UNIVERSITAS INDONESIA ANALISIS KEEKONOMIAN PEMANFAATAN KILANG LNG ARUN SEBAGAI RECEIVING GAS TERMINAL DI PROVINSI ACEH TESIS

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KEEKONOMIAN PEMANFAATAN KILANG LNG ARUN SEBAGAI RECEIVING GAS TERMINAL DI PROVINSI ACEH

TESIS

TEUKU RIEFKY HARSYA 1106109112

FAKULTAS TEKNIK KIMIA PROGRAM PASCA SARJANA KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS JAKARTA JANUARI 2013

Analisis keekonomian..., Teuku Riefky Harsya, FT UI, 2012

UNIVERSITAS INDONESIA

ANALISIS KEEKONOMIAN PEMANFAATAN KILANG LNG ARUN SEBAGAI RECEIVING GAS TERMINAL DI PROVINSI ACEH

TESIS Diajukan sebagai salah satu syarat untuk memperoleh gelar magister teknik

TEUKU RIEFKY HARSYA 0906604413

FAKULTAS TEKNIK KIMIA PROGRAM PASCA SARJANA KEKHUSUSAN MANAJEMEN GAS JAKARTA JANUARI 2013 ii






DAFTAR ISI

HALAMAN PERNYATAAN ORISINALITAS ..................................................................................... iii HALAMAN PENGESAHAN ............................................................................................................ iv KATA PENGANTAR ....................................................................................................................... v HALAMAN PERNYATAAN PERSETUJUAN PUBLIKASI ................................................................... vi TUGAS AKHIR UNTUK KEPENTINGAN AKADEMIS ....................................................................... vi ABSTRAK .................................................................................................................................... vii ABSTRACT ..................................................................................................................................viii DAFTAR ISI .................................................................................................................................. ix DAFTAR LAMPIRAN.................................................................................................................... xiv BAB 1 PENDAHULUAN ................................................................................................................ 1 1.1

Latar Belakang.............................................................................................. 1

1.2

Perumusan Masalah ...................................................................................... 3

1.3

Tujuan Penelitian .......................................................................................... 4

1.4

Batasan Masalah ........................................................................................... 4

1.5

Sistematika Penulisan ................................................................................... 5

BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA ......................................................................................................... 6 2.1

Gas Alam dan LNG ...................................................................................... 6

2.1.1

LNG Value Chain ..................................................................................... 8

2.1.2

Neraca Gas Bumi Nasional ..................................................................... 11

2.1.3 Supply dan Demand Gas Bumi Aceh dan Sumatera Utara.............................. 17 2.2

Profil Kilang LNG Arun ............................................................................. 18

2.2.1

Fasilitas Ladang Gas Arun ...................................................................... 21

2.2.2

Proses Pengolahan LNG Arun ................................................................. 23

2.3

LNG Receiving Terminal and Regasification .............................................. 25

ix

Unive


Universitas Indonesia

2.3.1

LNG Ship Unloading .............................................................................. 27

2.3.2

Penyimpanan LNG.................................................................................. 28

2.3.3

Sistem Pemompaan LNG ........................................................................ 32

2.3.4

Recondenser Unit.................................................................................... 33

2.3.5

Sistem Penguapan (Vaporizer System) ..................................................... 33

2.3.6

Sistem Penanganan Boil Off Gas (BOG) ................................................. 37 Keekonomian.............................................................................................. 37

2.4. 2.4.1

Estimasi Biaya Modal dan Operasional ................................................... 38

2.4.2

Analisis Ekonomi .................................................................................... 39

2.4.2.1

Nett Present Value (NPV) ....................................................................... 40

2.4.2.2

Pay Back Of Period (PBP) ...................................................................... 41

2.4.2.3

Internal Rate of Return (IRR) .................................................................. 41

2.4.2.4

Benefit Cost Ratio (B/C Ratio) ................................................................ 42

2.4.3

Kajian Sensitivitas ................................................................................... 42

BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN .................................................................................. 47 3.1

Alur Penelitian ............................................................................................ 47

3.2

Analisis Supply dan Demand ....................................................................... 48

3.3

Desain Dasar Fasilitas ................................................................................. 48

3.4

Kapasitas Terminal dan Pasokan ................................................................. 52

3.5

Struktur Pembiayaan dan Struktur Penerimaan/ Revenue ............................. 55

3.5.1 Struktur Pembiayaan ..................................................................................... 55 3.5.2 Struktur Penerimaan/ Revenue dari Terminal Gas.......................................... 57 3.6

Asumsi-asumsi yang digunakan .................................................................. 57

3.7

Analisis Keekonomian ................................................................................ 59

3.7.1 Net Present Value (NPV) ................................................................................ 59 3.7.2 Pay Back of Period (PBP) ................................................................................ 61 3.7.3 Internal Rate of Return (IRR) .......................................................................... 62 3.7.4 Bennefit Cost Ratio (B/C Ratio) ...................................................................... 63 3.7.5 Analisis Sensitifitas dengan Random Number Generation Simulator ............... 64 BAB 4 ANALISIS DAN PEMBAHASAN............................................................................... 66 4.1

Data-Data Perhitungan ................................................................................ 66

4.1.1 Data-Data Struktur Pembiayaan .................................................................. 66

x

Unive



4.1.2 Data-data Struktur Penerimaan ..................................................................... 69 4.2 Analisis Kelayakan ............................................................................................ 70 4.2.1 Net Present Value (NPV) ................................................................................ 70 4.2.2 Internal Rate of Return (IRR) .......................................................................... 71 4.2.3 Bennefit Cost Ratio (BCR)............................................................................... 72 4.2.4 Pay Back Period (PBP) .................................................................................... 72 4.3 Analisis Finansial .............................................................................................. 74 BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN..................................................................................... 86 5.1

Kesimpulan ................................................................................................. 86

5.2 Saran ................................................................................................................ 87 DAFTAR PUSTAKA ...................................................................................................................... 88 LAMPIRAN-LAMPIRAN ............................................................................................................... 90

xi

Unive



DAFTAR GAMBAR Gambar 2. 1 Tipikal Komposisi Kimia Gas Alam ........................................................................... 6 Gambar 2. 2 Tipikal Komposisi LNG .............................................................................................. 7 Gambar 2. 3 Hubungan Teknologi Transportasi Gas Alam ............................................................ 8 Gambar 2. 4 LNG Value Chain ........................................................................................................ 8 Gambar 2. 5 LNG Tanker (SOHAR LNG) .................................................................................... 10 Gambar 2. 6 Peta Neraca Gas Bumi Indonesia 2011-2025 ............................................................ 15 Gambar 2. 7 Peta Cadangan Gas Bumi Indonesia ......................................................................... 16 Gambar 2. 8 Alokasi gas bumi Indonesia 2011 .............................................................................. 17 Gambar 2. 9 Peta Kawasan PT. Arun LNG di Propinsi Aceh ....................................................... 18 Gambar 2. 10 Diagram Alir Proses Regasifikasi ........................................................................ 26 Gambar 2. 11 Unloading Arm dada Fasilitas LNG Receiving Terminal......................................... 27 Gambar 2. 12 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Single Containment ............................................ 29 Gambar 2. 13 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Doube Containment............................................ 30 Gambar 2. 14 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Full Containment ............................................... 31 Gambar 2. 15 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Membran ........................................................... 31 Gambar 2. 16 Pompa LNG ............................................................................................................. 32 Gambar 2. 17 Unit Open Rack Vaporizer (ORV) ........................................................................... 34 Gambar 2. 18 Unit Submerged Combustion Vaporizer (SCV) ........................................................ 35 Gambar 2. 19 Unit Shell and Tube Vaporizer ................................................................................. 36 Gambar 2. 20 Grafik Define Assumption ....................................................................................... 44 Gambar 2. 21 Grafik Define Dessicion ........................................................................................... 45

Gambar 3. 1 Diagram Alur Penelitian ........................................................................................... 47 Gambar 3. 2 Diagram Alir Sederhana LNG Receiving & Regasification Terminal ....................... 49 Gambar 3. 3 Diagram Alir Sederhana LNG Receiving & Regasification Terminal (existing & new equipment) ....................................................................................................................... 50 Gambar 3. 4 Lay Out Fasilitas Receiving terminal dan Regasifikasi PT. Arun.............................. 54 Gambar 3. 5 Skema Pendanaan Terminal LNG Arun .................................................................. 55 Gambar 3. 6 Struktur Pembiayan Regasifikasi Arun .................................................................... 56 Gambar 3. 7 Diagram Interpolasi Data Payback Period ................................................................ 61

Gambar 4. 1 Diagram Interpolasi Data Payback Period ................................................................ 73 Gambar 4. 2 Grafik Probability BC Ratio Dengan Nilai uncertainty 5%Error! Bookmark not defined. Gambar 4. 3 Grafik Probability IRR Dengan Nilai Uncertainty (5%), certainty 100%Error! Bookmark not defined. Gambar 4. 4 Grafik Probability IRR Dengan Nilai Unceertainty (5%), certainty 90%Error! Bookmark not defined. Gambar 4. 5 Grafik Probability NPV Dengan Nilai Uncertainty (5%), certainty 100%Error! Bookmark not defined.

xii

Unive



DAFTAR TABEL Tabel 2. 1 Neraca Gas Bumi Propinsi Aceh 2011-2025s ................................................................ 19 Tabel 2. 2 Neraca Gas Bumi Propinsi Sumatera Utara 2011-2025 ................................................ 20 Tabel 2. 3 Peralatan Utama pada Fasilitas LNG Arun .................................................................. 22 Tabel 2. 4 Distibusi Biaya Pembangunan LNG receiving terminal ................................................. 37 Tabel 2. 5 Distribusi Komponen CAPEX ....................................................................................... 38

Tabel 3. 1 Revenue per Tahun Terminal LNG Arun 60 Tabel 3. 2 Peralatan-Peralatan Tambahan Untuk Proses Regasifikasi LNG ................................ 63 Tabel 3. 3 Item Costing CAPEX Terminal LNG Arun .................................................................. 64

Tabel 4. 1 Biaya Investasi (CAPEX) Terminal LNG Arun............................................................ 67 Tabel 4. 2 Biaya Peralatan Tambahan Untuk Proses Regasifikasi LNG....................................... 68 Tabel 4. 3 Biaya-Biaya Operasional di Terminal Penerima dan Regasifikasi LNG Arun ............ 69 Tabel 4. 4 Revenue per Tahun Terminal LNG Arun ..................................................................... 69 Tabel 4. 5 Cashflow Proyek Terminal dan Regasifikasi LNG Arun .............................................. 70

xiii

Unive



DAFTAR LAMPIRAN

Lampiran 1: Gambar Lokasi dan Plant Arun LNG Terminal .............................................. 90 Lampiran 2: PT Arun NGL Field .......................................................................................... 93 Lampiran 3: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal (Schematic Diagram) ............ 94 Lampiran 4: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal (Simplified Process Flow Diagram) .......................................................................................................................... 95 Lampiran 5: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal, Marine & Dry Flare System . 96 Lampiran 6: Peta Lokasi Arun Plant dan industri-Industri di Aceh ............................................ 97 Lampiran 7: Tangki Penyimpanan LNG di Arun......................................................................... 98 Lampiran 8: Cost Breakdown Komponen OPEX Selama 20 Tahun Operasi ............................... 99 Lampiran 9 Analisis Keekonomian (Skenario 1) ................................................................. 101 Lampiran 10 Analisis Keekonomian (Skenario 2) ............................................................... 109 Lampiran 11 Analisis Keekonomian (Skenario 3) ............................................................... 117 Lampiran 12 Analisa Sensitifitas scenario 1 (capex)............................................................ 125 Lampiran 13 Analisa Sensitifitas scenario 1 (5% uncertainty terhadap revenue) ................ 127 Lampiran 14 Analisa Sensitifitas scenario 1 (5% uncertainty terhadap revenue) .............. 128 Lampiran 15 Analisa Sensitifitas scenario 1 ........................................................................ 131 Lampiran 16 Analisa Sensitifitas scenario 3 (capex)............................................................ 137 Lampiran 17 Analisa Sensitifitas scenario 3 (5% uncertainty terhadap revenue) .............. 140 Lampiran 18 Analisa Sensitifitas scenario 3 ........................................................................ 143 Lampiran 19: Surat Permohonan Alokasi Gas .................................................................... 149

xiv

Unive



ABSTRAK

Nama

: Teuku Riefky Harsya

Program Studi : Pasca Sarjana Managemen Gas Judul

: Analisis Keekonomian Pemanfaatan Kilang LNG Arun Sebagai Receiving Gas Terminal Di Provinsi Aceh

Pengembangan kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir pada 2014 menjadi terminal penerima gas dapat membantu memenuhi kebutuhan gas di daerah Aceh dan Sumatera Utara. Kilang ini dapat dimodifikasi mejadi terminal penerimaan dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Untuk mengetahui kelayakan proyek ini, dilakukan kajian keekonomian serta sensitivitas dengan masa pembangunan dan perbaikan selama 2 tahun, operasional selama 20 tahun serta pasokan LNG sebesar 400MMSCFD untuk tahun pertama dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai 350 MMSCFD sebagai kapasitas produksi maksimum. Langkah-langkah yang dilakukan untuk mengkaji kelayakan proyek ini antara lain menganalisa kebutuhan peralatan tambahan untuk proses regasifikasi, menghitung kelayakan keekonomian melalui 4 parameter NPV, IRR, PBP, dan BC Ratio, serta uji sensitivitas dengan menggunakan random number generation simulator untuk mengetahui komponen yang paling sensitif terhadap perubahan. Adapun hasil analisis keekonomian pemanfaatan kilang Arun menjadi receiving gas terminal menunjukkan bahwa proyek ini layak dijalankan dengan NPV sebesar 454.097.000 USD, IRR 15,4% terhadap MARR 15%, BC ratio sebesar 4, dan payback period jatuh pada tahun ke-6 bulan ke-2 pengoperasian. Hasil uji sensitivitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling mempengaruhi perubahan.

Kata kunci: LNG, receiving gas terminal, Arun, Regasifikasi.

vi

Unive



ABSTRACT

Name

: Teuku Riefky Harsya

Study Program : Magister of Gas Management Title

: Economic Analysis of LNG Arun Refinery Plant Utilization as a Receiving Terminal Gas in Aceh Province

will end on 2014, as a receiving gas terminal can help meet the needs of gas in Aceh and North Sumatera. This plant can be modified into a receiving gas terminal and LNG regasification because of some of the existing facilities are still in a good condition and ready to use. Economic analysis should be done to know the feasibility of this project with the construction time for 2 years, 20 years of operational, and 150MMSCFD of LNG supply for start up and increased as much as 50 MMSCFD each year until reach 350 MMSCFD as maximum production capacity. The steps done to know the feasibility of the project are additional equipment for regasification process study, calculate the economic feasibility through 4 parameter of NPV, IRR, PBP and BC ratio, as well as sensitivity analysis using random number generation simulator to determine the component that is most sensitive to change. The economic analysis result shows that this project is feasible with NPV of 454.097.000USD, 15,4% of IRR with MARR as much as 15%, BC ratio of 4, and the payback period falls on 2 nd month of the 5th year of operational. Sensitivtiy analysis result shows that tax is the most influencing factor to change. Kata kunci: LNG, receiving gas terminal, Arun, regasification

vii

Unive



BAB 1 PENDAHULUAN 1.1

Latar Belakang Indonesia merupakan salah satu negara penghasil gas bumi yang cukup

besar di dunia. Berdasarkan data dari Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral Direktorat Jendaral Minyak dan Gas tahun 2010, Indonesia memiliki cadangan gas bumi sebesar 157,14 TSCF dengan cadangan gas terbukti sebesar 108,40 dan cadangan gas potensial sebesar 48,74 TSCF.

Dengan cadangan

sebesar itu, gas bumi di Indonesia dapat dieksploitasi lebih dari 50 tahun. Di masa pemerintahan orde baru gas bumi Indonesia

kurang

termanfaatkan untuk keperluan domestik. Hal ini diakibatkan oleh harga gas domestik yang tidak menarik secara ekonomi dibandingkan dengan harga minyak bumi pada masa itu, sehingga investor lebih tertarik untuk berinvestasi pada lahan minyak bumi di Indonesia. Untuk dapat menarik minat investor dibidang gas bumi perlu cadangan gas bumi yang cukup besar yang disertai kontrak kerjasama yang panjang. Oleh karena sedikitnya investor yang berinvestasi dibidang gas bumi ini, secara tidak langsung berdampak pada lambatnya pembangunan infrastruktur pendukung industri gas bumi di Indonesia. Pemanfaatan gas bumi untuk keperluan domestic mulai meningkat setelah harga bahan bakar minyak (BBM) di Indonesia mengalami kenaikaan pada periode pertengahan tahun 2005 yang diakibatkan oleh penurunan produksi BBM dalam negeri karena minyak mentah domestik yang dihasilkan semakin sedikit. Untuk menutupi kekurangan pasokan BBM dalam negeri mengharuskan pemerintah mengimpor BBM atau minyak mentah dari luar negeri yang harganya cukup mahal. Dengan lebih mahalnya harga bahan bakar minyak, menjadikan masyarakat Indonesia terutama industri banyak beralih menggunakan bahan bakar gas. Menyadari semakin besarnya kebutuhan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri, pemerintah kemudian menerbitkan Peraturan Menteri ESDM No. 3 Tahun

1



2

2010 tentang Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi dan Kepmen ESDM No. 2763 K/12/MEM/2011 tentang Tambahan Alokasi Gas Untuk Pembangkit Listrik 2011. Alokasi gas bumi pada tahun 2011 untuk domestik berangsur naik sebesar 58% lebih besar dari pada untuk ekspor sebesar 42%. Alokasi domestik tersebut diperuntukkan bagi peningkatan produksi migas, pupuk, listrik, industri lain, gas kota dan BBG transportasi. Selain itu pemerintah juga melakukan pengembangan infrastruktur transimsi dan distribusi gas bumi guna memperlancar pemenuhan kebutuhan

gas

bumi

domestic

seperti

pembangunan

floating

storage

regasification unit (FSRU) di pulau Jawa. Untuk mempercepat proses pengembangan infrastruktur pendukung dapat dilakukan dengan cara memanfaatkan infrastruktur yang tersedia dengan melakukan modifikasi dan perbaikan. Salah satu

contoh adalah pemafaatan

kilang LNG Arun yang masa pengoperasiannya akan berakhir setelah kontrak penjualan gas ke Jepang dan Korea berakhir pada 2014. Kilang LNG Arun ini dapat dimodifikasi mejadi receiving terminal dan regasifikasi LNG karena sejumlah fasilitas yang tersedia masih baik dan layak untuk digunakan. Dengan fasilitas yang masih layak digunakan sampai 20 tahun ke depan, pemanfaatan kilang LNG Arun sebagai terminal penerima dan regasifikasi LNG dapat menghemat anggaran negara dalam penyediaan infrastruktur gas di Indonesia. Rekonversi kilang LNG arun menjadi receiving terminal dan regasifikasi LNG dapat bermanfaat untuk memenuhi kebutuhan gas di Aceh dan Sumatera Utara, karena terdapat banyak industri strategis di Provinsi aceh yang dalam beberapa tahun terakhir berhenti beroperasi akibat tidak memiliki pasokan gas bumi yang cukup untuk jadikan bahan baku dan sumber energi. Industri tersebut diantaranya adalah PT. Pupuk Iskandar Muda dengan kapasitas produksi urea 1,2 juta ton per tahun yang saat ini hanya beroperasi 1 unit dari 2 unit yang ada, PT. Asean Aceh Fertilizer dengan kapasitas produksi Urea 730.000 ton/tahun yang sudah tidak beroperasi sejak tahun 2003 dan PT. Kertas Kraft Aceh dengan kapasitas produksi 135.000 ton/tahun yang saat ini juga tidak beroperasi. Selain itu dengan rekonversi kilang LNG Arun menjadi terminal penerima gas juga diharapkan dapat memenuhi kebutuhan pembangkit listrik di provinsi Aceh maupun Sumatera Utara.



