optimasi rantai suplai lng untuk desain...

UNIVERSITAS INDONESIA

OPTIMASI RANTAI SUPLAI LNG UNTUK DESAIN

OPERASIONAL FLOATING STORAGE AND

REGASIFICATION UNIT (FSRU)

SKRIPSI

Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar Sarjana Teknik

ADE SRI RAHAYU

0806456322

FAKULTAS TEKNIK

DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA

PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA

DEPOK

JUNI 2012

Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012

ii

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS

Skripsi ini adalah hasil karya saya sendiri,

dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk

telah saya nyatakan dengan benar.

Nama : Ade Sri Rahayu

NPM : 0806456322

Tanda Tangan :

Tanggal : 26 Juni 2012


iii

HALAMAN PENGESAHAN

Skripsi ini diajukan oleh :


NPM : 0806456322

Program Studi : Teknik Kimia

Judul Skripsi : Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain Operasional Floating

Storage and Regasification Unit (FSRU)

Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan diterima

sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh gelar

Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Kimia Fakultas Teknik,

Universitas Indonesia

DEWAN PENGUJI

Pembimbing : Prof. Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA ( )

Penguji : Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng ( )

Penguji : Ir. Kamarza Mulia, MSc., Ph.D ( )

Penguji : Ir. Yuliusman, M.Eng ( )

Ditetapkan di : Depok

Tanggal : 26 Juni 2012


http://www.kepakaran.ui.ac.id/detail_profil.php?id=1051

iv

KATA PENGANTAR

Alhamdulillah, puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Allah Swt. yang

telah memberikan rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan

skripsi ini. Teriring shalawat serta salam kepada baginda Nabi Muhammad Saw.

beserta keluarga, sahabat dan para pengikutnya hingga hari pembalasan.

Dalam proses penulisan karya ini, penulis mendapat banyak dukungan dari

berbagai pihak. Ucapan terima kasih penulis sampaikan kepada,

(1) Orang tua dan keluarga yang selalu memberikan dukungan dan doa.

(2) Prof. Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA., pembimbing yang telah

bersedia meluangkan waktu dan ilmu yang menginspirasi.

(3) Dewan penguji: Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng, Ir. Kamarza Mulia,

M.Sc., Ph.D, Ir. Yuliusman, M.Eng., untuk diskusi yang sarat makna.

(4) Rekan satu riset grup: Febri, Ayu, dan Rainer.

(5) Barisan sahabat terbaik yang senantiasa mencerahkan hari-hari penuh

perjuangan: Sefni Yenti, Fathimah Fildzah Izzati, Fatimatuz Zahroh, Hana

‘Afiifah, Zahra Aulia Syahidah, Diana A., R. Muthia, Nindya S.W.,

Khofiful W., Nadhila A.Z., Shofa, Mariatul Q., Merisa B.F., Annisyu

M.S., Dewi A., Yunika P., Desi A., Bangkit I., dan Wentika P.K.A.

(6) Keluarga besar Departemen Teknik Kimia FTUI.

(7) Pihak lain yang turut membantu dan mendoakan sehingga skripsi ini bisa

selesai tepat pada waktunya.

Penulis menyadari masih terdapat kekurangan dalam penulisan skripsi ini.

Saran dan kritik yang bersifat membangun diperlukan untuk mengembangkan

penelitian ini di masa datang. Harapannya, semoga karya ini dapat berkontribusi

dalam pengembangan ilmu pengetahuan dan teknologi yang bermanfaat untuk

kemajuan Indonesia menuju negara yang berdaulat di atas tanahnya sendiri.

Depok, 26 Juni 2012

Penulis


v

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI

TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS

Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang bertanda tangan di

bawah ini:


NPM : 0806456322


Departemen : Teknik Kimia

Fakultas : Teknik

Jenis karya : Skripsi

demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan kepada

Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Noneksklusif (Non-exclusive Royalty-

Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul :

Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain Operasional

Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)

beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas Royalti

Noneksklusif ini Universitas Indonesia berhak menyimpan,

mengalihmedia/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data (database),

merawat, dan memublikasikan tugas akhir saya selama tetap mencantumkan nama

saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.

Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.

Dibuat di : Depok

Pada tanggal : 26 Juni 2012

Yang menyatakan,

(Ade Sri Rahayu)


vi Universitas Indonesia

ABSTRAK



Judul : Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain Operasional


Pembangunan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) berfungsi untuk

melengkapi keterbatasan fasilitas jaringan pipa dalam mengakomodasi kelancaran

arus suplai gas. Model optimasi rantai suplai LNG digunakan untuk mendapatkan

keuntungan maksimal dari pengoperasian terminal tersebut. Optimasi dilakukan

dengan menerapkan konsep linear programming mencakup penentuan fungsi

objektif, decision variable, dan constraint dilanjutkan proses optimasi dengan

bantuan program Solver Microsoft Excel. Dari studi kasus 1 dengan kombinasi

suplai LNG ke terminal dari kilang Badak sebanyak 5 kali pengiriman kapal, 2

kali pengiriman dari Donggi, 7 kali pengiriman dari Masela dan 1 kali pengiriman

Tangguh didapatkan keuntungan sebesar US$ 73,4 juta. Dari studi kasus 2

dengan kombinasi suplai LNG ke terminal dari kilang Badak sebanyak 5 kali

pengiriman kapal, 2 kali pengiriman dari Donggi, 6 kali pengiriman dari Masela

dan 2 kali pengiriman dari Tangguh didapatkan keuntungan sebesar US$ 85,7

juta. Dari studi kasus 3 didapatkan keuntungan sebesar US$ 8,2 milyar, dan studi

kasus 4 sebesar US$ 8,4 milyar dengan kombinasi pasokan LNG dari tiap supplier

berbeda-beda sesuai dengan desain operasional pada kasus tersebut.

Kata kunci:

Rantai suplai LNG, floating storage and regasification unit (FSRU), linear

programming, optimasi


vii Universitas Indonesia

ABSTRACT

Name : Ade Sri Rahayu

Study Program : Chemical Engineering

Title : Optimizing LNG Supply Chain for Operational Design of


Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) serves to overcome the

limitations of pipeline facilities in order to accommodate the flow of gas supply.

LNG supply chain optimization model is used to obtain maximum benefit from

the operation of the terminal. The optimization is applied by implementing the

concept of linear programming that includes determination of the objective

function, decision variables, and constraint. Then optimization process is

continued by using Microsoft Excel Solver program. The result from study case 1

that combined 5 shipments of LNG supply to the terminal from Badak, 2

shipments from Donggi, 7 shipments from Masela, and 1 shipments from

Tangguh yields US$ 73,4 million of profit. US$ 85,7 million of profit was

obtained from case study 2 that combined 5 shipments of LNG supply to the

terminal from Badak, 2 shipments from Donggi, 6 shipments from Masela and 2

shipments from Tangguh. US$ 8,2 billion of profit was obtained from case study

3 and US$ 8,4 billion from case study 4 with a combination of LNG supplies from

each supplier accordance with the operational design of the case.

Key words:

LNG supply chain, floating storage and regasification unit (FSRU), linear

programming, optimization


viii Universitas Indonesia

DAFTAR ISI

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS .................................................... ii

HALAMAN PENGESAHAN ................................................................................ iii

KATA PENGANTAR ........................................................................................... iv

HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ............................... v

ABSTRAK ............................................................................................................. vi

ABSTRACT .......................................................................................................... vii

DAFTAR ISI ........................................................................................................ viii

DAFTAR GAMBAR ............................................................................................... x

DAFTAR TABEL .................................................................................................. xi

BAB 1 PENDAHULUAN ...................................................................................... 1

1.1 Latar Belakang .............................................................................................. 1

1.2 Perumusan Masalah ...................................................................................... 3

1.3 Tujuan Penelitian .......................................................................................... 3

1.4 Batasan Masalah............................................................................................ 3

1.5 Sistematika Penulisan ................................................................................... 3

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ............................................................................. 5

2.1 Pemetaan Potensi Gas di Indonesia .............................................................. 5

2.2 Rantai Suplai LNG ........................................................................................ 7

2.3 Terminal Penerimaan LNG ........................................................................... 9

2.4 Konsep Terminal Penerimaan di Lepas Pantai ........................................... 18

2.5 Model Bisnis ............................................................................................... 23

2.6 Teori Optimasi ............................................................................................. 26

BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN ............................................................. 31

3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian ........................................................... 31

3.2 Model Rantai Suplai LNG ........................................................................... 33

4.1 Pengaruh Perbedaan Biaya Transportasi ..................................................... 43

4.2 Pengaruh Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG ............................................ 45

4.3 Kontrak Jangka Panjang I ........................................................................... 47

4.4 Kontrak Jangka Panjang II .......................................................................... 51

BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN ................................................................ 55


ix Universitas Indonesia

5.1 Kesimpulan .................................................................................................. 55

5.2 Saran ............................................................................................................ 55

DAFTAR PUSTAKA ........................................................................................... 57

LAMPIRAN .......................................................................................................... 60


x Universitas Indonesia

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Peta Cadangan Gas Bumi .................................................................... 5

Gambar 2.2 Rantai Suplai LNG .............................................................................. 8

Gambar 2.3 Flow Diagram Operasi dalam Terminal Penerimaan LNG ................. 9

Gambar 2.4 Tipe ORV .......................................................................................... 15

Gambar 2.5 Tipe SCV ........................................................................................... 16

Gambar 2.6 Konsep Terminal Penerimaan LNG GBS ......................................... 20

Gambar 2.7 Konsep Terminal Penerimaan LNG FSRU ....................................... 21

Gambar 2.8 Diagram Struktur Kontrak Tolling Model ......................................... 23

Gambar 2.9 Diagram Struktur Kontrak Merchant Model ..................................... 25

Gambar 2.10 Solver Parameters ........................................................................... 28

Gambar 2.11 Solver Options ................................................................................. 29

Gambar 2.12 Solver Results .................................................................................. 30

Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian ................................................. 31

Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Regasifikasi dalam Terminal ........................... 33

Gambar 3.3 Harga Minyak Mentah Dunia dan Harga LNG di Empat Region ..... 41

Gambar 3.4 Formula Harga LNG di Asia ............................................................. 42

Gambar 4.1 Biaya Transportasi Tiap Supplier ...................................................... 44

Gambar 4.2 Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG Tiap Supplier ........................... 46

Gambar 4.3 Jumlah Pengiriman Kapal Tiap Supplier: 2002-2031 ....................... 49

Gambar 4.4 Persentase Pemanfaatan Terminal Tahun 2002-2031 ....................... 50

Gambar 4.5 Jumlah Pengiriman Kapal Tiap Supplier: 2012-2031 ....................... 53


file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603

xi Universitas Indonesia

DAFTAR TABEL

Tabel 2.1 Daftar Kontrak dalam Tolling Model .................................................... 24

Tabel 2.2 Daftar Kontrak dalam Merchant Model ................................................ 26

Tabel 3.1 Daftar Supplier LNG untuk FSRU Jawa Barat ..................................... 39

Tabel 3.2 Harga Ex-kilang LNG Tiap Supplier .................................................... 39

Tabel 3.3 Profil Supplier ....................................................................................... 40

Tabel 3.4 Spesifikasi Kapal Tiap Supplier ............................................................ 42

Tabel 4.1 Hasil Optimasi Studi Kasus 1 ............................................................... 43





1 Universitas Indonesia

BAB 1

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Salah satu permasalahan dunia saat ini terjadi akibat pertumbuhan

populasi manusia yang tidak diimbangi dengan ketersediaan energi.

