Abstrak —Biaya  pengapalan  LNG  yang  tinggi  mengakibatkan tingginya  harga  gas  yang  digunakan  sebagai  bahan  bakar pembangkit  listrik.  Selain  itu,  pembangunan  unit  pembangkitan baru  di  Cilamaya  dan  peningkatan  kapasitas  daya  UP  Grati mengakibatkan peningkatan permintaan akan LNG. Perencanaan  terminal  regasifikasi  di  Jawa  Timur  diharapkan dapat menunjang pemenuhan kebutuhan akan LNG di UP Gresik dan  Grati.    Penyedia  sarana  pembangkit  tenaga  mengharapkan biaya LNG  di Unit Pembangkitan lebih rendah  dari nilai 14,5% Indonesian  Crude  Price (ICP).  Permasalahan  tersebut  akan diselesaikan dengan model optimisasi pendistribusian LNG yang berasal  dari  3  (tiga)  kilang  produksi,  yaitu  Badak  LNG,  Donggi Senoro  LNG  dan  Tangguh  LNG  menuju  3  (tiga)  terminal penerima LNG di Jawa. Model optimisasi tersebut menghasilkan 4  pilihan  kapal  yang  digunakan  dengan  biaya  total  sebesar Rp34.620.155.621.573  untuk  memenuhi  permintaan  akan  LNG yang  berjumlah  16.244.803  m 3 dan  biaya  satuan  LNG $7,53/MBTU.  Perencanaan  terminal  regasifikasi  yang  dilakukan menghasilkan dua  unit tangki  penyimpanan berkapasitas 75.000 m 3 dan biaya per tahun sebesar Rp561.191.198.608.
Kata  Kunci —Model  Optimisasi,  Distribusi  LNG,  Terminal Regasifikasi.

## I. P ENDAHULUAN
EMBANGKIT  Listrik  Tenaga  Gas  (PLTG)  di  Indonesia, yang sebagian besar terletak di Pulau Jawa, yaitu memiliki kapasitas daya sebesar 75% dari kapasitas daya total Indonesia. Pemerintah  berencana  untuk  memusatkan  pasokan  listrik  di Pulau  Jawa  untuk  kebutuhan  listrik  masyarakat  yang  disuplai oleh  beberapa  PLTG  yang  terdapat  di  Jawa,  yaitu  Unit Pembangkitan (UP) Gresik, Grati di Pasuruan, Muara Tawar di Bekasi,  dan  Muara  Karang  di  Jakarta.  Pemerintah  telah meresmikan pembangunan Pembangkit Listrik Tenaga Gas dan Uap  (PLTGU)  dengan  kapasitas  1.760  MW  di  Cilamaya, Karawang,  Jawa  Barat  pada  tahun  2019.  Pembangkit  yang dibangun diharapkan bisa menambah pasokan listrik untuk 11 juta pelanggan. Selain pembangunan tersebut, PLTGU di Grati, Pasuruan  melakukan  penambahan  kapasitas  daya  500  MW. Peningkatan  kapasitas  daya  PLTG  di  Jawa  tersebut mengakibatkan  peningkatan  kebutuhan  akan  gas  alam, sehingga  pemerintah  berupaya  untuk  melakukan  pemebuhan kebutuhan  gas  domestik,  terutama  di  Pulau  Jawa.  Biaya pengapalan atau pengiriman LNG di Indonesia dapat dikatakan relatif tinggi dan tidak mempunyai jangkauan biaya yang pasti, sebagai  contoh:  biaya  pengapalan  LNG  dari  Badak  LNG  di Bontang  menuju  Benoa  di  Bali  sebesar  US$  1,9/MMBTU, biaya  tersebut  belum  ditambah  dengan  biaya  regasifikasi  dan distribusi  lewat  pipa  gas  dengan  panjang  5  KM.  Sebagai
pembanding,  biaya  pengapalan  LNG  dari  Tangguh  LNG  di Papua  Barat  ke  Terminal  Penerimaan  dan  Regasifikasi  LNG Arun  di  Aceh  hanya  US$  0,08/MMBTU.  Biaya  pengapalan LNG  dari  Badak  LNG  di  Bontang  menuju  Benoa  di  Bali memiliki  nilai  yang  lebih  besar  apabila  dibandingkan  dengan LNG untuk Arun yang dikirim dari Papua Barat, yang memiliki jarak 2,5 kali lipat lebih jauh  dari Bontang  – Tanjung Benoa. LNG  yang  dipasok  diharapkan  dapat  memenuhi  kebutuhan akan gas pembangunan pembangkit baru, penambahan jumlah kapasitas, dan usulan oleh PLN. LNG yang dipasok diharapkan dapat memenuhi kebutuhan dan terdistribusi dengan biaya yang minimum.  Pendistribusian  LNG  juga  harus  didukung  dengan adanya  terminal  regasifikasi  yang  berfungsi  sebagai  fasilitas yang mengkonversi kembali menjadi gas alam.

