DISTRIBUSI GAS ALAM CAIR ( LNG ) DARI KILANG MENUJUFLOATING STORAGE REGASIFICATION UNIT ( FSRU ) UNTUK

PEMENUHAN KEBUTUHAN PEMBANGKIT LISTRIK DI INDONESIAMELALUI PENDEKATAN SIMULASI

Yohanes Oscarino NS(1), AAB Dinariyana(2), Ketut Buda Artana(3)1,2,3)Jurusan Teknik Sistem Perkapalan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Surabaya

Kampus ITS Sukolilo, Surabaya 60111

ABSTRAK

Salah satu penyebab krisis tenaga listrik yang terjadi di Indonesia adalah tingginya nilai harga bahanbakar minyak, dimana High Speed Diesel Oil merupakan bahan bakar utama bagi pembangkit listrik diIndonesia. Gas alam cair atau Liquefied Natural Gas (LNG) dapat menjadi solusi alternatif bahan bakar bagipembangkit listrik di Indonesia. Hal ini didukung dengan Peranturan Pemerintah No. 5/2009 mengenai alokasigas bagi kebutuhan domestik. Pada pembahasan ini dilakukan dilakukan pemanfaatan gas bagi kebutuhanpembangkit listrik di Indonesia dengan menentukan pola disitribusi LNG di Indonesia dengan sarana distribusiyang digunakan adalah Floating Storage Regasification Unit ( FSRU ) sebagai terminal penerima dan kapalLNG sebagai sarana distribusi LNG dari kilang LNG. Terdapat 3 ukuran FSRU yang digunakan padapembahasan ini yaitu FSRU dengan ukuran 129.000 m3, 147.500 m3 dan 180.000 m3. Sarana pendistribusiLNG adalah kapal LNG dengan ukuran 125.000 m3, 135.000 m3 dan 147.5000 m3. Terdapat 3 kilang LNGsebagai sumber penyuplai LNG yaitu Kilang Bontang, Kilang Donggi-Senoro dan Kilang Tangguh dimanapermintaan LNG berdasarkan kebutuhan pembangkit listrik di Indonesia. Selanjutnya dilakukan pemodelanvariasi antar FSRU,kapal LNG, penyuplai dan lokasi permintaan sehingga dengan pertimbangan biaya investasimaka diperoleh pola distribusi LNG dan penugasan kapal LNG. Tahap berikutnya adalah melakukan simulasidistribusi LNG dengan beberapa kondisi ketersediaan LNG pada kilang LNG. Sehingga diperoleh poladistribusi LNG dan penugasan kapal sesuai dengan kondisi ketersediaan LNG pada kilang LNG serta sesuaidengan biaya investasi minimum.

Kata kunci : Penentuan lokasi FSRU, distribusi LNG, penugasan kapal LNG, supply-demand LNG, simulasi

ABSTRACT

One cause of power crisis that occurred in Indonesia is the high price of fuel oil whereas High SpeedDiesel Oil is the main fuel for power plants in Indonesia. Liquefied natural gas or Liquefied Natural Gas (LNG)could be an alternative fuel solutions for power plants in Indonesia. This is supported by Goverment RegulationNo. 5 / 2009 on the allocation of gas for domestic needs. In this final project, the utilization of gas for electricitygeneration in Indonesia needs to determine the pattern of distribution of LNG in Indonesia by means ofdistribution used is the Floating Storage Regasification Unit (FSRU) for LNG receiving terminals and vessels asa means of distribution of LNG from the LNG plant. There are 3 sizes FSRU used in this discussion is FSRUwith a size of 129,000 m3 and 147,500 m3 and 180,000 m3. There are 3 sizes FSRU used in this discussion isFSRU with a size of 129,000 m3 and 147,500 m3 and 180,000 m3. LNG vessel used was the size of 125,000 m3and 135,000 m3 and m3 147.5000. There are three LNG plant used, there are Bontang LNG Plant, Donggi-Senoro LNG Plant and Tangguh LNG Plant. Furthermore, modeling the variation between FSRU, LNG ships,supplies and location request with consideration of investment costs, the obtained pattern of distribution of LNGand LNG ship assignment. The next step is to simulate the distribution of LNG with several conditions of supplyof LNG to the LNG plant. In order to obtain the distribution pattern and assignment of LNG ship in accordancewith the conditions of supply of LNG to the LNG plant and in accordance with minimum investment cost.

Keywords : Determination FSRU location, distribution, LNG, LNG ship assignment, supply-demand of LNG,simulation

I. PendahuluanI.1 Latar Belakang

Krisis tenaga listrik yang terjadi di Indonesiabeberapa waktu ini tentulah sangat merugikan bagisemua tingkat lapisan masyarakat Indonesia maupunPerusahaan Listrik Negara ( PLN ) sebagai distributorlistrik di Indonesia. Salah satu kendala yangmenyebabkan krisis energi listrik di Indonesia adalahkurangnya suplai bahan bakar pada masing-masingpembangkit listrik di Indonesia, serta meningkatnyaharga bahan bakar minyak dalam negeri danditambah dengan kebijakan pemerintah untukmengurangi ( menghapus ) subsidi yang selama inidiberikan. Penyebab utama lain adalah kurangnyapemanfaatan penggunaan sumber energi alternatiflain yang tersedia, dimana salah satunya antara lainadalah ketersediaan gas alam yang melimpah, namunkurang pemanfaatan yang dilakukan bagi pemenuhankebutuhan sumber energi nasional. Seperti diketahuibahwa pemanfaatan gas alam yang terdapat diwilayah Indonesia cenderung digunakan sebagaikomoditas ekspor dibandingkan sebagai pasokankebutuhan sumber energi domestik. Hal ini dapatdilihat dari pemanfaatan gas alam yang sangat minim,berdasarkan data BP MIGAS 2004 terbukti bahwapada tahun 2003 produksi ( ekspor ) gas di Indonesiaadalah terbesar di dunia yaitu sebesar 26,45 MTPY.Untuk mengantisipasi krisis energi listrik yangberkepanjangan maka diperlukan suatu langkahpemanfaatan optimal sumber energi alternatif yangtersedia seperti gas alam, baik dari segi kebijakanpemerintah maupun teknologi yang sudah ada.Kebijakan pemerintah mengenai pemanfaatan sumberdaya energi yang ada sangat penting guna pemenuhankebutuhan sumber energi dalam negeri. Beberapadiantaranya adalah Peraturan Pemerintah No.55/2009 dimana pada kebijakan ini dibahas mengenaialokasi gas bumi sebesar 25% dari hasil produksi,berikutnya Peraturan Menteri ESDM No. 19/2009dan No. 3/2010 mengenai infrastruktur bagipemanfaatan sumber energi gas dan alokasi bagikebutuhan domestik. Dengan adanya beberapakebijakan tersebut maka pemanfaatan gas bumisebagai sumber energi pembangkit listrik dapatdilakukan secara optimal.Sebagai salah satu bentuk pemanfaatan gas sebagaisumber energi bagi pembangkit listrik PLN adalahpemanfaatan berupa LNG ( Liquefied Natural Gas )sebagai bahan bakar untuk menggantikan penggunaanHSD yang selama ini dgunakan sebagai bahan bakarpembangkit listrik PLN. Pemanfaatan gas alam dalambentuk LNG merupakan alternatif pemecahanmasalah untuk mengatasi krisis tenaga listrik.Pemanfaatan tersebut tentunya harus ditunjangdengan fasilitas pendukung, dimana fasilitaspendukung yang dimaksud adalah tersedianya kapalpengangkut serta fasilitas penunjang baik dalammemproduksi, memproses, dan mendistribusikan.Sumber gas alam di Indonesia pada saat ini terdapatdi beberapa wilayah seperti Aceh ( kilang Arun ),

