Analisis Sensitivitas
4.4 Analisis Sensitivitas
Kondisi pasar global setiap saat selalu mengalami perubahan sehingga tidak menutup kemungkinan dapat mempengaruhi suatu perencanaan sebuah proyek. Pada bab ini akan membahas analisa terhadap perubahan indikator asumsi proyek CCPP, diantaranya, yaitu:
Jika terjadi kenaikan initial cost dari proyek CP sebesar 5% dari asumsi awal sehingga initial cost proyek menjadi US$ 58,395,901.
Kenaikan kurs 200 poin yang semula Rp 8.700 per 1 US$ menjadi Rp 8.900 per 1 US$. Tidak ada kenaikan tarif jual listrik untuk seluruh komponen tarif.
Ketiga asumsi diatas dapat mempengaruhi perubahan terhadap kondisi kelayakan proyek CP ini. Jika ketiga asumsi tersebut diperhitungkan maka hasil kelayakan proyek adalah sebagai berikut:
1. Proyeksi Pendapatan dan Biaya Proyek
Berdasarkan perubahan ketiga asumsi diatas, pendapatan proyek mengalami penurunan rata-rata per tahun sebesar 2% - 3% dan biaya proyek mengalami Berdasarkan perubahan ketiga asumsi diatas, pendapatan proyek mengalami penurunan rata-rata per tahun sebesar 2% - 3% dan biaya proyek mengalami
Tabel 4.15 Pendapatan dan Biaya Proyek dengan Asumsi Sensitivitas
Asumsi Umum 2011
Kapasits Mesin (kW)
20,200 20,200 20,200 Operasional (Jam)
8,760 8,760 8,760 Capacity Factor (%)
84% 84% 84% Produksi Listrik yang dijual (MWh)
148,640 149,047 148,640 148,640 148,640 Harga Listrik Rp/kWh
730.13 730.13 730.13 Nilai Kurs per 1US$
Pendapatan Proyek
12,194 12,194 12,194 Asumsi Umum
Kapasits Mesin (kW) 20,200
8,760 8,760 2,184 Capacity Factor (%)
Operasional (Jam) 8,760
84% 84% 84% Produksi Listrik yang dijual (MWh)
148,640 149,047 148,640 148,640 37,058 Harga Listrik Rp/kWh
730.13 730.13 730.13 Nilai Kurs per 1US$
Pendapatan Proyek 12,227
12,194 12,194 3,040 Asumsi Umum
Management Fee
Biaya Maintenance
1,399 1,697 1,308 1,317 1,634 1,337 Depresiasi
- 3,792 4,504 4,504 4,504 3,740 3,740 Biaya Operasional
Biaya Proyek
- 6,042 7,055 6,670 6,682 6,238 5,944 Asumsi Umum
Management Fee 278
278 278 278 Biaya Maintenance
3,740 3,740 935 Biaya Operasional
Biaya Proyek 5,958 6,286 5,987 6,002 6,278 6,010 6,026 5,442 1,720
2. Proyeksi nilai EBITDA Nilai proyeksi EBITDA juga mengalami penurunan rata-rata sekitar 2,7 % dari data semula. Berikut tabel 4.16 dapat memberikan informasi lengkap dari nilai EBITDA setelah dilakukan sensivitas.
