al pada terminal lng, study kasus terminal penerima...

i

AL PADA TERMINAL LNG, STUDY KASUS

TERMINAL PENERIMA LNG

PESANGGARAN DENGAN METODE

FIRE AND EXPLOSION MODELING

YOLANDA FIJANATIN ALIYA

Dosen Pebibing

Prof. DR. Ketut Buda Artana, ST., M.Sc.

DR. Eng. M. Badruz Zaman, S.T., M.T.

JURUSAN TEKNIK SISTEM PERKAPALAN

Fakultas Teknologi Kelautan

Institut Teknologi Sepuluh Nopember

Surabaya 2014

LAPORAN SKRIPSI – ME141501

PEMILIHAN LOKASI FSU LNG DENGAN METODE ANP

(ANALYTICAL NETWORK PROCESS)

DI CELUKAN BAWANG, BALI

MUHAMAD ALFIN HIDAYAT

NRP 4211 100 046

Dosen Pembimbing





Surabaya 2015

iii

AL PADA TERMINAL LNG, STUDY KASUS

TERMINAL PENERIMA LNG

PESANGGARAN DENGAN METODE

FIRE AND EXPLOSION MODELING

YOLANDA FIJANATIN ALIYA

Dosen Pebibing


DR. Eng. M. Badruz Zaman, S.T., M.T.




Surabaya 2014

FINAL PROJECT – ME141501

FSU LNG SELECTION USING ANP (ANALITYCAL NETWORK

PROCESS) METHOD

IN CELUKAN BAWANG, BALI

MUHAMAD ALFIN HIDAYAT

NRP 4211 100 046

Supervisor


DEPARTMENT OF MARINE ENGINEERING

Faculty Of Marine Technology


Surabaya 2015

ix

PEMILIHAN LOKASI FSU LNG DENGAN METODE ANP

(ANALYTICAL NETWORK PROCESS)

DI CELUKAN BAWANG, BALI

Nama Mahasiswa : Muhamad Alfin Hidayat

NRP : 4211100046

Jurusan : Teknik Sistem Perkapalan

Dosen pembimbing :

1. Prof. DR. Ketut Buda Artana,ST.,

M.Sc.

ABSTRAK Berkembang pesatnya pembangunan di sektor indutri,

infrastruktur, dan pariwisata di Bali mengakibatkan pasokan

kebutuhan energi listrik di Bali mengalami peningkatan. Selama

ini, energi listrik di Bali bergantung dari pasokan listrik dari

Pembangkit Jawa Bali yang ada di Pulau Jawa.. Saat ini Bali

sudah mempunyai Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan

Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) untuk mengatasi

kebutuhan energi listrik di Bali. Pembangkit listrik yang ada saat

ini yaitu PLTG Gilimanuk, PLTG Pemaron, dan PLTD

Pesanggaran. Ketiga pembangkit tersebut selama ini masih

menggunakan bahan bakar minyak. Seiring dengan semakin

tingginya harga BBM, semakin berkurangnya tersediaan minyak

bumi di dunia, dan banyaknya dampak negatif yang ditimbulkan,

maka perlu adanya konversi energi untuk bahan bakar

pembangkit. Pada kasus ini LNG menjadi alternative yang yang

sangat cocok untuk konversi energi mengingat persediaan gas

alam di Indonesia yang sangat besar. Sehingga perlu dibangun

infrastruktur penampungan LNG untuk memenuhi kebutuhan

pembangkit di Bali dalam hal ini FSU (Floating Storage Unit).

Pada skripsi ini akan membahas bagaimana pemilihan lokasi

FSU menggunakan metode ANP (Analytical Network Process).

Ada tiga alternatif lokasi yang tersedia. Dari hasil penelitian,

Alternatif 1 menjadi alternatif yang terpilih. Setelah itu,

x

dilakukan perhitungan analisa kelayakan ekonomi pembangunan

FSU yang terpilih dan ORF untuk mendapatkan margin harga

jual yang optimal. Dari hasil analisa maka investasi yang

dibutuhkan untuk pembangunan FSU ini sebesar US$

423,771,832 dengan margin harga jual US$ 2.80/mmbtu.

Kata kunci :

Pemilihan Lokasi FSU, LNG, ANP (Analitycal Network

Process), Analisa Keekonomian

xi

FSU LNG SELECTION USING ANP (ANALITYCAL

NETWORK PROCESS) METHOD

IN CELUKAN BAWANG, BALI

Student Name : Muhamad Alfin Hidayat

NRP : 4211100046

Department : Teknik Sistem Perkapalan

Supervisor :

1. Prof. DR. Ketut Buda Artana,ST.,

M.Sc.

ABSTRACT

The rapid growth of the industrial, infrastructure, and tourism

sectors development in Bali effected the supply of electric energi

needs increased. During this time, electrical energi in Bali

depended on the electric supplies from from Pembangkit Jawa

Bali in Java. However, Bali currently has had (three power plants

/ PLTG and PLTU) to satisfy electric demands in Bali. The

existing power plants were the PLTG Pemaron, PLTG Gilimanuk,

and PLTG Pasanggaran. Those power plants were still using fuel

oil. However, along with the higher fuel oil prices, the decreasing

of fuel oil availability in the world, and their negative impacts,

new innovations were needed, one of them was energi conversion.

In this case, LNG become a very suitable alternative for energi

conversion considering natural gas supplies in Indonesia were

very large. Thus, it was necessary to build LNG storage

infrastructure to fullfil the needs of power plants in Bali, in this

case was FSU (Floating Storage Unit). This thesis discussed

about how to choose the FSU location using ANP (Analytical

Network Process) method. There were three alternative locations

available. Based on research, the first alternative was choosen.

Then, The analysis calculations of economic feasibility of the

selected FSU construction and ORF were made to obtain the

optimal margin of the selling prices margin. According to the

xii

analysis, the investment required for the FSU contruction was

US$ 423,771,832 with the selling price US$ 2.80/mmbtu.

Keuwords :

FSU Location Selection, LNG, ANP (Analitycal Network

Process), Economic Feasibility Study

xiii

KATA PENGANTAR

Alhamdulillah, Puji dan Syukur saya panjatkan kepada Allah

SWT yang telah melimpahkan rahmat, taufik, dan hidayahnya

sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas Akhir yang berjudul

“Pemilihan Lokasi FSU LNG Dengan Metode ANP (Analitycal

Network Process) di Celukan Bawang, Bali” ini yang diajukan

sebagai syarat kelulusan Program Sarjana di Jurusan Teknik

Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, ITS.

Telah selesainya Tugas Akhir ini, tidak terlepas dari bantuan

dan dukungan semua pihak yang ada di sekitar penulis. Sehingga

penulis ingin menyampaikan rasa terima kasihnya kepada :

1. Allah SWT yang telah memberikan rahmat, taufik, dan

hidayah-Nya sehingga penulis dapat menyelesaikan Tugas

Akhir ini dengan baik.

2. Kedua orang tua, Bapak Tamami dan Ibu Nur Chayati serta

adik penulis Sania Rahma Mutiara yang senantiasa

memberikan dukungan, kasih saying yang tulus, dan menjadi

motivasi utama penulis. Betapa penulis harus membalas jasa-

jasa mu. Terima kasih.

3. Bapak Prof. Dr. Ketut Buda Artana, ST., M.Sc, selaku Dosen

Pembimbing Tugas Akhir yang senantiasa membimbing dan

memberikan banyak sekali ilmunya kepada penulis.

4. A.A.B. Dinariyana D.P. ST, MES, Ph.D. selaku Kepala

Laboratorium RAMS yang senantiasa membuat suasana Lab.

yang nyaman dan tak lupa cerita-ceritanya yang selalu enak

didengar dan bias memotivasi.

5. Bapak Ir. Dwi Priyanta, MSE, Dr. Eng. Trika Pitana, S.T.,

M.Sc., Raja Oloan Saut Gurning, S.T., M.Sc., DR. Eng.

Badruz Zaman, S.T., M.T, dan Dr. Dhimas Widhi Handani,

S.T., MMST. selaku dosen bidang RAMS.

6. Bapak Ir. Tony Bambang Musrijadi, PGD yang telah

membimbing penulis selama 4 tahun senagai dosen wali.

7. Teman-teman seperjuangan Lab. RAMS Wisuda 112, Galih,

Happy, Good, Ucik, Putri, Emmy, Iqba, Hayi, Pujo, Baroq,

xiv

Ahong, Napit, Satria yang selama pengerjaan skripsi ini

selalu memberikan motivasi baik secara tersirat maupun

tersurat. Terima kasih atas canda tawa yang kalian ciptakan di

tengah kesibukan kita masing-masing selama ini.Kalian luar

biasa.

8. Anggota Bali Ranger, Dinny, Chiko, Ucok, dan Andhika

yang telah bersama-sama penulis mencari data untuk

pengerjaan skripsi ini. Pengalaman yang menyenangkan

bersama kalian.

9. Teman yang lebih dari sekedar teman, Murja, Intan, Nilam,

dan Fauzan yang selalu ada saat penulis senang maupun

sedih. Terima kasih atas waktu yang kita lewati bersama.

10. Anggota Lab RAMS Bimo, Habib, dan Anissa yang telah

lulus mendahului penulis. Kalian menjadi salah satu

motivator penulis.

11. Kiky dan Atma yang telah menemani dan mendukung penulis

selama ini.

12. Ardian Yudha yang telah membantu penyelesaian skripsi.

13. Seluruh teman-teman AMPIBI’11 yang telah menjadi

keluarga bagi penulis. Terima kasih telah memberikan

kehangatan selama ini. Khusus saya sampaikan kepada

14. Kepada sahabat Bismarc, Kapten Adi, Abas, Afro, Agung,

Cakra, Sita, Agas, Libry, Katil, Fauzi, Ilham, Ega, Renna,

Natya, Reza, dan seluruh anggota RAMS yang telah

menghadirkan keceriaan di RAMS.

15. Serta semua pihak yang belum sempat dituliskan di sini yang

telah membantu menyelesaikan skripsi ini.

Penulis menyadari bahwa penyusunan skripsi ini jauh dari

kesempurnaan. Oleh karena itu, kritik dan saran senantiasa

penulis terima demi perbaikan dan kesempurnaan skripsi ini.

Demikian ucapan terima kasih yang dapat saya sampaikan.

Semoga laporan skripsi ini dapat bermanfaat bagi kita semua.

xv

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ............................................................... xiii DAFTAR GAMBAR.................................................................xvii DAFTAR TABEL ...................................................................... xix BAB I PENDAHULUAN ............................................................. 1

1.1 Latar Belakang ......................................................... 1 1.2 Perumusan Masalah.................................................. 5 1.3 Tujuan Penelitian...................................................... 5 1.4 Batasan Masalah ....................................................... 6

BAB II TINJAUAN PUSTAKA ................................................... 1 2.1 Umum ....................................................................... 1 2.2 Terminal Penerimaan LNG ...................................... 2 2.3 Penyaluran LNG ....................................................... 4 2.4 Maneuverability ....................................................... 5 2.5 Unloading Kapal LNG ............................................. 6 2.6 Analytical Network Process (ANP) ......................... 8 2.6.1 Matriks Perbandingan Berpasangan .......................... 12 2.6.2 Supermatrix ................................................................ 14 2.6.3 Super Decision ....................................................... 15 2.7 Analisa Keekonomian ............................................ 16 2.7.1 Net Present Value (NPV) ....................................... 16 2.7.2 Internal Rate of Return (IRR) ................................. 17 2.7.3 Pay Back Period ..................................................... 18

BAB III METODOLOGI ............................................................ 19 3.1 Perumusan Masalah................................................ 20 3.2 Study Literatur ....................................................... 20 3.3 Pengumpulan Data ................................................. 20 3.4 Pengolahan dan Analisa Data ................................. 20 3.5 Estimasi Biaya Pembangunan FSU ........................ 21 3.6 Kesimpulan dan Saran ............................................ 21

BAB IV ANALISA DAN PEMBAHASAN ............................... 23 4.1 Penentuan Lokasi FSU ........................................... 23 4.1.1 Penentuan Alternatif ............................................... 23 4.1.2 Penentuan kriteria dan subkriteria ............................. 26 4.1.3 Penentuan Network ANP ........................................... 30

xvi

4.1.4 Penyebaran Kuisioner ................................................ 33 4.1.4.1 Kuisioner Perbandingan Antar Kriteria ................. 34 4.1.4.2 Kuisioner Perbandingan Antar Subkriteria ............. 34 4.1.4.3 Kuisioner Perbandingan Antar Alternatif............... 34 4.1.4 Matrix Pendapat Individu .......................................... 35 4.1.5 Matrix Pendapat Gabungan .................................... 35 4.1.6 Supermatrix ............................................................ 36 4.1.7 Limit Matrix ........................................................... 36 4.1.8 Lokasi Terpilih ....................................................... 37 4.1.9 Verifikasi Hasil (Metode TOPSIS) ........................ 37 4.1.9.1 Pembobotan ............................................................ 38 4.2 Penyebaran LNG di Bali ........................................ 41 4.3 Analisa Keekonomian ............................................ 43 4.2.1 CAPEX (Capital Expenditure) ............................... 44 4.2.1.1 Investasi Kapal FSU dan Shuttle Tanker ............... 45 4.2.1.2 Investasi Unloading Terminal (Jetty Facilities) ..... 45 4.2.1.3 Investasi LNG Barge dan LNG Truck ................... 45 4.2.1.4 Investasi FSU Transfer Pump ................................ 46 4.2.1.5 Investasi LNG Transfer Pump (ORF) .................... 46 4.2.1.6 Investasi LNG Buffer Tank (ORF) ........................ 46 4.2.1.7 Investasi Cryogenic Pipe (FSU-ORF) .................... 47 4.2.1.8 Investasi BOG Compressor (ORF) ......................... 47 4.2.1.9 Investasi Recondenser............................................. 47 4.2.1.10 Investasi Pembebasan Lahan ................................ 47 4.2.1.11 Investasi Bangunan ............................................... 48 4.2.1.12 Investasi Jasa Pembangunan ................................. 48 4.2.2 OPEX (Operating Expenditure) ................................. 49 4.2.3 Revenue ..................................................................... 49

BAB V KESIMPULAN DAN SARAN ...................................... 53 5.1 Kesimpulan ............................................................ 53 5.2 Saran ....................................................................... 53

DAFTAR PUSTAKA .................................................................. 55

xix

DAFTAR TABEL

Tabel 2. 1. Kandungan kalor beberapa jenis bahan bakar ............. 2 Tabel 2. 2. Nilai perbandingan berpasangan ............................... 12 Tabel 2. 3. Matriks perbandingan berpasangan ........................... 13

Tabel 4. 1. Kriteria dan Subkriteria ............................................. 26 Tabel 4. 2. Nilai Prioritas ............................................................ 33 Tabel 4. 3. Kuisioner Perbandingan Kriteria ............................... 34 Tabel 4. 4. Kuisioner Perbandingan Subkriteria .......................... 34 Tabel 4. 5. Kuisioner Perbandingan Alternatif ............................ 35 Tabel 4. 6. Matrix Pendapat Individu .......................................... 35 Tabel 4. 7. Matrix Pendapat Gabungan ....................................... 36 Tabel 4. 8. Ranking lokasi ........................................................... 37 Tabel 4. 9. Tingkat kepentingan subkriteria teknis ..................... 38 Tabel 4. 10. Perhitungan subkriteria teknis ................................. 39 Tabel 4. 11. Bobot dari subkriteria teknis ................................... 39 Tabel 4. 12. Bobot dari subkriteria ekonomis ............................. 39 Tabel 4. 13. Bobot dari subkriteria lingkungan ........................... 40 Tabel 4. 14. Bobot dari subkriteria keselamatan ......................... 40 Tabel 4. 15. Bobot dari kriteria ................................................... 40 Tabel 4. 16. Penentuan prioritas alternatif ................................... 41 Tabel 4. 17. Perbedaan Metode ANP dan TOPSIS ..................... 41 Tabel 4. 18. Kebutuhan LNG di Bali........................................... 42 Tabel 4. 19. Pasokan LNG ke tiap pembangkit ........................... 42 Tabel 4. 20. Kebutuhan LNG tiap pembangkit ........................... 44 Tabel 4. 21. CAPEX .................................................................... 48 Tabel 4. 22. OPEX....................................................................... 49 Tabel 4. 23. Total pendapatan (revenue) ..................................... 50 Tabel 4. 24. Variasi scenario margin ........................................... 50 Tabel 4. 25. Variabel-variabel dalam Analisa Investasi .............. 51 Tabel 4. 26. Jumlah pinjaman ...................................................... 51 Tabel 4. 27. Perhitungan pinjaman bank ..................................... 52 Tabel 4. 28. Rangkuman Analisa Ekonomi ................................. 52

xvii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 1. 1. Grafik perkembangan harga minyak mentah ........... 1 Gambar 1. 2. Alternatif lokasi pembangunan FSU ....................... 2 Gambar 1. 3. Alternatif 1 ............................................................... 3 Gambar 1. 4. Alternatif 2 ............................................................... 4 Gambar 1. 5. Alternatif 3 ............................................................... 4

Gambar 2. 1. Tipikal komposisi LNG ........................................... 1 Gambar 2. 2. Lokasi pembangkit listrik di Pulau Bali .................. 4 Gambar 2. 3. LNG transfer system (a) Loading Arm dan (b)

Flexible House ............................................................................... 7 Gambar 2. 4. Bentuk Network ANP .............................................. 9 Gambar 2. 5. Jenis Network ANP ................................................ 10 Gambar 2. 6. Contoh Super Matriks ............................................ 14 Gambar 2. 7. Contoh Super Decisions ........................................ 15

Gambar 4. 1. Alternatif pemilihan lokasi .................................... 23 Gambar 4. 2. Alternatif 1 ............................................................. 24 Gambar 4. 3. Alternatif 2 ............................................................. 25 Gambar 4. 4. Alternatif 3 ............................................................. 25 Gambar 4. 5. Network ANP Superdecision ................................. 32 Gambar 4. 6. Pairwise Comparison Superdecision ..................... 36 Gambar 4. 7. Limiting Matrix ...................................................... 37

1

BAB I

PENDAHULUAN

1.1 Latar Belakang

Berkembang pesatnya pembangunan di sector indutri,

infrastruktur, dan pariwisata di Bali mengakibatkan

pasokan kebutuhan energi listrik di Bali mengalami

peningkatan. Selama ini, energi listrik di Bali bergantung

dari pasokan listrik dari Pembangkit Jawa Bali yang ada di

Pulau Jawa. Saat ini Bali sudah mempunyai Pembangkit

Listrik Tenaga Gas (PLTG) dan Pembangkit Listrik Tenaga

Uap (PLTU) untuk memenuhi kebutuhan energi listrik di

Bali. Pembangkit listrik yang ada saat ini yaitu PLTG

Gilimanuk, PLTG Pemaron, dan PLTD Pesanggaran.

