Jurnal Penelitian Transportasi Laut
pISSN 1411-0504 / eISSN 2548-4087
Journal Homepage: http://ojs.balitbanghub.dephub.go.id/index.php/jurnallaut
* Corresponding author +62 813 5824 3690 E-mail : dika.devintasari@its.ac.id doi: https://doi.org/10.25104/transla.v22i2.1663 1411-0504 / 2548-4087 ©2020 Jurnal Penelitian Transportasi Laut. Diterbitkan oleh Puslitbang Transportasi Laut, Sungai, Danau, dan Penyeberangan, Balitbang Perhubungan, Kementerian Perhubungan Artikel ini disebarluaskan di bawah lisensi CC BY-NC ( https://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/)

## Perencanaan Pengiriman Pasokan Bahan Bakar Liquid Natural Gas (LNG) untuk Pemenuhan Pembangkit Listrik di Wilayah Indonesia Timur
Muhammad Riduwan, Dika Virginia Devintasari *
Departemen Teknik Transportasi Laut, Fakultas Teknologi Kelautan, Institut Teknologi Sepuluh Nopember Jl. Arief Rahman Hakim, Surabaya 60111 Indonesia
Diterima 29 November 2020, diperiksa 2 Desember 2020, disetujui 29 Desember 2020

## 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.  Antisipasi peningkatan  permintaan  tenaga  listrik  perlu  direncanakan  guna  pengembangan  pembangkit  listrik.  Penelitian  ini bertujuan untuk menentukan model transportasi terpadu angkutan LNG untuk pembangkit di Kepulauan Maluku dan Papua. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah metode optimasi menggunakan linear programming untuk mendapatkan  tipe  kapal  yang  sesuai  pada  rute  terpilih  yang  memberikan  biaya  satuan  minimum.  Hasil  optimasi menunjukkan  bahwa  9  titik  terminal  penerima  akhir  disuplai  langsung  dari  Kilang  Tangguh  dengan  biaya  satuan terendah adalah tujuan Sorong sebesar Rp230.000/m³, 6 titik melalui Hub Ambon dengan biaya satuan terendah adalah tujuan Kulur sebesar Rp280.000/ m³, 7 titik disuplai Hub Ternate dengan biaya satuan terendah adalah tujuan Tidore sebesar Rp230.000/ m³ dan 5 sisanya disuplai melalui Hub Manokwari dengan biaya satuan terendah adalah tujuan Biak sebesar Rp340.000/ m³.
Kata Kunci: Biaya Satuan, LNG, Model Optimasi, Transportasi Terpadu.

## Abstract
Planning  for  Delivery  of  Liquid  Natural  Gas  (LNG)  Fuel  for  Fulfillment  of  Power  Plants  in  Eastern Indonesia.  Indonesia's  economic  growth,  which  is  at  an  average  of  5.8%  per  year,  not  only  has  an  impact  on improving the welfare of the community in general but also increases the demand for electricity. PT PLN (Persero) has anticipated an increase in demand for electricity by making a power plant development plan. This study aims to determine an integrated transportation model for LNG transportation for power plants in the Maluku Islands and Papua. The method used in this research is the linear programming optimization method to obtain the appropriate ship type on the selected route, which provides a minimum unit cost. The optimization results show that 9 points of the final  terminal  will  be  supplied  directly  from  the  Tangguh  Refinery  which  the  lowest  unit  cost  is  in  Sorong  as  the destination, 6 points through the Ambon Hub which the lowest unit cost is in Kulur as the destination, 7 points supplied by the Ternate Hub which the lowest unit cost is in Tidore as the destination of, and the remaining 5 will be supplied via the Manokwari Hub which the lowest unit cost is in Biak as the destination, IDR 230,000 / m³,  IDR 280,000 / m³, IDR 230,000 / m³, IDR 340,000 / m³, respectively.
Keywords: Unit cost, LNG, Optimization Model, Integrated Transportation.

