-
UNIVERSITAS INDONESIA
OPTIMASI RANTAI SUPLAI LNG UNTUK DESAIN
OPERASIONAL FLOATING STORAGE AND
REGASIFICATION UNIT (FSRU)
SKRIPSI
Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar
Sarjana Teknik
ADE SRI RAHAYU
0806456322
FAKULTAS TEKNIK
DEPARTEMEN TEKNIK KIMIA
PROGRAM STUDI TEKNIK KIMIA
DEPOK
JUNI 2012
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
ii
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS
Skripsi ini adalah hasil karya saya sendiri,
dan semua sumber baik yang dikutip maupun dirujuk
telah saya nyatakan dengan benar.
Nama : Ade Sri Rahayu
NPM : 0806456322
Tanda Tangan :
Tanggal : 26 Juni 2012
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
iii
HALAMAN PENGESAHAN
Skripsi ini diajukan oleh :
Nama : Ade Sri Rahayu
NPM : 0806456322
Program Studi : Teknik Kimia
Judul Skripsi : Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain
Operasional Floating
Storage and Regasification Unit (FSRU)
Telah berhasil dipertahankan di hadapan Dewan Penguji dan
diterima
sebagai bagian persyaratan yang diperlukan untuk memperoleh
gelar
Sarjana Teknik pada Program Studi Teknik Kimia Fakultas
Teknik,
Universitas Indonesia
DEWAN PENGUJI
Pembimbing : Prof. Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA ( )
Penguji : Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng ( )
Penguji : Ir. Kamarza Mulia, MSc., Ph.D ( )
Penguji : Ir. Yuliusman, M.Eng ( )
Ditetapkan di : Depok
Tanggal : 26 Juni 2012
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
http://www.kepakaran.ui.ac.id/detail_profil.php?id=1051
-
iv
KATA PENGANTAR
Alhamdulillah, puji syukur penulis panjatkan ke hadirat Allah
Swt. yang
telah memberikan rahmat dan hidayah-Nya sehingga penulis dapat
menyelesaikan
skripsi ini. Teriring shalawat serta salam kepada baginda Nabi
Muhammad Saw.
beserta keluarga, sahabat dan para pengikutnya hingga hari
pembalasan.
Dalam proses penulisan karya ini, penulis mendapat banyak
dukungan dari
berbagai pihak. Ucapan terima kasih penulis sampaikan
kepada,
(1) Orang tua dan keluarga yang selalu memberikan dukungan dan
doa.
(2) Prof. Dr. Ir. Widodo Wahyu Purwanto, DEA., pembimbing yang
telah
bersedia meluangkan waktu dan ilmu yang menginspirasi.
(3) Dewan penguji: Dr. Ir. Asep Handaya Saputra, M.Eng, Ir.
Kamarza Mulia,
M.Sc., Ph.D, Ir. Yuliusman, M.Eng., untuk diskusi yang sarat
makna.
(4) Rekan satu riset grup: Febri, Ayu, dan Rainer.
(5) Barisan sahabat terbaik yang senantiasa mencerahkan
hari-hari penuh
perjuangan: Sefni Yenti, Fathimah Fildzah Izzati, Fatimatuz
Zahroh, Hana
βAfiifah, Zahra Aulia Syahidah, Diana A., R. Muthia, Nindya
S.W.,
Khofiful W., Nadhila A.Z., Shofa, Mariatul Q., Merisa B.F.,
Annisyu
M.S., Dewi A., Yunika P., Desi A., Bangkit I., dan Wentika
P.K.A.
(6) Keluarga besar Departemen Teknik Kimia FTUI.
(7) Pihak lain yang turut membantu dan mendoakan sehingga
skripsi ini bisa
selesai tepat pada waktunya.
Penulis menyadari masih terdapat kekurangan dalam penulisan
skripsi ini.
Saran dan kritik yang bersifat membangun diperlukan untuk
mengembangkan
penelitian ini di masa datang. Harapannya, semoga karya ini
dapat berkontribusi
dalam pengembangan ilmu pengetahuan dan teknologi yang
bermanfaat untuk
kemajuan Indonesia menuju negara yang berdaulat di atas tanahnya
sendiri.
Depok, 26 Juni 2012
Penulis
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
v
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI
TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS
Sebagai sivitas akademik Universitas Indonesia, saya yang
bertanda tangan di
bawah ini:
Nama : Ade Sri Rahayu
NPM : 0806456322
Program Studi : Teknik Kimia
Departemen : Teknik Kimia
Fakultas : Teknik
Jenis karya : Skripsi
demi pengembangan ilmu pengetahuan, menyetujui untuk memberikan
kepada
Universitas Indonesia Hak Bebas Royalti Noneksklusif
(Non-exclusive Royalty-
Free Right) atas karya ilmiah saya yang berjudul :
Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain Operasional
Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)
beserta perangkat yang ada (jika diperlukan). Dengan Hak Bebas
Royalti
Noneksklusif ini Universitas Indonesia berhak menyimpan,
mengalihmedia/formatkan, mengelola dalam bentuk pangkalan data
(database),
merawat, dan memublikasikan tugas akhir saya selama tetap
mencantumkan nama
saya sebagai penulis/pencipta dan sebagai pemilik Hak Cipta.
Demikian pernyataan ini saya buat dengan sebenarnya.
Dibuat di : Depok
Pada tanggal : 26 Juni 2012
Yang menyatakan,
(Ade Sri Rahayu)
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
vi Universitas Indonesia
ABSTRAK
Nama : Ade Sri Rahayu
Program Studi : Teknik Kimia
Judul : Optimasi Rantai Suplai LNG untuk Desain Operasional
Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)
Pembangunan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)
berfungsi untuk
melengkapi keterbatasan fasilitas jaringan pipa dalam
mengakomodasi kelancaran
arus suplai gas. Model optimasi rantai suplai LNG digunakan
untuk mendapatkan
keuntungan maksimal dari pengoperasian terminal tersebut.
Optimasi dilakukan
dengan menerapkan konsep linear programming mencakup penentuan
fungsi
objektif, decision variable, dan constraint dilanjutkan proses
optimasi dengan
bantuan program Solver Microsoft Excel. Dari studi kasus 1
dengan kombinasi
suplai LNG ke terminal dari kilang Badak sebanyak 5 kali
pengiriman kapal, 2
kali pengiriman dari Donggi, 7 kali pengiriman dari Masela dan 1
kali pengiriman
Tangguh didapatkan keuntungan sebesar US$ 73,4 juta. Dari studi
kasus 2
dengan kombinasi suplai LNG ke terminal dari kilang Badak
sebanyak 5 kali
pengiriman kapal, 2 kali pengiriman dari Donggi, 6 kali
pengiriman dari Masela
dan 2 kali pengiriman dari Tangguh didapatkan keuntungan sebesar
US$ 85,7
juta. Dari studi kasus 3 didapatkan keuntungan sebesar US$ 8,2
milyar, dan studi
kasus 4 sebesar US$ 8,4 milyar dengan kombinasi pasokan LNG dari
tiap supplier
berbeda-beda sesuai dengan desain operasional pada kasus
tersebut.
Kata kunci:
Rantai suplai LNG, floating storage and regasification unit
(FSRU), linear
programming, optimasi
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
vii Universitas Indonesia
ABSTRACT
Name : Ade Sri Rahayu
Study Program : Chemical Engineering
Title : Optimizing LNG Supply Chain for Operational Design
of
Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)
Floating Storage and Regasification Unit (FSRU) serves to
overcome the
limitations of pipeline facilities in order to accommodate the
flow of gas supply.
LNG supply chain optimization model is used to obtain maximum
benefit from
the operation of the terminal. The optimization is applied by
implementing the
concept of linear programming that includes determination of the
objective
function, decision variables, and constraint. Then optimization
process is
continued by using Microsoft Excel Solver program. The result
from study case 1
that combined 5 shipments of LNG supply to the terminal from
Badak, 2
shipments from Donggi, 7 shipments from Masela, and 1 shipments
from
Tangguh yields US$ 73,4 million of profit. US$ 85,7 million of
profit was
obtained from case study 2 that combined 5 shipments of LNG
supply to the
terminal from Badak, 2 shipments from Donggi, 6 shipments from
Masela and 2
shipments from Tangguh. US$ 8,2 billion of profit was obtained
from case study
3 and US$ 8,4 billion from case study 4 with a combination of
LNG supplies from
each supplier accordance with the operational design of the
case.
Key words:
LNG supply chain, floating storage and regasification unit
(FSRU), linear
programming, optimization
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
viii Universitas Indonesia
DAFTAR ISI
HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS
.................................................... ii
HALAMAN PENGESAHAN
................................................................................
iii
KATA PENGANTAR
...........................................................................................
iv
HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI
............................... v
ABSTRAK
.............................................................................................................
vi
ABSTRACT
..........................................................................................................
vii
DAFTAR ISI
........................................................................................................
viii
DAFTAR GAMBAR
...............................................................................................
x
DAFTAR TABEL
..................................................................................................
xi
BAB 1 PENDAHULUAN
......................................................................................
1
1.1 Latar Belakang
..............................................................................................
1
1.2 Perumusan Masalah
......................................................................................
3
1.3 Tujuan Penelitian
..........................................................................................
3
1.4 Batasan
Masalah............................................................................................
3
1.5 Sistematika Penulisan
...................................................................................
3
BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA
.............................................................................
5
2.1 Pemetaan Potensi Gas di Indonesia
..............................................................
5
2.2 Rantai Suplai LNG
........................................................................................
7
2.3 Terminal Penerimaan LNG
...........................................................................
9
2.4 Konsep Terminal Penerimaan di Lepas Pantai
........................................... 18
2.5 Model Bisnis
...............................................................................................
23
2.6 Teori Optimasi
.............................................................................................
26
BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN
.............................................................
31
3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian
........................................................... 31
3.2 Model Rantai Suplai LNG
...........................................................................
33
4.1 Pengaruh Perbedaan Biaya Transportasi
..................................................... 43
4.2 Pengaruh Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG
............................................ 45
4.3 Kontrak Jangka Panjang I
...........................................................................
47
4.4 Kontrak Jangka Panjang II
..........................................................................
51
BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN
................................................................
55
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
ix Universitas Indonesia
5.1 Kesimpulan
..................................................................................................
55
5.2 Saran
............................................................................................................
55
DAFTAR PUSTAKA
...........................................................................................
57
LAMPIRAN
..........................................................................................................
60
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
x Universitas Indonesia
DAFTAR GAMBAR
Gambar 2.1 Peta Cadangan Gas Bumi
....................................................................
5
Gambar 2.2 Rantai Suplai LNG
..............................................................................
8
Gambar 2.3 Flow Diagram Operasi dalam Terminal Penerimaan LNG
................. 9
Gambar 2.4 Tipe ORV
..........................................................................................
15
Gambar 2.5 Tipe SCV
...........................................................................................
16
Gambar 2.6 Konsep Terminal Penerimaan LNG GBS
......................................... 20
Gambar 2.7 Konsep Terminal Penerimaan LNG FSRU
....................................... 21
Gambar 2.8 Diagram Struktur Kontrak Tolling Model
......................................... 23
Gambar 2.9 Diagram Struktur Kontrak Merchant Model
..................................... 25
Gambar 2.10 Solver Parameters
...........................................................................
