Abstrak—Gasifikasi  pembangkit  listrik  berkapasitas  kecil  di Indonesia  yang  direncanakan  Kementerian  ESDM,  memiliki permasalahan selain karena lokasi yang tersebar, serta jumlah permintaan  sedikit,  juga  karena  kondisi  kedalaman  disekitar area  pembangkit  tersebut.  Alat  angkut  untuk  gas  itu  sangat berbeda  dengan  batubara  karena  perbedaan  karakteristik muatan.  Kemungkinan  kondisi  tersebut  akan  menimbulkan perbedaan  pola  distribusi.  Untuk  itu,  Penelitian  ini  bertujuan untuk  merancang  model  perencanaan  fasilitas  distribusi  gas alam cair untuk pembangkit listrik berkapasitas kecil. Langkah pertama  adalah  menganalisis  alternatif  alat  angkut  gas  yang tersedia.  Selanjutnya  adalah  mengidentifikasi  karakteristik area  dan  lokasi  pembangkit  listrik,  serta  melakukan  estimasi jumlah permintaan gas alam masing-masing pembangkit listrik. Karena setiap pembangkit listrik memiliki jumlah permintaan kecil  dan  area  yang  tersebar,  beberapa  konsep  pola  distribusi perlu  dikembangkan  untuk  mencapai  biaya  paling  optimum dan  mampu  mengatasi  permasalahan  area  pada  lokasi pembangkit.  Metode  optimasi  dengan  minimalkan  biaya  total terminal  digunakan  untuk  menentukan  pola  distribusi  yang paling  optimum.  Hasil  analisis  yang  telah  dilakukan menunjukkan  bahwa  pola  distribusi  gas  alam  cari  paling optimum  menggunakan  konsep  Kapal,  FSU  dan  ORU.  Kapal untuk  pengangkut  LNG  berkapasitas  5.000  m 3 –  15.600  m 3 . Fasilitas  penyimpanan  untuk terminal  LNG  pada  pembangkit listrik menggunakan FSU berkapasitas 15.000 m 3 – 122.000 m 3 . Sebagian  besar  fasilitas  regasifikasi  yang  terpilih  adalah NDAAV  dan  SCV  dengan  konsep  dermaga  Jettyless  LNG Transfer.  Biaya  satuan  dari  distribusi  LNG  ke  masing-masing pembangkit listrik berkisar antara $0,99/MMBTU - $7,94/MMBTU.
Kata Kunci—Gasifikasi Pembangkit Listrik, Pola Distribusi.

## I. PENDAHULUAN
ASIFIKASI pembangkit listrik menjadi berbahan bakar gas direncanakan berdasarkan keputusan menteri energi dan  sumber  daya  mineral  republik  indonesia  no.  13/2020 tentang  penugasan  pelaksanaan  penyediaan  pasokan  dan pembangunan infrastruktur LNG, serta konversi penggunaan bahan bakar minyak dengan LNG dalam penyediaan tenaga listrik.
Gasifikasi  pembangkit  listrik  ini  memiliki  permasalahan antara  lain  kondisi  dan  karateristik  masing  -  masing  lokasi, jumlah permintaan yang kecil dan lokasi  pembangkit listrik yang tersebar. Hal tersebut diimplementasikan pada kontrak perjanjian  antara  PT  Perusahaan  Listrik  Negara  (PLN)  dan PT Perusahaan Gas Negara (PGN) untuk melakukan konversi pembangkit  listrik  berbahan  bakar  minyak  menjadi pembangkit listrik berbahan bakar gas alam pada 52 lokasi. Sehingga  model  perencanaan  fasilitas  ditribusi  pada
pembangkit listrik berkapasitas kecil alat perlu direncanakan dengan mengacu pada permasalahan tersebut.

## II. METODOLOGI PENELITIAN
Metodologi  yang  dikembangkan  dalam  penelitian  ini dimulai dengan melakukan studi literatur terhadap penelitian sebelumnya  tentang  konversi  pembangkit  listrik  dan perencanaan  fasilitas  distribusi  LNG.  Kemudian,  tahap selanjutnya  adalah  tahap  pengumpulan  data.  Tahap pengumpulan  data  dilakukan  secara  primer  dan  sekunder. Pengumpulan  data  primer  dalam  penelitian  ini  dilakukan dengan  cara  melakukan  korespodensi  terhadap  perusahaan operator  terminal  LNG  seperti  PT  Perusahaan  Gas  Negara (PGN) dan PT Pelindo Energi Logistik (PEL). Wawancara ini dilakukan untuk mengetahui proses pengiriman, penyimpanan,  penanganan  muatan  dan  proses  regasifikasi LNG.  Sedangkan,  data  sekunder  yang  dibutuhkan  adalah kapasitas  pembangkit  listrik,  pemasok  gas  alam,  armada pengangkut  LNG  dan  fasilitas  terminal  LNG  seperti  FSU ( Floating  Storage  Unit ),  FSRU  ( Floating  Storage  and Regasification Unit ), FRU ( Floating Regasification Unit ) dan ORU ( Onshore Regasification Unit ).
Tahap  pengolahan  data  dilakukan  setelah  tahap pengumpulan  data  selesai.  Tahap  pengolahan  data  meliputi perhitungan  jumlah  permintaan,  penentuan  pemasok  gas alam, perhitungan jarak, perhitungan biaya pelayaran kapal, perhitungan  biaya  sewa  kapal  ( time  charter  hire) , perhitungan biaya bahan bakar FSU, perhitungan biaya sewa ( time  charter  hire )  FSU,  perhitungan  bahan  bakar  FSRU, perhitungan  biaya  sewa  FSRU  ( time  charter  hire ), perhitungan biaya bahan bakar FRU, perhitungan biaya sewa FRU ( time charter hire ), perhitungan biaya operasional ORU dan perhitungan biaya pembangunan ORU.
Optimasi  dilakukan  apa  bila  seluruh  komponen  biaya sudah diperoleh. Optimasi dilakukan dengan cara melakukan input  satu  persatu  data  jumlah  permintaan,  jarak  pelayaran kapal dan ketinggian ombak pada rute pelayaran. Alat angkut LNG, penyimpanan, regasifikasi dan konsep terminal paling optimum  pada  tiap  pembangkit  listrik  akan  didapatkan apabila proses optimasi sudah dilakukan.