Natuna, Sumatera Selatan ( Ladang Grissik ),Kalimantan Timur ( Kilang Badak ), SulawesiTengah ( Kilang Donggi-senoro ), Papua ( KilangTangguh ) dan proyek Masela. Banyaknya wilayahsumber gas alam di Indonesia tersebar di beberapawilayah dengan kondisi geografis yang berbeda untukitu diperlukan teknologi yang tepat guna pemanfaatanLNG sebagai bahan bakar pembangkit listrik diIndonesia.Salah satu cara untuk memanfaatkan produksi gasalam berupa LNG secara optimal adalah denganmenggunakan LNG carrier sebagai saranapengangkut LNG dan Floating Storage RegasificationUnit ( FSRU ) sebagai terminal penerima LNG (LNG receiving terminal ) merupakan pilihan yangdapat digunakan sebagai pertimbangan distribusipasokan gas alam sesuai dengan kondisi geografisIndonesia.Pada simulasi akan digunakan volume penampunganFSRU yang digunakan adalah 129.000 m3, 147.500m3, 180.000 m3. Terdapat beberapa faktor dalampemilihan ukuran, kapasitas dan jumlah FSRU sepertifaktor biaya ekonomis operasional, investasi, kondisigeografis wilayah perairan serta jumlah dan volumeangkut kapal LNG sebagai sarana pendistribusi LNG.Selanjutnya volume muat kapal LNG Carrier yangdigunakan memiliki volume muat sebesar 125.000m3, 135.000 m3 dan 147.500 m3. Hal yangdiperhatikan dalam pemilihan volume muat kapalLNG adalah faktor FSRU, jumlah trip, rute sertatingkat ketersediaan LNG pada masing-masing FSRUuntuk suatu periode operasi kapal.Lokasi kilang gas yang digunakan sebagai pemasokmuatan gas alam adalah Kilang Gas Tangguh ( IrianJaya ) dengan kapasitas produksi sebesar 7 MTPY,Donggi-Senoro ( Sulawesi Tengah ) dengan kapasitasproduksi sebesar 2 MTPY dan Bontang ( KalimantanTimur ) dengan kapasitas produksi sebesar 22,5MTPY. Selanjutnya dilakukan pemodelan poladistribusi LNG dengan menggunakan variasi ukuranFSRU yang ditempatkan pada tiap wilayah usahaPLN. Selain variasi ukuran FSRU yang digunakandilakukan pula variasi pola penugasan kapal LNGsebagai sarana distribusi LNG bagi tiap wilayahusaha PLN. Biaya investasi dan operasional kapalLNG serta FSRU menjadi faktor penentu pemilihanmodel yang sesuai dengan masing-masing wilayahusaha. Dengan pendekatan permodelan yangdilakukan dengan skenario kejadian yang ada, makadiharapkan keluaran berupa sebaran distribusi LNGdan penugasan kapal, kapasitas FSRU sertapenjadwalan distribusi LNG di Indonesia. Jauhdaripada itu diharapkan diperolehnya konsepperencanaan kebutuhan sarana dan prasarana LNGsebagai pemanfaatan gas alam guna mengurangi krisilistrik di masa mendatang.

I.2 Rumusan MasalahPermasalahan pokok pada skripsi ini antara

lain :1. Bagaimana menentukan lokasi FSRU yang

sesuai dengan memperhatikan kebutuhanpermintaan LNG pada tiap daerah sesuaidengan kapasitas FSRU yang tersedia?

2. Bagaimana menentukan kapal LNG carrieryang sesuai dengan biaya investasiminimum dari ladang LNG menuju stasiunpenerima ( FSRU ) sesuai dengan skenariokejadian?

I.3 Batasan MasalahUntuk menegaskan dan lebih memfokuskan

permasalahan yang akan dianalisa dalam Skripsi ini,maka akan dibatasi permasalahan-permasalahan yangakan dibahas sebagai berikut :

1. Tidak meninjau sistem distribusi gas alamdari stasiun penerima ( FSRU ) menujumasing-masing pembangkit listrik yang ada.

2. Kapal FSRU yang digunakan berukuran129.000 m3, 147.500 m3 dan 180.000 m3,sedangkan kapasitas kapal LNG yang akandigunakan adalah sebesar 125.000 m3,135.000 m3 dan 147.500 m3.

3. Ladang terminal penyuplai gas alam yangdipergunakan adalah ladang gas dengankilang pencair gas alam ( LiquefactionPlants ), yaitu berada di kilang gas Tangguh( Irian Jaya ) dengan kapasitas 7 MTPY,Donggi-Senoro ( Sulawesi tengah ) 2 MTPYdan kawasan kilang gas Badak ( Bontang,Kalimantan Timur ) 22,5 MTPY, dengankapasitas total sepenuhnya dialihkan gunakebutuhan domestik.

4. Kecepatan kapal LNG dari terminalpenyuplai gas alam menuju stasiunpenerima ( FSRU ) diasumsikan adalah tetapselama perjalanan yaitu sebesar 18 knots.