3

Adapun rincian kebutuhan gas untuk industri dan pembangkit listrik di Aceh dan Sumatera Utara adalah sebagai berikut : 145 MMSCFD untuk PT. Pupuk Iskandar Muda, 15 MMSCFD untuk program elektrifikasi Pemerintah Aceh, 10 MMSCFD untuk PT. Kertas Kraft Aceh dan 125 MMSCFD untuk ketersediaan bahan bakar gas daerah Medan. Dengan total kebutuhan gas sebesar 295 MMSCFD dan kapasitas terpasang sebesar 400 MMSCFD, pasokan gas dapat diperoleh dari kilang dalam (LNG Bontang dan Tangguh) dan Pasokan untuk

luar negeri .

Receiving gas terminal Arun juga dapat diperoleh melalui

mekanisme impor setelah disepakati kesepahaman harga antara produsen dengan konsumen. Dengan adanya fasilitas receiving terminal dan regasfikasi LNG ini diharapkan kebutuhan gas di propinsi Aceh dan Sumatera Utara dapat terpenuhi dengan optimal. 1.2

Perumusan Masalah Pemerintah melalui kebijakan peningkatan pemanfaatan gas bumi untuk

kepentingan dalam negeri terutama pembangkit listrik dan industri serta program pemerintah terkait revitalisasi industri di Propinsi Aceh menugaskan PT. Pertamina (Persero) melakukan kajian pemanfaatan fasilitas kilang LNG Arun sebagai terminal penerima dan regasifikasi LNG. LNG receiving terminal yang dalam tahap awal berfungsi untuk memenuhi kebutuhan gas bumi di Provinsi Aceh, akan dikembangkan untuk memenuhi kebutuhan gas industri dan pembangkit listrik di Provinsi Sumatera Utara dengan pasokan gas diharapkan dari kilang Bontang dan Tangguh. Sebagai pembanding, penulis bermaksud untuk melakukan kajian terhadap pemanfaatan fasilitas kilang LNG Arun menjadi receiving terminal gas yang akan memasok kebutuhan gas di Provinsi Aceh dan Sumatera Utara. Adapun fokus permasalahan dalam thesis ini adalah apakah pemanfaatan LNG Arun menjadi terminal pernerima dan regasifikasi LNG layak secara teknis maupun ekonomis.



4

1.3

Tujuan Penelitian Tujuan yang hendak dicapai pada penelitian ini adalah :

1. Melakukan kajian kelayakan baik teknis maupun komersial dari pemanfaatan kilang LNG Arun menjadi receiving terminal dan regasifikasi LNG. 2

Mengetahui angka ketidakpastian/uji senstifitas proyek Receiving Gas Terminal Arun dengan menggunakan Random Number Generation Simulator.

1.4

Batasan Masalah Mengingat luasnya cakupan pembahasan

yang dikaji, perlu diberikan

batasan masalah agar diperoleh hasil yang sesuai dengan tujuan yaitu sebagai berikut : 1.

Alokasi gas (supply) bersumber dari dalam negeri maupun impor sebesar 150 MMSCFD pada tahun pertama, 200 MMSCFD pada tahun ke-2, 250 MMSCFD tahun ke-3, 300 MMSCFD pada tahun ke-4 dan konstan dari tahun ke-5 sampai tahun ke-20 pengoperasian sebesar 350 MMSCFD.

2.

Sumber pasokan LNG

diperoleh dari sumber dalam negeri (Tangguh,

Bontang, dll) dan luar negeri, adapun sumber gas local di aceh ( NSO, APO, Triangle Pase, Block A, dan ENI) juga diasumsikan telah habis. 3.

Alokasi gas sebesar 350MMSCFD (sejak tahun ke-5) untuk memenuhi kebutuhan; demand saat ini untuk industri dan pembangkit listrik di Aceh dan Sumut sebesar (110 MMSCFD untuk PT. Pupuk Iskandar Muda I dan II, 55 MMSCFD untuk PT. Asean Aceh Fertiliser (AAF), 25 MMSCFD untuk program elektrifikasi Pemerintah Aceh, 10 MMSCFD untuk PT. Kertas Kraft Aceh dan 125 MMSCFD untuk kebutuhan listrik di Medan dan 35 MMSCFD untuk kebutuhan industry di Medan, b) peningkatan demand sebesar 5% untuk Aceh dan Sumut dapat dipenuhi dengan impor.

4.

Analisis keekonomian menghitung

pengembalian investasi (receving gas

terminal dan pembangunan pipa distribusi gas) yang diperoleh dari pendapatan proses regasifikasi dan distribusi gas yang dibayarkan oleh end user.



5

5.

Parameter analisis keekonomian yang digunakan yaitu Nett Presenst Value (NPV), Internal Rate of Return (IRR), Pay Back Period (PBP) dan Benefit Cost Ratio (BC Ratio).

1.5

Sistematika Penulisan Untuk memudahkan pembahasan, penulisan thesis ini dibagi menjadi 5

bab yang saling terkait antara satu dengan yang lainnya. Adapun sistematika penulisannya dapat diuraikan sebagai berikut. Bab 1

Pendahuluan

memberikan

penjelasan

mengenai

latar

belakang

permasalahan, perumusan permasalahan, tujuan penelitian, batasan masalah, metodologi penelitian yang dilengkapi diagram alir, serta sistematika penulisan. Bab 2 Tinjauan Pustaka menjelaskan mengenai teori yang berkaitan dalam perencanaan LNG receiving terminal. Bab ini secara garis besar memuat teori tentang gas bumi dan LNG, neraca gas nasional, supply dan demand gas bumi di Propinsi Aceh dan Sumatera Utara, Sejarah dan fasilitas kilang LNG Arun, aspek teknis pembangunan receiving terminal gas, dan keekonomian. Bab 3

Metodologi Penelitian, menjelaskan tentang diagram alir penelitian, analisis supply demand gas di Propinsi Aceh dan Sumatera Utara, desain dasar

fasilitas,

analisis keekonomian, dan asumsi dasar

yang

digunanakan. Bab 4

Analisis Data dan Pembahasan, menjelaskan data-data yang digunakan dalam perhitungan analisis keekonomian, hasil pengolahan data, serta pembahasan dari hasil yang diperoleh.

Bab 5

Kesimpulan dan Rekomendasi, menjelaskan hasil kesimpulan dari pembahasan yang diperoleh. Berdasarkan hasil kesimpulan tersebut kemudian dirumuskan rekomendasi

langkah-langkah

dilakukan

yang akan selanjutnya.



BAB 2 TINJAUAN PUSTAKA

2.1

Gas Alam dan LNG Gas alam merupakan campuran dari berbagai jenis gas hidrokarbon

diantaranya adalah metana, etana, propana, dan butana. Lebih dari sekitar 70 % gas hidrokarbon mengandung gas metana sebagai komponen utamanya. Selain komponen hidrokarbon, dalam gas alam juga terkandung komponen pengotor seperti karbon dioksida, hidrogen sulfida, nitrogen, dan air. Tipikal komponen gas alam dapat dilihat pada Gambar 2.1:

Gambar 2. 1 Tipikal Komposisi Kimia Gas Alam Sumber : University of Houston, 2003

Komponen-kompenen pengotor perlu untuk dihilangkan dari gas alam karena bersifat merugikan. Karbon dioksida dan hidrogen sulfida dapat menyebabkan korosi pada peralatan ataupun saluran pipa transmisi, selain itu gas tersebut tidak memiliki nilai kalor sehingga merugikan saat penjualan. Tidak

6



7

hanya itu, air juga perlu dihilangkan karena dapat membentuk hidrat yang dapat membeku pada suhu rendah. Komponen pengotor tersebut dapat dihilangkan melaui proses separasi pada unit pengolahan gas alam. Liquified Natural Gas (LNG) merupakan gas alam yang telah mengalami proses penghilangan pengotor yang kemudian dicairkan sampai suhu mencapai 160oC dan memiliki volume yang lebih kecil 600 kali lipat dibandingkan pada saat dalam bentuk gas. LNG ini bersifat tidak berbau, tidak berwarna, dan tidak korosif. Tipikal komposisi hidrokarbon dalam LNG dapat dilihat pada Gambar 2.2.

Gambar 2. 2 Tipikal Komposisi LNG Sumber : University of Houston, 2003

LNG merupakan solusi dari proses pengiriman gas alam dari field (lapangan) menuju konsumen atau market pada saat proses transportasi dengan pipa tidak memungkinkan. Hal ini dikarenakan jarak antara sumber gas dengan market yang terlalu jauh, biasanya melebihi 2.000 kilometer, sehingga tidak bersifat ekonomis lagi jika gas alam tersebut ditransmisikan dengan jalur pipa. Gambar 2.3 memperlihatkan hubungan antara jarak dan biaya jika gas alam tersebut ditransportasikan dengan pipa maupun dalam bentuk LNG. Dari gambar tersebut tampak bahwa jika jarak antara sumber gas dengan market semakin jauh maka LNG merupakan teknologi yang lebih ekonomis jika dibandingkan dengan transportasi dengan pipa.



8

Gambar 2. 3 Hubungan Teknologi Transportasi Gas Alam dengan Relativitas Antara Biaya dan Jarak Sumber : University of Houston, 2003

2.1.1 LNG Value Chain LNG value chain atau dikenal dengan LNG supply chain terdiri dari empat segemen proses yang saling terhubung mulai dari proses eksplorasi dan produksi (E&P), liquification (pencairan), pengapalan dari tempat pengolahan sampai terminal peneriamaan, penerimaan di terminal yang dilanjutkan dengan penyimpanan (storage) dan regasifikasi.

Keempat segment pada LNG value

chain diperlihatkan pada Gambar 2.4.

Gambar 2. 4 LNG Value Chain

Sumber : University of Houston, 2003

2.1.1.1 Eksplorasi dan Produksi Segmen pertama pada LNG value chain yaitu eksplorasi dan produksi (E & P). Aktifitas E & P meliputi proses pengembangan ide bagaimana cara



9

menemukan sumber gas yang memiliki prospek untuk diproduksi. Jika daerah yang memiliki prospek tersebut diketahui selanjutnya dilakukan proses pengeboran (drilling) untuk mengetahui kandungan gasnya. Jika kandungan gas terdeteksi memiliki komponen gas alam yang bernilai ekonomis maka kegiatan selanjutnnya adalah produksi. Proses produksi merupakan kegiatan pengeboran produksi pada area yang terbukti berpotensi mengandung gas alam. Gas alam dari dalam perut bumi dikeluarkan untuk selanjutnya dilakukan pengolahan (treatment) yaitu proses penghilangan pengotor yang tidak berguna dan merugikan seperti gas H2S, CO2 dan air. Lokasi dari sumber gas sangat berpengaruh pada besarnya biaya produksi dan eksplorasi. Sumber gas di laut lepas (offshore) biasanya akan menelan biaya ekplorasi dan produksi yang lebih besar dibandingkan dengan sumber gas di darat (onshore). Selain faktor lokasi, yang memperngaruhi biaya kegiatan E&P ini adalah kedalaman sumber gas, kualitas gas, tekanan sistem dan jarak sumber gas dengan tempat pencairan gas. 2.2.1.1 Pencairan (Liquification) Segmen selanjutnya pada LNG value chain yaitu proses pencairan gas alam. Gas alam yang diterima di unit pencairan selanjutnya dilakukan treatment untuk menghilangkan pengotor atau kontaminan yang memiliki kemungkian untuk membeku sehingga dapat merusak peralatan ketika gas alam tersebut didinginkan sampai suhu -161oC. Proses pengolahan ini di design sampai gas alam yang dicairkan memiliki kemurnian metana yang sangat tinggi di atas 95 %. Proses pencairan gas alam melibatkan refrigerant sebagai pendinginnaya. Plant pencairan ini dapat memiliki bebepa unit train yang disusun parallel. Dengan proses pencairan volume gas alam dapat berkurang sampai 600 kali lipat dari ukuran semula. Dengan demikian pada kondisi -161oC dapat digunakan ruangan atau vessel yang memiliki ukuran 1/600 kalinya untuk menampung gas jika dibandingkan gas tersebut berada pada kondisi tekanan dan temperatur kamar. Gas alam yang telah dicairkan selanjutnya ditampung dalam tangki penampungan LNG. Tangki ini dirancang dengan teknologi criyogenic agar



10

tangki mampu menampung LNG pada kondisi suhu yang ekstrim yaitu -161oC. Biasanya tangki penyimpanan LNG dibuat double-walled

Artinya tangki di

dalam tangki, sehingga tangki tersebut berbentuk anular. Spasi antara tangki bagian dalam dan luar dipasang insulator. Tangki bagian dalam yang berhubungan langsung dengan LNG dibuat dari material yang tahan temperatur ekstrim. Material tersebut biasanya campuran antara nikel 9 % dan aluminium. Sedangkan bagian luar bisanya dari carbon steel atau beton. 2.3.1.1 Transportasi (Shipping) Gas alam yang telah dicairkan selanjutnya akan di transportasikan menuju LNG receiving terminal. Untuk mentransportasikan LNG antar pulau digunakan kapal tangker yang dirancang dengan khusus untuk mencegah terjadinya kebocoran gas atau rupture pada saat terjadi kecelakaan. LNG disimpan dalam cryogenic vessel yang mampu bertahan pada temperatur -16loC serta dengan dilengkapi sistem insulasi sehingga gas alam dapat dijaga dalam kondisi cair dan boil off gas menjadi minimum. Pada umumnya kapal pengangkut LNG mampu mentransportasikan LNG sekitar 125.000 -138.000 m3 yang setara dengan 2,6-2,8 BSFC gas alam. Kapal pengangkut LNG ini umumnya memiliki dimensi panjang 900 kaki, lebar sekitar 140 kaki, dan ketinggian dari air 36 kaki. Dengan dimensi sebesar itu dibutuhkan biaya sekitar 160 juta Dollar untuk membangunnya. Contoh dari kapal pengangkut LNG dapat dilihat pada Gambar 2.5.

Gambar 2. 5 LNG Tanker (SOHAR LNG) Sumber : www.merchantships.info



11

2.4.1.1 Storage and Regasification Pada tahapan ke empat LNG value chain, LNG yang telah sampai ditempat tujuan akhir dapat digunakan untuk berbagai aplikasi. Untuk aplikasi instan LNG dapat secara langsung digunakan sebagai bahan bakar transportasi truk dan bus. Dalam kasus ini LNG receiving terminal akan memiliki fasilitas yang mampu untuk menyalurkan LNG ke dalam tangki truk yang akan didistribusikan ke lokasi station pengisian LNG (LNG refueling station). Untuk mengembalikan LNG kedalam kondisi gas, LNG tersebut diumpankan ke dalam fasilitas regasifikasi. Pada saat sampai di receiving terminal, LNG yang berada dalam kondisi cair selanjutnya dipompa pada tekanan atmosfer untuk dipindahkan ke dalam tangki penyimpan yang rancangan dan spesifikasinya sama dengan tangki penyimpanan LNG di unit pencairan. LNG dapat dipanaskan dengan cara menghangatkannya dalam pipa yang dipanaskan dengan api langsung, atau dengan pipa yang dihangatkan oleh air laut, atau dengan pipa yang dihangatkan dengan air panas. Gas alam yang telah teruapkan selanjutnya ditransmisikan melalui sistem perpipaan untuk disalurkan kepada market yang membutuhkan. 2.1.2 Neraca Gas Bumi Nasional Pemerintah Indonesia secara rutin menyusun dan mengeluarkan neraca gas nasional melalui Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral untuk mengetahui ketersediaan pasokan gas nasional sehingga pemerintah, masyarakat akan lebih mudah dalam menentukan rencana kegiatan yang terkait dengan pengguanan gas. Neraca Gas Bumi Indonesia 2011-2025 adalah kondisi pasokan (supply)kebutuhan (demand) gas bumi Indonesia pada suatu regional yang berlaku untuk tahun 2011-2025 yang diperkirakan dari pasokan yang dapat dialirkan dari lapangan minyak dan gas bumi yang sedang berproduksi, rencana pengembangan lapangan yang sudah disetujui, rencana pengembangan lapangan yang sedang diproses usulannya, kapasitas Unit Penyimpanan dan Regasifikasi (Storage and Regasification) serta dari cadangan minyak dan gas bumi dari sumur eksplorasi, untuk memenuhi kebutuhan berdasarkan kesepakatan jula beli gas (PJBG), negosiasi serta permintaan resmi konsumen pada tahun tertentu.



12

Data Neraca Gas Bumi Indonesia 2011-2025 (1 Januari 2011), merupakan

data

pasokan

(supply)-kebutuhan

(demand)

yang

telah

dimuthakhirkan berdasarkan data neraca gas bumi yang berlaku sebelumnya ( 1 Januari 2010) untuk periode 2010-2025 dan disusun dengan menggunakan evaluasi data hasil work program and budget tahun 2011 dari seluruh KKKS yang telah disetujui pada tahun 2010. Kondisi dari masing-masing regional (12 regional) disusun dengan memperhatikan adanya ketersediaan infrastruktur pengaliran gas bumi (utamanya pipa) yang meliputi regional Nanggroe Aceh Darussalam, Sumatera Bagian Utara, Sumatera Bagian Selatan dan Tengah, Jawa Bagian Barat, Jawa Bagian Tengah, Jawa Bagian Timur, Kalimantan Bagian Timur, Sulawesi Bagian Selatan, Sulawesi Bagian Tengah, Papua, Kepulauan Riau dan Maluku Bagian Selatan. Neraca Gas bumi Indonesia telah memperhitungkan potensi pasokan gas bumi dari KKKS Coal Bed Methane (CBM) di dua regional yaitu Kalimantan Bagian Timur dan Sumatera Bagian Selatan dan Tengah. Produksi CBM dari dua region tersebut diperkirakan akan dimulai pada akhir tahun 2011 sebesar 4 MMSCFD dan meningkat sampai dengan 600 MMSCFD pada tahun 2020. Berdasarkan data neraca gas bumi Indonesia untuk periode 2011-2015 yang dapat dilihat pada Gambar 2.6, sebagian wilayah Indonesia masih mengalami defisit atau kekurangan gas alam. Pulau Jawa merupakan wilayah yang paling banyak membutuhkan pasokan gas alam, sedangkan pasokan gas alam yang tersedi di Pulau Jawa sendiri tidak mampu memcukupinya. Kekurangan pasokan gas alam di beberapa wilayah di Indonesia dapat terpenuhi karena di beberapa wilayah lainnya pasokan gas melebihi kebutuhan untuk wilayah itu sendiri, sehingga dapat digunakan untuk memenuhi kebutuhan gas di wilayah lainnya. Beberapa regional di Indonesia yang memiliki pasokan gas yang besar diantaranya adalah Kepulauan Riau, Sumatera Bagian Selatan, Kalimantan dan Papua. Indonesia memiliki cadangan gas alam yang cukup besar yang tersebar di beberapa regional. Potensi gas bumi yang dimiliki Indonesia berdasarkan status tahun 2008 mencapai 170 TSCF dan produksi per tahun mencapai 2,87 TSCF,



13

dengan komposisi tersebut Indonesia memiliki reserve to production (R/P) mencapai 59 tahun (www.esdm.go.id, 2012). Berdasarkan data Kementerian ESDM, total cadangan gas bumi Indonesia pada 2011 mencapai 152,89 TSCF (Trilions of Cubic Feet). Terdiri atas cadangan terbukti sebesar 104,71 TSCF dan cadangan potensial sebesar 48,18 TSCF. Cadangan gas bumi terdapat di NAD sekitar 5,56 TSCF, Sumatera Utara 1,29 TSCF, Sumatera Tengah 9,01 TSCF, Sumatera Selatan 15,79 TSCF, Natuna 50,94 TSCF, Jawa Barat 4,24 TSCF, Jawa Timur 5,73 TSCF, Kalimantan 17,36 TSCF, Sulawesi 3,83 TSCF, Maluku 15,22 TSCF, dan Papua 23,91 TSCF. Secara ringkas penyebaran cadangan gas bumi Indonesia dapat dilihat pada Gambar 2.7. Gas bumi masih memiliki potensi besar untuk dikembangkan, untuk itu pemerintah dalam rangka mendukung perencanaan pasokan gas untuk pemenuhan kebutuhan dalam negeri melakukan kajian dan menetapkan Neraca Gas Bumi Indonesia 2010-2025 dan menetapkan Rencana Induk Jaringan Transmisi dan Distribusi Gas Bumi Nasional serta memprioritaskan pemanfaatan melalui Kebijakan Penetapan Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi dalam Negeri. Terkait dengan pemanfaatan gas bumi untuk domestik, pemerintah telah mengeluarkan Peraturan Menteri ESDM No.03 Tahun 2010 tentang Alokasi dan Pemanfaatan Gas Bumi untuk Kebutuhan Dalam Negeri. Menteri ESDM menetapkan alokasi gas bumi ini bertujuan untuk menjamin ketersediaan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri secara optimal dengan mempertimbangkan ketersediaan infrstruktur dan keekonomian pengembangan lapangan gas bumi. Selain itu dalam Permen ESDM No. 03 tahun 2010 pasal 4 dijelaskan bahwa dalam rangka mendukung pemenuhan gas bumi untuk kebutuhan dalam negeri, kontraktor wajib ikut memenuhi kebutuhan gas bumi dalam negeri dengan menyerahkan sebesar 25% (dua puluh lima perseratus) dari hasil produksi gas bumi bagian kontraktor. Sekiranya pemenuhan kebutuhan domestik belum terpenuhi dengan kuota 25%

maka Menteri ESDM menetapkan kebijakan

alokasi dan pemanfaatan gas bumi dari cadangan gas bumi yang dapat diproduksikan dari setiap lapangan gas bumi pada suatu wilayah kerja.