Sampai saat ini, ketiga pembangkit tersebut masih

menggunakan bahan bakar solar. Seiring berjalannya waktu

harga minyak dunia semakin tinggi, keberadaan minyak

bumi juga semakin rendah, serta polusi yang disebabkan

karena pemakain solar sangatlah besar, maka diperlukan

alternative lain untuk bahan bakar pembangkit listrik

tersebut.

Gambar 1. 1. Grafik perkembangan harga minyak mentah

2

Liquid Natural Gas (LNG) saat ini menjadi hot topic

dalam hal konversi energi. Bentuk bahan bakar gas ini

dianggap lebih efisien dan bersih sehingga lebih ramah

terhadap lingkungan. Mengingat ketersedian cadangan gas

di Indonesia cukup besar dan harganya juga lebih murah

bila dibandingkan dengan minyak bumi, karena itu gas

bumi layak dipergunakan sebagai bahan bakar alternatif

pengganti BBM dan sebagai transisi berkembangnya

sumber-sumber energi terbarukan dalam bentuk gas. Untuk

sekarang ini teknologi yang ada sudah berkembang dengan

baik sehingga fasilitas untuk pengolahan dan penampungan

LNG sudah sangat dimungkinkan.

Untuk itu PT. Pelindo III dan PT. Padma Energi

Indonesiamenjalin kerja sama untuk membangun terminal

FSU di Celukan Bawang, Bali. Sehingga akan menjamin

distribusi energi gas alam menuju ke 3 pembangkit di Bali

tersebut. Namun ada beberapa factor FSU Celukan

Bawang, Bali ini direncanakan akan dibangun dengan tiga

alternative berbeda dikarenakan beberapa pertimbangan

yang ada. Seperti gambar yang disajikan di bawah ini :

Gambar 1. 2. Alternatif lokasi pembangunan FSU

3

Pada Alternative 1, ada beberapa pertimbangan yaitu

radius maneuver untuk tugboat pada jetty PT. Semen

Tonasa sangat terbatas kurang lebih 70 m. Dan maneuver

untuk tugboat untuk shuttle vessel LNG juga terbatas

kurang lebih 200 m. Dan alur maneuver shuttle vessel LNG

melewati koral yang mempunyai kedalam perairan kurang

dari 12 m.

Gambar 1. 3. Alternatif 1

Pada Alternative 2, hal yang dipertimbangkan yaitu

lokasi FSU dengan jetty PT. Semen Tonasa kurang lebih 70

m sehingga kegiatan hot work di jetty Tonasa bisa saja

menjadi ancaman untuk FSU. Ruang untuk maneuver tug

boat untuk shuttle vessel kurang lebih 250 m dari koral.

Dan jetty I dan II tidak akan mempengaruhi FSU karena

mempunyai jarak kurang lebih 300 m dari FSU.

4


Pada Alternative 3 merupakan lokasi yang cukup jauh

sehingga tidak akan mengganggu alur pelayaran yang ada,

namun diperlukan jalur pipa yang panjang untuk

pendistribusian LNG ke darat.


5

Beberapa aspek yang perlu dipertimbangkan dalam

kajian ini dalam rangka pembangunan FSU tersebut antara

lain adalah kesesuaian dengan pengembangan jaringan pipa

menuju ke darat, fleksibilitas distribusinya termasuk

kemudahan dalam penyalurannya, serta kemudahan dalam

penerimaannya. Kesesuaian dengan kedalaman laut.

Pertimbangan kapal yang akan dijadikan sebagai FSU yang

menetap dan kapal supply. Maneuverability baik ditinjau

dari kemampuan maneuver kapal LNG maupun kapal-kapal

lain yang akan memasuki dermaga PT. Semen Tonasa.

Tingkat keamanan baik dari segi keamanan terhadap jalur

pelayaran yang ada maupun dari kegiatan hot work yang

dilakukan di pelabuhan terdekat. Dan tingkat keekonomian

yaitu jumlah biaya modal (capital cost) yang akan

digunakan untuk membangun FSU.

1.2 Perumusan Masalah

Rumusan masalah yang akan dibahas dalam penelitian ada

dua, yaitu :

1. Bagaimana cara memilih lokasi FSU LNG di Celukan

Bawang berdasarkan metode (ANP) ?

2. Bagaimana analisa biaya modal (capital cost)

pembangunan FSU untuk alternative yang terpilih di

Celukan Bawang, Bali?

1.3 Tujuan Penelitian

Penulisan tugas akhir ini bertujuan untuk :

1. Mendapatkan lokasi pembangunan fasilitas FSU yang

terbaik dari ketiga lokasi yang terpilih berdasarkan

metode (ANP) dengan mengakomodasi beberapa

pertimbangan antara lain maneuverability, investment,

risk to marine traffic, risk to public, pipeline to ORF,

impact to environment, dan loading/unloading complexity

6

2. Mendapatkan analisa biaya modal (capital cost)

pembanguna fasilitas FSU yang terpilih di Celukan

Bawang, Bali

1.4 Batasan Masalah

1. Penentuan peletakkan FSU Pelindo III – Padma Energi di

tiga alternative yang sudah direncanakan di Celukan

Bawang, Bali

2. Yang akan digunakan sebagai FSU dan Shuttle Vessel

adalah dua buah kapal LNG dengan panjang (LOA) 272

m, lebar (B) 47 m, dan sarat (T) 11.5 m

1

BAB II

TINJAUAN PUSTAKA

2.1 Umum

Liquified Natural Gas (LNG) adalah gas alam yang

dicairkan melalui proses pendinginan pada suhu mencapai -

162 0C (-260 0F) pada tekanan atmosfer. Sehingga

volumenya menjadi 1/600 dari kondisi semula sebagai gas.

(Soegiono dan Artana, 2006). Sebelum proses pendinginan

dan kondensasi gas alam dilakukan, zat pengotor seperti

karbon dioksida, air, belerang, dan mercury harus terlebih

dahulu dihilangkan melalui suatu proses penyulingan. Hasil

dari proses ini adalah suatu gas yang tidak berbau dan tidak

berwarna, yang terdiri dari hidrokarbon alkana, seperti

metana, etana, propana, butana, pentana, dan sedikit

nitrogen, dengan komposisi secara umum seperti yang

dapat dilihat pada Gambar 2.1. Tetapi, komposisi LNG

yang sebenarnya sangat bergantung dari sumber gas serta

teknologi yang digunakan dalam proses penyulingan dan

pencairan.

.

Densitas dari LNG adalah sekitar 0,45, atau dengan

kata lain berat jenis LNG kurang dari setengah berat jenis

air, dengan reduksi volume mencapai 1/600 dibanding

M etana ( 92 % )

Etana (5 % ) Propana (1.5 % )

Butana (0.2 % ) Pentana (0.01 % )

Nitrogen (0.1 % ) Lain - lain (1 % )

Gambar 2. 1. Tipikal komposisi LNG

2

dalam bentuk gas. Oleh karena itu, tujuan utama dari

pencairan gas alam ke dalam bentuk LNG adalah untuk

lebih meningkatkan nilai ekonomis transportasinya dari

daerah produksi ke konsumen.

Selain itu, LNG juga menawarkan kandungan energi

per volume yang lebih besar dibandingkan dengan jenis

bahan bakar lain yang bersumber dari gas. Tabel 1 berikut

memperlihatkan densitas energi persatuan volume dari

beberapa bentuk energi.

Tabel 2. 1. Kandungan kalor beberapa jenis bahan bakar

Bahan Bakar MJ/kg MJ/liter

LNG 50,00 24,4

Metana 50,00 0,0035

CNG 50,00 8,7

LPG 48,00 21,5

Hidrogen pada 248 bar 120,00 2,5

Hidrogen pada 2500C 120,00 8,5

2.2 Terminal Penerimaan LNG

Receiving Terminal LNG (terminal penerimaan LNG)

adalah terminal untuk menerima pasokan LNG dari

berbagai kilang yang ada. Receiving terminal LNG tersebut

digunakan sebagai tempat penyimpanan maupun

melakukan proses regasifikasi LNG yang nantinya untuk

memenuhi kebutuhan di daerah tersebut. Untuk memenuhi

untuk proses industry, bahan bakar power plant, ataupun

yang lain. Ada dua tipe Receiving Terminal LNG menurut

peletakannya, yaitu di darat dan di laut. Untuk terminal

LNG yang berada di laut biasa disebut Floating Storage

Unit (FSU) biasa diletakkan dekat dengan bibir pantai.

Yang kemudian dikirim ke stasiun regasifikasi yang ada di

3

darat (Onshore Receiving Terminal) yang nantinya dikirim

ke konsumen. Fasilitas receiving terminal LNG terdiri dari beberapa

unit Instalasi. (Sukarahardja, 2009). Unit-unit tersebut

adalah sebagai berikut :

1. LNG carrier berthing dan fasilitas unloading.

2. Tangki Penyimpanan LNG.

3. Sistem regasifkasi atau penguapan.

4. Fasilitas untuk mengatasi gas boil off.

5. Metering dan stasiun pengaturan tekanan.

6. Perpipaan pengiriman gas.

Berikut ini merupakan gambaran mengenai beberapa

persyaratan Marine Access untuk kapal-kapal tanker LNG

dengan kapasitas 125.000 m3 untuk merapat ke jetty

(Soegiono dan Artana, 2006):

1. Panjang kapal keseluruhan (LOA) 280 m

2. Lebar (breadth) 42 m

3. Sarat (draught) 11.7 m

4. Alur keluar masuk (acces channel)

Lebar 250 – 300 m

Kedalaman 13.5 – 14.0 m

5. Mooring area (depends on waves effect)

6. Diameter putar (turning circle diameter) 500 – 600 m

7. Operational limit at current speed 1.0 knot maximum

8. Kolam tambat pada dermaga (mooring basin at berth)

400 m x 60 m x 13.5 m (low waves effect)

9. Haluan kapal mengarah ke laut terbuka

10. Operational limits at significant waves height 1.5 – 2.0

m maximum dan kecepatan angina 20 – 25 knots

maximum

11. Lain – lain

Jumlah kapal tunda 3 – 4

Kapal kepil (mooring boats) 1 atau 2

Navigation aids (radio, light, radar)

Dredging frequency (parameter or periodical)

4

2.3 Penyaluran LNG

Distribusi LNG dari terminal dapat dilakukan melalui

fasilitas-fasilitas jalur pipa yang telah terpasang disekitar

lokasi terminal penerimaan LNG di wilayah tersebut atau

melalui truk-truk tangki dan melalui tangker-tangker untuk

daerah/wilayah yang berdekatan dengan pantai/laut. Lay-

out terminal LNG bervariasi, karena dikondisikan antara

wilayah padat konsumen dengan faktor keadaan alam,

pantai, daratan dsb.

Berdasarkan variasi faktor-faktor setempat yang

meliputi lokasi yang tersedia, kedekatannya dengan laut

dalam dan lokasi konsumen, jenis dan jumlah storage yang

dibutuhkan, topologi lokasi, juga pertimbangan terhadap

faktor lingkungan hidup sebagai pemenuhan peraturan

keselamatan.

LNG disalurkan dari FSU menuju ke ORF melalui

pipa yang diinstal. Kemudian dari ORF tersebut LNG

didistribusikan ke pembangkit-pembangkit yang telah ada

antara lain PLTG Gilimanuk, PLTG Pemaron, dan PLTD

Pesanggaran. Proses pendistribusian LNG dari ORF

menuju ketiga pembangkit tersebut akan direncanakan

sebagai berikut (Dewabrata, 2013):

CELUKAN BAWANG Project Location

GILIMANUK130 MW

28 MMSCFD

PEMARON80 MW

18 MMSCFD

PESANGGARAN162 MW

35 MMSCFD

Gambar 2. 2. Lokasi pembangkit listrik di Pulau Bali

5

a. Transportasi LNG menuju PLTG Gilimanuk

Pengiriman LNG menuju PLTG Gilimanuk akan

dilayani dengan menggunakan truk. Jarak antara

receiving terminal di Celukan Bawang dengan PLTG

Gilimanuk adalah 44 km. Terdapat dua opsi ukuran LNG

ISO tank yang dapat digunakan dalam

mentransportasikan LNG, masing-masing berukuran 20”

dan 40”. LNG ISO tank 20” memiliki kapasitas angkut

21000 liter dan LNG ISO tank 40” memiliki kapasitas

angkut 45000 liter.

b. Transportasi LNG menuju PLTG Pemaron

Pengiriman LNG menuju PLTG Pemaron akan

dilayani dengan menggunakan truk. Jarak antara

receiving terminal di Celukan Bawang dengan PLTG

Pemaron adalah 38 km. Terdapat dua opsi ukuran LNG

ISO tank yang dapat digunakan dalam

mentransportasikan LNG, masing-masing berukuran 20”

dan 40”. LNG ISO tank 20” memiliki kapasaitas angkut

21000 liter dan LNG ISO tank 40” memiliki kapasitas

angkut 45000 liter.

c. Transportasi LNG menuju PLTG Pesanggaran

Karena pertimbangan geografis Bali Utara dan Bali

Selatan yang berbukit, serta kebutuhan LNG untuk

pembangkit pesanggaran yang cukup besar, maka distribusi

LNG dengan menggunakan truk akan menjadi tidak efisien

dan riskan. Karena itu, pengiriman LNG menuju

pembangkit listrik di pesanggaran akan dilayani dengan

menggunakan barge.

2.4 Maneuverability

Kapal dengan maneuverability yang buruk dapat

menyebabkan terjadinya tabrakan kapal. Terutama kapal

tanker hal ini juga dapat mengakibatkan terjadinya

tumpahan minyak sehingga akan menyebabkan terjadinya

pencemaran lingkungan. Untuk menghindari terjadinya hal-

6

hal tersebut, International Maritime Organization (IMO)

telah membuat suatu aturan mengenai maneuverability

kapal. Desember 2002, melalui resolusi MSC 137 (76),

IMO menetapkan suatu aturan tentang “Standar

Maneuverability Kapal”. Standar tersebut digunakan untuk

mengevaluasi maneuverability kapal serta sebagai acuan

dalam proses perencanaan, pembangunan, dan reparasi

kapal. Berdasarkan standar tersebut kapal disebut memiliki

maneuvering yang baik bila memenuhi syarat sebagai

berikut :

Kemampuan berputar

Panjang lintasan Advance tidak lebih dari 4,5 kali

panjang kapal dan diameter taktis tidak lebih dari 5

kali panjang kapal.

Kemampuan berputar awal

Pada sudut 100 pada sisi kiri / kanan kapal maka kapal

tidak boleh bergerak dengan lintasan lebih panjang

daripada 2,5 panjang kapal

Kemampuan stopping

Panjang lintasan tes stopping dengan kecepatan

penuh tidak lebih dari 15 kali panjang kapal

2.5 Unloading Kapal LNG

Menurut Regulation for Use of The Liquefied Natural

Gas Terminal SC Klalpedos Nafta, 2014 ANNEX 3, dalam

proses loading/unloading dari kapal menuju FSU ada

beberapa fasilitas yang harus dimiliki oleh FSU, antara lain

Mooring system dan LNG transfer system.

Untuk LNG transfer system ada dua alternative yaitu

memakai (a) Loading Arm dan (b) Flexible House.

7

(a) (b)

Gambar 2. 3. LNG transfer system (a) Loading Arm dan (b)

Flexible House

Dalam proses loading loading maupun unloading,

setiap kapal tanker LNG wajib memenuhi prosedur yang

ada untuk melakukan sandar ketika proses berlangsung.

Walaupun prosedur keselamatan dari setiap pelabuhan

berbeda, namun secara umum tanker LNG tidak

diperbolehkan bersandar pada malam hari. Dan semua

system keselamatan, alat komunikasi, dan system untuk

keadaan darurat harus diuji terlebih dahulu. Dan ada

beberapa kegiatan yang diperbolehkan namun atas ijin

khusus dari pihak terminal dan pelabuhan, antara lain

adalah bunkering, memuat air, pengiriman bahan makanan

(provisioning, dan reparasi.

Ada beberapa keadaan dimana kegiatan bongkat muat

LNG dihentikan (Soegiono dan Artana, 2006), antara lain

adalah :

1. Ada kapal lain yang lewat atau bersandar pada jarak

yang dejat

2. Ada petir

3. Kecepatan angina melebihi yang diinginkan

4. Salah satu atau lebih tali tambat putus

5. Komunikasi antara kapal dan kapal terputus

6. Ada kejadian di darat maupun di kapal yang

mengganggu

8

2.6 Analytical Network Process (ANP)

ANP adalah bentuk umum dari analytic hierarchy

process (AHP) yang dikembangkan oleh Saaty (2005).

Menurut Saaty “ANP merupakan teori pengukuran relatif

yang digunakan untuk mendapatkan skala rasio yang

menggambarkan tingkat pengaruh dari tiap-tiap elemen

pengambilan keputusan terhadap kriteria kontrolnya”.

Adapun perbedaan ANP dengan AHP, pada ANP

diperbolehkan adanya dependensi dan interpendensi

diantara elemennya atau bisa disebut juga AHP merupakan

kasus khusus dari ANP. Konsep ANP dapat digunakan

untuk pemecahan masalah yang mempunyai dependensi

dalam satu set elemen atau cluster yang sama (inner

dependence), atau dependensi antar set elemen atau cluster

yang berbeda (outer dependence). Beberapa keuntungan

ANP (YAZGAN, 2010) :

1. ANP adalah teknik komprehensif yang

memungkinkan untuk memasukkan semua kriteria

yang relevan nyata serta tak berwujud, yang memiliki

dasar terhadap proses pengambilan keputusan.

2. ANP memungkinkan untuk hubungan yang lebih

kompleks antara level keputusan dan atribut karena

tidak memerlukan struktur hirarki yang ketat.

3. Dalam pengambilan keputusan suatu masalah, sangat

penting untuk mempertimbangkan hubungan saling

ketergantungan antara kriteria karena karakteristik

saling ketergantungan yang ada dalam masalah

kehidupan nyata. Metodologi ANP memungkinkan

untuk mempertimbangkan tingkat saling

ketergantungan diantara kriteria.

4. ANP sangat cocok dalam mempertimbangkan

karakteristik baik kulitatif maupun kuantitatif.

5. Proses perhitungan untuk ANP lebih memakan waktu.

Namun ANP lebih mendekati kebenaran dengan

mempertimbangkan umpan balik dan saling

9

ketergantungan antara kriteria. oleh karenanya,

memberikan fleksibelitas lebih untuk membangun

model keputusan.

ANP terdiri dari dua bagian yang terdiri dari hierarki

atau jaringan kontrol yang mengendalikan interaksi antar

kriteria dan subkriteria dan network yang memperlihatkan

hubungan saling mempengaruhi antar elemen-elemen dan

cluster. Network tersebut berbeda untuk tiap-tiap kriteria

dan untuk setiap kriteria kontrol dihitung pengaruhnya

dengan menggunakan supermatrix. Setiap supermatrix

diberi bobot sesuai dengan prioritasnya terhadap kriteria

kontrol, lalu hasilnya digabungkan dengan seluruh kriteria

kontrol yang lain. Secara umum bentuk network dari ANP

bisa dilihat dari gambar di bawah ini

Pada gambar di atas terdapat 5 cluster yaitu C1, C2,

C3, C4, C5. Dari kelima cluster tersebut terdapat tanda

panah. Panah tersebut menunjukkan adanya hubungan

saling mempengaruhi. Pada pangkal panah menunjukkan

bahwa cluster tersebutu bersifat mempengaruhi. Sedangkan

pada ujung panah menunjukkan bahwa cluster tersebut

Gambar 2. 4. Bentuk Network ANP

10

berarti dipengaruhi. Pada C2 dan C5 terdapat panah yang

menghubungkan dengan dirinya sendiri, hal tersebut

dinamakan inner dependence loop.