5. Penentuan lokasi penempatan FSRUdidasarkan pada kedalaman perairan denganpertimbangan sarat air kapal.

6. Data kebutuhan pembangkit listrik yangdigunakan hanya pada pembangkit denganbahan bakar minyak (HSD,MFO) dan gasalam.

I.4 TujuanTujuan yang ingin dicapai dari skripsi ini

antara lain :1. Mengetahui lokasi FSRU yang optimum

dengan memperhatikan kebutuhanpermintaan LNG pada tiap daerahpembangkit tenaga listrik denganmemperhatikan kapasitas FSRU yangtersedia.

2. Mengetahui rute pelayaran kapal LNGcarrier yang optimal dari ladang LNG

menuju stasiun penerima dalam hal iniadalah FSRU.

I.5 Manfaat PenulisanDari penelitian ini diharapkan dapat

bermanfaat bagi berbagai pihak yang membutuhkan.Adapun manfaat yang dapat diperoleh antara lain :

1. Didapatkannya pola distribusi LNG yangoptimum dari segi biaya investasi baik bagipihak penyuplai yaitu kilang gas dandemand khususnya industri pembangkittenaga listrik di Indonesia, denganpenggunaan FSRU sebagai stasiun penerimaLNG.

2. Penelitian dari skripsi yang dilakukandiharapkan dapat memberikan polaperencanaan distribusi LNG yang optimumdimasa mendatang.

II. Tinjauan PustakaII.1 Liquified Natural Gas (LNG)

Gas alam cair (Liquefied Natural Gas, LNG)adalah gas alam yang telah diproses untukmenghilangkan ketidakmurnian dan hidrokarbonberat dan kemudian dikondensasi menjadi cairanpada tekan atmosfer dengan mendinginkannya sekitar-160 Celcius. LNG ditransportasi menggunakankendaraan yang dirancang khusus dan ditaruh dalamtangki yang juga dirancang khusus. LNG memiliki isisekitar 1/640 dari gas alam pada Suhu dan TekananStandar, membuatnya lebih hemat untukditransportasi jarak jauh di mana jalur pipa tidak ada.

II.2 LNG Supply ChainDistribusi gas alam dari sumber atau kilang

gas dapat dilakukan dengan berbagai cara baikmelalui jaringan pipa, LNG dan sebagainya. Padapembahasan ini gas alam didistribusikan dalambentuk LNG guna menyesuaikan penggunaan saranadan prasarana distribusi dengan kondisi geografisperairan Indonesia.

Gambar 1. Pilihan transportasi gas alam

Untuk Pendistribusian LNG biasanya untukrute menengah dan jauh, umumnya menggunakankapal LNG karena kemungkinan tidak bisadibangunnya saluran pipa pada wilayah yang dilewati

Sumber : www.wikipedia.org

atau wilayah tersebut yang berupa perairan dengankedalaman air yang terlalu dalam. Selain itu,penggunaan LNG carrier membutuhkan dukunganinfrastruktur yang sedemikian besar dalam prosestransportasinya. Berikut adalah gambaran umumdistribusi LNG dari ladang gas menuju stasiunpenerima.

Gambar2. LNG supply chain

Dalam penggunaan kapal LNG sebagaisarana pendistribusi LNG dari ladang gas menujustasiun penerima tentunya membutuhkan dukunganinfrastruktur yang besar pada proses transportasinya.Infrastruktur pendukung tersebut adalah liquefactionplant, loading terminal with storage tanks, receivingterminal with storage tanks, serta re-gasificationplant sebelum diterima oleh end user.

II.2.1 LNG PlantSumber gas alam di Indonesia terdapat

dibeberapa wilayah kawasan Indonesia, yakniterdapat pada provinsi Nangroe Aceh Darussalam (Kilang Arun ), Natuna Timur, Natuna Barat ( LadangBelanak ), Sumatera Selatan ( Ladang Grissik,Pagardewa ), Bagian Utara Jawa Barat, Bagian UtaraJawa Tengah ( Ladang Kepondang ), Bagian UtaraJawa Timur ( Pertamina, Kodeco, Emeralda Iless,Lapindo Brantas, Santos ), Bagian Utara Bali (Ladang Pagerungan dan Terang Sirasun ),Kalimantan Timur ( Kilang Badak, Bontang ),Sulawesi Tengah ( Kilang Donggi dan Senoro,Medco serta Sengkang ), Papua ( Kilang Tangguh,Ladang Wiriagar, Berau, Muturi ). Berikut adalahpeta cadangan gas alam di wilayah Indonesia.

Gambar 3. Cadangan gas bumi di Indonesia

Terdapat beberapa kilang pencair gas alam (Liquefaction Plants ) di Indonesia. Ada empat

kawasan produksi gas alam di Indonesia dimanaproduksi gas dikumpulkan dan disalurkan menujukilang pencair gas alam untuk diubah menjadi LNG.Kawasan tersebut adalah Kilang Badak ( Bontang,Kalimantan Timur ), Kilang Arun ( Nangroe AcehDarussalam ), Kilang Tangguh ( Papua ) dan KilangDonggi-Senoro ( Sulawesi ).

Gambar 4. Persebaran Liquefaction Plants diIndonesia

Terdapat 3 (tiga) sumber lokasi LiquefactionPlant yang digunakan, baik yang sudah tersediamaupun yang sedang dalam tahap perencanaan.Ketiga lokasi tersebut adalah Bontang ( Kilang Badak), Donggi-Senoro dan Kilang Tangguh. KilangBadak, Bontang dengan hasil produksi LNG sebesar22,59 MTPY, Tangguh sebesar 7 MTPY dan Donggi-Senoro sebesar 2 MTPY. Beberapa diantaranya sudahterikat kontrak jangka panjang dengan beberapapihak, namun kondisi tersebut diabaikan. Padapenulisan ini, seluruh pembangkit listrik berbahanbakar HSD dan gas diasumsikan siap untuk menerimasuplai gas alam sebagai bahan bakarnya. Sehinggadapat diperoleh gambaran pada penulisan skripsi,apabila produksi gas alam nasional khususnya darikilang Bontang, Donggi-Senoro dan Tangguh dapatmensuplai kebutuhan gas domestik sesuai dengankebijakan pemerintah yang telah ada, serta kilangmana saja yang tepat untuk mencukupi wilayah-wilayah usaha PLN dengan biaya investasi yangminimum tentunya.