Masyarakat dunia mulai serius mencari solusi energi alternatif untuk

menutupi defisit produksi energi tersebut. Liquified Natural Gas (LNG)

merupakan salah satu energi alternatif yang saat ini sedang gencar

dieksplorasi (Miller et al., 2004). Pencairan gas menjadi LNG dibutuhkan

untuk memudahkan dalam hal penyimpanan dan transportasi, selain itu hasil

pembakarannya lebih bersih (clean energy) (Slamet, 2008).

Perdagangan LNG di seluruh dunia meningkat terus (lebih dari 5% per

tahun) sejak industri ini dimulai. Tren ini diperkirakan akan terus berlanjut

mengingat gas alam menjadi bahan bakar pilihan untuk penyedia tenaga

listrik dan untuk meningkatkan kebutuhan energi negara-negara berkembang

(Tarlowski et al., 2002). IEA memprediksikan bahwa konsumsi gas akan akan

tumbuh pada tingkat 2,7% per tahun pada periode hingga 2025, dibandingkan

dengan 1,8% untuk minyak, dan 1,5% untuk batubara. Porsi penggunaan gas

akan berada pada angka 28% dari penggunaan energi global pada 2025.

Sebagian besar negara konsumen gas memiliki produksi gas yang

sangat sedikit atau telah mengembangkan cadangan gasnya hingga pada suatu

titik di mana mereka telah melewati produksi puncaknya sehingga akhirnya

bergantung pada gas impor (Mira, 2006). Indonesia merupakan eksporter

LNG peringkat 1 di dunia, mengekspor 22,2% dari total perdagangan di dunia

pada tahun 2001 (Drewry, 2003). Namun disamping hal itu kebutuhan gas

dalam negeri belum terpenuhi. Menurut Franky Sibarani sebagai Wakil

Sekretaris Umum Asosiasi Pengusaha Indonesia (Apindo) pada Mei 2011,

dicatat bahwa ada 326 pabrik dari 22 sektor industri yang membutuhkan

suplai gas. Pabrik-pabrik tadi tersebar di 15 provinsi dengan kebutuhan

2.798-3.283 MMSCFD per tahun sampai 2015 (Suhendra, 2011).


2


Kemajuan terbaru dalam teknologi mengimbangi kemampuan

perusahaan-perusahaan energi untuk mengatur transportasi dan suplai LNG

jarak jauh. Pada saat ini, peningkatan jaringan distribusi gas melalui

pembangunan terminal penerimaan LNG memiliki peran yang cukup penting

untuk mendukung kemajuan industri. Pasokan gas untuk memenuhi

kebutuhan industri harus berjalan dengan efektif sehingga permasalahan

kekurangan pasokan dalam negeri dapat diatasi. Terminal penerimaan LNG

diperlukan untuk membantu mengatur pengiriman LNG ke lokasi melalui

infrastruktur jaringan yang telah dibangun sebelumnya. Proses ini mencakup

penerimaan LNG dari produsen LNG, kemudian disimpan dan diregasifikasi

menjadi gas sebelum dikirim ke konsumen menggunakan jaringan pipa.

Ozelkan et al. pada 2007 telah melakukan penelitian mengenai

permodelan manajemen rantai suplai pada desain terminal LNG dari segi

ekonomi. Mira Maulidiana pada 2008 melakukan permodelan rantai nilai

LNG untuk mengoptimalkan nilai gas bagi kepentingan dalam negeri dengan

bantuan perangkat lunak Powersim dan Solver pada Microsoft Excel. Peneliti

akan melakukan optimasi model rantai suplai LNG dengan linear

programming yang difokuskan pada bagian terminal penerimaan berupa

floating storage and regasification unit (FSRU) dengan mempertimbangkan

aspek proses operasional yang terjadi dalam terminal tersebut. Penyelesaian

model optimasi sistem ini menggunakan perangkat lunak Solver Ms. Excel.

Penelitian ini ditujukan untuk melakukan optimasi terhadap rantai

suplai LNG pada terminal dengan memperhitungkan faktor ketersediaan

produksi LNG dari beberapa supplier LNG domestik dan biaya rantai nilai

LNG. Pengoptimasian model dilakukan untuk mendapatkan keuntungan

maksimal yang didapat dihasilkan dari pengoperasian terminal dengan

mempertimbangkan biaya transport minimal dari supplier yang ada.

Harapannya pendekatan ini dapat turut berkontribusi dalam pengembangan

industri gas domestik untuk mengatur rantai suplai yang efektif agar

kebutuhan gas dalam negeri dapat dipenuhi dengan baik.


3


1.2 Perumusan Masalah

Permasalahan yang akan dijawab dalam penelitian ini adalah bagaimana

mengoptimasikan desain operasional yang berlangsung pada terminal.

Analisis dibuat ke dalam suatu model optimasi yang diharapkan dapat

menghasilkan perhitungan keuntungan maksimal dengan biaya transportasi

minimal untuk mengefektifkan rantai suplai LNG.

1.3 Tujuan Penelitian

Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan suatu desain operasional terminal

yang dapat menghasilkan keuntungan maksimal pada model rantai suplai

LNG dalam FSRU.

1.4 Batasan Masalah

Berikut batasan masalah untuk mendapatkan hasil penelitian yang spesifik

dan terarah,

Rantai suplai yang dimasukkan ke model melibatkan seluruh komponen

rantai suplai LNG dengan mempertimbangkan ketersediaan pasokan LNG

domestik.

Data yang dianalisis mengacu pada jurnal dan bersumber dari data umum

bisnis LNG domestik maupun internasional.

1.5 Sistematika Penulisan

Makalah ini terdiri dari tiga bab, yaitu:

BAB 1 PENDAHULUAN

Meliputi latar belakang penelitian, perumusan masalah, tujuan

penelitian, batasan masalah penelitian dan sistematika penulisan

makalah.

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA

Meliputi penjelasan mengenai pemetaan potensi gas di Indonesia,

rantai suplai LNG, terminal penerimaan LNG, konsep terminal

penerimaan di lepas pantai, model bisnis, dan teori optimasi.


4


BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN

Meliputi diagram alir penelitian, penjelasan model rantai suplai

LNG dan model optimasi.

BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN

Meliputi analisis hasil optimasi pengaruh perbedaan biaya

transportasi, pengaruh perbedaan biaya nilai rantai LNG, kontrak

jangka panjang I dan II.

BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN

Meliputi kesimpulan dan saran.



BAB 2

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Pemetaan Potensi Gas di Indonesia

Konsumsi energi domestik pada tahun 2010 adalah sebesar 140 MTOE,

terdiri dari 42,6% minyak bumi, 25,9% gas bumi, 39,4% batubara, 2,6% hidro dan

2,1% Energi Baru Terbarukan (EBT) (BP Statistik 2011). Pemanfaatan gas bumi

sebagai sumber energi terus mengalami peningkatan seiring dengan menurunnya

produksi minyak bumi dalam negeri. Gambar 2.1 menunjukkan besarnya cadangan

gas bumi di beberapa titik di Indonesia. Dalam penelitian ini ada 4 titik sumber gas

bumi yang akan menjadi supplier LNG ke terminal, yaitu Kalimantan Timur,

Sulawesi Tengah, Maluku Tenggara Barat (MTB), dan Papua Barat. Pada peta di

atas ditunjukkan bahwa cadangan gas bumi di titik Kalimantan Timur diperkirakan

sebesar 17,36 TSCF (trillion square cubic feet), Sulawesi Tengah sebesar 3,83

TSCF, MTB sebesar 15.22 TSCF, dan Papua Barat sebesar 23.91 TSCF.

Gambar 2.1 Peta Cadangan Gas Bumi Sumber: Ditjen MIGAS, 2010 (dmodifikasi)


6


Kilang gas alam cair yang terletak di Bontang, Kalimantan Timur bernama

Badak LNG Plant. Konstruksi kilang ini dimulai pada pertengahan 1974 dan sekitar

36 bulan kemudian, pada tanggal 5 Juli 1977, LNG yang diproduksi dari LNG

Train pertama, yaitu Train A. Kilang ini diresmikan pada tanggal 1 Agustus dan

pengapalan pertama LNG Indonesia dilaksanakan dari Bontang pada tanggal 9

Agustus 1977 oleh tanker Aquarius dengan tujuan Senboku LNG, Jepang. Selama

lebih dari 33 tahun, pabrik LNG Badak yang pada awalnya dirancang dan dibangun

untuk 2 train, telah berhasil dengan ekspansi menjadi 8 Train dan dilengkapi

dengan fasilitas tambahan untuk memproduksi LPG. Fasilitas tambahan dan

pengembangan pabrik tersebut telah meningkatkan produksi LNG dari kapasitas

awal sebesar 3,3 juta ton pada tahun 1977 menjadi lebih dari 22 juta ton LNG dan

1,2 juta ton LPG per tahun. Pada saat yang sama, ditambahkan pipa gas, dari satu

baris pipa 36 inch menjadi empat baris pipa gas 36 inch dan 42 inch yang memasok

gas alam dari ladang gas untuk mengisi LNG dan LPG. Pabrik LNG Badak pada

saat ini yang dilengkapi dengan dermaga 3 LNG/LPG yang dapat dioperasikan

secara bersamaan.

Kilang kedua pabrik Donggi Senoro LNG (DSLNG) berlokasi di Kabupaten

Banggai, Propinsi Sulawesi Tengah. DSLNG merupakan proyek LNG pertama di

Indonesia yang menganut model pengembangan usaha hilir, yaitu memisahkan

kegiatan hulu pasokan bahan baku gas alam dari kegiatan hilir memroduksi LNG,

berdasarkan Undang-undang Migas No.22/2001. Pengembangan pabrik LNG

berjalur satu (single-train) terutama bertujuan memanfaatkan gas alam di Sulawesi

Tengah yang belum termonetisasi, melalui penerapan model bisnis LNG hilir yang

pertama di Indonesia, sehingga mampu mengalihkan beban investasi dari

pemerintah ke para pemodal. Infrastruktur yang dikembangkan termasuk pabrik

liquifikasi LNG dengan sebuah jalur produksi, tangki penyimpanan LNG dan

pelabuhan pemuatan LNG berikut fasilitas pengadministrasian. Pabrik liquifikasi

ini berkapisitas produksi sebesar 2 juta ton per tahun, menggunakan teknologi

liquifikasi APCI (Air Products and Chemicals Incorporation) yang telah teruji,

yang saat ini digunakan oleh 86% dari seluruh proyek LNG di dunia. Konstruksi


7


pabrik direncanakan memakan waktu 48 bulan, dengan pengiriman LNG pertama

direncanakan pada tahun 2014.