28
Gambar 2.11 Solver Options
.................................................................................
29
Gambar 2.12 Solver Results
..................................................................................
30
Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian
................................................. 31
Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Regasifikasi dalam Terminal
........................... 33
Gambar 3.3 Harga Minyak Mentah Dunia dan Harga LNG di Empat
Region ..... 41
Gambar 3.4 Formula Harga LNG di Asia
.............................................................
42
Gambar 4.1 Biaya Transportasi Tiap Supplier
...................................................... 44
Gambar 4.2 Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG Tiap Supplier
........................... 46
Gambar 4.3 Jumlah Pengiriman Kapal Tiap Supplier: 2002-2031
....................... 49
Gambar 4.4 Persentase Pemanfaatan Terminal Tahun 2002-2031
....................... 50
Gambar 4.5 Jumlah Pengiriman Kapal Tiap Supplier: 2012-2031
....................... 53
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603file:///E:\8.%20SKRIPSI%202012%20berjuang!\ade\skripsi%2023.docx%23_Toc328318603
-
xi Universitas Indonesia
DAFTAR TABEL
Tabel 2.1 Daftar Kontrak dalam Tolling Model
.................................................... 24
Tabel 2.2 Daftar Kontrak dalam Merchant Model
................................................ 26
Tabel 3.1 Daftar Supplier LNG untuk FSRU Jawa Barat
..................................... 39
Tabel 3.2 Harga Ex-kilang LNG Tiap Supplier
.................................................... 39
Tabel 3.3 Profil Supplier
.......................................................................................
40
Tabel 3.4 Spesifikasi Kapal Tiap Supplier
............................................................ 42
Tabel 4.1 Hasil Optimasi Studi Kasus 1
...............................................................
43
Tabel 4.2 Hasil Optimasi Studi Kasus 2
...............................................................
45
Tabel 4.3 Hasil Optimasi Studi Kasus 3
...............................................................
47
Tabel 4.4 Hasil Optimasi Studi Kasus 4
...............................................................
51
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
1 Universitas Indonesia
BAB 1
PENDAHULUAN
1.1 Latar Belakang
Salah satu permasalahan dunia saat ini terjadi akibat
pertumbuhan
populasi manusia yang tidak diimbangi dengan ketersediaan
energi.
Masyarakat dunia mulai serius mencari solusi energi alternatif
untuk
menutupi defisit produksi energi tersebut. Liquified Natural Gas
(LNG)
merupakan salah satu energi alternatif yang saat ini sedang
gencar
dieksplorasi (Miller et al., 2004). Pencairan gas menjadi LNG
dibutuhkan
untuk memudahkan dalam hal penyimpanan dan transportasi, selain
itu hasil
pembakarannya lebih bersih (clean energy) (Slamet, 2008).
Perdagangan LNG di seluruh dunia meningkat terus (lebih dari 5%
per
tahun) sejak industri ini dimulai. Tren ini diperkirakan akan
terus berlanjut
mengingat gas alam menjadi bahan bakar pilihan untuk penyedia
tenaga
listrik dan untuk meningkatkan kebutuhan energi negara-negara
berkembang
(Tarlowski et al., 2002). IEA memprediksikan bahwa konsumsi gas
akan akan
tumbuh pada tingkat 2,7% per tahun pada periode hingga 2025,
dibandingkan
dengan 1,8% untuk minyak, dan 1,5% untuk batubara. Porsi
penggunaan gas
akan berada pada angka 28% dari penggunaan energi global pada
2025.
Sebagian besar negara konsumen gas memiliki produksi gas
yang
sangat sedikit atau telah mengembangkan cadangan gasnya hingga
pada suatu
titik di mana mereka telah melewati produksi puncaknya sehingga
akhirnya
bergantung pada gas impor (Mira, 2006). Indonesia merupakan
eksporter
LNG peringkat 1 di dunia, mengekspor 22,2% dari total
perdagangan di dunia
pada tahun 2001 (Drewry, 2003). Namun disamping hal itu
kebutuhan gas
dalam negeri belum terpenuhi. Menurut Franky Sibarani sebagai
Wakil
Sekretaris Umum Asosiasi Pengusaha Indonesia (Apindo) pada Mei
2011,
dicatat bahwa ada 326 pabrik dari 22 sektor industri yang
membutuhkan
suplai gas. Pabrik-pabrik tadi tersebar di 15 provinsi dengan
kebutuhan
2.798-3.283 MMSCFD per tahun sampai 2015 (Suhendra, 2011).
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
2
Universitas Indonesia
Kemajuan terbaru dalam teknologi mengimbangi kemampuan
perusahaan-perusahaan energi untuk mengatur transportasi dan
suplai LNG
jarak jauh. Pada saat ini, peningkatan jaringan distribusi gas
melalui
pembangunan terminal penerimaan LNG memiliki peran yang cukup
penting
untuk mendukung kemajuan industri. Pasokan gas untuk
memenuhi
kebutuhan industri harus berjalan dengan efektif sehingga
permasalahan
kekurangan pasokan dalam negeri dapat diatasi. Terminal
penerimaan LNG
diperlukan untuk membantu mengatur pengiriman LNG ke lokasi
melalui
infrastruktur jaringan yang telah dibangun sebelumnya. Proses
ini mencakup
penerimaan LNG dari produsen LNG, kemudian disimpan dan
diregasifikasi
menjadi gas sebelum dikirim ke konsumen menggunakan jaringan
pipa.
Ozelkan et al. pada 2007 telah melakukan penelitian mengenai
permodelan manajemen rantai suplai pada desain terminal LNG dari
segi
ekonomi. Mira Maulidiana pada 2008 melakukan permodelan rantai
nilai
LNG untuk mengoptimalkan nilai gas bagi kepentingan dalam negeri
dengan
bantuan perangkat lunak Powersim dan Solver pada Microsoft
Excel. Peneliti
akan melakukan optimasi model rantai suplai LNG dengan
linear
programming yang difokuskan pada bagian terminal penerimaan
berupa
floating storage and regasification unit (FSRU) dengan
mempertimbangkan
aspek proses operasional yang terjadi dalam terminal tersebut.
Penyelesaian
model optimasi sistem ini menggunakan perangkat lunak Solver Ms.
Excel.
Penelitian ini ditujukan untuk melakukan optimasi terhadap
rantai
suplai LNG pada terminal dengan memperhitungkan faktor
ketersediaan
produksi LNG dari beberapa supplier LNG domestik dan biaya
rantai nilai
LNG. Pengoptimasian model dilakukan untuk mendapatkan
keuntungan
maksimal yang didapat dihasilkan dari pengoperasian terminal
dengan
mempertimbangkan biaya transport minimal dari supplier yang
ada.
Harapannya pendekatan ini dapat turut berkontribusi dalam
pengembangan
industri gas domestik untuk mengatur rantai suplai yang efektif
agar
kebutuhan gas dalam negeri dapat dipenuhi dengan baik.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
3
Universitas Indonesia
1.2 Perumusan Masalah
Permasalahan yang akan dijawab dalam penelitian ini adalah
bagaimana
mengoptimasikan desain operasional yang berlangsung pada
terminal.
Analisis dibuat ke dalam suatu model optimasi yang diharapkan
dapat
menghasilkan perhitungan keuntungan maksimal dengan biaya
transportasi
minimal untuk mengefektifkan rantai suplai LNG.
1.3 Tujuan Penelitian
Penelitian ini dilakukan untuk mendapatkan suatu desain
operasional terminal
yang dapat menghasilkan keuntungan maksimal pada model rantai
suplai
LNG dalam FSRU.
1.4 Batasan Masalah
Berikut batasan masalah untuk mendapatkan hasil penelitian yang
spesifik
dan terarah,
Rantai suplai yang dimasukkan ke model melibatkan seluruh
komponen
rantai suplai LNG dengan mempertimbangkan ketersediaan pasokan
LNG
domestik.
Data yang dianalisis mengacu pada jurnal dan bersumber dari data
umum
bisnis LNG domestik maupun internasional.
1.5 Sistematika Penulisan
Makalah ini terdiri dari tiga bab, yaitu:
BAB 1 PENDAHULUAN
Meliputi latar belakang penelitian, perumusan masalah,
tujuan
penelitian, batasan masalah penelitian dan sistematika
penulisan
makalah.
BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA
Meliputi penjelasan mengenai pemetaan potensi gas di
Indonesia,
rantai suplai LNG, terminal penerimaan LNG, konsep terminal
penerimaan di lepas pantai, model bisnis, dan teori
optimasi.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
4
Universitas Indonesia
BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN
Meliputi diagram alir penelitian, penjelasan model rantai
suplai
LNG dan model optimasi.
BAB 4 HASIL DAN PEMBAHASAN
Meliputi analisis hasil optimasi pengaruh perbedaan biaya
transportasi, pengaruh perbedaan biaya nilai rantai LNG,
kontrak
jangka panjang I dan II.
BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN
Meliputi kesimpulan dan saran.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
5 Universitas Indonesia
BAB 2
TINJAUAN PUSTAKA
2.1 Pemetaan Potensi Gas di Indonesia
Konsumsi energi domestik pada tahun 2010 adalah sebesar 140
MTOE,
terdiri dari 42,6% minyak bumi, 25,9% gas bumi, 39,4% batubara,
2,6% hidro dan
2,1% Energi Baru Terbarukan (EBT) (BP Statistik 2011).
Pemanfaatan gas bumi
sebagai sumber energi terus mengalami peningkatan seiring dengan
menurunnya
produksi minyak bumi dalam negeri. Gambar 2.1 menunjukkan
besarnya cadangan
gas bumi di beberapa titik di Indonesia. Dalam penelitian ini
ada 4 titik sumber gas
bumi yang akan menjadi supplier LNG ke terminal, yaitu
Kalimantan Timur,
Sulawesi Tengah, Maluku Tenggara Barat (MTB), dan Papua Barat.
Pada peta di
atas ditunjukkan bahwa cadangan gas bumi di titik Kalimantan
Timur diperkirakan
sebesar 17,36 TSCF (trillion square cubic feet), Sulawesi Tengah
sebesar 3,83
TSCF, MTB sebesar 15.22 TSCF, dan Papua Barat sebesar 23.91
TSCF.
Gambar 2.1 Peta Cadangan Gas Bumi Sumber: Ditjen MIGAS, 2010
(dmodifikasi)
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
6
Universitas Indonesia
Kilang gas alam cair yang terletak di Bontang, Kalimantan Timur
bernama
Badak LNG Plant. Konstruksi kilang ini dimulai pada pertengahan
1974 dan sekitar
36 bulan kemudian, pada tanggal 5 Juli 1977, LNG yang diproduksi
dari LNG
Train pertama, yaitu Train A. Kilang ini diresmikan pada tanggal
1 Agustus dan
pengapalan pertama LNG Indonesia dilaksanakan dari Bontang pada
tanggal 9
Agustus 1977 oleh tanker Aquarius dengan tujuan Senboku LNG,
Jepang. Selama
lebih dari 33 tahun, pabrik LNG Badak yang pada awalnya
dirancang dan dibangun
untuk 2 train, telah berhasil dengan ekspansi menjadi 8 Train
dan dilengkapi
dengan fasilitas tambahan untuk memproduksi LPG. Fasilitas
tambahan dan
pengembangan pabrik tersebut telah meningkatkan produksi LNG
dari kapasitas
awal sebesar 3,3 juta ton pada tahun 1977 menjadi lebih dari 22
juta ton LNG dan
1,2 juta ton LPG per tahun. Pada saat yang sama, ditambahkan
pipa gas, dari satu
baris pipa 36 inch menjadi empat baris pipa gas 36 inch dan 42
inch yang memasok
gas alam dari ladang gas untuk mengisi LNG dan LPG. Pabrik LNG
Badak pada
saat ini yang dilengkapi dengan dermaga 3 LNG/LPG yang dapat
dioperasikan
secara bersamaan.