## II. METODOLOGI PENELITIAN

## A. Metode Pengumpulan Data
Pengumpulan data tidak langsung (sekunder) diperoleh dari lembaga yang mempublikasikan data pada sistem digital seperti website yang dimiliki perusahaan terkait, Kementerian, Badan Pusat Statistik, serta artikel, jurnal, dan studi literatur.

## B. Tahap Identifikasi Kondisi Terkini
Tahap identifikasi  merupakan  penjelasan  mengenai kondisi terkini  dari  distribusi  LNG  di  Pulau  Jawa.  Adapun  beberapa tahapan identifikasi adalah sebagai berikut:
1) Identifikasi distribusi LNG di Pulau Jawa

## Model Optimisasi Distribusi dan Perencanaan Terminal Regasifikasi Liquefied Natural Gas (LNG) Studi Kasus Pulau Jawa
Riza Alfian Arif Wardana, I Gusti Ngurah Sumanta Buana, dan Hasan Iqbal Nur Departemen Teknik Transportasi Laut, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : hasaniqbal@seatrans.its.ac.id
P
Gambar 1 Pembangkit Listrik Tenaga Gas di Indonesia.
Gambar 2 Pemenuhan Kebutuhan Gas Domestik dan Ekspor Indonesia 0 2.000 4.000 6.000 8.000 PLTG PLTGU MW Jenis Pembangkit Luar Jawa Jawa 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 2 0 0 3 2 0 0 4 2 0 0 5 2 0 0 6 2 0 0 7 2 0 0 8 2 0 0 9 2 0 1 0 2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 3 2 0 1 4 2 0 1 5 2 0 1 6 2 0 1 7 2 0 1 8 Ju ml ah ( B B T U D ) Ekspor Domestik
2) Identifikasi pasokan dan permintaan LNG
3) Identifikasi biaya distribusi LNG

## C. Tahap Analisis
Analisis  dan  pengolahan  data  dilakukan  sesuai  dengan rumusan  masalah  yang  sudah  ditentukan  dan  data  yang dikumpulkan. Analisis dan pengolahan data tersebut mengenai jumlah  pasokan  di  kilang  produksi  yang  ditujukan  untuk pemenuhan  kebutuhan  bahan  bakar  gas  di  Pulau  Jawa, permintaan  LNG  oleh  PLTG,  armada  kapal  pengangkut  gas yang digunakan, jaringan pipa gas di darat, dan biaya distribusi LNG dari kilang produksi menuju Pulau Jawa.
Analisis pertama yang dilakukan adalah mengetahui jumlah pasokan  LNG  di  Pulau  Jawa,  yang  didapatkan  dari  data proyeksi  pemenuhan  kebutuhan  gas  domestik  dan  persentase kapasitas daya PLTG di Jawa terhadap kapasitas daya total di Indonesia,  yang  kemudian  dilanjutkan  dengan  analisis kebutuhan  akan  gas  alam  sebagai  bahan  bakar  pembangkit listrik tenaga gas di Pulau Jawa.
Analisis  selanjutnya  adalah  menentukan  moda  transportasi darat dan laut beserta komponen biayanya. Setelah melakukan analisis  tersebut,  dilakukan  perumusan  model  optimisasi. Metode  optimisasi  dirumuskan  guna  mendapatkan  distribusi LNG di Pulau Jawa dengan biaya total yang minimum. Model optimisasi terdiri dari 3 (tiga) komponen utama, yaitu objective function, decision variable dan constrain [1]. Model optimisasi distribusi LNG di Pulau Jawa dirumuskan sebagai berikut: a. Objective function (OF) Minimum Z = Minimum Biaya Total Biaya Total = Biaya Tetap + Biaya Variabel Biaya Tetap = Biaya Sewa Kapal + Biaya Pipa Gas
= (∑ 𝐹 𝑖 𝑦 𝑖 + 𝑛 𝑖=1 ∑ 𝑃 𝑖 𝑦 𝑖 𝑒 𝑖=𝑛+1 )
Biaya Variabel = Biaya BBM + Biaya Kepelabuhanan+ Biaya Regasifikasi + Biaya LNG
= ( ∑ ∑ 𝑏 𝑖𝑗 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 (𝑥 𝑖𝑗 /𝑝 𝑖 ) + ∑ ∑ 𝑙 𝑖𝑗 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 (𝑥 𝑖𝑗 /𝑝 𝑖 ) + ∑ ∑ ∑ 𝑥 𝑖𝑗𝑘 𝑜 𝑘=1 𝑐 𝑘 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 + ∑ ∑ ∑(𝑥 𝑖𝑗 − 𝑝 𝑖 𝑏𝑔(𝑥 𝑖𝑗 /𝑝 𝑖 )𝑤 𝑖𝑗 ) 𝑞 𝑡=1 𝑟 𝑡 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 )
Keterangan:
Z : Total Biaya (Rp)
Biaya Tetap : Biaya  Charter  Kapal + Biaya  Operasi Jaringan Pipa
Biaya Variabel :  Biaya  BBM  +  Biaya  Kepelabuhanan  + Biaya Regasifikasi + Biaya LNG 𝐹 𝑖 : Biaya tetap alterantif kapal i 𝑦 𝑖 : Pemilihan kapal/pipa gas i untuk 𝑦 𝑖 ∈ {0,1} P i : Biaya jaringan pipa gas i i : Alternatif kapal untuk i = 1, ..., n i : Jaringan pipa gas  untuk i = n+1, ..., e j : Rute pelayaran  untuk j = 1, ..., m 𝑏 𝑖𝑗 : Biaya konsumsi bahan baka kapal i pada rute j x ij : Jumlah LNG yang diangkut kapal i pada rute j 𝑝 𝑖 : Payload kapal i 𝑙 𝑖𝑗 : Biaya kepelabuhanan kapal i pada rute j c k : Biaya LNG pada kilang k k : Kilang produksi LNG  untuk k = 1, ..., o x ijk : Jumlah LNG yang diangkut kapal i pada rute j yang berasal dari kilang k bg : Faktor boill-off gas w ij : Waktu round trip kapal i pada rute j r t : Biaya regasifikasi LNG pada terminal t t : Terminal penerima    untuk t = 1, ..., q b. Decision variable (DV) x ij Keterangan: x ij : Jumlah muatan yang diangkut kapal i pada rute j c. Constraint
𝑥 𝑖𝑗 ≥ 0
Gambar 5. Lokasi Kilang Pemasok LNG. Gambar 6. Lokasi Unit Pembangkitan Listrik Tenaga Gas di Jawa.
Gambar 3. Distribusi LNG di Pulau Jawa Saat Ini.
Gambar 4. Proyeksi Pemenuhan Kebutuhan Gas. 0 2.000 4.000 6.000 B B T U D Ekspor Domestik
∑ ∑(𝑥 𝑖𝑗 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 /𝑝 𝑖 )𝑤 𝑖𝑗 ≤  330 ∑ ∑ 𝑥 𝑖𝑗 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 ≤   ∑ 𝑆 𝑘 𝑜 𝑘=1 ∑ ∑(𝑥 𝑖𝑗 − 𝑝 𝑖 𝑏𝑔(𝑥 𝑖𝑗 /𝑝 𝑖 )𝑤 𝑖𝑗 ) 𝑚 𝑗=1 𝑛 𝑖=1 ≥   ∑ 𝐷 𝑡 𝑞 𝑡=1
Keterangan: x ij : Jumlah muatan yang diangkut kapal i pada rute j 𝑝 𝑖 : Payload kapal i 𝑤 𝑖𝑗 : Waktu pelayaran kapal i pada rute j 𝑆 𝑘 : Jumlah pasokan yang tersedia pada kilang k 𝐷 𝑡 : Permintaan yang ada di terminal t