14

Berdasarkan data ESDM alokasi gas bumi untuk contracted demand tahun 2011, sebagian besar dialokasikan untuk ekspor yaitu sekitar 50 % dari total produksi. Alokasi untuk industri dan pembangkit sebesar 11 % dan 18 %, untuk pupuk dan peningkatan produksi sebesar 11 % dan 4,6 %. Alokasi terakhir untuk pemenuhan kebutuhan gas kota dan bahan bakar gas transportasi (BBG) masing-masing sebesar 0.0013 % dan 0.016 %. Alokasi gas bumi Indonesia tahun 2011 dapat dilihat pada Gambar 2.8.




Sumber: Ditjen Migas, 2011

Gambar 2. 6 Peta Neraca Gas Bumi Indonesia 2011-2025


15


Sumber : Ditjen Migas, 2011

Gambar 2. 7 Peta Cadangan Gas Bumi Indonesia


16

17

Gambar 2. 8 Alokasi gas bumi Indonesia 2011 Sumber : Ditjen Migas, 2011

2.1.3 Supply dan Demand Gas Bumi Aceh dan Sumatera Utara

Supply dan demand gas bumi di Propinsi Aceh dan Sumatera Utara dapat diketahui dari neraca gas bumi nasional yang disusun oleh Direktorat Jendral Minyak dan Gas Kementrian Energi dan Sumber Daya Mineral. Berdasarkan neraca gas bumi region propinsi Aceh per 1 januari 2011, pasokan gas untuk sebagian besar industri mengalami defisit mulai dari tahun 2011 sampai dengan 2025. Hal ini dikarenakan supply gas dari lapangan gas Arun yang jumlah semakin berkurang, dialokasikan terlebih dahulu untuk memenuhi contracted demand export, sisanya kemudian digunakan untuk memenuhi kebutuhan industri pupuk. Data lengkap mengenai neraca gas di Propinsi Aceh dapat dilihat pada Tabel 2.1 dan Lampiran J. Berdasarkan data dari PT. Pertamina, supply gas di propinsi Aceh sebagian besar diperlukan untuk pembangkit listrik bekas utilitas PT. Arun LNG serta untuk memenuhi kebutuhan industri pupuk. Berikut ringkasan industri dan kapasitas gas yang dibutuhkan saat ini : a.

Kebutuhan Industri PT. Pupuk Iskandar Muda : kebutuhan gas 145 MMSCFD



18

PT. Kertas Kraft Aceh : kebutuhan gas 10 MMSCFD Kelistrikan dan Industri di Medan : 125 MMSCFD b.

Kebutuhan pembangkit listrik eks utilitas PT. Arun LNG dengan kapasitas pembagkit sebesar 60 MW, membutuhkan pasokan gas sebesar 15 MMSCFD Adapun demand gas di propinsi sumatera utara berdasarkan Tabel 2. 2

sebagian besar didominasi oleh pembangkit listrik dan indutri dengan contracted demand gas untuk pembangkit listrik tahun 2011 sekitar 1 MMSCFD dan 25 MMSCFD untuk industri. Contracted demand gas ini akan berkurang sampai dengan 2018. Akan tetapi potensial demand gas di Sumatera Utara dari tahun 2011 sampai 2025 cukup besar 176 MMSCFD yang akan meningkat menjadi 201 MMSCFD. Besarnya potensial demand gas di Sumatera Utara ini tidak dapat dipenuhi dengan existing supply gas yang tersedia, sehingga Sumatera Utara akan mengalami defisit gas sampai dengan 2025 apabila tidak ada supply gas dari luar. 2.2

Profil Kilang LNG Arun PT. Arun NGL adalah sebuah perusahaan operator nirlaba (nonprofit

operating company artinya beroperasi secara at cost) yang dibentuk pada tahun 1974 dengan gabungan saham antara Pertamina, Mobil LNG (sekarang Exxon Mobil Indonesia) dan Japan Indonesia LNG co (JILCO), dengan komposisi saham 55 %, 30 % dan 15 %, yang bertujuan untuk mengoperasikan kilang LNG Arun di Blang Lancang, Lhokseumawe Aceh Utara. Peta lokasi PT. Arun NGL dapat dilihat pada Gambar 2.9.

Gambar 2. 9 Peta Kawasan PT. Arun LNG di Propinsi Aceh




Tabel 2. 1 Neraca Gas Bumi Propinsi Aceh 2011-2025s


19


Tabel 2. 2 Neraca Gas Bumi Propinsi Sumatera Utara 2011-2025


20

21

PT. Arun memproses gas alam yang dipasok oleh Exxon Mobil Indonesia dari lapangan gas Arun sejak 1977 dan dari Northern Sumatera Off-shore (NSO) sejak 1999. Gas tersebut kemudian diproduksi mejadi LNG, LPG dan kondensat serta dikapalkan ke negara pembeli terutama Jepang dan Korea Selatan. Pembangunan sarana kilang LNG Arun yang diawali dengan 3 unit train LNG yang

dimulai menjelang akhir 1974, dengan Bechtel Inc

sebagai

kontraktor utamanya. Proses pengolahan LNG yang dipakai di kilang LNG Arun dipilih dari proses yang sudah banyak dipakai dan terbukti handal. Unit train ini bertambah menjadi 5 unit produksi pada tahun 1982, dengan tujuan untuk meningkatkan kapasitas produksi LNG, sehingga setiap tahunnya dapat diproduksi sekitar 3 juta ton LNG yang akan diekspor ke Jepang. Perluasan proyek pengolahan LNG dilanjutkan dengan dibangunnya train ke enam. Pelaksanaan pengerjaan proyek pembangunan ini dilaksanakan oleh JGC corporation. Train 6 menghasilkan LNG pertamanya pada bulan Oktorber 1986. Selain terdapat fasilitas pengolahan LNG, pada plant PT. Arun juga terdapat fasilitas pengolahan LPG dan kondensat. Pembangunan sarana LPG dimulai pada tahun 1987 dengan pelaksana pengerjaan proyek pembangunan adalah JGC corporation. 2.2.1 Fasilitas Ladang Gas Arun Cadangan gas terbukti di ladang gas Arun mampu untuk memasok enam unit train produksi LNG, masing masing dengan kapasitas penerimaan 8 juta meter kubik gas setiap harinya dalam jangka waktu lebih dari 20 tahun. Adapun sumber gasnya berasal dari lapangan gas Arun di Lhoksukun dan lapangan gas Exxon Mobil NSO. Setelah dikembangkan, ladang gas Arun telah memiliki empat kelompok peralatan produksi, masing-masing kelompok dirancang mampu menerima gas dari enam belas buah sumur produksi. Sarana-sarana pendinginan dan pemisahan dipasang dilokasi ladang gas agar gas dapat didaur ulangkan dengan jalan menyuntikkan kembali gas tersebut ke dalam sumur. LPG akan dipisahkan dari



22

gas yang disuntikkan kembali ke tanah dan hasilnya terdiri dari propana, butana dan beberapa hidrokarbon berat. Pemisahan LPG menjadi propana dan butane akan dilakukan di kilang LPG Arun. Gas dan kondensat dikirim ke kilang LNG Arun melalui pipa-pipa terpisah, masing-masing berukuran 42 inch dan 20 inch. Hasil produksi campuran LPG dikirim melalui saluran pipa berukuran 16 inch, yang sebelumnya digunakan untuk kondensat. Setelah berjalan kurang lebih 34 tahun, kini fasilitas pengolahan LNG PT. Arun hanya mengoperasikan satu train, karena pasokan gas yang masuk hanya cukup untuk memasok satu unit train saja. Tabel 2.3 berikut adalah ringkasan beberapa unit produksi di PT. Arun LNG saat ini. Tabel 2. 3 Peralatan Utama pada Fasilitas LNG Arun

No

Unit

Jumlah

1

LNG Train

6 unit

2

LNG Tank

3

Kapasitas

Kondisi

5 unit

127.200 m3

4 unit

530.000 barrels

4

Condensate Tank Propan Tank

2 unit

83.500 m3

Train 1 & 2= idle Train 3 = standby Train 4 & 5 = aktif Train 6 = aktif (treating unit only) Tank No 4 = Rusak (bocor), sisanya dalam kondisi prima 2 unit aktif, sisanya standby Idle

5

Butane Tank

2 unit

67.500 m3

Idle

6

Gas Turbin Power Generator

11 unit

20 Watt

7

Steam Generator

8 unit

8

Sweater Pump

8 unit

Dengan pressure 10 kg/cm2 10.000 m3/h

6 unit = aktif 2 unit = standby 3 unit = digunakan PEMDA Idle

9

LNG Berth

2 unit

10

LPG Berth

1 unit

Maximum loading rate the vapor flow rate ashore 77.880 nm3/h Minimum loading rate Jika loading propane dan butan simultane, 1700 m3/h Jika loading propan dan butane berurutan lebih kecil dari 1700 m3/h

4 unit = aktif 4 unit = idle Keduanya aktif

Idle



23

11

MBM Berth

1 unit

12

SPM Berth

1 unit

Cocok untuk mengakomodasi vessel sampai 55000DWT Dirancang untuk oil tanker 40000-280000 DWT, loading rate 10000-55000 bbls/h

Fasilitas yang sudah tidak aktif Fasilitas yang sudah tidak aktif

2.2.2 Proses Pengolahan LNG Arun Proses pengolahan gas bumi menjadi LNG di PT. Arun secara umum terbagi menjadi 5 segmen utama yaitu sarana penerimaan, pemisahan kondensat, pemurnian gas umpan, pencairan gas dan penyimpanan serta pengapalan. 2.2.2.1 Sarana Penerimaan Gas dan cairan dari sumur dicampur kembali pada sarana penerima sebelum campuran tersebut diproses untuk mendapatkan LNG dan kondensat.

2.2.2.2 Pemisahan Kondensat Tahap pertama dari proses LNG ini ialah memisahkan kembali gas dari kondensate cair yaitu dengan cara mengalirkan campuran gas dan kondensate tersebut pada dua bejana pemisah dengan tekanan yang semkin rendah. Cairan dari bejana pemisah tekanan rendah kemudian diolah dalam suatu menara penyulingan dengan dapur pemanas,

kemudian didinginkan dan dikirim ke

tangki penyimpanan. Hasilnya adalah kondensat yang siap dipasarkan sebagai bahan baku kilang minyak atau industri petrokimia. Gas dari menara penyulingan dan gas dari bejana pemisah tekanan rendah dimampatkan untuk digabung dengan aliran utama gas umpan, untuk diolah dan dicairkan menjadi LNG.

2.2.2.3 Pemurnian Gas Umpan Sebelum dicairkan, gas umpan perlu dimurnikan terlebih dahulu dari beberapa zat. Merkuri yang terbukti dapat

merusak aluminium yang

dipergunakan pada alat pendingin utama, dipisahkan dengan jalan menyerap merkuri tersebut pada unggun penyerap merkuri. Karbon dioksida dan hidrogen sulfida dipisakan dalam sebuah unit pengolahan yang mengandung DEA. Uap air diserap dengan melewatkan gas pada bejana yang memuat bahan penyaring



24

molekul. Pada tahap akhir, hidrokarbon berat dipisahkan pada suatu menara penyulingan.

2.2.2.4 Pencairan Gas Gas yang telah dimurnikan kemudian didinginkan untuk menghasilkan LNG. Pencairan terjadi dalam sebuah alat penukar panas (main heat exchanger) yang dirancang secara khusus dengan menggunakan bahan pendingin yang terdiri dari campuran nitrogen, metana, butana dan propana untuk mencairkan gas alam tersebut. Bahan pendingin itu sendiri didinginkan dengan menggunakan pendinginan propana pada tiga tingkat tekanan. Panasnya dibuang ke sistem pendinginan air laut.

2.2.2.5 Penyimpanan, Pemuatan dan Pengapalan Gas cair yang suhunya telah menjadi -160oC di bawah nol, sehingga menyusut menjadi hanya 1/600 dari volume asalnya, disimpan dalam tangkitangki khusus yang dibangun di atas permukaan tanah. Tangki-tangki berpenyekat dingin ini mempunyai dinding dalam yang terbuat dari baja nikel 9 % agar tahan suhu rendah, sedangkan dinding luarnya terbuat dari besi karbon. Penyekat yang terbuat dari perlite mengisi ruangan antara kedua dinding tersebut. Kilang LNG Arun memilki lima tangki penyimpanan masing-masing dengan kapasitas 127.200 m3. Gas alam cair (LNG) dimuat ke dalam sebuah kapal khusus untuk LNG melalui sistem pemuatan yang terdiri dari pompa serta loading arm dan sistem sirkulasi dan pemanfaatan gas yang menguap di tangki. Hanya sekitar 12 jam diperlukan untuk memuat satu kapal tangki yang berkapasitas 125.000 m3, berbobot mati 63.000 ton, panjang 286 meter dan lebar 44 meter. Setiap kapal tangki bulat dengan diameter 36 meter. Bersebelahan dengan kilang Blang Lancang terdapat dermaga gas alam cair yang dapat disandari oleh kapal berbobot mati sampai 80.000 ton (125.000 m3). Pelabuhan itu mempunyai kedalaman 15 meter serta dilengkapi dengan dua dermaga untuk sandar kapal tangki LNG. Kilang LNG itu juga dilengkapi dengan empat tangki kondensat dengan atap terapung. Masing-masing tangki itu dapat



25

menyimpan 530.000 barel kondensat. Dari tangki-tangki penyimpanan ini, kondensat kemudian dimuat ke dalam kapal melalui dermaga tambat berpelampung banyak untuk kapal 30.000-100.000 ton bobot mati atau dari dermaga tambat berpelampung tunggal untuk kapal sampai 280.000 ton bobot mati. 2.3

LNG Receiving Terminal and Regasification LNG Receiving Terminal (Terminal Penerimaan LNG) menerima gas

alam yang telah dicairkan (LNG) dari kapal khusus pengangkut LNG, kemudian menyimpanya dalam tangki penyimpanan yang khusus untuk LNG. Setelah itu LNG akan diuapkan atau diregasifikasi menjadi gas alam kembali yang akan didistribusikan melalui sistem perpipaan menuju end user yang membutuhkan. Oleh karena terminal penerimaan LNG ini menerima supply LNG dari kapal tangker, maka biasanya LNG terminal didirikan di tepi laut atau dapat juga di perairan dekat daratan (floating receiving terminal). Terminal penerima LNG selain memasok gas ke end user langsung seperti industri pupuk, pembangkit listrik dapat juga memasok kebutuhan gas untuk peak shaving yang penggunaannya khusus untuk penghangat di musim dingin. Untuk market yang tidak dapat dijangkau dengan sistem perpipaan gas dari terminal penerima LNG, biasanya gas yang dipasok masih dalam bentuk LNG yang diangkut dengan menggunakan truk dengan tangki khusus yang berteknologi cryogenic. Selanjutnya LNG yang diangkut truk tersebut akan diterima di satellite station yang dilengkapi dengan sistem regasifikasi. Selain itu LNG dari truk ini dapat juga digunakan untuk memasok station pengisian bahan bakar LNG untuk kendaraan seperti truk, bus dan lain-lain. Fasilitas LNG receiving terminal terdiri dari beberapa unit instalasi. Unitunit tersebut diantaranya adalah : LNG unloading system yang dilengkapi dengan dermaga Tangki penyimpanan LNG LNG vaporizer atau sistem penguapan LNG (regasifikasi) Pompa LNG Sistem penanganan gas Utilitas pendukung, perpipaan, valve, dan sistem control



26

Insfastruktur (jalan dan bangunan) LNG yang diangkut dengan kapal tangker LNG akan dibongkar (unloading) dengan menggunakan pompa yang khusus dirancang untuk mengalirkan LNG melaui unloading arm yang terdapat di dermaga pelabuhan. Dari unloading arm selanjutnya LNG dialirkan menuju tangki penyimpanan. Selama proses unloading LNG ini, akan terbentuk boil off gas pada tangki penyimpanan yang selanjutnya gas ini sebagian akan dikembalikan ke dalam tangki kapal, tujuannya adalah untuk menjaga tekanan dalam tangki. Sedangkan sebagian lagi akan dikompresi menuju rekondenser untuk dikondensasi dengan mencampurkannya dengan LNG yang akan diuapkan. LNG dari dalam tangki penyimpanan selanjutnya dipompa menuju kolom rekondeser dengan pompa khusus yang diletakkan di dalam tangki penyimpanan. Dari rekondenser LNG selanjutnya ditekan dengan pompa ke 2 menuju unit vaporizer untuk diuapkan kembali menjadi gas alam yang selanjutnya akan didistribusikan kepada konsumen melalui sistem perpipaan. Diagram alir proses regasifikasi LNG pada fasilitas LNG receiving terminal dapat dilihat pada Gambar 2.10.

Gambar 2. 10 Diagram Alir Proses Regasifikasi pada Fasilitas LNG Receiving Terminal Sumber : epd.gov.hk,2012



27

2.3.1 LNG Ship Unloading LNG yang dibawa oleh LNG tangker setibanya di dermaga LNG receiving terminal akan ditransferkan ke dalam tangki penyimpanan LNG di darat (onshore) dengan bantuan unloading arm dan pompa khusus untuk LNG. Bentuk dari unloading arm dapat di lihat pada Gambar 2.11. Unloading arm ini dirancang khusus untuk mentrasfer produk cryogenic. Fasilitas unloading sering dirancang untuk dapat mengakomodasi LNG dalam range volume tangki yang cukup besar, biasanya sekitar 87.000 m3 sampai 145.000 m3. Rata-rata laju unloading LNG dari kapal pengangkut biasanya sekitar 10000-12.000 m3/hr yang di pindahkan dengan 8 pompa. Untuk memindahkan 135.000 m3 LNG dari tangki pada kapal pengangkut dibutuhkan sekitar 12-14 jam. Konfiguari pipa yang mengalirkan LNG bisa menggunakan dua pipa ukuran sedang atau lebih dengan sistem parallel atau dapat pula menggunakan single pipa dengan ukuran yang besar.

Gambar 2. 11 Unloading Arm dada Fasilitas LNG Receiving Terminal Sumber : fmctechnologies.com



28

Selama proses unloading LNG dari kapal pengangkut akan terbentuk uap (gas alam yang menguap) di dalam tangki penyimpanan LNG yang kemudian akan dikembalikan ke dalam tangki kapal pengangkut melalui jalur pipa dan arm. Hal tersebut dilakukan karena terdapat perbedaan tekanan yang rendah antara tangki penyimpanan dengan tangki pada kapal sehingga sebagian uap perlu untuk dikembalikan. Tangki penyimpanan dengan isi penuh biasanya dirancang untuk menahan tekanan sekitar 290 mbar. Biasanya sistem unloading LNG pada fasilitas LNG receiving terminal akan memiliki 3 unloading arm untuk LNG dan satu arm untuk mengembalikan uap ke dalam tangki kapal. 2.3.2 Penyimpanan LNG Tangki penyimpanan LNG merupakan unit penting pada fasilitas LNG receiving terminal yang berfungsi sebagai tempat penyimpanan LNG sebelum dikonversi menjadi bentuk gas kembali pada unit regasifikasi. Tangki penyimpanan ini memiliki rancangan dan teknologi yang sama dengan tangki penyimpanan LNG pada unit pencairan LNG, diamana keduanya harus mampu menampung LNG pada kondisi temperatur -161 C dan tekanan atmosferik. Pada umumnya terdapat 4 jenis tangki yang dapat digunakan untuk menyimpan LNG pada fasilitas LNG receiving terminal. Ke empat jenis tangki itu adalah : 2.3.2.1 Single Containment Tank Tangki penyimpanan LNG jenis Single Containment Tank memiliki dinding dalam dari baja nikel 9% yang berdiri sendiri. Tangki bagian dalam dikelilingi oleh dinding luar dari baja karbon yang menahan isolasi perlit di ruang annular. Baja karbon tangki luar tidak memiliki kemampuan untuk diisi bahan cryogenic, sehingga penampungan hanya ini yang dilakukan oleh tangki bagian dalam. Namun, tangki jenis ini biasanya dikelilingi oleh tanggul yang menyediakan penampungan sekunder apabila terjadi kegagalan atau kebocoran. Sketsa dari tangki penyimpanan LNG jenis Single Containment Tank diperlihatkan oleh Gambar 2.12.