Kilang ketiga dalam tahap pengembangan lapangan gas terapung (floating

LNG) di blok Masela, Maluku, Laut Arafuru. Blok Masela ditemukan pada tahun

2000 lalu di laut Arafuru dengan luas 3,211 kilometer persegi. Potensi gasnya

sangat besar, mencapai 12-13 triliun kaki kubik dengan produksi selama 30 tahun.

Hal ini menjadikan Blok Masela sebagai lapangan gas terbesar kedua setelah

Mahakam. Lokasi blok ini berada di kedalaman 300 hingga 1.000 meter.

Pembangunan Masela akan ditingkatkan kapasitasnya dengan floating LNG

tersebut dari 2,5 juta ton per tahun secara paralel akan dibangun fase 1 dan 2 hingga

mencapai 6 juta ton per tahun. Diperkirakan pada 2013 terminal gas terapung Blok

Masela mulai dibangun dan pada 2019 diharapkan bisa mulai beroperasi dan

menghasilkan LNG untuk pasar domestik.

Kilang keempat blok Tangguh terletak di Teluk Bintuni, Papua Barat. LNG

plant yang beroperasi sejak tahun 2005 ini terdiri dari 2 train dengan laju produksi

7,6 juta ton per tahun. Mulai 2013 gas sebanyak 230 juta kaki kubik per hari atau

setara dengan 1,7 juta ton per gas alam cair (LNG) akan dialokasikan untuk

pembangkit listrik PLN di Bintuni, Papua dan sebagian lagi akan digunakan untuk

Floating Storage Regasification Unit (FSRU) atau terminal penampungan terapung

di Jawa Barat maupun Lampung. Kilang ketiga Tangguh akan dibangun pada 2015

dan direncanakan beroperasi pada 2018 untuk memenuhi kebutuhan gas industri

petrokimia.

2.2 Rantai Suplai LNG

Liquefied Natural Gas (LNG) adalah gas alam yang dicairkan dengan cara

didinginkan hingga mencapai suhu -160oC pada tekanan 1 atm. Pada kondisi cair,

LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas air dan dengan reduksi volum

1/600 dibanding kondisi gasnya. Kompresi volum yang cukup besar ini

memungkinkan transportasi gas dalam bentuk cair untuk jarak jauh dengan biaya

yang lebih efisien. Rantai suplai LNG memiliki serangkaian tahapan. Berikut


8


Gambar 2.2 yang mengilustrasikan rantai suplai LNG disertai dengan estimasi

distribusi biaya di tiap tahapannya:

Gambar 2.2 Rantai Suplai LNG

Sumber: Saleem Alavi, 2003 (dimodifikasi)

- Eksplorasi dan Produksi

Kegiatan eksplorasi dilakukan untuk menemukan gas alam pada lapisan kerak

bumi. Setelah cadangan gas ditemukan, kegiatan produksi dapat dilakukan yaitu

mengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian dihilangkan

pengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi gas yang diinginkan.

- Pencairan

Gas hasil produksi tersebut selanjutnya memasuki tahap pencairan untuk mengubah

gas alam menjadi cair (LNG) sehingga dapat ditransportasikan menggunakan kapal.

- Pengapalan

Untuk membawa LNG ke pembeli, LNG ditransportasikan dengan menggunakan

kapal khusus.

- Penyimpanan dan Regasifikasi

Setelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian ditempatkan pada

tangki penyimpanan khusus, untuk kemudian diregasifikasikan dari fase cair ke

fase gas, sehingga bisa ditransportasikan ke pengguna melalui pipa penyalur (Mira,

2006).

- Konsumen

Distribusi LNG setelah diregasifikasi dilakukan melalui pipa ke berbagai konsumen

yang membutuhkan. Di Indonesia industri yang membutuhkan pasokan gas seperti

PT. Perusahaan Listrik Negara (PLN), Pertamina Gas, Perusahaan Gas Negara

(PGN), industri pupuk, dan sebagainya.


9


Cakupan penelitian ini difokuskan dari sisi operasional di terminal penerimaan

yang merupakan bagian dari rantai suplai LNG.

2.3 Terminal Penerimaan LNG

Terminal penerimaan (receiving terminal) adalah salah satu komponen

rantai suplai LNG yang menghubungkan antara produsen dengan konsumen.

Kapasitas terminal penerimaan LNG berkisar antara 2 hingga 12 juta ton per tahun

(Mira, 2006). Diagram alir proses pada terminal penerimaan yang disederhanakan

dapat dilihat pada Gambar 2.3 berikut,

Gambar 2.3 Flow Diagram Operasi dalam Terminal Penerimaan LNG

Sumber: S-R Cheng, et al. 2009

Terminal penerimaan LNG menerima LNG dari kapal, kemudian LNG

tersebut disimpan dalam tangki khusus. LNG kemudian diuapkan, dan gas hasil

penguapan tersebut dikirimkan ke konsumen melalui pipa distribusi. Terminal ini

dirancang untuk dapat mengirimkan gas pada laju tertentu melalui pipa distribusi

dan di sisi lain juga menjaga kapasitas cadangan LNG pada tangki penyimpanan

dalam terminal. Jumlah kapasitas cadangan tergantung pada perkiraan waktu

datang/tunda kapal, variasi dari jumlah permintaan dan konsumsi, dan kebutuhan


10


cadangan strategis (cadangan strategis dibutuhkan ketika terminal dibutuhkan untuk

menggantikan sumber gas lainnya dari pipa atau terminal penerimaan lainnya

secara mendadak). Waktu operasi terminal dapat diperkirakan mendekati 365 hari

per tahun dan memiliki ketersediaan peralatan cadangan untuk mendukung

pengoperasian. Penghentian operasi dapat terjadi jika pemeliharaan tidak dilakukan

dengan baik sehingga terjadi kondisi kritis seperti terjadinya ledakan. Terminal ini

terdiri dari:

Sistem pembongkaran LNG (LNG unloading system), termasuk dermaga.

Tangki penyimpanan LNG (LNG storage tank)

Penguap LNG (LNG vaporizers)

Pompa dalam tangki dan pompa luar LNG (In-tank and external LNG)

Sistem penanganan uap (vapour handling system)

Fasilitas penunjang, pipa, katup, sistem kontrol yang mengatur keamanan

operasi

Infrastruktur (jalan, gedung, dan pagar)

Berikut penjelasan mengenai komponen dalam terminal.

1. Sistem bongkar (unloading) LNG

Setelah kapal berlabuh dan penghubung bongkar didinginkan, LNG kemudian

dipindahkan ke tangki LNG di darat dengan menggunakan pompa yang terletak

dikapal. Fasilitas bongkar (unloading) sering dirancang untuk kisaran ukuran

kapal yang cukup besar yaitu dari 87.000 m3 hingga 145.000 m

3. Laju bongkar

dari kapal umumnya 10.000-12.000 m3/jam yang umumnya dilakukan dengan

delapan pompa dengan dua pompa yang terletak pada masing-masing tangki

kargo yang berada di kapal. Dibutuhkan kira-kira 12-14 jam untuk membongkar

muatan satu kapal dengan kapasitas 135.000 m3. Dari kapal, LNG mengalir

melalui penghubung bongkar ke tangki penyimpanan. Jalur bongkar dapat

berupa dua pipa paralel atau pipa tunggal yang lebih besar. Selama bongkar

kapal sebagian uap yang dihasilkan pada tangki penyimpanan dikembalikan ke

tangki kargo kapal melalui pipa pengembalian uap (vapour return line) dan pipa

penghubung (arm) untuk mempertahankan tekanan positif pada kapal. Karena

perbedaan tekanan yang kecil antara tangki penyimpanan dan kapal, blower


11


untuk uap yang kembali kadang-kadang dibutuhkan. Meskipun demikian, untuk

tangki penyimpanan dengan full containment ketika tekanan desain sekitar 290

mbarg, tekanan yang memadai biasanya tersedia untuk mengalirkan kembali uap

tanpa harus menggunakan pipa pengembalian uap (vapour return blower).

2. Tangki penyimpanan LNG

Satu atau lebih tangki di atas tanah (above ground) umumnya dipasang untuk

menerima dan menyimpan LNG. Kapasitas tangki penyimpanan berkisar antara

40.000 m3 hingga 180.000 m

3. Untuk mengefisienkan biaya, desain diupayakan

untuk meminimalkan jumlah tangki dan memaksimalkan kapasitas penyimpanan

per tangki. Jika fasilitas tersebut hanya memiliki satu tangki maka pengiriman

dan bongkar LNG akan berasal dari tangki yang sama. Hal ini tidak

menimbulkan persoalan jika sistem dirancang dan dioperasikan dengan benar.

Terdapat beberapa tipe tangki penyimpanan, yaitu,

- Single containment, tangki single containment memiliki dinding bagian

dalam yang terbuat dari baja nikel 9% yang berdiri sendiri (self supporting).

Bagian dalam tangki ini dikelilingi oleh dinding bagian luar yang terbuat

dari baja karbon yang memberikan insulasi perlit pada ruang anular. Bagian

luar tangki yang berupa baja karbon tidak memiliki kemampuan untuk diisi

material kriogenik, sehingga perlindungan hanya dilakukan oleh tangki

bagian dalam. Meskipun demikian, tangki single containment dikelilingi

oleh saluran atau wadah penampungan eksternal (dike) terhadap tangki,

yang salah satunya memberikan penampungan lapisan kedua apabila terjadi

kegagalan pada dinding tangki bagian dalam.

- Double containment, tangki double containment hampir sama dengan tangki

single containment, tetapi sebagai pengganti saluran eksternal, terdapat

dinding luar yang terbuat dari beton pre-stressed. Sehingga jika dinding

bagian dalam mengalami kegagalan, maka dinding bagian luar dapat

menampung cairan kriogenik. Beton untuk dinding bagian luar tersebut bisa

menambah biaya, tetapi jumlah lahan yang dibutuhkan berkurang karena

tidak adanya saluran di luar seperti pada single containment. Jika terjadi


12


kegagalan pada tangki bagian dalam, maka cairan akan tertampung pada

dinding bagian luar, serta uap akan keluar melalui celah anular.

