi flare gas recovery harus mempertimbangkan efisiensi teknis, modularitas, dan ketahanan ekonomi terhadap dinamika pasar.]]>
