Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"ABSTRAKPenelitian terhadap sistem pembangkitan listrik pada FPU dilakukan untukmencari penghematan biaya produksi listrik / Cost of Electricity (COE) dan biayasiklus hidup / Life Cycle Cost (LCC), dengan menjaga peluang kehilangan beban /Lost of Load Probability (LOLP) tetap dalam kriteria kehandalan. Setelah FPUberoperasi selama sembilan bulan, ditemukan fakta bahwa pembangkit listrikutama yang terdiri dari tiga tandem Pembangkit Turbin Gas (GTG), tidak pernahmengalami kegagalan pembangkitan dan memiliki cadangan berputar jauhmelebihi kebutuhan beban serta Pembangkit Diesel Esensial (EsDG) danPembangkit Diesel Darurat (EDG) sebagai pembangkit pendukung, nyaris tidakpernah dioperasikan. Dengan faktor kapasitas pembangkit GTG yang rendah,terdapat potensi penghematan biaya kapasitas dan biaya energi yang dibangkitkan.Beberapa alternatif dikembangkan dengan variasi jumlah unit dan kapasitaspembangkit. Kelayakan dari alternatif diukur oleh nilai kehandalan dankeekonomian, yaitu LOLP, COE dan LCC. Didapatkan dari hasil analisis bahwapenggunaan dua buah GTG 6.1 kW merupakan alternatif paling optimum untukpembangkitan listrik.

---

ABSTRACTStudy of electricity generation system on FPU has been conducted to find outoptimization of Cost of Electricity (COE) and Life Cycle Cost (LCC), by keepmaintains Loss of Load Probability (LOLP) within reliability requirement. Afternormal operation of FPU for nine months, it has founded that main generationsystem which consist of three tandem Gas Turbine Generators (GTGs) has neverexperienced a power outage and has spinning reserve far higher than overall loadnecessity, and the back-up generator of Essential Diesel Generator (EsDG) andEmergency Diesel Generator (EDG), almost never been utilized. As low capacityfactor of GTG, there is oportunity to optimize capacity and energy cost duringelecticity generation. Several alteratives are developed with variation of unitnumber and capacity of generator. Feasibility of alternative is measure from valueof reliability and economic paramaters, ie. LOLP, COE and LCC. The result ofthe analysis shows that utilization of two GTGs 6.1 kW is the most optimumalternative for electricity generation."

"

Keterbatasan  pasokan listrik dari PLN karena lokasi geografis yang terpencil dan jauh, menyebabkan beberapa BTS mengandalkan generator diesel sebagai pembangkit listrik utama.Sehingga, biaya pembangkit listrik di BTS tersebut sangat besar karena transportasi bahan bakar ini berbiaya tinggi. Studi ini menganalisis model hibridisasi Sistem Fotovoltaik dan Biodiesel dari minyak sawit untuk mendapatkan pembangkit listrik yang memiliki keandalan tinggi, biaya energi rendah dan emisi rendah untuk supplai listrik BTS di daerah terpencil yang terletak di Desa Sungai Ketupak Ogan Komering Ilir-Sumatera Selatan (Latitude 3^o19.9S dan Longitude 105^o38.9E). Dari hasil simulasi, diperoleh bahwa pembangkit listrik offgrid yang optimum untuk BTS Sungai Ketupak adalah hibrid antara PV, baterai, dan genset dengan kapasitas masing-masing sebesar 6,59 kWp, 4,8 kWh, dan 5 kW

---

The lack of electricity supply from PLN due to the remote and far geographical location, Some of the BTS rely on diesel generators as the main power plant. So, the cost of electricity generation in the BTS is immense because of the transportation of these fuels high cost. Therefore, efficient use of diesel fuel requires a renewable model of energy-based power generation by utilizing the natural potential around the area.This study analyzes the hybridization model of Photovoltaic System with Palm oil Diesel (POD) to get power plants that have a high reliability, low energy costs and low emissions for powering BTS in remote area located at an Sungai Ketupak Village of Ogan Komering Ilir-South Sumatera (Latitude 3^o19.9S and Longitude 105^o38.9E). The simulation results show the optimum power plant at BTS offgrid Sungai Ketupak  is a hybrid between PV, batteries, and generators with capacity 6.59 kWp,4.8 kWh, and 5 kW respectively.