Kilang kedua pabrik Donggi Senoro LNG (DSLNG) berlokasi di
Kabupaten
Banggai, Propinsi Sulawesi Tengah. DSLNG merupakan proyek LNG
pertama di
Indonesia yang menganut model pengembangan usaha hilir, yaitu
memisahkan
kegiatan hulu pasokan bahan baku gas alam dari kegiatan hilir
memroduksi LNG,
berdasarkan Undang-undang Migas No.22/2001. Pengembangan pabrik
LNG
berjalur satu (single-train) terutama bertujuan memanfaatkan gas
alam di Sulawesi
Tengah yang belum termonetisasi, melalui penerapan model bisnis
LNG hilir yang
pertama di Indonesia, sehingga mampu mengalihkan beban investasi
dari
pemerintah ke para pemodal. Infrastruktur yang dikembangkan
termasuk pabrik
liquifikasi LNG dengan sebuah jalur produksi, tangki penyimpanan
LNG dan
pelabuhan pemuatan LNG berikut fasilitas pengadministrasian.
Pabrik liquifikasi
ini berkapisitas produksi sebesar 2 juta ton per tahun,
menggunakan teknologi
liquifikasi APCI (Air Products and Chemicals Incorporation) yang
telah teruji,
yang saat ini digunakan oleh 86% dari seluruh proyek LNG di
dunia. Konstruksi
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
7
Universitas Indonesia
pabrik direncanakan memakan waktu 48 bulan, dengan pengiriman
LNG pertama
direncanakan pada tahun 2014.
Kilang ketiga dalam tahap pengembangan lapangan gas terapung
(floating
LNG) di blok Masela, Maluku, Laut Arafuru. Blok Masela ditemukan
pada tahun
2000 lalu di laut Arafuru dengan luas 3,211 kilometer persegi.
Potensi gasnya
sangat besar, mencapai 12-13 triliun kaki kubik dengan produksi
selama 30 tahun.
Hal ini menjadikan Blok Masela sebagai lapangan gas terbesar
kedua setelah
Mahakam. Lokasi blok ini berada di kedalaman 300 hingga 1.000
meter.
Pembangunan Masela akan ditingkatkan kapasitasnya dengan
floating LNG
tersebut dari 2,5 juta ton per tahun secara paralel akan
dibangun fase 1 dan 2 hingga
mencapai 6 juta ton per tahun. Diperkirakan pada 2013 terminal
gas terapung Blok
Masela mulai dibangun dan pada 2019 diharapkan bisa mulai
beroperasi dan
menghasilkan LNG untuk pasar domestik.
Kilang keempat blok Tangguh terletak di Teluk Bintuni, Papua
Barat. LNG
plant yang beroperasi sejak tahun 2005 ini terdiri dari 2 train
dengan laju produksi
7,6 juta ton per tahun. Mulai 2013 gas sebanyak 230 juta kaki
kubik per hari atau
setara dengan 1,7 juta ton per gas alam cair (LNG) akan
dialokasikan untuk
pembangkit listrik PLN di Bintuni, Papua dan sebagian lagi akan
digunakan untuk
Floating Storage Regasification Unit (FSRU) atau terminal
penampungan terapung
di Jawa Barat maupun Lampung. Kilang ketiga Tangguh akan
dibangun pada 2015
dan direncanakan beroperasi pada 2018 untuk memenuhi kebutuhan
gas industri
petrokimia.
2.2 Rantai Suplai LNG
Liquefied Natural Gas (LNG) adalah gas alam yang dicairkan
dengan cara
didinginkan hingga mencapai suhu -160oC pada tekanan 1 atm. Pada
kondisi cair,
LNG memiliki densitas sekitar 45% dari densitas air dan dengan
reduksi volum
1/600 dibanding kondisi gasnya. Kompresi volum yang cukup besar
ini
memungkinkan transportasi gas dalam bentuk cair untuk jarak jauh
dengan biaya
yang lebih efisien. Rantai suplai LNG memiliki serangkaian
tahapan. Berikut
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
8
Universitas Indonesia
Gambar 2.2 yang mengilustrasikan rantai suplai LNG disertai
dengan estimasi
distribusi biaya di tiap tahapannya:
Gambar 2.2 Rantai Suplai LNG
Sumber: Saleem Alavi, 2003 (dimodifikasi)
- Eksplorasi dan Produksi
Kegiatan eksplorasi dilakukan untuk menemukan gas alam pada
lapisan kerak
bumi. Setelah cadangan gas ditemukan, kegiatan produksi dapat
dilakukan yaitu
mengambil gas tersebut dari dalam kerak bumi untuk kemudian
dihilangkan
pengotor-pengotornya sesuai dengan spesifikasi gas yang
diinginkan.
- Pencairan
Gas hasil produksi tersebut selanjutnya memasuki tahap pencairan
untuk mengubah
gas alam menjadi cair (LNG) sehingga dapat ditransportasikan
menggunakan kapal.
- Pengapalan
Untuk membawa LNG ke pembeli, LNG ditransportasikan dengan
menggunakan
kapal khusus.
- Penyimpanan dan Regasifikasi
Setelah kapal sampai ke terminal penerimaan, LNG kemudian
ditempatkan pada
tangki penyimpanan khusus, untuk kemudian diregasifikasikan dari
fase cair ke
fase gas, sehingga bisa ditransportasikan ke pengguna melalui
pipa penyalur (Mira,
2006).
- Konsumen
Distribusi LNG setelah diregasifikasi dilakukan melalui pipa ke
berbagai konsumen
yang membutuhkan. Di Indonesia industri yang membutuhkan pasokan
gas seperti
PT. Perusahaan Listrik Negara (PLN), Pertamina Gas, Perusahaan
Gas Negara
(PGN), industri pupuk, dan sebagainya.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
9
Universitas Indonesia
Cakupan penelitian ini difokuskan dari sisi operasional di
terminal penerimaan
yang merupakan bagian dari rantai suplai LNG.
2.3 Terminal Penerimaan LNG
Terminal penerimaan (receiving terminal) adalah salah satu
komponen
rantai suplai LNG yang menghubungkan antara produsen dengan
konsumen.
Kapasitas terminal penerimaan LNG berkisar antara 2 hingga 12
juta ton per tahun
(Mira, 2006). Diagram alir proses pada terminal penerimaan yang
disederhanakan
dapat dilihat pada Gambar 2.3 berikut,
Gambar 2.3 Flow Diagram Operasi dalam Terminal Penerimaan
LNG
Sumber: S-R Cheng, et al. 2009
Terminal penerimaan LNG menerima LNG dari kapal, kemudian
LNG
tersebut disimpan dalam tangki khusus. LNG kemudian diuapkan,
dan gas hasil
penguapan tersebut dikirimkan ke konsumen melalui pipa
distribusi. Terminal ini
dirancang untuk dapat mengirimkan gas pada laju tertentu melalui
pipa distribusi
dan di sisi lain juga menjaga kapasitas cadangan LNG pada tangki
penyimpanan
dalam terminal. Jumlah kapasitas cadangan tergantung pada
perkiraan waktu
datang/tunda kapal, variasi dari jumlah permintaan dan konsumsi,
dan kebutuhan
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
10
Universitas Indonesia
cadangan strategis (cadangan strategis dibutuhkan ketika
terminal dibutuhkan untuk
menggantikan sumber gas lainnya dari pipa atau terminal
penerimaan lainnya
secara mendadak). Waktu operasi terminal dapat diperkirakan
mendekati 365 hari
per tahun dan memiliki ketersediaan peralatan cadangan untuk
mendukung
pengoperasian. Penghentian operasi dapat terjadi jika
pemeliharaan tidak dilakukan
dengan baik sehingga terjadi kondisi kritis seperti terjadinya
ledakan. Terminal ini
terdiri dari:
Sistem pembongkaran LNG (LNG unloading system), termasuk
dermaga.
Tangki penyimpanan LNG (LNG storage tank)
Penguap LNG (LNG vaporizers)
Pompa dalam tangki dan pompa luar LNG (In-tank and external
LNG)
Sistem penanganan uap (vapour handling system)
Fasilitas penunjang, pipa, katup, sistem kontrol yang mengatur
keamanan
operasi
Infrastruktur (jalan, gedung, dan pagar)
Berikut penjelasan mengenai komponen dalam terminal.
1. Sistem bongkar (unloading) LNG
Setelah kapal berlabuh dan penghubung bongkar didinginkan, LNG
kemudian
dipindahkan ke tangki LNG di darat dengan menggunakan pompa yang
terletak
dikapal. Fasilitas bongkar (unloading) sering dirancang untuk
kisaran ukuran
kapal yang cukup besar yaitu dari 87.000 m3 hingga 145.000 m
3. Laju bongkar
dari kapal umumnya 10.000-12.000 m3/jam yang umumnya dilakukan
dengan
delapan pompa dengan dua pompa yang terletak pada masing-masing
tangki
kargo yang berada di kapal. Dibutuhkan kira-kira 12-14 jam untuk
membongkar
muatan satu kapal dengan kapasitas 135.000 m3. Dari kapal, LNG
mengalir
melalui penghubung bongkar ke tangki penyimpanan. Jalur bongkar
dapat
berupa dua pipa paralel atau pipa tunggal yang lebih besar.
Selama bongkar
kapal sebagian uap yang dihasilkan pada tangki penyimpanan
dikembalikan ke
tangki kargo kapal melalui pipa pengembalian uap (vapour return
line) dan pipa
penghubung (arm) untuk mempertahankan tekanan positif pada
kapal. Karena
perbedaan tekanan yang kecil antara tangki penyimpanan dan
kapal, blower
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
11
Universitas Indonesia
untuk uap yang kembali kadang-kadang dibutuhkan. Meskipun
demikian, untuk
tangki penyimpanan dengan full containment ketika tekanan desain
sekitar 290
mbarg, tekanan yang memadai biasanya tersedia untuk mengalirkan
kembali uap
tanpa harus menggunakan pipa pengembalian uap (vapour return
blower).
2. Tangki penyimpanan LNG
Satu atau lebih tangki di atas tanah (above ground) umumnya
dipasang untuk
menerima dan menyimpan LNG. Kapasitas tangki penyimpanan
berkisar antara
40.000 m3 hingga 180.000 m
3. Untuk mengefisienkan biaya, desain diupayakan
untuk meminimalkan jumlah tangki dan memaksimalkan kapasitas
penyimpanan
per tangki. Jika fasilitas tersebut hanya memiliki satu tangki
maka pengiriman
dan bongkar LNG akan berasal dari tangki yang sama. Hal ini
tidak
menimbulkan persoalan jika sistem dirancang dan dioperasikan
dengan benar.