Tabel 4.16 Proyeksi EBITDA dalam Mata Uang Dollar US
Proyeksi dalam ribuan US $ Account
Pendapatan Proyek - - 12,194 12,194 12,227 12,194 12,194 12,194 Biaya Pokok Penjualan
- - 5,469 6,479 6,090 6,100 5,652 5,355 Laba Kotor
- - 6,725 5,715 6,137 6,094 6,542 6,839 Biaya Operasional
576 580 583 586 590 Laba Operasional
- - 573
- - 6,152 5,138 5,557 5,511 5,956 6,249 Depresiasi
- - 3,792 4,504 4,504 4,504 3,740 3,740
EBITDA (US$)
- - 9,944 9,642 10,062 10,016 9,696 9,989
Proyeksi dalam ribuan US $ Account
Pendapatan Proyek 12,227 12,194 12,194 12,194 12,227 12,194 12,194 12,194 3,040 Biaya Pokok Penjualan
5,365 5,689 5,386 5,397 5,669 5,397 5,408 4,820 1,564 Laba Kotor
6,862 6,505 6,808 6,797 6,558 6,797 6,786 7,374 1,477 Biaya Operasional
594 597 601 605 609 613 618 622 157 Laba Operasional
6,269 5,907 6,207 6,192 5,949 6,183 6,168 6,752 1,320 Depresiasi
EBITDA (US$)
3. Payback P eriod dan Nilai Net Present Value (NPV) Proyek CP Berdasarkan ketiga asumsi sensitivitas diatas, payback period yang semula
7.72 tahun atau 7 (tujuh) tahun dan 9 (sembilan) bulan maka hasil setelah sensitivitas menjadi 8.10 atau 8 (delapan) tahun dan 2 (dua) bulan, sehingga dengan kondisi tersebut payback period proyek CP tersebut mengalami kemunduran periode pengembalian investasi selama 5 (lima) bulan dari kondisi awal sebelum dilakukan sensitivitas. Adapun nilai discounted payback period (DPP) dengan discounted rate sebesar 12.4 % maka DPP senilai 8.92 atau 8 (delapan) tahun 11 (sebelas) bulan, sehingga DPP mengalami kemunduran selama 5 (lima) bulan dari periode sebelum di sensitivitas. Tabel 4.17 dan 4. 18 menyajikan informasi lengkap data FCF dalam perhitungan payback period dan discounted payback period .
Tabel 4.17 Data FCF Perhitungan Payback P eriod
Proyeksi dalam ribuan US $ Account
EBITDA CP
9,944 9,642 10,062 10,016 9,696 9,989 10,009 Corporate Tax
(287) (85) (316) (446) (715) (966) (1,170) Changes in Working Capital
1,007 72 (24) (152) 69 (13) 27 Capital Expenditure
(17,053) (41,343) 10,664 9,629 9,722 9,418 9,050 9,010 8,866 Cumulative FCF
Free Cash Flow
(17,053) (58,396) (47,732) (38,103) (28,381) (18,963) (9,913) (903) 7,963 Year
1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ter m of Pr oject
Development Per iod
Oper ation Per iod
Proyeksi dalam ribuan US $
Account TV
EBITDA CP *) 9,647 9,947 9,932 9,689 9,924 9,908 10,492 2,255 21,207 Corporate Tax
(1,304) (1,546) (1,548) (1,487) (1,546) (1,542) (1,688) (330) (5,302) Changes in Working Capital
34 69 2 (34) (78) (7) - Capital Expenditure
8,421 8,390 8,419 8,271 8,380 8,332 8,726 1,918 15,905 Cumulative FCF
Free Cash Flow
16,384 24,774 33,193 41,464 49,844 58,175 66,901 68,819 84,725 Year
10 11 12 13 14 15 16 17 18 Ter m of Pr oject
Oper ation Per iod
Tabel 4.18 Data FCF Perhitungan Discounted Payback Period
Proyeksi dalam ribuan US $ Account
EBITDA CP
9,944 9,642 10,062 10,016 9,696 9,989 10,009 Corporate Tax
(287) (85) (316) (446) (715) (966) (1,170) Changes in Working Capital
1,007 72 (24) (152) 69 (13) 27 Capital Expenditure
(17,053) (41,343) 10,664 9,629 9,722 9,418 9,050 9,010 8,866 Discounted FCF
Free Cash Flow
(17,053) (41,343) 9,488 8,567 8,650 8,379 8,052 8,016 7,888 Cumulative discounted FCF (17,053) (58,396) (48,908) (40,341) (31,692) (23,313) (15,261) (7,246) 642 Year
1 2 3 4 5 6 7 8 9 Ter m of Pr oject
Development Per iod
Oper ation Per iod
Proyeksi dalam ribuan US $
Account TV
EBITDA CP 9,647 9,947 9,932 9,689 9,924 9,908 10,492 2,255 21,207 Corporate Tax
(1,304) (1,546) (1,548) (1,487) (1,546) (1,542) (1,688) (330) (5,302) Changes in Working Capital
34 69 2 (34) (78) (7) - Capital Expenditure
8,421 8,390 8,419 8,271 8,380 8,332 8,726 1,918 15,905 Discounted FCF
Free Cash Flow
7,492 7,465 7,490 7,358 7,456 7,413 7,763 1,707 14,151 Cumulative discounted FCF
8,134 15,599 23,089 30,447 37,903 45,315 53,078 54,785 68,935 Year
10 11 12 13 14 15 16 17 18 Ter m of Pr oject
Oper ation Per iod
Nilai NPV proyek ini dihitung dengan formula pada subbab 2.2.2 dan asumsi, sebagai berikut:
Nilai Initial cash Investment proyek CP sebesar US$ 58,395,901 dolar amerika serikat.