29

Gambar 2. 12 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Single Containment Sumber : www.hydrocarbonprocessing.com

2.3.2.2 Double Containment Tank Tangki jenis double containment tank ini mirip dengan tangki penahanan tunggal, akan tapi pada dinding luar terbuat dari dining beton pre-stressed bukan dari tanggul. Tinggi dari dinding beton ini hampir sama dengan tangki bangian dalam, sehingga apabila terjadi kegagalan pada tangki bagian dalam maka dinging ini mampu menahan material cairan cryogenic. Dinding kulit beton ini menambah biaya tangki tetapi lahan yang diperlukan jauh lebih sedikit dibandingkan dengan tangki tipe single containment tank yang membutuhkan saluran lebih besar untuk penampungan material cryogenic apabila terjadi kegagalan. Bentuk dari tangki jenis ini diperlihatkan pada Gambar 2.13.



30

Gambar 2. 13 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Doube Containment Sumber : www.hydrocarbonprocessing.com

2.3.2.3 Full Containment Tank Pada tangki jenis ini terdapat celah anular antara bagian dalam tangki dan luar yang ditutup. Adapaun material bagian dalam dan luar tangki masih sama yaitu dari nikel 9 % untuk bagian dalam dan dinding beton pre stressed pada bagian luar. Selain itu umumnya tangki jenis ini memiliki atap yang terbuat dari beton pre-stressed. Dinding luar dan atapnya dapat menahan cairan cryogenic dan uap yang dihasilkan. Berat atap beton memungkinkan tekanan desain yang lebih tinggi (290 mbarg) daripada tangki atap berbahan dasar logam (170 mbarg). Bentuk dari tangki jenis ini diperlihatkan pada Gambar 2.14.



31

Gambar 2. 14 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Full Containment Sumber : www.hydrocarbonprocessing.com

2.3.2.4 Membran

Gambar 2. 15 Tangki Penyimpanan LNG Jenis Membran Sumber : http://www.gtt.fr

Tangki penyimpanan jenis membran adalah tangki pre-stressed beton dengan lapisan isolasi internal yang tertutup oleh membran baja stainless yang tipis. Dalam hal ini tangki beton menyokong beban hidrostatik yang ditransfer melalui membran dan isolasi (membrane tidak berdiri sendiri). Membran dapat



32

menyusut dan mengembang dengan adanya perubahan suhu. Bentuk dari tangki penyimpanan LNG jenis membrane diperlihatkan pada Gambar 2.15. Keputusan untuk menggunakan tangki penyimpanan jenis single containment tank, double containment tank, full containment tank atau membran berdasarkan pada biaya modal dan operasional, ketersediaan lahan, jarak pemisahan untuk dermaga dan terkadang harus mempertimbangkan perlindungan dari kejadian eksternal seperti bahaya tekanan ledakan uap, atau rudal. 2.3.3 Sistem Pemompaan LNG Untuk mengalirkan LNG dari dalam tangki menuju unit vaporizer digunakan pompa dengan teknologi khusus yang mampu bekerja pada temperatur sangat rendah.

Sistem pemompaan LNG bisa dilakukan satu tingkat atau 2

tingkat yaitu dengan menggunakan 2 pompa. Pemilihan sistem ini bergantung pada batasan tekanan gas serta sistem konfigurasi sistem penyimpanan.

2.3.3.1 First Stage LNG Pump

Gambar 2. 16 Pompa LNG Sumber : offshore-technology.com



33

Pompa tingkat pertama biasanya diletakaan di dalam tangki penyimpanan LNG. Beberapa pompa dengan head yang rendah biasanya dipasang di dalam setiap tangki penyimpanan. Pompa ini beroperasi sepenuhnya di dalam LNG dan pompa ini diletakkan di dalam suatu sumur pompa atau kolom yang gunanya untuk memudahkan proses pemasangan dan pelepasan. Pompa LNG ini akan mengirimkan LNG dengan laju alir sesuai dengan rancangan dan akan mensirkulasikan LNG melaui sistem perpipaan unloading yang gunanya adalah untuk menjaga agar temperatur pipa jalur unloading LNG tetap dingin. Pompa tingkat pertama biasanya memiliki tekanan keluaran sekitar 11 bar dengan tekanan jenuh sekitar 1 bar maka LNG ini berada dalam kondisi sub cooled. Dengan temperatur yang sangat dingin ini maka dapat dimanfaatkan untuk unit rekondenser. Bentuk dari LNG pump dapat dilihat pada Gambar 2.16. 2.3.3.2 Second Stage LNG Pump Gas keluaran hasil evaporasi yang diinjeksikan ke dalam sistem distribusi gas tekanan tinggi sekitar 80 bar-g. Untuk mencapai tekanan tersebut maka dapat diperlukan pompa multistage dengan head yang besar. Pompa tingkat ke 2 ini akan mengirimkan LNG dari unit rekondenser menuju unit vaporizer pada tekanan yang sesuai dengan design perpipaan. 2.3.4 Recondenser Unit LNG yang berasal dari pompa tingkat pertama akan diarlirkan secara langsung menuju tangki rekondenser. Begitu juga uap boil off yang dihasilkan selama oparasi normal akan dialirkan menuju tangki rekondenser dan akan tercampur dengan LNG sub-cool untuk dikondensasikan. Dengan cara seperti itu dapat mencegah adanya flaring atau venting untuk hampir semua kondisi operasi. Vessel untuk rekondenser biasanya menggunakan design packed bed sehingga menghasilkan luas area permukaan yang cukup besar untuk terjadinya kontak antara uap (boil off vapor) dan cairan (LNG). 2.3.5 Sistem Penguapan (Vaporizer System) LNG yang keluar dari unit rekondenser selanjutnya akan dipompakan menuju unit vaporizer untuk ditransformasi dari bentuk cairan menjadi gas atau dikenal dengan regasifikasi. Untuk menguapkan LNG ini diperlukan transfer



34

energi panas dari luar. Beberapa sumber panas yang dapat digunakan untuk menguapkan LNG diantaranya adalah air laut, udara atmosfer,

panas

pembakaran dan lain lain. Berikut adalah beberapa teknologi yang dapat digunakan untuk meregasifikasi LNG. 2.3.5.1 Open Rack Vaporizer Sistem open rack vaporizer (ORV) biasanya menggunakan air laut sebagai sumber energy termal untuk meregasifikasi LNG-nya. Unit ORV dapat dilihat pada Gambar 2.17. Air laut yang telah diolah kemudian dipompa ke atas kotak penampung air dan bergerak ke bawah sepanjang permukaan luar dari panel tabung penukar panas, sedangkan LNG mengalir ke atas melalui tabung dan berada di bawah alat penguap rak yang terbuka. Air laut tersebut akan dikeluarkan melalui pipa pembuangan air, sedangkan gas alam yang menguap dikeluarkan dari sistem header.

Gambar 2. 17 Unit Open Rack Vaporizer (ORV) Sumber : www.tokyo-gas.co.id

Karena teknologi ini bergantung pada air laut sebagai sumber panas primer, maka alat ini hanya efektif jika air laut melebihi suhu sekitar 63oF.



35

2.3.5.2 Submerged Combustion Vaporizer Sistem submerged combustion vaporizer (SCV) tidak menggunakan sumber panas air laut untuk proses penguapan LNG-nya. Akan tetapi dengan memanaskan LNG yang dialirkan ke dalam sejumlah tabung yang direndam di dalam bak air yang dipanaskan dengan membakar gas alam. Gas alam yang dikonsumsi untuk operasi tungku pembakaran sekitar 1,5 sampai dengan 2 % dari total gas alam yang masuk ke dalam LNG terminal sehingga biaya operasi untuk unit vaporizer jenis ini cukup signifikan. Unit SCV diperlihatkan pada Gambar 2.18.

Gambar 2. 18 Unit Submerged Combustion Vaporizer (SCV) Sumber : www.tokyo-gas.co.id

2.3.5.3 Shell and Tube Vaporizer Shell and Tube Vaporizer (STV) juga menggunakan air laut sebagai sumber energi panas untuk menguapkan LNG-nya. Sistem penguapan dengan Shell and Tube Vaporizer dapat dilakukan dengan dua cara yaitu dengan sistem lup terbuka dan sistem lup tertutup. Dalam sebuah sistem loop Shell and Tube Vaporizer terbuka, LNG memasuki bagian bawah Shell and Tube Vaporizer.



36

Shell and Tube Vaporizer ini dipasang secara vertikal tujuannya adalah untuk mengoptimalkan efisiensi penguapan. Gas alam cair akan melewati banyak tabung saat air laut memasuki shell sekitar tabung. Shell and Tube Vaporizer dengan sistem lup tertutup menggunakan sebuah fluida intermediate untuk proses transfer panasnya contohnya seperti propan atau glycol. Fluida intermediate akan mengalir melalui tabung yang berada dalam alat pemanas yang terpisah untuk mengabsorb panas, kemudian fluida akan mengalir melewati unit shell and tube vaporizer untuk meregasifikasi LNG. Disini digunakan 2 buah heat exchanger sehingga akan membutuhkan tempat yang cukup besar. Unit shell and tube vaporizer dapat dilihat pada Gambar 2.19.

Gambar 2. 19 Unit Shell and Tube Vaporizer Sumber : www.tokyo-gas.co.id



37

2.3.6 Sistem Penanganan Boil Off Gas (BOG) Selama operasi pemuatan LNG ke tangki darat akan terjadi kenaikan level tangki dan terjadi pemindahan BOG dari dalam tangki darat, sebaliknya secara bersamaan terjadi penurunan level tangki kapal sehingga terjadi penurunan tekanan tangki kapal secara terus menerus. Untuk menghindari tekanan tangki kapal yang vacum, maka perlu dimasukkan BOG dari tangki darat ke tangki kapal menggunakan vapor return blower melalui boil-off header dan Marine BOG Quenching Vessel, pipa vapor return dan vapor return arm. LNG atomizer ditempatkan pada vapor return line yang digunakan untuk mendinginkan

temperatur BOG saat akan mengirim BOG ke kapal sampai

temperatur mencapai (< -130oC). Kelebihan BOG di tangki LNG darat akan ditangani oleh BOG compressors dan dikirim ke fuel gas system. Selama operasi normal (tidak ada unloading kapal LNG), BOG dari tangki darat diperkirakan sebesar 12 MMSCFD atau 9,8 ton/hr akan ditekan oleh 1 unit BOG compressor kemudian dikirim ke high pressure fuel gas system sebagai fuel gas untuk power generator. 2.4. Keekonomian Biaya pembangunan suatu LNG receiving terminal tergantung pada lokasi (site) dimana fasilitas itu akan didirikan, kapasitas penyimpanan dan teknologi yang digunakan. Namun secara umum tipikal distribusi biaya pembangunan suatu terminal pernerimaan dan regasifikasi LNG dapat dilihat pada Tabel 2.4. dibawah ini.

Tabel 2. 4 Distibusi Biaya Pembangunan LNG receiving terminal

Area

Persentase

Pelabuhan (jetty)

11

Tangki

45

Proses

24

Utilitas

16

Fasilitas umum

4

Total

100 Sumber : Tarlowski, 2012



38

Berdasarkan data di atas tangki merupakan komponen yang menghabiskan biaya yang cukup besar yaitu sekitar 45 % dari total biaya pembangunan. Tangki ini pada umumnya memiliki kapasitas yang mampu menampung volume cargo LNG lebih dari satu tangker, misalnya saja tangki jenis full containment yang dapat menampung LNG sampai 145.000 m3 dan membutuhkan biaya sekitar US$ 180 -240 juta untuk pembangunannya. Terminal

penerimaan LNG dengan kapasitas penyimpanan sekitar

200.000-300.000 m3 membutuhkan investasi sekitar US$ 500 juta dollar belum termasuk biaya investasi lahan dan pipanisasi. Pemilihan teknologi regasifikasi (vaporizer) akan sangat berpengaruh pada besarnya biaya operasional. Misalnya saja untuk vaporizer jenis submerged combustion vaporizer (SCV) dapat membutuhkan biaya operasional sebesar US$ 15 juta/hari dengan kapasitas operasi 1 BCF. Biaya operasi tersebut jauh lebih murah dibandingkan dengan open rack vaporizer (ORV) yang membutuhkan biaya operasional sebesar US$ 40 juta/hari untuk kapasitas operasi 1 BCF. 2.4.1 Estimasi Biaya Modal dan Operasional Secara umum biaya modal atau capital expenditure (CAPEX) untuk projek pembangunan fasilitas receiving terminal dan regasifikasi LNG terdiri atas biaya peralatan, bahan, prefabrikasi, konstruksi, desain dan manajemen proyek, asuransi dan sertifikasi dan kontingensi. Tipikal distribusi biaya CAPEX dapat dilihat pada Tabel 2.5 dibawah. Tabel 2. 5 Distribusi Komponen CAPEX

Komponen CAPEX

Persentase

Equipment

33%

Materials

16%

Prefabrication

2%

Construction

14%

Design and project management

14%

Insurance and Certification

1%

Contingency

20%

Total

100 Sumber : Chimale, 2009



39

Untuk komponen biaya operasional atau operational expenditure (OPEX) seperti biya operasi, biaya pemeliharaan, biaya asuransi dan biaya safety biasanya akan menghabiskan dana sektar 3- 4 % dari biaya modal pertahunnya. Komponen-komponen biaya operasi yang umum ditemukan pada fasilitas terminal penerima dan regasifikasi LNG diantaranya adalah : Biaya operasional, yang termasuk ke dalam biaya operasional diantaranya adalah biaya utilitas seperti kebutuhan listrik maupun air, biaya bahan bakar yang digunakan dan lain-lain. Biaya maintenance atau perawatan, biaya ini diperlukan untuk melakukan perawatan, pemeliharaan maupun perbaikan peralatan di area fasilitas, sehingga peralatan berada dalam kondisi prima. Biaya manpower, biaya ini berupa upah atau gaji dan keuntungan yang diberikan kepada staff manajemen, staff operasional dan karyawan lainnya yang berhubungan dengan fasilitas terminal. Besarnya biaya manpower bergantung pada rate yang ditetapkan oleh suatu daerah dan perusahaan. Biaya operasional lainnya seperti biaya asuransi, pajak juga perlu untuk diperhitungkan karena dapat mempengaruhi besarnya nilai keekonomian projek. 2.4.2 Analisis Ekonomi Disamping layak secara teknis, pojek pembangunan terminal penerima dan regasifikasi LNG juga harus layak secara ekonomi. Studi kelayakan bisnis sangat perlu dilakukan jika mendirikan suatu bisnis atau usaha. Studi kelayakan bisnis sering disebut juga sebagai feasible study. Studi ini merupakan salah satu pertimbangan dalam pengambilan keputusan, apakah menerima/menolak suatu gagasan usaha yang direncanakan. Suatu usaha yang diusulkan/direncanakan dikatakan layak jika dalam pelaksanaannya dapat memberikan manfaat finansial maupun sosial. Untuk menilai layak atau tidaknya projek tersebut secara ekonomi, dapat menggunakan 2 metode yaitu metode analis ekonomi makro dan metode analis ekonomi makro mikro.

Metode analisis ekonomi mikro dari suatu projek

diantaranya adalah nett present value (NPV), internal rate of return (IRR) dan



40

payback of period (PP). Sedangkan metode analisis ekonomi makro salah satunya adalah benefit cost ratio-nya (B/C ratio). 2.4.2.1 Nett Present Value (NPV) Nett Present Value (NPV) adalah metode yang mengurangkan nilai sekarang dari uang dengan aliran kas bersih operasional atas investasi selama umur ekonomis termasuk terminal cash flow dengan initial cash flow (initial investment). Secara matematik rumus untuk menghitung NPV dapat dituliskan sebagai persamaan 2.1, yaitu : n

NPV =

CIFt t t=1 (1+ k)

COF (2.1)

Dengan : CIF

= cash inflow pada waktu t yang dihasilkan suatu investasi

k

= biaya modal

COF

= initial cash outflow

n

= usia investasi Metode ini memperhatikan nilai waktu uang, maka arus kas masuk (cash

inflow) yang digunakan dalam menghitung NPV (nilai sekarang bersih) adalah arus kas masuk yang didiskontokan atas dasar discount rate tertentu (biaya modal, opportunity cost, tingkat bunga yang berlaku umum). Selisih antara present value penerimaan kas dengan present value pengeluaran kas dinamakan Nett Present Value. Kriteria keputusan: Jika NPV bertanda positif (NPV > 0), menunjukkan bahwa usaha/proyek layak (feasible) untuk dilaksanakan sehingga rencana investasi dapat diterima. Jika NPV bertanda negatif (NPV < 0), menunjukkan bahwa usaha/proyek tidak layak (feasible) untuk dilaksanakan sehingga rencana investasi ditolak. Jika NPV = 0 (nol), maka usaha/proyek berada dalam keadaan BEP dimana TR=TC dalam bentuk present value.



41

2.4.2.2 Pay Back Of Period (PBP) Pay Back of Period disebut juga pay out time adalah suatu metode untuk yang digunakan untuk mengetahui berapa lama investasi akan kembali atau periode yang diperlukan untuk menutup kembali pengeluaran investasi (initial cash investment) dengan menggunakan aliran kas, dengan kata lain pay back period merupakan rasio antara initial cash investment dengan cash flow-nya yang hasilnya merupakan satuan waktu.

Periode pengembalian dihitung dengan

mengakumulasikan cash flow-nya sama dengan nol maka periode pengembalian telah tercapai. Suatu usulan investasi akan disetujui apabila pay back period-nya lebih cepat atau lebih pendek dari payback period yang disyaratkan oleh perusahaan. Secara matematis pay back period dirumuskan sebagai persamaan 2.2, yaitu : t POT

CFt

0 (2.2)

t 0

Dengan : CFt

= Cash flow pada periode t

T

= periode buku berjalan (tahun/bulan)

POT

= pay out time

2.4.2.3 Internal Rate of Return (IRR) Internal Rate of Return (IRR) adalah nilai discount rate (i) yang membuat NPV dari proyek sama dengan nol. Discount rate yang dipakai untuk mencari present value dari suatu benefit/biaya harus senilai dengan opportunity cost of capital seperti terlihat dari sudut pandangan si penilai proyek. Konsep dasar opportunity cost pada hakikatnya merupakan pengorbanan yang diberikan sebagai alternatif terbaik untuk dapat memperoleh sesuatu hasil dan manfaat atau dapat pula menyatakan harga yang harus dibayar untuk mendapatkannya. Secara matematik rumus IRR dapat dilihat pada persamaan 2.3 berikut ini: n

COF = t=1

CIFt 1+ IRR

t

(2.3)

Dengan : CIF




42

t

= periode buku berjalan

COF


n

= usia investasi

IRR

= internal rate of return Semakin besar nilai IRR dari suatu projek maka akan semakin baik

artinya proyek layak untuk dilanjutkan. Untuk mengetahui diterimanya nilai IRR dari suatu projek biasanya dibandingkan dengan nilai Minimum Attractive Rate Of Return (MARR). Jika IRR lebih besar dari atau sama dengan MARR maka projek layak untuk dilanjutkan. Nilai MARR suatu projek telah mengakomodasi faktor biaya modal, resiko, dan tingkat keuntungan yang dikehendaki. 2.4.2.4 Benefit Cost Ratio (B/C Ratio) Metode B/C didefinisikan sebagai perbandingan (rasio) nilai ekivalen dari manfaat (keuntungan) terhadap nilai ekivalen dari biaya-biaya (biaya investasi dan biaya operasional). Nama lain rasio B/C adalah rasio investasi-penghematan. Berdasarkan definisinya, rasio B/C dapat dihitung dengan persamaan 2.4 berikut :

B/C Ratio =

Present Value (Pendapatan Bersih) Present Value (Biaya - Biaya)

(2.4)

Berdasarkan formula di atas maka dapat diketahui menguntungkan atau tidaknya suatu projek. Jika rasio B/C lebih dari 1 artinya pendapatan dari bersih dari projek tersebut lebih besar dari semua biaya, sehingga proyek tersebut patut dilaksanakan. Namun jika selama umur proyek biaya lebih besar dari pendapatan/keuntungan yang diperoleh maka projek tersebut bisa dikatakan disbenefit atau tidak menguntungkan, sehingga tidak layak untuk dilanjutkan.