## III. GAMBARAN UMUM

## A. Pembangkit Listrik Tenaga Gas di Indonesia
Pembangkit  listrik  tenaga  gas  di  Indonesia  tidak  hanya berada  di  Pulau  Jawa  saja,  tetapi  juga  terdapat  di  Luar  Jawa. Wilayah  yang  memiliki  pembangkit  listrik  tenaga  gas  di Indonesia  dibagi  menjadi  dua  wilayah,  yaitu  Jawa  dan  Luar Jawa.  Terdapat  dua  jenis  pembangkit  listrik  tenaga  gas,  yaitu PLTG  dan  PLTGU.  PLTG  hanya  menggunakan  mesin  turbin gas,  sedangkan  PLTGU  menggunakan  mesin  dengan  langkah gabungan, yang menggabungkan penggunaan bahan bakar gas dan  uap  yang  dihasilkan  dari  pembakaran  bahan  bakar  gas tersebut.
Daya pembangkit listrik tenaga gas di Jawa sebesar 8.834,54 MW dan di Luar Jawa  sebesar 3.012,65 MW. Daya PLTG di Luar  Jawa  lebih  besar  daripada  di  Jawa,  sedangkan  daya
PLTGU di Jawa lebih besar daripada di Luar Jawa. Persentase daya  pembangkit  listrik  tenaga  gas  di  Jawa  sebesar  75%, sedangkan di Luar Jawa sebesar 25% dari kapasitas daya total pembangkit  listrik  tenaga  gas  di  Indonesia.  Persentase  daya tersebut akan digunakan sebagai proporsi jumlah produksi LNG di masing-masing kilang yang ditujukan sebagai pasokan untuk pembangkit listrik tenaga gas yang terdapat di Pulau Jawa [2]. (Gambar 1)

