Journal of Science and Technology https://journal.trunojoyo.ac.id/rekayasa Rekayasa. 2020; 13(1): 22-30 ISSN: 0216-9495 (Cetak) ISSN: 2502-5325 (Online)
Article History: Received: September, 4 th 2019; Accepted: January, 14 th 2020 ISSN: 2502-5325 (Online) Terakreditasi  Peringkat  3 oleh Ke- menterian Riset, Teknologi dan Pendidikan Tinggi (ARJUNA), berdasarkan Keputusan Direktur Jenderal Penguatan Riset dan Pengembangan No: 23/E/KPT/2019 tanggal 8 Agustus 2019
Cite this as: Yunianto, I.T., Ardhi, E.W., Anggraini, D (2020).  Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair untuk Pembangkit Listik di Indonesia Bagian Timur, Rekayasa, 13(1), 22-30. doi: https://doi.org/10.21107/rekayasa.v13i1.5930 © 2020 Author(s)

## Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair untuk Pembangkit Listik di Indonesia Bagian Timur
Irwan Tri Yunianto 1 , Eka Wahyu Ardhi 2 , Desy Anggraini 3 1,2,3 Departemen Teknik Transportasi Laut, Institut Teknologi Sepuluh Nopember
1 irwan@seatrans.its.ac.id, 2 ekawahyu@seatrans.its.ac.id, 3 deesyanggraini@gmail.com
DOI: https://doi.org/10.21107/rekayasa.v13i1.5930

## ABSTRAK
Pertumbuhan ekonomi Indonesia yang berada pada rata rata 5,8% per tahun tidak hanya berdampak pada peningkatan kesejahteraan masyarakat secara umum tetapi juga peningkatan kebutuhan tenaga listrik. PT PLN (Persero) telah men - gantisipasi peningkatan permintaan tenaga listrik dengan membuat rencana pengembangan pembangkit listrik. Studi ini bertujuan untuk menentukan model transportasi terpadu angkutan gas alam cair (Liquid Natural Gas (LNG)) untuk pembangkit di Kawasan Timur Indonesia. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode optimasi untuk mendapatkan tipe kapal yang sesuai pada rute terpilih yang memberikan biaya satuan minimum. Hasil optimasi menun - jukkan bahwa distribusi gas alam cair ke pembangkit listrik di Indonesia bagian timur adalah dengan suplai langsung dari Kilang Tangguh ke pembangkit listrik di Sorong dengan unit biaya sebesar Rp230.000/m³, 6 pembangkit listrik disuplai melalui Hub Ambon dengan biaya satuan sebesar Rp280.000/ m³, 7 pembangkit listrik disuplai melalui Hub Ternate dengan unit biaya satuan terendah adalah tujuan Tidore sebesar Rp230.000/ m³ dan 5 sisanya akan disuplai melalui Hub Manokwari dengan biaya satuan terendah adalah tujuan Biak sebesar Rp340.000/ m³.
Kata Kunci: biaya satuan, LNG, optimasi, transportasi terpadu