## 1. Pendahuluan
Program 35.000 MW (Mega Watt) adalah proyek pemerintah Indonesia untuk membangun pembangkit listrik mencapai 35.000 MW hingga 2019. Program 35.000 MW ini bertujuan untuk memenuhi kebutuhan listrik masyarakat Indonesia dari Sabang sampai Merauke. Hal ini tentu berdampak signifikan bagi pertumbuhan ekonomi di luar Jawa, yang sebelumnya kekurangan suplai listrik (Muawanah, et al., 2020). Sebagai bagian dari realisasi program tersebut, PLN  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 (Putra, et al., 2016)
Prioritas  pembangunan  PLTG  di  wilayah  Indonesia  Timur  khususnya  regional  Maluku  dan  Papua  lantaran banyaknya sumber energi gas di wilayah tersebut. Papua dengan mega proyek LNG Tangguh di Teluk Bintuni, Papua Barat,  menampung  gas  alam  yang  berasal  dari  beberapa  Blok  di  sekitar  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 (Yunianto, et al., 2020).
Sumber: Ditjen Migas – ESDM 2017 Gambar 1. Total Produksi 10 Kilang LNG di Indonesia
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 Gigawatt (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 (Bahan Bakar Minyak) diharapkan hanya kurang dari 0,5%.
Jika dilihat dari segi penggunaannya, gas alam memiliki keunggulan dibandingkan pemanfaatan sumber bahan bakar jenis High Speed Diesel (HSD) dan batubara yaitu sifatnya yang rendah polusi atau dengan kata lain lebih bersih, ramah lingkungan, serta keunggulan dalam hal transportasinya. LNG ( liquefied natural gas ) adalah gas metana dengan komposisi 90% metana (CH4) yang dicairkan pada tekanan atmosferik dan suhu  -163 derajat celsius. Dalam LNG supply chain atau rantai pasok LNG terdapat 4 aspek yang saling terkait satu dengan lain, yaitu produksi, LNG Plant (liquefaction/pencairan), transportasi (pipa atau LNG Tanker), penyimpanan serta regasifikasi. 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 mungkin seluruh wilayah  tersambung dengan jaringan pipa melintasi lautan, karena dipastikan 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 Sumatera dan Jawa sehingga membutuhkan pasokan gas yang tidak banyak  pula.  Untuk  daerah  seperti  ini,  distribusi  gas  lebih  efisien  menggunakan  konsep Small  Scale  LNG  Supply Chain .
Distribusi melalui pipa memang merupakan distribusi yang paling murah, namun untuk Wilayah Maluku dan Papua yang merupakan wilayah dengan banyak pulau serta kebutuhan tiap pembangkit yang tersebar sangat kecil, maka distribusi LNG akan lebih efisien dengan menggunakan kapal LNG mini (Small LNG Tanker). Istilah ‘ small’ merujuk pada volume angkut LNG yang hanya sampai 40.000 m³. Kapal LNG normal umumnya berkapasitas 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 cocok jika  konsep  tersebut  di  terapkan  untuk  distribusi  LNG  di  wilayah  kepulauan  Maluku  dan  Papua  (Johannes,  et  al., 2012).
Permasalahan  distribusi  adalah  mengatur  tentang  penentuan  rute  dan  berapa  banyaknya  armada  yang digunakan  (Bhinadi,  2012).  Pendekatan  optimal  mengenai  permasalahan  tersebut  dapat  menggunakan  beberapa pendekatan mulai dari pendekatan matematis seperti linear programming atau pendekatan machine learning berbasis meta-heuristic seperti genetic algorithm . Semua metode tersebut bertujuan untuk memaksimalkan objective function dengan memperhatikan berbagai aspek batasan (Yulia, 2012).
Berdasarkan  uraian  tersebut,  penelitian  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 alternatif pengganti BBM untuk pembangkit listrik disana dengan menetapkan LNG Tangguh di Papua Barat sebagai kilang pemasok dan menggunakan kapal Small LNG dalam pendistribusiannya. Batasan dari penelitian ini adalah penelitian ini tidak memperhatikan draft sehingga dianggap tidak ada batasan terkait jenis kapal yang dapat masuk di terminal. Terdapat beberapa penelitian sebelumnya yang membehas tentang LNG seperti Jim Egger et al (2006) yang membahas tentang potensi LNG Tangguh, serta Putra et al (2016) menggunakan vehicle routing problem
untuk  menghitung  rute  dengan  menetapkan  berbagai cluster (Egger,  2006;  Putra,  et  al.,  2016;  Nuryanti,  2016; Setiawan S. , 2018).
Penelitian  ini  befokus  pada  pembahasan  pola  operasi  yang  berdasarkan  pada  perhitung  nilai  optimal menggunakan linear  programming .  Tahapan  penelitian  dimulai  dari  perhitungan  biaya,  penentuan  kriteria,  tahap optimasi  dan  tahap  optimalisasi  utilitas  kapal.  Diharapkan  dengan  penelitian  ini  akan  diketahui  bagaimana  pola distribusi optimal yang dapat dihasilkan guna mendukung langkah pemerintah untuk memaksimalkan pasokan LNG di wilayah Indonesia Timur.

## 2. Metode
Dalam  penelitian  ini  digunakan  beberapa  metode  sebagai  penunjang  untuk  menyelesaikan  permasalahan. Tahapan penyelesaian metode lebih jelasnya dapat dilihat pada penjelasan berikut.

## Tahap Perhitungan Biaya
Pada tahap ini biaya akan dihitung dengan dua komponen utama yaitu biaya tetap dan biaya variabel. Dimana biaya tetap adalah menggunakan Time Charter Hire karena kapal yang akan digunakan adalah kapal sewa dengan sistem time  charter .  Sedangkan  biaya  variabel  meliputi  biaya  bahan  bakar,  biaya  jasa  kepelabuhanan,  biaya penanganan muatan, biaya penyimpanan, biaya regasifikasi, dan investasi terminal penerima. Dari berbagai variabel inilah yang membentuk fluktuasi harga komoditas (Yunianto, et al., 2019; Setiawan & Hadianto, 2014; Valderrama, 2012).

## Tahap Penentuan Kriteria
Pada  tahap  ini  sarat  kapal  dengan  kedalaman  terminal  dilakukan  analisis  kompatibilitas  untuk  memastikan 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 terminal 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 kondisi wilayah perairan yang dilewati kapal setiap bulan dalan satu tahun.

## Tahap Optimasi
Pada  tahap  ini  dilakukan  optimasi  untuk  menentukan  pola  operasi  pengiriman  LNG  dengan  menggunakan metode linear programming yang diimplementasikan pada Open Solver dari Microsoft Excel. Dengan meminimalkan biaya satuan pengiriman LNG dan variabel keputusan adalah frekuensi dibutuhkan dengan batasan kargo terangkut harus lebih besar sama dengan jumlah demand per tahun untuk masing-masing tujuan.

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

## 3. Hasil dan Pembahasan
Dalam melakukan perencanaan pengiriman LNG ke wilayah Indonesia timur diberikan hasil model matematis sebagai berikut.