Struktur network pada ANP memiliki hubungan-

hubungan pada elemen-elemen yang ada. Terdapat

beberapa terminologi seperti source node, sink node,

intermediate node, outer dependence, dan inner

dependence. Source node adalah elemen yang merupakan

titik awal berasalnya panah hubungan. Sink node adalah

elemen yang merupakan tujuan dari panah yang berasal

dari source node. Intermediate node adalah elemen yang

berperan sebagai source node dan sink node. Outer

dependence adalah kondisi ketika terjadi hubungan antara

elemen pada satu cluster denga elemen pada cluster yang

berbeda. Inner dependence adalah kondisi ketika hubungan

tersebut terjadi pada cluster yang sama.

Dalam pembuatan network pada ANP ada beberapa

feedback yang digunakan dengan kebutuhan tiap-tiap

network memiliki kelebihan dan kekurangan masing-

masing. Beberapa contoh jenis network tersebut dapat

dilihat pada gambar di bawah ini

Gambar 2. 5. Jenis Network ANP

11

A. Hierarchy

Sebuah jaringan sederhana yang mempunyai tujuan

berbeda dari atas ke bawah

B. Suparchy

Sebuah struktur jaringan yang hamper sama dengan

hierarchy namun tidak memiliki tujuan. Namun

mempunyai feedback pada 2 level teratas

C. Inttarchy

Jaringan yang merupakan gabungan dari hierarchy dan

suparchy yang mempunyai tujuan dan feedback. Namun

feedbacknya terjadi pada level menengah

D. Sinarchy

Merupakan hierarchy dengan feedback pada 2 level

terbawah

E. Hiernet

Network yang dibuat secara vertikal untuk

memfasilitasi feedback dari level di bawahnya, network

model ini memungkinkan sebuah sistem untuk

memiliki interaksi antar tiap komponen

Berikut ini adalah langkah-langkah pengolahan yang

umum dilaksanakan dengan metode ANP :

1. Menentukan kriteria dan subkriteria yang relevan

dengan alternative pilihan yang telah ditentukan

2. Menentukan jaringan yang nantinya menunjukkan

adanya saling keterkaitan antara kriteria dan

subkriteria

3. Melakukan perhitungan matrix perbandingan

berpasangan individu yang nilainya didapatkan dari

penyebaran kuisioner

4. Melakukan matrix perbandingan berpasangan

gabungan

5. Membuat sebuah supermatrix

6. Menghitung limiting matrix yang dihasilkan

berdasarkan perhitungan terhadap supermatrix. Yang

12

perhitungannya dibantu menggunakan software

superdecision

7. Dari hasil limiting matrix tersebut akan didapatkan

nilai dari masing-masing alternatif

2.6.1 Matriks Perbandingan Berpasangan

Melalui pendekanatan ANP untuk pengabilan

keputusan untuk mendapatkan prioritas seperti metode

AHP. Saaty menjelaskan mengenai skala kuantitatif 1

sampai 9 untuk menilai perbandingan tingkat kepentingan

element terhadap element lainnya.

Tabel 2. 2. Nilai perbandingan berpasangan

Intensitas

pentingnya

Definisi Penjelasan

1

Kedua elemen sama

penting

dua elemen mempunyai

pengaruh yang sama

terhadap suatu tujuan

3

elemen yang satu

sedikit lebih penting

dari pada elemen

yang lainnya

pengalaman penilaian

sedikit lebih condong ke

salah satu elemen

5

satu element jelas

lebih penting

daripada element

yang lainnya

pengalaman dan

penilaian lebih kuat

pada satu element yang

lain

7

pentingnya sangat

kuat

aktivitas yang kuat

disukai dan dominan

terlihat dalam praktek

9

pentingnya ekstrem bukti pentingnya satu

terhadap elemen

terhadap yang lain

ditegaskan pada urutan

tertinggi

13

Untuk matriks perbandingan berpasangan dapat

diuraikan seperti di bawah ini :

a. Membandingkan seluruh elemen untuk setiap level

dalam bentuk berpasangan. Kemudian

ditransformasikan ke dalam bentuk matriks.

b. Perbandingan dilakukan berdasarkan “judgement”

dari para pakar atau pihak-pihak yang berkepentingan

terhadap pengambilan keputusan.

c. Dapat dilakukan dengan menggunakan kuisioner

ataupun wawancara.

Tabel 2. 3. Matriks perbandingan berpasangan

C A

1

A

2

-

-

A

n

A

1

a

11

a

12

-

-

a

14

A

2

a

11

a

22

-

-

a

24

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

A

n

-

-

-

-

-

-

a

n4

Matriks tersebut dapat dihasilkan dari perbandingan

berpasangan antar elemen terhadap kriteria tertentu (dalam

hal ini c) nilai aij adaah nilai perbandingan Ai terhadap Aj

yang menyatakan hubungan :

1. Seberapa jauh kepentingan Ai bila dibandingkan

dengan Aj atau,

2. Seberapa banyak kontribusi Ai terhadap kriteria c

dibandingkan Aj atau

3. Seberapa banyak sifat kriteria c terhadap Ai

dibandingkan Aj atau

4. Seberapa jauh dominasi Ai dibandingkan Aj

14

2.6.2 Supermatrix

Supermatrix pada umumnya tiap kolom terdiri dari

beberapa eigenvector yang mana jika dijumlahkan sama

dengan satu sehingga seluruh kolom dari matriks jika

dijumlahkan hasilnya merupkan bilangan bulat yang lebih

dari satu. Hal-hal umum yang sering dilakukan dilapangan

adalah menentukan pengaruh dari cluster berdasarkan pada

kriteria kontrol. Prioritas dari sebuah komponen dari

eigenvector semacam itu digunakan untuk membobotkan

keseluruhan element dalam block di supermatrix yang

sesuai dengan elemen-elemen dan cluster yamg

mempengaruhi maupun yang dipengaruhi.

Tiap vektor prioritas kemudian dibentuk pada posisi

yang sesuai sehingga vektor kolom dalam sebuah

supermatriks dari pengaruh yang ada, sebagai berikut :

Gambar 2. 6. Contoh Super Matriks

Dimana tiap kolom merupakan eigen vector yang

mempresentasikan pengaruh dari seluruh elemen dari

elemen ke-I pada tiap-tiap elemen dari komponen ke-j.

Supermatrix terlebih dahulu harus direduksi ke dalam suatu

matriks, yang tiap kolomnya dijumlahkan jadi satu

menghasilkan kolom yang stokhastik atau stohastik matrik.

15

Jika matriks adalah stokhastik, maka limiting prioritas

tergantung pada reducibility, primitivity, cyclicyty, dari

matriks tersebut.

2.6.3 Super Decision

Super Decision mengimplementasikan Analytical

Network Process yang dikembangkan oleh Thomas Saaty.

Program ini ditulis oleh Tim ANP, bekerja untuk Yayasan

Keputusan Kreatif. Berikut adalah gambaran menjalankan

perangkat lunak Super Decision seperti pada Gambar 2.7.

Super Decision yang digunakan untuk pengambilan

keputusan dengan ketergantungan dan umpan balik itu

mengimplementasikan Analytic Network Process , ANP,

dengan banyak tambahan. Masalah seperti itu sering terjadi

dalam kehidupan nyata. Super Decision memperluas

Analytic Hierarchy Process (AHP) yang menggunakan

dasar yang sama proses prioritas berdasarkan prioritas

yang berasal melalui penilaian pada unsur pasang atau dari

pengukuran langsung. Dalam AHP unsur-unsur tersebut

diatur dalam struktur keputusan hierarki sementara ANP

menggunakan satu atau lebih jaringan datar cluster yang

mengandung unsur-unsur. ANP tidak membatasi

Gambar 2. 7. Contoh Super Decisions

16

pemahaman dan pengalaman manusia untuk pengambilan

keputusan menjadi model yang sangat teknis yang tidak

wajar dan dibuat-buat.

2.7 Analisa Keekonomian

Layak atau tidaknya pembangunan terminal receiving

LNG dengan mempertimbangkan kelayakan faktor teknis

dan ekonomi. Dalam perhitungan kelayakan keekonomian

ini digunakan dua jenis analisis secara mikro dan analisis

makro. Dalam analisis mikro, tingkat keuntungan suatu

proyek biasanya diukur dengan indikator net present value

(nilai bersih sekarang), internal rate of return (IRR), dan

periode pengembalian (pay back period, PBP). Sedangkan

analisis makro dilakukan dengan meninjau Benefit Cost

Ratio (B/C Ratio) (Sukarahardja, 2009). Parameter untuk

menilai kelayakan ekonomi adalah sebagai berikut :

2.7.1 Net Present Value (NPV)

Net Present Value (NPV) adalah keuntungan yang

didapatkan selama umur ekonomis proyek ditinjau dari

kondisi saat ini. NPV menunjukkan selisih antar

keuntungan dengan biaya modal yang telah diinvestasikan,

yaitu total pendapatan (discontinued) dikurangi total biaya

selama pembangunan proyek.

Berikut ini merupakan bentuk matematis untuk

menghitung berapa besar NPV :

(2.1)

dengan penjabaran sebagai berikut

dimana

NPV = Net Present Value / nilai bersih sekarang suatu

proyek

17

Xo = Cashflow / arus kas berdasakan tahun X1, 2, ..

n = Cashflow/ arus kas pada tahun 1, 2, ....

n i = faktor diskon, discount rate-i

N = tahun buku

2.7.2 Internal Rate of Return (IRR)

Merupakan indikator yang menunjukkan kemampuan

pengembalian investasi suatu proyek yang dapat

diekspresikan dengan rumus berikut :

(2.2)

Dimana:

Xt = Cashflow ditahun ke –

t i = suku bunga (discount rate)

Dengan semakin besar IRR maka proyek akan

semakin baik. Di dalam evaluasi proyek nilai IRR yang

dibandingkan dengan nilai MARR (Minimum Attractive

Rate of Return) seperti yang dikehendaki Badan Usaha.

Jika IRR lebih besar atau sama dengan MARR maka

proyek dinilai layak dieksekusi, demikian pula sebaliknya.

Nilai MARR proyek telah mengakomodasi faktor biaya

modal, resiko dan tingkat keuntungan yang dikehendaki,

atau

MARR = cost of capital + risk premium + profit

margin

Biaya modal (cost of capital) merupakan biaya dana

yang dipakai untuk proyek, yang bersumber dari dana

internal perusahaan (baik dari akumulasi keuntungan

maupun penerbitan saham baru) maupun dari pinjaman

(perbankan atau obligasi). Semakin mahal biaya dana maka

MARR akan semakin besar. Dalam kondisi

18

2.7.3 Pay Back Period

Disebut juga pay out time (POT) suatu proyek

yang didefinisikan sebagai periode dimana akumulasi

penerimaan sama dengan akumulasi biayanya. Periode

pengembalian dihitng dengan mengakumulasikan

Cashflow sama dengan nol maka periode

pengembalian telah tercapai. Secara metematis

periode pengembalian

dirumuskan sebagai berikut:

(2.3)

Dimana:

Xt = Cashflow pada tahun t

POT = Periode pengembalian proyek

t = Tahun buku berjalan

Periode pengembalian merupakan lama waktunya

modal investasi dapat kembali, semakin cepat modal

kembali maka attractiveness proyek akan semakin

baik, demikian pula sebaliknya.

19

BAB III

METODOLOGI

MULAI

PERUMUSAN MASALAH

STUDI LITERATUR

Data pemilihan lokasi pembangunan FSU

Data geografis laut Data ukuran dimensi kapal

yang digunakan sebagai FSU

PENGOLAHAN DATA MENGGUNAKAN METODE ANP

ALTERNATIF 1 ALTERNATIF 2 ALTERNATIF 3

ALTERNATIF TERPILIH

ANALISA INVESTASI PEMBANGUNAN FSU

SELESAI

20

3.1 Perumusan Masalah

Tahapan pertama yang dilakukan ialah merumuskan

masalah. Pada tugas akhir ini masalah yang diambil ialah

memilih lokasi peletakan FSU LNG dengan menggunakan

metode ANP (Analitical Network Process), sehingga akan

mendapatkan lokasi peletakan FSU dari pilihan yang ada.

Kemudian setelah didapatkan lokasi FSU, maka dilakukan

perhitungan capital investment untuk mengetahui berapa

biaya yang dibutuhkan untuk pembangunan FSU ini.

3.2 Study Literatur

Studi literatur merupakan tahap pembelajaran

mengenai teori-teori dasar yang akan dibahas pada

penulisan skripsi ini. Studi literatur didapatkan dari

pencarian pada sumber referensi yang dapat berupa buku,

paper, journal, modul ajar, dan lain-lain yang mendukung

bahasan skripsi ini. Kemudian juga mempelajari software

untuk membantu pengerjaan skripsi ini karena software

tersebut merupakan software pembantu yang digunakan

dalam skripsi ini.

3.3 Pengumpulan Data

Pengumpulan data dilakukan untuk mendapatkan

lokasi di tiga altenatif yang akan dipilih, meliputi keadaan

perairan, letak geografis daerah, alur pelayaran yang ada,

serta ukuran dimensi kapal yang akan dijadikan sebagai

FSU. Pengambilan data dilakukan dengan meinta dari

perusahaan yang bersangkutan maupun survey lapangan.

3.4 Pengolahan dan Analisa Data

Dari hasil data-data yang telah didapat, maka dapat di

lakukan pemilihan lokasi dan teknologi yang akan

dirancang tersebut, dengan penerapan metode ANP

(analitycal network process), sehingga dapat diketahui

lokasi mana yang paling cocok untuk dibangun FSU LNG.

21

3.5 Estimasi Biaya Pembangunan FSU

Setelah Pengolahan data dan ditentukan lokasi mana

yang paling optimal untuk peletakan FSU, maka tahap

selanjutnya adalah menentukan investasi awal (capital cost)

untuk pembangunan FSU.

3.6 Kesimpulan dan Saran

Langkah terakhir yang dilakukan adalah membuat

kesimpulan dari seluruh proses yang telah dilakukan serta

memberikan jawaban atas permasalahan yang telah

dirumuskan. Setelah suatu kesimpulan ditarik, diberikan

sebuah saran yang dapat dijadikan dasar untuk penelitian

selanjutnya.

23

BAB IV

ANALISA DAN PEMBAHASAN 4.1 Penentuan Lokasi FSU

Dalam menetukan lokasi pembangunan FSU,penulis menggunakan metode ANP. Dalam metode ANP ini ada beberapa langkah yang harus dilakukan untuk mendapatkan hasil yang diinginkan

4.1.1 Penentuan Alternatif

Langkah awal yang dilakukan untuk menetukan lokasi adalah memilih beberepa alternative dimana akan dijadikan tempak untuk membangun FSU. Seperti yang sudah diberitahukan di bab sebelumnya, rencana untuk pembanguna FSU akan dibangun di Celukan Bawang, Buleleng, Bali. Di situ sudah direncanakan ada 3 alternatif yang nantinya akan dipilih sebagai tempat pembangunan FSU.

Gambar 4.1 menujukan di mana letak ketiga alternative tersebut.

Gambar 4. 1. Alternatif pemilihan lokasi

24

Dari gambar di atas dapat dilihat lokasi di mana akan dibangun FSU. Berikut merupakan penjelasan yang lebih detail dari masing-masing alternative :

1. Alternatif 1


Keterangan : - Dekat dengan lokasi ORF - Installasi pipa ke ORF pendek - Akses dari darat cukup mudah - Jarak FSU dengan jetty PT. Semen Tonasa +/- 70 m - Jarak shuttle vessel dengan jetty terdekat sekitar 200 m - Kedalaman perarian pada jalur maneuver untuk shuttle

vessel sekitar 12 m

25

2. Alternatif 2


Keterangan : - Jarak yang cukup aman dari jetty 1 dan jetty 2, sekitar

300 m

- Ruang untuk maneuver tug boat untuk shuttle vessel cukup lebar, sekitar 250 m dari koral

- Jarak FSU dari jetty PT. Semen Tonasa sekitar 70 m

3. Alternatif 3


26

Keterangan : - Tidak terganggu oleh alur pelayaran di Celukan

Bawang - Area untuk maneuver shuttle vessel maupun tug boat

sangat luas - Lokasi yang jauh dari ORF

4.1.2 Penentuan kriteria dan subkriteria

Langkah selanjutnya adalah menentukan kriteria dan subkriteria. Dari kriteria dan subkriteria ini nantinya yang akan diolah untuk menentukan prioritas alternative mana yang akan dipilih. Kriteria dan subriteria ini ditentukan berdasarkan apa saja yang mempengaruhi dari masing-masing alternative. Kriteria dan subkriteria yang digunakan dapat dilihat dari table berikut ini.

Tabel 4. 1. Kriteria dan Subkriteria

No. Kriteria Subkriteria

1 Teknis (C1)

Kedalaman perairan (SC-01) Pasang surut air laut (SC-02)

Gelombang (SC-03) Kemampuan manuver kapal (SC-04

Kemudahan bongkar muat LNG (SC-05)

Kemudahan operasi dan perawatan (SC-06)

2 Ekonomis (C2)

Instalasi jetty (SC-07) Instalasi pipa ke ORF (SC-08)

Kebutuhan pengerukan (SC-09) Waktu pembangunan (SC-10)

3 Lingkungan (C3)

Dampak terhadap pencemaran laut (SC-11)

Kesesuaian dengan Master Plan (SC-12)

27

4 Keselamatan (C4)

Pengaruh terhadap lalu lintas kapal (SC-13)

Pengaruh terhadap penduduk sekitar/fasilitas umum (SC-14)

Di bawah ini adalah penjelasan dari kriteria dan

subkriteria yang digunakan dalam pemilihan lokasi FSU. 1. Kriteria Teknis

Kriteria teknis merupakan salah satu kriteria yang harus diperhatikan. Kriteria teknis menjelasakan apa saja yang mempengaruhi pembangunan FSU ditinjau dari segi teknis FSU itu sendiri atau hal yang mempengaruhi dari luar. Adapun kriteria teknis ini masih bisa dibagi menjadi enam subriteria, antara lain : - Kedalam perairan

Kedalaman perairan pada lokasi yang akan dibangun FSU dipilih menjadi subkriteria dengan pertimbangan akan sangat berpengaruh terhadap rute maneuver dari shuttle vessel.