## PENDAHULUAN
Program 35.000 MW (Mega Watt) adalah pro- yek pemerintah untuk membangun pembangkit listrik mencapai 35.000 MW hingga 2019. Program 35.000 MW ini bertujuan untuk memenuhi kebutu- han listrik masyarakat Indonesia dari Sabang sam- pai Merauke. Hal ini tentu akan berdampak signifi - kan bagi pertumbuhan ekonomi di luar Jawa, yang sebelumnya kekurangan suplai listrik. Sebagai bagian dari realisasi program tersebut, PLN akan membangun kurang lebih 54 Pembangkit Listrik Tenaga Gas (PLTG) di Regional Maluku dan Papua untuk pemenuhan jatah pembangunan 1000 MW dari total keseluruhan 35.000 MW.
Prioritas pembangunan PLTG di wilayah Indone- sia Timur khususnya regional Maluku dan Papua lantaran banyaknya sumber energi gas di wilayah tersebut. Papua dengan mega proyek LNG Tang- guh di Teluk Bintuni, Papua Barat, menampung gas alam yang berasal dari beberapa Blok di seki- tar Teluk Bintuni, seperti Blok Berau, Blok Wiriagar dan Blok Muturi menempati urutan kedua terbesar penyumbang gas alam setelah Blok Mahakam di Kalimantan Timur. Dengan kapasitas produksi LNG Tangguh saat ini sebesar 7.6 juta ton per tahun (MTPA) dan akan bertambah menjadi 11.4 MTPA saat Train 3 mulai beroperasi tahun 2020 nanti.
Hal ini terkait dengan pemanfaatan potensi energi primer per daerah yang tercantum dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) PLN 2017 hingga 2026. Penggunaan jenis pembangkit di tiap wilayah disesuaikan dengan ketersediaan sumber energi setempat atau yang terdekat. Pemerintah fokus pada ‘least cost basic energy’, mendorong semua daerah memakai energi dasar yang paling kompetitif. Selain itu bauran energi dari gas akan meningkat dari posisi saat ini 25,8% ke angka 26,7% dengan tambahan pembangkit 24,4 Giga- watt (GW) dalam 10 tahun mendatang dan sejalan dengan target di Rencana Umum Energi Nasional (RUEN), pembangkit Batubara di 2025 ditargetkan 50% dari total energi primer, Gas 26% dan BBM diharapkan hanya kurang dari 0,5%.
Jika dilihat dari segi penggunaannya, gas alam memiliki keunggulan dibandingkan pemanfaatan sumber bahan bakar jenis HSD dan batubara yaitu sifatnya yang rendah polusi atau dengan kata lain lebih bersih, ramah lingkungan, serta keunggu- lan dalam hal transportasinya. Dalam LNG supply chain atau rantai pasok LNG terdapat 4 aspek yang saling terkait satu sama lain, yaitu produksi, LNG Plant (liquefaction/pencairan), transportasi (pipa atau  LNG  Tanker),  penyimpanan  serta  regasifika - si. Wilayah Maluku dan Papua adalah daerah yang umumnya tidak dilalui jaringan pipa gas karena merupakan wilayah kepulauan dengan banyak
pulau-pulau kecil yang tersebar sehingga tidak mung kin seluruh wilayah akan disambung dengan jari ngan pipa melintasi lautan, karena dipastikan akan membutuhkan dana yang sangat besar. Selain itu pembangkit yang akan dibangun PLN di kedua wilayah tersebut merupakan pembangkit dengan kapasitas kecil berkisar antara 15 sampai 60 MW karena kebutuhannya tidak sebesar di wilayah Su- matera dan Jawa sehingga membutuhkan pasokan gas yang tidak banyak pula. Untuk daerah seperti ini, distribusi gas lebih efisien menggunakan kon - sep Small Scale LNG Supply Chain.
Distribusi melalui pipa memang merupakan distri- busi yang paling murah, namun untuk Wilayah Ma- luku dan Papua yang merupakan wilayah de ngan banyak pulau serta kebutuhan tiap pembang kit yang tersebar sangat kecil, maka distribusi LNG akan  lebih  efisien  dengan  menggunakan  kapal LNG mini (Small LNG Tanker). Istilah ‘small’ meru- juk pada volume angkut LNG yang hanya sampai 40.000 m³. Kapal LNG normal umumnya berka- pasitas angkut 120.000 – 270.000 m³ dan berlayar antar benua dengan jarak puluhan ribu mil laut dan waktu layar lebih dari 1 minggu. Sementara Small LNG Tanker digunakan untuk jarak sekitar 1.000 mil laut, dengan waktu layar 3-4 hari. Maka akan cocok jika konsep tersebut di terapkan untuk distribusi LNG di wilayah kepulauan Maluku dan Papua.
Guna mendukung potensi tersebut, tugas akhir ini bertujuan untuk mendesain bagaimana rancangan pola distribusi angkutan LNG yang optimal dan terintegrasi dalam pemanfaatan penggunaan gas di Wilayah Maluku dan Papua sebagai energi alter- natif pengganti BBM untuk pembangkit listrik di- sana dengan menetapkan LNG Tangguh di Papu a Barat sebagai kilang pemasok dan menggunakan kapal Small LNG dalam pendistribusiannya.

## METODE PENELITIAN
Tahap Perhitungan Biaya Pada tahap ini biaya akan dihitung dengan dua komponen utama yaitu biaya tetap dan biaya varia bel. Dimana biaya tetap adalah menggunakan Time Charter Hire karena kapal yang akan digu- nakan adalah kapal sewa dengan sistem time char- ter . Sedangkan biaya variabel meliputi biaya bahan bakar, biaya jasa kepelabuhanan, biaya penanga- nan muatan, biaya penyimpanan, biaya regasifika - si, dan investasi terminal penerima.

## Tahap Penentuan Kriteria
Pada tahap ini sarat kapal dengan kedalaman ter- minal dilakukan analisis kompatibilitas untuk me- mastikan alternatif kapal mana saja yang nantinya bisa atau tidak bisa sandar di terminal bongkarnya. Analisis dilakukan dengan membandingkan sarat dari semua opsi kapal dengan kedalaman termi- nal bongkar di semua rute. Selanjutnya kriteria hari kerja kapal diasumsikan berdasarkan karakteristik ombak dan perairan di wilayah yang dilewati oleh kapal dari titik pelabuhan muat ke titik pelabuhan
bongkar. Analisis dilakukan dengan melihat kondi- si wilayah perairan yang dilewati kapal setiap bulan dalan satu tahun.

## Tahap Optimasi
Pada tahap ini dilakukan optimasi untuk menentu- kan pola operasi pengiriman LNG dengan meng- gunakan Open Solver dari Microsoft Excel. Dengan meminimalkan biaya satuan pengiriman LNG dan variabel keputusan adalah frekuensi dibutuhkan dengan batasan kargo terangkut harus lebih be- sar sama dengan jumlah demand per tahun untuk masing-masing tujuan.

## Tahap Optimalisasi Utilitas Kapal
Pada tahap ini dilakukan analisis bahwa penggu- naan 1 (satu) unit kapal untuk melayani 1 (rute) ti- daklah optimum dikarenakan total hari kerja kapal dalam setahun masih jauh dari total maksimum- nya untuk beberapa rute tertentu. Oleh sebab itu akan dilakukan optimalisasi jumlah penggunaan kapal dari 1 (satu) unit per rute menjadi 1 (unit) untuk melayani semua rute dengan tujuan untuk menghemat biaya sewa kapal yang ditimbulkan dan memaksimalkan utilitas kapal dalam 1 tahun masa sewanya.

## HASIL DAN PEMBAHASAN

## Model Matematis

## Objective Function
Objective Function dalam model ini adalah men- cari minimum biaya satuan. Perumusan biaya satu- an didapatkan dari pembagian total kargo terkirim dengan total biaya. Berikut adalah model mate- matis dari objective function :
(1) Keterangan: Z
= Biaya Satuan (Rp/m³)
TC = Total Cost (Rp) D = Permintaan (m³/tahun) X = Kapal LNG Decision Variable Yang menjadi Decision Variable dalam model ini adalah frekuensi pengiriman dibutuhkan (kali/ta- hun). Pada model ini frekuensi pengiriman akan menentukan rute mana yang terpilih, dan alat angkut ukuran berapa yang akan melayani rute tersebut.