## Fungsi Objektif
Dalam model ini fungsi objektifnya adalah mencari minimum biaya satuan. Perumusan biaya satuan didapatkan dari  pembagian  total  kargo  terkirim  dengan  total  biaya.  Pada  persamaan  (1)  adalah  model  matematis  dari  fungsi objektifnya:
Minimum Z = 𝑇𝐶𝑋 (𝐷𝐿𝑁𝐺) (1)
Dimana  Z  adalah  Adalah  Biaya  Satuan  (Rp/m³),  TC  merupakan  Total  Cost  (Rp),  D  Adalah  Permintaan (m³/tahun), dan X merupakan Kapal LNG.
Decision Variable Yang menjadi Decision Variable dalam model ini adalah frekuensi pengiriman dibutuhkan (kali/tahun). Pada model ini frekuensi pengiriman akan menentukan rute mana yang terpilih, dan alat angkut ukuran berapa yang akan melayani rute tersebut.

## Fungsi Batasan
Dalam  merumuskan  sebuah  model,  diperlukan  batasan  untuk  mempersempit  kemungkinan-kemungkinan solusi yang dapat terpilih. Fungsi batasan yang digunakan dalam model ini adalah Supply di masing-masing pelabuhan muat  ≥  kargo  terkirim  dari  masing-masing  Pelabuhan, Demand di  masing-masing  di  pelabuhan  bongkar  ≤  kargo terkirim untuk masing-masing pelabuhan bongkar, Minimum sarat pelabuhan untuk masing-masing rute > sarat kapal dan Frekuensi dibutuhkan = integer.

## Penyusunan Model
Langkah awal yang dilakukan dalam merencanakan rute pengiriman ini adalah mengindentifikasi 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 (Laksono,  et  al.,  2018).  Setelah  semua  titik demand dan supply dapat  teridentifikasi,  langkah  selanjutnya  adalah
menganalisis jenis 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 mendapatkan rute yang paling optimum dengan biaya yang minimum.
Pada  penelitian  distribusi  LNG  ini,  yang  menjadi  tujuan  distribusi  adalah  pembangkit  listrik  di  Kepulauan Maluku dan Papua. Pembangkit yang direncanakan untuk dipasok sesuai RUPTL hingga tahun 2016 terdiri dari 21 pembangkit di Provinsi Maluku, 16 pembangkit di Provinsi Maluku Utara, 23 pembangkit di Provinsi Papua dan 13 pembangkit di Provinsi Papua Barat. Letak dan daya pembangkit tiap provinsi diilustrasikan pada Gambar 2.

## Sumber: RUPTL PLN 2017-2026
Gambar 1. Persebaran Terminal Penerima di Seluruh Wilayah Maluku dan Papua
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 penerima harus terletak di dekat laut. Untuk pembangkit yang lokasinya berdekatan diasumsikan terminal penerima digabung menjadi satu. Total keseluruhan titik pembangkit adalah sebanyak 73 pembangkit dengan jumlah terminal penerima yang akan mengcover seluruhnya adalah sebanyak 30 titik lokasi di tiap-tiap pelabuhan yang ada di wilayah kepulauan Maluku dan Papua. 30 titik tersebut terdiri dari 5 terminal HUB dan 25 terminal penerima akhir sesuai dengan yang tercantum dalam Rencana Penyediaan Tenaga Listrik (RUPTL) 2017-2026. Data lokasi terminal penerima beserta jumlah permintaan LNG per tahunnya dapat dilihat pada Tabel 1.
Selanjutnya dalam penelitian ini, analisis mengenai alat angkut dibatasi pada perhitungan operasional saja, sehingga tidak  dilakukan  perhitungan  teknis  seperti  perhitungan  hambatan,  stabilitas  dll.  Kapal  yang  digunakan  untuk mengangkut LNG adalah kapal yang sudah tersedia. Kapal tersebut memiliki spesifikasi yang berbeda namun masih termasuk dalam kapal mini LNG. Pada penelitian ini digunakan 5 kapal yang memiliki spesifikasi berbeda, berikut tabel dari kelima kapal tersebut beserta spesifikasinya yang terlihat pada Tabel 2.
Tabel 1. Total Permintaan LNG di Tiap Terminal Penerima
No. Lokasi Terminal Penerima Kode Kapasitas Total (MW) MMSCFD 𝒎 𝟑 /hari 𝒎 𝟑 /tahun 1 Langgur LGR 50 10 391.30 142,826.09 2 Kulur KLR 60 12 469.57 171,391.30 3 Namlea NML 10 2 78.26 28,565.22 4 Namlore NMR 20 4 156.52 57,130.43 5 Saumlaki SML 20 4 156.52 57,130.43 6 Dobo DB 30 6 234.78 85,695.65 7 Saparua SPR 5 1 39.13 14,282.61 8 Sofi fi SFF 10 2 78.26 28,565.22 9 Tobelo TBL 30 6 234.78 85,695.65 10 Malifut MLF 25 5 195.65 71,413.04 11 Buli BL 10 2 78.26 28,565.22 12 Kupal KPL 20 4 156.52 57,130.43 13 Sanana SNN 15 3 117.39 42,847.83 14 Waringin WRG 10 2 78.26 28,565.22 15 Tidore TDR 70 14 547.83 199,956.52 16 Nabire NBR 40 8 313.04 114,260.87 17 Sarmi SRM 5 1 39.13 14,282.61 18 Timika TMK 90 18 704.35 257,086.96 19 Merauke MRK 60 12 469.57 171,391.30 20 Biak BIA 75 15 586.96 214,239.13 21 Serui SRI 30 6 234.78 85,695.65 22 Kaimana KMN 20 4 156.52 57,130.43 23 Fak fak FF 20 4 156.52 57,130.43 24 Bintuni BTN 10 2 78.26 28,565.22 25 Waisai WSI 10 2 78.26 28,565.22 26 Ambon AMB 200 40 1,565.22 571,304.35 27 Ternate TNT 60 12 469.57 171,391.30 28 Jayapura JYP 340 68 2,660.87 971,217.39 29 Monokwari MNG 60 12 469.57 171,391.30 30 Papua SRG 200 40 1,565.22 571,304.35 Sumber: RUPTL PLN 2017-2026 Tabel 2. Spesifikasi Kapal komponen Satuan Alternatif Ukuran Kapal Kapal 1 Kapal 2 Kapal 3 Kapal 4 Kapal 5 Nama Kapal BELGRAVIA CORAL METHANE Shortsea LNG Carrier Shinju Maru Pioneer Knutsen Kapasitas Muat 5900 7500 4000 2538 1100 Ukuran Utama GT ton 9600 7833 4325 2936 1687 Panjang(LOA) m 119,8 117,8 99 86,25 69 Lebar (B) m 19,8 18,6 28 15,1 25,7 Tinggi (H) m 11,5 10,6 16 7 16,6 Sarat (T) m 7,6 5,9 4,3 4,1 3,5 Permesinan Mesin Utama Kw 4900 5000 1400 1912 640 SFOC kg/KwH 0,185 0,185 0,185 0,185 0,185 Mesin Bantu Kw 480 2500 480 880 769 SLOC kg/KwH 0,00136 0,00136 0,00136 0,00136 0,00136 Kecepatan Asal-Tujuan knot 9,46 9,46 9,35 11,05 11,9 Tujuan-Asal knot 11,13 11,13 11 13 14 Cargo Pump Produktivitas m 3 /jam 480 450 380 350 330
𝑚 3
Skema pola operasi pada penelitian ini yaitu terdapat 30 lokasi tujuan. 30 tujuan tersebut terdiri dari 25 terminal penerima akhir (Spoke) dan lima terminal Hub. Pola Operasi dapat dilihat pada Gambar 3.

