BAB IV PENGOLAHAN DATA, OPTIMASI DISTRIBUSI LNG DAN
4.2 Perhitungan Permintaan LNG
4.3.2 Biaya investasi terminal penerima
Biaya investasi terminal penerima dihitung berdasarkan biaya yang
dikeluarkan untuk investasi awal atau sering disebut dengan Capital Expenditure
(CAPEX) dan biaya operasi terminal penerima yang disebut dengan Operational
Expenditure (OPEX). Perhitungan CAPEX dan OPEX dilakukan dengan
mengestimasi kebutuhan peralatan dan operasional di terminal penerima. Seperti
yang dijelaskan pada bab tinjauan pustaka, terdapat 4 sistem utama yang terdapat
Jasa Labuh Rp 85.36 per GT
Jasa tambat Rp 92.84 per GT
Jasa Pemanduan
- tetap Rp 67,265.00 Kapal/Gerakan
- variabel Rp 20.64 GT/Kapal/Gerakan
Jasa Penundaan
a. 2001 s.d 3500 GT
- tetap Rp 546,260.00 Kapal/jam
- variabel Rp 10.00 GT/kapal/Jam
b. 3501 s.d 8000 GT
- tetap Rp 771,456.00 Kapal/jam
- variabel Rp 10.00 GT/kapal/Jam
c. 8001 s.d 14000 GT
- tetap Rp 1,299,100.00 Kapal/jam
- variabel Rp 10.00 GT/kapal/Jam
d. 18.001 s.d 23.000 GT
- tetap Rp 2,860,000.00 Kapal/jam
- variabel Rp 10.00 GT/kapal/Jam
51
pada terminal penerima yakni berthing system, LNG Transfer system, LNG Storage
system dan Regasification system. Untuk setiap sistem tersebut akan memiliki
beberapa peralatan utama untuk menjalankan fungsi sistem tersebut.
Kapasitas dan spesifikasi peralatan dan sistem untuk setiap terminal penerima
bergantung pada waktu berlayar kapal, ukuran kapal, serta konsumsi gas
pembangkit per hari. Daya yang dihasilkan pembangkit semakin besar, maka
konsumsi gas untuk pembangkit tersebut semakin besar pula. Terminal penerima
harus mampu memasok gas sekurang-kurangnya sesuai dengan pasokan bahan
bakar yang diperlukan pembangkit. Sedangkan terminal penerima harus memiliki
tangki penyimpanan dengan kapasitas penyimpanan LNG sesuai dengan kebutuhan
pembangkit listrik yang dilayani. Kapasitas penyimpanan ini bergantung dengan
lama waktu yang diperlukan kapal LNG untuk melakukan satu kali round trip
dalam distribusi LNG. Jadi terdapat keterkaitan antara waktu yang dibutuhkan
untuk distribusi LNG dengan ukuran kapasitas yang harus disediakan terminal
untuk menyimpan LNG. Semakin lama waktu yang diperlukan untuk
pendistribusian LNG ke terminal penerima, maka semakin besar ukuran tangki
penyimpanan yang harus disediakan di terminal penerima.
Semakin besar kemampuan terminal penerima menampung LNG, maka akan
mempengaruhi kapasitas dan spesifikasi dari peralatan di setiap terminal penerima.
Kapasitas dan spesifikasi yang dimaksud adalah dermaga terkait ukuran kapal LNG
yang melayani terminal penerima tersebut, serta tangki penyimpanan LNG yang
berhubungan dengan durasi pengiriman LNG. Disisi lainnya kapasitas regasifikasi
unit hanya beruhubungan dengan pasokan gas alam untuk setiap pembangkit dalam
satuan hari. Sebagai contoh, terminal penerima di Biak membutuhkan kapasitas
penyimpanan minimal 193.2 m3 LNG per hari untuk memasok dua pembangkit
listrik yang berada di wilayah Biak. Jika durasi pengiriman dari sumber menuju
terminal penerima di Biak dilakukan selama 10 hari, maka kapasitas minimal dari
tangki penyimpanan LNG di terminal penerima Biak adalah adalah 1932 m3.
Persyaratan tangki penyimpanan bahan bakar dari pembangkit listrik selain harus
memiliki kapasitas yang cukup untuk pasokan per hari, tangki penyimpanan juga
harus memiliki kapasitas cadangan selama minimal 3 hari kebutuhan bahan bakar
untuk pembangkit listrik. Jadi pada penelitian ini kapasitas tangki penyimpanan
52
dihitung dengan berdasarkan durasi pengiriman LNG ditambah tiga hari cadangan
kebutuhan pasokan LNG ke pembangkit listrik.