## Constraint
Dalam merumuskan sebuah model, diperlukan batasan untuk mempersempit kemungkinan- kemungkinan solusi yang dapat terpilih. Berikut adalah batasan yang digunakan dalam model ini:
1. Supply di masing-masing pelabuhan muat ≥ kargo terkirim dari masing-masing pelabuhan.
2.  Demand di masing-masing di pelabuhan bongkar ≤ kargo terkirim untuk masing-mas - ing pelabuhan bongkar.
24 | Yunianto, I.T. dkk. Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair..
3.  Minimum sarat pelabuhan untuk masing-mas- ing rute > sarat kapal

## 4.  Frekuensi dibutuhkan = integer

## Penyusunan Model
Langkah awal yang dilakukan dalam meren- canakan rute pengiriman ini adalah mengindenti- fikasi titik demand dan jumlah muatan (m³ LNG). Setelah  mengidentifikasi  titik demand , dilakukan analisis untuk menentukan lokasi kilang LNG mana yang mampu untuk memasok kebutuhan seluruh pembangkit di wilayah Maluku dan Papua. Setelah semua titik demand dan supply dapat teridentifi - kasi, langkah selanjutnya adalah menganalisis je- nis alternatif alat angkut bagaimana yang sesuai dengan karakteristik muatan yang diminta. Hingga kemudian, dilakukan perencanaan rute pengiriman yang meliputi perhitungan biaya transportasi dan analisis dengan model optimasi untuk mendapat- kan rute yang paling optimum dengan biaya yang minimum.
Pada penelitian distribusi LNG ini, yang menjadi tujuan distribusi adalah pembangkit listrik di Kepu- lauan Maluku dan Papua. Pembangkit yang diren- canakan untuk dipasok sesuai RUPTL hingga tahun 2016 terdiri dari 21 pembangkit di Provinsi Maluku, 16 pembangkit di Provinsi Maluku Utara, 23 pem- bangkit di Provinsi Papua dan 13 pembang kit di Provinsi Papua Barat. Letak dan daya pembangkit tiap provinsi diilustrasikan pada Gambar 1.
Penentuan lokasi dan jumlah terminal penerima berdasarkan lokasi pembangkit. Idealnya, satu pembangkit dilayani oleh satu terminal penerima dan untuk memudahkan unloading LNG dari kapal ke terminal penerima maka terminal pene rima ha- rus terletak di dekat laut. Untuk pembangkit yang lokasinya berdekatan diasumsikan terminal pene- rima digabung menjadi satu. Total keseluruhan titik pembangkit adalah sebanyak 73 pembang- kit de ngan jumlah terminal penerima yang akan mengcover seluruhnya adalah seba nyak 30 titik lokasi di tiap-tiap pelabuhan yang ada di wilayah kepulauan Maluku dan Papua. 30 titik tersebut ter- diri dari 5 terminal HUB dan 25 terminal peneri-
ma  akhir    sesuai dengan yang tercantum dalam Rencana Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2017- 2016. Data lokasi terminal penerima beserta jum- lah permintaan LNG per tahunnya dapat dilihat pada Tabel 1.
Dalam penelitian ini, analisis mengenai alat angkut dibatasi pada perhitungan operasional saja, se- hingga tidak dilakukan perhitungan teknis seperti perhitungan hambatan, stabilitas dll. Kapal yang digunakan untuk mengangkut LNG adalah kapal yang sudah tersedia. Kapal tersebut memiliki spe- sifikasi yang berbeda namun masih termasuk da - lam kapal mini LNG.
Pada penelitian ini digunakan 5 kapal yang memi- liki spesifikasi berbeda, spesifikasi 5 kapal tersebut dapat dilihat dalam Tabel 2.
Terdapat 2 (dua) opsi pola operasi kapal yang akan dianalisis dalam tugas akhir ini. Dua opsi pola ope- rasi tersebut yaitu secara direct (langsung) dan Hub Gambar 1. Persebaran Terminal Penerima di Seluruh Wilayah Maluku dan Papua
Tabel 1. Total Permintaan LNG di Tiap Terminal Penerima
No Ter- minal Peneri- ma Kode
Kap. Total MMS CFD m³/hari m³/tahun 1 Terminal Langgur LGR 50 10 391,30 142.826,09 2 Kulur KLR 60 12 469,56 171.391,30 3 Namlea NML 50 10 391,30 142.826,09 4 Namrole NMR 60 12 469,56 171.391,30 5 Saumlaki SML 70 14 547,82 199.956,52 6 Dobo DB 50 10 391,30 142.826,09 7 Saparua SPR 50 10 391,30 142.826,09 8 Sofifi SFF 50 10 391,30 142.826,09 9 Tobelo TBL 40 8 313,04 114.260,87 10 Malifut MLF 60 12 469,56 171.391,30 11 Buli BL 50 10 391,30 142.826,09 12 Kupal KPL 60 12 469,56 171.391,30 13 Sanana SNN 40 8 313,04 114.260,87 14 Waringin WRG 50 10 391,30 142.826,09 15 Tidore TDR 70 14 547,82 199.956,52 16 Nabire NBR 50 10 391,30 142.826,09 17 Sarmi SRM 50 10 391,30 142.826,09 18 Timika TMK 90 18 704,34 257.086,96 19 Merauke MRK 60 12 469,56 171.391,30 20 Biak BIA 75 15 586,95 214.239,13 21 Serui SRI 60 12 469,56 171.391,30 22 Kaimana KMN 60 12 469,56 171.391,30 23 Fak Fak FF 50 10 391,30 142.826,09 24 Bintuni BTN 50 10 391,30 142.826,09 25 Waisai WSI 50 10 391,30 142.826,09 26 Terminal Hub
Ambon AMB 200 40 1.565,22 571.304,35 27 Ternate TNT 60 12 469,56 171.391,30 28 Jayapura JYP 340 68 2.660,87 971.217,39 29 Manok- wari MNW 60 12 469,56 171.391,30 30 Sorong SRG 200 40 1.565,22 571.304,35
and Spoke . Pengiriman secara direct (langsung), yang dimaksudkan dalam pola operasi ini adalah pengiriman yang tidak melalui terminal hub atau langsung dibawa dari lokasi kilang, tidak dikum- pulkan terlebih dahulu dalam 1 (satu) titik supply .
Skema pola operasi pada penelitian ini yaitu ter- dapat 30 lokasi tujuan. 30 tujuan tersebut terdi- ri dari 25 terminal penerima akhir ( Spoke ) dan 5 (lima) terminal Hub. Skema pola operasi dapat di- lihat pada Gambar 3.Perhitungan yang digunakan untuk menentukan jumlah rute yang memungk- inkan adalah 25 terminal penerima akhir dikalikan dengan 7 (tujuh) titik asal yang tersedia sehing- ga menghasilkan 175 rute, kemudian ditambah- kan dengan perkalian antara 5 titik terminal Hub dengan 2 (dua) titik asal yang tersedia yakni lokasi kilang.  Sehingga total kemungkinan rute yang ter- sedia adalah 175 rute ditambahkan 10 rute men- jadi 185 rute. 185 adalah jumlah keseluruhan dari rute yang memungkinkan. Maka hasil yang akan terjawab dalam model optimasi nantinya ada- lah menentukan lokasi asal ( supply ) untuk setiap titik tujuan ( demand ) yakni keseluruhan terminal penerima (30 tujuan).
Analisis kompatibilitas sarat kapal dengan keda- laman terminal dilakukan untuk memastikan al- ternatif kapal mana saja yang nantinya bisa atau tidak bisa sandar di terminal bongkarnya. Anali- sis dilakukan dengan membandingkan sarat dari semua opsi kapal dengan kedalaman terminal bongkar di semua rute.
Adapun asumsi yang digunakan antara lain nilai tukar rupiah terhadap US$ adalah sebesar Rp 14.865  yang  nilainya  didapat  dari  googlefinance. com. Asumsi yang lain adalah harga HFO sebesar Rp 11.650 /liter untuk bahan bakar mesin utama kapal. Harga HSD sebesar Rp 14.350 /liter sebagai bahan bakar mesin bantu kapal dan juga sebagai salah satu bahan bakar PLTMG. Harga LNG sendiri adalah Rp 127.466 /MMBTU yang digunakan se- bagai bahan bakar untuk PLTG.
Selain asumsi diatas, dalam penelitian ini juga mengasumsikan beberapa hal lain. Biaya pelabu- han yang digunakan dalam penelitian ini bersum- ber dari PP 11 tahun 2015 tentang tarif pelabuhan. Selain itu, dalam penelitian ini juga digunakana- sumsi sewa kapal dengan perjanjian time charter berdasarkan kapasitas ruang muat (payload).
Gas alam sebagai bahan bakar pembangkit listrik ini perlu dirubah bentuk menjadi cair untuk dapat di distribusikan dengan efektif. Seperti pengkon- versian 1 meter kubik LNG setara dengan 600 meter kubik gas alam. Sehingga as alam akan di- cairkan menjadi LNG agar saat mengangkut dapat memuat lebih banyak. Terdapat beberapa satuan gas alam, MMSCFD biasanya digunakan sebagai satuan aliran gas. Sedangkan MMBTU digunakan untuk satuan pembelian atau penyimpanan gas alam.