## Gambar 2. Skema Pola Operasi Kapal
Terdapat dua opsi pola operasi kapal yang akan dianalisis dalam tugas akhir ini. Dua opsi pola operasi tersebut yaitu secara direct (langsung) dan Hub 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 dikumpulkan terlebih dahulu dalam 1 (satu) titik supply.
Perhitungan yang digunakan untuk menentukan jumlah rute yang memungkinkan adalah 25 terminal penerima akhir  dikalikan  dengan  7  (tujuh)  titik  asal  yang  tersedia  sehingga  menghasilkan  175  rute,  kemudian  ditambahkan dengan perkalian antara 5 titik terminal Hub dengan 2 (dua) titik asal yang tersedia yakni lokasi kilang.  Sehingga total  kemungkinan  rute  yang  tersedia  adalah  175  rute  ditambahkan  10  rute  menjadi  185  rute.  185  adalah  jumlah keseluruhan dari rute yang memungkinkan. Maka hasil yang dalam model optimasi adalah menentukan lokasi asal ( supply ) untuk setiap titik tujuan ( demand ) yakni keseluruhan terminal penerima (30 tujuan).
Analisis kompatibilitas sarat kapal dengan kedalaman terminal dilakukan untuk memastikan 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 terminal bongkar di semua rute.
Adapun Tabel 3 merupakan asumsi yang digunakan, antara lain nilai tukar rupiah terhadap US$ adalah sebesar Rp 14.865 yang nilainya didapat dari laman situs google finance (Google Inc, 2020) . 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 sebagai bahan bakar untuk PLTG. Selain asumsi diatas, dalam penelitian ini juga mengasumsikan beberapa hal lain. Biaya pelabuhan yang digunakan dalam penelitian ini bersumber dari PP 11 tahun 2015 tentang tarif pelabuhan. Selain itu, dalam penelitian ini juga digunakan asumsi sewa kapal dengan perjanjian time charter berdasarkan kapasitas ruang muat ( payload ).
Tabel 3. Asumsi operasional
Komponen Nilai Satuan Sumber Nilai Tukar 1US$ 14,865 Rp Googlefinance.com Harga HFO 11,650 Rp/liter pertamina.com Harfa HSD 14,350 Ro/liter pertamina.com Harga LNG 127,469 Rp/ Indexmundi.com Hari kerja PLTG 365 Hari/tahun Inflasi 4.5 % Bank Indonesia Waktu AT+WT+IT 5 Jam
Gas  alam  sebagai  bahan  bakar  pembangkit  listrik  ini  perlu  dirubah  bentuk  menjadi  cair  untuk  dapat  di distribusikan dengan efektif. Seperti pengkonversian 1 m 3 LNG setara dengan 600 m 3 gas alam. Konversi lainya, 100 MMSCFD akan setara dengan 730.000 TPY LNG, 2.199 TPD LNG, dan 500 MW. Sehingga as alam akan dicairkan 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, dengan nilai 1 𝑚 3 LNG setara dengan 21,2 MMBTU.