## B. Pemenuhan Kebutuhan Gas Indonesia
Kilang  produksi  LNG  di  Indonesia  melakukan  pemenuhan terhadap  kebutuhan  gas  domestik  maupun  ekspor.  Kebutuhan gas domestik adalah permintaan akan gas sebagai bahan bakar pembangkit  listrik  maupun  untuk  kebutuhan  industri, sedangkan  kebutuhan  gas  ekspor  adalah  permintaan  akan  gas oleh negara lain, khususnya negara-negara di wilayah Asia.
Jumlah  gas  yang  diekspor  oleh  Indonesia  pada  2003  jauh lebih besar daripada pasokan gas untuk pemenuhan kebutuhan gas  domestik,  dengan  persentase  produksi  gas  sebesar  75% untuk ekspor dan 25% untuk kebutuhan domestik. Pasokan gas untuk pemenuhan gas domestik pada 2013 lebih besar daripada ekspor ke luar negeri, hingga pada 2018 persentase pasokan gas untuk pemenuhan kebutuhan domestik mencapai 60% dari total produksi  gas  di  Indonesia  (Gambar  2).  Hal  ini  menunjukkan bahwa  produksi  gas  di  Indonesia  diprioritaskan  untuk memenuhi kebutuhan gas domestik. Pemenuhan kebutuhan gas tersebut  akan  diproyeksi  hingga  2025  dan  dijadikan  sebagai acuan pembagian produksi LNG yang akan digunakan sebagai pasokan untuk pemenuhan kebutuhan gas domestik [3]. C. Kilang Pemasok LNG
Kilang  pemasok  juga  dapat  disebut  juga  dengan  export terminal/liquefaction  terminal,  karena  memiliki  fasilitas
Gambar 8. Pasokan LNG untuk Pulau Jawa di Setiap Kilang.
Gambar 9. Kebutuhan Gas di Setiap Unit Pembangkitan. 0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 Produksi (ton/tahun) R ib u t o n /T ah u n Badak LNG Donggi Senoro LNG Tangguh LNG 0 1.000 2.000 3.000 Gresik Grati Muara
Karang Muara Tawar Jawa 1
Rib u t o n /T ah u n Gas Steam Combined Cycle
Gambar 7. Distribusi LNG yang Dioptimisasi.
Tabel 1. Rute Optimisasi Distribusi LNG Transportasi Laut No. Asal Tujuan Jarak (NM) 1 Bontang Muara Karang 863 2 Bontang Cilamaya 830 3 Bontang Gresik 571 4 Donggi Muara Karang 1.300 5 Donggi Cilamaya 1.260 6 Donggi Gresik 862 7 Bintuni Muara Karang 1.633 8 Bintuni Cilamaya 1.595 9 Bintuni Gresik 1.290 Transportasi Darat (Pipa Gas) No. Asal Tujuan Jarak (km) 1 Muara Karang Muara Tawar 27 2 Gresik Grati 98
liquifaksi gas dan berfungsi sebagai terminal muat LNG yang akan  dikirimkan  ke  terminal  penerima  atau  terminal regasifikasi.
Terdapat tiga kilang pemasok LNG di Indonesia, yaitu Badak LNG di Bontang, Kalimantan Timur; Donggi Senoro LNG di Banggai;  Sulawesi  Tengah;  dan  Tangguh  LNG  di  Bintuni, Papua  Barat.  Produksi  LNG  di  setiap  kilang  akan  digunakan untuk  pemenuhan  kebutuhan  gas  domestik  dan  ekspor Indonesia  [4]  (Gambar  3).  Badak  LNG  memiliki  kapasitas produksi hingga 22.500.000 ton per tahun, sedangkan Donggi Senoro  dan  Tangguh  LNG  memiliki  tingkat  produksi  sebesar 335.000.000 dan 925.000.000 feet 3 LNG per hari. Harga LNG di  kilang  Badak,  Donggi  Senoro,  dan  Tangguh  LNG  secara berurutan  yaitu  $5,  $6,5,  dan  $6,5  per  MBTU.  Semua  kilang dapat  melayani  kapal  pengangkut  gas  dengan  kapasitas  muat hingga 150.000 m 3 .
D. Unit Pembangkitan Listrik Tenaga Gas di Jawa
Terdapat  lima  Unit  Pembagkitan  (UP)  Listrik  Tenaga  Gas yang dituju untuk dipasok gas alam, yaitu UP Muara Karang di Jakarta, Muara Tawar di Bekasi, Gresik di Jawa Timur, Grati di Pasuruan, dan Jawa 1 di Karawang, Jawa Barat. Jumlah UP dan kapasitas  daya  total  tersebut  berbeda  dengan  kondisi  saat  ini, karena  terdapat  pembangunan  UP  baru,  yaitu  Jawa  1  dan peningkatan kapasitas daya pada UP Grati. (Gambar 4)
Terdapat tiga jenis mesin pembangkit listrik tenaga gas, yaitu turbin  gas,  turbin  uap,  dan  mesin  dengan  siklus  gabungan (combined  cycle).  Unit  Pembangkitan  dengan  kapasitas  daya terbesar adalah UP Gresik, dengan kapasitas daya total sebesar 2219 MW, sedangkan yang terkecil adalah UP Muara Karang dengan  kapasitas  total  909  MW.  Kapasitas  daya  total  Unit Pembangkitan Listrik Tenaga Gas di Pulau Jawa sebesar 8.246 MW.