- Pasang surut air laut Pasang surut juga dipilih menjadi subkriteria dikarenakan akan mempengaruhi kemampuan maneuver dari shuttle vessel

- Gelombang Gelombang juga mempengaruhi dari kemampuan maneuver dari shuttle vessel dan tingkat keamanan dari FSU itu sendiri

- Kemampuan maneuver kapal Merupakan kemampuan dari tug boat yang dipergunakan untuk mengarahkan shuttle vessel merapat ke FSU. Hal tersebut dipengaruhi dari seberapa luas area yang bisa digunakan oleh tug boat tersebut untuk bermanuver

- Kemudahan bongkar muat LNG

28

Kemudahan bongkar muat juga menjadi salah satu pertimbangan. Mana dari ketiga alternative yang memiliki potensi bongkar muat LNG yang lebih efisien

- Kemudahan operasi dan perawatan Selain kemudahan bongkar muat, kemudahan operasi dan perawatan juga menjadi hal yang penting karena menyangkut kemampuan dari system yang ada untuk bekerja secara optimal

2. Kriteria Ekonomis

Kriteria ekonomis ini juga merupakan salah satu kriteria yang harus diperhatikan. Kriteria ini dipilih karena semua proses pembangunan FSU ini tidak lepas dari biaya. Dari situ nantinya dapat dipertimbangkan alternative manakah yang paling optimal dari segi ekonomis. Adapun dari kriteria ekonomis ini masih dibagi menjadi empat subkriteria lagi, antara lain : - Installasi jetty

Dari ketiga alternative yang ada, kira-kira alternative mana yang mempunyai potensi system yang kompleks. Karena hal tersebut pastinya tidak terlepas dari biaya yang dikeluarkan untuk membangun FSU

- Installasi pipa ke ORF Installasi pipa juga berpengaruh terhadap besarnya biaya investasi yang harus dikeluarkan. Karena semakin panjang pipa yang terpasang, maka semakin besar pula biaya yang dikeluarkan

- Kebutuhan pengerukan Kedalaman perairan juga menjadi point penting dalam pertimbangan pemilihan lokasi FSU. Apabila kedalaman tidak mencukupi untuk meletakkan FSU maupun shuttle vessel maka harus dilakukan pengerukan. Dan hal itu kembali lagi dengan seberapa besar biaya untuk pengerukan

29

- Waktu pembangunan Lama waktu pembanguna juga mempengaruhi seberapa besar biaya yang dikeluarkan. Semakin lama waktu yang dibutuhkan, maka biaya untuk pekerja juga semakin banyak

3. Kriteria Lingkungan

Kriteria lingkungan juga menjadi salah satu kriteria yang diperhatikan dalam pembangunan FSU ini. Hal tersebut dikarenakan apa saja dampak yang mungkin bisa terjadi akibat dari pembangunan FSU tersebut. Dari kriteria lingkungan ini masih bisa dibagi menjadi dua subkriteria lagi, antara lain :

- Dampak terhadap pencemaran laut Hal ini menjadi sangat penting dikarenakan pada masa ini banyak tuntutan tentang pelestarian lingkungan. Hal ini juga sangat mempengaruhi alternative mana yang sekiranya mempunyai resiko terkecil terhadap lingkungan, khususnya biota laut

- Kesesuaian dengan master plan Dari ketiga alternative, manakah yang paling optimum sehingga tidak mengganggu rencana pembangunan yang akan dilakukan di sekitar pelabuhan Celukan Bawang

Selain itu, Bali terkenal dengan aspek kebudayaan yang sangat kental. Sehingga apapun kegiatan yang akan dilakukan di Bali harus meminta persetujuan dari masyarakat sekitar. Namun, untuk pembangunan FSU ini berada di kawasan industry dan pelabuhan. Dan juga jauh dari permukiman warga. Jadi faktor kebudayaan dalam pembangunan FSU ini tidak memberikan pengaruh yang besar. Sehingga tidak perlu untuk memasukkan subkriteria kebudayaan.

30

4. Kriteria Keselamatan Kriteria keselamatan juga menjadi hal yang harus

diperhatikan dalam pembangunan FSU ini. Dari kriteria keselamatan ini masih bisa dibagi menjadi dua subriteria lagi, antara lain :

- Pengaruh terhadap lalu lintas kapal Lalu lintas kapal yang ada di sekitar Celukan Bawang juga menjadi bahan pertimbangan dalam pemilihan lokasi FSU ini. Alternatif mana yang paling sedikit memiliki resiko alur pelayaran dan hal itu juga beresiko terhadap FSU itu sendiri

- Pengaruh terhadap penduduk sekitar/fasilitas umum Ini merupakan hal sangat penting, karena keselamatan penduduk sekitar menjadi prioritas yang tinggi dalam membangun suatu system. Alternatif manakah yang mempunyai resiko paling kecil terhadap keselamatan penduduk maupun fasilitas umum yang ada di sekitar lokasi alternative yang akan dibangun sebagai FSU

4.1.3 Penentuan Network ANP

Dari kriteria dan subkriteria yang telah ditentukan di atas, maka selanjutnya adalah membuat network antar kriteria, subkriteria, dan alternative. Dari network tersebut, akan diketahui hubungan yang saling mempengaruhi. Untuk model network ANP dapat dilihat pada Gambar 4.5

Pada Gambar 4.5 merupakan hasil pembuatan network menggunakan software superdecision. Gambar tersebut menunjukkan hierarki dari atas ke bawah. Di mana yang paling atas adalah tujuan yang diinginkan kemudian dibawahnya ada kriteria dan subkriteria yang mempengaruhi, sedangkan yang paling bawah sendiri merupakan alternative tempat yang akan dipilih.

Tanda panah dengan garis lurus menujukkan adanya hubungan saling mempengaruhi. Dimana ujung dari anak

31

panah merupakan hal yang dipengaruhi, sedangkan pangkal dari panah merupakan hal yang mempengaruhi. Kemudian panah melengkung merupakan yang ada pada kriteria teknis, ekonomis, lingkungan, dan keselamatan merupakan tanda bahwa adanya saling mempengaruhi antar subkriteria di dalamnya. Hal ini lah yang menjadi ciri khas dari metode ANP, yaitu adanya hubungan keterkaitan antar subkriteria dalam suatu kriteria dan hubungan timbal balik antar kriteria, subkriteria, dan alternative.

32

Gambar 4. 5. Network ANP Superdecision

33

4.1.4 Penyebaran Kuisioner

Penggunaan kusioner ini merupakan sarana untuk mendapatkan bobot dari kriteria, subkriteria, sehingga nantinya didapatkan nilai alternative mana yang paling tinggi sesuai dengan yang telah diisi responden. Kuisioner ini untuk mengetahui pengaruh antara kriteria, subkriteria, dan alternative. Kuisioner ini dibuat berdasarkan dari network yang telah terbentuk.

Berikut skala perbandingan beserta contoh dari kuisioner :

Tabel 4. 2. Nilai Prioritas

Nilai Tingkat Prioritas

9 kriteria di sisi yang anda pilih amat sangat penting dibandingkan dengan kriteria di sisi yang lain

7 kriteria di sisi yang anda pilih sangat penting dibandingkan dengan kriteria di sisi yang lain

5 kriteria di sisi yang anda pilih lebih penting dibandingkan dengan kriteria di sisi yang lain

3 kriteria di sisi yang anda pilih sedikit lebih penting dibandingkan dengan kriteria di sisi yang lain

1 kriteria di sisi yang anda pilih sama penting dibandingkan dengan kriteria di sisi yang lain

34

4.1.4.1 Kuisioner Perbandingan Antar Kriteria

Kuisioner antar kriteria dibuat untuk mengetahui tingkat kepentingan dari tiap-tiap kriteria terhadap tujuan.

Tabel 4. 3. Kuisioner Perbandingan Kriteria

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

Teknis

Ekonomis

Ekonomis

Lingkungan

Keselamatan

Lingkungan

Keselamatan

Keselamatan

Ekonomis

Lingkungan

Teknis

Teknis

4.1.4.2 Kuisioner Perbandingan Antar Subkriteria

Kuisioner antar subkriteria dibuat untuk mengetahui tingkat kepentingan dari tiap-tiap subkriteria terhadap tujuan.

Tabel 4. 4. Kuisioner Perbandingan Subkriteria

9 7 5 3 1 3 5 7 9

Waktu

pembangungan

Instalasi jetty

Instalasi jetty

Instalasi jetty

Instalasi pipa ke ORF


Kebutuhan

pengerukan

9 7 5 3 1 3 5 7 9


Kebutuhan

pengerukan

Waktu

pembangungan

Kebutuhan

pengerukan

Waktu

pembangungan

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

4.1.4.3 Kuisioner Perbandingan Antar Alternatif

Kuisioner antar alternatif dibuat ditinjau dari subkriteria yang menunjukkan kelayakan dari tiap-tiap alternative

35

Tabel 4. 5. Kuisioner Perbandingan Alternatif Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3 4.1.4 Matrix Pendapat Individu

Matrix pendapat individu merupakan matrix yang dibuat berdasarkan satu kuisioner yang telah diisi. Berikut merupakan contoh matrix pendapat individu

Tabel 4. 6. Matrix Pendapat Individu

TEKNIS EKONOMIS LINGKUNGAN KESELAMATAN

TEKNIS 1 0.2 3 1

EKONOMIS 5.00 1 3.00 3.00

LINGKUNGAN 0.33 0.3333333 1 0.33

KESELAMATAN 1.00 0.3333333 3 1 4.1.5 Matrix Pendapat Gabungan

Matrix pendapat gabungan merupakan matrix baru yang elemen-elemennya berasal dari rata-rata geometric elemen matrix pendapat individu. Tujuan dari penyusunan matrix pendapat gabungan ini adalah membentuk suatu matrix yang mewakili matrix-matrix pendapat individu yang ada. Berikut pairwise comparison gabungan berdasarkan rata-rata geometric :

(4.1)

Di mana : = penilaian gabungan

= penilaian responden ke – i

n = banyaknya responden

36

Berikut merupakan contoh matrix pendapat gabungan antar kriteria :

Tabel 4. 7. Matrix Pendapat Gabungan

TEKNIS EKONOMIS LINGKUNGAN KESELAMATAN

TEKNIS 1 6.12 4.114285714 3.665396825

EKONOMIS 0.16 1 1.81 1.11

LINGKUNGAN 0.24 0.552244 1 0.84

KESELAMATAN 0.27 0.9005146 1.18510158 1

Matrix pendapat gabungan tersebut selanjutnya diinputkan pada pairwise comparison pada software superdecision seperti gambar berikut

Gambar 4. 6. Pairwise Comparison Superdecision

4.1.6 Supermatrix

Supermatrix dihasilkan berdasarkan interaksi dan hubungan yang terdapat antar kriteria, antar subkriteria, dan antar subkriteria dengan alternative lokasi. Hubungan dilihat dari adanya ketergantungan antar kriteria, subkriteria, maupun subkriteria terhadap alternative lokasi. Weighted dan Unweighted Supermatrix dapat dilihat pada lampiran.

4.1.7 Limit Matrix

Limit matrix menyajikan batas akhir matrix, dimana batas ini merupakan kolom matrix skotastik dan mewakili

37

eigenvector akhir. Pada limit matrix inilah dapat dilihat bobot prioritas dari masing-masing alternatif. Sehingga diketahui bahwa alternative 1 mendapatkan bobot prioritas paling tinggi, yaitu sebesar 0.079637, selanjutnya alternative 2 sebesar 0.023372, dan yang terakhir alternative 3 sebesar 0.011940.

Gambar 4. 7. Limiting Matrix

4.1.8 Lokasi Terpilih

Setelah dilakukan pemilihan alternative lokasi pembangunan FSU LNG di Celukan Bawang, Bali menggunakan metode ANP, maka diketahui bahwa Alternatif 1 mendapatkan bobot prioritas paling tinggi. Hal itu dapat dilihat dari nilai bobot limit matrix paling tinggi.

Tabel 4. 8. Ranking lokasi

ALTERNATIF NILAI LIMIT RANKING

Alternatif 1 0.079637 1

Alternatif 2 0.023372 2

Alternatif 3 0.011940 3 4.1.9 Verifikasi Hasil (Metode TOPSIS)

Setelah didapatkan hasil menggunakan metode ANP, maka langkah selanjutnya adalah membandingkan menggunakan metode lain. Dalam hal ini menggunakan

38

metode TOPSIS untuk membandingkan hasil dari pemilihan lokasi FSU LNG.

4.1.9.1 Pembobotan

Berikut merupakan pembobotan menggunakan metode TOPSIS. Dari sana nanti didapatkan alternative mana yang terpilih.

Pertama-tama melakukan pembobotan untuk masing-masing subkriteria dan kriteria yang dibandingkan satu sama lain a. Pembobotan subkriteria “Teknis”

Pembobotan subkriteria teknis dapat dilihat pada Tabel 4.9. Nilai tersebut didapat dari kuisioner yang disebar.

Tabel 4. 9. Tingkat kepentingan subkriteria teknis Kdlmn priranPasang surutGelombang Kem. Mnvr kpl Bngkar muatKmdhn op

Kdlmn priran 1.00 0.65 0.64 0.23 0.22 0.23Pasang surut 1.55 1.00 0.93 0.14 0.22 0.16Gelombang 1.57 1.08 1.00 0.15 0.14 0.17Kem. Mnvr kpl 4.34 7.39 6.65 1.00 1.30 0.91Bngkar muat 4.46 4.58 6.94 0.77 1.00 1.00Kmdhn opr 4.40 6.23 5.99 1.10 1.00 1.00

Setelah didapatkan tingkat kepentingannya, maka selanjutnya dilakukan perhitungan. Ada 2 langkah dari perhitungan ini untuk mendapatkan bobot dari masing-masing subkriteria Langkah 1 Angka pada tiap kolom pada Tabel 4.9 dibagi dengan penjumlahan dari semua angka dalam kolom yang segaris

39

Tabel 4. 10. Perhitungan subkriteria teknis Kdlmn priranPasang surutGelombang Kem. Mnvr kpl Bngkar muatKmdhn op

Kdlmn priran 0.06 0.03 0.03 0.07 0.06 0.07Pasang surut 0.09 0.05 0.04 0.04 0.06 0.05Gelombang 0.09 0.05 0.05 0.04 0.04 0.05Kem. Mnvr kpl 0.25 0.35 0.30 0.30 0.34 0.26Bngkar muat 0.26 0.22 0.31 0.23 0.26 0.29Kmdhn opr 0.25 0.30 0.27 0.33 0.26 0.29 Langkah 2 Menjumlahkan setiap bobot prioritas yang ada kemudian dibagi dengan banyak dari subkriteria. Setelah itu didapat bobot dari masing-masing subkriteria Tabel 4. 11. Bobot dari subkriteria teknis Bobot kedalaman perairan : 0.05 0.05Bobot pasang surut : 0.05 0.05Bobot gelombang : 0.05 0.05Bobot kemampuan manuver kapal : 0.30 0.30Bobot bongkar muat : 0.26 0.26Bobot kemudahan operasi : 0.28 0.28 Dari Tabel 4.11 telah didapatkan bobot dari masing-masing subkriteria. Dengan cara yang sama seperti subkriteria teknis, maka didapatkan hasil untuk subkriteria ekonomis, lingkungan, dan keselamatan sebagai berikut : Tabel 4. 12. Bobot dari subkriteria ekonomis Bobot installasi jetty : 0.48 0.48Bobot installasi pipa ke ORF : 0.35 0.35Bobot pengerukan : 0.10 0.10Bobot waktu pembangunan : 0.07 0.07

40

Tabel 4. 13. Bobot dari subkriteria lingkungan Bobot dampak terhadap pencemaran laut : 0.80519 0.805195Bobot kesesuaian dengan master plan : 0.19481 0.194805

Tabel 4. 14. Bobot dari subkriteria keselamatan Bobot pengaruh terhadap lalu lintas kapal : 0.81568 0.815682Bobot resiko terhadap penduduk/fasilitas : 0.18432 0.184318

Langkah yang sama dilakukan seperti perhitungan

pembobotan subkriteria untuk mencari pembobotan dari kriteria. Sehingga, hasil pembobotannya dapat dilihat pada Tabel 4.15

Tabel 4. 15. Bobot dari kriteria BOBOT TEKNIS : 0.59 0.59BOBOT EKONOMIS : 0.15 0.15BOBOT LINGKUNGAN : 0.11 0.11BOBOT KESELAMATAN : 0.14 0.14

Setelah melakukan pembobotan untuk masing-masing

kriteria maupun subkriteria, maka selanjutnya adalah menentukan prioritas untuk Alternatif lokasi yang akan dipilih. Untuk menenetukan nilai dari masing-masing alternative ditentukan dari perhitungan kriteria dan subkriteria sebelumnya. Maka hasil yang diperoleh dapat dilihat pada Tabel 4.16.

Dari hasil penialain menggunakan TOPSIS, Alternatif yang didapatkan adalah Alternatif 1. Sehingga dari metode ANP dan TOPSIS terpilih alternative yang sama yaitu Alternatif 1.

41

Tabel 4. 16. Penentuan prioritas alternatif

1

2

3

4

Alternatif

Prioritas

0.22019 01 0.21 0.00

0.19969 01.00000 0.17008 0

2 3

0.94338 0.21349 0.01764Teknis

Ekonomis

Lingkungan

Keselamatan

1

1.00000

1.00000

Dari hasil perhitungan ANP dan TOPSIS didapatkan

lokasi pemilihan FSU dengan urutan ranking yang sama. Kedua metode tersebut menunjukkan untuk ranking pertama ditujukan pada Alternatif 1, ranking 2 untuk Alternatif 2, dan ranking 3 untuk Alternatif 3.

Adapun perbedaan dari metode ANP dan TOPSIS dapat dilihat pada Tabel 4.17.

Tabel 4. 17. Perbedaan Metode ANP dan TOPSIS No PERBEDAAN ANP TOPSIS 1 Kerangka Jaringan Hierarki 2 Hubungan Dependensi &

Feedback Dependensi

3 Komparasi Pengaruh Kepentingan 4 Hasil Supermatriks &

Limiting Matriks

Matriks Solusi Ideal Positif dan Negatif

4.2 Penyebaran LNG di Bali

Seperti yang telah diterangkan pada bab sebelumnya, bahwa isu perubahan bahan bakar minyak ke gas sangat dibutuhkan unutk memenuhi kebutuhan pembangkit yang ada di Bali. Adapun kebutuhan LNG di Bali dapat dilihat pada Tabel 4.18 yang didapat dari rata-rata kebutuhan

42

listrik di Bali oleh pihak Indonesia Power, Pesanggaran, Bali.

Tabel 4. 18. Kebutuhan LNG di Bali

=

Kapasitas Pembangkit MW 133.8 97.6 201.28DESKRIPSI SATUANGILIMANUK PEMARON PESANGGARAN

3762.434783

Kebutuhan LNG mmscfd 26.76 19.52 40.256Kebutuhan LNG per tahun TPY 195348 142496 293868.8Kebutuhan LNG per hari M3/day 1163.47826 848.695652 1750.26087

1373288.696Kapasitas Shuttle Vessel M3 125000Total Trip per tahun kali 10.98630957 11

Total Kebutuhan LNG per hari M3/dayTotal Kebutuhan LNG per tahun M3/year

Dari Tabel 4.18 dapat dilihat bahwa total kapasitas pembangkit di Bali adalah 432.7 MW. Dari total kapasitas tersebut diketahui bahwa kebutuhan LNG pertahun adalah 631713 TPY.