 

"

"Pola konsumsi energi ternyata menjadi masalah tersendiri yang menyebabkan biaya pokok penyediaan yang tinggi dikarenakan mahalnya sumber energi yang di gunakan untuk memenuhi beban puncak, serta nilai investasi yang tinggi untuk membangun pembangkit listrik yang hanya digunakan untuk memenuhi pemakian pada satu waktu . Maka tulisan ini meneliti dampak tarif listrik dinamis terhadap tagihan listrik dan biaya pokok penyedian untuk mengoptimalkan pembangkit yang tersedia. Dari hasil penelitian bahwa membuat rasio tarif off peak dengan peak 1:2 atau penurunan off peak 6% dan kenaikan tarif peak 26% membuat kenaikan tarif rata rata pelanggan industri 9% dan membutuhkan pergeseran beban dari peak & mid-peak ke off peak sebesar 28% dan 1% agar tagihan listrik konsumen tidak berubah, kemudian jika tarif off peak diturunkan 30% dan tarif peak dinaikkan 26% membuat kenaikan tarif rata rata pelanggan industri 5%. Dengan kenaikan tarif mid-peak 50% dan kenaikan peak 26% membuat kenaikan tarif rata rata pelanggan industri 33 % dan membutuhkan pergeseran beban dari peak& mid-peak ke off peak sebesar 63% dan 43% agar tagihan listrik konsumen tidak berubah. Selain itu  elastisitas tarif menunjukan angka minus yang menunjukan bahwa tarif listrik industri bersifat elastis dan elastisitas silang nya bersifat komplenter. Tarif mid-peak memiliki elastisitas yang paling berpengaruh dengan nominal -0,3%. Sekitar 33% pelanggan yang bersedia melakukan investasi untuk alat yang bisa menggeser beban ke luar beban puncak. Dari total biaya pembangkitan perhari yang mencapai Rp. 955.974.721.222 untuk suatu sistem maka dengan skema Time of Use bisa menurunkan biaya pokok penyediaan total sebanyak 2,59% perhari atau Rp 10.126.850.860 ( Rp. 3.645.666.309.746 / tahun).

---

The pattern of energy consumption turns out to be a separate problem that causes high cost of supply due to the high energy sources used to meet peak loads, as well as a high investment value to build a power plant that is only used to meet usage at one time. So this paper examines the impact of dynamic electricity tariffs on electricity bills and supply costs to optimize the available power plants. From the results of the study that made the peak 1: 2 off peak tariff ratio or 6% drop off peak and 26% peak tariff increase made the average tariff increase for industrial customers 9% and needed a shift in load from peak & mid-peak to off peak of 28 % and 1% so that the consumer electricity bill does not change, then if the off peak tariff is reduced by 30% and the peak tariff is increased by 26%, the average tariff increase for industrial customers is 5%. With a 50% increase in mid-peak rates and a 26% increase in peak, the average tariff increase of industrial customers is 33% and requires a shift of load from peak & mid-peak to off peak by 63% and 43% so that consumer electricity bills do not change. In addition, the tariff elasticity shows a minus number which indicates that industrial electricity tariffs are elastic and the cross elasticity is complex. Mid-peak rates have the most influential elasticity with a nominal of -0.3%. Around 33% of customers are willing to invest in a tool that can shift the load out of the peak load. Of the total generation costs per day which reaches Rp. 955,974,721,222 for a system with the Time of Use scheme can reduce the total cost of providing a total of 2.59% per day or Rp. 10,126,850,860 (Rp. 3,645,666,309,746 / year)."