## Perhitungan Biaya Transportasi Laut
Sebelum  mulai  menghitung  masing-masing  komponen  tersebut,  diperlukan  perhitungan  biaya  waktu. Perhitungan  waktu  terbagi  menjadi  waktu  kapal  berlayar  dan  waktu  kapal  berlabuh.  Dari  total  waktu  maka  akan didapatkan gambaran berapa lama waktu yang dibutuhkan kapal untuk menyeleseikan 1 roundtrip. Total waktu juga dapat digunakan untuk mencari berapa frekuensi maksimal kapal dalam 1 tahun. Frekuensi maksimal kapal dalam 1 tahun merupakan fungsi dari hari kerja kapal dan total waktu untuk 1 roundtrip. Komponen dari biaya transportasi laut yang  digunakan  pada  penelitian  ini  adalah  biaya  kapital  sebagai  fixed  cost,  serta  biaya  perjalanan  dan  biaya kepelabuhan sebagai 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 regasifikasi bisa di letakan di darat, maupun di laut (off shore) yang biaya disebut dengan Floating Regasification Unit (FRU). Fasilitas regasifikasi juga bisa digabung dengan fasilitas penyimpanna gas atau biasa disebut dengan Floating Storage and Regasification Unit (FSRU). Tarif untuk meregasifikasi LNG dalah Rp 9.940 / MMBTU.

## Biaya Penyimpanan
Biaya  penyimpanan  adalah  biaya  yang  timbul  akibat  pemakaian  fasilitas  penyimpanan  muatan.  Tarif penyimpanan untuk  LNG  adalah  Rp  11.360  /MMBTU.  Biaya  penyimpanan didapat dari perkalian  antara  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 pilihan 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 terminal LNG darat.
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 diperkirakan dengan menggunakan rule of thumb . Rule of thumb ini digunakan  sebagai  cara  cepat  untuk  estimasi  hasil  dari  interpolasi  dan  ekstrapolasi  proyek  terdahulu.  Tabel  4 menunjukkan  asumsi  investasi  proyek  FSRU  dari  Pertamina  sebagai  acuan  dalam  menghitung  berapa  besar  biaya investasi yang diperlukan untuk membangun sebuah FSRU.

## Total Biaya dan Biaya Satuan
Total biaya keseluruhan didapatkan dari penjumlahan biaya transportasi laut yang terdiri dari biaya sewa kapal, biaya perjalanan, dan biaya kepelabuhanan dengan biaya penanganan LNG, biaya regasifikasi biaya penyimpanan di terminal dan investasi terminal penerima. Dari total biaya, untuk mencari biaya satuan maka total biaya keseluruhan dibagi dengan jumlah kargo terkirim.

## Model Optimasi
Model optimasi merupakan metode yang digunakan pada penelitian ini dengan menggunakan aplikasi solver pada Microsoft Excel. Dalam penelitian 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 menentukan pola operasi, pemilihan armada kapal, dan pemilihan jenis terminal penerima dengan total biaya paling minimum.

## Hasil Model Optimasi
Setelah melakukan perhitungan seluruh komponen biaya total, dilakukan proses optimasi. Dari hasil optimasi tersebut menghasilkan rute-rute terpilih beserta kapal yang paling optimum dengan total biaya paling minimum.
Tabel 4. Estimasi hasil Interpolsi dan Ekstrapolasi Proyek Terdahulu
Kategori Nilai Pendekatan Biaya per unit Keterangan Likuifaksi Fasilitas Pengolahan LNG (Besar) 2,5 US $ Juta/MMSCFD >60 MMSCFD Fasilitas Pengolahan LNG (Kecil) 5 US $ Juta/MMSCFD <20 MMSCFD Regasifikasi FSRU 0,6 US $ Juta/MMSCFD Land-Base 2,1 US $ Juta/MMSCFD
Tabel 5. Rute Asal-Tujuan dari Hasil Optimasi
Hub Ambon Hub Ternate Hub Jayapura Hub Manokwari Hub Sorong 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 Waringin Timika Tidore Merauke Jayapura Sorong Hub Manokwari
Tabel 5 menjelaskan bahwa dari total terminal Hub yang sebelumnya ada lima, hanya tiga  lokasi saja yang dapat  menyuplai  kebutuhan  LNG  terminal  penerima  lain  secara  optimal.  Hasil  optimasi  menunjukkan bahwa  Hub Jayapura dan Hub Sorong tidak optimal jika dijadikan sebagai terminal Hub karena tidak memiliki satu pun tujuan terminal  penerima  akhir  untuk  disuplai.  Maka  dari  itu,  Hub  Jayapura  dan  Hub  Sorong  dijadikan  sebagai  terminal penerima biasa yang berdasarkan hasil optimasi disuplai kebutuhan LNG per tahunnya langsung dari lokasi kilang di Tangguh. Sedangkan untuk 3 (tiga) lokasi terminal Hub terpilih masing-masing disuplai dari kilang Dongi-Senoro untuk Hub Ambon-Ternate dan kilang Tangguh untuk Hub Manokwari. Berikut penjelasan mengenai masing-masing pola pengiriman yang terpilih. Hasil yang 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 operasi dimana kapal utama yang berangkat dari kilang melakukan transit di terminal Hub, dimana terminal Hub tersebut menjadi terminal pengumpul pasokan LNG dari kilang untuk kemudian dikirimkan ke semua terminal tujuan akhir dengan menggunakan kapal feeder .