II.2.2 Kapal LNGPengangkutan gas alam dengan

menggunakan pipa memiliki beberapa keterbatasan,antara lain : keterbatasan gerak, memerlukaninvestasi yang besar, penanganan sistem kompressoryang cukup rumit mengingat semakin jauh jarakmaka semakin besar kompressor yang digunakan,penanganan terhadap keselamatan lingkungan cukupbesar mengingat tekanan dalam jaringan pipa tersebutsangat tinggi sehingga sedikit kebocoran dapatberakibat fatal terhadap lingkungannya (Soegionodan Artana, 2006).

Alternatif lain yang digunakan untukmengangkut gas alam adalah menggunakan jasaangkutan laut, akan tetapi karena tekanan gas tersebutsangat tinggi maka tekanan gas tersebut harus

Sumber : presentasi investor PGN bulan Agustus 2010

Sumber : presentasi investor PGN bulan Agustus 2010

Sumber : www.wikipedia.org

diturunkan sampai mencapai 1 Atm. Moda angkutkapal untuk LNG dapat berupa kapal-kapalpengangkut LNG (LNG Carrier / LNG Tanker) dankapal-kapal kontainer. LNG Carrier / LNG Tankermerupakan salah satu jenis kapal khusus yangdirancang untuk mengangkut satu jenis muatan/kargosaja. Kapal-kapal tersebut memiliki tangki-tangkikhusus yang dirancang untuk menjaga suhumuatannya (LNG) hingga 163 derajat celcius.Beberapa kelebihan dari sarana angkut kapal-kapalpengangkut LNG adalah gas alam yang diangkut bisadalam jumlah besar untuk sekali angkut mengingatgas alam yang diangkut dalam bentuk cairan danmemiliki volume seperenam ratus (1/600) darivolume semula (bentuk gas).

II.2.3 Floating Storage Regasification Unit(FSRU)

Terdapat tiga jenis bentuk LNG receivingterminal yang digunakan sebagai stasiun penerimaLNG. Ketiga jenis LNG receiving terminal tersebutadalah land based terminal, offshore based terminaldan FSRU. FSRU seperti layaknya suatu tangkipenampungan dimana dalam penentuan kapasitasFSRU harus diperhatikan kebutuhan konsumsi gasdari daerah yang dilayani. FSRU memberi alternatifguna memperpendek rantai suplai konvensionalyakni dengan menghilangkan fasilitas penerima danfasilitas regasifikasi. Dengan konsep FSRU, keduafasilitas tersebut dapat digantikan fungsinya olehsebuah kapal yang berfungsi untuk menyimpanLNG, serta dilengkapi dengan fasilitas regasifikasidiatasnya. FSRU ditemukan sekitar tahun 2003dengan demikian masih merupakan teknologi baruyang telah teruji pada fasilitas penerima LNG diInggris dan Amerika. Kapal yang digunakan untukFSRU dapat berupa kapal yang dibangun baruataupun konversi dari tanker LNG.

Gambar 5. Ilustrasi FSRU

Filosofi desain Teknologi yang telah terbukti Keamanannya terjamin Keandalanya tinggi Simpel Mudah perawatannya Lambung dan tangki LNG didesain untuk 40

tahun

Cocok untuk lokasi lepas pantai atau didaerah pelabuhan

Kebutuhan pengiriman gas ukuran sedang,biasanya 600 MMscf /d atau kurang)

Tangki penyimpanan berdasarkan kapalyang dipilih

Tangki tipe membran atau moss Side-by-side atau tandem offloading Regasifikasi dengan pemanasan air laut

Keuntungan Tidak ada dampak lingkungan didarat Tingkat keamanan tinggi Dibangun di galangan Biayanya lebih murah Tidak ada biaya untuk membeli/menyewa

lahan Memungkinkan untuk dipindahkan Jalur perpipaan dapat diletakkan pada lokasi

terbaik dengan mempertimbangkaninfrastruktur yang sudah ada.

II.3 Kapasitas Pembangkit Dalam NegeriPenggunaan LNG adalah sebagai pemenuhan

sumber energi bagi pembangkit listrik di Indonesia,dimana telah diatur sepenuhnya oleh pihak PLN (Perusahaan Listrik Negara ). Terdapat berbagaimacam jenis pembangkit yang tersedia di Indonesia,diantaranya adalah PLTG, PLTD, PLTA, PLTU danPLTGU. Pada tugas akhir ini didata masing-masingkebutuhan daya dari tiap-tiap pembangkit yang adapada masing-masing wilayah usaha PLN. Dimanakebutuhan daya listrik masing-masing wilayah usahaPLN kemudian dikonversi kedalam bentuk ton LNG.Tujuan dari konversi tersebut adalah untukmengetahui berapa nilai kebutuhan LNG yang harusdisuplai dari kilang LNG atau LNG Plant menuju tiappembangkit di wilayah usaha PLN tersebut.

Berlakunya Undang-Undang Nomor 30 tahun2009 tentang Ketenagalistrikan tidak mengubahWilayah Usaha PT PLN (Persero) saat ini karenasecara defacto PLN telah memiliki usaha penyediaantenaga listrik untuk kepentingan umum yang meliputidistribusi tenaga listrik dan/atau penjualan tenagalistrik sebagaimana dapat dilihat dalam Pasal 10 ayat(4) dan Pasal 56 ayat (1) Undang-Undang tersebut.Sejalan dengan reorganisasi PLN dimana wilayahoperasi dibagi menjadi 3 wilayah, yaitu IndonesiaBarat, Indonesia Timur dan Jawa-Bali.

Terdapat tiga pembagian daerah operasionaloleh PLN guna mempermudah kegiatan operasionalmaupun distribusi kebutuhan listrik yaitu SistemOperasi Indonesia Barat, Sistem Operasi IndonesiaTimur dan Unit Jawa Bali. Dimana pada tiga daerahoperasi terbagi lagi menjadi 20 wilayah usaha yangmenangani kebutuhan pasokan listrik bagi masing-masing daerahnya. Berikut tabel 20 wilayahpembagian usaha PLN yang nanti akan digunakansebagai lokasi alternatif penempatan FSRU yang

Sumber : www.golarlng.com

tersedia beserta kebutuhan daya listrik yangdigunakan. Berikut adalah gambar penjelasanmengenai Wilayah Usaha PLN saat ini yang terbagimenjadi 20 wilayah usaha dalam 3 wilayahoperasional:

Gambar 6. Wilayah usaha PLN

II.4 SimulasiDalam merencanakan membuat suatu model

simulasi didasari dengan alasan sebagai pertimbanganmengapa diperlukan adanya pembuatan modelsimulasi. Alasan-alasan mengapa diperlukan modelsimulasi antara lain :

Simulasi adalah satu-satunya cara yangdapat digunakan untuk mengatasi masalah,jika sistem nyata terlalu sulit diamati secaralangsung. Dalam menyusun model simulasimembutuhkan data-data pendukung darisistem yang nantinya akan dibuat model.