Terdapat beberapa tipe tangki penyimpanan, yaitu,
- Single containment, tangki single containment memiliki dinding
bagian
dalam yang terbuat dari baja nikel 9% yang berdiri sendiri (self
supporting).
Bagian dalam tangki ini dikelilingi oleh dinding bagian luar
yang terbuat
dari baja karbon yang memberikan insulasi perlit pada ruang
anular. Bagian
luar tangki yang berupa baja karbon tidak memiliki kemampuan
untuk diisi
material kriogenik, sehingga perlindungan hanya dilakukan oleh
tangki
bagian dalam. Meskipun demikian, tangki single containment
dikelilingi
oleh saluran atau wadah penampungan eksternal (dike) terhadap
tangki,
yang salah satunya memberikan penampungan lapisan kedua apabila
terjadi
kegagalan pada dinding tangki bagian dalam.
- Double containment, tangki double containment hampir sama
dengan tangki
single containment, tetapi sebagai pengganti saluran eksternal,
terdapat
dinding luar yang terbuat dari beton pre-stressed. Sehingga jika
dinding
bagian dalam mengalami kegagalan, maka dinding bagian luar
dapat
menampung cairan kriogenik. Beton untuk dinding bagian luar
tersebut bisa
menambah biaya, tetapi jumlah lahan yang dibutuhkan berkurang
karena
tidak adanya saluran di luar seperti pada single containment.
Jika terjadi
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
12
Universitas Indonesia
kegagalan pada tangki bagian dalam, maka cairan akan tertampung
pada
dinding bagian luar, serta uap akan keluar melalui celah
anular.
- Full containment, pada tangki full containment celah anular
antara bagian
dalam dan luar tangki di ditutup (sealed). Umumnya jenis tangki
ini
memiliki atap beton maupun dinding bagian luar yang terbuat dari
beton
pre-stressed. Dinding bagian luar dan atapnya dapat menampung
baik cairan
kriogenik maupun uap yang dihasilkan. Berat atap beton
memungkinkan
tekanan desain yang lebih tinggi (290mbarg) dibanding dengan
tangki
dengan atap logam (170 mbarg).
Keputusan dalam pemilihan tangki yang digunakan bergantung
pada
biaya kapital dan operasi, ketersediaan lahan, jarak pisah
dengan dermaga, dan
juga perlindungan dari faktor eksternal seperti potensi
timbulnya tekanan awan
uap, gangguan keamanan, dan lain sebagainya. Dalam penentuan
jenis tangki,
penting untuk mempertimbangkan juga biaya kapital serta biaya
operasi yang
lebih tinggi terkait, untuk peralatan penanganan uap maupun
biaya peralatan
keselamatan. Untuk itu, dibutuhkan analisis ekonomi yang
menyeluruh dalam
pengambilan keputusannya.
3. Penanganan uap
Selama operasi normal, uap boil-off diproduksi pada tangki dan
pipa yang berisi
cairan akibat transfer panas dari sekitar. Uap ini dikumpulkan
pada boil-off
header yang terhubung dengan boil-off compressor suction drum.
Sebuah in-line
desuperheater, yang terletak pada hulu drum akan menginjeksi LNG
pada aliran
gas jika temperatur meningkat di atas -80oC. Uap boil-off yang
dihasilkan
selama operasi normal karena adanya panas yang terserap ke
tangki
penyimpanan dan pipa dikompres dan dicairkan pada recondenser.
Selama
bongkar, jumlah uap pada outlet tangki naik secara signifikan.
Uap tambahan ini
adalah kombinasi dari volume yang digantikan pada tangki oleh
LNG yang
masuk, uap yang datang dari terbebasnya input energi pada pompa
kapal, uap
flash karena perbedaan tekanan antara kapal dan tangki
penyimpanan serta
penguapan dari bocornya panas pada penghubung bongkar dan pipa
transfer.
Uap dapat dialirkan kembali menuju kapal melalui boil-off gas
blower atau
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
13
Universitas Indonesia
menuju boil-off compressor. Uap yang tidak dialirkan kembali ke
kapal
dikompres dan dialirkan ke recondenser. Banyaknya uap yang
bisa
direkondensasi tergantung pada jumlah LNG yang dikirimkan. Jika
tidak
terdapat cukup LNG yang dikirimkan untuk menyerap boil-off gas,
uap tersebut
dikompresi hingga tekanan pipa atau bisa juga dibakar atau
dikeluarkan ke
atmosfer (vented). Prioritas untuk penanganan uap adalah sebagai
berikut:
Untuk penggantian (displacement) volume pada kapal dan
tangki
penyimpanan.
Untuk pencairan kembali pada LNG yang dikirimkan.
Untuk dikompres hingga tekanan pipa dan ditransportasikan
melalui pipa.
Untuk dibakar atau dikeluarkan ke atmosfer.
4. Pompa pengiriman LNG tahap pertama
Beberapa pompa pengiriman LNG dengan head yang rendah biasanya
terpasang
pada masing-masing tangki penyimpanan LNG. Pompa-pompa ini
beroperasi
terendam dalam LNG dan terletak dalam kolom pompa, yang
memudahkan baik
memasang maupun melepasnya. Kolom-kolom pompa juga berfungsi
sebagai
pipa pengeluaran dari pompa, dan terhubung dengan bagian atas
perpipaan.
Pompa-pompa LNG ini akan mengalirkan LNG dan mensirkulasikan LNG
pada
pipa bongkar kapal untuk menjaga pipa tersebut tetap dingin di
antara waktu
bongkar kapal. Pompa tahap pertama ini umumnya memiliki tekanan
keluar
sekitar 11 bar. Oleh karena tekanan jenuh adalah sekitar 1 bar,
LNG secara
efektif dapat disub-dinginkan dengan 10 bar. Sub-pendinginan ini
memberikan
kapasitas panas yang dibutuhkan untuk mengkondensasikan uap
boil-off pada
proses selanjutnya.
5. Recondenser
LNG dari pompa dalam tangki dialirkan langsung ke recondenser.
Uap boil-off
yang dihasilkan selama operasi normal juga dialirkan ke
recondenser dan
dicampurkan dengan LNG subdingin untuk dikondensasikan. Hal ini
dapat
menghindarkan pembakaran atau pengeluaran uap ke atmosfer.
Recondenser
tersebut berisi packedbed sehingga terdapat area permukaan yang
luas untuk
kontak cairan dan uap.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
14
Universitas Indonesia
6. Pompa pengiriman LNG tahap kedua
Gas yang dikirimkan umumnya diinjeksikan pada sistem distribusi
gas tekanan
tinggi yaitu sekitar 80 barg. Untuk mencapai tekanan ini,
dibutuhkan pompa
pengiriman dengan head tinggi beberapa tingkat. Pompa-pompa
tersebut
mengambil LNG dari recondenser dan mengalirkannya ke penguap
(vaporiser)
pada tekanan yang sesuai pada pipa.
7. Penguap LNG (LNG vaporizers)
Salah satu contoh sumber panas yang digunakan dalam vaporizer
adalah air atau
udara. Keduanya akan memakan biaya investasi yang tinggi tetapi
biaya
operasinya sangat rendah. Sebagian besar base load vaporizer
menggunakan air
laut atau air sungai sebagai sumber panas. Air dapat juga
digunakan untuk
memanaskan intermediate fluid seperti propana, kemudian fluida
tersebut
digunakan untuk mencegah masalah pembekuan air saat kontak
dengan pipa
LNG dingin. Ada beberapa jenis penguap yang beroperasi dalam
terminal, yaitu:
Open Rack Vaporisers (ORV) seperti yang ditunjukkan oleh Gambar
2.4
adalah tipe yang banyak digunakan. ORV menggunakan air laut
untuk
memanaskan dan menguapkan LNG. Tipe ini terdiri dari dua
header
horizontal yang dihubungkan oleh serangkaian tube-tube vertikal.
Air laut
disemprotkan atau dijatuhkan dari atas pada tube-tube vertikal.
Gas yang
teruapkan dikumpulkan dan diambil dari header bagian atas.
Sistem ORV
memanfaatkan air laut yang dialirkan ke dalam panel-panel
aluminium
dengan kontak yang tidak langsung dengan LNG bertekanan yang
dialirkan
dalam tubing sehingga temperatur yang dikandung air laut
dapat
meningkatkan temperatur LNG (dingin) (Reza, 2006).
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
15
Universitas Indonesia
Gambar 2.4 Tipe ORV
Sumber: Tarlowski, J. and J. Sheffield (2005)
Jenis lainnya adalah Submerged Combustion Vaporiser (SCV)
seperti yang
ditunjukkan pada Gambar 2.5 menggunakan gas yang dikirimkan
sebagai
bahan bakar untuk pembakaran yang memberikan panas
pembakaran.
Mahalnya pemasangan sistem ORV air laut menyebabkan biaya
kapital yang
tinggi. Di lain pihak, SCV memiliki biaya operasi yang lebih
tinggi karena
biaya bahan bakar. Pada beberapa fasilitas, karena pertimbangan
ekonomi,
ORV biasa digunakan pada kisaran operasi normal pengiriman dan
SCV
digunakan sebagai cadangan. Evaporator sistem SCV ini
menggunakan water
bath heater yang memanasi LNG yang mengalir di tubing, sehingga
LNG
(dingin) akan mengalami peningkatan temperatur. Adapun sumber
panas
yang berasal dari pembakaran gas diperoleh dari hasil
regasifikasi terminal
tersebut. Lebih kurang 1,5 % gas yang masuk ke dalam terminal
penerima
LNG dikonsumsi sebagai bahan bakar pada sistem SCV ini.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
16
Universitas Indonesia
Gambar 2.5 Tipe SCV
Sumber: Tarlowski, J. and J. Sheffield (2005)
Pertimbangan kondisi lapangan juga mempengaruhi penggunaan
penguap apakah menggunakan ORV atau SCV. Jika temperatur air
laut di bawah
kira-kira 5oC, ORV tidak digunakan karena bekunya air laut. Pada
beberapa
lapangan, terkadang tidak memungkinkan untuk memisahkan keluar
dan
masuknya air laut, dan SCV harus dipasang untuk mencegah
masalah
resirkulasi. SCV juga berukuran lebih kecil dibanding ORV dan
memiliki
efisiensi panas yang lebih tinggi (>95%). Penggunaan SCV
tetapi memiliki
masalah lingkungan karena adanya emisi karbondioksida dan NOX.
Kelebihan
air yang diproduksi sebagai hasil pembakaran juga membutuhkan
perlakuan
sebelum dikeluarkan. Selain ORV dan SCV, penguap cangkang dan
tabung
sekarang juga dipertimbangkan untuk aplikasi tertentu, khususnya
ketika sumber
panas lainnya tersedia seperti dari pembangkit listrik atas
proses utilisasi βenergi
dinginβ.