## Hub Ambon
Terdapat  enam titik dari 25 titik tujuan terminal akhir yang disuplai dari terminal Hub Ambon berdasarkan hasil  optimasi  yang  terpilih.  Enam  titik  tersebut  yakni  Sanana,  Namrole,  Namlea,  Kulur,  Saparua  dan  Saumlaki. Berikut rincian hasil optimasi pengiriman melalui Hub Ambon dari 6 (enam) titik terminal akhir yang terpilih, ilustrasi pada Gambar 4 menunjukkan jaringan di gugus kepulauan tersebut.
Gambar 3. Rute Terpilih Hub Ambon
Tabel 6. Perhitungan Komponen Biaya dan Biaya Total Sarana Hub Ambon
Tujuan Biaya Total BBM (Juta Rupiah/tahun) Biaya Pelabuhan (Jt-Ro/tahun) Biaya Penanganan Muatan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Sewa Kapal (Juta Rupiah/tahun) KLR 2,798.74 454.23 16.17 4,428.72 NML 754.93 75.70 2.69 16,267.32 NMR 1,674.63 154.71 5.51 2,378.01 SML 6,267.65 154.71 5.51 4,112.78 SPR 234.72 37.85 1.35 1,226.33 SNN 2,438.02 113.56 4.04 2,458.94 Tabel 7. Fungsi Tujuan biaya Operasional Hub Ambon Tujuan Biaya Penyimpanan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Regasifikasi (Juta Rupiah/tahun) Investasi FSRU (Juta Rupiah/tahun) Biaya Total (Juta Rupiah/tahun) Biaya Satuan (Juta Rupiah/tahun) KLR 96.08 84.07 27.90 19,828.59 0.12 NML 16.01 14.01 29.92 17,174.61 0.60 NMR 32.03 28.02 29.78 18,468.73 0.32 SML 32.03 28.02 28.04 23,060.01 0.40 SPR 8.01 7.01 30.33 16,593.59 1.16 SNN 24.02 21.02 29.89 18,918.89 0.44
Dari keseluruhan biaya untuk masing-masing rute, biaya total terbesar yang timbul adalah sebesar Rp 23 milliar per tahun dengan biaya satuan sebesar Rp 400.000 /m3. Angka tersebut didapat dari biaya total 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 miliar per tahun untuk biaya total dan 1,16  Juta Rupiah/m³ untuk biaya satuan.

## Hub Ternate
Gambar 5 menjelaskan terdapat tujuh titik dari 25 titik tujuan terminal 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 optimasi pengiriman melalui terminal Hub Ternate dari 7 (tujuh) titik terminal akhir yang terpilih.
Tabel 8. Perhitungan Komponen Biaya dan Biaya Total Hub Tenate Tujuan Biaya Total BBM (Juta Rupiah/tahun) Biaya Pelabuhan (Jt-Ro/tahun) Biaya Penanganan Muatan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Sewa Kapal (Juta Rupiah/tahun) SFF 115.52 80.72 2.87 998.30 TBL 3,816.62 227.11 8.08 3,204.52 MLF 4,328.88 195.06 6.94 3,209.44 BL 2,072.99 75.70 2.69 1,794.01 KPL 1,817.17 154.71 5.51 2,039.90 WRG 1,127.97 75.70 2.69 1,411.26 TDR 655.75 531.38 18.92 3,609.99 Tabel 9. Fungsi Tujuan biaya Operasional Hub Ternate Tujuan Biaya Penyimpanan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Regasifikasi (Jt-Ro/tahun) Investasi FSRU (Juta Rupiah/tahun) Biaya Total (Juta Rupiah/tahun) Biaya Satuan (Juta Rupiah/tahun) SFF 16.01 14.01 30.17 16,496.45 0.59 TBL 48.04 42.04 28.74 20,409.22 0.24 MLF 40.03 35.03 28.46 20,873.27 0.30 BL 16.01 14.01 29.41 18,448.73 0.65 KPL 32.03 28.02 29.73 18,304.75 0.33 WRG 16.01 14.01 29.78 17,503.71 0.61 TDR 112.10 98.08 28.38 17,683.55 0.09
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 pengiriman Ternate-Sofifi sebesar Rp 28 miliar per tahun untuk biaya total dan Rp 90.000 per m³ untuk biaya satuan.

## Hub Manokwari
Terdapat 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  terlihat  pada gambar 6.
Tabel 9. Perhitungan Komponen Biaya dan Biaya Total Sarana Hub Manokwari
Tujuan Biaya Total BBM (Juta Rupiah/tahun) Biaya Pelabuhan (Jt-Ro/tahun) Biaya Penanganan Muatan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Sewa Kapal (Juta Rupiah/tahun) NBR 6,967.05 206.18 10.94 5,018.13 BIA 9,686.28 383.92 20.38 7,411.62 SRI 4,649.28 156.41 8.30 3,840.66 SRM 1,679.22 28.44 1.51 1,787.42 WSI 2,439.33 56.88 3.02 2,276.32 Tabel 10. Fungsi Tujuan biaya Operasional Hub Manokwari Tujuan Biaya Penyimpanan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Regasifikasi (Jt-Ro/tahun) Investasi FSRU (Juta Rupiah/tahun) Biaya Total (Juta Rupiah/tahun) Biaya Satuan (Juta Rupiah/tahun) NBR 64.06 56.05 44.30 28,086.60 0.25 BIA 8.01 7.01 46.30 22,455.12 1.57 SRI 120.10 105.09 41.38 31,148.56 0.15 SRM 48.04 42.04 45.56 25,786.79 0.30 WSI 16.01 14.01 45.74 23,610.11 0.83
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 adalah dari rute pengiriman Manokwari-Biak sebesar Rp 22 miliiar per tahun untuk biaya total dan Rp 1.570.000 per m³ untuk biaya satuan.