Project cost of capital sebesar 12.4 % (persentase dari WACC sesuai dengan asumsi proyek yang telah diuraikan diatas)
Hasil perhitungan bahwa nilai NPV proyek CP tersebut sebesar US$ 1,798,716 dan bernilai positif.
4. Nilai IRR dan MIRR Proyek CP Nilai IRR proyek dengan memasukkan ketiga asumsi sensitivitas diatas menghasilkan nilai sebesar 13.08% atau mengalami penurunan sebesar 1.14% dari nilai IRR proyek sebelum sensitivitas, hal ini menunjukkan bahwa proyek CP masih memberikan tingkat imbal hasil investasi rata- rata per tahun sebesar 13.08% diatas cost of capital , sedangkan nilai MIRR proyek sebesar 12.64% atau mengalami penurunan sebesar 0.40% dari nilai MIRR proyek sebelum sensitivitas, hal ini berarti bahwa tingkat imbal hasil investasi dengan kondisi arus kas bersih yang dihasilkan dalam proyek CP ini diinvestasikan kembali pada perusahaan ditingkat cost of capital dapat menghasilkan nilai sebesar 12.64% dan masih diatas nilai cost of capital .
5. Nilai Profitable Index (PI) Nilai PI proyek CP dengan asumsi sensitivitas adalah sebesar 1.00198 dengan perhitungan sebagai berikut:
Profitable Index equals
NPV
Divided by Total Investment plus 1
Hal ini menunjukan bahwa setiap 1 (satu) dollar yang dipinjam dan diinvestasikan dalam proyek CP ini akan mendapatkan pengembalian kembali sebesar US$ 1.0308, terdapat penurunan sebesar 5% atau senilai US$ 0.0527.
4.5 Analisis Non Financial Pengambilan keputusan investasi tidak hanya mempertimbangkan aspek
financial saja, namun juga mempertimbangkan dari aspek non financial . Berikut ini analisa dari aspek non financial dari proyek CCPP, yang terdiri dari:
1. Aspek Teknologi. Proyek CP ini merupakan teknologi pengembangan sistem kelistrikan yang memanfaatkan panas gas buang dari exhaust yang
mengapai kira-kira 500 °
C (derajat celcius) kemudian diolah untuk menghasilkan listrik. Pemilih teknologi Combine Cycle (CC)
didasari oleh beberapa pertimbangan, diantaranya yaitu: Teknologi CC tidak menggunakan bahan bakar gas melainkan
air laut, tidak seperti teknologi Simple Cycle (SC). Gas alam yang menjadi sumber bahan bakar dari SC, menurut prediksi kedepan akan mengalami kenaikan harga. Sebagai salah satu ilustrasi bahwa Perusahaan sudah mengoperasikan teknologi SC yang menggunakan bahan bakar gas dengan harga bahan bakar sekitar US$2 per mmbtu ditahun 2004 melalui perjanjian jual beli gas alam atau Gas Sales Agreement (GSA) antara PLN Batam dengan Perusahaan Gas Nasional (PGN). Perjanjian tersebut dibuat dengan alasan PLN Batam melalui perjanjian jual beli listrik dengan Perusahan diwajibkan memenuhi ketersediaan dan memberikan pasokan bahan bakar kepada Perusahaan. Namun pada tahun 2009 yang lalu, harga gas alam
yang disepakati oleh penjual dan pembeli gas di kawasan Batam sudah mencapai angka US$ 6,7 per mmbtu sehingga terdapat kenaikan US$ 4,7 dalam kurun waktu 5 tahun atau setara dengan 235% dari harga ditahun 2004. Pada akhirnya, menejemen mengupayakan dan mencari teknologi yang dapat menghemat pemakaian bahan bakar gas, sehingga tidak mempengaruhi produksi listrik untuk pelanggan PLN Batam. Oleh karena itu, salah satu pengembangan teknologi SC adalah teknologi CC yang dipilih sebagai alternative pengurangan komsumsi gas alam
Teknologi Combine Cycle ini memiliki 4 (empat) komponen utama, yaitu Heat Recovery Steam Generator ( HRSG ), High &
Low Pressure Turbine , Condensor , dan Generator . Hanya dengan memanfaatkan panas gas buang dari open cycle yang
berkapasitas 55 MW panasnya dapat dimanfaatkan utk menghasilkan combine cycle berkapasitas 20.2 MW atau 36 % tambahan produksi.