"ABSTRAKSuhu dingin (cryogenic) LNG yang dilepaskan selama proses regasifikasi, yang selama ini dibiarkan terbuang ke air laut, dapat dimanfaatkan untuk menghasilkan energi listrik menggunakan fluida kerja organic melalui siklus rankine organik (ORC) dua tahap, untuk meminimalkan kehilangan energy. Siklus rankine organic dua tahap terdiri dari evaporator, 2 tubin, 2 kondensor 2 pompa fluida kerja. Proses perpindahan panas terjadi antara LNG dan fluida kerja organik. Kriogenik dari LNG akan mendinginkan fluida kerja organik, yang akan digunakan untuk menggerakkan turbin untuk menghasilkan listrik pada generator. Pada penelitian ini dilakukan simulasi terhadap fluida kerja R1150 (ethylene), R170 (ethane) dan R290 (propane) melalui optimasi siklus ORC dua tahap di plant regasifikasi LNG dengan kapasitas 50 MMSCFD. Hasil simulasi memperlihatkan bahwa fluida kerj R170 (etana) mampu menghasilkan daya listrik mencapai 1209 kWh pada tekanan maksimum 2000 psi dan efisiensi 14,7% tertinggi dibandingkan dengan kedua fluida kerja lainnya. Parameter keekonomian yang dihasilkan adalah IRR 15,87%, NPV US$ 3.173.209 (positif) dan Pay Back Period 9,45 tahun (lebih rendah dari masa pengembalian hutang), menunjukkan bahwa penggunaan fluida kerja etana pada siklus ORC dua tahap masih memenuhi kelayakan proyek.

---

ABSTRACTThe cryogenic coldness of LNG released during the regasification process, which has been left wasted in seawater, can be used to produce electrical energy using organic working fluids through a two-stage organic rankine (ORC) cycle, to minimize energy loss. The two-stage rankine organic cycle consists of an evaporator, 2 tubins, 2 condensers 2 working fluid pumps. The process of heat transfer occurs between LNG and organic working fluid. Cryogenic from LNG will cool the organic working fluid, which will be used to drive turbines to produce electricity at the generator. In this study a simulation of the working fluid R1150 (ethylene), R170 (ethane) and R290 (propane) is carried out through optimization of the two-stage ORC cycle at the LNG regasification plant with a capacity of 50 MMSCFD. The simulation results show that the R170 (ethane) working fluid is capable of producing electrical power reaching 1209 kWh at a maximum pressure of 2000 kPa and the highest 14.7% efficiency compared to the others. The economic parameters produced were IRR 15.87%, NPV of US$ 3,173,209 (positive) and Pay Back Period of 9.45 years (lower than the debt repayment period), indicating that the use of ethane working fluid in the two-satge ORC cycle still met project eligibility."

"Penelitian ini bertujuan untuk mengurangi biaya listrik sektor industrimelalui penambahan daya PLTS sebagai sumber energi alternatif. Berbagaiskenario load management dibandingkan untuk mendapatkan keuntungan optimaldengan mempertimbangkan penggunaan baterai, Time of Use (ToU) Tariff, waktuoperasional pabrik serta Feed in Tariff (FIT). PLTS tanpa baterai lebihmenguntungkan dibandingkan PLTS dengan baterai karena mampu menghemattagihan listrik sebesar 24% dengan IRR 10,7%, NPV sebesar Rp.36,4 Miliar sertamampu mengembalikan investasi hanya dalam 9 tahun. Selain itu, PLTS jenis inimemiliki biaya perawatan tahunan yang rendah dan secara teknis lebih mudahuntuk diterapkan.

---

This research aimed to reduce industrial electricity cost by injecting PV

system as an alternative power generator. Various load management scenarios

were compared to obtain optimum savings by considering battery usage, the time

of use (ToU) tariff, factory working hours and feed in tariff (FIT). Most profitable

result was shown by PV system without battery with 24% of cost reduction,

10,7% of IRR, Rp.36,4 Billion of NPV and able to recoup investment within 9

years only. Besides, this type of PV had low annual maintenance cost and easier

to be implemented."