## Pengiriman Langsung
Pengiriman  secara  langsung  adalah  pengiriman  yang  tidak  melalui  terminal hub atau  langsung  dibawa  dari lokasi kilang, tidak dikumpulkan terlebih dahulu dalam 1 (satu) titik supply terlihat pada gambar 7.
Gambar 7. Rute Pengiriman Langsung dari Kilang Asal ke 3 Terminal Hub

## Gambar 4. Rute Pengiriman Langsung Terminal Penerima Akhir
Terdapat  sembilan  titik  dari  25  titik  tujuan  terminal  akhir  yang  pola  pengirimannya  menggunakan  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 pengiriman secara langsung yang terpilih untuk tujuan terminal  penerima  akhir,  tidak  ada  rute  yang  tujuannya  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  kilang  yang  mensuplai  masing-masing  adalah  Kilang  Donggi Senoro untuk Hub Ambon-Ternate dan Kilang Tangguh untuk Hub Manokwari. Pada table 10 rincian hasil optimasi pengiriman secara langsung untuk 9 (sembilan) titik terminal penerima akhir dan 3 (tiga) terminal Hub yang terpilih.
Tabel 4. Perhitungan Komponen Biaya Beserta Biaya Total Pengiriman Langsung
Tujuan Biaya Total BBM (Juta Rupiah/tahun) Biaya Pelabuhan (Jt-Ro/tahun) Biaya Penanganan Muatan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Sewa Kapal (Juta Rupiah/tahun) LGR 12,627.99 378.52 13.47 7,679.83 DB 8,593.24 227.11 8.08 5,281.95 KMN 4,394.66 151.41 5.39 3,305.54 FF 2,101.76 154.71 5.51 3,410.53 MRK 41,922.44 454.23 16.17 22,050.53 BTN 561.39 165.72 2.69 1,035.30 TMK 50,282.29 1,491.48 24.25 18,547.81 JYP 199,234.18 875.69 91.62 105,737.58 SRG 30,699.57 515.11 53.90 35,245.86 MNW 224,735.52 1,957.43 204.81 140.98 AMB 86,576.17 849.93 88.93 70,491.72 TNT 51,489.31 605.26 63.33 35,245.86

## Tabel 11. Fungsi Tujuan biaya Operasional Pengiriman Langsung
Tujuan Biaya Penyimpanan (Juta Rupiah/tahun) Biaya Regasifikasi (Jt-Ro/tahun) Investasi FSRU (Juta Rupiah/tahun) Biaya Total (Juta Rupiah/tahun) Biaya Satuan (Juta Rupiah/tahun ) LGR 80.07 70.06 24.42 29,531.92 0.21 DB 48.04 42.04 26.89 25,254.76 0.29 KMN 32.03 28.02 28.72 20,935.57 0.37 FF 32.03 28.02 29.62 18,895.80 0.33 MRK 96.08 84.07 55.28 75,246.99 0.44 BTN 16.01 14.01 13.28 8,920.79 0.31 TMK 144.12 126.11 24.09 76,619.44 0.30 JYP 544.47 474.41 189,182.28 293,296.29 0.31 SRG 320.28 280.24 64,082.91 131,197.86 0.23 MNW 1,217.05 1,064.92 252,243.04 6,224,906.20 0.29 AMB 528.45 462.40 134,298.69 293,296.29 0.31 TNT 376.32 329.28 65,105.05 153,214.42 0.23
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 terminal Hub . Sedangkan biaya terkecil yang timbul adalah dari rute pengiriman Tangguh – Bintuni sebesar Rp 8 miliiar per tahun untuk biaya total dan Rp 310.000 per m³ untuk biaya satuan.
Melalui  model  optimasi  linear  programming  dengan  fungsi  objektif  minimum  biaya  satuan  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). Analisis Sensitivitas

## Gambar 5. Grafik Analisis Sensitivitas
Pada Gambar 8 menunjukkan tingkat kenaikan 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 kecepatan dinaikan hingga 18% maka akan menurunkan biaya satuan sekitar 0,24%. Berbeda dengan komponen jarak, semakin  jauh  jarak  tempuh  kapal  maka  semakin  mahal  pula  biaya  satuannya.  Sebaliknya  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 tingkat kenaikan dan penurunan biaya satuan per m³ nya (Saragih, et al., 2018).

## Pembahasan
Melalui model optimasi linear programming dengan fungsi objektif minimum biaya satuan maka terpilih kapal untuk setiap rute dengan rincian (1) Tangguh menuju Langgur, Dobo dan Kaimana dilayani kapal dengan kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1-unit untuk seluruh rute; (2) Tangguh menuju Fakfak dan Merauke dilayani kapal kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1-unit untuk kedua rute; (3) Tangguh menuju Bintuni dan Timika dilayani kapal kapasitas 1.100 m³ sejumlah
28,90 29,00 29,10 29,20 29,30 29,40 -18% -16% -14% -12% -10% -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18%
Biay a Sat u an (J u ta Ru p iah /m ³) Kecepatan (Knot) Jarak (Nm)
Demand (m³/tahun)
1-unit untuk kedua rute; (4) Tangguh menuju Jayapura, Sorong dan Hub Manokwari dilayani kapal kapasitas 9.500 m³ sejumlah 1-unit untuk masing-masing rute; (5) Donggi Senoro menuju Hub Ambon dan Hub Ternate dilayani kapal kapasitas  9.500  m³  sejumlah  1-unit  untuk  masing-masing  rute;  (6)  Hub  Ambon  menuju  Kulur,  Namlea,  Namrole, Saumlaki,  Saparua  dan  Sanana  disuplai  kapal  kapasitas  2.538  m³  sejumlah  1-unit  untuk  keseluruhan  rute  (7)  Hub Ternate menuju Sofifi, Tobelo, Malifut, Buli, Kupal, Waringin dan Tidore disuplai kapal kapasitas 2.538 m³ sejumlah 1-unit untuk keseluruhan rute; dan (8) Hub Manokwari menuju Nabire, Sarmi, Biak, Serui dan Waisai dilayani kapal kapasitas 4.000 m³ sejumlah 1-unit untuk keseluruhan rute.