## Perhitungan Biaya Transportasi Laut
Sebelum mulai menghitung masing-masing kom- ponen tersebut, diperlukan perhitungan biaya

## Tabel 2. Spesifikasi Kapal
Komponen Sa ­ tuan Alternatif Ukuran Kapal Kapal 1 Kapal 2 Kapal 3 Kapal 4 Kapal 5 Nama Kapal Belgravia Coral Methane Shortsea LNG Carrier Shinju Maru Pioneer Knut- sen Kapasitas Muat m³ 9.500 7.500 4.000 2.538 1.100 Ukuran Utama GT ton 9.600 7.833 4.325 2.936 1.687 Panjang (LOA) m 119,80 117,80 99,00 86,25 69,00 Lebar (B) m 19,80 18,60 28,00 15,10 25,70 T i n g g i (H) m 11,50 10,60 16,00 7,00 16,60 Sarat (T) m 7,60 5,90 4,30 4,10 3,50 Permesinan M e s i n Utama Kw 4.900 5.000 1.400 1.912 640 SFOC kg/ KwH 0,185 0,185 0,185 0,185 0,185 M e s i n Bantu Kw 480 2.500 480 880 769 SLOC kg/ KwH 0,00136 0,00136 0,00136 0,00136 0,00136 Kecepatan (Vs) Muat knot 10,20 9,46 9,35 11,05 11,90 Kosong knot 12,00 11,13 11,00 13,00 14,00 Cargo Pump Produktivitas m³/ jam 480 450 380 350 330