2.4.3 Kajian Sensitivitas

Kajian atau uji sensitivitas dilakukan dengan menggunakan alat bantu software Random Number Generation Simulator    Microsoft excel untuk mengetahui sensitivitas/ ketidakpastian dari suatu proyek. Microsoft excel adalah salah satu program spreadsheet computer yang sudah umum pemakaiannya bagi para pengguna di bidang ekonomi, baik mahasiswa maupun professional, untuk menampilkan tabel-tabel, grafik ataupun Universitas Indonesia


43

sebagai alat hitung.

Microsoft excel® juga mempunyai fasilitas untuk

menganalisa suatu kasus dengan menggunakan fungsi statistic, dimana rumus rumus statistic tersebut sudah tersedia di program Microsoft excel® ini. Namun, rumus

rumus statistic dalam program Microsoft excel® mempunyai

keterbatasan, yaitu : Setiap kali hanya bisa dilakukan perubahan pada satu spreadsheet cell saja. Akibatnya hasil yang diperoleh tidak bisa mewakili suatu kesimpulan yang realistic; sehingga tidak bisa menentukan nilai risiko yang paling berpengaruh. Analisa yang dilakukan tidak bisa menghasilkan satu estimasi yang bisa mewakili nilai pencapaian kemungkingan, dimana hanya menyatakan kemungkinan yang cocok untuk suatu kasus saja, tapi tidak menyatakan kemungkinan yang lebih luas. Untuk mengatasi keterbatasan tersebut di atas, digunakan program Random Number Generation Simulator yang bisa berinteraksi dengan Microsoft excel®. Random Number Generation Simulator ini merupakan suatu program yang bisa memberikan tambahan kemampuan forecasting pada program spreadsheet dan memberikan informasi yang dibutuhkan untuk pengambilan keputusan agar lebih akurat dan efisien. Random

Number

Generation

Simulator

memungkinkan

kita

untuk

mendefinisikan tiga tipe cell; yaitu : cell asumsi ( anggapan), cell variable keputusan, dan cell forecast. Cell asumsi berisi nilai yang tidak pasti dari suatu variable ketidakmungkinan pada masalah yang akan dicari jalan keluarnya. Cell asumsi harus merupakan suatu nilai numerik sederhana, bukan merupakan rumus atau teks. Cell variabel keputusan berisi nilai yang perubahannya berada dalam jangkauan kontrol kita. Cell variabel keputusan harus merupakan suatu nilai numeric sederhana, bukan merupakan rumus atau teks. Cell forecast (tergantung pada variabelnya) berisi rumus yang berhubungan dengan satu atau lebih cell asumsi dan cell variabel keputusan. Cell forecast menggabungkan nilai

nilai dalam cell asumsi,



44

cell variabel keputusan dan cell lainnya untuk memperkirakan suatu hasil akhir.

2.4.3.1 Mendefinisikan Asumsi Random

Number

Generation

Simulator

menggunakan

distribusi

kemungkinan untuk menggambarkan ketidakpastian pada cell asumsi. Dari beberapa tipe distribusi yang ada, dipilih salah satu yang paling mewakili variabel tidak pasti pada masalah yang akan dipecahkan. Saat menentukan asumsi, ada dua langkah yang harus dilakukan yaitu : a. Mengidentifikasi tipe distribusi b. Memasukkan suatu asumsi Gambar 2.20 menunjukkan grafik yang dihasilkan dari define assumption.

Gambar 2. 20 Grafik Define Assumption

2.4.3.2 Mendefinisikan Variabel Keputusan Variabel keputusan tidak dibutuhkan dalam simulasi model, tetapi sangat membantu ketika membandingkan dan menyeleksi situasi yang berganti ganti.



45

Gambar 2. 21 Grafik Define Dessicion

Variabel keputusan adalah variabel yang bisa dikontrol, contohnya harga sewa

bulanan atau jumlah uang yang diinvestasikan dalam tabungan. Dari

pendefinisian variable keputusan ini diperoleh grafik seperti ditunjukkan pada Gambar 2.21.

2.4.3.3 Mendefinisikan Forecast Cell forecast biasanya berisi rumus

rumus yang berhubungan dengan

satu atau lebih cell asumsi dan cell variabel keputusan. Cell forecast menggabungkan cell

cell dalam model hingga menghasilkan suatu keluaran

yang dibutuhkan. Saat kita mendefinisikan cell forecast, yang dilakukan adalah : Memberi nama forecast tersebut Menetapkan unit forecast Menentuikan ukuran dari forecast window Menandai apakah yang ingin ditampilkan secara otomatis oleh forecat window selama simulasi Menentukan ketepatan situasi control forecast Universitas Indonesia


46

Sertelah mendefinisikan cell asumsi, cell forecast dan cell variabel keputusan pada spreadsheet model, maka simulasi siap untuk dijalankan. Random Number Generation Simulator menggunakan teknik yang disebut Monte Carlo simulation untuk memperkirakan seluruh range dari keluaran yang sangat mungkin terjadi pada situasi yang didefinisikan pada spreadsheet model. Teknik ini memerlukan generating random number untuk variabel

variabel asumsi. Saat simulasi

running, Random Number Generation Simulator menampilkan asumsi keluaran ini pada grafik forecast yang menunjukkan seluruh range kemungkinan hasil. Random Number Generation Simulator memberikan uraian statistic untuk tiap tiap forecast, berupa angka

angka summary keluaran.

Random Number Generation Simulator mengatasi keterbatasan Microsoft excel®, yaitu dengan kemampuan: Menggambarkan daerah yang memiliki nilai kemungkinan pada setiap ketidakpastian yang ada pada spreadsheet cell. Setiap hal yang diketahui sebagai dugaan dapat dirangkum menjadi satu. Dengan menggunakan proses Monte Carlo simulation, Random Number Generation Simulator menampilkan hasilnya berupa grafik forecasting yang menunjukkan daerah yang menghasilkan kemungkinan yang cocok untuk suatu kasus dan kemungkinan

kemungkinan lain yang dapat

dicapai olehnya. Monte Carlo simulation merupakan cara efisien, yang hanya membutuhkan tabel random number atau random number generator, yaitu dengan melakukan proses pengulangan secara terus

menerus sampai simulasi mencapai kriteria tertentu

atau simulasi dihentikan secara manual. Grafik forecast yang dihasilkan akan menampilkan kombinasi ketidakpastian dari asumsi

asumsi yang ada.



46

Sertelah mendefinisikan cell asumsi, cell forecast dan cell variabel keputusan pada spreadsheet model, maka simulasi siap untuk dijalankan. Random Number Generation Simulator menggunakan teknik yang disebut Monte Carlo simulation untuk memperkirakan seluruh range dari keluaran yang sangat mungkin terjadi pada situasi yang didefinisikan pada spreadsheet model. Teknik ini memerlukan generating random number untuk variabel

variabel asumsi. Saat simulasi

running, Random Number Generation Simulator menampilkan asumsi keluaran ini pada grafik forecast yang menunjukkan seluruh range kemungkinan hasil. Random Number Generation Simulator memberikan uraian statistic untuk tiap tiap forecast, berupa angka

angka summary keluaran.

Random Number Generation Simulator mengatasi keterbatasan Microsoft excel®, yaitu dengan kemampuan: Menggambarkan daerah yang memiliki nilai kemungkinan pada setiap ketidakpastian yang ada pada spreadsheet cell. Setiap hal yang diketahui sebagai dugaan dapat dirangkum menjadi satu. Dengan menggunakan proses Monte Carlo simulation, Random Number Generation Simulator menampilkan hasilnya berupa grafik forecasting yang menunjukkan daerah yang menghasilkan kemungkinan yang cocok untuk suatu kasus dan kemungkinan

kemungkinan lain yang dapat

dicapai olehnya. Monte Carlo simulation merupakan cara efisien, yang hanya membutuhkan tabel random number atau random number generator, yaitu dengan melakukan proses pengulangan secara terus

menerus sampai simulasi mencapai kriteria tertentu

atau simulasi dihentikan secara manual. Grafik forecast yang dihasilkan akan menampilkan kombinasi ketidakpastian dari asumsi

asumsi yang ada.



BAB 3 METODOLOGI PENELITIAN

3.1

Alur Penelitian Diagram alir yang menggambarkan tahapan penelitian kali ini, secara

umum meliputi studi literature, analisis supply dan demand, desain dasar fasilitas dan tata letak fasilitas, dilanjutkan dengan analisis keekonomian kemudian penarikan kesimpulan dan saran seperti ditunjukkan pada Gambar 3.1.

Mulai

Studi Literatur Pengumpulan Data :

Analisis Supply dan Demand

Design Dasar Fasilitas dan Tata Letak Fasilitas

Analisis Keekonomian - Net Present Value -

Interest Rate of Return - Benefit Cost Ratio - Pay Back Period

Kesimpulan dan Saran Selesai Gambar 3. 1Alur Diagram Alur Penelitian Diagram Penelitian

47



48

3.2

Analisis Supply dan Demand Tujuan dilakukan kajian analisis supply dan demand pada tahapan

penelitian ini adalah untuk mengetahui seberapa besar kebutuhan atau permintaan akan gas di daerah propinsi Aceh dan Sumatera Utara serta pasokan gas yang dapat memenuhi permintaan gas tersebut. Data kebutuhan gas saat ini dan yang potensial dimasa yang akan datang difokuskan pada permintaan gas untuk industri dan pembangkit listrik di Propinsi Aceh dan Sumatera Bagian Utara. Kebutuhan gas di Propinsi Aceh dan Sumatera Bagian Utara pada saat ini dan yang potensial dimasa yang akan datang dapat diperoleh dari hasil survey yang dilakukan oleh Direktorat Jendral Minyak dan Gas (Ditjen Migas), dimana lembaga ini secara rutin akan melaporkan neraca energi nasional setiap tahunnya. Sumber pasokan LNG yang mungkin untuk memenuhi permintaan gas di propinsi Aceh dan Sumatera bagian utara akan menggunakan sumber gas domestic yang berasal dari ladang gas Tangguh Papua, Badak Kalimantan maupun dari impor. Pemerintah berencana akan menambah kapasitas produksi gas dari blok LNG tangguh dengan menambah satu train lagi, sehingga total train yang dimiliki menjadi 3 unit train. Dari train ke tiga ini diharapkan akan masuk gas ke Indonesia sebesar 230 MMCFD. Berdasarkan data yang diperoleh dari Ditjen Migas pada tahun 2010 dilaporkan PT tangguh mampu memproduksi LNG selama setahun sebesar 276.722,17 MMSCF (5.952.733,93 M ton) yang dihasilkan dari dua unit train. Setiap tahun gas yang diproduksi tersebut sebagaian diekspor ke Fujian China diekspor ke Fujian (Cina) Posco (Korea Selatan) K Power dan Sempra Energy LNG Corp AS. Adapun total cadangan gas yang masih tersedia pada tahun 2010 di blok tangguh ini sebesar 24,32 TSCF. 3.3

Desain Dasar Fasilitas Secara umum desain dasar dari fasilitas receiving terminal dan regasifikasi

LNG yang akan diaplikasikan di PT. Arun dapat dilihat pada Gambar 3.2 dan Gambar 3.3.




Gambar 3. 2 Diagram Alir Sederhana LNG Receiving & Regasification Terminal


49



Gambar 3. 3 Diagram Alir Sederhana LNG Receiving & Regasification Terminal (existing & new equipment)

50

51

Berdasarkan Gambar 3.2 dan Gambar 3.3, serta mengacu pada sumber dari PT. Pertamina dan PT. Arun maka komponen pada fasilitas receiving terminal dan regasifikasi LNG Arun yang akan dibangun adalah sebagai berikut : a.

Komponen utama yang digunakan dari existing equipment saat ini : 1 LNG Loading Dock Berth-2 1 set LNG Loading & Circulation Lines 6 LNG Loading Pumps 5 LNG Circulation Pumps 4 LNG Storage Tanks 4 LNG Boil-off Gas Compressor Inlet facilities for National Project (Unit 19) 2 Power Generators Gas Turbine Drivers 1 Emergency Power Generator Diesel Engine driver Laboratory Facilities 1 Power Generator Room 1 Power Generator Control Room Substation Building 1 Storage & Loading Control Room Utilities Unit untuk mendukung LNG Receiving and Re-gasification Terminal operasional harian (i.e., Nitrogen plant, Air Plant, Seawater Intake facilities termasuk 2 Seawater Intake Pumps, Seawater Out-Fall, Water Treatment Plant, Fire Water Station dan unit pendukung lainnya).

b. Komponen Tambahan dan Modifikasi 4 unit LNG Vaporizer dengan kapasitas masing-masing 135 mmscfd. 2 primary LNG transfer pump dengan kapasitas 146 m3/h 4 unit Main LNG transfer pump dengan kapasitas 253 m3/h 2 unit BOG return blower dengan kapasitas 27,940nm3/h 1 Unit LNG back up pump dengan kapasitas 25 m3 /h. LNG Back up vaporizer dengan kapasitas 10 mmscfd Modifikasi/ retrofit existing feed gas booster K-2501 menjadi BOG Booster compressor. 2 unit electrical heater 262 KW



52

Diesel Engine Generator Adapun rencana tata letak dari fasilitas receiving terminal dan regasifikasi LNG di PT. Arun ditunjukkan pada Gambar 3.4. 3.4

Kapasitas Terminal dan Pasokan Penentuan kapasitas penyimpanan LNG di fasilitias receiving terminal

PT. Arun di dasarkan pada kondisi fasilitas yang ada saat ini. Jumlah tangki penyimpan LNG yang dimiliki PT. Arun sebanyak 5 unit dengan kapasitas masing-masing tangki sebesar 127.200 m3. Dari ke lima tangki tersebut 4 tangki dalam kondisi prima dan satu tangki dalam kondisi rusak sehingga tidak dapat digunakan. LNG yang dipasok berasal dari dari plant LNG Tangguh Papua akan diangkut dengan menggukan kapal tangker khusus LNG dengan kapasitas daya angkut sekitar 75.000 m3

155.000 m3 atau yang umum digunakan adalah

125.000 m3. Dengan jarak tempuh Tangguh Papua

Arun Aceh sekitar 2623

mile, pengiriman LNG menghabiskan waktu sekitar 5,93 hari dengan kecepatan kapal sekitar 16 knot. Jika pasokan gas dari tangguh hanya mampu memenuhi sekitar 150 MMSCFD maka sisa kekurangannya dapat dipasok dari impor dan dari ladang gas Badak Kalimantan. Supply LNG pada tahun pertama pengoperasian adalah sebesar 150 MMSCFD yang akan meningkat secara bertahap setiap tahunnya sebesar 50 MMSCFD hingga mencapai kapasitas produksi sebesar 350 MMSCFD pada tahun ke-5. Pada tahun pertama pengoperasian, dengan rata-rata kapasitas kapal tanker sebesar 125.000m3, maka satu kapal tanker dapat memenuhi kebutuhan produksi selama 18 hari. Sehingga untuk setiap bulannya, dilakukan dua kali pengiriman kapal tanker LNG. Pada tahun kedua, 1 kapal tanker dapat memenuhi kebutuhan selama 13 hari dan pada tahun ke-3 akan memenuhi kebutuhan untuk 11 hari. Untuk tahun ke-4 pengoperasian, dengan kapasitas produksi sebesar 300 MMSCFD, maka 1 kapal tanker dapat memenuhi kebutuhan selama 9 hari sehingga setiap bulannya dilakukan pengiriman sebanyak 3 kali. Mulai tahun ke5 pengoperasian sebanyak 350MMSCFD atau sekitar 16.625m3 per hari maka 1



53

kapal tanker dapat memenuhi kebutuhan LNG selama kurang lebih 1 minggu. Berdasarkan hal tersebut, dengan asumsi lama pengiriman sekitar 5 hari, maka pengiriman LNG dari Tangguh ke Arun dilakukan sebanyak 4 kali pengiriman yang dapat memenuhi kebutuhan per bulan dengan kapasitas LNG sebanyak 350MMSCFD.




Flare Area

Gambar 3. 4 Lay Out Fasilitas Receiving terminal dan Regasifikasi PT. Arun

Regasi cation Unit

4 LNG Storage


LNG Berth

54

55

3.5

Struktur Pembiayaan dan Struktur Penerimaan/ Revenue Analisa keekonomian yang dilakukan pada projek receiving terminal dan

regasifikasi LNG PT. Arun mencakup perhitungan estimasi biaya investasi, dan manufaktur, aliran kas tahunan, nilai beberapa parameter kelayakan ekonomi yang umum diguanakan yaitu IRR, NPV dan pay back period. Selain itu dilakukan analisis sensitivitas untuk mengetahui pengaruh harga beli maupun harga jual gas terhadap nilai keekonomian projek . Lingkup analisis ini hanya pada melihat kelayakan keekonomian regasifikasi yang meliputi pembangunan terminal gas serta pembangunan pipa distribusi untuk daerah Sumetra Utara dan Aceh. Sedangkan asumsi revenue merupakan pemasukan dari terminal gas/ stock

(tidak termasuk harga gas).

Dengan skema pendanaan seperti di gambarkan pada Gambar 3.5 di bawah ini :

Gambar 3. 5 Skema Pendanaan Terminal LNG Arun

3.5.1 Struktur Pembiayaan

Adapun struktur pembiayaan regsifikasi ini dapat dilihat pada Gambar 3.6. Perhitungan biaya investasi pembangunan terminal (item CAPEX) meliputi biaya langsung dan tidak langsung yang terdiri dari:



56

Gambar 3. 6 Struktur Pembiayan Regasifikasi Arun

3.5.1.1 Biaya Langsung Biaya langsung diantaranya pembelian peralatan atau unit operasi tambahan seperti vaporizer, sistem kontrol dan instrumentasi, biaya tambahan pemipaan LNG dan gas, biaya pengerjaan sipil atau konstruksi bangunan dan lain-lain. Adapun biaya langsung meliputi : Regasification equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & installation Civil works Process & safety Spare parts

3.5.1.2 Biaya Tidak Langsung



57

Biaya tak langsung merupakan biaya-biaya seperti biaya engineering and procurement management, biaya supervisi dan lain-lain. Adapun biaya tidak langsung meliputi : Project management Engineering Facility improvement Insurance Contingency 3.5.1.3 Biaya Operasional Terminal (Cost item OPEX) Biaya operasional terminal atau OPEX akan ditentukan berdasarkan perhitungan pengopersian seluruh fasilitas utama. Secara umum komponen biaya operasional ini adalah opersional, maintenance, manpower, office overhead dan aset rent DJKN. Aset rent DJKN adalah segala aset yang berhubungan dengan proses receiving LNG, penyimpanan, sirkulasi, hingga regasifikasinya. Cost Item OPEX meliputi : Operation & Maintenance Rental existing facilities 3.5.2 Struktur Penerimaan/ Revenue dari Terminal Gas

Revenue proyek ini berasal dari biaya regasifikasi LNG dan biaya distribusi (toll fee). Konversi MMSCFD to MMBTU : MMSCFD

MMBTU / Day

LNG feed ( MMSCFD) xHHV

BTU SCF

(3.1)

Revenue 3.6

Asumsi-asumsi yang digunakan Asumsi lainnya yang diguanakan dalam pembangunan terminal penerima

dan regasifikasi adalah sebagai berikut : a. Umur pelaksanaan pembangunan regasifikasi dan pipa distribusi 24 bulan dengan target pekerjaan engineering procurement and construction (EPC) dapat dimulai pada Febuari 2013 dan selesai pada akhir Januari 2015. Dengan



58

sistem Pembayaran (Term of Payment) sebesar 25 % di tahun pertama, 65% di tahun kedua dan 10% ditahun ketiga. b. Regas dan tol fee sebesar 1,74 USD/MMBTU, yang terdiri dari 1. biaya regas

: 1,08 USD/MMBTU

2. toll fee

: 0,66 USD/ MMBTU

c. Umur projek (operasional) = 20 tahun d. Commisioning dan start up mulai Febuari 2015

Maret 2015

e. Operasional terminal penuh dalam satu tahun = 335 hari (asumsi 30 hari dari 1 tahun digunakan untuk perawatan) f. Nilai tukar mata uang USD = Rp. 9.000,g. Skenario kapasitas pasokan awal yang masuk ke terminal sebesar 150 MSCFD, kemudian meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga mencapai kapasitas maksimal sebesar 350 MMSCFD, ditetapkan berdasarkan kapasitas tangki LNG yang ada serta demand daerah Aceh dan Sumatera Utara. Import hanya untuk industry dan PLN h. Eskalasi OPEX 5 % pertahun i.