## E. Distribusi LNG di Pulau Jawa Saat Ini
Terdapat empat PLTG yang akan dipasok gas alam, yaitu UP Muara  Karang,    Muara  Tawar,  Gresik,  dan  Grati.  Kebutuhan
akan  bahan  bakar  gas  di  Muara  Karang  dan  Muara  Tawar dipasok  dari  Kilang  Badak  LNG  dengan  menggunakan  kapal pengangkut  LNG,  karena  di  Teluk  Jakarta  terdapat  terminal regasifikasi  yang  berjenis  FSRU.  FSRU  Jawa  Barat  tersebut menjadi terminal penerima sekaligus fasilitas regasifikasi yang merubah  LNG  menjadi  bentuk  gas.  Gas  alam  tersebut digunakan sebagai bahan bakar pembangkit listrik dan dialirkan menuju UP Muara Tawar dengan menggunakan jaringan pipa gas. Sedangkan kebutuhan akan bahan bakar gas di UP. Gresik dan  Grati  dipasok  dari  kilang  gas  yang  terdapat  di  Blok Kangean PSC. Gas  dari Blok Kangean PSC dialirkan  melalui jaringan  pipa  bawah  laut  dari  Kangean  menuju  Grati  dan jaringan pipa darat dari Grati menuju Gresik [5]. (Gambar 5)

## IV. ANALISIS DAN PEMBAHASAN

## A. Analisis Pasokan LNG
Analisis pasokan LNG dilakukan untuk mengetahui jumlah pasokan  LNG  yang  digunakan  untuk  memenuhi  permintaan pada  masing-masing  tujuan.  Persentase  pemenuhan  gas domestik tersebut yang memepengaruhi jumlah produksi LNG yang  digunakan  sebagai  pasokan  untuk  masing-masing pembangkit listrik. (Gambar 6)
Proyeksi  pemenuhan  kebutuhan  gas  domestik  dan  ekspor Indonesia  dilakukan  hingga  tahun  2025.  Pemenuhan  gas domestik  selalu  meningkat  dan  jumlah  gas  yang  diekspor menurun.  Persentase  jumlah  gas  yang  digunakan  untuk memenuhi kebutuhan gas domestik pada 2025 sebesar 68% dari jumlah  produksi  gas  total  di  Indonesia.  Hal  tersebut menunjukkan bahwa hingga tahun 2025 pemenuhan kebutuhan gas domestik adalah prioritas utama bila dibandingkan dengan ekspor gas ke luar negeri. Berdasarkan hasil ramalan tersebut, jumlah  pasokan  gas  yang  digunakan  untuk  memenuhi kebutuhan  gas  domestik  sebesar  68%  dari  produksi  gas  total. Pasokan  LNG  untuk  Pulau  Jawa  sebesar  75%  dari  jumlah pasokan  gas  yang  digunakan  untuk  memenuhi  kebutuhan  gas domestik. (Gambar 7)
Tabel 2. Alternatif Kapal yang Akan Digunakan Kapal GT DWT(ton) Payload (m 3 ) Kecepatan (Knot) A 85.616 71.472 116.954 15 B 93.750 79.950 130.827 17 C 86.205 73.519 120.304 16 D 94.446 76.197 124.686 17 E 106.771 89.766 146.890 16 F 106.151 67.554 110.543 17 Tabel 3. Hasil Perhitungan Model Optimisasi Distribusi LNG Keterangan 4 Kapal B, C, D, dan F Biaya total (Rp) 34.620.155.621.573 Biaya pengapalan (Rp) 3.043.928.023.655 Biaya pipa gas (Rp) 717.322.364.861 Muatan terangkut (m 3 ) 16.342.675 Boil-off gas (m 3 ) 97.871 Muatan terkirim (m 3 ) 16.244.803 Biaya LNG (Rp) 27.203.694.533.030 Biaya regasifikasi (Rp) 3.655.210.700.026 Biaya satuan ($/MBTU) 7,53 Waktu operasi rata-rata
(hari/tahun)
252
Gambar 10. Biaya BBM Setiap Kapal. Gambar 11. Biaya Kepelabuhanan Setiap Kapal. - 5.000 10.000 15.000 20.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ju ta R p /R o u n d T ri p Rute Pelayaran A B C D E F 50 55 60 65 70 A B C D E F Ju ta R p /R o u n tr ip
Jumlah  produksi  tersebut  berdasarkan  persentase  alokasi jumlah  produksi  LNG  di  masing-masing  kilang  yang  telah dianalisis. Produksi Badak LNG memiliki jumlah LNG terbesar yang digunakan untuk memenuhi kebutuhan domestik di Pulau Jawa,  yaitu  4.588.445  ton/tahun,  sedangkan  jumlah  terkecil adalah  yang  berasal  dari  kilang  Donggi  Senoro  LNG,  yaitu 1.280.345 ton/tahun.

## B. Analisis Permintaan LNG
Permintaan  LNG  adalah  jumlah  kebutuhan  akan  gas  alam oleh  pembangkit  listrik  sebagai  bahan  bakar  untuk menggerakkan  mesin  turbin  yang  akan  menghasilkan  tenaga listrik.  Kebutuhan  akan  LNG  tersebut  berdasarkan  konsumsi gas  oleh  mesin  pembangkit  ( heat  rate )  dengan  daya  masing- masing. (Gambar 8)
Kebutuhan  total  dari  semua  Unit  Pembangkitan  adalah 8.626.631 ton/tahun. Unit Pembangkitan dengan kebutuhan gas terbesar  adalah  UP  Muara  Karang,  yaitu  sebesar  2.794.678 ton/tahun.