- Full containment, pada tangki full containment celah anular antara bagian

dalam dan luar tangki di ditutup (sealed). Umumnya jenis tangki ini

memiliki atap beton maupun dinding bagian luar yang terbuat dari beton

pre-stressed. Dinding bagian luar dan atapnya dapat menampung baik cairan

kriogenik maupun uap yang dihasilkan. Berat atap beton memungkinkan

tekanan desain yang lebih tinggi (290mbarg) dibanding dengan tangki

dengan atap logam (170 mbarg).

Keputusan dalam pemilihan tangki yang digunakan bergantung pada

biaya kapital dan operasi, ketersediaan lahan, jarak pisah dengan dermaga, dan

juga perlindungan dari faktor eksternal seperti potensi timbulnya tekanan awan

uap, gangguan keamanan, dan lain sebagainya. Dalam penentuan jenis tangki,

penting untuk mempertimbangkan juga biaya kapital serta biaya operasi yang

lebih tinggi terkait, untuk peralatan penanganan uap maupun biaya peralatan

keselamatan. Untuk itu, dibutuhkan analisis ekonomi yang menyeluruh dalam

pengambilan keputusannya.

3. Penanganan uap

Selama operasi normal, uap boil-off diproduksi pada tangki dan pipa yang berisi

cairan akibat transfer panas dari sekitar. Uap ini dikumpulkan pada boil-off

header yang terhubung dengan boil-off compressor suction drum. Sebuah in-line

desuperheater, yang terletak pada hulu drum akan menginjeksi LNG pada aliran

gas jika temperatur meningkat di atas -80oC. Uap boil-off yang dihasilkan

selama operasi normal karena adanya panas yang terserap ke tangki

penyimpanan dan pipa dikompres dan dicairkan pada recondenser. Selama

bongkar, jumlah uap pada outlet tangki naik secara signifikan. Uap tambahan ini

adalah kombinasi dari volume yang digantikan pada tangki oleh LNG yang

masuk, uap yang datang dari terbebasnya input energi pada pompa kapal, uap

flash karena perbedaan tekanan antara kapal dan tangki penyimpanan serta

penguapan dari bocornya panas pada penghubung bongkar dan pipa transfer.

Uap dapat dialirkan kembali menuju kapal melalui boil-off gas blower atau


13


menuju boil-off compressor. Uap yang tidak dialirkan kembali ke kapal

dikompres dan dialirkan ke recondenser. Banyaknya uap yang bisa

direkondensasi tergantung pada jumlah LNG yang dikirimkan. Jika tidak

terdapat cukup LNG yang dikirimkan untuk menyerap boil-off gas, uap tersebut

dikompresi hingga tekanan pipa atau bisa juga dibakar atau dikeluarkan ke

atmosfer (vented). Prioritas untuk penanganan uap adalah sebagai berikut:

Untuk penggantian (displacement) volume pada kapal dan tangki

penyimpanan.

Untuk pencairan kembali pada LNG yang dikirimkan.

Untuk dikompres hingga tekanan pipa dan ditransportasikan melalui pipa.

Untuk dibakar atau dikeluarkan ke atmosfer.

4. Pompa pengiriman LNG tahap pertama

Beberapa pompa pengiriman LNG dengan head yang rendah biasanya terpasang

pada masing-masing tangki penyimpanan LNG. Pompa-pompa ini beroperasi

terendam dalam LNG dan terletak dalam kolom pompa, yang memudahkan baik

memasang maupun melepasnya. Kolom-kolom pompa juga berfungsi sebagai

pipa pengeluaran dari pompa, dan terhubung dengan bagian atas perpipaan.

Pompa-pompa LNG ini akan mengalirkan LNG dan mensirkulasikan LNG pada

pipa bongkar kapal untuk menjaga pipa tersebut tetap dingin di antara waktu

bongkar kapal. Pompa tahap pertama ini umumnya memiliki tekanan keluar

sekitar 11 bar. Oleh karena tekanan jenuh adalah sekitar 1 bar, LNG secara

efektif dapat disub-dinginkan dengan 10 bar. Sub-pendinginan ini memberikan

kapasitas panas yang dibutuhkan untuk mengkondensasikan uap boil-off pada

proses selanjutnya.

5. Recondenser

LNG dari pompa dalam tangki dialirkan langsung ke recondenser. Uap boil-off

yang dihasilkan selama operasi normal juga dialirkan ke recondenser dan

dicampurkan dengan LNG subdingin untuk dikondensasikan. Hal ini dapat

menghindarkan pembakaran atau pengeluaran uap ke atmosfer. Recondenser

tersebut berisi packedbed sehingga terdapat area permukaan yang luas untuk

kontak cairan dan uap.


14


6. Pompa pengiriman LNG tahap kedua

Gas yang dikirimkan umumnya diinjeksikan pada sistem distribusi gas tekanan

tinggi yaitu sekitar 80 barg. Untuk mencapai tekanan ini, dibutuhkan pompa

pengiriman dengan head tinggi beberapa tingkat. Pompa-pompa tersebut

mengambil LNG dari recondenser dan mengalirkannya ke penguap (vaporiser)

pada tekanan yang sesuai pada pipa.

7. Penguap LNG (LNG vaporizers)

Salah satu contoh sumber panas yang digunakan dalam vaporizer adalah air atau

udara. Keduanya akan memakan biaya investasi yang tinggi tetapi biaya

operasinya sangat rendah. Sebagian besar base load vaporizer menggunakan air

laut atau air sungai sebagai sumber panas. Air dapat juga digunakan untuk

memanaskan intermediate fluid seperti propana, kemudian fluida tersebut

digunakan untuk mencegah masalah pembekuan air saat kontak dengan pipa

LNG dingin. Ada beberapa jenis penguap yang beroperasi dalam terminal, yaitu:

Open Rack Vaporisers (ORV) seperti yang ditunjukkan oleh Gambar 2.4

adalah tipe yang banyak digunakan. ORV menggunakan air laut untuk

memanaskan dan menguapkan LNG. Tipe ini terdiri dari dua header

horizontal yang dihubungkan oleh serangkaian tube-tube vertikal. Air laut

disemprotkan atau dijatuhkan dari atas pada tube-tube vertikal. Gas yang

teruapkan dikumpulkan dan diambil dari header bagian atas. Sistem ORV

memanfaatkan air laut yang dialirkan ke dalam panel-panel aluminium

dengan kontak yang tidak langsung dengan LNG bertekanan yang dialirkan

dalam tubing sehingga temperatur yang dikandung air laut dapat

meningkatkan temperatur LNG (dingin) (Reza, 2006).


15


Gambar 2.4 Tipe ORV

Sumber: Tarlowski, J. and J. Sheffield (2005)

Jenis lainnya adalah Submerged Combustion Vaporiser (SCV) seperti yang

ditunjukkan pada Gambar 2.5 menggunakan gas yang dikirimkan sebagai

bahan bakar untuk pembakaran yang memberikan panas pembakaran.

Mahalnya pemasangan sistem ORV air laut menyebabkan biaya kapital yang

tinggi. Di lain pihak, SCV memiliki biaya operasi yang lebih tinggi karena

biaya bahan bakar. Pada beberapa fasilitas, karena pertimbangan ekonomi,

ORV biasa digunakan pada kisaran operasi normal pengiriman dan SCV

digunakan sebagai cadangan. Evaporator sistem SCV ini menggunakan water

bath heater yang memanasi LNG yang mengalir di tubing, sehingga LNG

(dingin) akan mengalami peningkatan temperatur. Adapun sumber panas

yang berasal dari pembakaran gas diperoleh dari hasil regasifikasi terminal

tersebut. Lebih kurang 1,5 % gas yang masuk ke dalam terminal penerima

LNG dikonsumsi sebagai bahan bakar pada sistem SCV ini.


16


Gambar 2.5 Tipe SCV

Sumber: Tarlowski, J. and J. Sheffield (2005)

Pertimbangan kondisi lapangan juga mempengaruhi penggunaan

penguap apakah menggunakan ORV atau SCV. Jika temperatur air laut di bawah

kira-kira 5oC, ORV tidak digunakan karena bekunya air laut. Pada beberapa

lapangan, terkadang tidak memungkinkan untuk memisahkan keluar dan

masuknya air laut, dan SCV harus dipasang untuk mencegah masalah

resirkulasi. SCV juga berukuran lebih kecil dibanding ORV dan memiliki

efisiensi panas yang lebih tinggi (>95%). Penggunaan SCV tetapi memiliki

masalah lingkungan karena adanya emisi karbondioksida dan NOX. Kelebihan

air yang diproduksi sebagai hasil pembakaran juga membutuhkan perlakuan

sebelum dikeluarkan. Selain ORV dan SCV, penguap cangkang dan tabung

sekarang juga dipertimbangkan untuk aplikasi tertentu, khususnya ketika sumber

panas lainnya tersedia seperti dari pembangkit listrik atas proses utilisasi ’energi

dingin’.

8. Sistem pengeluaran ke atmosfer (vent) atau pembakaran (flare)

Jika terjadi kondisi yang tidak diinginkan, uap bisa dihasilkan melebihi kapasitas

recondenser dan kompresor pipa (jika ada). Jika ini terjadi, uap harus

dikeluarkan ke udara melalui elevated vent stack atau dibakar untuk

pembuangan secara aman. Metode pembuangan uap yang lebih disukai adalah

dengan cara membakarnya. Pengeluaran dengan venting memungkinkan tetapi

membutuhkan pertimbangan khusus. Walaupun mungkin lebih disukai karena


17


tidak terlihat oleh penduduk sekitar, vent harus dirancang untuk mengantisipasi

jika tiba-tiba terjadi percikan oleh petir. Penyebaran gas dingin dari vent juga

lebih problematis dibanding dari pembakaran karena gas pembakaran akan

selalu naik ke atas. Sistem uap tangki digabungkan pada manifold dan pressure

control valve mengirimkan uap ke vent stack atau flare stack sebelum safety

valve tangki terbuka. Tangki penyimpanan itu sendiri dilengkapi dengan relief

valve sebagai pertahanan terakhir menahan overpressure.

9. Utilitas pendukung

Fasilitas di bawah ini dibutuhkan untuk memberikan utilitas pada terminal

penerimaan LNG serta untuk mendukung pengoperasiannya.

- Sistem pengambilan, pengeluaran, dan pemompaan air laut untuk unit ORV.

- Tenaga listrik

- Pemadam kebakaran

- Sistem foam

- Sistem air bersih (plant water/fresh water/tempered water)

- Instrumentasi udara (plant and instrument air)

- Nitrogen (penyimpanan dan penguapan)

- Pembangkit listrik darurat

- Sistem perlakuan aliran (effluent treatment), termasuk sanitasi.