Untuk memenuhi kebutuhan LNG perhari dari tiap-tiap pembangkit maka perlu proses pemindahan LNG dari ORF menuju ke masing-masing pembangkit. Pada penelitian sebelumnya telah didapatkan bahwa untuk memenuhi kebutuhan LNG dari tiap-tiap pembangkit akan diterangkan pada Tabel 4.19.

Tabel 4. 19. Pasokan LNG ke tiap pembangkit

Jenis Transportasi Kapasitas (liter) Round Trip Jumlah Truck Investasi (US$) Operasional (US$)Gilimanuk Truck 45000 3/day 9 918000 132976.8Pemaron Truck 45000 3/day 7 714000 89322.8Pesanggaran Barge 300 ft 148/year 2 4400000 1095607.3

Dari table 4.19 dapat diketahui bahwa untuk memasok

kebutuhan LNG pada PLTG Gilimanuk diperlukan 9 truk LNG dengan kapasitas 45000 liter dengan jumlah perjalanan 3 kali per hari.

Untu memenuhi kebutuhan LNG pada PLTG Pemaron membutuhkan 7 buah truk LNG dengan kapasitas 45000 liter dengan jumlah perjalanan 7 kali per hari.

43

Sedangkan untuk memenuhi kebutuhan LNG pada PLTG Pesanggaran menggunakan LNG Barge dengan ukuran 300 ft dengan jumalah perjalanan sebanyak 148 kali per tahun.

4.3 Analisa Keekonomian

Pada tahap sebelumnya telah ditentukan lokasi pembangunan FSU di Celukan Bawang, Bali. Untuk kapasitas FSU nya sendiri adalah 125.000 m3 . LNG tersebut nantinya akan disalurkan ke PLTG Pesanggaran, PLTG Pemaron, dan PLTG Gilimanuk guna memenuhi kebutuhan bahan bakar untuk menghasilkan listrik untuk pasokan di Bali.

Dalam pembangunan FSU ini merupakan kerja sama antara PT. Pelindo III dan PT. Padma Energi Indonesia. Dalam kerja sama ini seperti yang dijelaskan sebelumnya akan dibangun di Celukan Bawang, Buleleng, Bali. Lebih tepatnya di sekitar pelabuhan milik PT. Pelindo III Celukan Bawang Bali. Untuk membangun FSU beberapa infrastruktur yang harus dibangun untuk menyokong operasional FSU antara lain ORF (Onshore Receiving

Facilities), Jetty, LNG Tanker, Shuttle Tanker, LNG Truck, LNG Barge, pompa-pompa, dll. Untuk biaya pembangunan yang diperlukan untuk pembangunan akan ditanggung oleh kedua belah pihak dengan porsi 70 % dari total investasi dan 30 % dari hasil pinjaman bank. Untuk pembangunan ORF akan dibangun ditanah milik PT. Pelindo III. Untuk infrastruktur yang lain akan ditanggung bersama dari kedua perusahaan.

Untuk operasional dari FSU dan ORF akan berada dibawah naungan PT. Pelindo III Celukan Bawang. Kemudian yang menjamin pasokan LNG dari produsen LNG ke FSU akan berada di bawah naungan PT. Padma Energi Indonesia.

44

Adapun kebutuhan akan LNG untuk memenuhi ketiga PLTG tersebut akan terlihat pada Tabel 4.20.

Tabel 4. 20. Kebutuhan LNG tiap pembangkit

=Kapasitas Shuttle VesselTotal Trip per tahun

M3kali

195348 142496Kebutuhan LNG per tahunKebutuhan LNG per hariTotal Kebutuhan LNG per hariTotal Kebutuhan LNG per tahun

TPYM3/dayM3/dayM3/year

Kapasitas PembangkitKebutuhan LNG

MWmmscfd

DESKRIPSI SATUANGILIMANUK PEMARON PESANGGARAN133.8 97.6 201.2826.76 19.52 40.256

12500010.98630957 11

293868.81163.47826 848.695652 1750.26087

3762.4347831373288.696

Dari Tabel 4.20 dapat diketahui bahwa demand dari ketiga PLTG di Bali masing-masing adalah 133.8 MW, 97.6 MW, dan 201.28 MW. Untuk memenuhi kebutuhan tersebut maka diperlukan LNG sebanyak 1373288.696 M3/year. Untuk memenuhi kebutuhan LNG sebanyak itu dibutuhkan pengapalan LNG sebanyak 11 kali per tahun menggunakan kapal LNG dengan kapasitas 125000 m3 .

Pada tahap ini akan dilakukan Analisa Kelayakan Ekonomi terhadap FSU. Dalam analisa ekonomi ada beberapa variable yang sangat penting yaitu CAPEX (Capital Expenditure) dan OPEX (Operating Expenditure). Untuk lebih jelasnya akan dijelaskan sebagai berikut.

4.2.1 CAPEX (Capital Expenditure)

CAPEX (Capital Expenditure) dapat diartikan sebagai alokasi dana yang direncanakan dalam perhitungan untuk melakukan pembelian sesuatu untuk membangun yang dikategorikan senagai aset perusahaan. Dalam penentuan jumlah total dari investasi yang dibutuhkan akan diberi penambahan range harga 20 % dari harga yang ada guna mengantisipasi peningkatan harga yang ada di pasaran.

Adapun komponen CAPEX yang akan dianalisa meliputi komponen-komponen pembangunan FSU dan

45

komponen-komponen pembangunan ORF. Karena keduanya dinaungi oleh pihak yang sama.

Komponen-komponen CAPEX akan dijeaskan sebagai berikut :

4.2.1.1 Investasi Kapal FSU dan Shuttle Tanker

Seperti telah dijelaskan pada bab sebelumnya pembanguna FSU ini menggunakan dua buah kapal LNG. Satu kapal LNG difungsikan sebagai FSU sehinggu kemampuan olah gerak dari kapal tersebut ditiadakan. Kemudian satu kapal lainnya digunakan sebagai shuttle vessel yang berfungsi sebagai kapal supply LNG dari produsen LNG menuju ke FSU. Kedua kapal tersebut masing-masing mempunya kapasitas cargo 125000 m3 . Investasi yang dikeluarkan untuk satu kapal LNG sebesar US$ 200,000,000. Sedangkan untuk shuttle tanker menggunakan jasa penyewaan kapal LNG dengan total biaya sewa selama 15 tahun adalah US$ 51,373,705.46.

4.2.1.2 Investasi Unloading Terminal (Jetty Facilities)

Perkiraan untuk investasi jetty facilities adalah US$ 6,500 per TPD. Karena kapasitas FSU adalah 1,730.72 TPD. Maka total biaya investasi yang dibutuhkan adalah US$ 11,249,680.

4.2.1.3 Investasi LNG Barge dan LNG Truck

Untuk mengirim LNG menuju masing-masing pembangkit memerlukan moda transportasi yang tepat. Tentunya yang bisa memenuhi kebutuhan masing-masing pembangkit setiap harinya.

Untuk memenuhi kebutuhan LNG pada PLTG Pesanggaran dibutuhkan LNG Barge dengan ukuran 300 ft sebanyak dua buah. Masing-masing Barge seharga US$

46

2,200,000, sehingga investasi yang dibutuhkan untuk pembelian LNG Barge sebesar US$ 4,400,000

Sedangkan untuk memenuhi kebutuhan LNG pada PLTG Gilimanuk dan PLTG Pemaron menggunakan LNG Truck dengan kapasitas 45000 liter. Untuk kebutuhan LNG pada PLTG Gilimanuk dibutuhkan 9 buah LNG Truck. Sedangkan untuk PLTG Pemaron dibutuhkan 7 buah LNG Truck.

4.2.1.4 Investasi FSU Transfer Pump

FSU Transfer Pump digunakan untuk memindahkan LNG dari FSU menuju ke ORF. Dalam hal ini untuk masing-masing tangka FSU dilengkapi dengan satu pompa cryogenic dengan kapasitas 700 m3/jam. Jadi total pompa yang dibutuhkan sebanyak empat buah.

Harga untuk satu pompa sebesar US$ 800,000 sehingga investasi yang dibutuhkan untuk FSU Transfer Pump sebesar US$ 3,200,000.

4.2.1.5 Investasi LNG Transfer Pump (ORF)

LNG Transfer Pump pada ORF digunakan untuk memindahkan LNG dari Buffer Tank untuk disalurkan menuju LNG Barge dan LNG Truck. Jumlah pompa yang dibutuhkan sebanyak 4 buah pompa dengan kapasitas masing-masing pompa sebesar 250 m3/h.

Harga untuk satu pompa sebesar US$ 300,000 sehingga investasi yang dibutuhkan untuk FSU Transfer Pump sebesar US$ 1,200,000.

4.2.1.6 Investasi LNG Buffer Tank (ORF)

Kapasitas LNG pada ORF ditentukan dari kapasitas kebutuhan dari masing-masing pembangkit. Total kebutuhan LNG dari ketiga PLTG sebesar 3760.6087 m3/day.

47

Jadi untuk kapasitas tangka penyimpanan ditentukan sebanyak 13 buah dengan kapasitas dari masing-masing tangka sebesar 300 m3.

Harga untuk satu buah tangki sebesar US$ 550,000. Jadi, total investasi yang dibutuhkan untuk pembelian tangka sebesar US$ 7,150,000.

4.2.1.7 Investasi Cryogenic Pipe (FSU-ORF)

Cryogenic pipe merupakan pipa untuk menyalurkan LNG dari FSU menuju ke ORF. Panjang pipa dari FSU menuju ORF adalah 500 m.

Harga pipa per meter sebesar US$ 900. Jadi investasi yang dikeluarkan untuk pipa sepanjang 500 m adalah US$ 450,000.

4.2.1.8 Investasi BOG Compressor (ORF)

Kapasitas BOG Compressor dapat ditentukan berdasarkan BOG Normal Rate. Nilai hasil perhitungan BOG normal rate sebesar 75.2121739 Nm3/jam. Jadi dalam pemilihan BOG Compressor dipilih yang mempunyai normal rate 100 Nm3/jam.

Jadi, untuk investasi yang dikeluarkan untuk pengadaan BOG Compressor sebesar US$ 65,000.

4.2.1.9 Investasi Recondenser

Recondenser berfungsi untuk mengubah dari fase boil of gas menjadi liguid (LNG) yang kemudian dialirkan kembali menuju buffer tank.

Investasi yang diperkirakan untuk pengadaan recondenser adalah sebesar US$ 2,000.

4.2.1.10 Investasi Pembebasan Lahan

Untuk pembangunan ORF telah tersedia lahan milik PT. Pelindo 3 yang lokasinya tidak jauh dari bibir pantai. Luas lahan yang tersedia untuk pembangunan ORF ini

48

sebesar 11422 m2. Harga tanah di Bali sekitar US$ 148.15 per meter.

Jadi total investasi yang dibutuhkan untuk pembebasan lahan sebesat US$ 1,692,169.

4.2.1.11 Investasi Bangunan

Fasilitas untuk menunjang operasional ORF diantaranya ada office building dan control unit room. Investasi untuk bangunan tersebut diperkirakan sebesar US$ 100,000.

4.2.1.12 Investasi Jasa Pembangunan

Untuk jasa pembangunan diperkirakan 25% dari total jumlah investasi yang dibutuhkan. Jadi investasi yang dikeluarkan untuk jasa pembangunan sebesar US$ 70,628,639.

Tabel 4. 21. CAPEX

Shuttle Vessel US$ 51,373,705.46FSU US$ 200,000,000Unloading terminaL (jetty facilities) US$ 11,249,680LNG Buffer Tank (13 units @ 300 m3) US$ 7,150,000LNG Transfer Pump (4 units) US$ 1,200,000FSU Transfer Pump (4 units) US$ 3,200,000Cryogenic Pipe US$ 450,000BOG Compressor US$ 65,000Recondenser US$ 2,000LNG Barge US$ 4,400,000LNG Truck Unit US$ 1,632,000Land Investment US$ 1,692,169Supporting Building US$ 100,000

TOTAL US$ 282,514,555Component Installation US$ 70,628,639

TOTAL INVESTASI US$ 353,143,193INVESTASI+SPARE 20% US$ 423,771,832

INVESTATION Unit Value

49

4.2.2 OPEX (Operating Expenditure)

OPEX adalah alokasi dana yang direncanakan dalam perhitungan untuk melakukan operasi dari asset perusahaan tersebut secara normal guna memenuhi kebutuhan.

Komponen-komponen yang terdapat pada OPEX adalah dapat dilihat pada table berikut :

Tabel 4. 22. OPEX

Operational for shuttle vessel US$-year 0Operational for barge US$-year 1,095,607Operational for truck US$-year 222,300Port charges US$-year 579,600Crew Cost US$-year 8,622,222Annual electricity cost US$/year 191,675Annual maintenance cost US$/year 1,765,716Total Operational Cost Plan US$/year 12,477,120

ValueunitOPERATIONAL

Operational

4.2.3 Revenue

Revenua adalah istilah yang digunakan untuk menunjukkan jumlah uang yang diterima oleh perusahaan. Pada penelitian ini yang dimaksud revenue adalah jumlah pendapatan yang diterima oleh perusahaan pengembang FSU dari hasil penjualan LNG ke PLTG Pesanggaran, PLTG Pemaron, dan PLTG Gilimanuk. Adapun margin harga yang ditentukan divariasikan sebagai berikut (US$ 2.00, US$ 2.20, US$ 2.40, US$ 2.60, US$ 2.80, US$ 3.00). Sehingga tingkat pendapatan akan berbeda sesuai variasi margin harga jual yang telah ditetapkan. Dari scenario margin yang disediakan akan digunakan untuk mencari margin harga jual LNG yang optimum yang dijual ke tiap – tiap PLTG.

50

Tabel 4. 23. Total pendapatan (revenue)

Amount of processed gas mmscfd 87Amount of processed gas Bbtud 101Amount of processed gas mmbtud 100,819

Amount of processed gas mmbtu-

year 36,798,972

Revenue unit Value

Tabel 4. 24. Variasi scenario margin

SKENARIO 1

margin jual US$ 2.00

SKENARIO 2


Feed gas price US$ 10.50 10.50 Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00 margin US$ 2.00 2.20

Selling price to power plant US$ 16.50 16.70

Annual revenue US$ 73,597,943.00 80,957,737.30

SKENARIO 3


SKENARIO 4





SKENARIO 5


SKENARIO 6





Dari table di atas dapat menunjukkan margin harga jual pada berbagai scenario. Pada penelitian ini direncanakan ada enam scenario harga penjualan LNG seperti yang telah dijelaskan sebelumnya. Dari data-data di atas kemudian disatukan seperti tabel 4.25.

51

Tabel 4. 25. Variabel-variabel dalam Analisa Investasi Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational

CostUS$/year 12,477,120

Annual Revenue US$ 103,037,120

% 5%

CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Untuk proses peminjamannya, menggunakan perhitungan seperti Tabel 4.26.

Sehingga, dari variable-variabel yang yang diterangkan pada Tabel 4.26 didapatkan rangkuman analisa investasi yang dapat dilihat pada Tabel 4.27.

Tabel 4. 26. Jumlah pinjaman

Units Value

US$ 423,771,832

% 30%

year 15

US$ 127,131,550

% 16.00%Interest

Total Investation Cost

Portion of Loans

Period of Loans

Total of Loans

Jadi dari table di atas, dapat diketahui bahwa pada margin

US$ 2.00 maka investasi akan kembali setelah lebih dari 20 tahun operasi. Untuk margin US$ 2.20, maka investasi akan kembali setelah 20 tahun operasi. Untuk margin US$ 2.40, maka investasi akan kembali setelah 16.75 tahun operasi. Untuk margin 2.60, maka investasi akan kembali setelah 14.37 tahun operasi. Untuk margin 2.80, maka investasi akan kembali setelah 12.59 tahun operasi.Sedangkan untuk margin US$ 3.00, maka investasi akan kembali setelah 10.41 tahun operasi.

52

Tabel 4. 27. Perhitungan pinjaman bank No Tahun

Pembayaran

CicilanPinjaman Pokok Bunga

Saldo Pinjaman

PokokBunga

1 2017 $22,802,000 $2,460,952 $20,341,048 $124,670,598 16.00%

2 2018 $22,802,000 $2,854,704 $19,947,296 $121,815,894 16.00%

3 2019 $22,802,000 $3,311,457 $19,490,543 $118,504,437 16.00%

4 2020 $22,802,000 $3,841,290 $18,960,710 $114,663,148 16.00%

5 2021 $22,802,000 $4,455,896 $18,346,104 $110,207,251 16.00%

6 2022 $22,802,000 $5,168,839 $17,633,160 $105,038,412 16.00%

7 2023 $22,802,000 $5,995,854 $16,806,146 $99,042,558 16.00%

8 2024 $22,802,000 $6,955,190 $15,846,809 $92,087,368 16.00%

9 2025 $22,802,000 $8,068,021 $14,733,979 $84,019,347 16.00%

10 2026 $22,802,000 $9,358,904 $13,443,096 $74,660,443 16.00%

11 2027 $22,802,000 $10,856,329 $11,945,671 $63,804,114 16.00%

12 2028 $22,802,000 $12,593,341 $10,208,658 $51,210,773 16.00%

13 2029 $22,802,000 $14,608,276 $8,193,724 $36,602,497 16.00%

14 2030 $22,802,000 $16,945,600 $5,856,399 $19,656,896 16.00%

15 2031 $22,802,000 $19,656,896 $3,145,103 $0 16.00%

16 2032 $0 $0 $0 $0 16.00%

17 2033 $0 $0 $0 $0 16.00%

18 2034 $0 $0 $0 $0 16.00%

19 2035 $0 $0 $0 $0 16.00%

20 2036 $0 $0 $0 $0 16.00%

21 2037 $0 $0 $0 $0 16.00%

22 2038 $0 $0 $0 $0 16.00%

23 2039 $0 $0 $0 $0 16.00%

24 2040 $0 $0 $0 $0 16.00%

Tabel 4. 28. Rangkuman Analisa Ekonomi

3.58% 5.11% 6.54% 7.90% 9.18% 10.41%

0.85 1.01 1.17 1.33 1.48 1.64

MARGIN

US$ 3.00

-59,339,621 4,851,567 69,042,756 133,233,944 197,425,132 261,616,320

20.18 16.75 14.37 12.59 10.67

US$ 2.00 US$ 2.20 US$ 2.40

PI (Index)

>20

US$ 2.60 US$ 2.80Payback Period (Year)IRR (%)NPV (Milion US$)

Sehingga dapat disimpulkan bahwa pada margin US$ 2.80 merupakan margin yang paling optimal untuk pembangunan FSU ini. Karena modal investasi dapat kembali setelah 12.59 tahun operasi dari FSU, 80% dari lama waktu pinjaman.