2. Aspek Dampak Lingkungan Pembangunan proyek CP ini dimaksudkan untuk mendukung gerakan ramah lingkungan sehingga dapat menciptakan good environment di lingkungan pembangkit. Beberapa parameter data yang dapat disajikan untuk memberikan good environment, diantaranya sebagai berikut:
Kualitas Udara dan Tingkat Kebisingan. Uji laboraturium yang dilakukan oleh Sucofindo pada 3 titik poin, yaitu:
a. Didalam daerah lokasi kerja ( inside the project site/work area ) Daerah ini berada pada GTG area, berdasarkan data laboraturium bahwa secara menyeluruh kualitas udara dan tingkat kebisingan masih dibawah ambang batas normal, tersaji lengkap pada tabel 4.19.
Tabel 4.19 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Udara –
Inside Area
Unit U3 Method
1 Hour
µg/Nm Sulphur Dioxide 3 12.94 SNI 19-
µg/Nm 3 - 7119.7-2005 Carbon
µg/Nm 3 2,749 SNI 19- Monoxide (CO)
µg/Nm - 2005 Nitrogen Dioxide 3 1 Hour 400 µg/Nm 14.87 SNI 19-
µg/Nm 3 - 7119.2-2005 Hydrocarbon
3 SNI 19- (HC)
3 Hours
µg/Nm 105 7119.13- 2009
µg/Nm 3 - Dust (TSP)
µg/Nm 3 65 7119.3-2005
2 µg/Nm 3 - Lead (Pb)
24 Hours
µg/Nm 3 - SNI 19- - < 7119.4-2005 0.03
Source : Unilab Perdana Laboratory Analysis, March 2011 Remarks: *) = PPRI No. 41 Year 1999 National Ambient Air Quality
**) = Parameter is accredited by KAN No. LP-195-IDN N = Unit Volume of Dry Air Sucking is corrected at Normal Condition (25°C, 76
cmHg) < = Lower than
Tabel 4.20 Hasil Laboraturium Tingkat Kebisingan – Inside Area
Result *) No.
Location
dB(A)
A. FRONT YARD 1 Outside the Location (Front) /U1
64.9 2 Taman Cipta Asri Housing Complex /U2
3 Location (Inside)/U3
B. INDOOR 1 Control Room I
22-3/IK/UA-0 Remarks : *) = Noise value is Equivalent Value during 10 minute momentary measurement time at 5 seconds interval.
METHOD
**) = Parameter is accredited by KAN No. LP-195-IDN
• KEP. 48/MENLH/11/1996, Attachment I 24-Hour Noise Level Quality Standard
1. Government and Public Utilities = 60 dB(A) 2. Office and Trade = 65 dB(A) 3. Housing Complex and Settlement = 55 dB(A) 4. Trade and Services = 70 dB(A) 5. Green Open Area = 50 dB(A) 6. Recreational = 70 dB(A) 7. Industrial = 70 dB(A)
• KEP. 51/MENAKER/1999, Attachment II Decree of the Minister of Manpower
- Noise Threshold Limit Value = 85 dB(A)
b. 2 (dua) Titik diluar daerah lokasi kerja ( Outside Project
Site Area)
Pada daerah diluar daerah kerja, hasil laboraturium juga menunjukkan seluruh parameter kualitas udara dan tingkat kebisingan masih dibawah ambang batas normal, sesuai dengan data pada tabel 4.21 dan 4.22 berikut ini.
Tabel 4.21 Hasil Laboraturium Kualitas Udara – Outside Area
Standard *) Unit U1 U2
1 Hour
µg/Nm 3 11.46 16.27
Sulphur Dioxide (SO 2 ) **)
24 Hours
µg/Nm 3 - -
µg/Nm 3 2,463 4.147 Carbon Monoxide (CO)
µg/Nm 3 - -
1 Hour
µg/Nm 3 14.63 19.91
µg/Nm 3 - - Hydrocarbon (HC)
Nitrogen Dioxide (NO 2 ) **)
µg/Nm 3 98 118
µg/Nm 3 - - Dust (TSP)
24 Hours
µg/Nm 3 58 132
2 µg/Nm 3 - - Lead (Pb)
24 Hours
µg/Nm 3 < 0.03 < 0.03
Source : Unilab Perdana Laboratory Analysis, March 2011 Remarks:
*) = PPRI No. 41 Year 1999 National Ambient Air Quality **) = Parameter is accredited by KAN No. LP-195-IDN
= Unit Volume of Dry Air Sucking is corrected at Normal Condition (25°C,
76 cmHg)
U1
= Outside the Location (Front)
U2
= Taman Cipta Asri Housing Complex
Tabel 4.22 Hasil Laboraturium Tingkat Kebisingan –
Outside Area
No.