- Pasokan minyak diesel untuk pompa firewater dan generator darurat.

- Fasilitas kapal, pasokan kapal, pelumas, dan sebagainya yang mungkin

dibutuhkan.

- Ruang kontrol, pemeliharaan, gudang, administrasi, ruang penjaga.

10. Pengiriman LNG

Perlindungan terhadap kapal LNG selama navigasi, berlabuh/berlayar dan ketika

bersandar dan membongkar (unloading) adalah pertimbangan utama. Transfer

LNG juga relatif berisiko tinggi dan spesifikasi khusus biasanya ditentukan oleh

perancang terminal untuk melindungi kepentingan umum maupun pekerja di

terminal. Hal-hal tersebut termasuk sistem shutdown darurat, penampungan

apabila terjadi tumpah (spill), proteksi anti-pressure surge untuk perpipaan. Tata


18


letak terminal LNG dan pemilihan lokasi umumnya berdasarkan parameter kapal

berikut,

- Kapasitas 80.000 – 145.000 m3 memiliki panjang keseluruhan hingga 310 m,

lebar 46 m, dan draft jika penuh setinggi 11,6 m. Laju bongkar pengiriman

bersih pada terminal penerimaan kira-kira sekitar 12,000 m3/jam. Sekalipun

terdapat kapal dengan ukuran yang lebih kecil yang dapat dimasukkan pada

basis desain dermaga, tren industri saat ini menggunakan ukuran kapal yang

lebih besar.

- Kedalaman air di head dermaga adalah 15 m (Tarlowski, et al., 2005).

2.4 Konsep Terminal Penerimaan di Lepas Pantai

Terminal penerimaan LNG merupakan suatu keberhasilan dalam

mengintegrasikan substruktur lepas pantai yang biasa digunakan pada industri

minyak dan gas, transportasi LNG dan sistem pengisian/bongkar LNG serta

rancangan regasifikasi di darat. Terminal penerimaan merupakan bagian yang

penting dalam suatu rantai nilai LNG. Lokasi terminal penerimaan harus memenuhi

berbagai kriteria termasuk di dalamnya dari segi keselamatan, keamanan, adanya

akses terhadap laut, kedekatan dengan jaringan distribusi gas, serta luas area yang

memadai untuk menjamin jarak yang aman dari aktivitas manusia di sekitarnya.

Terminal penerimaan juga harus memenuhi persyaratan lingkungan. Dengan

berbagai kriteria di atas, dibutuhkan area lahan yang cukup luas untuk membangun

terminal penerimaan LNG. Di tengah semakin sulitnya lahan yang dapat memenuhi

kriteria tersebut, konsep terminal penerimaan LNG di lepas pantai bisa menjadi

suatu alternatif solusi.

Secara garis besar, selain hal-hal di atas, hal lain yang melatarbelakangi

diperlukannya suatu terminal penerimaan LNG yang terletak di lepas pantai di

antaranya adalah adanya laut dangkal dekat pantai. Seperti yang dijelaskan di atas,

tidaklah mudah menemukan lokasi di daratan sekitar pantai yang memenuhi

kriteria-kriteria yang disebutkan di atas. Laut dangkal di dekat pantai bisa

berpotensi untuk dijadikan terminal penerimaan LNG karena letaknya yang bisa

menjangkau baik untuk bongkar LNG dari kapal dan untuk penyaluran gasnya


19


melalui sistem pipa distribusi. Pemasangan terminal LNG di lepas pantai berarti

juga menjauhkan aktivitas terminal penerimaan tersebut dari aktivitas manusia di

sekitarnya, yang berarti akan bisa lebih diterima oleh masyarakat selain itu juga

memperkecil konsekuensi apabila terjadi kecelakaan, terlebih lagi didukung oleh

catatan keselamatan yang baik pada pengiriman LNG melalui jalur laut. Hal ini bisa

menjadikan perizinan untuk membangun terminal lepas pantai relatif lebih mudah

dibanding terminal penerimaan di darat. Selain itu, pemasangan terminal LNG di

lepas pantai juga memiliki kelebihan dari segi keamanan, di mana peluang untuk

disabotase oleh pihak-pihak yang tak bertanggung jawab menjadi lebih kecil.

Dengan berbagai kelebihan tersebut, dapat dikatakan bahwa terminal penerimaan

LNG lepas pantai bisa mengatasi masalah yang biasanya kurang mendapat

perhatian dari pihak pengembang pada pembangunan terminal penerimaan LNG di

wilayah tertentu atau yang biasa disebut dengan not in my back yard (NIMBY).

Selain itu karena pembangunan terminal penerimaan LNG lepas pantai tidak

membutuhkan lahan besar yang terletak di pantai, hal ini berarti tidak menimbulkan

masalah build absolutely nothing anywhere near anything (BANANA).

Dalam pembangunan terminal penerimaan LNG di lepas pantai, hal-hal

yang perlu diperhatikan dalam pemilihan lokasi adalah sebagai berikut:

- Kedekatan dengan lalu lintas laut

- Kedalaman laut

- Arus dan gelombang

- Kondisi laut dan angin

- Kedekatan dengan infratruktur pipa gas

- Kendala fisik serta identifikasi bahaya

- Hal lainnya seperti adanya es, dan sebagainya.

Hal-hal yang disebutkan di atas juga akan mempengaruhi jenis substruktur terminal

yang akan digunakan.

Konsep terminal penerimaan di lepas pantai secara garis besar dapat dibagi

menjadi dua, yaitu dengan menggunakan konsep Gravity Based Substructure (GBS)

dan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU).


20


2.4.1 Gravity Based Substructure (GBS)

Terminal GBS menggunakan beton sebagai substruktur dan dirancang untuk

laut dangkal yang berada di dekat pantai. Gambar 2.6 menunjukkan penggunaan

konsep GBS untuk terminal penerimaan.

Gambar 2.6 Konsep Terminal Penerimaan LNG GBS

Sumber: Moss Maritime, 2005

GBS yang digunakan pada dasarnya hampir sama dengan GBS yang

digunakan untuk terminal produksi, hanya saja di atasnya terdapat fasilitas

regasifikasi. Untuk bongkar LNG, fasilitas bongkarnya hampir sama dengan yang

digunakan pada dermaga terminal penerimaan LNG konvensional di darat.

2.4.2 Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)

Terminal FSRU menggunakan lambung kapal dari baja dan dirancang untuk

penggunaan di laut dalam. Gambar 2.7 memperlihatkan contoh konsep FSRU yang

menggunakan tangki penyimpanan berbentuk Moss di mana fasilitas regasifikasi

terdapat pada bagian depan kapal, sedangkan akomodasi berada pada bagian

belakang kapal.


21


Gambar 2.7 Konsep Terminal Penerimaan LNG FSRU

Sumber: Golar LNG Energy, 2011

Sistem bongkar LNG berada pada bagian tengah di mana transfer LNG dari

tanker dilakukan dari sisi ke sisi (side by side). Kapal ini dilengkapi dengan mooring

di bagian depan untuk menjaga posisi kapal. Gas hasil regasifikasi dikirimkan

melalui riser untuk kemudian dialirkan melalui pipa dasar laut ke darat. Kapal yang

digunakan untuk FSRU dapat berupa kapal yang dibangun baru ataupun konversi

dari tanker LNG (Mira, 2006).

FSRU didesain untuk dapat menampung LNG dari kapal dengan fasilitas

single berth. Dalam setiap kali pengiriman hanya satu kapal yang dapat mentransfer

LNG ke FSRU karena FSRU dan kapal memiliki kapasitas tampung yang relatif


22


sama berkisar antara 125.000 m3 hingga 210.000 m

3. Kapal tersebut mensuplai LNG

dengan kapasitas penuh secara berkala. Jika pasokan LNG ke FSRU mengalami

gangguan untuk beberapa waktu misalnya lebih dari tiga minggu maka tangki

penyimpanan harus dikosongkan selama proses regasifikasi. Tangki yang kosong

tersebut akan kembali mencapai suhu ambient. Saat suplai LNG kembali berjalan

dibutuhkan waktu sekitar 30 jam untuk mendinginkan tangki sebelum transfer LNG

berlangsung. Kapasitas regasifikasi terminal maksimal sebesar 1,2 BCFD sehingga

membutuhkan waktu selama tujuh hari untuk mengosongkan LNG dalam tangki

penyimpanan. Kondisi tersebut dipenuhi dengan satu atau dua kali pengiriman LNG

per minggu tergantung pada kapasitas kapal, kondisi cuaca, dan prosedur standar

operasional pelayaran dengan ketinggian ombak maksimal 2,8 meter. Oleh karena

itu, dibutuhkan penjadwalan kedatangan kapal untuk memastikan pasokan LNG

berlangsung dengan lancar.

Terminal penerimaan ini terdiri dari on-deck loading arms, pipa, dan sistem

shutdown untuk menjaga keamanan saat proses transfer LNG berlangsung. Semua

loading arm memiliki ukuran yang identik, biasanya berdiameter 16-inch (0,4 m).

Tiga buah loading arm berfungsi untuk menerima LNG, sedangkan loading arm

keempat berfungsi untuk mengembalikan LNG yang telah menguap dari FSRU ke

kapal. Dalam proses bongkar muat hanya 85% LNG yang dapat ditransfer dari kapal

ke FSRU. Proses regasifikasi berlangsung secara terus menerus walaupun FSRU juga

dalam keadaan proses transfer LNG dari kapal ke tangki penyimpanan. Dalam FSRU

umumnya terdapat lebih dari satu tangki penyimpanan yang saling berhubungan.

Transfer LNG dari satu tangki ke tangki lainnya dapat menggunakan pompa.

Sebelum gas dikirim melalui jaringan pipa, tekanan, temperatur, dan komposisi harus

sesuai dengan spesifikasi jaringan pipa yang akan dilaluinya. Temperatur ditentukan

dari proses regasifikasi dan tekanan dapat disesuaikan melalui pressure regulators.

Bila kualitas gas tidak memenuhi standar, harus ada tindakan untuk membuat gas

tersebut sesuai dengan standar permintaan pasar. Salah satu problem umum yang

terjadi Btu content dari gas hasil regasifikasi tidak sesuai dengan spesifikasi pipa.

Langkah yang diambil dapat berupa mencampurkan gas hasil regasifikasi tersebut


23


dengan gas yang berasal dari sumber lain, melakukan fraksinasi, memasukkan gas

inert seperti nitrogen, atau memasukkan udara bertekanan. (Shievely, 2005)

2.5 Model Bisnis

Ada dua pilihan dalam menentukan model kontrak dalam bisnis LNG, yaitu

merchant model dan tolling model. Pemilik terminal dapat memilih untuk

memasukkan biaya operasional dalam kontrak perjanjian jual beli dengan konsumen

(Merchant Model) atau dapat pula hanya memberikan tarif atas penggunaan fasilitas

terminal (Tolling Model).