Contoh : Jalur rantai pasok. Solusi analitik tidak bisa

dikembangkan,dikarena tingkat kerumitanyang dimiliki oleh sistem sangat kompleks.

Pengamatan terhadap sistem tidak dapatdilakukan secara langsung dengan alasan : Sistem berharga atau sangat mahal Membutuhkan waktu yang lama Akan timbul akibat yang bisa

menyebabkan rusaknya sistemutama yang sedang beroperasi.

Keuntungan dari penggunaan simulasi adalah sebagaiberikut.

1. Menghemat waktu.2. Dapat melebarkan waktu sesuai dengan data

masukan yang diharapkan selain dari kondisisebenarnya.

3. Dapat mengawasi sumber-sumberbervariasi.

4. Model dari sistem dapat digunakan untukmenjelaskan, memahami dan memperbaikisistem tersebut.

5. Dapat dihentikan dan dijalankan kembalitanpa berpengaruh terhadap data masukanyang telah diperoleh.

6. Mudah diperbanyak.7. Dapat mengetahui performansi dan

informasi dari suatu sistem.

Sisi lain dari model simulasi memiliki beberapakekurangan. Kekurangan yang dimaksud antara lain :

1. Simulasi kurang akurat.2. Model simulasi yang baik membutuhkan

biaya relatife mahal, bahkan sering jugamembutuhkan waktu bertahun-tahun untukmengembangkan model yang sesuai.

3. Tidak semua situasi dapat dievaliasi dengansimulasi.

Simulasi menghasilkan cara untukmengevaluasi solusi, bukan menghasilkan cara untukmemecahkan masalah. Namun untuk kondisidemikian perlu mengetahui terlebih dahulu solusiatau pendekatan solusi yang akan diuji. Pada tugasakhir ini akan dilakukan simulasi berupa poladistribusi LNG dan penugasan kapal dengan variasi 3daerah lokasi penyuplai LNG dengan wilayah usahaPLN yang akan dilayani oleh kapal LNG. Kapal LNGyang akan digunakan juga akan divariasikanpenggunaannya sehingga terpilih ukuran kapal sepertiapa yang sesuai untuk melayani rute tugas yang ada.Model pola distribusi supply-demand dan ukuranFSRU serta kapal yang terpilih pada akhirnyadidasarkan oleh nilai biaya investasi minimum yangada.

III. Metodologi

Gambar 6. Metodologi

IV. Analisa Data dan PembahasanBab IV dalam skripsi ini berisi tentang

analisa yang dilakukan terhadap data-data yang sudahdidapatkan. Adapun untuk tahapan-tahapan dalamanalisa ini antara lain:

Sumber : RUPTL 2010-2011

IV.1 Data yang digunakanIV.1.1 Analisa Data Kebutuhan listrik diIndonesia

Data kebutuhan daya listrik di Indonesiaberdasarkan masing-masing wilayah operasional atauusaha dari PLN diperoleh dari RUPTL 2010-2019.Data kebutuhan daya listrik yang diambil adalah datakebutuhan daya listrik pada tahun 2010, dimanakeseluruhan daya listrik didapat dari 20 wilayahusaha PLN yang telah dijelaskan pada penjelasansebelumnya. Pada pengumpulan data kebutuhanlistrik di Indonesia, total daya listrik yang diperolehadalah total daya listrik yang dihasilkan dari tiappembangkit listrik berbahan bakar minyak (HSD-MFO) dan gas alam. Tabel1. menerangkan totalkebutuhan daya listrik di tiap wilayah usaha PLN.

Tabel 1. Data kebutuhan listrik wilayah usaha PLNNo. Nama Wilayah Kebutuhan Daya Satuan

1 Nangroe Aceh Darussalam 113.37 MW

2 Sumatera Utara 1287.75 MW

3 Wilayah Riau 173.79 MW

4 Sumatera Barat 72.66 MW

5 SumSel Jambi Bengkulu 655.17 MW

6 Lampung 57.70 MW

7 Kalimantan Barat 335.82 MW

8 KalSel & Kalteng 474.64 MW

9 KalTim 305.60 MW

10 Sulut, Sulteng & Gorontalo 330.30 MW

11 Sulsel, Sultra & Sulbar 579.16 MW

12 Maluku 92.32 MW

13 Papua 223.50 MW

14 NTB 174.99 MW

15 NTT 144.40 MW

16 DKI Jakarta 2740.70 MW

17 Jabar & Banten 1040.00 MW

18 Jateng & Yogyakarta 1689.00 MW

19 Jatim 3144.80 MW

20 Bali 432.70 MW

IV.1.2 Analisa data kapasitas produksi LNG

Tabel 2. Data kebutuhan listrik wilayah usaha PLNNo. Kilang LNG kapasitas Unit

1 Bontang 22.5 MTPY

2 Donggi 2 MTPY

3 Tangguh 7 MTPY

total 31.5 MTPY

Terdapat 3 lokasi kilang LNG yangdigunakan sebagai sumber LNG yang akan dianalisayaitu kilang LNG Bontang, Donggi-Senoro danTangguh. Tabel2. menggambarkan potensi kapasitassuplai gas dari kilang LNG yang digunakan. Dimanapotensi pengguna LNG adalah industri pembangkittenaga listrik khususnya sebagai pengganti jenisbahan bakar HSD maupun MFO dan gas alam.

IV.1.3 Kapal LNG dan FSRU yang digunakan

Terdapat 3 alternatif variasi dari ukurankapal LNG yang akan digunakan dalam melayanipenugasan suplai LNG dari kilang LNG menujulokasi penerima LNG dimana lokasi penerima akandiwakili oleh FSRU yang terpilih. Tabel3.menjelaskan data ukuran kapal LNG yang digunakandalam pembahasan.