## Tabel 3. Asumsi Operasional
No Komponen Nilai Satuan Sumber 1 Nilai Tukar 1 US$ 14.865 Rp Googlefinance.com 2 Harga HFO 11.650 Rp/liter pertamina.com 3 Harga HSD 14.350 Rp/liter pertamina.com 4 Harga LNG 127.469 Rp/m³ Indexmundi.com 5 Hari Kerja PLTG 365 Hari/tahun 6 Inflasi 4,5 % Bank Indonesia
7
Waktu AT+WT+IT 5 Jam
Tabel 4. Konversi LNG GAS UNIT CONVERSION
1 MTPY
= 140 mmscfd 100 mmscfd gas = 730.000 TPY LNG 100 mmscfd gas = 2.100 TPD LNG 100 mmscfd gas = 500 MW Specific Gravity LNG = 0,46
1 m3 LNG = 21,20 mmbtu
26 | Yunianto, I.T. dkk. Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair..
waktu. Perhitungan waktu terbagi menjadi waktu kapal berlayar dan waktu kapal berlabuh. Dari to- tal waktu maka akan didapatkan gambaran berapa lama waktu yang dibutuhkan kapal untuk menye- leseikan 1 roundtrip . Total waktu juga dapat digu- nakan untuk mencari berapa frekuensi maksimal kapal dalam 1 tahun. Frekuensi maksimal kapal da- lam 1 tahun merupakan fungsi dari hari kerja kapal dan total waktu untuk 1 roundtrip . Komponen dari biaya transportasi laut yang digunakan pada pe- nelitian ini adalah biaya kapital sebagai fixed cost, serta biaya perjalanan dan biaya kepelabuhan se- bagai variable cost.

## Biaya Regasifikasi
Biaya  regasifikasi  adalah  biaya  yang  dikeluarkan untuk mengkonversi gas cair atau LNG ke bentuk gas. Proses regasifikasi ini membutuhkan fasilitas khusus yaitu fasilitas regasifikasi. Fasilitas regasifi - kasi bisa di letakan di darat, maupun di laut ( off - shore ) yang biaya disebut dengan Floating Regas- ification Unit (FRU). Fasilitas regasifikasi juga bisa digabung dengan fasilitas penyimpanna gas atau biasa disebut dengan Floating Storage and Re- gasification Unit (FSRU). Tarif untuk meregasifikasi LNG dalah Rp 9.940 / MMBTU.

## Biaya Penyimpanan
Biaya penyimpanan adalah biaya yang timbul aki- bat pemakaian fasilitas penyimpanan muatan. Tarif penyimpanan untuk LNG adalah Rp 11.360 /MMB- TU. Biaya penyimpanan didapat dari perkalian an- tara tarif dan kebutuhan bahan bakar per tahun di masing-masing pembangkit.

## Investasi Terminal Penerima
Pembangunan terminal LNG merupakan alternatif yang dipilih untuk menambah pasokan gas yang telah ditargetkan. Ada dua alternatif model pili- han untuk pembangunan terminal LNG ini yaitu Offshore (LepasPantai) dan Onshore (di daratan). Setelah dilakukan analisis pemilihan jenis terminal, hasil dari nilai investasi yang didapat menunjukkan bahwa penggunaan terminal LNG jenis FSRU lebih murah jika dibandingkan dengan pemakaian ter- minal LNG darat. Maka dalam penelitian ini, jenis terminal LNG yang akan digunakan adalah FSRU.
Mengacu pada jurnal berjudul “ Virtual Pipeline to Support Natural Gas Infrastructures Development in Eastern Indonesia Region ”, beberapa proyek atau bagian dari proyek harganya dapat dikira- kira de ngan menggunakan rule of thumb. Rule
of thumb ini digunakan sebagai cara cepat untuk estimasi hasil dari interpolasi dan ekstrapolasi proyek terdahulu. Tabel di bawah menunjukkan asumsi investasi proyek FSRU dari Pertamina sebagai acuan dalam menghitung berapa besar biaya investasi yang diperlukan untuk memba- ngun sebuah FSRU.

## Total Biaya dan Biaya Satuan
Total biaya keseluruhan didapatkan dari penjumla- han biaya transportasi laut yang terdiri dari biaya sewa kapal, biaya perjalanan, dan biaya kepelabu- hanan dengan biaya penanganan LNG, biaya re- gasifikasi biaya penyimpanan di terminal dan in - vestasi terminal penerima. Dari total biaya, untuk mencari biaya satuan maka total biaya keseluru- han dibagi dengan jumlah kargo terkirim.

## Model Optimasi
Model optimasi merupakan metode yang digu- nakan pada penelitian ini dengan menggunakan aplikasi solver pada Microsoft Excel. Dalam pene- litian ini, dikarenakan jumlah kemungkinan rute dan alternatif kapal ada banyak maka penggunaan solver biasa tidak bisa diaplikasikan. Sebagai solusi perlu ditambahkan aplikasi tambahan yakni Open Solver yang bisa menjalankan model hingga 2000 variabel. Model optimasi disusun untuk menen- tukan pola operasi, pemilihan armada kapal, dan pemilihan jenis terminal penerima dengan total biaya paling minimum