## 4. Kesimpulan
Berdasarkan  analisis  data  dan  pembahasan  yang  telah  dilakukan  pada  studi  ini  mengenai  perencanaan transportasi  terpadu  angkutan  LNG  untuk  pembangkit  di  Kepulauan  Maluku  dan  Papua,  maka  dapat  ditarik kesimpulan hasil optimum didapatkan dengan menjumlahkan biaya transportasi laut yang terdiri dari biaya sewa kapal, biaya perjalanan, dan biaya kepelabuhanan dengan biaya penanganan LNG, biaya regasifikasi, biaya penyimpanan dan investasi terminal maka didapat total biaya keseluruhan rute sebesar 1,4 Triliun-Rupiah per tahun dengan kargo terangkut  sebanyak 2,12  juta ton  per  tahun.  Dari  total  biaya  yang  didapat kemudian dibagi  total  permintaan  untuk semua rute maka didapat biaya satuan sebesar 29,09 Juta Rupiah per m³.

## Pernyataan

## Kontribusi penulis
Semua  penulis  memberikan  kontribusi  yang  setara  sebagai  kontributor  utama  makalah  ini.  Semua  penulis membaca dan menyetujui makalah akhir.

## Pernyataan pendanaan
Penelitian ini tidak menerima hibah khusus dari lembaga pendanaan di sektor publik, komersial, atau nirlaba.

## Konflik kepentingan
Penulis menyatakan tidak ada konflik kepentingan.

## Informasi tambahan
Tidak ada informasi tambahan yang tersedia untuk makalah ini.

## Daftar Pustaka
Bhinadi,  A.  (2012).  Struktur  Pasar,  Distribusi,  dan  Pembentukan  Harga  Beras. Jurnal  Ekonomi  dan  Studi Pembangunan , 24-32.
Egger, J. (2006). Tangguh LNG: Commercial Success in a Challenging Environment. 23rd World Gas Conference. Amsterdam.
Google Inc. (2020, 12 21). google . Diambil kembali dari google finance: https://www.google.com/finance Johannes, S., Anwar, M., & Kurniawan, E. (2012). Proyeksi Jumlah Pergerakan Dalam Menentukan Kapasitas Dan Jumlah Armada Perintis Kabupaten Maluku Barat Daya. Jurnal Tata Kota dan Daerah , 119-128. Laksono, J., Kristiantoro, H., Tjahjadi, B., & Soewarno, N. (2018). Penentuan Lokasi Pembangunan Pusat Logistik Berikat  Di  Provinsi  Jawa  Timur  Berdasar  Aspek  Sustainability  Dengan  Menggunakan  Metode  Analytic Hierarchy Process. Jurnal Ekonomi dan Keuangan , 342-360.
Muawanah, U., Triyanti, R., & Ari Soejarwo, P. (2020). Dampak Ekonomi Wisata Bahari di Kabupaten Alor. Jurnal Sosial Ekonomi Kelautan dan Perikanan , 33-46. Nuryanti,  S.  (2016).  Analisa  keseimbangan  sistem  penawaran  dan  permintaan  beras  di  Indonesia. Jurnal  Agro Ekonomi , 71-81.
Putra,  M.,  Artana,  K.,  &  Handani,  D.  (2016).  Desain  Rantai  Pasok  Gas  Alam  Cair  (LNG)  Untuk  Kebutuhan Pembangkit Listrik Di Indonesia Bagian Timur. JURNAL TEKNIK ITS, 5 , 75-80.
Saragih,  F.  K.,  Mamahit,  D.  A.,  &  Budi  Prasetyo,  T.  Y.  (2018).  Implementasi  Pembangunan  Tol  Laut  Untuk Mewujudkan Indonesia Sebagai Poros Maritim Dunia. Jurnal Keamanan Maritim , 69-92.
Setiawan, A., & Hadianto, A. (2014). Fluktuasi harga komoditas pangan dan dampaknya terhadap inflasi di Provinsi Banten. Journal of Agriculture, Resource and Environmental Economics , 81-97.
Setiawan, S. (2018). Indonesian Logistics Infrastructure: The Performance and Fiscal Support. Journal of Finance & Banking Studies , 9-18.
Valderrama,  D.  (2012).  Social  And  Economic  Dimensions  Of  Seaweed  Farming:  A  Global  Review. IIFET  2012 Tanzania Proceedings , (hal. 1-11). Tanzania. Yulia,  M.  L.  (2012).  Optimasi  Produksi  dan  Distribusi  di  Perusahaan  Gas  Cair  dengan  Menggunakan  Linear Programming dan Algoritma Cross Entropy. JURNAL TEKNIK ITS , 557-560.
Yunianto, I., Ardhi, E., & Anggraini, D. (2020). Model Jaringan Transportasi Laut Angkutan Gas Alam Cair untuk Pembangkit Listik di Indonesia Bagian Timur. REKAYASA: Journal of Science and Technology , 22-30. Yunianto,  I.,  Iqbal  Nur,  H.,  Wahyu  Ardhi,  E.,  &  Prima  Adhitya,  B.  (2019).  Optimalisasi  Model  Jaringan  Rute MultiportTol Laut di Negara Kepulauan: Studi Kasus Evaluasi Rute di Maluku dan Papua Bagian Selatan. Jurnal Penelitian Transportasi Laut 21 (2019) 83–95Jurnal Penelitian Transportasi Laut , 83-95.