Location
Result *) dB(A)
A. FRONT YARD 1 Outside the Location (Front) /U1
64.9 2 Taman Cipta Asri Housing Complex /U2
3 Location (Inside)/U3
B. INDOOR 1 Control Room I
22-3/IK/UA-0 Remarks : *) = Noise value is Equivalent Value during 10 minute momentary measurement time at 5 seconds interval.
METHOD
**) = Parameter is accredited by KAN No. LP-195-IDN • KEP. 48/MENLH/11/1996, Attachment I 24-Hour Noise Level Quality
Standard
1. Government and Public Utilities = 60 dB(A) 2. Office and Trade = 65 dB(A) 3. Housing Complex and Settlement = 55 dB(A) 4. Trade and Services = 70 dB(A) 5. Green Open Area = 50 dB(A) 6. Recreational = 70 dB(A) 7. Industrial = 70 dB(A)
• KEP. 51/MENAKER/1999, Attachment II Decree of the Minister of Manpower
- Noise Threshold Limit Value = 85 dB(A)
Kualitas Air Limbah Sendiri Air limbah sendiri ini berasal dari air limbah hasil operasional Simple Cycle dan dari toilet limbah karyawan. Hasil laboraturium dari Sucofindo masih dalam ambang batas normal dan dapat dilihat pada tabel 4.23 berikut ini.
Tabel 4.23 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Air Limbah Sendiri
QUALITY STANDARD
NO PARAMETER UNIT CLASSIFICATION *) RESULT
METHOD
I II
A. PHYSICAL
1 Temperature (insitu)**) O C 38 40 28.0 SNI 06-6989.23- 2005
2 Dissolved Solid (TDS)
394 SNI 06-6989.27- 2005
3 Suspended Solid (TSS) **)
290 SNI 06-6989.3- 2004
B. CHEMICAL
1 pH (insitu) **)
6.0-9.0
6.0-9.0
7.6 SNI 06-6989.11- 2004
5 10 < 0.06 SNI 6989.4-2009 3 Dissolved Mangan (Mn) **)
2 Dissolved Iron (Fe) **)
mg/L
2 5 < 0.02 18-20A/IK-Mn 4 Barium (Ba)
mg/L
mg/L
2 3 < 0.1 SNI 06-6989.39- 2005
5 Copper (Cu) **)
2 3 < 0.02 SNI 6989.6-2009 6 Zinc (Zn)
mg/L
5 10 0.32 SNI 6989.7-2009 7 Chromium VI (Cr 6+ )
mg/L
0.1 0.5 1.20 SNI 6989.71-2009 8 Total Chromium (Cr)
mg/L
0.5 1 5.50 SNI 6989.17-2009 9 Cadmium (Cd)
mg/L
0.05 0.1 < 0.003 SNI 6989.16-2009 10 Mercury (Hg)
< 0.0005 SNI 19-6964.2- 2003
11 Lead (Pb)
0.1 1 < 0.01 SNI 6989.8-2009 12 Stannum (Sn)
mg/L
2 3 < 0.4 Std. Method (Ed 21) 3500-Sn 13 Arsenic (As)
mg/L
0.1 0.5 < 0.005 Std. Method (Ed 21) 3500-As 14 Selenium (Se)
mg/L
0.05 0.5 < 0.002 Std. Method (Ed 21) 3500-Se 15 Nickel (Ni)
mg/L
0.2 0.5 < 0.02 SNI 6989.18-2009 16 Cobalt (Co)
mg/L
0.4 0.6 < 0.02 SNI 6989.68-2009 17 Cyanide (CN) **)
mg/L
0.05 0.5 < 0.005 Std. Method (Ed 21) 4500-CN.E 18 Sulfide (H 2 S)
mg/L
mg/L
0.05 0.1 < 0.002 JIS Yr 2002 K0102 part. 39D
19 Fluoride (F) **)
mg/L
2 3 0.84 Std. Method (Ed 21) 4500-D
20 Free Chlorine (Cl 2 )
mg/L
1 2 < 0.01 HACH