Equity = 100 %

j.

Corporate income tax (PPH) 25%

k. Uncertainty 5% l.

MARR 15%.(mengacu pada nilai MARR dari Pertamina serta mengambil acuan nilai BI Rate sebesar 6,7 % tahun 2012 dikalikan 2 ditambahkan dengan nilai keamanan/ safety factor)

m. Pertumbuhan kebutuhan Gas untuk Aceh dan Sumut (Demand) sebesar naik 6% pertahun Supply dari dalam negeri tetap 235 MMSCFD n. Supply konstan dengan basis sumber dalam negeri max 235 MMSCFD sisanya dari impor. Referensi dan asumsi untuk penulisan ini

mengacu pada referensi yang

dikeluarkan oleh PT. Pertamina dan PT. Arun, laporan serta jurnal-jurnal berkaitan.



59

3.7

Analisis Keekonomian Setelah data-data diperoleh mengenai struktur pembiayaan dan struktur

penerimaan serta asumsi-asumsi yang digunakan maka selanjutnya dilakukan perhitungan analisa keekonomiaan dengan menggunakan 4 parameter yang terdiri dari : 3.7.1 Net Present Value (NPV)

Net Present Value (NPV) merupakan nilai dari proyek bersangkutan yang diperoleh berdasarkan selisih antara cash flow yang dihasilkan terhadap investasi yang dikeluarkan. Untuk menghitung NPV diperlukan data tentang perkiraan biaya investasi, biaya operasi, dan pemeliharaan serta perkiraan benefit dari proyek yang direncanakan. Untuk menghitung NPV dari projek Terminal LNG Arun ini, dikumpulkan semua data yang berkaitan dengan Arun plant seperti total investasi peralatan serta instrument tambahan untuk proses regasifikasi LNG, biaya operasional yang dikeluarkan setelah proyek berjalan, biaya perawatan peralatanperalatan proses serta plant, dan keuntungan yang diperoleh dari proses regasifikasi LNG. Semua data ini diperoleh dari PT. Pertamina dan PT. Arun LNG secara langsung (survey lokasi). Biaya investasi atau biaya-biaya yang dikeluarkan pada pelaksanaan pembangunan proyek terdiri dari direct dan indirect cost yang termasuk ke dalam capital cost atau CAPEX. Biaya-biaya ini hanya muncul pada tahun pertama dan kedua dimana pembangunan dan instalasi peralatan berlangsung. Ketika operasi/ proses dimulai, maka terdapa biaya baru yang harus diperhitungkan ke dalam cash flow yaitu biaya operasi dan perawatan yang termasuk ke dalam OPEX. Biaya ini meliputi biaya operasi, produksi, perawatan, biaya utilitas, pegawai dan sebagainya yang mendukung berjalannya proses produksi tiap tahunnya. Biaya yang masuk ke dalam kas perusahaan atau revenue dari perusahaan diperoleh dari baya penjualan gas yang dihitung berdasarkan biaya proses regasifikasi LNG saja. Berdasarkan data PT. Pertamina, biaya regasifikasi dan distribusi gas ditetapkan sebesar 1,74 USD/MMBTU. Dengan asumsi proses produksi dalam satu tahun adalah sebanyak 335 hari kerja dan feed LNG masuk terminal sebanyak 150 MMSCFD pada tahun pertama dan meningkat hingga 350



60

MMSCFD pada tahun ke-5 serta HHV dari LNG sebesar 1.034 BTU/SCF. Tabel 3.1 menunjukkan revenue per tahun dari proses regasifikasi LNG di Terminal LNG Arun.

Tabel 3. 1 Revenue per Tahun Terminal LNG Arun Tahun ke-

Komponen

1

2

3

4

5-20

Satuan

LNG Feed Regas and Distribution Fee Operation Day

150

200

250

300

350

MMSCFD

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

USD/MMBTU

335

335

335

335

335

day/year

HHV

1.034

1.034

1.034

1.034

1.034

BTU/SCF

Gas

155.100

206.800

258.500

310.200

361.900

MMBTU/day

Revenue/year

90.408

120.544

150.680

180.816

210.952

.103USD /year

Perhitungan nilai NPV dapat dilakukan secara manual mengikuti persamaan 2.1, yaitu : n

NPV =

CIFt t t=1 (1+ k)

COF (2.1)

Dengan : CIF


k

= biaya modal

COF


n

= usia investasi

Ataupun menggunakan Microsoft Excel dengan menggunakan persamaan 3.1, yaitu: =NPV(rate,value 1, [value 2], [value 3], ..., [value n]) (3.1) Dengan rate yang ditentukan berdasarkan suku bunga BI yang berlaku saat ini (saat proyek berlangsung) dan value 1 sampai dengan value n merupakan cashflow proyek dari tahun ke-1 hingga tahun ke-n yang merupakan akhir dari proyek.



61

3.7.2 Pay Back of Period (PBP)

Payback Period merupakan suatu periode yang menunjukkan berapa lama modal yang ditanamkan dalam proyek tersebut dapat kembali. Semakin pendek waktu yang diperlukan untuk pengembalian biaya investasi, rencana investasi tersebut semakin menguntungkan. Atau dengan kata lain semakin kecil waktu payback period, projek tersebut semakin baik. Secara umum perhitungan PBP dapat mengikuti persamaan 2.2 berikut ini : t POT

CFt

0

t 0

(2.2) Dengan : CFt

= Cash flow pada periode t

T

= periode buku berjalan (tahun/bulan)

POT

= pay out time

Ataupun secara sederhana dapat dihitung dengan mencari selisih antara cashflow tahun pertama dan kedua, tahun kedua dengan tahun ketiga dan seterusnya. Nilai PBP diperoleh ketika selisih di antara tahun yang terlibat bernilai 0 (nol) yang menunjukkan bahwa modal yang dikeluarkan sudah kembali.

Gambar 3. 7 Diagram Interpolasi Data Payback Period



62

Untuk mengetahui waktu tepatnya pengembalian modal, maka perlu dilakukan interpolasi data di antara tahun yang terakhir kali masih bernilai negatif dengan tahun pertama kali arus kas kumulatif bernilai positif. Gambar 3.7 menunjukkan interpolasi data untuk memperoleh waktu pengembalian modal.

3.7.3 Internal Rate of Return (IRR)

Internal rate of return (IRR) digunakan untuk mencari suatu tingkat bunga yang akan menyamakan jumlah nilai sekarang dari penerimaan yang diharapkan diterima (present value of future proeed) dengan jumlah nilai sekarang dari pengeluaran untuk investasi. Dengan kata lain, IRR adalah discount rate yang menjadikan NPV sama dengan nol. IRR dapat didefinisikan sebagai tingkat bunga yang menjadikan jumlah nilai sekarang dari proceed yang di harapkan diterima sama dengan jumlah nilai sekarang dari pengeluaran modal. Untuk mencari nilai IRR dari proyek ini, dapat menggunakan perhitungan manual mengikuti persamaan 2.3 seperti dapat dilihat di bawah ini : n

COF = t=1

CIFt 1+ IRR

t

(2.3)

Dengan : CIF


t

= periode buku berjalan

COF


n

= usia investasi

IRR

= internal rate of return

ataupun dilakukan perhitungan secara langsung menggunakan Microsoft Excel dengan mengikuti persamaan 3.2. =IRR(values,[guess]) (3.2)



63

merupakan cashflow dari tahun awal proyek pembangunan

Dengan

hingga tahun terakhir proyek berhenti beroperasi (2 tahun pembangunan dan 20 tahu

yang digunakan adalah 0%.

3.7.4 Benne it Cost Ratio (B/C Ratio)

Perhitungan B/C Ratio dapat mengikuti persamaan 2.4 seperti dapat dilihat di bawah ini:

B/C Ratio =

Present Value (Pendapatan Bersih) Present Value (Biaya - Biaya)

(2.4)

Tabel 3. 2 Peralatan-Peralatan Tambahan Untuk Proses Regasifikasi LNG

Peralatan Tambahan LNG Vaporizer LNG transfer pump Main LNG transfer pump BOG return blower (Ship vapor return blower) LNG back up pump Electrical heater Diesel Engine Generator Vaporizer

Satuan ton/h m3/h m3/h m3/h kW kW ton/h

Present value dari cash flow diperoleh dari selisih antara pemasukan yang merupakan payment biaya regasifikasi dan pengeluaran yang merupakan total biaya operasional (OPEX) selama 20 tahun pengoperasian. Biaya-biaya yang dimaksud pada proyek ini merupakan biaya investasi pada proses pembangunan proyek seperti biaya peralatan regasifikasi, instalasi alat, konstruksi, pemasangan pipa dan lain sebagainya. Tabel 3.2 menunjukkan peralatan-peralatan proses regasifikasi yang harus dibeli yang sebelumnya tidak dimiliki oleh Arun LNG. Tabel 3.3 menunjukkan capital investment pada proyek terminal LNG Arun.



64

Semua data-data ini diperoleh dengan cara survey langsung ke Arun LNG di Aceh dan juga berdasarkan sumber-sumber lainnya seperti PT. Pertamina dan literatur. Tabel 3. 3 Item Costing CAPEX Terminal LNG Arun

Item Costing (CAPEX) Direct Cost Indirect Cost Regasification Equipment Pipes Distribution Instrument & control system Project Management Piping Engineering Electrical Facility improvement Construction & Installation Insurance Civil Works Contigency Process and safety Spare Parts

3.7.5 Analisis Sensiti itas dengan Random Number Generation Simulator

Data yang sudah dikumpulkan kemudian dirinci dan diolah dengan menggunakan software Microsoft Excell , lalu didapatkan hasil perhitungan secara umum dari pembiayaan yang menghasilkan output berupa NPV, IRR, dan BC ratio. Hasil ini tentu saja tidak dinamis, dalam arti tidak memperhitungkan kemungkinan-kemungkinan yang dapat terjadi selama proses produksi. Maka hasil NPV, IRR dan BC ratio yang ditunjukan akan valid, jika dan hanya jika tidak ada perubahan faktor-faktor pembiayaan atau faktor lain yang mempengaruhi NPV, IRR dan BC ratio. Hasil olahan awal dari Microsoft Excell®, kemudian dicoba disimulasikan dengan software Random Number Generation Simulator, untuk mendapatkan gambaran yang lebih akurat faktor pembiayaan dengan memvariasikan beberapa faktor terkait yang mempunyai kemungkinan berubah, diantaranya adalah :  a) Capex Capital expenditure adalah alokasi yang direncanakan dalam budget untuk melakukan pembelian/perbaikan/penggantian segala sesuatu yang dikategorikan



65

sebagai asset perusahaan. Seperti telah dibahas di awal terdapat beberapa skenario yang mungkin dijalankan dalam pembangunan fasilitas regasifikasi dan pipa distribusi. Skenario ini tergantung dari pemanfaatan fasilitas eksisting dan pemilihan jalur. Pada penelitian ini penulis mengasumsikan Capex terdistribusi normal dengan range 70% sampai 130% dari investasi riil yang disepakati, dan memiliki standar deviasi 10%.

b) Uncertainty Uncertainty adalah ukuran ketidakpastian dari revenue yang dihasilkan, meskipun nilai revenue diharapkan stabil namun pada kenyataanya dalam produksi akan ada fluktuasi. Proses penguncian nilai revenue dengan kontrak yang disebut sebagai take or pay. Penulis memprediksi nilai uncertainty yang dihasilkan terdistribusi normal dan berada dalam range 0 sampai 50% (take or pay 50%) dengan mean 5% dan standar deviasi 1%. Setelah mendefinisikan asumsi, kemudian langkah selanjutnya adalah mendefinisikan forecast, dan yang akan didefinisikan adalah NPV, IRR dan BC ratio. Simulasi dilakukan trial sebanyak 100.000 kali, dengan confidence level sebesar 85%.



BAB 4 ANALISIS DAN PEMBAHASAN

4.1

Data-Data Perhitungan Untuk melakukan perhitungan dan analisis keekonomian dari proyek Receiving Gas Terminal

dilakukan pengumpulan data dari PT. Pertamina (Persero), LNG Arun, serta literature literatur terkait.

4.1.1 Data-Data Struktur Pembiayaan Biaya-biaya yang dikeluarkan untuk menjalankan proyek ini terdiri dari biaya investasi alat, pemasangan alat, dan lain-lain yang termasuk ke dalam Capital Investment (CAPEX) serta biaya operasional proses regasifikasi LNG (OPEX). Terdapat tiga skenario pembiayaan investasi / CAPEX yang berbeda berasal dari PT. Pertamina, yaitu: Investasi peralatan regasifikasi sebesar 70juta USD, 93juta USD, dan 116juta USD Investasi pembangunan pipa distribusi sebesar 400juta USD, 450juta USD, dan 500juta USD. Skenario pertama ditetapkan memiliki investasi peralatan regasifikasi sebesar 70juta USD dan pipa distribusi sebesar 400juta USD; skenario 2 memiliki investasi peralatan regasifikasi sebesar 93juta USD dan pipa distribusi 450juta USD; dan skenario 3 dengan investasi alat sebesar 116juta USD dan pipa sebesar 500 juta USD.

Ketiga skenario tersebut dihitung keekonomiannya dan

dibandingkan untuk melihat mana yang lebih memungkinkan dan feasible.

66



67

4.1.1.1 CAPEX Berdasarkan

sumber

PT.

Pertamina

(Persero),

biaya-biaya

yang

dikeluarkan untuk pembangunan LNG receiving terminal Arun terdiri dari beberapa komponen seperti dapat dilihat pada Tabel 4.1. Biaya-biaya ini dikeluarkan pada dua tahun pertama semenjak proyek dimulai yang merupakan proses pembangunan serta adjustment pemanfaatan kilang LNG Arun menjadi receving terminal yang mencakup proses regasifikasi LNG. Total biaya investasi yang dikeluarkan untuk proyek ini adalah sebesar US$ 471juta untuk skenario 1, 543 juta untuk skenario 2, dan 616 juta USD untuk skenario 3. Dengan biaya terbesar merupakan biaya pembangunan pipa distribusi sebesar US$ 400 - 500 juta dan biaya peralatan tambahan untuk proses regasifikasi sebesar US$ 22

35

juta.

Tabel 4. 1 Biaya Investasi (CAPEX) Terminal LNG Arun

Item Costing 1 Direct Cost Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Pipes Distribution Indirect Cos Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency TOTAL CAPEX

Biaya (103 USD) Skenario 2

3

22.000 6.000 11.500 3.500 7.000 500 200 300 400.000

28.817 7.859 15.063 4.584 9.169 655 262 393 450.000

35.943 9.803 18.788 5.718 11.436 817 327 490 500.000

2.500 2.000 11.000 500 4.000 471.000

3.275 2.620 14.409 655 5.240 543.000

4.085 3.268 17.972 817 6.535 616.000



68

Biaya peralatan tambahan yang harus dikeluarkan untuk membangun plant regasifikasi LNG dapat dilihat pada Tabel 4.2. Total biaya yang diperlukan untuk proses regasifikasi diketahui sebesar US$ 28,8juta untuk skenario 2 yang akan digunakan sebagai focus utama penelitian ini. Selain biaya peralatan tambahan utama, terdapat biaya pemasangan pipa untuk penyaluran gas, biaya pemasangan alat, biaya konstruksi pembangunan, system kelistrikan, spare parts, asuransi, serta biaya-biaya lainnya dengan total US$543juta. Tabel 4. 2 Biaya Peralatan Tambahan Untuk Proses Regasifikasi LNG

Peralatan Tambahan LNG Vaporizer LNG transfer pump Main LNG transfer pump BOG return blower (Ship vapor return blower) LNG back up pump Electrical heater Diesel Engine Generator Vaporizer TOTAL

Kapasitas 170 416 325

Satuan ton/h m3/h m3/h

416 262 500 170

m3/h kW kW ton/h

Biaya (103 USD) 11.213 1.208 1.557 1.888 1.208 94 434 11.213 28.817

4.1.1.2. OPEX Biaya pengoperasian Terminal Penerima dan Regasifikasi LNG Arun diperoleh secara langsung dari PT. Pertamina meliputi biaya produksi (regasifikasi), perawatan, pembayaran pegawai, utilitas, bahan bakar, kontraktor, spare parts, dan biaya-biaya lainnya untuk mendukung berjalannya proses penyaluran dan regasifikasi LNG di Arun. Selain biaya operasional, terdapat biaya penyewaan peralatan yang telah

ada

seperti

tangki penyimpanan LNG

yang dibayarkan ke pemerintah.



69

Tabel 4. 3 Biaya-Biaya Operasional di Terminal Penerima dan Regasifikasi LNG Arun

Biaya (103USD)

Komponen Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous Total OPEX

Keterangan

2015 5.000

... ...

2016 TOTAL 5.000 100.000

2.229 1.620 1.058 1.763 13.872 4.459 30.000

... ... ... ... ... ...

2.693 1.957 1.058 1.763 35.053 11.267

49.089 35.671 21.150 35.250 458.684 147.434

...

58.791

847.278

Increment 10%/thn 1,5% CAPEX 2,5%CAPEX Increment 5%/thn

Total OPEX selama 20 tahun pengoperasian diketahui sebesar US$ 847,278juta seperti dapat dilihat pada Tabel 4.3. Untuk lebih lengkapnya, breakdown biaya operasi proyek ini setiap tahunnya dapat dilihat pada Lampiran F. 4.1.2 Data-data Struktur Penerimaan

Pemasukan atau income diperoleh dari biaya proses regasifikasi LNG sebelum didistribusikan ke industri-industri maupun PLN daeran Aceh dan Sumatera Utara. Tabel 4. 4 Revenue per Tahun Terminal LNG Arun Tahun ke-

Komponen

1

2

3

4

5-20

Satuan

LNG Feed Regas and Distribution Fee Operation Day

150

200

250

300

350

MMSCFD

1,74

1,74

1,74

1,74

1,74

USD/MMBTU

335

335

335

335

335

day/year

HHV

1.034

1.034

1.034

1.034

1.034

BTU/SCF

Gas

155.100

206.800

258.500

310.200

361.900

MMBTU/day

Revenue/year

90.408

120.544

150.680

180.816

210.952

.103USD /year

Penetapan harga jual gas kepada industri dan PLN tidak menjadi bagian struktur penerimaan proyek ini karena merupakan perjanjian antara supplier LNG (Tangguh dan supplier lainnya) dengan buyer. Berdasarkan data yang diperoleh, diketahui pendapatan dari proses regasifikasi LNG pada tahun pertama sebesar Universitas Indonesia


70

US$ 90,408juta, tahun ke-2 menjadi US$ 120,544juta, tahun ke-3 meningkat menjadi US$ 150,544juta, kemudian pada tahun ke-4 sebesar US$ 180,816juta dan konstan dari tahun ke-5 sampai 20 per tahunnya adalah sebesar US$ 210,952juta seperti terlihat pada Tabel 4.4.