8. Sistem pengeluaran ke atmosfer (vent) atau pembakaran
(flare)
Jika terjadi kondisi yang tidak diinginkan, uap bisa dihasilkan
melebihi kapasitas
recondenser dan kompresor pipa (jika ada). Jika ini terjadi, uap
harus
dikeluarkan ke udara melalui elevated vent stack atau dibakar
untuk
pembuangan secara aman. Metode pembuangan uap yang lebih disukai
adalah
dengan cara membakarnya. Pengeluaran dengan venting memungkinkan
tetapi
membutuhkan pertimbangan khusus. Walaupun mungkin lebih disukai
karena
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
17
Universitas Indonesia
tidak terlihat oleh penduduk sekitar, vent harus dirancang untuk
mengantisipasi
jika tiba-tiba terjadi percikan oleh petir. Penyebaran gas
dingin dari vent juga
lebih problematis dibanding dari pembakaran karena gas
pembakaran akan
selalu naik ke atas. Sistem uap tangki digabungkan pada manifold
dan pressure
control valve mengirimkan uap ke vent stack atau flare stack
sebelum safety
valve tangki terbuka. Tangki penyimpanan itu sendiri dilengkapi
dengan relief
valve sebagai pertahanan terakhir menahan overpressure.
9. Utilitas pendukung
Fasilitas di bawah ini dibutuhkan untuk memberikan utilitas pada
terminal
penerimaan LNG serta untuk mendukung pengoperasiannya.
- Sistem pengambilan, pengeluaran, dan pemompaan air laut untuk
unit ORV.
- Tenaga listrik
- Pemadam kebakaran
- Sistem foam
- Sistem air bersih (plant water/fresh water/tempered water)
- Instrumentasi udara (plant and instrument air)
- Nitrogen (penyimpanan dan penguapan)
- Pembangkit listrik darurat
- Sistem perlakuan aliran (effluent treatment), termasuk
sanitasi.
- Pasokan minyak diesel untuk pompa firewater dan generator
darurat.
- Fasilitas kapal, pasokan kapal, pelumas, dan sebagainya yang
mungkin
dibutuhkan.
- Ruang kontrol, pemeliharaan, gudang, administrasi, ruang
penjaga.
10. Pengiriman LNG
Perlindungan terhadap kapal LNG selama navigasi,
berlabuh/berlayar dan ketika
bersandar dan membongkar (unloading) adalah pertimbangan utama.
Transfer
LNG juga relatif berisiko tinggi dan spesifikasi khusus biasanya
ditentukan oleh
perancang terminal untuk melindungi kepentingan umum maupun
pekerja di
terminal. Hal-hal tersebut termasuk sistem shutdown darurat,
penampungan
apabila terjadi tumpah (spill), proteksi anti-pressure surge
untuk perpipaan. Tata
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
18
Universitas Indonesia
letak terminal LNG dan pemilihan lokasi umumnya berdasarkan
parameter kapal
berikut,
- Kapasitas 80.000 β 145.000 m3 memiliki panjang keseluruhan
hingga 310 m,
lebar 46 m, dan draft jika penuh setinggi 11,6 m. Laju bongkar
pengiriman
bersih pada terminal penerimaan kira-kira sekitar 12,000 m3/jam.
Sekalipun
terdapat kapal dengan ukuran yang lebih kecil yang dapat
dimasukkan pada
basis desain dermaga, tren industri saat ini menggunakan ukuran
kapal yang
lebih besar.
- Kedalaman air di head dermaga adalah 15 m (Tarlowski, et al.,
2005).
2.4 Konsep Terminal Penerimaan di Lepas Pantai
Terminal penerimaan LNG merupakan suatu keberhasilan dalam
mengintegrasikan substruktur lepas pantai yang biasa digunakan
pada industri
minyak dan gas, transportasi LNG dan sistem pengisian/bongkar
LNG serta
rancangan regasifikasi di darat. Terminal penerimaan merupakan
bagian yang
penting dalam suatu rantai nilai LNG. Lokasi terminal penerimaan
harus memenuhi
berbagai kriteria termasuk di dalamnya dari segi keselamatan,
keamanan, adanya
akses terhadap laut, kedekatan dengan jaringan distribusi gas,
serta luas area yang
memadai untuk menjamin jarak yang aman dari aktivitas manusia di
sekitarnya.
Terminal penerimaan juga harus memenuhi persyaratan lingkungan.
Dengan
berbagai kriteria di atas, dibutuhkan area lahan yang cukup luas
untuk membangun
terminal penerimaan LNG. Di tengah semakin sulitnya lahan yang
dapat memenuhi
kriteria tersebut, konsep terminal penerimaan LNG di lepas
pantai bisa menjadi
suatu alternatif solusi.
Secara garis besar, selain hal-hal di atas, hal lain yang
melatarbelakangi
diperlukannya suatu terminal penerimaan LNG yang terletak di
lepas pantai di
antaranya adalah adanya laut dangkal dekat pantai. Seperti yang
dijelaskan di atas,
tidaklah mudah menemukan lokasi di daratan sekitar pantai yang
memenuhi
kriteria-kriteria yang disebutkan di atas. Laut dangkal di dekat
pantai bisa
berpotensi untuk dijadikan terminal penerimaan LNG karena
letaknya yang bisa
menjangkau baik untuk bongkar LNG dari kapal dan untuk
penyaluran gasnya
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
19
Universitas Indonesia
melalui sistem pipa distribusi. Pemasangan terminal LNG di lepas
pantai berarti
juga menjauhkan aktivitas terminal penerimaan tersebut dari
aktivitas manusia di
sekitarnya, yang berarti akan bisa lebih diterima oleh
masyarakat selain itu juga
memperkecil konsekuensi apabila terjadi kecelakaan, terlebih
lagi didukung oleh
catatan keselamatan yang baik pada pengiriman LNG melalui jalur
laut. Hal ini bisa
menjadikan perizinan untuk membangun terminal lepas pantai
relatif lebih mudah
dibanding terminal penerimaan di darat. Selain itu, pemasangan
terminal LNG di
lepas pantai juga memiliki kelebihan dari segi keamanan, di mana
peluang untuk
disabotase oleh pihak-pihak yang tak bertanggung jawab menjadi
lebih kecil.
Dengan berbagai kelebihan tersebut, dapat dikatakan bahwa
terminal penerimaan
LNG lepas pantai bisa mengatasi masalah yang biasanya kurang
mendapat
perhatian dari pihak pengembang pada pembangunan terminal
penerimaan LNG di
wilayah tertentu atau yang biasa disebut dengan not in my back
yard (NIMBY).
Selain itu karena pembangunan terminal penerimaan LNG lepas
pantai tidak
membutuhkan lahan besar yang terletak di pantai, hal ini berarti
tidak menimbulkan
masalah build absolutely nothing anywhere near anything
(BANANA).
Dalam pembangunan terminal penerimaan LNG di lepas pantai,
hal-hal
yang perlu diperhatikan dalam pemilihan lokasi adalah sebagai
berikut:
- Kedekatan dengan lalu lintas laut
- Kedalaman laut
- Arus dan gelombang
- Kondisi laut dan angin
- Kedekatan dengan infratruktur pipa gas
- Kendala fisik serta identifikasi bahaya
- Hal lainnya seperti adanya es, dan sebagainya.
Hal-hal yang disebutkan di atas juga akan mempengaruhi jenis
substruktur terminal
yang akan digunakan.
Konsep terminal penerimaan di lepas pantai secara garis besar
dapat dibagi
menjadi dua, yaitu dengan menggunakan konsep Gravity Based
Substructure (GBS)
dan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU).
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
20
Universitas Indonesia
2.4.1 Gravity Based Substructure (GBS)
Terminal GBS menggunakan beton sebagai substruktur dan dirancang
untuk
laut dangkal yang berada di dekat pantai. Gambar 2.6 menunjukkan
penggunaan
konsep GBS untuk terminal penerimaan.
Gambar 2.6 Konsep Terminal Penerimaan LNG GBS
Sumber: Moss Maritime, 2005
GBS yang digunakan pada dasarnya hampir sama dengan GBS yang
digunakan untuk terminal produksi, hanya saja di atasnya
terdapat fasilitas
regasifikasi. Untuk bongkar LNG, fasilitas bongkarnya hampir
sama dengan yang
digunakan pada dermaga terminal penerimaan LNG konvensional di
darat.
2.4.2 Floating Storage and Regasification Unit (FSRU)
Terminal FSRU menggunakan lambung kapal dari baja dan dirancang
untuk
penggunaan di laut dalam. Gambar 2.7 memperlihatkan contoh
konsep FSRU yang
menggunakan tangki penyimpanan berbentuk Moss di mana fasilitas
regasifikasi
terdapat pada bagian depan kapal, sedangkan akomodasi berada
pada bagian
belakang kapal.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
21
Universitas Indonesia
Gambar 2.7 Konsep Terminal Penerimaan LNG FSRU
Sumber: Golar LNG Energy, 2011
Sistem bongkar LNG berada pada bagian tengah di mana transfer
LNG dari
tanker dilakukan dari sisi ke sisi (side by side). Kapal ini
dilengkapi dengan mooring
di bagian depan untuk menjaga posisi kapal. Gas hasil
regasifikasi dikirimkan
melalui riser untuk kemudian dialirkan melalui pipa dasar laut
ke darat. Kapal yang
digunakan untuk FSRU dapat berupa kapal yang dibangun baru
ataupun konversi
dari tanker LNG (Mira, 2006).
FSRU didesain untuk dapat menampung LNG dari kapal dengan
fasilitas
single berth. Dalam setiap kali pengiriman hanya satu kapal yang
dapat mentransfer
LNG ke FSRU karena FSRU dan kapal memiliki kapasitas tampung
yang relatif
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
22
Universitas Indonesia
sama berkisar antara 125.000 m3 hingga 210.000 m
3. Kapal tersebut mensuplai LNG
dengan kapasitas penuh secara berkala. Jika pasokan LNG ke FSRU
mengalami
gangguan untuk beberapa waktu misalnya lebih dari tiga minggu
maka tangki
penyimpanan harus dikosongkan selama proses regasifikasi. Tangki
yang kosong
tersebut akan kembali mencapai suhu ambient. Saat suplai LNG
kembali berjalan
dibutuhkan waktu sekitar 30 jam untuk mendinginkan tangki
sebelum transfer LNG
berlangsung. Kapasitas regasifikasi terminal maksimal sebesar
1,2 BCFD sehingga
membutuhkan waktu selama tujuh hari untuk mengosongkan LNG dalam
tangki
penyimpanan. Kondisi tersebut dipenuhi dengan satu atau dua kali
pengiriman LNG
per minggu tergantung pada kapasitas kapal, kondisi cuaca, dan
prosedur standar
operasional pelayaran dengan ketinggian ombak maksimal 2,8
meter. Oleh karena
itu, dibutuhkan penjadwalan kedatangan kapal untuk memastikan
pasokan LNG
berlangsung dengan lancar.
Terminal penerimaan ini terdiri dari on-deck loading arms, pipa,
dan sistem
shutdown untuk menjaga keamanan saat proses transfer LNG
berlangsung. Semua
loading arm memiliki ukuran yang identik, biasanya berdiameter
16-inch (0,4 m).
Tiga buah loading arm berfungsi untuk menerima LNG, sedangkan
loading arm
keempat berfungsi untuk mengembalikan LNG yang telah menguap
dari FSRU ke
kapal. Dalam proses bongkar muat hanya 85% LNG yang dapat
ditransfer dari kapal
ke FSRU. Proses regasifikasi berlangsung secara terus menerus
walaupun FSRU juga
dalam keadaan proses transfer LNG dari kapal ke tangki
penyimpanan. Dalam FSRU
umumnya terdapat lebih dari satu tangki penyimpanan yang saling
berhubungan.