21 Free Ammonia (NH 3 -N) **)
mg/L
1 5 0.13 SNI 06-6989.30- 2005
22 Nitrate (NO 3 -N) **)
mg/L
20 30 29.4 Std. Method (Ed 21) 4500-E
23 Nitrite (NO SNI 06-6989.9- 2 -N) **)
mg/L
5.360 SNI 6989.72-2009 25 COD **)
24 BOD 5 mg/L
14.505 SNI 06-6989.15- 2004
26 Anion Surfactant (MBAS)
mg/L
5 10 0.25 SNI 06-6989.51- 2005
27 Phenol
0.5 1 < 0.001 Std. Method (Ed 21) 5530 D 28 Oil & Grease
mg/L
7.5 30 2.2 HACH Source : Unilab Perdana Laboratory Analysis, March 2011
mg/L
Remarks : *) = KEP. 51/MENLH/10/1995. Attachment C : Effluent Quality Standard for Industrial
Activity
**) = Parameter is accredited by KAN No. LP-195-IDN - Free Ammonia has been converted against pH and Temperature; - < = Lower than
Kualitas Air Laut Kualitas air laut diukur berdasarkan 2 titik lokasi yang berdekatan dengan pembangkit Combine Cycle , karena air laut inilah yang nantinya digunakan dalam proses produksi listrik. Hasil laboraturium dari sucofindo masih dalam ambang batas normal dan dapat dilihat dari tabel 4.24 berikut ini.
Tabel 4.24 Hasil Laboraturium Atas Kualitas Air Laut
No Parameter
Unit
Quality Standard*)
Result Method
A. PHYSICAL
coral: > 5
1991 2. Odor (insitu)
1. Clarity (insitu)
Meter
mangrove: -
1.2 SNI 06-2413-
seagrass: >3
Natural Organoleptic 3. Turbidity
4 SNI 06-2413- 1991
coral: 20
4. Suspended solid (TSS)
mg/L
mangrove: 80
5 SNI 06-6989.3-
5. Temperature (insitu) **)
O C coral: 28-30
28.0 SNI 06-
mangrove:d 28 -32
6989.23-2005
seagrass: 28-30
6. Oil layer (insitu)
Negative Visual 7. Garbage (insitu)
Nil
Nil
Negative Visual
B. CHEMICAL
1 pH (insitu) **)
7 - 8.5
7.5 SNI 06- 6989.11-2004
2 Salinity
0 / 00 Natural
30.0 SNI 06-2413- 1991
3 Dissolved Oxygen (DO) (insitu)
mg/L
7.0 SNI 06- 6989.14-2004
4 BOD 5 mg/L
20 11 SNI 6989.72- 2009
5 Total Ammonia (NH 3 -N)
mg/L
0.3 0.20 SNI 19-6964.3- 2003
6 Phosphate (PO 4 -P)
< 0.01 Std.Method
mg/L
ed.21 4500P part B&E
7 Nitrate (NO 3 -N)
mg/L
< 0.008 Std. Method (Ed.21)4500-E
8 Cyanide (CN)
mg/L
0.5 < 0.005 Std. Method 4500-CN.E
0.01 < 0.002 JIS Year 2002 10 Phenol
9 Sulfide (H 2 S)
< 0.001 Std. Method 5530-D
11 Anion Surfactant (MBAS)
mg/L
1.0 0.02 SNI 06- 6989.51-2005
1.0 < 0.2 HACH 13 Mercury (Hg)
12 Oil & Grease
mg/L
< 0.0005 SNI 19-6964.2- 14 Chromium VI (Cr 6 +
< 0.005 SNI 6989.71- 2009
15 Arsenic (As)
mg/L
0.012
< 0.002 Std. Method 3500 As
16 Cadmium (Cd)
< 0.0005 SNI 06- 6989.37-2005 17 Copper (Cu)
< 0.0005 SNI 06-6989.6- 2004
18 Lead (Pb)
mg/L
0.008
< 0.005 SNI 06- 6989.45-2005
0.05 0.0277 SNI 06- 6989.43-2005 20 Nickel (Ni)