## III. GAMBARAN UMUM

## A. Gambaran Rencana Gasifikasi 52 Pembangkit
Koversi pembangkit listrik adalah suatu perubahan sumber energi  utama  penggerak  pembangkit  listrik  yang  akan

## Model Perencanaan Fasilitas Distribusi Gas Alam Cair Untuk Pembangkit Listrik Berkapasitas Kecil di Indonesia
Ilham Kaafabihi Mubarok, I Gusti Ngurah Sumanta Buana, dan Hasan Iqbal Nur Departemen Teknik Transportasi Laut, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : hasaniqba@seatrans.its.ac.id
G
berpengaruh pada seluruh aspek. Aspek tersebut meliputi dari aspek permesinan pembangkit, aspek pola operasi dan aspek pola  distribusi  energi  dari  sumber  gas  alam  menuju  ke pembangkit.  Pemerintah  melakukan  konversi  pada  52  titik pembangkit  atas  dasar  untuk  mengurangi  emisi  karbon  dan unit biaya ketenaga listrikan. Hal ini tertuang pada keputusan kementrian ESDM 13/ 2020 tentang Penugasan Pelaksanaan Penyediaan  Pasokan  dan  Pembangunan  Infrastruktur  LNG, serta  Konversi  Penggunaan  Bahan  Bakar  Minyak  dengan LNG  dalam  Penyediaan  Tenaga  Listrik.  Keputusan  ini diimplementasikan  dengan  menunjuk  PT  PGN  sebagai penanggunggung jawab untuk menyediakan pasokan gas atau LNG,  membangun  dan  menyediakan  infrastruktur  gas  atau LNG.  Infrastruktur  tersebut,  meliputi jetty ,  fasilitas pembongkaran (unloading), fasilitas penyimpanan, regasifikasi, transportasi gas atau LNG, pipa gas sampai ke titik  serah  yang  disepakati.  Proyek  gasifikasi  atau  proyek konversi  ini  dilakukan  pada  52  lokasi  dengan  estimasi kapasitas pembangkit kurang lebih 1,8 GigaWatt (Gambar 1).
Sebagian  besar  pembangkit  listrik  yang  direncanakan berada  pada  Indonesia  bagian  timur.  Pembangkit  listrik tersebut memiliki lokasi yang tersebar dan berada pada area terpencil  sehingga  perlu  adanya  jalur  laut  untuk mendistribusikan gas alam pada pembangkit.

## B. Identifikasi Masalah
52 pembangkit listrik yang direncanakan oleh kementerian ESDM  memiliki  permasalahan  antara  lain,  kondisi  dan karakteristik  masing  masing  lokasi  berbeda-beda,  jumlah permintaan  yang  kecil,  dan  lokasi  pembangkit  listrik  yang tersebar pada wilayah perairan dangkal. Karakteristik lokasi pembangkit  listrik  berbeda  karena  beberapa  pembangkit tersebar  pada  area  sungai  dan  tepi  laut.  Jumlah  permintaan
pembangkit listrik sangat kecil apa bila dibandingkan dengan pembangkit  listrik  yang  lain  dengan  rata-rata  jumlah permintaan  sebesar  6  MMSCFD.  Lokasi  pembangkit  listrik tersebar  dari  sisi  barat  Indonesia  hingga  timur  Indonesia dengan  jumlah  pembangkit  paling  banyak  berada  pada Indonesia bagian timur
Berdasarkan  permasalahan  tersebut  maka  diperlukan penelitian  untuk  menentukan pemilihan  teknologi  distribusi yang dapat digunakan pada maing-masing pembangkit.

## C. Pemasok Gas Alam
Pemasok gas alam Indonesia saat ini dikuasai oleh 3 (tiga) kilang gas ( Liquefied Plant ). Indonesia memiliki tiga kilang LNG besar yaitu, PT Badak LNG yang berada di Kalimantan Timur, PT Donggi Sonoro LNG yang berada pada Sulawesi Tengah  dan  Tangguh  LNG  yang  berada  pada  Papua  Barat. Ketiga produsen LNG tersebut saat ini melayani kebutuhan LNG  domestik  di  Indonesia.  Kapasitas  produksi  dan pembagian pasar pasokan ditunjukkan pada Tabel 1 [1].
65% pasar LNG domestik Indonesia dikuasai oleh Badak LNG  dengan  kapasitas  produksi  sebesar  22.500.000  Ton LNG/Tahun.  Kilang  yang  berkapasitas  produksi  paling sedikit adalah PT Donggi Senoro, sedangkan kilang dengan kapasitas produksi paling besar adalah PT Badak LNG.

## D. Armada
LNG atau gas alam cair diangkut menggunakan kapal LNG Tanker  pada  umumnya.  Namun  dalam  beberapa  tempat, terdapat  juga  penggunaan  tongkang  yang  digunakan  untuk mengangkut  LNG  dalam  jumlah  kecil.  Penelitian  ini menggunakan 19 kapal LNG dengan rentan ukuran 2.256 m 3 - 178.882 m 3 . Acuan pemilihan kapal LNG yang digunakan dalam  penelitian  ini  antara  lain,  variasi  ukuran  dan  batas kedalaman pada area terminal pemasok LNG.
Gambar 1. Peta Persebaran Lokasi Pembangkit Listrik.
Gambar 2. Jumlah Permintaan Gas Alam Pembangkit Listrik.
Gambar 3. Biaya Total FSU.
Gambar 4. Biaya Total FSRU.