Tabel 3. Data kapal LNG yang digunakankapal kapasitas Loa speed Draft

kelas m3 meter knot m

Dwiputra 125000 272 18 10,35

Golar Mazo 135000 290 18 10,8

Energy frontier 147500 289 18 11,43

Terdapat 3 variasi ukuran FSRU yaitu FSRUdengan ukuran 129.000 m3, 147.500 m3 dan 180.000m3. Dimana ketiga ukuran FSRU yang digunakansetara atau sekelas dengan FSRU GOLAR SPIRIT,ENERGY FRONTIER dan HOEGH LNG FSRU.Tabel 4.8 menggambarkan beberapa ukuran ataudimensi dari FSRU yang digunakan.

Tabel 4. Data FSRU yang digunakan

ParameterCargo capacity of FSRU

Unit ( m3 ) 129000 147500 180000Lengthoverall Loa m 289 289 277

Breadth B m 44.6 43 51.5

Hull depth H m 25 26.7 24

Draught T m 11.4 11.85 11

Kelas FSRU Unit ukuranFSRU GolarSpirit m

3 129000

Golar EnergyFrontier m

3 147500

HOEGHLNG FSRU m

3 180000

IV.2 Penentuan lokasi alternatif FSRU danjarak lokasi dengan Kilang LNG

Pada tiap wilayah usaha PLN, alternatiflokasi FSRU ditentukan berdasarkankedekatannya dengan pembangkit listrik yangakan disuplai gas alam, selain itu pula

mempertimbangkan kondisi perairan dan kondisilingkungan yang cocok untuk penempatanFSRU. Pertimbangan akan pemilihan kondisiperairan dan lingkungan disesuaikan puladengan ukuran FSRU yang akan digunakan sertapenanganan dari pihak pelabuhan terkait dalamhal ini lokasi yang terdata adalah lokasi yangdibawahi oleh pihak Pelabuhan Indonesia (PELINDO ). Tabel4.13 menerangkan lokasialternatif dan kondisi geograsfis perairan di tiapwilayah usaha, dimana FSRU akan ditempatkan.

Tabel 5. Wilayah Perairan Peletakan FSRU DanJarak Tempuh Dari Tiap Terminal

IV.3 Pengembangan ModelModel yang akan dikembangkan untuk

perencanaan pola distribusi LNG domestik adalahgabungan antara model transportasi dengan modelpenugasan. Model transportasi digunakan untukmenentukan pola distribusi LNG yang optimum darilokasi asal ke lokasi penerima, sedangkan modelpenugasan digunakan untuk menentukan jenis kapalyang sesuai dengan kegiatan distribusi LNG.

Pemodelan yang akan dikembangkan melibatkanbeberapa asumsi guna penyederhanaan prosespengerjaan. Asumsi yang digunakan pada modeladalah sebagai berikut.

Ketersediaan LNG pada kilang produksiLNG digunakan sepenuhnya bagi kebutuhandomestik. Pada pembahasan ini ketersediaanLNG nantinya disesuaikan denganpresentase kapasitas LNG domestik yangdisediakan oleh pemerintah atau kondisi saatini dan kondisi yang diinginkan.

Kecepatan kapal LNG dianggap konstanyaitu sebesar 18 knot selama dalamperjalanan mulai dari berangkat dari lokasiasal menuju lokasi tujuan.

Tidak ada waiting time bagi kapal, dimanajumlah kargo yang akan dibongkar ataumuat dapat dilakukan secara langsung.

Lamanya roundtrip days dihitung hanyaberdasarkan pada lamanya waktu dilaut (seatime ) yang dihitung dengan kecepatankonstan, ditambah dengan lamanya prosesmuat dan bongkar LNG ( port time ) dariasal dan lokasi tujuan.

Waktu untuk cooling-down dianggap tidakada, dalam artian bahwasannya suhu LNGTanks dan Arms dianggap -160 dan tidakada sisa LNG yang terdapat pada kapal LNGselepas unloading process, diasumsikantemperatur tangki tetap terjaga

Waktu Roundtrip Days dihitung hanyaberdasarkan pada lamanya waktu di laut(seatime) yang dihitung dengan kecepatankonstan, ditambah dengan lamanya prosesmuat dan bongkar LNG (port time) darilokasi asal dan lokasi tujuan.

Terminal Penerima selama beroperasidianggap tidak ada halangan apapun.

Penggunaan Kapal LNG dengan skenariosewa (Charter Hire).

IV.3.1 Input ModelBeberapa masukan atau input model yang

diperlukan pada pembuatan model ini adalah sebagaiberikut :

A. Kapasitas produksi LNG ( Supply )1. Bontang ( Kilang Badak ) dengan kapasitas

22,5 MTPY2. Donggi-Senoro ( Kilang Donggi ) dengan

kapasitas 2 MTPY3. Tangguh ( Kilang Tangguh ) dengan

kapasitas produksi 7 MTPY

B. Kapasitas permintaan ( Demand )Berdasarkan data yang diperoleh seperti

yang telah diuraikan pada penjelasan sebelumnya,maka kapasitas demand LNG dari masing-masing

No NamaWilayah

LokasiFSRU

Bon Dgs Tgh Unit

1 NangroeAcehDarussalam

Lhokseumawe

1679 2085 2360 Miles

2 SumateraUtara

Belawan

1631 2030 2295 Miles

3 WilayahRiau

Dumai 1211 1813 2162 Miles

4 SumateraBarat

TelukBayur

1344 1934 2283 Miles

5 SumSelJambiBengkulu

Palembang

983 1443 1765 Miles

6 Lampung Panjang

891 1386 1713 Miles

7 Sulut,Sulteng &Gorontalo

Bitung 449 218 669 Miles

8 Sulsel,Sultra &Sulbar

Makassar

340 578 900 Miles

9 Maluku Ambon 928 380 347 Miles

10 Papua Sorong 934 535 218 Miles

11 NTB Bima 689 655 998 Miles

12 NTT Ende 700 602 739 Miles

13 DKIJakarta

Tanjung Priok

897 1289 1618 Miles

14 Jabar &Banten

Bojonegara

1135 1346 1693 Miles

15 Jateng &Yogyakarta

Tanjung Mas

675 1090 1412 Miles

16 Bali CelukanBawang

567 808 1146 Miles

lokasi seperti yang telah disebutkan sebelumnyaadalah sebagai berikut :

Tabel 6. Kebutuhan LNG / tahun tiap wilayahusaha PLNNo. Nama Wilayah

Kebutuhan LNG(MTPY)