"Pada perusahaan industri, sistem kelistrikan merupakan bagian penting dalam proses produksi dimana sistem kelistrikan yang baik dan sesuai standar dapat meningkatkan kinerja produksi perusahaan. Karena sistem kelistrikan sangat penting maka perlu memperhatikan kualitas sistem agar sesuai standar yang ada. Salah satu caranya adalah dengan mengevaluasi sistem kelistrikan yang ada. Evaluasi dilakukan dengan simulasi studi aliran daya dan hubung singkat menggunakan perangkat lunak ETAP PowerStation 12.6.0. Hasil analisis aliran daya keadaan normal dan darurat menunjukan bahwa jatuh tegangan pada jaringan tegangan menengah berkisar 0,04%-0,05% dan pada tegangan rendah berkisar 0%-3,36%, yang berarti sistem sudah sesuai standar SPLN 72 tahun 1987 dan PUIL 2011. Analisis aliran daya juga menunjukan penurunan persentase pembebanan pada kabel dan transformator sebesar 2,34%-5,74% dan pada kondisi darurat genset dapat menyuplai listrik dengan persentase pembebanan 44,92% ketika dibebankan seperti keadaan normal. Analisis aliran daya juga menunjukan perbaikan nilai faktor daya dari 0,778 lagging menjadi 0,975 lagging. Mengikuti Peraturan Presiden Nomor 8 Tahun 2011, maka perusahaan tidak perlu membayar biaya listrik tambahan karena nilai faktor daya lebih dari 0,85. Hasil analisis hubung singkat menunjukkan terdapat peralatan pemutus yang kapasitasnya dibawah arus hubung singkat sehingga peralatan tersebut dapat mengalami kerusakan dan arus hubung singkat terbesar adalah 26.828 Ampere. Berdasarkan hasil analisis aliran daya, rancangan sistem jaringan listrik milik PT. Aqua Golden Mississipi sudah sesuai standar PLN. Dan berdasarkan hasil analisis hubung singkat, peralatan pemutus yang bermasalah harus diganti untuk mengurangi kerusakan akibat gangguan hubung singkat

---

In industrial companies, the electrical system is an important part in the production process where a good and standardized electrical system can improve the company's production performance. Because the electrical system is very important, it is necessary to pay attention to the quality of the system to match existing standards. One way is to evaluate the existing electrical system. Evaluation is done by simulating power flow and short circuit studies using ETAP PowerStation 12.6.0 software. The results of the analysis of normal and emergency power flow shows that the voltage drop on the medium voltage network ranges from 0.04%-0.05% and at low voltage ranges from 0%-3.36%, which means the system is in accordance with the SPLN 72 1987 standard and PUIL 2011 standard. Analysis of power flow also shows a reduction in the percentage of loading on cables and transformers by 2.34%-15.74% and in emergency conditions the generator can supply electricity with a loading percentage of 44.92% when charged under normal circumstances. Power flow analysis also shows an improvement in the value of the power factor from 0.778 lagging to 0.975 lagging. Following Presidential Regulation No. 8 of 2011, the company does not need to pay additional electricity costs because the power factor value is more than 0.85. The results of the short circuit analysis there is a breaker equipment whose capacity is below the short circuit current so that the equipment can be damaged and the largest short circuit current is 26.828 Amperes. Based on the results of the analysis of power flow, the design of the electrical network system owned by PT. Aqua Golden Mississipi complies with PLN standards. And based on the results of the short circuit analysis, the problematic breaker equipment must be replaced to reduce damage due to short circuit interference."

"Metode pengendalian waktu proyek sering tidak diperhatikan dalam penyelesaian proyek infrastruktur ketenagalistrikan, sehingga banyak proyek mengalami keterlambatan jadwal operasi (COD). Keterlambatan target operasi gardu induk GISTET Muara Karang Baru ini dapat menyebabkan tertundanya evakuasi daya dan penjualan tenaga listrik yang berasal dari pembangkit listrik dengan berbahan bakar murah kepada konsumen baik konsumen industri maupun konsumen rumah tangga yang akan sangat berpengaruh pada income PLN dari selisih nilai poduksi dan nilai jual. Penelitian ini dilakukan untuk menemukan suatu pengembangan metode pengendalian waktu proyek untuk pencapaian kinerja waktu dengan berbasis risiko dari aktivitas proyek, baik aktivitas di sisi kontraktor maupun aktivitas project owner. Metode yang digunakan dalam penelitian ini adalah analisis risiko dengan studi kasus pada proyek GISTET Muara Karang Baru dan juga juga survei kuisioner untuk mengidentifikasi risiko dominan yang dapat mempengaruhi kinerja waktu penyelesaian proyek. Selanjutnya, tindakan preventif akan dirancang dan direkomendasikan untuk mengembangkan metode pengendalian proyek pembangunan GISTET Muara Karang Baru sehingga kinerja waktu dapat ditingkatkan. Hasil dalam penelitian ini menunjukkan bahwa terdapat aktivitas pengembangan yang dapat dilakukan, yaitu penerapan manajemen risiko proyek terintegrasi (MRPT) ; metode supervise online jarak jauh dan atau training engineer lokal untuk jadi certified supervised, dan penerapan backfeeding.