## E. Fasilitas Terminal LNG
Terminal  LNG  diperlukan  untuk  memfasilitasi  kegiatan distribusi  LNG.  Fasilitas  terminal  LNG  terdiri  dari  fasilitas penyimpanan, regasifikasi (mengubah LNG menjadi gas) dan dermaga.  Fasilitas  penyimpanan  dalam  penelitian  ini menggunakan  FSU  ( Floating  Storage  Unit ).  Fasilitas regasifikasi  dalam  penelitian  ini  menggunakan  FRU ( Floating Regasification Unit ), ORV ( Open Rack Vaporizer ), SCV  ( Submerged  Combustion  Vaporizer )  dan  NDAAV ( Natural Draft Ambient Air Vaporizer ). Fasilitas penyimpanan  dan  regasifikasi  yang  digunakan  dalam penelitian  ini  adalah  FSRU  ( Floating  Storage  and Regasification Unit ). Konsep dermaga yang digunakan dalam penelitan ini adalah jettyless LNG transfer dan dermaga darat.

## IV. PEMBAHASAN

## A. Pengelompokan Pembangkit Listrik
Pengelompokan  pembangkit  listrik  digunakan  untuk menentukan kelompok pembangkit yang serupa. Acuan yang digunakan  untuk  melakukan  pengelompokan  pembangkit listrik  antara  lain  jumlah  permintaan,  kondisi  perairan, kondisi  kedalaman  dan  kondisi  lalu  lintas  pada  area  sekitar pembangkit listrik.
Pembangkit
tersebut dapat dikelompokkan menjadi 7 (tujuh) dengan kondisi serupa.

## B. Kebutuhan Gas Alam
Data  jumlah  permintaan  pada  tiap  pembangkit  listrik sangat  diperlukan  untuk  merencanakan  fasilitias  distribusi pada tiap-tiap pembangkit listrik. Perhitungan ini dilakukan karena  pada  data  kondisi  saat  ini  hanya  tercantum  jumlah kapasitas  pembangkit  dengan  satuan  Megawatt  (MW). Jumlah  permintaan  gas  alam  diestimasi  berdasarkan kebutuhan daya (MW) pada tiap-tiap pembangkit. Kebutuhan daya  didapatkan  dari heat  rate dan  kapasitas  pada  tiap-tiap pembangkit. Heat rate merupakan jumlah energi bahan bakar yang dibutuhkan untuk menghasilkan energi listrik sebesar 1 MW.  Kebutuhan  gas  alam  dapat  diestimasi  dengan menggunakan persamaan 1 sampai 3.
𝐻𝑅 = 0,00006 ∗ 𝐾𝑃 + 0,4274 (1) 𝐾𝐷 = 𝐾𝑃 𝐻𝑅 (2)
𝑉𝐿 = 𝐾𝐷 ∗ 4,159 (3)
Keterangan:
HR = Heat Rate (%) KP = Kapasitas  Pembangkit  Listrik (MW) KD = Kebutuhan Daya Pembangkit Listrik (MW)
VL = Volume Kebutuhan LNG (m 3 /Day) [2].
Gambar 5. Komparasi Konsep Terminal LNG Krueng Raya.
Gambar 6. Kapasitas Kapal Optimum Untuk Distribusi LNG.
Gambar 7. Kapasitas FSU Optimum Untuk Pembangkit Listrik.
Tabel 1. Pemasok Gas Alam No Pemasok Kapasitas Produksi Satuan 1 Bontang LNG 22.500.000 Ton LNG/Tahun 2 Tangguh 11.400.000 Ton LNG/Tahun 3 Donggi Senoro 2,000,000 Ton LNG/Tahun Total Pasokan 35.900.000 Ton LNG/Tahun Tabel 2. Biaya Total Kapal LNG Nama Kapal Biaya Total (Rp/Tahun) Mini LNG Ship 243.157.564.210 LNG C Keppel A 274.464.079.333 LNG C Keppel B 314.457.952.918 Coral Methane 404.748.695.873 Coral Energy 532.852.009.649 Coral Energie 499.853.892.368 Triputra 586.998.870.983 JS Indeos Independence 759.403.307.358 Hai Yang Shi You 487.901.063.013 Cheikh Boumama 1.748.399.851.522 LNG Aquarius 3.307.668.428.025 Dwi Putra 1.757.772.552.114 Eka Putra 1 2.152.239.448.310 Exalibur 2.732.966.975.182 Seri Ayu 2.610.232.596.981 Tangguh Towuti 1.962.404.886.896 Seri Balqis 1.644.741.843.875 Aristarcos 2.692.073.021.567 Castilo De Merida 1.803.872.662.079
Kemudian  jumlah  permintaan  tersebut  diproyeksikan sampai  tahun  ke  20  dengan  kenaikan  permintaan  sebesar 4,1% yang didapatkan dari RUPTL 2019-2025 (Gambar 2).
P1  sampai  P11  merupakan  kelompok  pembangkit  listrik dengan  jumlah  permintaan  yang  sama.  MMSCFD  adalah singkatan dari Million Standard Cubic Feet per Day atau Juta standar kaki kubik gas per hari. P1,P2 dan P3 terdiri dari satu pembangkit  listrik  dengan  jumlah  permintaan  pada  tahun pertama  sebesar  12  MMSCFD  dan  tahun  ke  20  sebesar  26 MMSCFD.  P4  dan  P5  terdiri  dari  dua  pembangkit  dengan jumlah permintaan pada tahun pertama sebesar 26 MMSCFD dan pada tahun ke 20 sebsar 58 MMSCFD. P6 terdiri dari tiga pembangkit  dengan  jumlah  permintaan  pada  tahun  pertama sebesar  5  MMSCFD  dan  pada  tahun  ke  20  sebesar  11 MMSCFD.  P7  terdiri  dari  4  pembangkit  dengan  jumlah permintaan  pada  tahun  pertama  sebesar  8  MMSCFD  dan pada  tahun  ke  20  sebesar  22  MMSCFD.  P8  terdiri  dari  5 pembangkit  dengan  jumlah  permintaan  pada  tahun  pertama sebesar  6  MMSCFD  dan  pada  tahun  ke  20  sebesar  13 MMSCFD.  P9  terdiri  dari  7  pembangkit  dengan  jumlah permintaan  pada  tahun  pertama  sebesar  10  MMSCFD  dan pada  tahun  ke  20  sebesar  22  MMSCFD.  P10  terdiri  dari  8 pembangkit  dengan  jumlah  permintaan  pada  tahun  pertama sebesar  4  MMSCFD  dan  pada  tahun  ke  20  sebesar  9 MMSCFD.  P11  terdiri  dari  18  pembangkit  dengan  jumlah permintaan  pada  tahun  pertama  sebesar  2  MMSCFD  dan pada tahun ke 20 sebesar 4 MMSCFD.
Jumlah  permintaan  gas  alam  paling  besar  dimiliki  oleh kelompok  P3  dengan  satu  pembangkit  yaitu  Pembangkit Listrik Krueng Raya. Sedangkan jumlah permintaan gas alam paling  sedikit  dimiliki  oleh  kelompok  P11  dengan  18 pembangkit listrik.