Transfer LNG dari satu tangki ke tangki lainnya dapat
menggunakan pompa.
Sebelum gas dikirim melalui jaringan pipa, tekanan, temperatur,
dan komposisi harus
sesuai dengan spesifikasi jaringan pipa yang akan dilaluinya.
Temperatur ditentukan
dari proses regasifikasi dan tekanan dapat disesuaikan melalui
pressure regulators.
Bila kualitas gas tidak memenuhi standar, harus ada tindakan
untuk membuat gas
tersebut sesuai dengan standar permintaan pasar. Salah satu
problem umum yang
terjadi Btu content dari gas hasil regasifikasi tidak sesuai
dengan spesifikasi pipa.
Langkah yang diambil dapat berupa mencampurkan gas hasil
regasifikasi tersebut
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
23
Universitas Indonesia
dengan gas yang berasal dari sumber lain, melakukan fraksinasi,
memasukkan gas
inert seperti nitrogen, atau memasukkan udara bertekanan.
(Shievely, 2005)
2.5 Model Bisnis
Ada dua pilihan dalam menentukan model kontrak dalam bisnis LNG,
yaitu
merchant model dan tolling model. Pemilik terminal dapat memilih
untuk
memasukkan biaya operasional dalam kontrak perjanjian jual beli
dengan konsumen
(Merchant Model) atau dapat pula hanya memberikan tarif atas
penggunaan fasilitas
terminal (Tolling Model).
2.6.1 Tolling Model
Berikut Gambar 2.8 menunjukkan alur kontrak dalam tolling
model,
Gambar 2.8 Diagram Struktur Kontrak Tolling Model
LNG
Producer
LNG Vessel
Owner
Terminal Used
Agreement ($)
Time Charter Party Agreement ($)
LNG
End
User
End
User
End
User
Gas Sales Agreement ($)
LNG Receiving Terminal
Company
LNG
Gas
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
24
Universitas Indonesia
Dalam tolling model, pemilik terminal penerimaan LNG hanya
menerima
biaya operasional pelayanan terminal, seperti biaya
regasifikasi. Perjanjian
penjualan LNG melibatkan produser LNG dan konsumen saja, tidak
meliputi
pemilik terminal penerimaan. Tabel 2.1 menjelaskan berbagai
kontrak dalam tolling
model.
Tabel 2.1 Daftar Kontrak dalam Tolling Model
Kontrak Isi
LNG Re-gasification and Storage
Agreement, biasa disebut Terminal
Used Agreement (TUA)
Pemilik terminal menerima toll fee
berdasarkan pelayanan seperti
penyimpanan dan regasifikasi yang telah
diberikan oleh terminal.
Gas Sales Agreement (GSA) Kontrak penjualan gas antara
produsen
LNG dan konsumen.
Time Charter Party Agreement
(TPA)
Produsen LNG dan/atau konsumen
tercantum dalam TPA dengan pemilik
kapal yang melayani jasa transport
pengiriman LNG ke terminal.
Berikut persamaan harga jual gas dengan tolling model,
Harga gas = harga ex-kapal LNG + tarif terminal/toll fee
mencakup biaya distribusi
(2.1)
2.5.2 Merchant Model
Berikut Gambar 2.9 alur kontrak dalam merchant model,
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
25
Universitas Indonesia
Gambar 2.9 Diagram Struktur Kontrak Merchant Model
Dalam merchant model, biasanya pembeli dan distributor LNG
merupakan
satu kesatuan dimana pihak pembeli pula yang membangun dan
mengatur
operasional dalam terminal penerimaan. Pada model ini pemilik
terminal akan
membeli LNG dari produsen. LNG tersebut kemudian akan
ditransportasikan ke
terminal dan selanjutnya di terminal akan diterima untuk
disimpan dan
diregasifikasi, setelah itu gas akan didistribusikan ke konsumen
melalui pipa
penyalur. Pihak yang terlibat dalam kontrak perjanjian meliputi
perjanjian jual beli
antara produsen LNG dan pemilik terminal, pemilik jasa transport
LNG dengan
pemilik terminal, serta konsumen dengan pemilik terminal. Tabel
2.2 menjelaskan
berbagai kontrak dalam merchant model.
LNG
Producer
LNG Receiving Terminal
Company
LNG Vessel
Owner
End
User
End
User
End
User
LNG Sales and Purchase
Agreement ($)
Time Charter Party
Agreement ($)
Gas Sales
Agreement ($)
LNG
LNG
Gas
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
26
Universitas Indonesia
Tabel 2.2 Daftar Kontrak dalam Merchant Model
Kontrak Isi
LNG Sale and Purchase Agreement
(SPA)
Kontrak antara produsen LNG dengan
pemilik terminal untuk penjualan dan
pembelian LNG
Gas Sales Angreement (GSA) Pemilik terminal dan konsumen
tercantum
dalam GSA.
Time Charter Party Agreement
(TPA)
Produsen LNG dan/atau pemilik terminal
tercantum dalam TPA dengan pemilik
kapal untuk transportasi LNG ke fasilitas
terminal penerimaan LNG.
Berikut persamaan harga jual gas dengan merchant model,
Harga gas = harga ex-kilang LNG + biaya tranportasi + biaya
regas + biaya distribusi
(2.2)
2.6 Teori Optimasi
Optimasi digunakan untuk memecahkan masalah dengan memilih
elemen terbaik
dari beberapa set alternatif yang ada. Hal ini dapat dilakukan
dengan
meminimalkan atau memaksimalkan suatu fungsi.
Sebagai contoh masalah dalam optimasi,
Fungsi yang akan diminimalkan π π₯
Bergantung pada π₯ π β¦
π: π
π β π
merupakan fungsi real yang akan diminimalkan disebut
sebagai
objective function/fungsi objektif, π₯ adalah vektor dari
variabel bebas; dimana
π₯ = π₯1, π₯2 , π₯3, β¦π₯π πππ
π . π₯π disebut decision variables.
Kumpulan β¦ yang
menjadi bagian dari π
π disebut constraint. (Chong, 2001)
2.6.1 Linear Programming
Linear Programming (LP) merupakan metode optimasi yang yang
paling
banyak digunakan. Teknik ini digunakan untuk mengaplikasikan
metode optimasi
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
27
Universitas Indonesia
pada kasus yang berbeda-beda, termasuk penerapan dalam unit
penyulingan, pabrik
bahan kimia, industri pencampuran pakan ternak, routing pesawat,
dan penjadwalan
kru pesawat. Aplikasi linear programming telah sukses digunakan
dalam kasus
pemilihan set terbaik dari sejumlah variabel-variabel yang
ada.
Semua persamaan yang digunakan dalam linear programming harus
linear,
meskipun dalam hal ini menjadi sangat terbatas. Dalam suatu
model linear
programming persamaan yang menentukan keuntungan atau biaya
operasional
disebut sebagai fungsi objektif. Bentuk persamaannya harus
berupa penjumlahan
yang linear. Persamaan yang menggambarkan pembatas dari suatu
sistem yang
ditinjau disebut sebagai constraint. Variabel ini harus bernilai
nonnegatif, yaitu
bernilai positif atau nol (Pike, 1986).
2.6.1.1 Pencarian Solusi Linear Programming Menggunakan Solver
Excel
Spreadsheets dapat digunakan untuk menyelesaikan persoalan
dalam
linear programming. Microsoft Excel memiliki tools optimasi yang
disebut
Solver. Berikut akan dijelaskan panduan pengoperasiannya,
Program Solver dapat ditampilkan dari Data tab, kemudian kotak
dialog akan
meminta informasi yang dibutuhkan program. Jika pilihan Solver
tidak muncul
dalam Data tab, klik excel Options Add-Ins, lalu pilih Solver
Add-In, dan klik
OK. Solver seharusnya dapat langsung tersedia pada Data tab
untuk penggunaan
selanjutnya. Strategi dasar yang diterapkan yaitu pertama
mendefinisikan
masalah dalam spreadsheets. Setelah program Solver ditampilkan
kemudian
masukkan informasi yang dibutuhkan. Selanjutnya mengeksekusi
Solver dan
menginterpretasikan hasilnya dari laporan yang ditampilkan oleh
program.
Berikut tahapan suatu persoalan yang dapat diselesaikan dengan
Excel,
Tahap 1: Pendefinisian sel yang dapat berubah-ubah. Sel ini akan
digunakan
sebagai tempat decision variable dalam masalah yang akan
dipecahkan.
Tahap 2: Menghitung hasil optimasi. Yaitu dengan memasukkan
fungsi objektif
yang ingin dicapai. Dalam Solver bagian ini disebut sebagai
Target Cells.
Tahap 3: Mengatur penggunaan data. Arahkan pada data yang
didefinisikan
dalam masalah.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
28
Universitas Indonesia
Tahap 4: Mengatur Solver. Tampilkan Data tab dan pilih solver.
Perhatikan
Gambar 2.10 berikut ini,
Gambar 2.10 Solver Parameters
1. Atur Target Cell: lokasikan cell perhitungan ke nilai yang
ingin dioptimasi.
2. Equal to: atur Max jika tujuannya untuk memaksimalkan
keuntungan.
3. Dengan merubah By Changing Cells: cells yang dapat Solver
rubah untuk
mencapai fungsi objektif yang optimal.
4. Subject to the Constraint: sesuaikan constraint dengan
kapasitas mesin. Klik
Add dan pastikan penggunaan total data lebih sedikit atau sama
dengan
kapasitas yang tersedia. Klik OK setelah masing-masing
constraint
ditentukan.
5. Klik pada Options agar dapat menentukan tipe metode yang akan
diselesaikan
dan bagaimana soal tersebut diselesaikan oleh Solver. Metode
yang bisa
digunakan untuk memecahkan persoalan linear programming yang
memiliki
dua/lebih variabel keputusan yaitu Metode Simpleks (Momo, 2009).
Solver
tidak secara otomatis dapat menentukan persoalan tersebut
bersifat linear
ataupun non linear. Untuk menginfromasikan pada Solver bahwa
persoalan
tersebut merupakan linear programming, maka pilih βAssume Linear
Modelβ
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
29
Universitas Indonesia
dalam options seperti pada tampilan Gambar 2.11. βAssume
Non-Negativeβ
digunakan untuk mengatur agar variabel bernilai non-negatif atau
positif.
Gambar 2.11 Solver Options
Hal ini akan menjadikan penggunaan metode simplex untuk
menyelesaian
soal dalam solver. Metode ini lebih cepat dan akurat untuk
penyelesaian
linear programming dibandingkan dengan generalized reduced
gradient
(GRG) yang secara otomatis digunakan dalam penyelesaian soal
dengan
Solver (Edgar, 2001).
Tahap 5: Penyelesaian masalah. Yaitu dengan mengklik Solve.