## Hasil Model Optimasi
Setelah melakukan perhitungan seluruh kom- ponen biaya total, dilakukan proses optimasi. Dari hasil optimasi tersebut akan menghasilkan rute- rute terpilih beserta kapal yang paling optimum dengan total biaya paling minimum.
Tabel 6 menjelaskan bahwa dari total terminal Hub yang sebelumnya ada 5 (lima), hanya 3 (tiga) lokasi saja yang dapat mensuplai kebutuhan LNG termi- nal penerima lain secara optimal. Hasil optimasi menunjukkan bahwa Hub Jayapura dan Hub So- rong tidak akan optimal jika dijadikan sebagai ter- minal Hub karena tidak memiliki satu pun tujuan
Tabel 5. Rule of Thumbs Pertamina Category Pertamina Rule of Thumbs Unit Cost Remarks
Liquefac- tion Large LNG Plant 2,5 US $ million/ MMSCFD > 60 MMSCFD Mini LNG Plant 5 US $ million/ MMSCFD < 20 MMSCFD Regasifi - cation FSRU 0,6 US $ million/ MMSCFD
Land-based
2,1 US $ million/ MMSCFD

## Tabel 6. Rute Asal-Tujuan Hasil Optimasi
Hub
Ambon Hub
Ternate Hub
Jaya- pura Hub
Manok- wari Hub So- rong Langsung (Tangguh LNG) Langsung (DS LNG) Kulur Sofifi - Nabire - Langgur Hub Ambon Namlea Tobelo Sarmi Dobo Hub Ternate Namrole Malifut Biak Kaimana Saumlaki Buli Serui Fakfak Saparua Kupal Waisi Bintuni
Sanana War- ingin Timika
Tidore
Merauke Jayapura Sorong
Hub Ma- nokwari
terminal penerima akhir untuk disuplai. Maka dari itu, Hub Jayapura dan Hub Sorong akan dijadikan sebagai terminal penerima biasa yang berdasarkan hasil optimasi akan disuplai kebutuhan LNG per tahunnya langsung dari lokasi kilang di Tangguh. Sedangkan untuk 3 (tiga) lokasi terminal Hub ter- pilih masing-masing akan disuplai dari kilang Don- gi-Senoro untuk Hub Ambon-Ternate dan kilang Tangguh untuk Hub Manokwari. Berikut penjelasan mengenai masing-masing pola pengiriman yang terpilih. Hasil yang akan ditampilkan berdasarkan wilayah masing-masing provinsi dan berdasarkan pola pengimannya (langsung dan Hub Spoke ).
Pengiriman Hub and Spoke Pola operasi Hub and Spoke merupakan pola oper- asi dimana kapal utama yang berangkat dari kilang melakukan transit di terminal Hub , dimana termi- nal Hub tersebut menjadi terminal pengumpul pa- sokan LNG dari kilang untuk kemudian dikirimkan ke semua terminal tujuan akhir dengan menggu- nakan kapal feeder .
1) Hub Ambon Terdapat 6 (enam) titik dari 25 titik tujuan termi- nal akhir yang disuplai dari terminal Hub Ambon berdasarkan hasil optimasi yang terpilih. Enam  titik tersebut yakni Sanana, Namrole, Namlea, Kulur, Sa- parua dan Saumlaki. Berikut rincian hasil optimasi pengiriman melalui Hub Ambon dari 6 (enam) titik terminal akhir yang terpilih.
Dari keseluruhan biaya untuk masing-masing rute, biaya total terbesar yang timbul adalah sebesar Rp 23 milliar per tahun dengan biaya satuan sebesar 0,4 Jt-Rp/m³. Angka tersebut didapat dari biaya to- tal dan biaya satuan rute dengan tujuan terminal penerima akhir Saumlaki. Sedangkan biaya total terkecil yang timbul adalah dari rute pengiriman Ambon-Saparua sebesar Rp 17 miliiar per tahun untuk biaya total dan 1,16 Jt-Rp/m³ untuk biaya satuan.
2) Hub Ternate Terdapat 7 (tujuh) titik dari 25 titik tujuan termi- nal akhir yang disuplai dari terminal Hub Ternate berdasarkan hasil optimasi yang terpilih. Tujuh titik tersebut adalah Waringin, Tobelo, Malifut, Buli,
Kupal, Tidore dan Sofifi. Berikut rincian hasil opti - masi pengiriman melalui terminal Hub Ternate dari 7 (tujuh) titik terminal akhir yang terpilih.
Dari keseluruhan biaya untuk masing-masing rute, biaya total terbesar yang timbul adalah sebesar Rp 30 milliar per tahun dengan biaya satuan sebesar Rp 590.000 per m³. Angka tersebut didapat dari biaya total dan biaya satuan rute dengan tujuan terminal penerima akhir Malifut. Sedangkan biaya total terkecil yang timbul adalah dari rute pengiri- man Ternate-Sofifi sebesar Rp 28 miliar per tahun untuk biaya total dan Rp 90.000 per m³ untuk bi- aya satuan.

## 3) Hub Manokwari
Terdapat 5 (lima) titik dari 25 titik tujuan terminal akhir yang disuplai dari terminal Hub Manokwari berdasarkan hasil optimasi yang terpilih. Lima  titik tersebut adalah Waisai, Nabire, Serui, Biak dan Sarmi. Berikut rincian hasil optimasi pengiriman melalui terminal Hub Manokwari dari 5 (lima) titik terminal akhir yang terpilih.
Dari keseluruhan biaya untuk masing-masing rute, biaya total terbesar yang timbul adalah sebesar Rp 31 milliar per tahun dengan biaya satuan sebesar Rp 150.000 per m³ untuk rute Manokwari-Serui. Sedangkan biaya total terkecil yang timbul ada- lah dari rute pengiriman Manokwari-Biak sebesar Rp 22 miliiar per tahun untuk biaya total dan Rp 1.570.000 per m³ untuk biaya satuan.
Gambar 4. Rute Terpilih Hub Ambon
Gambar 5. Rute Terpilih Hub Ternate
Gambar 6. Rute Terpilih Hub Manokwari