## C. Penentuan Pemasok Gas Alam Cair
Gas  alam  cair  yang  dikonsumsi  oleh  masing-masing pembangkit listrik, dipasok dari tiga kilang liquefaction plant yang  ada  di  Indonesia.  Dalam  penelitian  ini  terdapat  tiga kilang LNG yang diperhatikan, yaitu Bontang LNG, Tangguh LNG dan Donggi Senoro LNG. Pemasok gas alam pada tiap pembangkit ditentukan dengan memperhatikan jarak terdekat antara lokasi pemasok dan lokasi pembangkit listrik. Setelah dilakukan  analisa  jarak  maka  didapatkan  12  pembangkit dipasok  oleh  Bontang  LNG,  15  pembangkit  dipasok  oleh Donggi  Senoro  LNG  dan  25  pembangkit  dipasok  oleh Tangguh LNG.

## D. Biaya Total Kapal LNG
Biaya  total  kapal  LNG  terdiri  dari  penjumlahan  biaya kapital (capital cost) , biaya pelayaran (voyage vost) dan biaya penanganan  muatan (cargo  handling  vost). Biaya  kapital kapal  didapatkan  dari  biaya  sewa  kapal  ( time  charter  hire ) yang  dihasilkan  dari  proses  interpolasi  harga  pasaran  sewa kapal LNG. Biaya pelayaran kapal didapatkan dari estimasi kebutuhan bahan bakar pada main engine , kebutuhan bahan bakar auxiliary  engine serta  biaya  penggunaan  fasilitas
pelabuhan.  Biaya  penanganan  muatan  diperoleh  dari  biaya muat  pada  pelabuhan  asal.  Asumsi  yang  digunakan  dalam perhitungan biaya total kapal antara lain, kurs dollar sebesar Rp. 14.101, harga HSD Rp. 9.800/liter dan harga MFO Rp. 8.900 liter. Tabel  2 menunjukkan hasil biaya total 19 kapal LNG pada Pembangkit Listrik Krueng Raya.
Biaya  total  kapal  terendah  dimiliki  oleh  Mini  LNG  Ship sebesar  Rp.  243.157.564.210  pertahun.  Biaya  total  kapal tertinggi  dimiliki  oleh  kapal  LNG  Aquarius  dengan  biaya sebesar Rp. 3.307.668.428.025.

## E. Biaya Total FSU (Floating Storage Unit)
FSU  yang  digunakan  dalam  penelitian  ini  terdiri  dari  8 Mini  FSU  dan  18  Kapal  LNG  yang  difungsikan  sebagai fasilitas  penyimpanan  LNG.  Kapasitas  FSU  yang  dipilih dalam penelitian ini berkisar antara 1.500 m 3 – 266.000 m 3 . Biaya total FSU didapatkan dari penjumlahan biaya kapital FSU (capital  cost )  dan  biaya pelayaran  FSU  ( voyage  cost ). Biaya kapital FSU didapatkan dari estimasi biaya sewa FSU yang diperoleh dari hasil interpolasi harga sewa pasaran FSU. Biaya  pelayaran  FSU  didapatkan  dari  biaya  bahan  bakar generator  yang  bekerja  untuk  memasok  listrik  pada  FSU. Gambar  3  menunjukkan  biaya  total  26  FSU  yang  dipakai dalam penelitian ini.
S1  sampai  dengan  S26  merupakan  FSU  yang  dipakai dalam  penelitian  ini.  Biaya  total  FSU  paling  kecil  dimiliki oleh FSUB Houlder A (F1) dengan estimasi biaya sebesar Rp. 64.467.204.897 pertahun. Hal ini dikarenakan FSUB Houlder A memiliki kapasitas paling kecil di antara FSU yang lain.

## F. Biaya Total FSRU (Floating Storage Regasification Unit)
FSRU  yang  digunakan dalam  penelitian  ini  terdiri  dari  8 Mini FSRU dan 13 FSRU konvensional. Kapasitas FSU yang dipilih  dalam  penelitian  ini  berkisar  antara  1.500  m 3 – 263.215 m 3 . Biaya total FSRU didapatkan dari penjumlahan biaya kapital FSRU (capital cost ) dan biaya pelayaran FSRU ( voyage cost ). Biaya kapital FSRU didapatkan dari estimasi biaya sewa FSRU yang diperoleh dari hasil interpolasi harga sewa pasaran FSRU. Biaya pelayaran FSRU didapatkan dari biaya  bahan  bakar  generator  yang  bekerja  untuk  memasok listrik  pada  FSRU.  Gambar  4  menunjukkan  biaya  total  21 FSRU yang dipakai dalam penelitian ini.
F1  sampai  F21  merupakan  FSRU  yang  dipakai  dalam penelitian  ini.  Biaya  total  FSRU  paling  tinggi  dimiliki  oleh MOL FSRU Challenger (12) sebesar Rp. 1.981.438.230.936 pertahun.  Hal  ini  dikarenakan  MOL  FSRU  Challenger memiliki kapasitas paling besar di antara FSRU yang lain.