Hasil Solver
kemudian akan ditampilkan berupa solusi yang optimal. Perhatikan
Gambar
2.12, pada sisi kanan kotak hasil ada tiga laporan yaitu:
laporan jawaban, laporan
sensitivitas, dan laporan batasan. Klik pada masing-masing
laporan agar Solver
menampilkannya. Setelah mengamati laporan tersebut, klik OK
untuk kembali
ke spreadsheet.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
30
Universitas Indonesia
Gambar 2.12 Solver Results
Tiga buah tab baru akan terbentuk untuk menampilkan ketiga
laporan
tersebut. Laporan yang paling penting ialah laporan jawaban dan
laporan
sensitivitas. Laporan jawaban akan menampilkan jawaban akhir
untuk total yang
ingin dicapai beserta kuantitasnya. (Jacobs et al., 2009).
Laporan sensitivitas dan
batasan dalam kasus linear programming yang mengasumsikan hasil
akhir
bernilai bilangan bulat/integer tidak diperlukan.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
31 Universitas Indonesia
BAB 3
METODOLOGI PENELITIAN
3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian
Berikut Gambar 3.1 menunjukkan diagram alir metodologi
penelitian:
Optimasi
Optimal?
Selesai
Tidak
Ya
Mulai
Gambar 3.1 Diagram Alir Metodologi Penelitian
Input data
Permodelan
Menentukan fungsi
objektif
Menentukan decision variables
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
32
Universitas Indonesia
a. Permodelan
Model rantai suplai LNG digunakan untuk mengetahui aliran LNG
yang melewati
terminal. Sistem yang ditinjau dalam model ini meliputi laju
bongkar
LNG/unloading rate dari kapal ke terminal, kemampuan terminal
dalam
menyimpan dan meregasifikasi LNG, serta laju pengiriman gas ke
konsumen
dengan mempertimbangkan faktor biaya di tiap rantai
nilainya.
b. Menentukan fungsi objektif
Fungsi objektif dalam penelitian ini menunjukkan fungsi tujuan
yang akan
dioptimasi yaitu fungsi untuk mencapai keuntungan maksimal yang
dapat
diperoleh dari pengoperasian terminal.
c. Menentukan decision variables
Decision variabel dalam penelitian ini yaitu jumlah pengiriman
kapal yang
mampu dikirimkan tiap supplier ke terminal dalam periode waktu
tertentu. Hal ini
dipengaruhi oleh kuota suplai LNG dari tiap supplier. Pemilihan
decision variable
pada penelitian ini didasarkan pada pertimbangan bahwa sistem
yang ditinjau
berupa FSRU yang memiliki laju sendout tetap, selain itu pada
kasus ini harga
jual gas, biaya nilai rantai LNG, serta volume kapal tiap
supplier pun sudah
ditetapkan, sehingga variabel yang paling mungkin dijadikan
decision variable
yaitu jumlah pengiriman kapal tiap supplier pada periode
tertentu. Untuk kasus
lain, misalnya pada terminal penerimaan onshore, decision
variable dapat berupa
parameter yang lain.
d. Optimasi
Model optimasi dibuat sesuai dengan konsep linear programming
meliputi
penentuan fungsi objektif, decision variable, dan constraint
dengan melibatkan
beberapa parameter yang digunakan. Penyelesaian model optimasi
dilakukan
dengan bantuan program Solver dalam Microsoft Excel. Prosedur
penggunaan
program ini telah dijelaskan dalam bagian tinjauan pustaka poin
2.6.1.1. Solver
merupakan software yang dapat digunakan untuk menyelesaikan
persoalan
optimasi. Iterasi akan terus berlangsung hingga berhenti saat
nilai fungsi objektif
sudah mencapai hasil yang optimal.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
33
Universitas Indonesia
e. Analisis Hasil
Hasil optimasi yang diperoleh diharapkan berupa penentuan jumlah
pengiriman
kapal di tiap supplier sehingga menghasilkan keuntungan maksimal
dari
pengoperasian terminal pada periode tertentu. Pemilihan jumlah
pengiriman kapal
mempertimbangkan faktor ketersediaan LNG dan biaya rantai nilai
yang akan
dikeluarkan dari tiap supplier.
3.2 Model Rantai Suplai LNG
Permodelan yang dilakukan meliputi penentuan model rantai suplai
LNG dimana
sistem yang ditinjau berupa biaya di tiap tahapan rantai suplai
mulai dari harga ex-
kilang, biaya mentransportasikan LNG ke terminal dilanjutkan
dengan biaya
penyimpanan dan regasifikasi oleh fasilitas terminal hingga
biaya penyaluran gas
yang dialirkan melalui pipa ke konsumen. Disamping itu, model
optimasi yang
meliputi fungsi objektif, constraint, parameter yang digunakan,
dan decision
variable dibahas pada bagian berikut.
3.2.1 Model Rantai Suplai LNG dalam FSRU
Hukum konservasi umum (Rice et al., 1995):
π
ππ‘π ππ β π
ππ‘π ππ’π‘ + π
ππ‘π ππ πΊππππππ‘πππ = π
ππ‘π ππ π΄πππ’ππ’πππ‘πππ
3.1
Sistem yang ditinjau ditampilkan pada Gambar 3.2 berikut
ini:
Gambar 3.2 Diagram Alir Proses Regasifikasi dalam Terminal
Sumber: sempralng.com, 2011 (dimodifikasi)
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
34
Universitas Indonesia
Sistem yang ditinjau yaitu proses regasifikasi dalam terminal
dimana
LNG dari kapal bervolum (Vs) kemudian dialirkan ke storage tank
dalam waktu
tertentu (U) dan di simpan dalam storage tank yang berkapasitas
(Ht), kemudian
didistribusikan melalui pipa dengan laju tertentu (P) sehingga
persamaan arus
suplai LNG dalam terminal dapat dituliskan sebagai,
ππ π
β ππ‘ = π»π‘ (3.2)
Keterangan:
Vs/U Laju bongkar (unloading rate) LNG dari kapal supplier s
bervolume V
masuk ke terminal (BCF/hari)
ππ‘ Laju regasifikasi (send-out) LNG yang keluar dari terminal ke
pipa
konsumen (BCF/hari) pada waktu t
Ht Tingkat penyimpanan dalam fasilitas terminal pada periode
waktu t
Asumsi:
Neraca materi yang ditinjau dalam sistem berupa aliran LNG yang
masuk
hingga aliran gas yang keluar, pembentukan/kehilangan energi
tidak
dipertimbangkan. Sistem pembangkit kalor yang ada dalam terminal
digunakan
untuk meregasifikasi LNG ke fasa gas, sehingga Rate of
Generation = 0.
Adapun waktu tinggal maksimal LNG dalam terminal untuk
kemudian
diregasifikasi dan disalurkan keluar terminal dapat dirumuskan
sebagai,
ππ πππππ
= π»ππππ (3.3)
Vs menunjukkan kapasitas kapal LNG dari supplier s yang dapat
ditransfer ke
terminal yaitu 85% dari kapasitas desainnya. πππππ merupakan
laju regasifikasi
maksimal terminal dan π»ππππ merupakan kapasitas maksimal
tangki
penyimpanan di terminal. Dalam penelitian ini, sesuai dengan
rule of thumb
minimal level pada tangki penyimpanan sebesar 15% dari kapasitas
desain
tangki. Umumnya waktu tinggal LNG dalam tangki penyimpanan
terminal
berkisar antara dua hingga 5 hari (Bob Shievely, 2005).
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
35
Universitas Indonesia
3.2.2 Model Optimasi
Fungsi objektif model ini bertujuan untuk memaksimalkan
keuntungan
dalam rantai suplai LNG dengan cara meminimalkan biaya
transportasi LNG ke
terminal dan memaksimalkan jumlah LNG yang dapat dikirimkan
melalui
fasilitas dalam terminal ke konsumen. Meminimalkan biaya
transportasi
diselesaikan dengan mengatur jumlah pengiriman kapal LNG dari
supplier ke
terminal berdasarkan biaya transportasi, waktu yang dibutuhkan
dalam
pengiriman, dan kemampuan terminal untuk menerima pengiriman
LNG
berdasarkan jadwal operasional kapal. Sedangkan memaksimalkan
hasil
regasifikasi dalam terminal dilakukan dengan cara menyeimbangkan
antara
kapasitas penyimpanan LNG dengan laju pengiriman gas maksimal
dari
terminal.
Fungsi objektif
Fungsi untuk memaksimalkan keuntungan:
π π‘ = ππ‘ππ‘ β
π
π‘=1
ππ
π
π =1
π₯π ,π‘ππ ,π‘
π
π‘=1
(3.4)
Decision variable
Xs,t menunjukkan kemampuan pengiriman kapal LNG oleh supplier s
dalam
periode waktu t, dimana s = 1,β¦,S dan t = 1,β¦,T.
Constraint
Fungsi objektif bergantung pada constraint berikut:
Neraca kesetimbangan penyimpanan:
ππ
π
π =1
ππ ,π‘
π
π‘=1
β€ π
2(π + π‘π ) ππ π = 1, β¦ , π π‘ = 1, β¦ , π (3.5)
Kapasitas produksi:
ππ‘ β€ πππππ , π‘ = 1, β¦ , π (3.6)
Kapasitas docking:
ππ ,ππππ 0,π‘βπ‘π β€ π
π»ππππ πππππ π = 1, β¦ , π π‘ = 1, β¦ , π (3.7)
π
π‘=1
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
36
Universitas Indonesia
Non-negatif, ππ‘ β₯ 0 π‘ = 1, β¦ , π; ππ ,π‘ bernilai positif dan
integer π = 1, β¦ , π, π‘ =
1, β¦ , π (3.8)
Parameter
S jumlah supplier LNG, s menunjukkan supplier seperti s =
1,β¦,S
T periode perencanaan, t menunjukkan periode waktu seperti t =
1,β¦,T
pt harga jual gas ($/MMBtu) selama periode waktu t, t =
1,β¦,T
xs,t biaya rantai nilai LNG ($/MMBtu) mencakup harga ex-kilang,
biaya
transportasi, biaya regasifikasi, dan biaya distribusi dari
supplier s =
1,β¦,S
ts waktu transportasi (hari) dari supplier ke terminal LNG, s =
1,β¦,S
Vs kapasitas kapal tanker LNG yang dapat ditransfer ke terminal
(dalam
BCF) dari supplier s, s = 1,β¦,S
Vmaks jumlah maksimal kapal tanker LNG yang dapat berlabuh di
terminal
dalam waktu tertentu
Pmaks kapasitas maksimal yang dapat dikirimkan oleh fasilitas
terminal
(BCF/hari)
Hmaks waktu tinggal maksimal dalam terminal LNG (hari)
Pt Laju regasifikasi yang keluar dari terminal ke pipa konsumen
(BCF)
pada periode waktu t, dimana t = 1,β¦,T
Fungsi objektif yang dijelaskan pada persamaan (4) digunakan
untuk
menghitung keuntungan pendapatan berdasarkan perkiraan harga
jual gas dan
volume gas yang dikirimkan tiap supplier dari terminal dalam
periode waktu
tertentu dikurangi dengan komponen biaya yang meliputi harga
ex-kilang, biaya
transportasi berdasarkan jarak dan jumlah kapal yang dikirimkan
dari masing-
masing supplier, biaya regasifikasi, dan biaya distribusi. Hasil
optimasi dengan
Solver Microsoft Excel menampilkan decision variable berupa
jumlah
pengiriman kapal oleh tiap supplier dalam periode tertentu.