53

BAB V

KESIMPULAN DAN SARAN

5.1 Kesimpulan

Berdasarkan hasil dari analisa dan data yang

diperoleh pada penelitian ini, maka dapat ditarik

kesimpulan pada penelitian ini antara lain sebagai

berikut:

1. Dari hasil perhitungan pemilihan lokasi FSU

menggunakan metode ANP, maka didapatkan lokasi

yang terpilih adalah pada alternative 1. Untuk

memperkuat keputusan maka dilakukan verifikasi

hasil dari ANP menggunakan metode lain yaitu

metode TOPSIS. Dan dari perhitungan menggunakan

metode TOPSIS hasilnya pun sesuai dengan metode

ANP.

2. Dari hasil perhitungan analisa ekonomi, diketahui

bahwa dengan margin harga jual LNG US$

2.80/mmbtu merupakan margin yang paling optimal.

Sehingga biaya investasi yang dikeluarkan bisa

kembali setelah 12.59 tahun operasi dari FSU.

5.2 Saran

Berdasarkan dari analisa dan kesimpulan yang telah

didapatkan, ada beberapa hal yang perlu diperhatikan

agar kedepannya dapat membangun fasilitas FSU maupun

fasilitas LNG lainnya

1. Dalam studi pemilihan lokasi, diperlukan data yang

akurat dan terbaru, pemilihan kriteria maupun

subkriteria yang erat hubungannya dengan alternatif

yang tersedia

54

2. Margin harga jual minimal yang bisa digunakan untuk

menjual LNG kepada masing-masing pembangkit adalah US$

2.80 dengan lama waktu investasi akan kembali setelah 12.59

tahun operasi.

55

DAFTAR PUSTAKA

Dewabrata, Aldrin. 2014. Desain Fasilitas Penerima LNG

Berdasarkan NFPA 59A, Studi Kasus : PLTG Pemaron, Dan

PLTG Pesanggaran. Surabaya : ITS

Ebru Yazgan. 2011. Aplication of Analytic Network Process:

Weighting of Selection Creteria for Civil Pilot : Journal of

Aeronatics and Space Technologys

Gafur, Abdul. 2014. Pemilihan Lokasi Mini CNG Plant dengan

Metode ANP (Analytical Network Process) serta Optimasi

Rantai Pasok CNG ke Bali, Nusa Tenggara Barat, dan Nusa

Tenggara Timur. Surabaya : ITS Surabaya

International Maritime Organization (IMO).2002. Report Of The

Maritime Safety Comittee On Its Seventhy-Sixth Session.

Annex 6 Resolution MSC.137(76) – Standarts For Ship

Manoeuverability

Peraturan Pemerintah Republik Indonesia. 2013. Pajak

Penghasilan atas penghasilan dari usaha yang diterima atau

diperoleh wajib pajak yang memiliki peredaran bruto tertentu.

Jakarta.

Saaty, T. L. (2005). Theory and Applications of the Analytic

Network Process. Pittsburgh, PA: RWS Publications, 4922

Ellsworth Avenue, Pittsburgh, PA 15213.

SC Klaipedos Nafta. 2014. Annex 3 – Regulation For Use of The

Liquefied Natural Gas Terminal

Sihombing, Erwin Paulian.2013.Konseptual Desain Rantai Pasok

LNG: Studi Kasus Pembangunan Mini LNG Plant di

Kepulauan Batam. Teknik Sistem Perkapalan.ITS.

56

Soegiono dan Ketut Buda Artana. 2006. Transportasi LNG

Indonesia. Surabaya : Airlangga University Press

Sukarahardja, Reza. 2009. Terminal Penerimaan LNG. Jakarta :

FTI UI

http://www.kemenperin.go.id/artikel/4550/Pemerintah-Minta-

Harga-Gas-Tangguh-ke-PLN-Turun diakses pada 9.06.2015

http://www.pln.co.id/disjaya/?p=3645 diakses pada 9.06.2015

http://www.kemenperin.go.id/artikel/4550/Pemerintah-Minta-Harga-Gas-Tangguh-ke-PLN-Turun

http://www.kemenperin.go.id/artikel/4550/Pemerintah-Minta-Harga-Gas-Tangguh-ke-PLN-Turun

http://www.pln.co.id/disjaya/?p=3645

LAMPIRAN A

PEMILIHAN LOKASI FSU

KUISIONER

Dengan Hormat,

Sehubungan dengan penyelesaian Tugas Akhir yang sedang saya lakukan di Jurusan

Teknik Sistem Perkapalan, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember,

Surabaya, dengan judul “PEMILIHAN LOKASI FSU LNG DENGAN MENGGUNAKAN METODE

ANP (ANALYTICAL NETWOR PROCESS) DI CELUKAN BAWANG, BULELENG, BALI.

Maka dari itu, salah satu cara untuk mendapatkan data pada penelitian saya adalah dengan

mengetahui pendapat masyarakat melalui penyebaran kuesioner kepada para responden. Untuk itu,

besar harapan saya kepada Bapak/ Ibu untuk dapat mengisi kuesioner ini dengan baik..

Demikian kuisioner ini saya dibuat, atas perhatian dan kerjasamanya, saya ucapkan terima

kasih.

1. Identitas Responden

Nama :

Usia :

Perusahaan :

Jabatan :

2. Petunjuk Pengisian

a. Bacalah pernyataan-pernyataan pada kolom di bawah ini dengan seksama

b. Pernyataan di bawah ini merupakan perbandingan antara dua buah kriteria dan dua buah

subkriteria. Responden dipersilahkan menentukan pilihan kriteria/subkriteria mana yang lebih

penting dengan melingkari angka yang sesuai dengan range nilai yang sudah ditentukan sebagai

berikut :

Nilai Tingkat Prioritas

9 Kriteria di sisi yang anda pilih amat sangat penting dibandingkan dengan kriteria

di sisi yang lain

7 Kriteria di sisi yang anda pilih sangat penting dibandingkan dengan kriteria di sisi

yang lain

5 Kriteria di sisi yang anda pilih lebih penting dibandingkan dengan kriteria di sisi

yang lain

3 Kriteria di sisi yang anda pilih sedikit lebih penting dibandingkan dengan kriteria

di sisi yang lain

1 Kriteria di sisi yang anda pilih sama penting dibandingkan dengan kriteria di sisi

yang lain

CONTOH PENGISIAN :

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9 Alternatif 2



3. PENJELASAN

Tugas akhir ini merupakan kajian untuk memilih lokasi pembangunan FSU (floating storage

unit) LNG di Celukan Bawang, Buleleng, Bali. Dalam pemilihan ini sudah ditentukan beberapa

Alternatif tempat yang ada, yaitu Alternatif 1, Alternatif 2, dan Alternatif 3. Untuk lebih

jelasnya akan diperlihatkan pada gambar di bawah ini :

Untuk menentukan Alternatif mana yang cocok dalam pembangunan FSU, maka ada beberapa

kriteria dan subkriteria yang harus dipertimbangkan pada masing-masing Alternatif, yaitu

sebagai berikut :

No. Kriteria Subkriteria

1 Teknis (C1)

Kedalaman perairan (SC-01)

Pasang surut air laut (SC-02)

Gelombang (SC-03)

Kemampuan manuver kapal (SC-04

Kemudahan bongkar muat LNG (SC-05)

Kemudahan operasi dan perawatan (SC-06)

2 Ekonomis (C2)

Instalasi jetty (SC-07)

Instalasi pipa ke ORF (SC-08)

Kebutuhan pengerukan (SC-09)

Waktu pembangunan (SC-10)

3 Lingkungan (C3) Dampak terhadap pencemaran laut (SC-11)

Kesesuaian dengan Master Plan (SC-12)

4 Keselamatan (C4) Pengaruh terhadap lalu lintas kapal (SC-13)

Pengaruh terhadap penduduk sekitar/fasilitas umum (SC-14)

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 3

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 2

4) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria

kemampuan manuver kapal (SC-04) & berapa nilainya


kemudahan bongkar muat LNG (SC-05) & berapa nilainya

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3


kedalaman perairan (SC-01) & berapa nilainya


pasang surut air laut (SC-02) & berapa nilainya


gelombang (SC-03) & berapa nilainya

Kuisioner bagian 1

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 2


kemudahan operasi dan perawatan (SC-06) & berapa nilainya


instalasi jetty (SC-07) & berapa nilainya


instalasi pipa ke ORF (SC-08) & berapa nilainya

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9

14) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap

subkriteria pengaruh terhadap penduduk sekitar/fasilitas umum (SC-14) & berapa nilainya

Alternatif 2

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 2

Alternatif 2


kebutuhan pengerukan (SC-09) & berapa nilainya


subkriteria lama waktu pembangunan (SC-10) & berapa nilainya


subkriteria dampak terhadap pencemaran laut (SC-11) & berapa nilainya

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3


subkriteria kesesuaian dengan master plan (SC-12) & berapa nilainya

Alternatif 2


subkriteria pengaruh terhadap lalu lintas kapal (SC-13) & berapa nilainya

Alternatif 2

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

Alternatif 3

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9 Gelombang

9 7 5 3 1 3 5 7 9

Teknis

Ekonomis

Ekonomis

Lingkungan

Keselamatan

Lingkungan

Keselamatan

Keselamatan

Kuisioner bagian 2

Kuisioner bagian 3

1) Antara subkriteria yang dibandingkan, manakh yang lebih dipentingkan dalam kriteria teknis &

berapa nilainya

Kemampuan manuver

kapalKedalaman perairan 9 7 5 3 1 3 5 7 9

Ekonomis

Lingkungan

Teknis

Teknis

1) Antara dua kriteria yang dibandingkan, manakah yang lebih dipentingkan terhadap pemilihan

lokasi FSU di Celukan Bawang & berapa nilainya

Pasang surut

Gelombang

Gelombang

Kemampuan manuver

kapal

Kemudahan bongkar

muat LNG

Kemudahan operasi &

perawatan

Kemudahan operasi &

perawatan

Pasang surut

Gelombang

Kedalaman perairan

Kedalaman perairan

Kedalaman perairan

Kedalaman perairan

Pasang surut

Pasang surut

Pasang surut

Kemudahan bongkar

muat LNG

Kemudahan operasi &

perawatan

Kemampuan manuver

kapal

Kemudahan bongkar

muat LNG

3

Kemampuan

manuver kapal

Kemampuan

manuver kapal

Kemudahan bongkar

muat LNG

Kemudahan operasi &

perawatan

Gelombang

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

3

5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3 5 7 9

2) Antara subkriteria yang dibandingkan, manakh yang lebih dipentingkan dalam kriteria ekonomis &

berapa nilainya

9 7 5 3 1Kemudahan operasi &

perawatan

Kemudahan bongkar

muat LNG

Waktu

pembangungan

Instalasi jetty

Instalasi jetty

Instalasi jetty



Kebutuhan

pengerukan

9 7 5 3 1 3 5 7 9


Kebutuhan

pengerukan

Waktu

pembangungan

Kebutuhan

pengerukan

Waktu

pembangungan

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3 5 7 9

9 7 5 3 1 3 5 7 9

9 7 5 3 1

3) Antara subkriteria yang dibandingkan, manakh yang lebih dipentingkan dalam kriteria lingkungan &

berapa nilainya

Dampak terhadap

pencemaran laut

Kesesuaian dengan

master plan9 7 5 3 1 3 5 7 9

4) Antara subkriteria yang dibandingkan, manakh yang lebih dipentingkan dalam kriteria keselamatan

& berapa nilainya

Risiko terhadap

penduduk

sekitar/fasilitas

Pengaruh terhadap

lalu lintas kapal9 7 5 3 1 3 5 7 9

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Teknis -5 3 9 9 7 5 5 7 7 9 6 EkonomisTeknis 3 -3 9 7 7 -3 -3 -7 5 9 2 LingkunganTeknis 1 -7 9 7 7 -5 -5 -9 7 5 1 Keselamatan

Ekonomis 3 -5 -9 -5 9 -9 -7 -7 -5 5 -3 LingkunganEkonomis 3 -7 -9 -5 -9 -7 -7 -9 -7 7 -5 Keselamatan

Lingkungan -3 -7 -9 -5 -7 -9 -7 -9 -7 7 -6 Keselamatan

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Kedalaman Perairan -7 -5 -7 -7 -9 -5 -5 -5 -9 5 -5.4 Pasang SurutKedalaman Perairan -7 -7 -5 -5 -9 -7 -7 -7 -7 5 -5.6 GelombangKedalaman Perairan -5 -7 -9 -7 -7 -7 -9 -9 -5 1 -6.4 Kemampuan ManuverKedalaman Perairan -5 -9 -9 -9 -7 -7 -9 -9 -5 1 -6.8 Kemudahan Bongkar MuatKedalaman Perairan -9 -9 -9 -5 -5 -7 -7 -9 -7 1 -6.6 Kemudahan Operasi

Pasang Surut -9 -5 -7 -7 -5 7 -7 -5 -9 1 -4.6 GelombangPasang Surut -9 -7 -9 -9 -7 -5 -9 -9 -9 -5 -7.8 Kemampuan ManuverPasang Surut -7 -9 -9 -9 -7 -5 -7 -9 -9 1 -7 Kemudahan Bongkar MuatPasang Surut -3 -9 -7 -9 -9 -5 -9 -7 -7 -5 -7 Kemudahan OperasiGelombang -5 -7 -9 -7 -7 -7 -9 -9 -5 -5 -7 Kemampuan ManuverGelombang -7 -9 -9 -5 -9 -9 -7 -9 -5 -5 -7.4 Kemudahan Bongkar MuatGelombang -7 -9 -7 -7 -7 -3 -9 -7 -5 -5 -6.6 Kemudahan Operasi

Kemampuan Manuver -7 -9 -9 -9 -9 7 -7 -9 -5 5 -5.2 Kemudahan Bongkar MuatKemampuan Manuver -9 -7 -7 -7 -7 7 -7 -7 -9 1 -5.2 Kemudahan Operasi

Kemudahan Bongkar Muat -9 -7 -5 -9 -9 7 -5 -3 -9 1 -4.8 Kemudahan Operasi

Rekap kuisioner Perbandingan kriteria

Rekap Kuisioner Perbandingan Subkriteria Teknis

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Instalasi Jetty 1 -9 -7 -7 -9 -7 -5 -9 9 -5 -6.6 Instalasi Pipa ke ORFInstalasi Jetty 1 -9 9 7 7 9 9 -9 9 9 2.4 Kebutuhan PengerukanInstalasi Jetty 1 -9 5 7 7 7 9 7 7 5 3.2 Waktu Pembangunan

Instalasi Pipa ke ORF 1 -9 7 7 5 7 5 5 7 7 3.5 Kebutuhan PengerukanInstalasi Pipa ke ORF 1 -7 5 9 7 5 9 7 -9 7 4.3 Waktu Pembangunan

Kebutuhan Pengerukan 1 -7 -7 9 -7 -7 7 7 -9 -7 -2 Waktu Pembangunan

R1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 -5 -9 -9 -9 -7 -7 -9 9 1 -5.4 Alternatif 2Alternatif 1 -9 7 -5 -7 -9 -9 -7 -9 5 1 -4.2 Alternatif 3Alternatif 2 -9 7 -7 -9 -7 -9 -7 -9 5 1 -4.4 Alternatif 3

Rekap kuisioner Perbandingn Subkriteria Keselamatan

Rekap kuisioner alternatif pada sukriteria Kedalaman Perairan (SC-01)

Rekap Kuisioner Perbandingn Subkriteria Ekonomis

Rekap kuisioner Perbandingn Subkriteria Lingkungan

Dampak Terhadap

Pencemaran Laut

Kesesuaian Terhadap Master

Plan5 9 -9 7 7 7 7 7

Risiko Terhadap Penduduk

Sekitar/Fasilitas

-9 1 3.2

Pengaruh Terhadap Lalu

Lintas Kapal1 9 7 7 -7 5 7 1 -9 7 2.7

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -7 -9 -5 -7 -9 -9 -9 -7 -7 1 -6.8 Alternatif 2Alternatif 1 -9 9 -7 -9 -7 -9 -7 -7 -5 1 -5 Alternatif 3Alternatif 2 -7 -9 -9 -9 -9 -7 -5 -7 -5 1 -6.6 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 -9 -9 9 7 9 -5 9 -9 5 -0.2 Alternatif 2Alternatif 1 -7 -9 -7 7 7 7 -7 9 -9 7 -0.2 Alternatif 3Alternatif 2 -9 -9 -9 9 9 9 -9 7 -7 1 -0.8 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 9 -7 -9 9 9 7 -9 7 9 1 2.6 Alternatif 2Alternatif 1 9 -7 -9 -7 9 9 7 -9 7 -5 0.4 Alternatif 3Alternatif 2 7 -7 -9 -7 7 -9 -9 -9 5 -5 -3.6 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 7 -9 -9 -9 9 9 -5 9 7 9 1.8 Alternatif 2Alternatif 1 9 9 -9 9 9 7 -7 9 9 9 5.4 Alternatif 3Alternatif 2 9 -7 9 -9 7 -9 9 -9 7 1 0.8 Alternatif 3

Rekap kuisioner alternatif pada sukriteria pasang surut air laut (SC-02)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria gelombang (SC-03)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria kemampuan manuver kapal (SC-04)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria kemudahan bongkar muat LNG (SC-05)

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 7 5 7 7 9 5 9 3 9 5.2 Alternatif 2Alternatif 1 -9 7 5 7 9 7 5 9 5 9 5.4 Alternatif 3Alternatif 2 -7 7 5 5 7 9 7 5 3 1 4.2 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 7 7 7 9 7 9 9 9 3 9 7.6 Alternatif 2Alternatif 1 9 5 7 9 5 7 5 9 5 9 7 Alternatif 3Alternatif 2 5 9 7 5 7 7 5 3 -7 1 4.2 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 9 -9 9 7 9 7 7 9 -7 5 4.6 Alternatif 2Alternatif 1 -9 9 5 9 7 9 7 9 -7 5 4.4 Alternatif 3Alternatif 2 9 -9 7 5 5 3 7 3 -7 3 2.6 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 7 -7 9 1 3 3 -3 1 -7 -3 0.4 Alternatif 2Alternatif 1 9 -7 9 3 1 -3 1 1 -7 -5 0.2 Alternatif 3Alternatif 2 7 -7 9 -3 -3 -3 1 1 -7 1 -0.4 Alternatif 3

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria kemudahan operasi dan perawatan (SC-06)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria instalasi jetty (SC-07)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria instalasi pipa ke ORF (SC-08)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria kebutuhan pengerukan (SC-09)

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 7 7 7 9 7 7 9 9 3 5.6 Alternatif 2Alternatif 1 -5 7 7 7 7 9 7 9 7 5 6 Alternatif 3Alternatif 2 -9 7 7 3 5 7 7 3 9 1 4 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 -9 9 9 7 5 9 7 7 1 3.6 Alternatif 2Alternatif 1 -7 -7 -7 7 5 7 9 7 9 1 2.4 Alternatif 3Alternatif 2 -5 -9 -7 9 -7 -7 9 -7 9 1 -1.4 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 9 9 7 9 9 9 9 9 9 9 8.8 Alternatif 2Alternatif 1 7 7 7 -9 9 7 -7 9 7 9 4.6 Alternatif 3Alternatif 2 9 5 7 -9 3 5 -7 3 5 3 2.4 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 9 -7 5 7 7 5 9 -9 5 2.2 Alternatif 2Alternatif 1 -7 9 9 7 -9 -7 5 -9 -7 5 -0.4 Alternatif 3Alternatif 2 7 9 9 -9 -9 -7 5 -9 -5 1 -0.8 Alternatif 3