## G. Fasilitas Regasifikasi
Fasilitas regasifikasi yang digunakan dalam penelitian ini terdapat  4  jenis  yang  antara  lain,  FRU,  ORV,  SCV  dan NDAAV. Fasilitas regasifikasi tersebut dipilih dengan dasar biaya dan kapasitas yang bervariasi. FRU merupakan fasilitas regasifikasi  terapung  dengan kapasitas  50  MMSCFD.  ORV
Tabel 3.
Biaya Total Fasilitas Regasifikasi.
Regasifikasi Biaya Kapital Biaya Operasional Total Biaya Rp/th Rp/th Rp/th ORV 29.266.674.570 27.331.200.000 56.597.874.570 FRU 308.877.600.000 9.053.510.345 317.945.136.770 SCV 4.720.431.382 39.912.312.000 44.632.743.382 NDAAV 14.671.518.457 13.665.600.000 28.337.118.457
merupakan  fasilitas  regasifikasi  yang  menggunakan  air  laut pada proses pemanasan LNG nya.  ORV memiliki kapasitas regasifikasi sebesar 127 MMSCFD. SCV merupakan fasilitas regasifikasi  yang  menggunakan  air  laut  pada  proses pemanasan LNG nya.
SCV merupakan fasilitas regasifikasi yang menggunakan air  laut.  Sama  seperti  ORV  namun  berkapasitas  lebih  kecil yaitu  sebesar  85  MMSCFD.  NDAAV  merupakan  fasilitas regasifikasi  yang  menggunakan  udara  sekitar  pada  proses pemanasan LNG nya dengan kapasitas 21 MMSCFD. Tabel 3  menunjukkan  biaya  total  4  fasilitas  regasifikasi  yang dipakai dalam penelitian ini.
FRU merupakan fasilitas regasifikasi yang memiliki biaya paling tinggi di antara fasilitas regasifikasi lainya. Sedangkan NDAAV merupakan fasilitas regasifikasi yang paling murah.

## H. Fasilitas Dermaga
Fasilitas terakhir yang perlu diperhatikan adalah dermaga. Dermaga  LNG  memiliki  beberapa  konsep  yang  antara  lain, konsep  dermaga  darat  dan  dermaga  laut.  Dermaga  darat digunakan  ketika  kondisi  alam  pada  area  sekitar  terminal mendukung. Sedangkan dermaga laut digunakan ketika area pada sekitar terminal tidak mendukung sehingga kapal/FSU/FSRU  melakukan  proses  bongkar  pada  area perairan. Variasi dermaga dalam penelitian ini menggunakan jettyless LNG transfer dan dermaga darat.
Jettyless  LNG  transfer merupakan  fasilitas  dermaga  laut yang dapat beroperasi secara terapung. Komponen biaya pada jettyless  LNG  transfer terdiri  dari  biaya  kapital  dan  biaya operasional. Biaya kapital didapatkan dari biaya pembangunan platform ,  pengadaan  pipa,  pengadaan smart fender dan  pengadaan mooring  buoy .  Sedangkan  biaya operasional dari jettyless LNG  transfer diperoleh dari biaya pemasangan platform pada  dinding  Kapal/FSU/FSRU  dan biaya kelistrikan untuk sistem operasional.
Komponen biaya dermaga darat terdiri dari pengadaan alat bongkar muat, pembangunan dermaga, pengadaan breasting
dolphin ,  pengadaan mooring  dolphin dan  kebutuhan Yokohama  Pneumatic  Fender. Hasil  perhitungan  biaya kapital, biaya operasional dan biaya total dari jettyless LNG dan  dermaga  darat  dapat  dilihat  pada  Tabel  3.  Tabel  4 menunjukkan  biaya  total  dermaga  yang  dipakai  dalam penelitian ini.
Dermaga  darat  memiliki  biaya  total  yang  tinggi,  namun memiliki biaya operasional yang rendah apabila dibandingkan dengan jettyless LNG transfer .