## C. Optimisasi Distribusi LNG di Pulau Jawa
Terdapat  tiga  kilang  produksi  LNG  yang  akan  memasok PLTG di Pulau Jawa, yaitu Badak LNG di Bontang, Kalimantan Timur, Donggi Senoro LNG di Banggai, Sulawesi Tengah, dan Tangguh  LNG  di  Bintuni,  Papua  Barat.  Sedangkan  PLTG  di Pulau  Jawa  yang  dipasok  gas  alam  berjumlah  lima  unit pembangkitan,  yaitu  UP  Muara  Karang  di  Jakarta,  Muara Tawar di Bekasi, Jawa 1 di Karawang, Jawa Barat serta Gresik dan  Grati  yang  terletak  di  Gresik  dan  Pasuruan,  Jawa  Timur. Terdapat  rute  distribusi  LNG  dari  kilang  asal  menuju  PLTG yang terdapat di Pulau Jawa, baik rute untuk transportasi laut, maupun transportasi darat. (Tabel 1)
Setelah  mengetahui  skema  distribusi  LNG  di  Pulau  Jawa, dilakukan  perhitungan  biaya  transportasi  laut.  Terdapat  enam alternatif  kapal  yang  akan  digunakan  dalam  distribusi.  (Tabel 2)
Berdasarkan  alternatif  kapal  dan  rute  pelayaran  yang didapatkan,  dihitung  biaya  bahan  bakar  dan  kepelabuahan kapal. (Gambar 10)
Biaya  BBM  tertinggi  terdapat  pada  rute  yang  berasal  dari Tangguh  LNG,  sedangkan  yang  terendah  terdapat  pada  rute yang berasal dari Badak LNG. (Gambar 11)
Tarif  kepelabuhanan  di  setiap  kilang  asal  dan  terminal penerima diasumsikan sama, sehingga hal yang memengaruhi biaya  kepelabuhanan  adalah  GT  kapal.  Kapal  dengan  GT terbesar memiliki biaya kepelabuhanan terbesar, yaitu kapal E.
Analisis  selanjutnya  yang  dilakukan  adalah  melakukan perhitungan  biaya  total  distribusi  LNG  di  Pulau  Jawa berdasarkan  model  optimisasi  yang  telah  dirumuskan  secara matematis. (Tabel 3)
Hasil biaya total minum yang didapatkan adalah terpilihnya 4  kapal  untuk  mendistribusikan  LNG  dari  kilang  produksi menuju  PLTG  di  Jawa.  Kapal  tersebut  adalah  kapal  B,  C,  D, dan  F  yang  mengirimkan  16.244.803  m 3 LNG  dengan  total biaya  sebesar  Rp34.620.155.621.573  dan  biaya  satuan  LNG sebesar  $7,53/MBTU.  Nilai  14,5%  ICP  sebesar  $9,75  [6], sehingga  biaya  satuan  yang  diperoleh  dari  model  optimisasi lebih rendah dari nilai tersebut.

## D. Analisis Sensitivitas
Analisis  sensitivitas  bertujuan  untuk  mengetahui  dampak yang  akan  terjadi  dengan  hasil  analisis  apabila  terdapat perubahan  pada  dasar-dasar  perhitungan  biaya.  Analisis mengenai  peningkatan  biaya  LNG  di  setiap  kilang  produksi terhadap biaya total distribusi LNG di Pulau Jawa. (Gambar 12)
Terdapat tiga kilang produksi yang menjadi pemasok LNG, yaitu  Badak  LNG,  Donggi  Senoro  LNG,  dan  Tangguh  LNG dengan  masing-masing  biaya  LNG  di  kilang  senilai  $5,5,  $6, dan  $6,5  per  MBTU.  Analisis  sensitivitas  tersebut  dilakukan
Gambar 12. Hasil Analisis Sensitivitas Biaya LNG.
Gambar 13. Lokasi Perencanaan Terminal Regasifikasi. 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% M il y ar R p Peningkatan Badak Donggi Senoro
Tangguh
Tabel 4. Perhitungan Fasilitas Perairan Terminal Regasifikasi Fasilitas Ukuran (m) Kedalaman Laut terbuka 12 Alur masuk 11,5 Kolam dermaga 11 Alur Lebar 420 Panjang 5.040 Kolam putar dengan Pandu 560 Kolam dermaga Panjang 350 Lebar 54 Tabel 5. Hasil Perhitungan Biaya Fasilitas Darat Terminal Komponen Biaya (Rp) Renovasi jetty 27.817.404.300 Biaya tangki timbun 3.164.175.001.406 Biaya unloading arm 60.705.963.045 Biaya gas pipe line 3.515.750.000 Biaya cryogenic pipeline 11.601.975.000 Biaya marine pump 1.012.536.000 Regasifier 421.890.000 Boil-off gas compressor 421.890.000 High pressure pump 703.150.000 ORV 239.071.000.000 Total 3.509.446.559.751
untuk  mengetahui  dampak  dari  peningkatan  biaya  LNG  di setiap  kilang  sebesar  5  –  40%  terhadap  biaya  total  distribusi LNG di Pulau Jawa. peningkatan biaya LNG di kilang Badak LNG memiliki pengaruh terbesar terhadap biaya total distribusi LNG, karena muatan terangkut yang berasal dari kilang Badak LNG  memiliki  jumlah  terbesar  dalam  distribusi  LNG, meskipun  biaya  LNG  tersebut  adalah  yang  terendah. Peningkatan sebesar 15% menjadikan pengaruh dari Badak dan Tangguh  LNG  memiliki  perbedaan  yang  kecil.  Peningkatan biaya pada Donggi Senoro LNG tidak memiliki pengaruh yang besar terhadap biaya total distribusi.