R 1 R2 R3 R4 R5 R6 R7 R8 R9 R10 rata2Alternatif 1 -9 -7 9 9 -9 7 7 7 -5 3 1.2 Alternatif 2Alternatif 1 9 -7 9 9 7 5 7 -9 -7 1 2.4 Alternatif 3Alternatif 2 7 -7 -9 -7 5 -7 -9 5 -9 1 -3 Alternatif 3

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria kesesuaian dengan master plan (SC-12)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria pengaruh terhadap lalu lintas kapal (SC-13)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria pengaruh terhadap penduduk sekitar/fasilitas umum (SC-14)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria lama waktu pembangunan (SC-10)

Rekap kuisioner alternatif pada subkriteria dampak terhadap pencemaran laut (SC-11)

Per

hit

un

ga

n S

uper

dec

isio

n

Wei

ghte

d S

uper

mat

rix

L

anju

tan W

eighte

d S

uper

mat

rix

Lim

it M

atri

x

L

anju

tan L

imit

Mat

rix

LAMPIRAN B

ANALISA KEEKONOMIAN

Shuttle Vessel US$ 51,373,705.46

FSU US$ 200,000,000

Unloading terminaL (jetty facilities) US$ 11,249,680

LNG Buffer Tank (13 units @ 300 m3) US$ 7,150,000 300 m3, 13 units

LNG Transfer Pump (4 units) US$ 1,200,000 250 m3/h, 4 units

FSU Transfer Pump (4 units) US$ 3,200,000 700 m3/h, 4 units

Cryogenic Pipe US$ 450,000 500 m

BOG Compressor US$ 65,000 100 Nm3/h

Recondenser US$ 2,000

LNG Barge US$ 4,400,000 300 ft, 2 units

LNG Truck Unit US$ 1,632,000 45000 l, 16 units

Land Investment US$ 1,692,169 11422 m2

Supporting Building US$ 100,000

TOTAL US$ 282,514,555

Component Installation US$ 70,628,639

TOTAL INVESTASI US$ 353,143,193

INVESTASI+SPARE 20% US$ 423,771,832

Operational for shuttle vessel US$-year 0

Operational for barge US$-year 1,095,607

Operational for truck US$-year 222,300

Port charges US$-year 579,600

Crew Cost US$-year 8,622,222

Annual electricity cost US$/year 191,675

Annual maintenance cost US$/year 1,765,716

Total Operational Cost Plan US$/year 12,477,120

Amount of processed gas mmscfd 87

Amount of processed gas Bbtud 101

Amount of processed gas mmbtud 100,819

Amount of processed gas mmbtu-

year 36,798,972

INVESTATION Unit Value Information

PRIMARY DATA

Revenue unit Value

ValueunitOPERATIONAL

Operational

SKENARIO 1


SKENARIO 2


Feed gas price US$ 10.50 10.50

Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00

margin US$ 2.00 2.20



SKENARIO 3


SKENARIO 4







SKENARIO 5


SKENARIO 6







Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%

No. Year CAPEX Revenue Operational Cost Interest Earning Before Tax

1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $73,597,943 $12,477,120 $19,490,543 $41,630,280

4 2018 $73,597,943 $12,726,663 $18,960,710 $41,910,570

5 2019 $73,597,943 $12,981,196 $18,346,104 $42,270,643

6 2020 $73,597,943 $13,240,820 $17,633,160 $42,723,963

7 2021 $73,597,943 $13,505,636 $16,806,146 $43,286,161

8 2022 $73,597,943 $13,775,749 $15,846,809 $43,975,385

9 2023 $73,597,943 $14,051,264 $14,733,979 $44,812,700

10 2024 $73,597,943 $14,332,289 $13,443,096 $45,822,558

11 2025 $73,597,943 $14,618,935 $11,945,671 $47,033,337

12 2026 $73,597,943 $14,911,314 $10,208,658 $48,477,971

13 2027 $73,597,943 $15,209,540 $8,193,724 $50,194,679

14 2028 $73,597,943 $15,513,731 $5,856,399 $52,227,813

15 2029 $73,597,943 $15,824,006 $3,145,103 $54,628,834

16 2030 $73,597,943 $16,140,486 $0 $57,457,457

17 2031 $73,597,943 $16,463,295 $0 $57,134,648

18 2032 $73,597,943 $16,792,561 $0 $56,805,382

19 2033 $73,597,943 $17,128,412 $0 $56,469,531

20 2034 $73,597,943 $17,470,981 $0 $56,126,962

21 2035 $73,597,943 $17,820,400 $0 $55,777,543

22 2036 $73,597,943 $18,176,808 $0 $55,421,13523 2037 $73,597,943 $18,176,808 $0 $55,421,135

$14,031,741

ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 2.00)

Revenue

OPEX (Operational

Expenditure)

CAPEX (Capital

Expenditure)

$11,758,334

Tax

Inflation

$10,407,570

$10,477,643

$10,567,661

$10,680,991

$10,821,540

$10,993,846

$11,203,175

$11,455,640

$13,944,386

$13,855,284$13,855,284

$12,119,493

$12,548,670

$13,056,953

$13,657,209

$14,364,364

$14,283,662

$14,201,345

$14,117,383

No. Year Earning After Tax Installment Loans Cash Flow Discount FactorCash Flow

Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $31,222,710 $3,311,457 $27,911,253 0.8638 $24,110,790 -$384,414,496 0 0.000

4 2018 $31,432,928 $3,841,290 $27,591,638 0.8227 $22,699,709 -$361,714,787 0 0.000

5 2019 $31,702,983 $4,455,896 $27,247,086 0.7835 $21,348,805 -$340,365,982 0 0.000

6 2020 $32,042,972 $5,168,839 $26,874,133 0.7462 $20,053,892 -$320,312,090 0 0.000

7 2021 $32,464,621 $5,995,854 $26,468,767 0.7107 $18,810,858 -$301,501,232 0 0.000

8 2022 $32,981,538 $6,955,190 $26,026,348 0.6768 $17,615,657 -$283,885,575 0 0.000

9 2023 $33,609,525 $8,068,021 $25,541,504 0.6446 $16,464,281 -$267,421,293 0 0.000

10 2024 $34,366,919 $9,358,904 $25,008,014 0.6139 $15,352,752 -$252,068,542 0 0.000

11 2025 $35,275,003 $10,856,329 $24,418,674 0.5847 $14,277,093 -$237,791,449 0 0.000

12 2026 $36,358,478 $12,593,341 $23,765,137 0.5568 $13,233,317 -$224,558,132 0 0.000

13 2027 $37,646,009 $14,608,276 $23,037,733 0.5303 $12,217,402 -$212,340,730 0 0.000

14 2028 $39,170,859 $16,945,600 $22,225,259 0.5051 $11,225,266 -$201,115,464 0 0.000

15 2029 $40,971,626 $19,656,896 $21,314,729 0.4810 $10,252,749 -$190,862,714 0 0.000

16 2030 $43,093,093 $0 $43,093,093 0.4581 $19,741,442 -$171,121,272 0 0.000

17 2031 $42,850,986 $0 $42,850,986 0.4363 $18,695,743 -$152,425,529 0 0.000

18 2032 $42,604,036 $0 $42,604,036 0.4155 $17,702,857 -$134,722,672 0 0.000

19 2033 $42,352,148 $0 $42,352,148 0.3957 $16,760,183 -$117,962,489 0 0.000

20 2034 $42,095,222 $0 $42,095,222 0.3769 $15,865,246 -$102,097,242 0 0.000

21 2035 $41,833,157 $0 $41,833,157 0.3589 $15,015,692 -$87,081,550 0 0.000

22 2036 $41,565,851 $0 $41,565,851 0.3418 $14,209,281 -$72,872,269 0 0.000

23 2037 $41,565,851 $0 $41,565,851 0.3256 $13,532,648 -$59,339,621 0 0.000

Result

Objective Units Value

NPV > 0 $ -59,339,621

IRR > Inflation % 3.58%

PP < life time year 0.00

PI > 1 0.85PI (Profitability Index)

PP (Payback Period)

IRR (Interest Rate Return)

NPV (Net Present Value)

PP

(Payback Period)

Graphic

-$450,000,000

-$400,000,000

-$350,000,000

-$300,000,000

-$250,000,000

-$200,000,000

-$150,000,000

-$100,000,000

-$50,000,000

$0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 2.00

Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%


1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $80,957,737 $12,477,120 $19,490,543 $48,990,074

4 2018 $80,957,737 $12,726,663 $18,960,710 $49,270,365

5 2019 $80,957,737 $12,981,196 $18,346,104 $49,630,438

6 2020 $80,957,737 $13,240,820 $17,633,160 $50,083,757

7 2021 $80,957,737 $13,505,636 $16,806,146 $50,645,955

8 2022 $80,957,737 $13,775,749 $15,846,809 $51,335,179

9 2023 $80,957,737 $14,051,264 $14,733,979 $52,172,494

10 2024 $80,957,737 $14,332,289 $13,443,096 $53,182,352

11 2025 $80,957,737 $14,618,935 $11,945,671 $54,393,131

12 2026 $80,957,737 $14,911,314 $10,208,658 $55,837,765

13 2027 $80,957,737 $15,209,540 $8,193,724 $57,554,474

14 2028 $80,957,737 $15,513,731 $5,856,399 $59,587,607

15 2029 $80,957,737 $15,824,006 $3,145,103 $61,988,628

16 2030 $80,957,737 $16,140,486 $0 $64,817,252

17 2031 $80,957,737 $16,463,295 $0 $64,494,442

18 2032 $80,957,737 $16,792,561 $0 $64,165,176

19 2033 $80,957,737 $17,128,412 $0 $63,829,325

20 2034 $80,957,737 $17,470,981 $0 $63,486,757

21 2035 $80,957,737 $17,820,400 $0 $63,137,337

22 2036 $80,957,737 $18,176,808 $0 $62,780,92923 2037 $80,957,737 $18,176,808 $0 $62,780,929

$15,957,331

$15,871,689

$15,784,334

$15,695,232$15,695,232

$16,041,294

$12,661,489

$12,833,795

$13,043,124

$13,295,588

$13,598,283

$13,959,441

$14,388,618

$14,896,902

$15,497,157

$16,204,313

$16,123,610

$12,520,939


CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Tax

$12,247,518

$12,317,591

$12,407,609


Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $36,742,555 $3,311,457 $33,431,099 0.8638 $28,879,040 -$379,646,245 0 0.000

4 2018 $36,952,773 $3,841,290 $33,111,484 0.8227 $27,240,900 -$352,405,346 0 0.000

5 2019 $37,222,828 $4,455,896 $32,766,932 0.7835 $25,673,749 -$326,731,597 0 0.000

6 2020 $37,562,818 $5,168,839 $32,393,978 0.7462 $24,172,885 -$302,558,712 0 0.000

7 2021 $37,984,466 $5,995,854 $31,988,613 0.7107 $22,733,710 -$279,825,002 0 0.000

8 2022 $38,501,384 $6,955,190 $31,546,194 0.6768 $21,351,706 -$258,473,296 0 0.000

9 2023 $39,129,371 $8,068,021 $31,061,350 0.6446 $20,022,423 -$238,450,873 0 0.000

10 2024 $39,886,764 $9,358,904 $30,527,860 0.6139 $18,741,458 -$219,709,415 0 0.000

11 2025 $40,794,848 $10,856,329 $29,938,520 0.5847 $17,504,432 -$202,204,983 0 0.000

12 2026 $41,878,324 $12,593,341 $29,284,982 0.5568 $16,306,974 -$185,898,009 0 0.000

13 2027 $43,165,855 $14,608,276 $28,557,579 0.5303 $15,144,694 -$170,753,315 0 0.000

14 2028 $44,690,705 $16,945,600 $27,745,105 0.5051 $14,013,163 -$156,740,151 0 0.000

15 2029 $46,491,471 $19,656,896 $26,834,575 0.4810 $12,907,889 -$143,832,262 0 0.000

16 2030 $48,612,939 $0 $48,612,939 0.4581 $22,270,147 -$121,562,115 0 0.000

17 2031 $48,370,831 $0 $48,370,831 0.4363 $21,104,034 -$100,458,081 0 0.000

18 2032 $48,123,882 $0 $48,123,882 0.4155 $19,996,467 -$80,461,614 0 0.000

19 2033 $47,871,994 $0 $47,871,994 0.3957 $18,944,573 -$61,517,041 0 0.000

20 2034 $47,615,067 $0 $47,615,067 0.3769 $17,945,618 -$43,571,423 0 0.000

21 2035 $47,353,003 $0 $47,353,003 0.3589 $16,996,999 -$26,574,424 0 0.000

22 2036 $47,085,697 $0 $47,085,697 0.3418 $16,096,239 -$10,478,184 0 0.000

23 2037 $47,085,697 $0 $47,085,697 0.3256 $15,329,752 $4,851,567 1 20.184

Result


NPV > 0 $ 4,851,567



PI > 1 1.01



PP (Payback Period)

PI (Profitability Index)

PP

(Payback Period)

Graphic

-$450,000,000

-$400,000,000

-$350,000,000

-$300,000,000

-$250,000,000

-$200,000,000

-$150,000,000

-$100,000,000

-$50,000,000

$0

$50,000,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 2.20

Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%


1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $88,317,532 $12,477,120 $19,490,543 $56,349,868

4 2018 $88,317,532 $12,726,663 $18,960,710 $56,630,159

5 2019 $88,317,532 $12,981,196 $18,346,104 $56,990,232

6 2020 $88,317,532 $13,240,820 $17,633,160 $57,443,551

7 2021 $88,317,532 $13,505,636 $16,806,146 $58,005,749

8 2022 $88,317,532 $13,775,749 $15,846,809 $58,694,973

9 2023 $88,317,532 $14,051,264 $14,733,979 $59,532,289

10 2024 $88,317,532 $14,332,289 $13,443,096 $60,542,147

11 2025 $88,317,532 $14,618,935 $11,945,671 $61,752,926

12 2026 $88,317,532 $14,911,314 $10,208,658 $63,197,560

13 2027 $88,317,532 $15,209,540 $8,193,724 $64,914,268

14 2028 $88,317,532 $15,513,731 $5,856,399 $66,947,401

15 2029 $88,317,532 $15,824,006 $3,145,103 $69,348,423

16 2030 $88,317,532 $16,140,486 $0 $72,177,046

17 2031 $88,317,532 $16,463,295 $0 $71,854,236

18 2032 $88,317,532 $16,792,561 $0 $71,524,970

19 2033 $88,317,532 $17,128,412 $0 $71,189,119

20 2034 $88,317,532 $17,470,981 $0 $70,846,551

21 2035 $88,317,532 $17,820,400 $0 $70,497,131

22 2036 $88,317,532 $18,176,808 $0 $70,140,72323 2037 $88,317,532 $18,176,808 $0 $70,140,723

$17,797,280

$17,711,638

$17,624,283

$17,535,181$17,535,181

$17,881,243

$14,501,437

$14,673,743

$14,883,072

$15,135,537

$15,438,231

$15,799,390

$16,228,567

$16,736,850

$17,337,106

$18,044,261

$17,963,559

$14,360,888


CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Tax

$14,087,467

$14,157,540

$14,247,558


Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $42,262,401 $3,311,457 $38,950,944 0.8638 $33,647,290 -$374,877,995 0 0.000

4 2018 $42,472,619 $3,841,290 $38,631,329 0.8227 $31,782,090 -$343,095,905 0 0.000

5 2019 $42,742,674 $4,455,896 $38,286,778 0.7835 $29,998,692 -$313,097,212 0 0.000

6 2020 $43,082,664 $5,168,839 $37,913,824 0.7462 $28,291,879 -$284,805,333 0 0.000

7 2021 $43,504,312 $5,995,854 $37,508,458 0.7107 $26,656,561 -$258,148,772 0 0.000

8 2022 $44,021,230 $6,955,190 $37,066,040 0.6768 $25,087,755 -$233,061,018 0 0.000

9 2023 $44,649,217 $8,068,021 $36,581,196 0.6446 $23,580,565 -$209,480,453 0 0.000

10 2024 $45,406,610 $9,358,904 $36,047,706 0.6139 $22,130,164 -$187,350,288 0 0.000

11 2025 $46,314,694 $10,856,329 $35,458,365 0.5847 $20,731,772 -$166,618,516 0 0.000

12 2026 $47,398,170 $12,593,341 $34,804,828 0.5568 $19,380,631 -$147,237,886 0 0.000

13 2027 $48,685,701 $14,608,276 $34,077,425 0.5303 $18,071,986 -$129,165,900 0 0.000

14 2028 $50,210,551 $16,945,600 $33,264,951 0.5051 $16,801,061 -$112,364,839 0 0.000

15 2029 $52,011,317 $19,656,896 $32,354,421 0.4810 $15,563,030 -$96,801,810 0 0.000

16 2030 $54,132,784 $0 $54,132,784 0.4581 $24,798,852 -$72,002,957 0 0.000

17 2031 $53,890,677 $0 $53,890,677 0.4363 $23,512,324 -$48,490,633 0 0.000

18 2032 $53,643,728 $0 $53,643,728 0.4155 $22,290,077 -$26,200,557 0 0.000

19 2033 $53,391,839 $0 $53,391,839 0.3957 $21,128,964 -$5,071,593 0 0.000

20 2034 $53,134,913 $0 $53,134,913 0.3769 $20,025,990 $14,954,397 1 16.753

21 2035 $52,872,848 $0 $52,872,848 0.3589 $18,978,305 $33,932,703 2 0.000

22 2036 $52,605,542 $0 $52,605,542 0.3418 $17,983,198 $51,915,900 3 0.000

23 2037 $52,605,542 $0 $52,605,542 0.3256 $17,126,855 $69,042,756 4 0.000

Result


NPV > 0 $ 69,042,756



PI > 1 1.17



PP (Payback Period)


PP

(Payback Period)

Graphic

-$500,000,000

-$400,000,000

-$300,000,000

-$200,000,000

-$100,000,000

$0

$100,000,000

$200,000,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 2.40

Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%


1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $95,677,326 $12,477,120 $19,490,543 $63,709,662