## I. Pemilihan Kapal dan Fasilitas Distribusi
Karena  banyaknya  kombinasi  fasilitas  distribusi,  metode optimasi  dipakai  untuk  menentukan  kapal  yang  paling optimum  untuk  satu  lokasi. Proses  optimasi  memiliki beberapa  komponen  yang  antara  lain, objective  function, desicion variable , dan constraint. Dalam  penelitian  ini, objective  function yang  ditentukan adalah  biaya  total  pengiriman  LNG  yang  paling  minimum. Berikut  merupakan  persamaan  yang  digunakan  untuk memperoleh biaya total termurah.
𝑇𝐶 𝑚 = ∑ (𝑇𝐶𝐻 𝑘 + 𝑉𝐶 𝑘 ) + ∑ (𝑇𝐶𝐻 𝑝 + 𝑉𝐶 𝑝 ) + 26 𝑝=1 19 𝑘=1 (∑ (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 )𝑥𝐵) 1 𝑟=1 + (∑ (𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟 )𝑥𝐶) + 3 𝑟=1 (∑ (𝑇𝐶𝐻 𝑓 + 𝑉𝐶 𝑓 )𝑥𝐸) + ∑ (𝐶𝐶 𝑑 + 0𝐶 𝑑 ) 2 𝑑=1 21 𝑓=1 (4)
Keterangan :
TC m = Biaya total kapal dan terminal PLTG m (Rp/Tahun) TCH k = Time charter hire kapal k (Rp/Tahun) TCH p = Time charter hire FSU p (Rp/Tahun) TCH r = Time charter hire FRU r (Rp/Tahun) CC r = Biaya kapital regasifikasi darat r (Rp/Tahun) OC r = Biaya operasional regasifikasi darat r (Rp/Tahun) TCH f = Time charter hire FSRU f (Rp/Tahun) CC d = Biaya kapital dermaga jenis d (Rp/Tahun) OC d = Biaya operasional dermaga jenis d (Rp/Tahun) B = Faktor pengali FRU C = Faktor pengali ORU E = Faktor pengali FSRU
Perhitungan  biaya  total  kapal  dan  terminal  pada pembangkit terdiri dari 6 bagian antara lain, biaya total kapal, biaya  total  FSU,  biaya  total  FRU,  biaya  total  fasilitas regasifikasi darat, biaya total FSRU dan biaya total terminal. Biaya FRU dan biaya fasilitas regasifikasi lainnya dibedakan
Tabel 4. Biaya Total Dermaga Komponen Biaya Jettyless LNG Dermaga Darat Biaya Kapital (Rp/th) 3.527.005.694 5.810.306.319 Biaya operasional (Rp/Th) 4.916.329.123 3.929.069.476 Biaya Total (Rp/Th) 8.443.334.817 9.843.332.681 Tabel 5. Biaya Kapal LNG Keppel A Kapal Satuan LNG Keppel A Frekuensi F/Tahun 144 Payload m 3 5.000 Manifold Unit 2 LoA m 109,8 T m 4,7 Kecepatan Bongkar m 3 /Jam/Manifold 300 TCH + VC + CHC Rp/Th 274.464.079.333 Tabel 6. Biaya FSU Coral Energy Data Satuan FSU Coral Energy Kapasitas m 3 15.000 Manifold Unit 2 Kecepatan Aliran/Manifold m 3 /h 810 LoA m 151 H m 4,95 T m 7,5 TCH Rp/Th 73.285.581.522 TCH + VC Rp/Th 102.363.465.108
Tabel 7. Biaya SCV Data Satuan SCV Kapasitas Regasifikasi MMSCFD 85 Biaya Kapital Rp/th 4.720.431.382 Biaya Operasional Rp/th 39.912.312.000 Biaya total Rp/th 44.632.743.382 Tabel 8. Biaya Jettyless LNG Transfer Data Data Jettyless LNG Tranfer Biaya Kapital Rp/tahun 3.527.005.694 Biaya Operasional Rp/tahun 5.099.826.847 Biaya total Rp/tahun 8.626.832.541 Tabel 9. Biaya Satuan Terminal LNG Keterangan Satuan Nominal Biaya Total Terminal + Kapal Rp/Tahun 429.903.622.640 Permintaan Gas Mmbtu/Tahun 12.147.200 Unit Biaya Rp/m 3 850.749 Unit Biaya Rp/Mmbtu 35.391 Unit Biaya $/Mmbtu 2,5
karena  FRU  memiliki  komponen  biaya  kapital  sewa  ( time charter  hire )  dan  biaya  pelayaran  ( voyage  cost ),  sedangkan fasilitas  regasifikasi  lainnya  terdiri  dari  biaya  kapital  dari pembangunan  dan  biaya  operasional. B merupakan  faktor pengali  FRU  yang  digunakan  ketika  biaya  total  FRU  lebih murah  daripada  fasilitas  regasifikasi  lainnya. C merupakan faktor pengali ORU yang digunakan ketika biaya total ORU lebih  murah  daripada  FRU. E adalah  faktor  pengkali  yang digunakan  ketika  biaya  total  FSRU  lebih  murah  dari  pada biaya total FSU+Regasifikasi.
Dalam  kasus  ini,  batasan  masalah  optimasi  yang  harus dipenuhi  adalah  batasan  jumlah  terangkut  kapal,  batasan kapasitas  penyimpanan,  batasan  kapasitas  regasifikasi, batasan  fasilitas  FSRU/FSU+ORU  dan  batasan  fasilitas dermaga yang ditunjukan oleh Persamaan 5 sampai 12.
𝐻 𝑚 ≥ 𝐿 𝑚 (5)
𝑋 𝑚 ≥ 𝑇 𝑚 (6)
𝑈 𝑚 ≥ 𝑉 𝑚 (7)
𝐷 𝑚 = 1 (8)
(𝑃 𝑚 + 𝑅 𝑚 ) atau 𝐹 𝑚 = 1 (9)
𝐵 = { 1,               (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 ) ≤ (𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟 ) 0,                (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 ) ≥ (𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟 ) (10)
𝐶 = { 1,               (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 ) ≤ (𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟
) 0,                (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 ) ≥ (𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟 ) (11)
𝐸 = 1,   ( (𝑇𝐶𝐻 𝑝 + 𝑉𝐶 𝑝 ) ≤ (𝑇𝐶𝐻 𝑟 + 𝑉𝐶 𝑟 ) × 𝐵) + ((𝐶𝐶 𝑟 + 0𝐶 𝑟 × 𝐶)) ≥ (𝑇𝐶𝐻 𝑓 + 𝑉𝐶 𝑓 ), 0 (12)
Keterangan:
H m = Kapasitas Terangkut Kapal Pada Jarak dan Demand m (m 3 /Tahun)
L m = Total demand pertahun m (m 3 /Tahun) X m = Kapasitas penyimpanan terminal m (m 3 ) T m = Kebutuhan penyimpanan terminal m (m 3 ) U m = Kapasitas regasifikasi terminal m (MMSCFD) V m = Kebutuhan regasifikasi m (MMSCFD) D m = Dermaga terminal m P m = FSU terminal m R m = FRU terminal m F m = FSRU terminal m Decision variable adalah variabel yang akan diubah untuk mendapatkan Objective  Function seperti  yang  diinginkan. Dalam  penelitian  ini  komponen  yang  dijadikan  sebagai decision  variable adalah  kapasitas  angkut  kapal,  kapasitas penyimpanan  FSU,  kapasitas  regasifikasi  serta  kapasitas penyimpanan FSRU dalam satu tahun, dan konsep dermaga yang  paling  murah.  Kelima  hal  tersebut  ditunjukkan  oleh Persamaan 13 sampai 17.
𝐻 𝑚 (13)
𝑃 𝑀 = { 0,    𝑆 𝑀 ≤ 𝑇 𝑀 1,    𝑆 𝑀 ≥ 𝑇 𝑀 (14)
𝑅 𝑀 = { 0,    𝑈 𝑀𝑁 ≤ 𝑉 𝑀𝑁
1,    𝑈 𝑀𝑁 ≥ 𝑉 𝑀𝑁 (15)
𝐹 𝑀 = { 0,    𝑊 𝑀 ≤ 𝑇 𝑀 1,    𝑊 𝑀 ≥ 𝑇 𝑀 (16)
𝐷 𝑀 = { 0,    𝐿𝑒𝑏𝑖ℎ 𝑀𝑎ℎ𝑎𝑙 1,    𝐿𝑒𝑏𝑖ℎ 𝑀𝑢𝑟𝑎ℎ (17)
Keterangan:
H M = Kapasitas terangkut kapal (m 3 /Tahun) P M = Fasilitas FSU S M = Kapasitas penyimpanan FSU (m 3 ) T M = Kebutuhan penyimpanan (m 3 ) R M = Fasilitas regasifikasi U M = Kapasitas regasifikas (MMSCFD) V M = Kebutuhan regasifikasi (MMSCFD) F M = Fasilitas FSRU W M = Kapasitas penyimpanan FSRU (m 3 )
V M = Kebutuhan regasifikasi (MMSCFD) D M = Dermaga terminal
Optimasi  dapat  dilakukan  setelah  mengetahui  seluruh biaya  fasilitas  terminal  LNG  seperti  biaya  kapal,  FSU, regasifikasi, FSRU dan dermaga. Optimasi dijalankan dengan tujuan  mencari  kapasitas  paling  optimal  dengan  biaya  yang paling murah. Karena keterbatasan perangkat lunak optimasi digunakan satu persatu untuk 52 pembangkit listrik.
Hasil  optimasi  untuk  pemilihan  fasilitas  distribusi  LNG pada  Pembangkit  Listrik  Krueng  Raya  dapat  dilihat  pada Tabel  5.  Kapal  yang  terpilih  untuk  melakukan  pengiriman LNG dari Kilang Badak LNG Bontang menuju Pembangkit Listrik Krueng Raya adalah Kapal LNG Keppel A.
Fasilitas  penyimpanan  yang  terpilih  untuk  menyimpan LNG  pada  Pembangkit  Listrik  Krueng  Raya  adalah  FSU Coral  Energy  dengan  kapasitas  15.000  m 3 (Tabel  6).  FSU Coral  Energy  terpilih  dikarenakan  memiliki  kapasitas  yang optimum dengan biaya yang paling murah.
Fasilitas  regasifikasi  yang  terpilih  untuk  Pembangkit Listrik  Krueng  Raya  adalah  SCV  ( Submerged  Combustion Vaporizer )  dengan  kapasitas  regasifikasi  sebesar  85 MMSCFD (Tabel 7). Di antara FRU dan fasilitas darat lainya SCV  terpilih  karena  memiliki  kapasitas  regasifikasi  yang cukup dan biaya paling optimum.
Di  antara  kedua  konsep  tersebut,  konsep  dermaga  yang terpilih untuk terminal LNG pada Pembangkit Listrik Krueng Raya adalah konsep jettyless LNG trasnfer (Tabel 8) karena paling  murah.  Hal  ini  disebabkan  konsep  tersebut  tidak membutuhkan  struktur  darat  sehingga  mampu  memangkas biaya pembangunan dermaga.
Biaya  total  distribusi  diperoleh  dari  penjumlahan  biaya total  terminal  LNG  dan  biaya  total  kapal.  Sedangkan  biaya satuan  didapatkan  dari  penjumlahan  biaya  total  distribusi dibagi  dengan  jumlah  permintaan  gas  pada  Pembangkit Listrik Krueng Raya.
Biaya  satuan  distribusi  pada  Pembangkit  Listrik  Krueng Raya  diperoleh  sebesar  2,5  $/Mmbtu  (Tabel  9).  Harga  ini cenderung  normal  apabila  dibandingkan  dengan  harga pasaran  gas  sebesar  6  $/Mmbtu  yang  diresmikan  oleh kementerian ESDM.
Proses pengiriman LNG yang paling optimum pada tahun pertama Pembangkit Listrik Krueng Raya adalah menggunakan Kapal LNG Keppel A dengan kapasitas 5.000 m 3 .  Sedangkan  konsep  Terminal  LNG  yang  terpilih  untuk Pembangkit Listrik Krueng Raya adalah konsep FSU 15.000 m 3 ,  SCV  85  MMSCFD,  dan  konsep jettyless  LNG  tranfer . Konsep tersebut merupakan salah satu konsep dari beberapa
variasi konsep Terminal LNG. Perbandingan konsep terminal LNG Krueng Raya ditampilkan pada Gambar 5.
Konsep terminal LNG FSRU + dermaga darat merupakan konsep  terminal  LNG  dengan  biaya  paling  tinggi  untuk Pembangkit  Listrik  Krueng  Raya.  Sedangkan  konsep terminal  LNG  paling  murah  untuk  Pembangkit  Listrik Krueng  Raya  adalah  konsep  FSU  +  NDAAV  dan jettyless LNG transfer .