## E. Perencanaan Terminal Regasifikasi
Perencanaan  terminal  regasifikasi  dilakukan  berdasarkan perhitungan  dan  hasil  dari  model  optimisasi  yang  telah dilakukan.  Perencanaan  dimulai  dengan  menentukan  lokasi yang  akan  menjadi  tempat  di  mana  terminal  tersebut  akan dibangun.  Perencanaan  pembangunan  terminal  regasifikasi berlokasi  di  Gresik,  tepatnya  di  komplek  Unit  Pembangkitas Gresik. (Gambar 13)
Lokasi  tersebut  memiliki  lahan  yang  dapat  dibangun terminal regasifikasi kurang lebih seluas 2.500 m 2 . Berdasarkan lokasi  yang  ditampilkan  tersebut  terdapat  daerah  yang  tidak dapat dibangun terminal, dan terdapat jetty untuk tambat kapal. Berdasarkan  perhitungan  yang  dilakukan,  didapatkan  data kapal terbesar yang tambat, yaitu kapal B dengan panjang 280 m, lebar 43 m, dan sarat 10 m. Perencanaan dilanjutkan dengan melakukan perhitungan fasilitas perairan terminal regasifikasi.
Langkah selanjutnya setelah menentukan lokasi pembangunan  adalah  merencanakan  kapasitas  penyimpanan pada  terminal  regasifikasi.  Kapasitas  penyimpanan  tersebut didapatkan  dari  pengelolaan  muatan  yang  dikirimkan berdasarkan  jadwal  kedatangan  kapal.  Penjadwalan  kapal tersebut  menghasilkan  ukuran  kapasitas  penyimpanan  yang dibutuhkan  sebesar  150.000  m 3 .  Berdasarkan  volume  tangki penyimpanan  tersebut,  diasumsikan  bahwa  kapasitas  total tangki  penyimpanan  yang  direncanakan  sebesar  150.000  m 3 dengan  dua  unit  tangki  yang  masing-masing  berkapasitas 75.000  m3.  Asumsi  tersebut  berdasarkan  kondisi  distribusi LNG  skala  kecil  hingga  menengah  yang  lebih  sesuai menggunakan  tangki  penyimpanan  yang  berjumlah  lebih  dari satu  [7],  dan  mengingat  terminal  regasifikasi  yang direncanakan akan melayani UP Gresik dan Grati yang terdapat di  Pasuruan.  Perencananaan  dilanjutkan  dengan  perhitungan biaya fasilitas dan operasi terminal. (Tabel 5)
Komponen  dengan  biaya  terbesar  adalah  biaya  tangki penyimpanan sebesar 90% dari biaya total, yaitu Rp3.164.175.001.406. Biaya total fasilitas terminal regasifikasi
Gresik  sebesar  Rp3.509.446.559.751.  Biaya  total  fasilitas terminal  regasifikasi  Gresik  tersebut  digunakan  untuk  biaya kapital  pada  perhitungan  biaya  terminal  regasifikasi  Gresik. (Tabel 6)
Berdasarkan perhitungan biaya kapital dan operasi terminal, diperoleh biaya per tahun terminal sebesar Rp561.191.198.608 dengan umur ekonomis terminal selama 25 tahun. Perhitungan tersebut  berdasarkan  penjumlahan  biaya  kapital  dan present value biaya  operasi  terminal  yang  kemudian  dianuitaskan. Setelah  semua  perhitungan  selesai,  dilakukan  perencanaan layout terminal regasifikasi. Perencanaan terminal regasifikasi Gresik yang dilakukan menghasilkan rancangan layout terminal regasifikasi. Layout tersebut  bertujuan  untuk  mengetahui bagaimana tata letak fasilitas dan alur proses operasi terminal regasifikasi. (Gambar 14)
Terdapat fasilitas perairan terminal regasifikasi Gresik, yaitu alur pelayaran kapal dengan lebar 420 m, kolam putar dengan diameter 560 m, dan kolam dermaga dengan ukuran 350 x 54 m.  Fasilitas  darat  terminal  regasifikasi  Gresik,  yaitu jetty dengan panjang 300 m dan jetty heat berukuran 50 x 21 m, lima unit unloading  arm dengan  kapasitas  2.000  m 3 /jam,  dua  unit tangki  penyimpanan  dengan  kapasitas  75.000  m 3 .  Empat  unit ORV dengan kapasitas 150 ton/jam, satu  unit regasifier , high pressure  pump , compressor , inlet & outlet  header , sea  water pump ,  dan metering  station . Layout tersebut  menggambarkan alur  bongkar  LNG,  yang  dimulai  dengan  kapal  pengangkut LNG yang memasuki alur masuk dengan menggunakan fasilitas pandu  dan  tunda,  kemudian  mengatur  posisi  tambat  di  kolam putar  lalu  tambat  pada jetty .  Setelah  kapal  tambat  dan melakukan  persiapan  bongkar,  kapal  pengangkut  LNG melakukan bongkar muatan dengan pompa kapal yang dialirkan dengan menggunakan unloading arm . LNG kemudian dialirkan melalui  pipa  kriogenik  menuju  tangki  penyimpanan.  LNG disimpan  di  tangki  penyimpanan  dan  apabila  terjadi boil-off gas, kompresor akan mengalirkan boil-off gas tersebut kembali ke kapal. LNG dalam tangki penyimpanan kemudian dialirkan oleh high  pressure  pump menuju vaporizer untuk  diubah menjadi  bentuk  gas.  LNG  yang  telah  diregasifikasi  pada vaporizer tersebut  dialirkan  menuju metering  station untuk dilakukan pengukuran volume dan tekanan, kemudian dialirkan menuju Unit Pembangkitan Listrik Tenaga Gas [8].