4 2018 $95,677,326 $12,726,663 $18,960,710 $63,989,953

5 2019 $95,677,326 $12,981,196 $18,346,104 $64,350,026

6 2020 $95,677,326 $13,240,820 $17,633,160 $64,803,346

7 2021 $95,677,326 $13,505,636 $16,806,146 $65,365,544

8 2022 $95,677,326 $13,775,749 $15,846,809 $66,054,767

9 2023 $95,677,326 $14,051,264 $14,733,979 $66,892,083

10 2024 $95,677,326 $14,332,289 $13,443,096 $67,901,941

11 2025 $95,677,326 $14,618,935 $11,945,671 $69,112,720

12 2026 $95,677,326 $14,911,314 $10,208,658 $70,557,354

13 2027 $95,677,326 $15,209,540 $8,193,724 $72,274,062

14 2028 $95,677,326 $15,513,731 $5,856,399 $74,307,196

15 2029 $95,677,326 $15,824,006 $3,145,103 $76,708,217

16 2030 $95,677,326 $16,140,486 $0 $79,536,840

17 2031 $95,677,326 $16,463,295 $0 $79,214,031

18 2032 $95,677,326 $16,792,561 $0 $78,884,765

19 2033 $95,677,326 $17,128,412 $0 $78,548,913

20 2034 $95,677,326 $17,470,981 $0 $78,206,345

21 2035 $95,677,326 $17,820,400 $0 $77,856,926

22 2036 $95,677,326 $18,176,808 $0 $77,500,51823 2037 $95,677,326 $18,176,808 $0 $77,500,518

$19,637,228

$19,551,586

$19,464,231

$19,375,129$19,375,129

$19,721,191

$16,341,386

$16,513,692

$16,723,021

$16,975,485

$17,278,180

$17,639,338

$18,068,516

$18,576,799

$19,177,054

$19,884,210

$19,803,508

$16,200,836


CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Tax

$15,927,416

$15,997,488

$16,087,507


Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $47,782,247 $3,311,457 $44,470,790 0.8638 $38,415,541 -$370,109,745 0 0.000

4 2018 $47,992,465 $3,841,290 $44,151,175 0.8227 $36,323,281 -$333,786,464 0 0.000

5 2019 $48,262,520 $4,455,896 $43,806,624 0.7835 $34,323,636 -$299,462,828 0 0.000

6 2020 $48,602,509 $5,168,839 $43,433,670 0.7462 $32,410,873 -$267,051,955 0 0.000

7 2021 $49,024,158 $5,995,854 $43,028,304 0.7107 $30,579,412 -$236,472,542 0 0.000

8 2022 $49,541,076 $6,955,190 $42,585,885 0.6768 $28,823,803 -$207,648,739 0 0.000

9 2023 $50,169,062 $8,068,021 $42,101,041 0.6446 $27,138,707 -$180,510,032 0 0.000

10 2024 $50,926,456 $9,358,904 $41,567,552 0.6139 $25,518,871 -$154,991,161 0 0.000

11 2025 $51,834,540 $10,856,329 $40,978,211 0.5847 $23,959,111 -$131,032,050 0 0.000

12 2026 $52,918,015 $12,593,341 $40,324,674 0.5568 $22,454,287 -$108,577,763 0 0.000

13 2027 $54,205,547 $14,608,276 $39,597,271 0.5303 $20,999,278 -$87,578,485 0 0.000

14 2028 $55,730,397 $16,945,600 $38,784,796 0.5051 $19,588,958 -$67,989,527 0 0.000

15 2029 $57,531,163 $19,656,896 $37,874,266 0.4810 $18,218,170 -$49,771,357 0 0.000

16 2030 $59,652,630 $0 $59,652,630 0.4581 $27,327,557 -$22,443,800 0 0.000

17 2031 $59,410,523 $0 $59,410,523 0.4363 $25,920,614 $3,476,814 1 14.366

18 2032 $59,163,573 $0 $59,163,573 0.4155 $24,583,687 $28,060,501 2 0.000

19 2033 $58,911,685 $0 $58,911,685 0.3957 $23,313,354 $51,373,855 3 0.000

20 2034 $58,654,759 $0 $58,654,759 0.3769 $22,106,362 $73,480,217 4 0.000

21 2035 $58,392,694 $0 $58,392,694 0.3589 $20,959,612 $94,439,829 5 0.000

22 2036 $58,125,388 $0 $58,125,388 0.3418 $19,870,156 $114,309,985 6 0.000

23 2037 $58,125,388 $0 $58,125,388 0.3256 $18,923,959 $133,233,944 7 0.000

Result


NPV > 0 $ 133,233,944



PI > 1 1.33



PP (Payback Period)


PP

(Payback Period)

Graphic

-$500,000,000

-$400,000,000

-$300,000,000

-$200,000,000

-$100,000,000

$0

$100,000,000

$200,000,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 2.60

Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%


1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $103,037,120 $12,477,120 $19,490,543 $71,069,457

4 2018 $103,037,120 $12,726,663 $18,960,710 $71,349,747

5 2019 $103,037,120 $12,981,196 $18,346,104 $71,709,821

6 2020 $103,037,120 $13,240,820 $17,633,160 $72,163,140

7 2021 $103,037,120 $13,505,636 $16,806,146 $72,725,338

8 2022 $103,037,120 $13,775,749 $15,846,809 $73,414,562

9 2023 $103,037,120 $14,051,264 $14,733,979 $74,251,877

10 2024 $103,037,120 $14,332,289 $13,443,096 $75,261,735

11 2025 $103,037,120 $14,618,935 $11,945,671 $76,472,514

12 2026 $103,037,120 $14,911,314 $10,208,658 $77,917,148

13 2027 $103,037,120 $15,209,540 $8,193,724 $79,633,856

14 2028 $103,037,120 $15,513,731 $5,856,399 $81,666,990

15 2029 $103,037,120 $15,824,006 $3,145,103 $84,068,011

16 2030 $103,037,120 $16,140,486 $0 $86,896,635

17 2031 $103,037,120 $16,463,295 $0 $86,573,825

18 2032 $103,037,120 $16,792,561 $0 $86,244,559

19 2033 $103,037,120 $17,128,412 $0 $85,908,708

20 2034 $103,037,120 $17,470,981 $0 $85,566,139

21 2035 $103,037,120 $17,820,400 $0 $85,216,720

22 2036 $103,037,120 $18,176,808 $0 $84,860,31223 2037 $103,037,120 $18,176,808 $0 $84,860,312

$21,477,177

$21,391,535

$21,304,180

$21,215,078$21,215,078

$21,561,140

$18,181,334

$18,353,640

$18,562,969

$18,815,434

$19,118,129

$19,479,287

$19,908,464

$20,416,747

$21,017,003

$21,724,159

$21,643,456

$18,040,785


CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Tax

$17,767,364

$17,837,437

$17,927,455


Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $53,302,093 $3,311,457 $49,990,636 0.8638 $43,183,791 -$365,341,494 0 0.000

4 2018 $53,512,311 $3,841,290 $49,671,021 0.8227 $40,864,472 -$324,477,023 0 0.000

5 2019 $53,782,365 $4,455,896 $49,326,469 0.7835 $38,648,579 -$285,828,443 0 0.000

6 2020 $54,122,355 $5,168,839 $48,953,516 0.7462 $36,529,867 -$249,298,576 0 0.000

7 2021 $54,544,003 $5,995,854 $48,548,150 0.7107 $34,502,264 -$214,796,313 0 0.000

8 2022 $55,060,921 $6,955,190 $48,105,731 0.6768 $32,559,852 -$182,236,460 0 0.000

9 2023 $55,688,908 $8,068,021 $47,620,887 0.6446 $30,696,848 -$151,539,612 0 0.000

10 2024 $56,446,301 $9,358,904 $47,087,397 0.6139 $28,907,577 -$122,632,035 0 0.000

11 2025 $57,354,386 $10,856,329 $46,498,057 0.5847 $27,186,451 -$95,445,584 0 0.000

12 2026 $58,437,861 $12,593,341 $45,844,520 0.5568 $25,527,944 -$69,917,640 0 0.000

13 2027 $59,725,392 $14,608,276 $45,117,116 0.5303 $23,926,570 -$45,991,070 0 0.000

14 2028 $61,250,242 $16,945,600 $44,304,642 0.5051 $22,376,855 -$23,614,215 0 0.000

15 2029 $63,051,008 $19,656,896 $43,394,112 0.4810 $20,873,310 -$2,740,905 0 0.000

16 2030 $65,172,476 $0 $65,172,476 0.4581 $29,856,262 $27,115,357 1 12.592

17 2031 $64,930,369 $0 $64,930,369 0.4363 $28,328,905 $55,444,262 2 0.000

18 2032 $64,683,419 $0 $64,683,419 0.4155 $26,877,297 $82,321,559 3 0.000

19 2033 $64,431,531 $0 $64,431,531 0.3957 $25,497,745 $107,819,303 4 0.000

20 2034 $64,174,605 $0 $64,174,605 0.3769 $24,186,734 $132,006,037 5 0.000

21 2035 $63,912,540 $0 $63,912,540 0.3589 $22,940,918 $154,946,955 6 0.000

22 2036 $63,645,234 $0 $63,645,234 0.3418 $21,757,115 $176,704,070 7 0.000

23 2037 $63,645,234 $0 $63,645,234 0.3256 $20,721,062 $197,425,132 8 0.000

Result


NPV > 0 $ 197,425,132



PI > 1 1.48



PP (Payback Period)


PP

(Payback Period)

Graphic

-$500,000,000

-$400,000,000

-$300,000,000

-$200,000,000

-$100,000,000

$0

$100,000,000

$200,000,000

$300,000,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 2.80

Units Value

Total Investation

CostUS$ 423,771,832

Total Operational



% 5%


1 2015 $423,771,832 $20,341,048

2 2016 $19,947,296

3 2017 $110,396,915 $12,477,120 $19,490,543 $78,429,251

4 2018 $110,396,915 $12,726,663 $18,960,710 $78,709,542

5 2019 $110,396,915 $12,981,196 $18,346,104 $79,069,615

6 2020 $110,396,915 $13,240,820 $17,633,160 $79,522,934

7 2021 $110,396,915 $13,505,636 $16,806,146 $80,085,132

8 2022 $110,396,915 $13,775,749 $15,846,809 $80,774,356

9 2023 $110,396,915 $14,051,264 $14,733,979 $81,611,672

10 2024 $110,396,915 $14,332,289 $13,443,096 $82,621,530

11 2025 $110,396,915 $14,618,935 $11,945,671 $83,832,309

12 2026 $110,396,915 $14,911,314 $10,208,658 $85,276,942

13 2027 $110,396,915 $15,209,540 $8,193,724 $86,993,651

14 2028 $110,396,915 $15,513,731 $5,856,399 $89,026,784

15 2029 $110,396,915 $15,824,006 $3,145,103 $91,427,806

16 2030 $110,396,915 $16,140,486 $0 $94,256,429

17 2031 $110,396,915 $16,463,295 $0 $93,933,619

18 2032 $110,396,915 $16,792,561 $0 $93,604,353

19 2033 $110,396,915 $17,128,412 $0 $93,268,502

20 2034 $110,396,915 $17,470,981 $0 $92,925,934

21 2035 $110,396,915 $17,820,400 $0 $92,576,514

22 2036 $110,396,915 $18,176,808 $0 $92,220,10623 2037 $110,396,915 $18,176,808 $0 $92,220,106

$23,317,126

$23,231,483

$23,144,129

$23,055,027$23,055,027

$23,401,088

$20,021,283

$20,193,589

$20,402,918

$20,655,382

$20,958,077

$21,319,236

$21,748,413

$22,256,696

$22,856,951

$23,564,107

$23,483,405

$19,880,734


CAPEX (Capital

Expenditure)

OPEX (Operational

Expenditure)

Revenue

Inflation

Tax

$19,607,313

$19,677,385

$19,767,404


Discounted

Cummulative Cash

Flow Discounted

1 2015 $2,460,952 -$426,232,784 0.9524 -$405,935,985 -$405,935,985 0 0.000

2 2016 $2,854,704 -$2,854,704 0.9070 -$2,589,301 -$408,525,285 0 0.000

3 2017 $58,821,938 $3,311,457 $55,510,482 0.8638 $47,952,041 -$360,573,244 0 0.000

4 2018 $59,032,156 $3,841,290 $55,190,867 0.8227 $45,405,663 -$315,167,582 0 0.000

5 2019 $59,302,211 $4,455,896 $54,846,315 0.7835 $42,973,523 -$272,194,059 0 0.000

6 2020 $59,642,201 $5,168,839 $54,473,361 0.7462 $40,648,861 -$231,545,198 0 0.000

7 2021 $60,063,849 $5,995,854 $54,067,995 0.7107 $38,425,115 -$193,120,083 0 0.000

8 2022 $60,580,767 $6,955,190 $53,625,577 0.6768 $36,295,901 -$156,824,182 0 0.000

9 2023 $61,208,754 $8,068,021 $53,140,733 0.6446 $34,254,990 -$122,569,192 0 0.000

10 2024 $61,966,147 $9,358,904 $52,607,243 0.6139 $32,296,284 -$90,272,908 0 0.000

11 2025 $62,874,231 $10,856,329 $52,017,903 0.5847 $30,413,790 -$59,859,117 0 0.000

12 2026 $63,957,707 $12,593,341 $51,364,365 0.5568 $28,601,601 -$31,257,517 0 0.000

13 2027 $65,245,238 $14,608,276 $50,636,962 0.5303 $26,853,862 -$4,403,655 0 0.000

14 2028 $66,770,088 $16,945,600 $49,824,488 0.5051 $25,164,752 $20,761,097 1 10.675

15 2029 $68,570,854 $19,656,896 $48,913,958 0.4810 $23,528,450 $44,289,547 2 0.000

16 2030 $70,692,322 $0 $70,692,322 0.4581 $32,384,967 $76,674,514 3 0.000

17 2031 $70,450,214 $0 $70,450,214 0.4363 $30,737,195 $107,411,710 4 0.000

18 2032 $70,203,265 $0 $70,203,265 0.4155 $29,170,907 $136,582,616 5 0.000

19 2033 $69,951,377 $0 $69,951,377 0.3957 $27,682,135 $164,264,751 6 0.000

20 2034 $69,694,450 $0 $69,694,450 0.3769 $26,267,105 $190,531,857 7 0.000

21 2035 $69,432,386 $0 $69,432,386 0.3589 $24,922,225 $215,454,081 8 0.000

22 2036 $69,165,080 $0 $69,165,080 0.3418 $23,644,074 $239,098,155 9 0.000

23 2037 $69,165,080 $0 $69,165,080 0.3256 $22,518,165 $261,616,320 10 0.000

Result


NPV > 0 $ 261,616,320



PI > 1 1.64



PP (Payback Period)


PP

(Payback Period)

Graphic

-$500,000,000

-$400,000,000

-$300,000,000

-$200,000,000

-$100,000,000

$0

$100,000,000

$200,000,000

$300,000,000

$400,000,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

TAHUN

PAYBACK PERIOD 3.00

Units Value

US$ 423,771,832

% 30%

year 15

US$ 127,131,550

% 16.00%

No TahunPembayaran

CicilanPinjaman Pokok Bunga

Saldo Pinjaman

PokokBunga

1 2017 $22,802,000 $2,460,952 $20,341,048 $124,670,598 16.00%

2 2018 $22,802,000 $2,854,704 $19,947,296 $121,815,894 16.00%

3 2019 $22,802,000 $3,311,457 $19,490,543 $118,504,437 16.00%

4 2020 $22,802,000 $3,841,290 $18,960,710 $114,663,148 16.00%

5 2021 $22,802,000 $4,455,896 $18,346,104 $110,207,251 16.00%

6 2022 $22,802,000 $5,168,839 $17,633,160 $105,038,412 16.00%

7 2023 $22,802,000 $5,995,854 $16,806,146 $99,042,558 16.00%

8 2024 $22,802,000 $6,955,190 $15,846,809 $92,087,368 16.00%

9 2025 $22,802,000 $8,068,021 $14,733,979 $84,019,347 16.00%

10 2026 $22,802,000 $9,358,904 $13,443,096 $74,660,443 16.00%

11 2027 $22,802,000 $10,856,329 $11,945,671 $63,804,114 16.00%

12 2028 $22,802,000 $12,593,341 $10,208,658 $51,210,773 16.00%

13 2029 $22,802,000 $14,608,276 $8,193,724 $36,602,497 16.00%

14 2030 $22,802,000 $16,945,600 $5,856,399 $19,656,896 16.00%

15 2031 $22,802,000 $19,656,896 $3,145,103 $0 16.00%

16 2032 $0 $0 $0 $0 16.00%

17 2033 $0 $0 $0 $0 16.00%

18 2034 $0 $0 $0 $0 16.00%

19 2035 $0 $0 $0 $0 16.00%

20 2036 $0 $0 $0 $0 16.00%

21 2037 $0 $0 $0 $0 16.00%

22 2038 $0 $0 $0 $0 16.00%

23 2039 $0 $0 $0 $0 16.00%

24 2040 $0 $0 $0 $0 16.00%

LOAN

Interest

Total Investation Cost

Portion of Loans

Period of Loans

Total of Loans

3.58% 5.11% 6.54% 7.90% 9.18% 10.41%

0.85 1.01 1.17 1.33 1.48 1.64

MARGIN

US$ 3.00

-59,339,621 4,851,567 69,042,756 133,233,944 197,425,132 261,616,320

20.18 16.75 14.37 12.59 10.67

US$ 2.00 US$ 2.20 US$ 2.40

PI (Index)

>20

US$ 2.60 US$ 2.80

Payback Period

(Year)

IRR (%)

NPV (Milion

US$)

RIWAYAT HIDUP PENULIS

Penulis dilahirkan di Tulungagung pada

tanggal 21 November 1992, yang merupakan

anak pertama dari dua bersaudara dari

pasangan bapak Tamami dan ibu Nur

Chayati. Pada tahun 1999 penulis menempuh

pendidikan Sekolah Dasar di SDN Pelem 3

dan lulus pada tahun 2005. Kemudian

melanjutkan ke SLTP 1 Campurdarat dan

lulus pada tahun 2008. Kemudian langsung

melanjutkan ke MAN 2 Tulungagung dan

lulus pada tahun 2011. Setelah lulus dari

SMA penulis melanjutkan kuliah di ITS tepatnya di Jurusan Teknik

Sistem Perkapalan pada tahun 2011. Penulis masuk melalui jalur

SNMPTN Tulis. Selama menempuh pendidikan di Jurusan Teknik

Sistem Perkapalan, pada tahun kedua penulis aktif dalam

Himpunan Mahasiswa Teknik Sistem Perkapalan (HIMASISKAL)

sebagai staf Departemen Minat dan Bakat. Pada tahun ketiga

penulis mendapat amanah sebagai Ketua Marine Icon 2014 yang

merupakan kegiatan terbesar yang diselenggarakan Himpunan

Mahasiswa Teknik Perkapalan. Selain itu penulis juga aktif sebagai

anggota Laboratorium Realibility, Availability, Maintainability

and Safety (RAMS). Pengalaman Kerja Praktek yang pernah

dilakukan penulis antara lain di PT.SMI Shipyard dan PT. PAL

Indonesia. Dalam pengerjaan tugas akhir, penulis mengambil

bidang Realibility, Availability, Maintainability and Safety

(RAMS). Penulis menyelesaikan studi Strata 1 dalam waktu 8

semester.

Muhamad Alfin Hidayat

Mahasiswa Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, FTK-ITS

[email protected]

al pada terminal lng, study kasus terminal penerima...

Documents