## 28 | Yunianto, I.T. dkk.
Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair..
Pengiriman Langsung Pengiriman secara langsung adalah pengiriman yang tidak melalui terminal hub atau langsung dibawa dari lokasi kilang, tidak dikumpulkan ter- lebih dahulu dalam 1 (satu) titik supply .
Terdapat 9 (sembilan) titik dari 25 titik tujuan ter- minal akhir yang pola pengirimannya menggu- nakan pola pengiriman secara langsung ( direct ) berdasarkan hasil optimasi yang terpilih. Seluruh rute tersebut berasal dari 1 (satu) titik supply yang sama yakni kilang LNG Tangguh. Dalam pola pen- giriman secara langsung yang terpilih untuk tujuan terminal penerima akhir, tidak ada rute yang tu- juannya disuplai dari kilang Donggi Senoro. Hal ini dikarenakan ketujuh lokasi terminal tersebut lebih dekat dengan kilang LNG Tangguh daripada kilang LNG Donggi Senoro.
Sedangkan untuk ketiga terminal Hub , lokasi kil- ang yang mensuplai masing-masing adalah Kilang Donggi Senoro untuk Hub Ambon-Ternate dan Kilang Tangguh untuk Hub Manokwari. Berikut rincian hasil optimasi pengiriman secara langsung untuk 9 (sembilan) titik terminal penerima akhir dan 3 (tiga) terminal Hub yang terpilih.
Dari keseluruhan biaya untuk masing-masing rute, biaya total terbesar yang timbul adalah sebesar Rp 622 milliar per tahun dengan biaya satuan sebesar Rp 290.000 per m³. Angka tersebut didapat dari
biaya total dan biaya satuan rute dengan tujuan terminal penerima akhir di Manokwari sebagai ter- minal Hub . Sedangkan biaya terkecil yang timbul adalah dari rute pengiriman Tangguh – Bintuni se- besar Rp 8 miliiar per tahun untuk biaya total dan Rp 310.000 per m³ untuk biaya satuan.
Gambar 7. Rute Pengiriman Langsung dari Kilang Asal ke 3 Terminal Hub Gambar 8. Rute Pengiriman Langsung Terminal Penerima Akhir Tabel 9. Perhitungan Komponen Biaya dan Biaya

## Total
No. Tujuan Biaya Total BBM Biaya Pela- buhan Biaya Penanganan Muatan Biaya Sewa Kapal (Jt-Rp/ tahun) (Jt-Rp/ tahun) (Jt-Rp/tahun) (Jt-Rp/ tahun) 1 LGR 12.627,99 378,52 13,47 7.679,83 2 DB 8.593,24 227,11 8,08 5.281,95 3 KMN 4.394,66 151,41 5,39 3.305,54 4 FF 2.101,76 154,71 5,51 3.410,53 5 MRK 41.922,44 454,23 16,17 22.050,53 6 BTN 561,39 165,72 2,69 1.035,30 7 TMK 50.282,29 1.491,48 24,25 18.547,81 8 JYP 199.234,18 875,69 91,62 105.737,58 9 SRG 30.699,57 515,11 53,90 35.245,86 10 MNW 224.735,52 1.957,43 204,81 140.983,44 11 AMB 86.576,17 849,93 88,93 70.491,72 12 TNT 51.489,31 605,26 63,33 35.245,86

## Tabel 10. Perhitungan Komponen Biaya Beserta Biaya Total (lanjutan)
No Tu- juan Biaya Penyim- panan Biaya Re- gasifikasi Investasi FSRU
Biaya Total Biaya Satuan (Jt-Rp/ tahun) (Jt-Rp/ tahun) (Jt-Rp/ tahun)
(Jt-Rp/ tahun) (Jt-Rp/ m³) 1 LGR 80,07 70,06 24,42 29.531,92 0,21 2 DB 48,04 42,04 26,89 25.254,76 0,29 3 KMN 32,03 28,02 28,72 20.935,57 0,37 4 FF 32,03 28,02 29,62 18.895,70 0,33 5 MRK 96,08 84,07 55,28 75.246,99 0,44 6 BTN 16,01 14,01 13,28 8.920,79 0,31 7 TMK 144,12 126,11 24,09 76.619,44 0,30 8 JYP 544,47 476,41 189.182,28 293.296,29 0,31 9 SRG 320,28 280,24 64.082,91 131.197,86 0,23 10 MNW 1.217,05 1.064,92 252.243,04 622.406,20 0,29 11 AMB 528,45 462,40 134.298,69 293.296,29 0,31 12 TNT 376,32 329,28 65.105,05 153.214,42 0,23
Gambar 9. Grafik Analisis Sensitivitas

## Analisis Sensitivitas
Pada gambar 9 diatas menunjukkan tingkat ke- naikan dan penurunan tiga faktor komponen yang mempengaruhi besarnya biaya satuan. Penurunan kecepatan kapal sebesar 18% akan membuat biaya satuan naik sekitar 0,81%. Sebaliknya jika kecepa- tan dinaikan hingga 18% maka akan menurun- kan biaya satuan sekitar 0,24%. Berbeda dengan komponen jarak, semakin jauh jarak tempuh kapal maka semakin mahal pula biaya satuannya. Seba- liknya jika semakin dekat jarak maka biaya  satuan akan semakin murah. Sedangkan untuk komponen demand , kenaikan dan penurunan sebesar 18% hasilnya sama dengan komponen jarak untuk ting- kat kenaikan dan penurunan biaya satuan per m³ nya.