## V. KESIMPULAN/RINGKASAN
Berdasarkan analisis dan pembahasan  yang telah dilakukan pada penelitian ini, didapatkan kesimpulan sebagai berikut:
1. Kondisi distribusi  LNG di Pulau Jawa  saat ini  memiliki 2 (dua) kilang pemasok, yaitu Badak LNG dan Blok Kangean
Tabel 6. Hasil Perhitungan Biaya Operasi Terminal Regasifikasi Kenaikan biaya 5% tahun Tahun Ke- 1 25 Biaya Operasional Rp/Tahun Rp/Tahun Gaji Pekerja 15.750.000.000 16.537.500.000 Biaya listrik 225.225.000 236.486.250 R & M 70.188.931.195 73.698.377.755 Asuransi 35.094.465.598 36.849.188.877 Biaya umum 2.425.172.436 2.546.431.058 Total 123.683.794.228 129.867.983.940 Present Value 110.927.169.712 8.543.393.580 Gambar 14. Layout Perencanaan Terminal Regasifikasi.
PSC serta 4 (empat) Unit Pembangkitan (UP), yaitu Muara Karang,  Muara  Tawar,  Gresik,  dan  Grati  kilang.  Badak LNG memasok Muara Karang dengan menggunakan kapal yang kemudian meneruskan distribusi gas alam menuju UP Muara  Tawar  dengan  menggunakan  pipa  gas.  Sedangkan Blok Kangean PSC memasok gas alam menuju UP Gresik dan  Grati  menggunakan  jaringan  pipa  gas  laut  dan  darat dengan panjang total lebih dari 350 km.
2. Model optimisasi distribusi LNG untuk memasok PLTG di Pulau  Jawa  menghasilkan  pola  distribusi  dengan menggunakan 4 (empat) kapal terpilih yang masing-masing memiliki  kapasitas  angkut  130.827  m 3 ,  120.304  m3, 124.686  m 3 ,  dan  110.543  m 3 serta  jaringan  pipa  darat sepanjang 27 dan 98 km. Volume LNG yang terkirim adalah 16.244.803  m 3 LNG  dengan  biaya  total  sebesar Rp34.620.155.621.573 dan biaya satuan $7,53/MBTU.
3. Terminal regasifikasi yang direncanakan memiliki memiliki fasilitas  regasifikasi  berjenis  open  rack  vaporizer  (ORV) dan  2  (dua)  unit  tangki  penyimpanan  berkapasitas  75.000 m 3 dengan biaya per tahun sebesar Rp561.191.198.608.

## UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis  mengucapkan  terima  kasih  kepada  orang  tua  dan seluruh keluarga penulis. Selain itu, penulis juga mengucapkan terima kasih untuk FTK Kelautan dan Laboratorium Telematika Transportasi Laut.

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  P. Budi Santosa, Metode Heuristik, Konsep dan Implementasi . Surabaya: Guna Widya, 2011.
[2]  PT. PLN, “Rencana Usaha Penyedia Tenaga Listrik (RUPTL) PLN 2017- 2026,” Jakarta, 2017.
[3]  SKKMIGAS, “Produksi Minyak dan Gas Bumi,” Jakarta, 2019.
[4]  Soegiono  and  K.  Artana, Transportasi  LNG  Indonesia .  Surabaya: Airlangga University Press, 2006.
[5]  M.  Giranza,  “Techno-Economic  Study  of  Shipping  LNG  to  Indonesia from US, Australia, and Qatar by LNG Carrier,” Dundee, 2018.
[6]  International Gas Union, “World Gas Energy Report,” Washington, 2018.
[7]  A.  Jackson, Liquefied  Natural  Gas  (LNG)  Receiving  Terminal  and Associated Facilities . Hong Kong: ERM, 2005.
[8]  NatGas, “The Transportation of Natural Gas,” 2013. [Online]. Available: http://naturalgas.org/naturalgas/transport/.