1 Nangroe AcehDarussalam 0,16

2 Sumatera Utara 1,843 Wilayah Riau 0,254 Sumatera Barat 0,105 SumSel Jambi Bengkulu 0,946 Lampung 0,08

7 Sulut, Sulteng &Gorontalo 0,47

8 Sulsel, Sultra & Sulbar 0,839 Maluku 0,13

10 Papua 0,3211 NTB 0,2512 NTT 0,2113 DKI Jakarta 3,9214 Jabar & Banten 1,9615 Jateng & Yogyakarta 2,4116 Bali 0,62

C. Jarak supply-demandBeberapa masukan atau input model yang

diperlukan pada pembuatan model ini adalah lokasidan jarak asal-tujuan. Jarak asal-tujuan diperolehmelalui pengukuran berdasarkan peta elektronik dantabel jarak perjalanan kapal tanker Pertamina. Selisihjarak antara jarak pengukuran dan jarak sebenarnyadapat terjadi. Pengukuran diambil dari lokasi asalyaitu lokasi kilang LNG menuju lokasi atau wilayahusaha PLN yang telah diletakan FSRU sebagaireceiving terminal LNG.

D. Alternatif pilihan kapal LNG yang tersediaBeberapa masukan atau input model yang

diperlukan pada pembuatan model adalah alternatifkapal LNG yang tersedia sebagai sarana distribusiLNG. Alternatif kapal LNG yang digunakan padapemodelan didasarkan pada data kapal LNG yangtelah beroperasi.Tabel 7. Kapal LNG yang digunakan

No.

Class offleet Fleet size LOA Draft

( m3 ) ( ton ) ( meter ) ( meter )

1 Dwiputra 125000 57500 272 10,35

2 GolarMazo

135000 62204 290 10,80

3 EnergyFrontier

147500 67896 289 11,43

E. Dara kecepatan bongkar muat kapal LNG

Beberapa masukan atau input model yangdiperlukan pada pembuatan model adalah datakecepatan bongkar muat kapal LNG yang tersediasebagai sarana distribusi LNG. Untuk menentukanlamanya port time, maka diperlukan dataproduktivitas ( kecepatan ) bongkar muat masing-masing kapal LNG.

Tabel 8. Kapasitas bongkar muat kapalNo. Class offleet Pumps duration port time

m3/hour ton/jam jam day1 Dwiputra 13000 5980 9,61538 0,422 Golar Mazo 11250 5175 12,0201 0,503 Energy

Frontier 11500 5290 12,8347 0,54

IV.3.2 PemodelanMelalui asumsi dan input data pada

pembahasan sebelumnya, maka diperoleh keluaranmodel berupa pola distribusi LNG bagi pemenuhankebutuhan domestik. Pola distribusi akan ditentukanoleh jenis kapal yang akan digunakan, hal inidikarenakan oleh masing-masing kapal memilikikonsekwensi biaya yang berbeda-beda. Denganasumsi charter rate seperti terlihat pada tabelsebelumnya, maka dapat dihitung besarnya biayatetap ( fixed cost ) dan biaya variabel untuk masing-masing alternatif kapal.

Tabel 8. Biaya investasi kapalClass

of fleet fixedcost

FuelCost

Insuranc

e

Port

Cost

C/HCost

TotalVC

$/year $/day ($/day$/day

$/day $/day

Dwiputra

40.835.470

29.615

4.936

8.226

9.872 52.648

GolarMazo

42.792.965

31.035

5.172

8.621

10.345 55.172

EnergyFrontier

49.353.110

35.792

5.965

9.942

11.931 63.630

IV.4 Simulasi dan Model Penugasan KapalBiaya Investasi MinimumLogika Simulasi

Simulasi yang dilakukan adalah simulasikejadian pada dikondisi dimana desain model adalahmodel transportasi penugasan kapal LNG dengan ruteyang telah diperoleh pada pembahasan sebelumnyamelalui pertimbangan biaya investasi minimum. Padapembahasan sebelumnya setelah dilakukanpemodelan dengan variasi ukuran kapal LNG, ukuranFSRU yang digunakan dan rute yang tersedia makadiperoleh biaya investasi distribusi LNG padamasing-masing wilayah usaha PLN. Pada lampiran Dtabel D.17 terdapat pola distribusi LNG dan rutepenugasan kapal LNG dengan analisa biaya investasiminimum sesuai dengan nilai atau harga komponenbiaya investasi yang telah ditetapkan. Melaluisimulasi pola distribusi LNG dan penugasan kapal

LNG dengan beberapa kondisi yaitu kondisi 100%dan 25% suplai kapasitas produksi LNG bagikebutuhan domestik serta kondisi saat ini, diharapkandapat diketahui wilayah usaha PLN mana yang dapatdisuplai oleh kilang dengan kondisi seperti demikian.Selain itu diharapkan pula diketahui penugasan kapalLNG dengan biaya investasi minimum yang sesuaidengan masing-masing kondisi tersebut. Berikutadalah pembahasan mengenai ketiga kondisi simulasidistribusi LNG.

Tabel 9. Tabel distribusi LNG di Indonesia denganbiaya investasi minimumNo. NamaWilayah

LNG suplai LNG dari BiayaInvestasiBON

DGS

TGH $/ tahun

1

NangroeAcehDarussalam

0,16 0,16$

42.221.004

2 Sumatera Utara 1,841,84

$90.359.925

3 WilayahRiau 0,250,25

$42.433.512

4 Sumatera Barat 0,100,10

$43.568.718

5

SumSelJambiBengkulu

0,94 0,94$

46.611.801

6 Lampung 0,080,08

$43.229.064

7

Sulut,Sulteng&Gorontalo

0,47 0,47$

41.726.117

8Sulsel,Sultra &Sulbar

0,83 0,83$

42.897.152

9 Maluku 0,13 0,13$

43.152.459

10 Papua 0,32 0,32$

41.407.714

11 NTB 0,25 0,25$

41.790.575

12 NTT 0,21 0,21$

41.568.263

13 DKIJakarta 3,923,92

$107.923.420

14 Jabar &Banten 1,961,96

$56.336.603

15Jateng &Yogyakarta

2,41 2,41$

48.948.552

16 Bali 0,62 0,62$

43.05.,445

Total KebutuhanLNG (MTPY) 14,49

No. KilangLNGkapasitas

1 Bontang 22,5

2 Donggi 2

3 Tangguh 7

31,5

Pada kondisi ini semua permintaan LNG dari setiapwilayah usaha PLN dapat terpenuhi oleh masing-masing kilang LNG Bontang, Donggi Senoro danTangguh. Sehingga didapatkan total biaya investasikeseluruhan adalah $. 817.232.322 dimanakeseluruhan wilayah dilayani oleh Kapal ukuran125.000 m3 sebanyak 13 unit, Kapal ukuran 135.000m3 sebanyak 3unit kapal LNG dan Kapal ukuran147.500 m3 sebanyak 1 unit kapal LNG dantotal persentase kebutuhan LNG adalah sebesar 46%dari total suplai LNG yang tersedia.