---

The project time control method is often not considered in the completion of electricity infrastructure projects, so that many projects experience delays in the operation schedule (COD). The delay in the target operation of the Muara Karang Baru GISTET substation can cause delays in power evacuation and the sale of electricity from power plants with cheap fuel to consumers, both industrial consumers and household consumers, which will greatly affect PLN's income from the difference in production value and value. sell. This research was conducted to find a development of project time control methods for achieving time performance based on risk from project activities, both activities on the contractor side and project owner activities. The method used in this research is risk analysis with case studies on the Muara Karang Baru GISTET project and also a questionnaire survey to identify dominant risks that can affect project completion time performance. Furthermore, preventive measures will be designed and recommended to develop control methods for the Muara Karang Baru GISTET construction project so that time performance can be improved. The results in this study indicate that there are development activities that can be carried out, namely the application of integrated project risk management (MRPT); remote online supervision method and or local engineer training to become certified supervised, and implementation of backfeeding."

"Sebagai pemegang izin usaha penyediaan tenaga listrik, PT PLN (Persero) wajib menyediakan tenaga listrik yang memenuhi standar mutu dan keandalan yang berlaku serta memberikan pelayanan sebaik-baiknya kepada konsumen danmasyarakat mendukung pertumbuhan ekonomi, mendorong investasi, dan pemerataan industri. Untuk itu, Pemerintah Indonesia memberi tugas kepada PT PLN (Persero) untuk menjalankan program pembangunan infrakstruktur dalampencapaian rasio elektrifikasi nasional dalam bentuk proyek percepatan infrastruktur kelistrikan 10.000 MW dan dilanjutkan dengan 35.000 MW atau Mega Proyek. Pada dasarnya, penelitian ini mengidentifikasi faktor-faktor keuangan yang relevan selama proyek percepatan infrastruktur untuk menilai tingkat Kesehatan perusahaan dalam meneruskan Mega Proyek yang termasuk dalam Rencana Usaha Penyediaan Tenaga Listrik yang diterbitkan oleh Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral. Menggunakan mixed-method, kinerja keuangan perusahaan dianalisis menggunakan indikator tingkat kesehatan Keputusan Menteri No.100 tahun 2002. Faktor yang dapat mempengaruhi tingkat kesehatan keuangan perusahaan antara lain pendapatan usaha, porsi utang, kenaikan aset dan pengelolaan biaya adalah penting sebagai dasar formulasi perencanaan keuangan melalui laporan keuangan proforma.

---

PT PLN (Persero), as the only state-owned enterprise that holds the electricity supply business license in Indonesia, is required to implement government programs in achieving the national electrification ratio in the form of electricity infrastructure acceleration project which consist of 10.000 MW and followed by 35.000 MW or known as Mega Project in encouraging economic growth, investment and industrial equity. In substance, this study identifies relevant financial factors during the infrastructure acceleration project period to measure the company’s financial health in continuing the mega project which is included in Electricity Supply Business Plan issued by

the Ministry of Energy and Mineral Resources. Using mixed-method, we analyze the company’s financial health based on financial aspect health indicators issued by the Ministry of State-Owned Enterprises. Factors like sales growth, debt ratio, fixed asset ratio and cost management are evidently crucial to formulate strategic planning through pro forma financial statements in this case study."

"Listrik merupakan kebutuhan utama pada saat sekarang ini. Konsumen listrik sendiri dapat diklasifikasikan berdasarkan tingkat kebutuhannya. Semakin banyak manusia maka akan semakin banyak pula kebutuhan terhadap listrik itu sendiri. Sehingga, dengan semaking meningkatnya kebutuhan akan listrik, maka akan sebanding dengan penggunaan bahan bakar fosil bumi sebagai sumber tenaga pembangkit. Salah satu implementasi dalam mendorong perubahan energi terbarukan yaitu Pembangkit Listrik Tenaga Surya atau biasa disebut PLTS. Dalam penelitian ini, penulis menggunakan metosde studi literatur yang mana menentukan besaran parameter PLTS. Pemanfaatan Photo Voltaic (PV) bermanfaat dalam mengurangi tarif biaya listrik bulanan dengan memperhitungkan KWh ekspor dan pengurangan daya setiap harinya. Di mana total investasi sebesar Rp. 33.000.000 akan mampu memberikan kontribursi energi sebesar 3861 KWh yang sebanding dengan penghematan dalam setahun sebesar Rp 6.342.216 selama 10 tahun, net present value menghasilkan nilai sebesar Rp 47.711.616, Irr sebesar 14% dan Discounted Payback Period selama 7 tahun.