4.2 Analisis Kelayakan Analisis kelayakan keekonomian dari proyek ini ditentukan oleh empat parameter

yang dicari, yaitu NPV, IRR, BCR, dan PBP. Apabila hasil dari

keempat parameter tersebut memenuhi persyaratan, maka proyek ini layak untuk dijalankan/dilanjutkan dan akan memberikan keuntungan. 4.2.1 Net Present Value (NPV)

Perhitungan NPV dilakukan dengan menggunakan Microsoft Excel mengikuti persamaan 3.1 dengan cashflow seperti pada Tabel 4.5 untuk skenario 2 yang diperoleh dari penjumlahan arus kas masuk (revenue) dengan arus kas keluar (OPEX dan CAPEX) yang bernilai negatif. =NPV(rate,value 1, [value 2], [value 3], ..., [value n]) (3.1)

Tabel 4. 5 Cashflow Proyek Terminal dan Regasifikasi LNG Arun

Tahun ke1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Tahun 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Cash Flow -27.1500 -27.1500 38.597,12 60.545,4 82.447,48 104.301 126.103,7 124.949,6 123.739,4 122.470,3 121.139,4

Tahun ke12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Tahun 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

Cash Flow 119.743,5 118.279,6 116.744,2 115.133,6 113.444,3 111.672,2 109.813,3 107.863,2 105.817,4 103.671,1 101.419,4

Total 2.127.895 *angka di atas seluruhnya dalam 103USD



71

Umur operasi terminal diperkirakan selama 20 tahun dengan masa pembangunan serta instalasi plant regasifikasi selama 2 tahun dari 2013 sampai dengan 2014, maka diperoleh arus kas akhir sebanyak US$ 2.127.895.000. Total arus kas ini digunakan untuk menghitung NPV dengan nilai i sebesar 7% yang diambil berdasarkan suku bunga BI saat ini. Dari perhitungan ini diperoleh nilai NPV yang bernilai positif, yaitu sebesar US$ 454.097.000, menunjukkan bahwa proyek ini dapat memberikan keuntungan

bagi

pengusaha

feasible/memungkinkan

untuk

atau

dengan

dijalankan.

kata

Sedangkan

lain untuk

proyek

ini

perhitungan

keekonomian dengan skenario 1 dan skenario 3 menghasilkan NPV yang bernilai positif masing-masing sebesar 519,186juta USD dan 388,104juta USD yang menunjukkan bahwa proyek ini feasible baik untuk skenario 1, 2 maupun skenario 3. 4.2.2 Internal Rate of Return (IRR)

IRR merupakan discount rate yang biasa digunakan dalam perhitungan keekonomian yang akan membuat nilai NPV dari semua arus kas yang terlibat dalam satu proyek sama dengan 0 (nol). IRR merupakan indikator efisiensi, kualitas ataupun yield dari suatu investasi. Semakin besar nilai IRR suatu proyek, menunjukkan semakin menguntungkan proyek tersebut untuk dijalankan. Berdasarkan data-data yang diperoleh dan mengikuti persamaan 3.2 dengan menggunakan Microsoft Excel. Values yang digunakan adalah total arus kas dari tahun pertama (pembangunan) hingga tahun terkahir proyek berlangsung (tahun ke-20 operasional). Dari hasil perhitungan ini, diperoleh nilai IRR untuk skenario 1 dan 2 masing-masing sebesar 17,6 dan 15,4% yang lebih besar dibandingkan MARR proyek sebesar 15%. Hal ini menunjukkan bahwa proyek ini feasible dan menguntungkan untuk dijalankan. Sedangkan untuk skenario 3 memiliki IRR yang lebih kecil dari MARR yang telah ditetapkan yaitu sebesar 13,6%. Hal ini menunjukkan bahwa skenario 3 tidak menguntungkan untuk dijalankan karena memiliki rate pengembalian dibawah MARRnya.



72

4.2.3 Benne it Cost Ratio (BCR)

BCR merupakan rasio perbandingan antara keuntungan bersih yang diperoleh dalam suatu proyek dengan biaya-biaya yang harus dikeluarkan. Keuntungan bersih yang digunakan merupakan keuntungan yang diperoleh setelah dikurangi pajak dan biaya operasi serta perawatan per tahun. Sedangkan biayabiaya yang digunakan sebagai pembagi merupakan biaya-biaya yang dikeluarkan pada awal investasi (CAPEX) yang meliputi biaya peralatan baru, instalasi peralatan, perpipaan, dan item-item CAPEX lainnya. Nilai BCR yang diperoleh pada proyek ini adalah sebesar 5, 4, dan 3 masing-masing untuk skenario 1, 2, dan 3 yang menunjukkan bahwa keuntungan yang diperoleh selama pengoperasian lebih besar daripada biaya yang harus dikeluarkan. Dengan kata lain, nilai BCR yang diperoleh menunjukkan bahwa proyek ini akan menguntungkan jika dijalankan. 4.2.4 Pay Back Period (PBP)

Payback mengembalikan

period

menunjukkan

waktu

yang

dibutuhkan

untuk

aliran kas yang keluar ketika investasi. Pada titik ini

menunjukkan modal yang dikeluarkan telah kembali akibat aliran kas masuk setelah beberapa waktu proyek berlangsung. Diharapkan waktu pengembalian proyek ini adalah selama 7 tahun setelah masa pengoperasian berlangsung. Berdasarkan hasil perhitungan, diketahui bahwa waktu arus kas kumulatif bernilai positif pada tahun ke-7 proyek berlangsung atau tahun 2021. Pada tahun 2018 ataun tahun ke-6 proyek berlangsung, arus kas kumulatif masih bernilai negatif sebesar -6.056 USD dan pada tahun ke-7 sudah bernilai positif sebesar 117.684 USD. Berdasarkan data tersebut dapat diperoleh waktu kembalinya modal dengan melakukan interpolasi data seperti terlihat pada Gambar 4.1.



73

Gambar 4. 1 Diagram Interpolasi Data Payback Period

Dengan bulan-1 merupakan bulan pertama pada tahun 2020 dan bulan-24 merupakan bulan terakhir pada tahun 2021, maka dapat diketahui waktu ketika kumulatif arus kas bernilai sama dengan 0 (nol). Dari hasil interpolasi data tersebut diketahui waktu PBP untuk skenario 2 tepatnya jatuh pada bulan ke-2 sejak awal tahun 2020. Pada tahun ke-6 bulan ke-2 setelah proses produksi berlangsung, total arus kas masuk telah sama dengan total arus kas yang dikeluarkan pada saat investasi. Sedangkan untuk skenario 1, PBP jatuh pada bulan ke-12 tahun 2019 (tahun ke-5) dan untuk skenario 3 PBP jatuh pada bulan ke-4 tahun 2021 (tahun ke-7). Diharapkan proyek ini telah balik modal pada tahun ke-7 setelah pengoperasian berjalan, maka skenario 1 dan 2 merupakan skenario yang paling baik untuk dijalankan karena keduanya memiliki PBP di bawah 7 tahun, sementara untuk skenario 3 memiliki PBP pada tahun ke-7 setelah terminal beroperasi.



74

4.3 Analisis Finansial Untuk mengetahui faktor apa saja yang mempengaruhi keekonomian suatu proyek dibutuhkan suatu analisa sensitifitas. Penulis menetapkan dalam proyek ini ada 2 faktor yang paling berpengaruh yaitu capital expenditure (CAPEX) dan Revenue yang dalam hal ini penulis menetapkan sebagai uncertainty. Adapun data yang ditampilkan adalah data dari skenario kedua dimana data ini menurut penulis merupakan data yang paling sesuai dengan hasil wawancara dengan pertamina. Simulasi dijalankan dalam beberapa tahapan, dimana tahap awal simulasi dijalankan untuk melihat pengaruh dari masing-masing faktor secara independen terhadap nilai BCratio, IRR dan NPV. Tahapan berikutnya kedua faktor disimulasikan bersama-sama dan saling memberikan pengaruh terhadap hasil keluaran. a)

CAPEX (5%) Capital expenditure adalah alokasi yang direncanakan dalam budget untuk

melakukan pembelian/perbaikan/penggantian segala sesuatu yang dikategorikan sebagai asset perusahaan. Pada penelitian ini penulis mengasumsikan Capex terdistribusi normal dengan range 70% sampai 130% dari investasi riil yang disepakati, dan memiliki standar deviasi 10% seperti yang ditunjukkan pada gambar 4.2.



75

Gambar 4. 2 Grafik pendefinisian asumsi nilai capex Setelah dijalankan hasil simulasi dapat dilihat pada gambar 4.3 sampai 4.4 Dari Gambar 4.3 dapat terlihat mean dari BC ratio yang sangat baik, yaitu bernilai 4, dengan tingkat certainty 85% didapatkan batasan minimal nya 4, dan maksimalnya 5. BC ratio merupakan nilai dari keuntungan bersih dibagi dengan biaya-biaya yang dikeluarkan. Nilai 4 menunjukkan kalau proyek ini secara teoritis sangat menguntungkan.

Gambar 4. 3 Grafik probability BC ratio terhadap perubahan nilai capex



76

Dari gambar 4.4, didapatkan nilai mean IRR sebesar 16,7%, dengan derajat keyakinan 85% maka didapatkan batas minimal IRR yang diperoleh sebesar 14,5% dan maksimal 19,1% nilai ini masih lebih besar dibandingkan dengan nilai MARR yang ditetapkan oleh pertamina yaitu 15%.

Gambar 4. 4 Grafik probability IRR terhadap perubahan nilai Capex



77

Dari gambar 4.5, didapatkan nilai mean NPV sebesar 486,374,000 USD, dengan derajat keyakinan 85% maka didapatkan batas minimal NPV yang diperoleh sebesar 417,820,000 USD dan maksimal 555,109,000 USD.

Gambar 4. 5 Grafik probability NPV terhadap perubahan nilai Capex

b)

Uncertainty (5% dari revenue) Uncertainty adalah ukuran ketidakpastian dari revenue yang dihasilkan,

meskipun nilai revenue diharapkan stabil namun pada kenyataanya dalam produksi akan ada fluktuasi. Proses penguncian nilai revenue dengan kontrak yang disebut sebagai take or pay. Penulis memprediksi nilai uncertainty yang dihasilkan berada dalam range 0 sampai 50% (take or pay 50%) dengan mean 5% dan standar deviasi 1%, seperti ditunjukkan pada gambar 4.6



78

Gambar 4. 6 Grafik pendefinisian nilai asumsi uncertainty

Hasil dari simulasi dapat dilihat pada gambar. Gambar 4.6, sampai Gambar 4.9. Dari Gambar 4.7 dapat terlihat mean dari BC ratio yang sangat baik, yaitu bernilai 4, dimana BC ratio merupakan nilai dari keuntungan bersih dibagi dengan biaya-biaya yang dikeluarkan. Nilai 4 menunjukkan kalau proyek ini secara teoritis sangat menguntungkan.

Gambar 4. 7 Grafik Probability BC Ratio terhadap uncertainty (5% dari revenue)



79

Dari gambar 4.8, didapatkan nilai mean IRR sebesar 15,4%, dengan derajat keyakinan 85% maka didapat batas minimal IRR yang diperoleh sebesar 15% dan maksimal 15,7%. Nilai mean IRR ini pun masih diatas nilai MARR yang ditetapkan pertamina.

Gambar 4. 8 Grafik Probability IRR terhadap Uncertainty (5% dari revenue) Gambar 4.9 menunjukkan nilai mean NPV sebesar 417.604.000 USD, dengan derajat keyakinan 85% didapatkan batas minimal NPV yang dapat diperoleh adalah 397,799,000 USD dan batas nilai maksimal NPV yang dapat diperoleh adalah 437,456,000 USD.



80

Gambar 4. 9 Grafik Probability NPV terhadap Uncertainty (5%), certainty 100%

c)

Kombinasi Kedua faktor ini kemudian dikombinasikan untuk melihat pengaruhnya

terhadap nilai BC ratio, IRR dan NPV. Hasil simulasi yang diperoleh dapat dilihat dari gambar 4.10 sampai 4.12. Dari Gambar 4.10 didapat mean BCratio sebesar 4 dengan tingkat certainty 85% didapatkan batasan minimal 3 dan maksimal 5. Maka dapat disimpulkan bahwa proyek ini sangat menguntungkan untuk dijalankan.



81

Gambar 4. 10 Grafik Probability BC Ratio terhadap kedua faktor

Dari gambar 4.11, didapatkan nilai mean IRR sebesar 15,5%, dengan derajat keyakinan 85% maka didapat batas minimal IRR yang diperoleh sebesar 13,4% dan maksimal 17,9%. Nilai mean IRR ini masih diatas nilai yang ditetapkan oleh pertamina.

Gambar 4. 11 Grafik Probability IRR terhadap kedua faktor



82

Gambar 4.12 menunjukkan nilai mean NPV sebesar 417.517.000 USD, dengan derajat keyakinan 85% didapatkan batas minimal NPV yang dapat diperoleh adalah 346,343,000 USD dan batas nilai maksimal NPV yang dapat diperoleh adalah 489,300,000 USD.

Gambar 4. 12 Grafik Probability NPV terhadap kedua faktor

d)

Tabel kesimpulan untuk semua skenario Seperti yang telah penulis bahas diawal, bahwa ada 3 skenario yang

digunakan. Dan jika ketiga skenario ini dijalankan dengan program random number generation simulator maka didapatkan hasil seperti ditunjukkan pada tabel 4.6 sampai 4.8.



83

Tabel 4. 6 Skenario 1 (400jt usd pipa

71jt usd regas)

faktor

mean

standar deviasi

range

BC Ratio

IRR

CAPEX

100%

10%

70-130%

5

19.9%

NPV ( .103USD) 597,830

Uncertainty

5%

1%

0-50%

5

18.5%

529,043

5

18.6%

528,971

kombinasi

Tabel 4. 7 Skenario 2 (450jt usd pipa faktor CAPEX Uncertainty

mean

standar deviasi

range

100%

10%

5%

1%

70-130%

BC Ratio 4

16.7%

NPV (.103USD) 486,374

0-50%

4

15.4%

417,604

4

15.5%

417,517

kombinasi

Tabel 4. 8 Skenario 3 (500jt usd pipa faktor CAPEX Uncertainty

mean

standar deviasi

range

100%

10%

5%

1%

kombinasi

93jt usd regas) IRR

116jt usd regas)

70-130%

BC Ratio 4

IRR 14.8%

NPV (.103USD) 427,136

0-50%

4

13.6%

358,383

4

13.7%

358,280

Terlihat bahwa kenaikan biaya investasi sebesar 73jt usd menyebabkan perubahan IRR sekitar 1,8% - 3,1% dan perubahan NPV kurang lebih 60-110 jt usd, dan selisih BC ratio kurang lebih 1. Kemudian untuk menguji faktor mana diantara kedua faktor diatas yang paling berpengaruh (capex atau uncertainty), penulis menggunakan aplikasi bawaan dari software Random Number Generation Simulation. Hasil keluaran dari program ini yang menjadi landasan analisa sensitifitas. Hasil keluarannya ditunjukkan pada gambar 4k sampai 4m. Gambar 4k. menunjukkan capex memiliki pengaruh sebesar 97.9% terhadap perolehan nilai BCratio, sedangkan uncertainty 5% dari revenue memiliki pengaruh hanya sebesar 2.1%. Universitas Indonesia


84

Gambar 4. 13 Grafik sensitifitas BCR terhadap kedua faktor Gambar 4.14 juga menunjukkan hasil yang sama dimana capex memiliki pengaruh sebesar 97.9% terhadap perolehan nilai IRR, sedangkan uncertainty 5% dari revenue memiliki pengaruh hanya sebesar 2.1%

Gambar 4. 14 Grafik sensitifitas IRR terhadap kedua faktor



85

Gambar 4.15 menunjukkan capex memiliki pengaruh sebesar 90.4% terhadap perolehan nilai IRR, sedangkan uncertainty 5% dari revenue memiliki pengaruh hanya sebesar 9,6%.

Gambar 4. 15 Grafik sensitifitas NPV terhadap kedua faktor

Berdasarkan data sensitifitas diatas maka dapat disimpulkan bahwa dari kedua faktor yang antara capex dan uncertainty (5% dari revenue), terlihat capex memberikan pengaruh yang signifikan sebesar lebih dari 90% dibandingkan uncertainty (5% dari revenue).



BAB 5 KESIMPULAN DAN SARAN

Kesimpulan

5.1

1. Analisis keekonomian pemanfaatan kilang LNG Arun sebagai receiving gas terminal di Aceh menunjukkan bahwa proyek ini layak secara ekonomis serta dapat memberikan profit berdasarkan parameter kelayakan yang telah dihitung berikut ini:

CAPEX Regas, dll

NPV (.103 USD)

Skenario Pipa

IRR (%)

BCR

1

400.000

70.000

519.186

17,6

5

2

450.000

93.000

454.097

15,4

4

3

500.000

116.000

388.104

13,6

3

BEP (Tahun) Tahun ke-5 bulan ke-12 Tahun ke-6 bulan ke-2 Tahun ke-7 bulan ke-4

Dengan regas dan toll fee yang digunakan sebesar 1,74 USD dan uncertainty sebesar 5% serta supply LNG yang masuk pada tahun pertama adalah sebesar 150 MMSCFD dan meningkat sebesar 50 MMSCFD setiap tahunnya hingga konstan ketika mencapai 350 MMSCFD pada tahun ke-5 hingga tahun akhir pengoperasian. 2. Hasil uji sensitifitas menunjukkan bahwa tax merupakan faktor yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan.

86



87

5.2 Saran Saran penulis terhadap hasil penelitian adalah : 1. Untuk project pemanfaatan kilang LNG Arun sebagai receiving gas terminal di Aceh dan pembangunan pipa distribusi, Investor disarankan memilih scenario 1. 2. Diperlukan pengembangan untuk LNG HUB (storage/trader) dimana revenue bukan hanya dari proses regasifikasi dan distribusi, tapi juga dari jual-beli gas dan lain-lain untuk area yg lebih luas (merespon terjadinya bertambahnya supply LNG yg direncanakan berasal dari beberapa negara seperti Australia, Qatar, dll.) 3. Pengoptimalan feed/supply LNG yang berhubungan dengan kenaikan demand (untuk mengantisipasi permintaan supply tambahan di Sumut dan Aceh). 4. Kajian lebih lanjut mengenai sistem pendistribusian LNG dari Arun hingga end user yang tergantung pada jarak antara arun sebagai terminal gas terhadap end user .



88

DAFTAR PUSTAKA

Agrawal D . (2004, January). Select the correct LNG storage tanks for your facility. Texas Marathon Oil.Co. http://www.hydrocarbonprocessing.com /Article/2599504/Select-the-correct-LNG-storage-tank-for-your facility. Arun LNG.(n.d). PT. Arun Natural Gas Liquefaction Company, Lhokseumawe Aceh. Asssment Tanker LNG dalam Studi Kasus Suplai LNG dari Ladang Tangguh ke Teluk Benoa Bali ,2010 Chiksan® marine loading arms for LNG service.(n.d). September 15, 2012. http://www.fmctechnologies.com/en/LoadingSystems/Technologies/Chiksa nMarineLoadingSystems/ChiksanMarineLoadingArmsForLNGService.asp x Chimale, Noelia Denisse dan Gustavo Fabián Acosta. (2009). LNG in argentina a regasification plant feasibility study. Argentina : University of Buenos Aires (UBA). Cryogenic

tunnel,

LNG

pump.

http://www.directindustri.com

(n.d).

September

10,

2012.

/industrial-manufacturer/cryogenic-tunnel-

82654-_4.html Direktorat Jendaral Minyak dan Gas Bumi. (2011). Neraca gas bumi indonesia 2011-2025. Jakarta : Kementrian ESDM Foss, Michelle Michot. (2007). Introduction to LNG. Texas : Center for Economic Energy Bureo of Economic Geology The University of Texas. Introduction to LNG : An overview on liquefied natural gas (LNG), its properties, the LNG industry, safety considerations. 2003. Houston : University of Houston.