## KESIMPULAN DAN SARAN
Berdasarkan analisis data dan pembahasan yang telah dilakukan pada studi ini mengenai peren- canaan transportasi terpadu angkutan LNG un- tuk pembangkit di Kepulauan Maluku dan Papua, maka dapat ditarik kesimpulan dari hasil yang telah didapat sebagai berikut: 1.  Melalui model optimasi linear programming dengan fungsi objektif minimum biaya satu- an maka didapat perencanaan rute optimum pasokan LNG untuk seluruh pembangkit listrik di wilayah Maluku dan Papua menggunakan 2 pola pengiriman yakni secara langsung dari kilang (Direct) dan melalui terminal Hub (Hub Spoke).
2.  Melalui model optimasi linear programming dengan fungsi objektif minimum biaya satuan maka terpilih kapal untuk setiap rute dengan rincian:
 Tangguh menuju Langgur, Dobo dan Kaima- na dilayani kapal dengan kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1 unit untuk seluruh rute.
 Tangguh menuju Fakfak dan Merauke dilayani kapal kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1 unit un- tuk kedua rute.
 Tangguh menuju Bintuni dan Timika dilayani kapal kapasitas 1.100 m³ sejumlah 1 unit un- tuk kedua rute.
 Tangguh menuju Jayapura, Sorong dan Hub Manokwari dilayani kapal kapasitas 9.500 m³ sejumlah 1 unit untuk masing-masing rute.
 Donggi Senoro menuju Hub Ambon dan Hub Ternate dilayani kapal kapasitas 9.500 m³ se- jumlah 1 unit untuk masing-masing rute.
 Hub Ambon menuju Kulur, Namlea, Namrole, Saumlaki, Saparua dan Sanana disuplai kapal kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1 unit untuk ke- seluruhan rute.
 Hub  Ternate  menuju  Sofifi,  Tobelo,  Malifut, Buli, Kupal, Waringin dan Tidore disuplai kapal kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1 unit un-
tuk keseluruhan rute  Hub Manokwari menuju Nabire, Sarmi, Biak, Serui dan Waisai dilayani kapal kapasitas 4.000 m³ sejumlah 1 unit untuk keseluruhan rute.
Dengan menjumlahkan biaya transportasi laut yang terdiri dari biaya sewa kapal, biaya perjalanan, dan biaya kepelabuhanan dengan biaya penanga- nan  LNG,  biaya  regasifikasi,  biaya  penyimpanan dan investasi terminal maka didapat total biaya keseluruhan rute sebesar 1,4 Triliun-Rp per tahun dengan kargo terangkut sebanyak 2,12 juta ton per tahun . Dari total biaya yang didapat kemu dian dibagi total permintaan untuk semua rute maka didapat biaya satuan sebesar 29,09 Jt-Rp per m³.

## DAFTAR PUSTAKA
Arif Rakhmawan, Widodo W. Purwanto, “Optimisa- si Rantai Suplai Mini LNG untuk Pembangkit Listrik di Wilayah Indonesia Timur”, Teknik Kimia, Universitas Indonesia, 2014.
Aritonang, Supriyadi, & Silalahi, “Energy Diversi- fication  Indonesian  Railways,”  Pertahanan, Vol. 2, No. 3, pp. 193-212, 2016. [Online]. Issn: 2087-9415. [Online]. DOI: 10.3390.
Guzel, “LNG Supply chain analysis and optimisa- tion if Turkey’s natural gas need with LNG import,” (2011). World Maritime University Dissertations. 44.
H. Hashimoto, S. Yoneda, Y. Tahara and E. Ko- bayashi, “CFD-Based Study on the Predic- tion of Wave-Induced Surge Force,” Ocean Engineering, vol. 120, pp. 389-397, 2016.
Muhammad Rum Pandu Nuswantara, Wiryawan Priharnanto,  Gede  Wibawa,”  Regasification of LNG ( Liquified  Natural  Gas ), vol. 3, No. 2, pp. 149-152, 2014. [Online]. ISSN: 2337- 3539.
M. Iqbal and G. Rindo, “Pengaruh Anti-Slamming Bulbous Bow Terhadap Gerakan Slamming Pada Kapal Perintis 200 DWT,” KAPAL, vol. 13, no. 1, pp. 45-54, 2016. [Online]. DOI: 10.12777/kpl.13.1.45-54 [Diakses 9 Februari 2017].
M. Iqbal and I. K. A. P. Utama, “An Investigation into the Effect of Water Depth on the Resistance Components of Trimaran Configuration,” in The 9 th International Conference on Marine Technology , Surabaya, 2014.
30 | Yunianto, I.T. dkk. Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair..

## Nurhadi Budi Santoso, “Pemanfaatan LNG Sebagai
Sumber Energi di Indonesia,” Rekayasa Proses, Vol. 8, No. 1, 2014.
O. M. Faltinsen, Hydrodynamics of High-Speed Marine Vehicle, Cambridge: Cambridge Uni- versity Press, 2005.
Philip Ejoor Agbonifo, “Natural Gas Distribution In- frastructure and The Quest for Enviromental Sustainability in The Niger Delta: The Pros- pect of Natural Gas Utilization in Nigeria,” Energy Economics and Policy, Vol. 6, No. 3, pp. 442-448, 2016. ISSB: 2146-4553.
Randeep Agarwal, Thomas J. Rainey, S.M. Ashrafur Rahman, Ted Steinberg, Robert K. Perrons and  Richard  J.  Brown., “LNG  Regasification Terminals: The Role of Geography and Me- teoroly on Technology Choices” Energies, 2017, doi: 10.3390/EN10122152.
W. S. Vorus, “Vibration,” in Principle of Naval Archi- tecture Series , Jersey City, The Society of Na- val Architects and Marine Engineers, 2010