---

Electricity is as major needs in nowadays. The consumers of electricity could be classified based on the demand levels of their needs. The increasing of humans means the improving of the needs of electricity and the usage of fossil energy would be increased as an impact of these. One of implementation from energy revolution which purposed for the energy sustainability is photo voltaic. In this research was going to take study of literature method in term of determining parameter value of PLTS. Photo Voltaic was very beneficial to reduce electricity rate cost by calculating of export KWh and power reduction in every day. The total of investation Rp 33.000.000 was able to suply 3.861 KWh energy equals the saving Rp 6.342.216 per year for 10 years forward, net present value to obtain Rp 47.711.616, Irr 14%, and Discounted Payback Period for 7 years."

"ABSTRAKListrik merupakan sumber energi primer masyarakat, dengan perkembangan ekonomi suatu wilayah maka pertumbuhan kebutuhan energi listrik akan meningkat sejalan dengan hal tersebut perlu dilakukan pembangunan pembangkit dan transmisi listrik yang terencana. Kalimantan Tengah merupakan wilayah indonesia yang memiliki sumber gas alam yang melimpah, dimana saat ini kondisi kelistrikan Kalimantan merupakan wilayah yang dapat dikatagorikan defisit listrik, serta pembangkit di Wilayah Kalimantan Tengah masih menggunakan pembangkit dengan bahan bakar diesel. Dengan meningkatnya kebutuhan listrik pada saat beban puncak dan tersedianya sumber gas alam di Kalimantan Tengah maka perencanaan pembangunan pembangkit bahan bakar gas harus dilakukan sejalan dengan program pemerintah dalam melakukan diversifikasi energi dari bahan bakar diesel menjadi bahan bakar gas. Tesis ini bertujuan untuk menentukan konfigurasi terbaik yang dapat digunakan terhadap variasi pembebanan listrik dan menurunkan biaya pokok produksi di wilayah Kalimantan Tengah dengan melakukan perencanaan konfigurasi pembangkit dengan pembebanan yang bervariasi pada saat pembebanan base load dan peak load, pembangkit yang akan digunakan adalah pembangkit jenis Gas Turbin dan Gas Engine. Dengan konfigurasi pembangkit base Load sebesar 40 MW dan peak Load 300 MW dan total biaya pokok produksi mencapai 1.313,26 Rp/kWh dimana nilai tersebut masih dibawah biaya pembangkitan rata-rata PLN untuk PLTD mencapai 2,300 Rp/kWh dan PLTG mencapai 3,306,22 Rp/kWh serta masih di bawah BPP Kalselteng sebesar 1,655 Rp/kWh dan Kaltim sebesar 1,357 Rp/kWh.

---

ABSTRACTElectricity is a primary energy source for the community, with the economic development of a Region, the electric energy growth will increase. In line with the electricity growth, it is necessary to construct power generation and electricity transmission with well development and planned. Central Kalimantan is one of the Indonesian region which has abundant natural gas resources, although the electricity condition of Kalimantan Region Could be categorized as deficit of electricity, and there are many Power Plants in Central Kalimantan region that still using diesel as a primary fuel. With the increasing demand for electricity during peak loads and the availability of natural gas in Central Kalimantan, planning for Power Plant construction using gas as fuel in line with the government program for energy diversify replace diesel fuel into gas fuel. This thesis aims to analysis best power plant configuration for variable power demand and to lower the Power Plants production cost in the region of Central Kalimantan by utilizing the natural gas resources in Central Kalimantan to meet the electricity needs at the time of base load and peak load condition, to utilize the limited resources of gas fuel, Power Plant configuration that used in this study is Gas Turbines and Gas Engine type. The best configuration to supply the electricity demand at 40 MW for baseload and at 300 MW for peak load, Total cost of production reached 1.313.26 Rp kWh this cost is still below the cost of generating PLN for PLTD that reached 2,300 Rp kWh and PLTG that reached 3,306,22 Rp kWh and levelized electricity generating cost for PLTGU still below cost electricity of Kalselteng at 1,655 Rp kWh and Kaltim at 1,357 Rp kWh."