Pada penelitian ini tangki LNG untuk terminal penerima dirancang dengan
menggunakan jenis Vacuum Bullet Insulated (VCI) dengan ukuran 400 m3.
Pertimbangan menggunakan tangki ini adalah berdasarkan parameter teknis dimana
tangki jenis VCI memiliki kemampuan menahan tekanan sampai dengan 7 bar.
Selain itu dengan menggunakan VCI dari sisi biaya pembangunan dan instalasi
akan lebih murah jika dibandingkan dengan jenis tangki yang lain dengan kapasitas
penyimpanan yang sama. Jumlah tangki disetiap terminal penerima akan
dipengaruhi dengan kebutuhan penyimpanan LNG. Misalnya, pada terminal
penerima di Biak dengan kebutuhan penyimpanan 1932 m3 maka dibutuhkan 5
buah tangki tipe VCI dengan kapasitas masing-masing tangki 400 m3.
Fasilitas unit regasifikasi dihitung berdasarkan kebutuhan rata-rata gas bumi
dari pembangkit listrik. Kapasitas regasifikasi di terminal penerima merupakan
penjumlahan kebutuhan gas pada pembangkit yang dilayani. Sebagai contoh di
terminal penerima Biak akan memerlukan kapasitas minimal dari regasifikasi unit
adalah sebesar 4.2 MMSCFD yang didapatkan dari penjumlahan pembangkit Biak
1 dengan kebutuhan 1.8 MMSCFD dan pembangkit Biak 2 dengan kebutuhan 2.4
MMSCFD.
Estimasi biaya investasi terminal penerima untuk distribusi LNG ke
pembangkit listrik di wilayah Papua dilakukan dengan mempertimbangkan
kapasitas dan spesifikasi peralatan yang diperlukan di setiap terminal penerima.
Desain dari terminal penerima akan mempengaruhi biaya investasi yang harus
dikeluarkan untuk setiap terminal penerima tersebut. Daftar estimasi harga untuk
setiap peralatan dan spesifikasinya dibuat berdasarkan penelitian sebelumnya.
Biaya investasi ini akan digunakan sebagai data masukan dalam analisa
keekonomian untuk menentukan kelayakan investasi berdasarkan parameter
kelayakan finansial. Pada Tabel 4.8 dapat dilihat daftar peralatan dari setiap sistem
dalam terminal penerima beserta estimasi harga peralatan.
53
Tabel 4.8. Daftar sistem beserta peralatan dan harga peralatan
Nama Sistem Peralatan satuan Estimasi
Harga ($)
LNG Transfer System
LNG Pump Skid set 900,000
LNG Metering unit set 2,300
Cryogenic Line Pipe m 770
Piping,valve,indicator,insulation,etc. set 225,768
LNG Storage System
LNG Storage Tank (ISO Container Tank) m3 2,000
LNG Pump (RU Feeder) set 80,000
Cryogenic Line Pipe m 770
Piping,valve,indicator,insulation,etc. set 20,693
Regasification System
LNG Buffer Tank set 400,000
VAPORIZER
Heat Exchanger (Ambient Air Type) set 120,000
Gas Heater (steam) set 70,000
BOG
Treatment/Utilization
System
BOG Compressor set 700,000
Piping,valve,indicator,insulation,etc. set 175,000
Gas Transfer System
Gas Heater (steam) set 70,000
NG Line Pipe m 100
Pigging (Launcher and Receiver) set 7,000
NG Metering Unit set 1,500
Piping,valve,indicator,insulation,etc. set 19,650
Electric Generator Self-Driven Electric Generator (Diesel)
skid set 1,200,000
Bangunan dan Kantor
Control Room set 20,000
Office Building set 50,000
Parking Area, Muster station, Utilization
area, etc. set 10,000
Sarana
Penanggulangan
Kebakaran
Hydrant set 2,500
Fire Alarm, Gas Detector set 5,000
Portable Fire Distinguisher set 450
Purging System Nitrogen Storage Tank set 20,000
Piping,valve,indicator,insulation,etc. set 2,000
Monitoring & Control
System
Process Control System (PCS), DCS
(Hardware & Software) set 800,000
Dalam dokumen
Optimasi Dan Analisa Keekonomian Distribusi LNG Ke Pembangkit Di Wilayah Papua
(Halaman 66-69)