Gambar 7. Gambaran Distribusi LNG Dari Kilang BontangDengan Skenario 100% LNG Bagi Pemenuhan KebutuhanDomestik

Gambar 8. Gambaran Distribusi LNG Dari Kilang DonggiDengan Skenario 100% LNG Bagi Pemenuhan KebutuhanDomestik

Gambar 9. Gambaran Distribusi LNG Dari KilangTangguh Dengan Skenario 100% LNG Bagi PemenuhanKebutuhan Domestik

V. KesimpulanBerdasarkan pemodelan yang telah

dilakukan dengan menggunakan FSRU dan kapalLNG untuk distribusi LNG maka dapat ditarikkesimpulan sebagai berikut.1. Berdasarkan asumsi bahwa semua

pembangkit listrik PLN berbahan bakarHSD, MFO dan Gas Alam menggunakangas alam sebagai bahan bakarnya,didapatkan bahwa lokasi FSRU yang sesuaiuntuk ditempatkan sebagai receivingterminal adalah sebagai berikut.

bersambung

Tabel 10. Lokasi penempatan FSRUNo. Nama Wilayah Destination/Origin

1 Nangroe Aceh Darussalam Lhokseumawe

2 Sumatera Utara Belawan

3 Wilayah Riau Dumai

4 Sumatera Barat Teluk Bayur

5 SumSel Jambi Bengkulu Palembang

6 Lampung Panjang

7 Sulut, Sulteng & Gorontalo Bitung

8 Sulsel, Sultra & Sulbar Makassar

9 Maluku Ambon

10 Papua Sorong

11 NTB Bima

12 NTT Ende

13 DKI Jakarta Tanjung Priok

14 Jabar & Banten Bojonegara

15 Jateng & Yogyakarta Tanjung Mas

16 Bali Celukan Bawang

2. Dari pemodelan yang dilakukan sesuaidengan simulasi kondisi kejadian, analisa biayainvestasi maka model distribusi LNG dan jenis kapalLNG yang sesuai untuk melakukan kegiatanpendistribusian adalah sebagai berikut. Pada kondisi 100 % kilang Bontang

mensuplai wilayah Nangroe AcehDarussalam, Sumatera Utara, Wilayah Riau,Sumatera Barat, SumSel Jambi Bengkulu,Lampung, Sulsel-Sultra & Sulbar, DKIJakarta, Jabar & Banten, Jateng &Yogyakarta serta wilayah Bali dengan totalkapasitas LNG sebesar 13,11 MTPY denganmenggunakan kapal ukuran 147.500 m3untuk memenuhi kebutuhan wilayahSumatera Utara, 2 kapal ukuran 135.000 m3untuk memenuhi masing-masing wilayahSumatera Barat dan Lampung. Selanjutnyakapal 1 unit kapal ukuran 125.000 m3 untukmemenuhi kebutuhan wilayah NangroeAceh Darussalam, Wilayah Riau, SumSelJambi Bengkulu, Sulsel-Sultra & Sulbar,Jabar & Banten, Jateng & Yogyakarta, Bali,serta 2 kapal ukuran 125.000 m3 untukmemenuhi kebutuhan wilayah DKI Jakarta.

Pada kondisi 100% kilang Donggimensuplai wilayah Sulut, Sulteng &Gorontalo, NTB dan NTT sebesar 0,93MTPY dengan menggunakan kapal ukuran125.000 m3 berjumlah satu unit untukmensuplai masing-masing wilayah tersebut.

Pada kondisi 100% kilang Tangguhmensuplai wilayah Maluku dan Papuadengan kapasitas sebesar 0,45 MTPYdengan menggunakan kapal LNG ukuran

135.000 m3 dan 125.000 m3 berjumlah satuunit dimana masing-masing mensuplaiwilayah Maluku dan Papua.

Pada kondisi 100% total biaya investasiyang dibutuhkan adalah sebesar$.817.232.322

DAFTAR PUSTAKA

Soegiono dan K. Buda, Artana. (2006). TransportasiLNG Indonesia. Airlangga UniversityPress,Surabaya.

Soegiono. (2006). Pipa Laut. Airlangga UniversityPress, Surabaya.

Zainury. 2008. Optimasi pengadaaan kapal-kapalpengangkut LNG untuk distribusi LNG dariPulau Kalimantan ke Pulau Jawa menggunakanFuzzy Logic. Jurnal Tugas Akhir

Lake, Larry W. Petroleum Engineering Handbookvolume VII. 2007.

BPMIGAS, 2004. Indonesian Liquefied NaturalGas, Badan Pengelola Hulu Minyak dan Gas,Jakarta.

PT PLN PERSERO. 2010. Rencana UsahaPenyediaan Tenaga Listrik PT PLN (Persero)2010 - 2019, Jakarta.

PT PGN PESERO. 2010. Perusahaan Gas NegaraPresentasi Investor, Jakarta.

Muchlis, M., Permana, A.D., 2003. ProyeksiKebutuhan Listrik PLN Tahun 2003 s.d.2020. Pengembangan Sistem Kelistrikandalam Menunjang Pembangunan NasionalJangka Panjang, Jakarta

PERTAMINA, 2001, Indonesian Liquefied NaturalGas.

Fakultas Teknologi Kelautan ITS, 2005. StudiPemasaran dan Distribusi Gas Alam Cair ( LNG) dan LPG Untuk Pasar Domestik Indonesia,Kerja sama FTK-ITS-BP Migas.

PT Badak Natural Gas Liquefaction, 2003.Pengkajian Energi Universitas Indonesia, Indonesia

Energy Outlook and Statistic 2004, UniversitasIndonesia, Depok, 2004

Setiawan, Sandi. 1991. Simulasi. ANDI OFFSET.Yogyakarta.

Official website BP Migas :http//www.BPmigas.com

Official website PGN :http//www.pgn.co.id