2.6.1 Tolling Model

Berikut Gambar 2.8 menunjukkan alur kontrak dalam tolling model,

Gambar 2.8 Diagram Struktur Kontrak Tolling Model

LNG

Producer

LNG Vessel

Owner

Terminal Used

Agreement ($)

Time Charter Party Agreement ($)

LNG

End

User

End

User

End

User

Gas Sales Agreement ($)

LNG Receiving Terminal

Company

LNG

Gas


24


Dalam tolling model, pemilik terminal penerimaan LNG hanya menerima

biaya operasional pelayanan terminal, seperti biaya regasifikasi. Perjanjian

penjualan LNG melibatkan produser LNG dan konsumen saja, tidak meliputi

pemilik terminal penerimaan. Tabel 2.1 menjelaskan berbagai kontrak dalam tolling

model.

Tabel 2.1 Daftar Kontrak dalam Tolling Model

Kontrak Isi

LNG Re-gasification and Storage

Agreement, biasa disebut Terminal

Used Agreement (TUA)

Pemilik terminal menerima toll fee

berdasarkan pelayanan seperti

penyimpanan dan regasifikasi yang telah

diberikan oleh terminal.

Gas Sales Agreement (GSA) Kontrak penjualan gas antara produsen

LNG dan konsumen.

Time Charter Party Agreement

(TPA)

Produsen LNG dan/atau konsumen

tercantum dalam TPA dengan pemilik

kapal yang melayani jasa transport

pengiriman LNG ke terminal.

Berikut persamaan harga jual gas dengan tolling model,

Harga gas = harga ex-kapal LNG + tarif terminal/toll fee mencakup biaya distribusi

(2.1)

2.5.2 Merchant Model

Berikut Gambar 2.9 alur kontrak dalam merchant model,


25


Gambar 2.9 Diagram Struktur Kontrak Merchant Model

Dalam merchant model, biasanya pembeli dan distributor LNG merupakan

satu kesatuan dimana pihak pembeli pula yang membangun dan mengatur

operasional dalam terminal penerimaan. Pada model ini pemilik terminal akan

membeli LNG dari produsen. LNG tersebut kemudian akan ditransportasikan ke

terminal dan selanjutnya di terminal akan diterima untuk disimpan dan

diregasifikasi, setelah itu gas akan didistribusikan ke konsumen melalui pipa

penyalur. Pihak yang terlibat dalam kontrak perjanjian meliputi perjanjian jual beli

antara produsen LNG dan pemilik terminal, pemilik jasa transport LNG dengan

pemilik terminal, serta konsumen dengan pemilik terminal. Tabel 2.2 menjelaskan

berbagai kontrak dalam merchant model.

LNG

Producer

LNG Receiving Terminal

Company

LNG Vessel

Owner

End

User

End

User

End

User

LNG Sales and Purchase

Agreement ($)

Time Charter Party

Agreement ($)

Gas Sales

Agreement ($)

LNG

LNG

Gas


26


Tabel 2.2 Daftar Kontrak dalam Merchant Model

Kontrak Isi

LNG Sale and Purchase Agreement

(SPA)

Kontrak antara produsen LNG dengan

pemilik terminal untuk penjualan dan

pembelian LNG

Gas Sales Angreement (GSA) Pemilik terminal dan konsumen tercantum

dalam GSA.

Time Charter Party Agreement

(TPA)

Produsen LNG dan/atau pemilik terminal

tercantum dalam TPA dengan pemilik

kapal untuk transportasi LNG ke fasilitas

terminal penerimaan LNG.

Berikut persamaan harga jual gas dengan merchant model,

Harga gas = harga ex-kilang LNG + biaya tranportasi + biaya regas + biaya distribusi

(2.2)

2.6 Teori Optimasi

Optimasi digunakan untuk memecahkan masalah dengan memilih elemen terbaik

dari beberapa set alternatif yang ada. Hal ini dapat dilakukan dengan

meminimalkan atau memaksimalkan suatu fungsi.

Sebagai contoh masalah dalam optimasi,

Fungsi yang akan diminimalkan 𝑓 𝑥

Bergantung pada 𝑥 𝜖 Ω

𝑓: 𝑅𝑛 → 𝑅 merupakan fungsi real yang akan diminimalkan disebut sebagai

objective function/fungsi objektif, 𝑥 adalah vektor dari variabel bebas; dimana

𝑥 = 𝑥1, 𝑥2 , 𝑥3, …𝑥𝑛 𝑇𝜖𝑅𝑛 . 𝑥𝑛 disebut decision variables. Kumpulan Ω yang

menjadi bagian dari 𝑅𝑛 disebut constraint. (Chong, 2001)

2.6.1 Linear Programming

Linear Programming (LP) merupakan metode optimasi yang yang paling

banyak digunakan. Teknik ini digunakan untuk mengaplikasikan metode optimasi


27


pada kasus yang berbeda-beda, termasuk penerapan dalam unit penyulingan, pabrik

bahan kimia, industri pencampuran pakan ternak, routing pesawat, dan penjadwalan

kru pesawat. Aplikasi linear programming telah sukses digunakan dalam kasus

pemilihan set terbaik dari sejumlah variabel-variabel yang ada.

Semua persamaan yang digunakan dalam linear programming harus linear,

meskipun dalam hal ini menjadi sangat terbatas. Dalam suatu model linear

programming persamaan yang menentukan keuntungan atau biaya operasional

disebut sebagai fungsi objektif. Bentuk persamaannya harus berupa penjumlahan

yang linear. Persamaan yang menggambarkan pembatas dari suatu sistem yang

ditinjau disebut sebagai constraint. Variabel ini harus bernilai nonnegatif, yaitu

bernilai positif atau nol (Pike, 1986).

2.6.1.1 Pencarian Solusi Linear Programming Menggunakan Solver Excel

Spreadsheets dapat digunakan untuk menyelesaikan persoalan dalam

linear programming. Microsoft Excel memiliki tools optimasi yang disebut

Solver. Berikut akan dijelaskan panduan pengoperasiannya,

Program Solver dapat ditampilkan dari Data tab, kemudian kotak dialog akan

meminta informasi yang dibutuhkan program. Jika pilihan Solver tidak muncul

dalam Data tab, klik excel Options Add-Ins, lalu pilih Solver Add-In, dan klik

OK. Solver seharusnya dapat langsung tersedia pada Data tab untuk penggunaan

selanjutnya. Strategi dasar yang diterapkan yaitu pertama mendefinisikan

masalah dalam spreadsheets. Setelah program Solver ditampilkan kemudian

masukkan informasi yang dibutuhkan. Selanjutnya mengeksekusi Solver dan

menginterpretasikan hasilnya dari laporan yang ditampilkan oleh program.

Berikut tahapan suatu persoalan yang dapat diselesaikan dengan Excel,

Tahap 1: Pendefinisian sel yang dapat berubah-ubah. Sel ini akan digunakan

sebagai tempat decision variable dalam masalah yang akan dipecahkan.

Tahap 2: Menghitung hasil optimasi. Yaitu dengan memasukkan fungsi objektif

yang ingin dicapai. Dalam Solver bagian ini disebut sebagai Target Cells.

Tahap 3: Mengatur penggunaan data. Arahkan pada data yang didefinisikan

dalam masalah.


28


Tahap 4: Mengatur Solver. Tampilkan Data tab dan pilih solver. Perhatikan

Gambar 2.10 berikut ini,

Gambar 2.10 Solver Parameters

1. Atur Target Cell: lokasikan cell perhitungan ke nilai yang ingin dioptimasi.

2. Equal to: atur Max jika tujuannya untuk memaksimalkan keuntungan.

3. Dengan merubah By Changing Cells: cells yang dapat Solver rubah untuk

mencapai fungsi objektif yang optimal.

4. Subject to the Constraint: sesuaikan constraint dengan kapasitas mesin. Klik

Add dan pastikan penggunaan total data lebih sedikit atau sama dengan

kapasitas yang tersedia. Klik OK setelah masing-masing constraint

ditentukan.

5. Klik pada Options agar dapat menentukan tipe metode yang akan diselesaikan

dan bagaimana soal tersebut diselesaikan oleh Solver. Metode yang bisa

digunakan untuk memecahkan persoalan linear programming yang memiliki

dua/lebih variabel keputusan yaitu Metode Simpleks (Momo, 2009). Solver

tidak secara otomatis dapat menentukan persoalan tersebut bersifat linear

ataupun non linear. Untuk menginfromasikan pada Solver bahwa persoalan

tersebut merupakan linear programming, maka pilih “Assume Linear Model”


29


dalam options seperti pada tampilan Gambar 2.11. “Assume Non-Negative”

digunakan untuk mengatur agar variabel bernilai non-negatif atau positif.

Gambar 2.11 Solver Options

Hal ini akan menjadikan penggunaan metode simplex untuk menyelesaian

soal dalam solver. Metode ini lebih cepat dan akurat untuk penyelesaian

linear programming dibandingkan dengan generalized reduced gradient

(GRG) yang secara otomatis digunakan dalam penyelesaian soal dengan

Solver (Edgar, 2001).

Tahap 5: Penyelesaian masalah. Yaitu dengan mengklik Solve. Hasil Solver

kemudian akan ditampilkan berupa solusi yang optimal. Perhatikan Gambar

2.12, pada sisi kanan kotak hasil ada tiga laporan yaitu: laporan jawaban, laporan

sensitivitas, dan laporan batasan. Klik pada masing-masing laporan agar Solver

menampilkannya. Setelah mengamati laporan tersebut, klik OK untuk kembali

ke spreadsheet.


30


Gambar 2.12 Solver Results

Tiga buah tab baru akan terbentuk untuk menampilkan ketiga laporan

tersebut. Laporan yang paling penting ialah laporan jawaban dan laporan

sensitivitas. Laporan jawaban akan menampilkan jawaban akhir untuk total yang

ingin dicapai beserta kuantitasnya. (Jacobs et al., 2009). Laporan sensitivitas dan

batasan dalam kasus linear programming yang mengasumsikan hasil akhir

bernilai bilangan bulat/integer tidak diperlukan.



BAB 3

METODOLOGI PENELITIAN

3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian

Berikut Gambar 3.1 menunjukkan diagram alir metodologi penelitian:

Optimasi

Optimal?