Constraint (5)
merupakan neraca penyimpanan pada terminal, mengindikasikan
bahwa jumlah
LNG yang dikirim tiap supplier pada periode waktu tertentu harus
sesuai dengan
kapasitas produksi dan kuota suplai LNG dari tiap supplier
serta
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
37
Universitas Indonesia
mempertimbangkan kemampuan pengiriman kapal disesuaikan dengan
jarak dan
kapasitas kapal oleh masing-masing supplier. Jika kemampuan
pengiriman LNG
lebih besar dari kuota suplai LNG dari supplier untuk terminal,
maka
constraintnya menjadi kouta tersebut. Waktu yang dibutuhkan
untuk proses
loading dan unloading LNG diasumsikan sama yaitu selama 1 hari.
Constraints
(6) merepresentasikan kapasitas gas yang mampu dikirimkan keluar
dari
terminal (send-out) harus sesuai dengan kemampuan send-out
terminal.
Constraint ini mencerminkan bahwa permintaan konsumen (demand)
tidak
menjadi batasan karena permintaan akan mengalami peningkatan di
tiap periode
waktu sedangkan kapasitas maksimal send-out terminal tetap.
Constraint (7)
memastikan bahwa jumlah kapal yang dikirimkan oleh seluruh
supplier harus
sesuai dengan kemampuan docking terminal dalam periode waktu
tertentu dan
pada saat tersebut hanya ada satu kapal yang dapat berlabuh di
terminal.
Demikian pula, constraint (7) memastikan bahwa tingkat
penyimpanan LNG
memenuhi waktu tinggal maksimal sesuai dengan kapasitas tangki
penyimpanan
terminal sehingga kedatangan kapal disesuaikan saat tangki sudah
mencapai
level minimal yaitu sebesar 15% dari volume tangki. Constraint
(8) dibutuhkan
untuk menyelesaikan persamaan fungsi objektif yang berbentuk
persamaan
linear dan hasilnya bernilai positif dengan cara men-setting
options asumsi
persamaan linear dan non-negatif dalam Solver. Selain itu
constraint jumlah
kapal tiap supplier ππ ,π‘ harus merupakan bilangan bulat/integer
(int).
Dalam penelitian ini terdapat 4 studi kasus berbeda dengan
tujuan
optimasi yang sama yaitu memaksimalkan keuntungan dari
pengoperasian
terminal. Pada studi kasus 1, 2, dan 3 terminal yang ditinjau
adalah terminal
penerimaan LNG pertama yang ada di Indonesia, yaitu FSRU Jawa
Barat. FSRU
Jawa Barat memiliki kapasitas 3 MTPA atau setara dengan
kemampuan
regasifikasi sebesar 0,4 BCF per hari. Dari sisi pasokan,
terdapat 4 produsen
LNG yang berperan sebagai supplier LNG untuk terminal. Keempat
supplier
tersebut diasumsikan memiliki kapal LNG berkapasitas 2,8 BCF
dengan
kecepatan sebesar 16 knot. Batasan volume penjualan gas dari
terminal
disesuaikan dengan kemampuan regasifikasi terminal yaitu 36
BCF/90 hari
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
38
Universitas Indonesia
kontrak, bukan dari permintaan gas konsumen karena kebutuhannya
lebih besar
yaitu sekitar 409 MMscfd untuk mensuplai PLTGU Muara Karang dan
Tanjung
Priok. Studi kasus keempat meninjau terminal yang berlokasi di
Long Island
Sound, USA yaitu The Broadwater Energy Port yang dibangun
oleh
TransCanada-Shell. FSRU ini memiliki kapasitas tangki
penyimpanan sebesar
7,8 BCF dengan kemampuan regasifikasi maksimal sebesar 1,3 BCF
per hari.
Konsep Broadwater Energy Port ini telah disetujui oleh Federal
Energy
Regulatory Commission (FERC) namun ditolak oleh pemerintah
setempat.
Satuan British digunakan sebagai unit satuan dalam
perhitungan
sehingga harga jual gas ($/MMBtu) dikalikan dengan 1.100.000
untuk
mengkonversi dari satuan volume gas terjual (BCF) dengan asumsi
heating
value gas = 1.100 Btu/scf. Waktu yang dibutuhkan dalam proses
berlabuh,
transfer LNG, hingga kapal meninggalkan FSRU di keempat studi
kasus
diasumsikan selama 1 hari. Model bisnis yang digunakan dalam
penelitian ini
adalah merchant model dimana penjual gas berperan sebagai
pembeli LNG dari
produsen, penanggung biaya transportasi, penanggung jawab
dalam
pengoperasian terminal penerimaan, dan pengatur distribusi gas
ke konsumen
seperti yang telah dijelaskan pada poin 2.5.2. Harga jual gas
dari terminal
sebesar 11% ICP ditambah dengan biaya regasifikasi sebesar
$0,72/MMBtu dan
biaya distribusi sebesar $1,44/MMBtu. Berikut penjelasan keempat
studi kasus
dalam penelitian ini.
a. Studi Kasus 1: Pengaruh Perbedaan Biaya Transportasi
Dalam kasus ini keempat supplier LNG memiliki kemampuan
pengiriman yang berbeda tergantung dari jarak dan alokasi kuota
LNG untuk
terminal yang disesuaikan pula dengan kapasitas produksi tiap
supplier. Basis
perhitungan yang digunakan 90 hari periode kontrak pada tahun
2019 saat
semua kilang LNG di keempat lokasi supplier sudah beroperasi.
Tabel 3.1
menampilkan daftar kuota suplai LNG sehingga supplier hanya
dapat memasok
LNG sejumlah data yang terdapat dalam tabel tersebut.
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
39
Universitas Indonesia
Tabel 3.1 Daftar Supplier LNG untuk FSRU Jawa Barat
Supplier Kuota Suplai LNG (BCF) Jarak (km)
Badak 12 2.133
Donggi 6 2.845
Masela 24 3.556
Tangguh 6,9 4.267
Perbedaan jarak tiap supplier menyebabkan perbedaan biaya
transportasi.
Adapun biaya transportasi dari tiap supplier dihitung
berdasarkan Persamaan (9)
yang menunjukkan hubungan antara jarak dalam satuan km dengan
biaya
transportasi (Henry Lee, 2005):
$ πππ΅π‘π’ = π½ππππ + 1650 /16107 (9)
Constraint selanjutnya waktu tinggal LNG dalam terminal ini
selama 6
hari sehingga sesuai dengan Persamaan (3) pada periode 90 hari
harus ada 15
buah kapal yang memasok LNG dengan kapasitas transfer sebesar
2,38 BCF tiap
kali kedatangan kapal.
b. Studi Kasus 2: Pengaruh Perbedaan Biaya Rantai Nilai LNG
Pada studi kasus 2 setiap supplier memiliki harga ex-kilang dan
biaya
transportasi yang berbeda. Perbedaan ini disesuaikan dengan
karakteristik tiap
kilang misalnya harga ex-kilang blok Masela paling mahal
dibanding dengan
blok lain karena walaupun kapasitasnya terbilang kecil namun
kilang ini
menggunakan konsep floating LNG sehingga membutuhkan biaya
investasi
yang lebih besar. Berikut Tabel 3 menampilkan perbedaan harga
ex-kilang LNG.
Tabel 3.2 Harga Ex-kilang LNG Tiap Supplier
Supplier Harga ex-kilang ($/MMBtu)
Badak 17,6
Donggi 19,3
Masela 20,2
Tangguh 18,4
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
40
Universitas Indonesia
Biaya transportasi dalam kasus ini mengikuti persamaan (9).
Basis
periode kontrak yang digunakan dalam perhitungan ini sama dengan
studi kasus
1 yaitu selama 90 hari pada tahun 2019. Jumlah kedatangan kapal
maksimal
selama periode kontrak juga sebanyak 15 kali.
c. Studi Kasus 3: Kontrak Jangka Panjang I
Berbeda dengan dua studi kasus sebelumnya, pada studi kasus 3
periode
kontrak yang digunakan selama 20 tahun sesuai dengan estimasi
umur manfaat
dari FSRU. Kemampuan pasok tiap supplier dipengaruhi oleh
kapasitas produksi
yang disesuaikan dengan kuota suplai dan kemampuan pengiriman
LNG oleh
tiap supplier. Kemampuan pengiriman dipengaruhi oleh jarak,
kecepatan, dan
kapasitas kapal yang nilainya konstan. Adapun kemampuan pasokan
tergantung
dari kapasitas produksi kilang dan kuota suplai sesuai dengan
kontrak yang telah
disepakati antara supplier dengan terminal dan ada pula yang
disesuaikan
dengan peraturan pemerintah tentang alokasi gas untuk kebutuhan
domestik.
Kemampuan pasokan juga tergantung dari waktu operasional kilang.
Tabel 3.3
menunjukkan profil supplier yang akan memasok LNG selama periode
20 tahun.
Tabel 3.3 Profil Supplier
Supplier Kuota Suplai (BCF) Tahun Operasional
Badak 1.230 2012
Donggi 438 2014
Masela 551 2019
Tangguh 532 2013
Harga ex-kilang dari tiap supplier disesuaikan dengan tipikal
tren harga
gas internasional. Perhatikan Gambar 3.3 yang menunjukkan
hubungan antara
harga minyak dunia dengan harga gas internasional (Henry Hub/HH
di US, JCC
di Jepang, dan Uni Eropa).
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
41
Universitas Indonesia
Gambar 3.3 Harga Minyak Mentah Dunia dan Harga Gas di Empat
Region: 1989-2008
Sumber: Pengkajian Energi FTUI, 2009 (diolah)
Berikut formulasi harga gas di Asia,
ππΏππΊ = π΄ π₯ ππΆππ’ππ πππ + π΅ (10)
ππΏππΊ = harga LNG ($/MMBtu)
A = slope keterkaitan antara harga gas dan minyak mentah
ππΆππ’ππ πππ = harga minyak mentah ($/MMBtu)
B = konstanta ($/MMBtu)
Gambar 3.4 menunjukkan grafik hubungan antara harga LNG di
Asia
dengan harga minyak mentah dunia.
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
Ha
rga
Ga
s ($
/MM
Btu
)
Harga Minyak Mentah Dunia ($/MMBtu)
HH
Uni Eropa
JCC
Optimasi rantai..., Ade Sri Rahayu, FT UI, 2012
-
42
Universitas Indonesia
Gambar 3.4 Formula Harga LNG di Asia Sumber: Henry Lee,
2005.
Nilai A dan B dari masing-masing region pada Gambar 3.3 akan
digunakan untuk memproyeksikan harga LNG 20 tahun mendatang di
tiap
supplier. Nilai A dan B US untuk Badak dan Jepang untuk Tangguh.
Tipikal
harga beli LNG dari kilang Badak sebesar 11% ICP digunakan untuk
harga beli
LNG dari kilang Donggi, sedangkan untuk Masela sebesar 11,5%
ICP.
Penyesuaian ini dengan pertimbangan bahwa harga ex-kilang
termahal berasal
dari Masela, kemudian Donggi, Tangguh, dan yang paling rendah
Badak. Biaya
transportasi dari tiap supplier mengikuti Persamaan (9).
d