## J. Hasil Perencanaan Fasilitas Distribusi
Gasifikasi  pembangkit  listrik  yang  dicanangkan  oleh Kementerian  ESDM  terdiri  dari  52  pembangkit  listrik. Perencanaan fasilitas distribusi gas alam cair pada tiap area pembangkit dilakukan dengan cara melakukan optimasi pada tiap  area  pembangkit  listrik  dengan  data  input  jumlah permintaan,  jarak  dan  ketinggian  ombak  rute  pelayaran pertahun. Hasil perencanaan fasilitas angkut LNG untuk 52 pembangkit listrik ditunjukkan pada Gambar 6.
K1  sampai  K3  merupakan  kelompok  pembangkit  listrik dengan jumlah kapasitas kapal terpilih yang sama. K1 terdiri dari tiga pembangkit listrik yang pada tahun pertama terpilih kapal dengan kapasitas 5.000 m 3 dan pada tahun ke 20 terpilih kapal berkapasitas 15.600 m 3 . K2 terdiri dari satu pembangkit listrik  yang  pada  tahun  pertama  terpilih  kapal  dengan kapasitas  5.000  m 3 dan  pada  tahun  ke  20  terpilih  kapal berkapasitas 7.500 m 3 . K3 terdiri dari 48 pembangkit listrik yang  pada  tahun  pertama  dan  tahun  ke  20  terpilih  kapal dengan  kapasitas  5.000  m 3 .  Sebagian  besar  kapal  yang dipakai  untuk  mendistribusikan  gas  alam  cair  adalah  K3 dengan  kapasitas  pada  tahun  pertama  sampai  tahun  ke  20 sebesar 5.000 m 3 . ‘
Konsep  penyimpanan  untuk  52  pembangkit  listrik paling optimum adalah konsep FSU ( Floating Storage Unit) . Hasil dari  perencanaan  fasilitas  penyimpanan  LNG  pada pembangkit listrik ditunjukkan pada Gambar 7.
F1 dan F2 merupakan kelompok pembangkit listrik dengan kapasitas  FSU  terpilih  sama.  F1  terdiri  dari  49  pembangkit listrik  dengan  kapasitas  penyimpanan  terpilih  pada  tahun pertama sampai tahun ke 20 sebesar 15.000 m 3 . F2 terdiri dari 3 pembangkit listrik dengan kapasitas penyimpanan terpilih pada tahun pertama sebesar 15.000 m 3 dan pada tahun ke 20 sebesar 122.000 m 3 .
Fasilitas  regasifikasi  yang  terpilih  pada  tiap-tiap pembangkit  listrik  terdiri  dari  NDAAV  dan  SCV.  NDAAV terpilih untuk 47 pembangkit listrik dan SCV terpilih untuk 3
pembangkit listrik.
Biaya  satuan  yang  dihasilkan  dari  perencanaan  Terminal LNG  pada  tiap-tiap  pembangkit  berkisar  antara  0,96 $/MMBTU sampai dengan 8,93 $/MMBTU. Rata-rata biaya satuan yang dihasilkan dari perencanaan Terminal LNG pada tiap pembangkit sebesar 4,21 $/MMBTU.