Selesai

Tidak

Ya

Mulai

Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian

Input data

Permodelan

Menentukan fungsi

objektif

Menentukan decision variables


32


a. Permodelan

Model rantai suplai LNG digunakan untuk mengetahui aliran LNG yang melewati

terminal. Sistem yang ditinjau dalam model ini meliputi laju bongkar

LNG/unloading rate dari kapal ke terminal, kemampuan terminal dalam

menyimpan dan meregasifikasi LNG, serta laju pengiriman gas ke konsumen

dengan mempertimbangkan faktor biaya di tiap rantai nilainya.

b. Menentukan fungsi objektif

Fungsi objektif dalam penelitian ini menunjukkan fungsi tujuan yang akan

dioptimasi yaitu fungsi untuk mencapai keuntungan maksimal yang dapat

diperoleh dari pengoperasian terminal.

c. Menentukan decision variables

Decision variabel dalam penelitian ini yaitu jumlah pengiriman kapal yang

mampu dikirimkan tiap supplier ke terminal dalam periode waktu tertentu. Hal ini

dipengaruhi oleh kuota suplai LNG dari tiap supplier. Pemilihan decision variable

pada penelitian ini didasarkan pada pertimbangan bahwa sistem yang ditinjau

berupa FSRU yang memiliki laju sendout tetap, selain itu pada kasus ini harga

jual gas, biaya nilai rantai LNG, serta volume kapal tiap supplier pun sudah

ditetapkan, sehingga variabel yang paling mungkin dijadikan decision variable

yaitu jumlah pengiriman kapal tiap supplier pada periode tertentu. Untuk kasus

lain, misalnya pada terminal penerimaan onshore, decision variable dapat berupa

parameter yang lain.

d. Optimasi

Model optimasi dibuat sesuai dengan konsep linear programming meliputi

penentuan fungsi objektif, decision variable, dan constraint dengan melibatkan

beberapa parameter yang digunakan. Penyelesaian model optimasi dilakukan

dengan bantuan program Solver dalam Microsoft Excel. Prosedur penggunaan

program ini telah dijelaskan dalam bagian tinjauan pustaka poin 2.6.1.1. Solver

merupakan software yang dapat digunakan untuk menyelesaikan persoalan

optimasi. Iterasi akan terus berlangsung hingga berhenti saat nilai fungsi objektif

sudah mencapai hasil yang optimal.


33


e. Analisis Hasil

Hasil optimasi yang diperoleh diharapkan berupa penentuan jumlah pengiriman

kapal di tiap supplier sehingga menghasilkan keuntungan maksimal dari

pengoperasian terminal pada periode tertentu. Pemilihan jumlah pengiriman kapal

mempertimbangkan faktor ketersediaan LNG dan biaya rantai nilai yang akan

dikeluarkan dari tiap supplier.

3.2 Model Rantai Suplai LNG

Permodelan yang dilakukan meliputi penentuan model rantai suplai LNG dimana

sistem yang ditinjau berupa biaya di tiap tahapan rantai suplai mulai dari harga ex-

kilang, biaya mentransportasikan LNG ke terminal dilanjutkan dengan biaya

penyimpanan dan regasifikasi oleh fasilitas terminal hingga biaya penyaluran gas

yang dialirkan melalui pipa ke konsumen. Disamping itu, model optimasi yang

meliputi fungsi objektif, constraint, parameter yang digunakan, dan decision

variable dibahas pada bagian berikut.

3.2.1 Model Rantai Suplai LNG dalam FSRU

Hukum konservasi umum (Rice et al., 1995):

𝑅𝑎𝑡𝑒 𝑖𝑛 − 𝑅𝑎𝑡𝑒 𝑜𝑢𝑡 + 𝑅𝑎𝑡𝑒 𝑜𝑓 𝐺𝑒𝑛𝑒𝑟𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 = 𝑅𝑎𝑡𝑒 𝑜𝑓 𝐴𝑐𝑐𝑢𝑚𝑢𝑙𝑎𝑡𝑖𝑜𝑛 3.1

Sistem yang ditinjau ditampilkan pada Gambar 3.2 berikut ini:

Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Regasifikasi dalam Terminal

Sumber: sempralng.com, 2011 (dimodifikasi)


34


Sistem yang ditinjau yaitu proses regasifikasi dalam terminal dimana

LNG dari kapal bervolum (Vs) kemudian dialirkan ke storage tank dalam waktu

tertentu (U) dan di simpan dalam storage tank yang berkapasitas (Ht), kemudian

didistribusikan melalui pipa dengan laju tertentu (P) sehingga persamaan arus

suplai LNG dalam terminal dapat dituliskan sebagai,

𝑉𝑠𝑈

− 𝑃𝑡 = 𝐻𝑡 (3.2)

Keterangan:

Vs/U Laju bongkar (unloading rate) LNG dari kapal supplier s bervolume V

masuk ke terminal (BCF/hari)

𝑃𝑡 Laju regasifikasi (send-out) LNG yang keluar dari terminal ke pipa

konsumen (BCF/hari) pada waktu t

Ht Tingkat penyimpanan dalam fasilitas terminal pada periode waktu t

Asumsi:

Neraca materi yang ditinjau dalam sistem berupa aliran LNG yang masuk

hingga aliran gas yang keluar, pembentukan/kehilangan energi tidak

dipertimbangkan. Sistem pembangkit kalor yang ada dalam terminal digunakan

untuk meregasifikasi LNG ke fasa gas, sehingga Rate of Generation = 0.

Adapun waktu tinggal maksimal LNG dalam terminal untuk kemudian

diregasifikasi dan disalurkan keluar terminal dapat dirumuskan sebagai,

𝑉𝑠𝑃𝑚𝑎𝑘𝑠

= 𝐻𝑚𝑎𝑘𝑠 (3.3)

Vs menunjukkan kapasitas kapal LNG dari supplier s yang dapat ditransfer ke

terminal yaitu 85% dari kapasitas desainnya. 𝑃𝑚𝑎𝑘𝑠 merupakan laju regasifikasi

maksimal terminal dan 𝐻𝑚𝑎𝑘𝑠 merupakan kapasitas maksimal tangki

penyimpanan di terminal. Dalam penelitian ini, sesuai dengan rule of thumb

minimal level pada tangki penyimpanan sebesar 15% dari kapasitas desain

tangki. Umumnya waktu tinggal LNG dalam tangki penyimpanan terminal

berkisar antara dua hingga 5 hari (Bob Shievely, 2005).


35


3.2.2 Model Optimasi

Fungsi objektif model ini bertujuan untuk memaksimalkan keuntungan

dalam rantai suplai LNG dengan cara meminimalkan biaya transportasi LNG ke

terminal dan memaksimalkan jumlah LNG yang dapat dikirimkan melalui

fasilitas dalam terminal ke konsumen. Meminimalkan biaya transportasi

diselesaikan dengan mengatur jumlah pengiriman kapal LNG dari supplier ke

terminal berdasarkan biaya transportasi, waktu yang dibutuhkan dalam

pengiriman, dan kemampuan terminal untuk menerima pengiriman LNG

berdasarkan jadwal operasional kapal. Sedangkan memaksimalkan hasil

regasifikasi dalam terminal dilakukan dengan cara menyeimbangkan antara

kapasitas penyimpanan LNG dengan laju pengiriman gas maksimal dari

terminal.

Fungsi objektif

Fungsi untuk memaksimalkan keuntungan:

𝑓 𝑡 = 𝑝𝑡𝑃𝑡 −

𝑇

𝑡=1

𝑉𝑠

𝑆

𝑠=1

𝑥𝑠,𝑡𝑋𝑠,𝑡

𝑇

𝑡=1

(3.4)

Decision variable

Xs,t menunjukkan kemampuan pengiriman kapal LNG oleh supplier s dalam

periode waktu t, dimana s = 1,…,S dan t = 1,…,T.

Constraint

Fungsi objektif bergantung pada constraint berikut:

Neraca kesetimbangan penyimpanan:

𝑉𝑠

𝑆

𝑠=1

𝑋𝑠,𝑡

𝑇

𝑡=1

≤ 𝑇

2(𝑈 + 𝑡𝑠) 𝑉𝑠 𝑠 = 1, … , 𝑆 𝑡 = 1, … , 𝑇 (3.5)

Kapasitas produksi:

𝑃𝑡 ≤ 𝑃𝑚𝑎𝑘𝑠 , 𝑡 = 1, … , 𝑇 (3.6)

Kapasitas docking:

𝑋𝑠,𝑚𝑎𝑘𝑠 0,𝑡−𝑡𝑠 ≤ 𝑇

𝐻𝑚𝑎𝑘𝑠 𝑉𝑚𝑎𝑘𝑠 𝑠 = 1, … , 𝑆 𝑡 = 1, … , 𝑇 (3.7)

𝑇

𝑡=1


36


Non-negatif, 𝑃𝑡 ≥ 0 𝑡 = 1, … , 𝑇; 𝑋𝑠,𝑡 bernilai positif dan integer 𝑠 = 1, … , 𝑆, 𝑡 =

1, … , 𝑇 (3.8)

Parameter

S jumlah supplier LNG, s menunjukkan supplier seperti s = 1,…,S

T periode perencanaan, t menunjukkan periode waktu seperti t = 1,…,T

pt harga jual gas ($/MMBtu) selama periode waktu t, t = 1,…,T

xs,t biaya rantai nilai LNG ($/MMBtu) mencakup harga ex-kilang, biaya

transportasi, biaya regasifikasi, dan biaya distribusi dari supplier s =

1,…,S

ts waktu transportasi (hari) dari supplier ke terminal LNG, s = 1,…,S

Vs kapasitas kapal tanker LNG yang dapat ditransfer ke terminal (dalam

BCF) dari supplier s, s = 1,…,S

Vmaks jumlah maksimal kapal tanker LNG yang dapat berlabuh di terminal

dalam waktu tertentu

Pmaks kapasitas maksimal yang dapat dikirimkan oleh fasilitas terminal

(BCF/hari)

Hmaks waktu tinggal maksimal dalam terminal LNG (hari)

Pt Laju regasifikasi yang keluar dari terminal ke pipa konsumen (BCF)

pada periode waktu t, dimana t = 1,…,T

Fungsi objektif yang dijelaskan pada persamaan (4) digunakan untuk

menghitung keuntungan pendapatan berdasarkan perkiraan harga jual gas dan

volume gas yang dikirimkan tiap supplier dari terminal dalam periode waktu

tertentu dikurangi dengan komponen biaya yang meliputi harga ex-kilang, biaya

transportasi berdasarkan jarak dan jumlah kapal yang dikirimkan dari masing-

masing supplier, biaya regasifikasi, dan biaya distribusi. Hasil optimasi dengan

Solver Microsoft Excel menampilkan decision variable berupa jumlah

pengiriman kapal oleh tiap supplier dalam periode tertentu. Constraint (5)

merupakan neraca penyimpanan pada terminal, mengindikasikan bahwa jumlah

LNG yang dikirim tiap supplier pada periode waktu tertentu harus sesuai dengan

kapasitas produksi dan kuota suplai LNG dari tiap supplier serta


37


mempertimbangkan kemampuan pengiriman kapal disesuaikan dengan jarak dan

kapasitas kapal oleh masing-masing supplier. Jika kemampuan pengiriman LNG

lebih besar dari kuota suplai LNG dari supplier untuk terminal, maka

constraintnya menjadi kouta tersebut. Waktu yang dibutuhkan untuk proses

loading dan unloading LNG diasumsikan sama yaitu selama 1 hari. Constraints

(6) merepresentasikan kapasitas gas yang mampu dikirimkan keluar dari

terminal (send-out) harus sesuai dengan kemampuan send-out terminal.