89

Kawamoto, Lt Hannah. (2008). Natural gas regasification technologies: efficient, environmentally friendly LNG vaporization methods. October 10, 2012. U.S. Coast Guard Office of Operating and Environmental Standards, Deepwater Ports Standards Division. www.uscg.mil/proceedings Nurul Afifah, Ketut Buda A., AAB Dinariyana, Consequences Analysis of LNG Terminal in Benoa Bay Bali, Department of Marine Enginnering, Tenth of November Institute of Technology, Surabaya Pertamina. (2011). Proyek arun LNG receiving terminal. Jakarta: PT. Pertamina (Persero). Peta cadangan migas 2011. (n.d). September 15, 2012. http://www.migas.esdm.go.id/show.php?fd=5&id=gerbang_273_6.jpg Situmorang, Syafrizal Helmi dan Ami Dilham. (2007). Studi kelayakan bisnis (Buku II). Medan: USU Press. Sukaraharja,Reza. (2009). Terminal penerima LNG dengan sistem regasifikasi terpadu. Jakarta: Universitas Indonesia. Tarlowski, Janusz dan John Sheffield. (2012). LNG import terminals - recent developments. United Kingdom : M. W. Kellogg Ltd. Tusiani, Michael D dan Gordon Shearer. (2007). LNG a non technical guide. Oklahoma : Pennwell Corporation. What Is Required To Bring LNG to Hongkong. (n.d). September 15, 2012. http://www.epd.gov.hk/eia/register/report/eiareport/eia_1252006/html/eiare port/Part1/Sec1_3_v2.htm Wulandari, Septi, Risk Assessment LNG Loading Process, 2009



90

LAMPIRAN-LAMPIRAN Lampiran 1: Gambar Lokasi dan Plant Arun LNG Terminal




91



92





Lampiran 3: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal (Schematic Diagram)

94



Lampiran 4: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal (Simplified Process Flow Diagram)

95



Lampiran 5: Arun LNG Receiving & Regasification Terminal, Marine & Dry Flare System

96




Lampiran 7: Tangki Penyimpanan LNG di Arun

98


$2.252 $1.636 1.058 1.763 $14.565 $4.682

2229 1620 1.058 1.763 13872 4459 30.000

Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous

Total OPEX

30.955

2016 5.000

2015 5.000

Komponen

31.956

$2.274 $1.653 1.058 1.763 $15.294 $4.916

2017 5.000

33.006

$2.297 $1.669 1.058 1.763 $16.058 $5.162

2018 5.000

34.107

$2.320 $1.686 1.058 1.763 $16.861 $5.420

2019 5.000

35.261

$2.343 $1.703 1.058 1.763 $17.704 $5.691

2020 5.000

2021 5.000

36.471

$2.367 $1.720 1.058 1.763 $18.590 $5.975

Biaya (103US$

37.740

$2.390 $1.737 1.058 1.763 $19.519 $6.274

2022 5.000

40.467

$2.438 $1.772 1.058 1.763 $21.520 $6.917

2024 5.000

41.931

$2.463 $1.790 1.058 1.763 $22.596 $7.263

2025 5.000


39.071

$2.414 $1.754 1.058 1.763 $20.495 $6.588

2023 5.000

Lampiran 8: Cost Breakdown Komponen OPEX Selama 20 Tahun Operasi

99


Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous Total OPEX

Komponen 5.000

$2.512 $1.825 1.058 1.763 $24.912 $8.007 45.077

$2.487 $1.807 1.058 1.763 $23.725 $7.626 43.466

2027

5.000

2026

$2.537 $1.844 1.058 1.763 $26.157 $8.408 46.766

5.000

2028

$2.563 $1.862 1.058 1.763 $27.465 $8.828 48.538

5.000

2029

$2.588 $1.881 1.058 1.763 $28.838 $9.270 50.397

5.000

$2.614 $1.900 1.058 1.763 $30.280 $9.733 52.347

5.000

Biaya (103US$) 2030 2031

$2.640 $1.919 1.058 1.763 $31.794 $10.220 54.393

5.000

2032

$2.667 $1.938 1.058 1.763 $33.384 $10.731 56.539

5.000

2033

49.089 35.671 21.150 35.250 458.684 147.434 847.278

100.000

TOTAL


$2.693 $1.957 1.058 1.763 $35.053 $11.267 58.791

5.000

2034

(lanjutan)

100


CAPEX

Direct Cost

Indirect Cost

Cost

Pipes Distribution CAPITAL COST/CAPEX+PIPES

Item Costing Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency

Tahun

200.000 235.500

200.000 235.500

Pelaksanaan Pembangunan 2013 2014 1 2 11.000 11.000 3.000 3.000 5.750 5.750 1.750 1.750 3.500 3.500 250 250 100 100 150 150 1.250 1.250 1.000 1.000 5.500 5.500 250 250 2.000 2.000 2015 1

2016 2

Operasional 2017 2018 3 4

2020 6


2019 5

Lampiran 9 Analisis Keekonomian (Skenario 1)

101


Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor OPEX Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% REVENUE TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX Cash Flow -235.500 -235.500 Commuture Cash Flow -235.500 -471.000 NPV 519.186 IRR 17,6% BCR 5 BEP/PBP Th 2020 6.027

4.520

7.534

2.274 1.653 1.058 1.763 15.294 4.916 31.956 150.680

5.000

9.041

2.297 1.669 1.058 1.763 16.058 5.162 33.006 180.816

5.000

10.548

2.320 1.686 1.058 1.763 16.861 5.420 34.107 210.952

5.000

10.548

2.343 1.703 1.058 1.763 17.704 5.691 35.261 210.952

5.000


141 141 141 141 141 141 4.661 6.168 7.675 9.182 10.689 10.689 85.746 114.376 143.005 171.634 200.263 200.263 17.149 22.875 28.601 34.327 40.053 40.053 68.597 91.500 114.404 137.307 160.210 160.210 38.597 60.545 82.447 104.301 126.104 124,950 -432.403 -371.857 -289.410 -185.109 -59.005 65.944

2.252 1.636 1.058 1.763 14.565 4.682 30.955 120.544

5.000

2.229 1.620 1.058 1.763 13.872 4.459 30.000 90.408

5.000

102


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost

Item Costing Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency Pipes Distribution CAPITAL COST/CAPEX+PIPES Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor Maintenance

Tahun

2.367 1.720 1.058

0 5.000

2021 7

2.390 1.737 1.058

0 5.000

2022 8

2.414 1.754 1.058

0 5.000

2.438 1.772 1.058

0 5.000


2.487 1.807 1.058

0 5.000

2026 12


2.463 1.790 1.058

0 5.000

2025 11

103


Cash Flow Commuture Cash Flow NPV IRR BCR BEP/PBP

REVENUE

OPEX

Cost

519.186 17,6% 5 Th 2020

Tahun Item Costing Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX

2022 8 1.763 19.519 6.274 37.740 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 122.470 312.154

2021 7 1.763 18.590 5.975 36.471 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 123.739 189.684

141 10.689 200.263 40.053 160.210 121.139 433.293

10.548

141 10.689 200.263 40.053 160.210 119.744 553.037

10.548

Operasional 2023 2024 9 10 1.763 1.763 20.495 21.520 6.588 6.917 39.071 40.467 210.952 210.952

141 10.689 200.263 40.053 160.210 116,744 788.061

10.548

2026 12 1.763 23.725 7.626 43.466 210.952


141 10.689 200.263 40.053 160.210 118.280 671.317

10.548

2025 11 1.763 22.596 7.263 41.931 210.952

104


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost


Tahun

2.512 1.825 1.058

0 5.000

2027 13

2.537 1.844 1.058

0 5.000

2028 14

2.563 1.862 1.058

0 5.000

2.614 1.900 1.058

0 5.000

2031 17


2.588 1.881 1.058

0 5.000


105

2.640 1.919 1.058

0 5.000

2032 18



REVENUE

OPEX

Cost

519.186 17,6% 5 Th 2020

Tahun Item Costing Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX 10.548

10.548

10.548

10.548

10.548

2031 17 1.763 30.280 9.733 52.347 210.952

10,548

2032 18 1,763 31,794 10,220 54,393 210,952


141 141 141 141 141 141 10.689 10.689 10.689 10.689 10.689 10,689 200.263 200.263 200.263 200.263 200.263 200,263 40.053 40.053 40.053 40.053 40.053 40,053 160.210 160.210 160.210 160.210 160.210 160,210 115,134 113.444 111.672 109.813 107.863 105.817 903.194 1.016.639 1.128.311 1.238.124 1.345.987 1.451.805

2028 14 1.763 26.157 8.408 46.766 210.952

2027 13 1.763 24.912 8.007 45.077 210.952

Operasional 2029 2030 15 16 1.763 1.763 27.465 28.838 8.828 9.270 48.538 50.397 210.952 210.952

106


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost

0 5.000 2.667 1.938 1.058

Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor Maintenance

2033 19

Item Costing Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency Pipes Distribution CAPITAL COST/CAPEX+PIPES Rental Existing Facilities

Tahun

49.089 35.671 21.150

22.000 6.000 11.500 3.500 7.000 500 200 300 2.500 2.000 11.000 500 4.000 400.000 471.000 100.000

TOTAL


2.693 1.957 1.058

0 5.000

Operasional 2034 20

107



REVENUE

OPEX

Cost

519.186 17,6% 5 Th 2020

Tahun Item Costing Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 101.419 1.656.895

2033 19 1.763 33.384 10.731 56.539 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 103.671 1.555.476

2.820 198.704 3.718.967 743.793 2.975.174 2.127.895 11.972.137

35.250 458.684 147.434 747.278 3.917.671 0 195.884

TOTAL


Operasional 2034 20 1.763 35.053 11.267 58.791 210.952

108


CAPEX

Direct Cost

Indirect Cost

Cost

Item Costing Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency Pipes Distribution CAPITAL COST/CAPEX+PIPES

Tahun

271.500

271.500

Pelaksanaan Pembangunan 2013 2014 1 2 14.408 14.408 3.930 3.930 7.532 7.532 2.292 2.292 4.584 4.584 327 327 131 131 196 196 1.637 1.637 1.310 1.310 7.204 7.204 327 327 2.620 2.620 225.000 225.000 2015 1

2016 2

2019 5




109

2020 6


Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor OPEX Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% REVENUE TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX Cash Flow -271.500 -271.500 Commuture Cash Flow -271.500 -543.000 NPV 454.097 IRR 15,4% BCR 4 BEP/PBP Th 2021 2.252 1.636 1.058 1.763 14.565 4.682 30.955 120.544 6.027 141 6.168 114.376 22.875 91.500 60.545 -443.857

4.520 141 4.661 85.746 17.149 68.597 38.597 -504.403

5.000

2.229 1.620 1.058 1.763 13.872 4.459 30.000 90.408

5.000

141 7.675 143.005 28.601 114.404 82.447 -361.410

7.534

2.274 1.653 1.058 1.763 15.294 4.916 31.956 150.680

5.000

141 10.689 200.263 40.053 160.210 126.104 -131.005

10.548

2.320 1.686 1.058 1.763 16.861 5.420 34.107 210.952

5.000


141 9.182 171.634 34.327 137.307 104.301 -257.109

9.041

2.297 1.669 1.058 1.763 16.058 5.162 33.006 180.816

5.000

110

141 10.689 200.263 40.053 160.210 124,950 -6.056

10.548

2.343 1.703 1.058 1.763 17.704 5.691 35.261 210.952

5.000


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost


Tahun

2.367 1.720 1.058

0 5.000

2021 7

2.390 1.737 1.058

0 5.000

2022 8

2.414 1.754 1.058

0 5.000

2.463 1.790 1.058

0 5.000

2025 11


2.438 1.772 1.058

0 5.000


111

2.487 1.807 1.058

0 5.000

2026 12



REVENUE

OPEX

Cost

454.097 15,4% 4 Th 2021


2022 8 1.763 19.519 6.274 37.740 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 122.470 240.154

2021 7 1.763 18.590 5.975 36.471 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 123.739 117.684

141 10.689 200.263 40.053 160.210 121.139 361.293

10.548

141 10.689 200.263 40.053 160.210 118.280 599.317

10.548

2025 11 1.763 22.596 7.263 41.931 210.952


141 10.689 200.263 40.053 160.210 119.744 481.037

10.548

Operasional 2023 2024 9 10 1.763 1.763 20.495 21.520 6.588 6.917 39.071 40.467 210.952 210.952

112

141 10.689 200.263 40.053 160.210 116,744 716.061

10.548

2026 12 1.763 23.725 7.626 43.466 210.952


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost


Tahun

2.512 1.825 1.058

0 5.000

2027 13

2.537 1.844 1.058

0 5.000

2028 14

2.563 1.862 1.058

0 5.000

2.614 1.900 1.058

0 5.000

2031 17


2.588 1.881 1.058

0 5.000


113

2.640 1.919 1.058

0 5.000

2032 18



REVENUE

OPEX

Cost

454.097 15,4% 4 Th 2021

Tahun Item Costing Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX 10.548

10.548

10.548

2031 17 1.763 30.280 9.733 52.347 210.952

10.548

2032 18 1.763 31.794 10.220 54.393 210.952


141 141 141 141 141 10.689 10.689 10.689 10.689 10.689 200.263 200.263 200.263 200.263 200.263 40.053 40.053 40.053 40.053 40.053 160.210 160.210 160.210 160.210 160.210 113.444 111.672 109.813 107.863 105.817 944.639 1.056.311 1.166.124 1.273.987 1.379.805

10.548

10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 115.134 831.194

2028 14 1.763 26.157 8.408 46.766 210.952

2027 13 1.763 24.912 8.007 45.077 210.952

Operasional 2029 2030 15 16 1.763 1.763 27.465 28.838 8.828 9.270 48.538 50.397 210.952 210.952

114


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost

0 5.000 2.667 1.938 1,058


2033 19


Tahun

49.089 35.671 21.150

28.817 7.859 15.063 4.584 9.169 655 262 393 3.275 2.620 14.409 655 5.240 450.000 543.000 100.000

TOTAL


2.693 1.957 1.058

0 5.000

Operasional 2034 20

115



REVENUE

OPEX

Cost

454.097 15,4% 4 Th 2021


2033 19 1.763 33.384 10.731 56.539 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 103.671 1.483.476

2.820 198.704 3.718.967 743.793 2.975.174 2.127.895 10.532.137

35.250 458.684 147.434 847.278 3.917.671 0 195.884

TOTAL


Operasional 2034 20 1.763 35.053 11.267 58.791 210.952

116


CAPEX

Direct Cost

Indirect Cost

Cost

Tahun Item Costing Regasification Equipment Instrument & control system Piping Electrical Construction & Installation Civil Works Process and safety Spare Parts Project Management Engineering Facility improvement Insurance Contigency Pipes Distribution CAPITAL COST/CAPEX+PIPES 308.000

308.000

Pelaksanaan Pembangunan 2013 2014 1 2 17.972 17.972 4.901 4.901 9.394 9.394 2.859 2.859 5.718 5.718 408 408 163 163 245 245 2.042 2.042 1.634 1.634 8.986 8.986 408 408 3.268 3.268 250.000 250.000 2015 1

2016 2

2019 5




117

2020 6


Rental Existing Facilities Operation & Maintenance Board of Directors and Management Employee and Contractor OPEX Maintenance Spare Parts Utilities,Power, Fuel and Nitrogen Miscellaneous ANNUAL COST/OPEX Revenue Uncertainity (5% dari Revenue) 0.05 Biaya Ekskalasi (penyesuaian harga bahan baku, dari O&M) = 2% REVENUE TOTAL Uncertainity (5%) and Excalation (2%) NET REVENUE (Revenue -TotalUncer and Excalation) TAX (0,2) NET REVENUE AFTER TAX Cash Flow -308.000 -308.000 Commuture Cash Flow -308.000 -616.000 NPV 388.104 IRR 13.6% BCR 3 BEP/PBP Th 2021 2.252 1.636 1.058 1.763 14.565 4.682 30.955 120.544 6.027 141 6.168 114.376 22.875 91.500 60.545 -516.857

4.520 141 4.661 85.746 17.149 68.597 38.597 -577.403

5.000

2.229 1.620 1.058 1.763 13.872 4.459 30.000 90.408

5.000

141 7.675 143.005 28.601 114.404 82.447 -434.410

7.534

2.274 1.653 1.058 1.763 15.294 4.916 31.956 150.680

5.000

141 10.689 200.263 40.053 160.210 126.104 -204.005

10.548

2.320 1.686 1.058 1.763 16.861 5.420 34.107 210.952

5.000


141 9.182 171.634 34.327 137.307 104.301 -330.109

9.041

2.297 1.669 1.058 1.763 16.058 5.162 33.006 180.816

5.000

118

141 10.689 200.263 40.053 160.210 124.950 -79.056

10.548

2.343 1.703 1.058 1.763 17.704 5.691 35.261 210.952

5.000


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost


Tahun

2.367 1.720 1.058

0 5.000

2021 7

2.390 1.737 1.058

0 5.000

2022 8

2.414 1.754 1.058

0 5.000

2.463 1.790 1.058

0 5.000

2025 11


2.438 1.772 1.058

0 5.000


119

2.487 1.807 1.058

0 5.000

2026 12



REVENUE

OPEX

Cost

388.104 13.6% 3 Th 2021


2022 8 1.763 19.519 6.274 37.740 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 122.470 167.154

2021 7 1.763 18.590 5.975 36.471 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 123.739 44.684

141 10.689 200.263 40.053 160.210 121.139 288.293

10.548

141 10.689 200.263 40.053 160.210 118.280 526.317

10.548

2025 11 1.763 22.596 7.263 41.931 210.952


141 10.689 200.263 40.053 160.210 119.744 408.037

10.548

Operasional 2023 2024 9 10 1.763 1.763 20.495 21.520 6.588 6.917 39.071 40.467 210.952 210.952

120

141 10.689 200.263 40.053 160.210 116.744 643.061

10.548

2026 12 1.763 23.725 7.626 43.466 210.952


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost


Tahun

2.512 1.825 1.058

0 5.000

2027 13

2.537 1.844 1.058

0 5.000

2028 14

2.563 1.862 1.058

0 5.000

2.614 1.900 1.058

0 5.000

2031 17


2.588 1.881 1.058

0 5.000


121

2.640 1.919 1.058

0 5.000

2032 18



REVENUE

OPEX

Cost

388.104 13.6% 3 Th 2021


2028 14 1.763 26.157 8.408 46.766 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 113.444 871.639

2027 13 1.763 24.912 8.007 45.077 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 115.134 758.194

10.548

10.548

2031 17 1.763 30.280 9.733 52.347 210.952

10.548

2032 18 1.763 31.794 10.220 54.393 210.952


141 141 141 141 10.689 10.689 10.689 10.689 200.263 200.263 200.263 200.263 40.053 40.053 40.053 40.053 160.210 160.210 160.210 160.210 111.672 109.813 107.863 105.817 983.311 1.093.124 1.200.987 1.306.805

10.548

Operasional 2029 2030 15 16 1.763 1.763 27.465 28.838 8.828 9.270 48.538 50.397 210.952 210.952

122


Indirect Cost

Direct Cost

OPEX

CAPEX

Cost

0 5.000 2.667 1.938 1.058


2033 19


Tahun

49.089 35.671 21.150

35.943 9.803 18.788 5.718 11.436 817 327 490 4.085 3.268 17.972 817 6.535 500.000 616.000 100.000

TOTAL


2.693 1.957 1.058

0 5.000

Operasional 2034 20

123



REVENUE

OPEX

Cost

388.104 13.6% 3 Th 2021


2033 19 1.763 33.384 10.731 56.539 210.952 10.548 141 10.689 200.263 40.053 160.210 103.671 1.410.476

2.820 198.704 3.718.967 743.793 2.975.174 2.127.895 9.072.137

35.250 458.684 147.434 747.278 3.917.671 0 195.884

TOTAL


Operasional 2034 20 1.763 35.053 11.267 58.791 210.952

124



Lampiran 12 Analisa Sensitifitas scenario 1 (capex)

125


126

(lanjutan) 1




Lampiran 13 Analisa Sensitifitas scenario 1 (5% uncertainty terhadap revenue)

127




128


129

(lanjutan) 2



130

(lanjutan) 3




Lampiran 15 Analisa Sensitifitas scenario 1

131


132



133



134



135



136




Lampiran 16 Analisa Sensitifitas scenario 3 (capex)

137


138



139





140


141



142




Lampiran 18 Analisa Sensitifitas scenario 3

143


144



145



146



147



148


149

Lampiran 19: Surat Permohonan Alokasi Gas



UNIVERSITAS INDONESIA ANALISIS KEEKONOMIAN PEMANFAATAN KILANG LNG ARUN SEBAGAI RECEIVING GAS TERMINAL DI PROVINSI ACEH TESIS

Recommend Documents