## V. KESIMPULAN/RINGKASAN
Dari hasil penelitian dan perhitungan yang telah dilakukan, maka  diperoleh  beberapa  kesimpulan  sebagai  berikut  :  (1) Kebutuhan permintaan gas alam didapatkan dari perhitungan heat  rate pada  tiap-tiap  pembangkit  listrik.  Jumlah permintaan  gas  alam  yang  paling  besar  dimiliki  oleh Pembangkit  Listrik  Krueng  Raya  dengan  kebutuhan  gas sebesar  32  MMSCFD.  Sedangkan  jumlah  kebutuhan  gas alam  yang  paling  kecil  dimiliki  oleh  beberapa  pembangkit listrik dengan jumlah permintaan sebesar 2 MMSCFD. Total jumlah permintaan gas alam pada pembangkit listrik adalah 326  MMSCFD  atau  15.994  m 3 LNG  per  hari;  (2)  52 Pembangkit listrik di indentifikasi dengan cara mengelompokan  pembangkit  yang  serupa  dengan  variasi jumlah permintaan, kondisi alam, kedalaman dan kondisi lalu lintas pada area pembangkit. Setelah dilakukan pengelompokan,  didapatkan  7  kelompok  pembangkit  yang memiliki  kriteria  hampir  sama;  (3)  Perencanaan  fasilitas distribusi gas alam jangka panjang yang paling optimum pada pembangkit  listrik  ,yaitu,  gas  alam  diangkut  menggunakan konsep  kapal,  FSU  dan  ORU.  Kapal  yang  paling  optimum untuk mengangkut LNG berkapasitas 5.000 m 3 – 15.600 m 3 . Fasilitas penyimpanan yang paling optimum untuk terminal LNG  pada  pembangkit  listrik  adalah  menggunakan  FSU berkapasitas 15.000 m 3 – 122.000 m 3 . Sebagian besar fasilitas regasifikasi  yang  terpilih  adalah  NDAAV  dengan  kapasitas 21  MMSCFD.  Konsep  dermaga  yang  direkomendasikan untuk  tiap-tiap  terminal  LNG  adalah  konsep jettyless  LNG transfer .

## DAFTAR PUSTAKA
[1]  Bjorn K. Markussen, “LNG Floating Storage and Regas Unit FSRU,” Houston, Zeus  Development  Corporation,  LNG;  Moving  Off-Shore,
2004. [Online]. Available:
https://www.yumpu.com/en/document/read/37849876/leif-haegh-co- lng-floating-storage-and-regas-unit-fsru.
[2]  K.  Punnonen,  “Small  and  medium size  LNG  for  power  production,” Wärtsilä Finl. , 2013.