Constraint ini mencerminkan bahwa permintaan konsumen (demand) tidak

menjadi batasan karena permintaan akan mengalami peningkatan di tiap periode

waktu sedangkan kapasitas maksimal send-out terminal tetap. Constraint (7)

memastikan bahwa jumlah kapal yang dikirimkan oleh seluruh supplier harus

sesuai dengan kemampuan docking terminal dalam periode waktu tertentu dan

pada saat tersebut hanya ada satu kapal yang dapat berlabuh di terminal.

Demikian pula, constraint (7) memastikan bahwa tingkat penyimpanan LNG

memenuhi waktu tinggal maksimal sesuai dengan kapasitas tangki penyimpanan

terminal sehingga kedatangan kapal disesuaikan saat tangki sudah mencapai

level minimal yaitu sebesar 15% dari volume tangki. Constraint (8) dibutuhkan

untuk menyelesaikan persamaan fungsi objektif yang berbentuk persamaan

linear dan hasilnya bernilai positif dengan cara men-setting options asumsi

persamaan linear dan non-negatif dalam Solver. Selain itu constraint jumlah

kapal tiap supplier 𝑋𝑠,𝑡 harus merupakan bilangan bulat/integer (int).

Dalam penelitian ini terdapat 4 studi kasus berbeda dengan tujuan

optimasi yang sama yaitu memaksimalkan keuntungan dari pengoperasian

terminal. Pada studi kasus 1, 2, dan 3 terminal yang ditinjau adalah terminal

penerimaan LNG pertama yang ada di Indonesia, yaitu FSRU Jawa Barat. FSRU

Jawa Barat memiliki kapasitas 3 MTPA atau setara dengan kemampuan

regasifikasi sebesar 0,4 BCF per hari. Dari sisi pasokan, terdapat 4 produsen

LNG yang berperan sebagai supplier LNG untuk terminal. Keempat supplier

tersebut diasumsikan memiliki kapal LNG berkapasitas 2,8 BCF dengan

kecepatan sebesar 16 knot. Batasan volume penjualan gas dari terminal

disesuaikan dengan kemampuan regasifikasi terminal yaitu 36 BCF/90 hari


38


kontrak, bukan dari permintaan gas konsumen karena kebutuhannya lebih besar

yaitu sekitar 409 MMscfd untuk mensuplai PLTGU Muara Karang dan Tanjung

Priok. Studi kasus keempat meninjau terminal yang berlokasi di Long Island

Sound, USA yaitu The Broadwater Energy Port yang dibangun oleh

TransCanada-Shell. FSRU ini memiliki kapasitas tangki penyimpanan sebesar

7,8 BCF dengan kemampuan regasifikasi maksimal sebesar 1,3 BCF per hari.

Konsep Broadwater Energy Port ini telah disetujui oleh Federal Energy

Regulatory Commission (FERC) namun ditolak oleh pemerintah setempat.

Satuan British digunakan sebagai unit satuan dalam perhitungan

sehingga harga jual gas ($/MMBtu) dikalikan dengan 1.100.000 untuk

mengkonversi dari satuan volume gas terjual (BCF) dengan asumsi heating

value gas = 1.100 Btu/scf. Waktu yang dibutuhkan dalam proses berlabuh,

transfer LNG, hingga kapal meninggalkan FSRU di keempat studi kasus

diasumsikan selama 1 hari. Model bisnis yang digunakan dalam penelitian ini

adalah merchant model dimana penjual gas berperan sebagai pembeli LNG dari

produsen, penanggung biaya transportasi, penanggung jawab dalam

pengoperasian terminal penerimaan, dan pengatur distribusi gas ke konsumen

seperti yang telah dijelaskan pada poin 2.5.2. Harga jual gas dari terminal

sebesar 11% ICP ditambah dengan biaya regasifikasi sebesar $0,72/MMBtu dan

biaya distribusi sebesar $1,44/MMBtu. Berikut penjelasan keempat studi kasus

dalam penelitian ini.

a. Studi Kasus 1: Pengaruh Perbedaan Biaya Transportasi

Dalam kasus ini keempat supplier LNG memiliki kemampuan

pengiriman yang berbeda tergantung dari jarak dan alokasi kuota LNG untuk

terminal yang disesuaikan pula dengan kapasitas produksi tiap supplier. Basis

perhitungan yang digunakan 90 hari periode kontrak pada tahun 2019 saat

semua kilang LNG di keempat lokasi supplier sudah beroperasi. Tabel 3.1

menampilkan daftar kuota suplai LNG sehingga supplier hanya dapat memasok

LNG sejumlah data yang terdapat dalam tabel tersebut.


39


Tabel 3.1 Daftar Supplier LNG untuk FSRU Jawa Barat

Supplier Kuota Suplai LNG (BCF) Jarak (km)

Badak 12 2.133

Donggi 6 2.845

Masela 24 3.556

Tangguh 6,9 4.267

Perbedaan jarak tiap supplier menyebabkan perbedaan biaya transportasi.

Adapun biaya transportasi dari tiap supplier dihitung berdasarkan Persamaan (9)

yang menunjukkan hubungan antara jarak dalam satuan km dengan biaya

transportasi (Henry Lee, 2005):

$ 𝑀𝑀𝐵𝑡𝑢 = 𝐽𝑎𝑟𝑎𝑘 + 1650 /16107 (9)

Constraint selanjutnya waktu tinggal LNG dalam terminal ini selama 6

hari sehingga sesuai dengan Persamaan (3) pada periode 90 hari harus ada 15

buah kapal yang memasok LNG dengan kapasitas transfer sebesar 2,38 BCF tiap

kali kedatangan kapal.

b. Studi Kasus 2: Pengaruh Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG

Pada studi kasus 2 setiap supplier memiliki harga ex-kilang dan biaya

transportasi yang berbeda. Perbedaan ini disesuaikan dengan karakteristik tiap

kilang misalnya harga ex-kilang blok Masela paling mahal dibanding dengan

blok lain karena walaupun kapasitasnya terbilang kecil namun kilang ini

menggunakan konsep floating LNG sehingga membutuhkan biaya investasi

yang lebih besar. Berikut Tabel 3 menampilkan perbedaan harga ex-kilang LNG.

Tabel 3.2 Harga Ex-kilang LNG Tiap Supplier

Supplier Harga ex-kilang ($/MMBtu)

Badak 17,6

Donggi 19,3

Masela 20,2

Tangguh 18,4


40


Biaya transportasi dalam kasus ini mengikuti persamaan (9). Basis

periode kontrak yang digunakan dalam perhitungan ini sama dengan studi kasus

1 yaitu selama 90 hari pada tahun 2019. Jumlah kedatangan kapal maksimal

selama periode kontrak juga sebanyak 15 kali.

c. Studi Kasus 3: Kontrak Jangka Panjang I

Berbeda dengan dua studi kasus sebelumnya, pada studi kasus 3 periode

kontrak yang digunakan selama 20 tahun sesuai dengan estimasi umur manfaat

dari FSRU. Kemampuan pasok tiap supplier dipengaruhi oleh kapasitas produksi

yang disesuaikan dengan kuota suplai dan kemampuan pengiriman LNG oleh

tiap supplier. Kemampuan pengiriman dipengaruhi oleh jarak, kecepatan, dan

kapasitas kapal yang nilainya konstan. Adapun kemampuan pasokan tergantung

dari kapasitas produksi kilang dan kuota suplai sesuai dengan kontrak yang telah

disepakati antara supplier dengan terminal dan ada pula yang disesuaikan

dengan peraturan pemerintah tentang alokasi gas untuk kebutuhan domestik.

Kemampuan pasokan juga tergantung dari waktu operasional kilang. Tabel 3.3

menunjukkan profil supplier yang akan memasok LNG selama periode 20 tahun.

Tabel 3.3 Profil Supplier

Supplier Kuota Suplai (BCF) Tahun Operasional

Badak 1.230 2012

Donggi 438 2014

Masela 551 2019

Tangguh 532 2013

Harga ex-kilang dari tiap supplier disesuaikan dengan tipikal tren harga

gas internasional. Perhatikan Gambar 3.3 yang menunjukkan hubungan antara

harga minyak dunia dengan harga gas internasional (Henry Hub/HH di US, JCC

di Jepang, dan Uni Eropa).


41


Gambar 3.3 Harga Minyak Mentah Dunia dan Harga Gas di Empat Region: 1989-2008

Sumber: Pengkajian Energi FTUI, 2009 (diolah)

Berikut formulasi harga gas di Asia,

𝑃𝐿𝑁𝐺 = 𝐴 𝑥 𝑃𝐶𝑟𝑢𝑑𝑒 𝑂𝑖𝑙 + 𝐵 (10)

𝑃𝐿𝑁𝐺 = harga LNG ($/MMBtu)

A = slope keterkaitan antara harga gas dan minyak mentah

𝑃𝐶𝑟𝑢𝑑𝑒 𝑂𝑖𝑙 = harga minyak mentah ($/MMBtu)

B = konstanta ($/MMBtu)

Gambar 3.4 menunjukkan grafik hubungan antara harga LNG di Asia

dengan harga minyak mentah dunia.

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

Ha

rga

Ga

s ($

/MM

Btu

)

Harga Minyak Mentah Dunia ($/MMBtu)

HH

Uni Eropa

JCC


42


Gambar 3.4 Formula Harga LNG di Asia Sumber: Henry Lee, 2005.

Nilai A dan B dari masing-masing region pada Gambar 3.3 akan

digunakan untuk memproyeksikan harga LNG 20 tahun mendatang di tiap

supplier. Nilai A dan B US untuk Badak dan Jepang untuk Tangguh. Tipikal

harga beli LNG dari kilang Badak sebesar 11% ICP digunakan untuk harga beli

LNG dari kilang Donggi, sedangkan untuk Masela sebesar 11,5% ICP.

Penyesuaian ini dengan pertimbangan bahwa harga ex-kilang termahal berasal

dari Masela, kemudian Donggi, Tangguh, dan yang paling rendah Badak. Biaya

transportasi dari tiap supplier mengikuti Persamaan (9).

d

optimasi rantai suplai lng untuk desain...

Documents