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
Prof. DR. Ketut Buda Artana, ST., M.Sc.
JURUSAN TEKNIK SISTEM PERKAPALAN
Fakultas Teknologi Kelautan
Institut Teknologi Sepuluh Nopember
Surabaya 2015
iii
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
FINAL PROJECT – ME141501
FSU LNG SELECTION USING ANP (ANALITYCAL NETWORK
PROCESS) METHOD
IN CELUKAN BAWANG, BALI
MUHAMAD ALFIN HIDAYAT
NRP 4211 100 046
Supervisor
Prof. DR. Ketut Buda Artana, ST., M.Sc.
DEPARTMENT OF MARINE ENGINEERING
Faculty Of Marine Technology
Institut Teknologi Sepuluh Nopember
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
Gambar 1. 4. Alternatif 2
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.
Gambar 1. 5. Alternatif 3
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
Gambar 4. 2. 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
Gambar 4. 3. 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
Gambar 4. 4. 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
Instalasi pipa ke ORF
Kebutuhan
pengerukan
9 7 5 3 1 3 5 7 9
Instalasi pipa ke ORF
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
margin jual US$ 2.20
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
margin jual US$ 2.40
SKENARIO 4
margin jual US$ 2.60
Feed gas price US$ 10.50 10.50 Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00 margin US$ 2.40 2.60
Selling price to power plant US$ 16.90 17.10
Annual revenue US$ 88,317,531.60 95,677,325.90
SKENARIO 5
margin jual US$ 2.80
SKENARIO 6
margin jual US$ 3.00
Feed gas price US$ 10.50 10.50 Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00 margin US$ 2.80 3.00
Selling price to power plant US$ 17.30 17.50
Annual revenue US$ 103,037,120.20 110,396,914.50
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
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
Alternatif 1 9 7 5 3 1 3 5 7 9 Alternatif 3
Alternatif 2 9 7 5 3 1 3 5 7 9 Alternatif 3
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
5) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
kemudahan bongkar muat LNG (SC-05) & berapa nilainya
Alternatif 2
Alternatif 3
Alternatif 3
1) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
kedalaman perairan (SC-01) & berapa nilainya
2) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
pasang surut air laut (SC-02) & berapa nilainya
3) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
gelombang (SC-03) & berapa nilainya
Kuisioner bagian 1
Alternatif 2
Alternatif 3
Alternatif 3
Alternatif 2
6) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
kemudahan operasi dan perawatan (SC-06) & berapa nilainya
7) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
instalasi jetty (SC-07) & berapa nilainya
8) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
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
9) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap subkriteria
kebutuhan pengerukan (SC-09) & berapa nilainya
10) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap
subkriteria lama waktu pembangunan (SC-10) & berapa nilainya
11) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap
subkriteria dampak terhadap pencemaran laut (SC-11) & berapa nilainya
Alternatif 3
Alternatif 3
Alternatif 3
Alternatif 3
12) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap
subkriteria kesesuaian dengan master plan (SC-12) & berapa nilainya
Alternatif 2
13) Antar dua alternatif lokasi yang dibandingkan, manakah yang lebih memenuhi terhadap
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
Instalasi pipa ke ORF
Instalasi pipa ke ORF
Kebutuhan
pengerukan
9 7 5 3 1 3 5 7 9
Instalasi pipa ke ORF
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
margin jual US$ 2.00
SKENARIO 2
margin jual US$ 2.20
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
margin jual US$ 2.40
SKENARIO 4
margin jual US$ 2.60
Feed gas price US$ 10.50 10.50
Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00
margin US$ 2.40 2.60
Selling price to power plant US$ 16.90 17.10
Annual revenue US$ 88,317,531.60 95,677,325.90
SKENARIO 5
margin jual US$ 2.80
SKENARIO 6
margin jual US$ 3.00
Feed gas price US$ 10.50 10.50
Processing-liquefaction-transportation cost US$ 4.00 4.00
margin US$ 2.80 3.00
Selling price to power plant US$ 17.30 17.50
Annual revenue US$ 103,037,120.20 110,396,914.50
Units Value
Total Investation
CostUS$ 423,771,832
Total Operational
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 73,597,943
% 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
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 80,957,737
% 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 $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
$12,520,939
ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 2.20)
CAPEX (Capital
Expenditure)
OPEX (Operational
Expenditure)
Revenue
Inflation
Tax
$12,247,518
$12,317,591
$12,407,609
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 $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
Objective Units Value
NPV > 0 $ 4,851,567
IRR > Inflation % 5.11%
PP < life time year 20.18
PI > 1 1.01
NPV (Net Present Value)
IRR (Interest Rate Return)
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
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 88,317,532
% 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 $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
$14,360,888
ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 2.40)
CAPEX (Capital
Expenditure)
OPEX (Operational
Expenditure)
Revenue
Inflation
Tax
$14,087,467
$14,157,540
$14,247,558
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 $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
Objective Units Value
NPV > 0 $ 69,042,756
IRR > Inflation % 6.54%
PP < life time year 16.75
PI > 1 1.17
NPV (Net Present Value)
IRR (Interest Rate Return)
PP (Payback Period)
PI (Profitability Index)
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
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 95,677,326
% 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 $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
$16,200,836
ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 2.60)
CAPEX (Capital
Expenditure)
OPEX (Operational
Expenditure)
Revenue
Inflation
Tax
$15,927,416
$15,997,488
$16,087,507
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 $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
Objective Units Value
NPV > 0 $ 133,233,944
IRR > Inflation % 7.90%
PP < life time year 14.37
PI > 1 1.33
NPV (Net Present Value)
IRR (Interest Rate Return)
PP (Payback Period)
PI (Profitability Index)
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
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 103,037,120
% 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 $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
$18,040,785
ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 2.80)
CAPEX (Capital
Expenditure)
OPEX (Operational
Expenditure)
Revenue
Inflation
Tax
$17,767,364
$17,837,437
$17,927,455
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 $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
Objective Units Value
NPV > 0 $ 197,425,132
IRR > Inflation % 9.18%
PP < life time year 12.59
PI > 1 1.48
NPV (Net Present Value)
IRR (Interest Rate Return)
PP (Payback Period)
PI (Profitability Index)
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
CostUS$/year 12,477,120
Annual Revenue US$ 110,396,915
% 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 $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
$19,880,734
ECONOMIC FEASIBILITY STUDY (MARGIN US$ 3.00)
CAPEX (Capital
Expenditure)
OPEX (Operational
Expenditure)
Revenue
Inflation
Tax
$19,607,313
$19,677,385
$19,767,404
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 $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
Objective Units Value
NPV > 0 $ 261,616,320
IRR > Inflation % 10.41%
PP < life time year 10.67
PI > 1 1.64
NPV (Net Present Value)
IRR (Interest Rate Return)
PP (Payback Period)
PI (Profitability Index)
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