Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"Setiap tahunnya perekonomian Indonesia terus meningkat dan diiringi dengan bertambahnya konsumsi energi listrik. Dengan bertambahnya konsumsi energi listrik harus diimbangi dengan bertambahnya pembangkit listrik. Saat ini sebagian besar sumber energi listrik di Indonesia berasal dari pembangkit listrik berbahan bakar fosil. Indonesia merupakan negara dengan potensi energi terbarukan yang sangat besar. Hampir semua jenis energi terbarukan ada di Indonesia, mulai dari air, angin, surya, biomassa, biogas, dan juga panas bumi. Akan tetapi Indonesia belum dapat memaksimalkan penggunaanya untuk pembangkit listrik energi terbarukan.Dengan rasio elektrifikasi yang belum mencapai 100% maka membuka kemungkinan untuk pihak swasta dalam menjalankan bisnis di bidang usaha penyediaan tenaga listrik. Untuk mendorong hal tersebut pemerintah dalam hal ini Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral telah menerbitkan peraturan-peraturan yang dapat meningkatkan minat swasta agar berinvestasi. Peraturan tersebut mencakup kemudahan dalam mengurus izin investasi dan juga harga jual energi listrik yang didasarkan pada jenis dan lokasi pembangkit listrik.Setiap wilayah memiliki potensi energi dan harga jual listrik yang berbeda-beda. Untuk itu perlu dilakukan perhitungan untuk menentukan jenis pembangkit yang cocok di bangun di suatu wilyah berdasarkan potensi dan juga harga jual listriknya. Dari hasil perhitungan diperoleh hasil, Nusa Tenggara Timur (NTT) merupakan provinsi yang payback period tercepat dibandingkan dengan provinsi lain yaitu selama 3,3 yang berasal dari PLTP. Hal tersebut disebabkan karena harga jual listrik yang mencapai Rp 2.677/kWh. Dan PLTBm merupakan jenis pembangkit listrik yang payback period paling lama, hingga 15,6 tahun apabila menggunakan harga jual listrik sebesar Rp 1.025/kWh sesuai dengan BPP pembangkitan nasional.

---

Each year Indonesian economy continues to increase and is accompanied by increasing consumption of electrical energy. With the increase in electricital consumption, it must be balanced with the increase in electricity generation. Today most of the electrical energy sources in Indonesia comes from fossil-fueled power plants. Indonesia is a country with enormous renewable energy potentialAlmost all types of renewable energy exist in Indonesia starting from water, wind, solar, biomass, biogas, and geothermal. However, Indonesia has not been able to maximize its use for renewable energy power plants.With an electrification ratio that has not reached 100%, it opens the possibility for the private sector to conduct business in the electricity supply business. For this reason, the government represented by the Ministry of Energy and Mineral Resources has issued regulations that could increase private company intrest to invest. These regulations start from the ease of obtaining investment permits and also electricity selling price which is based on the type and location of the power plant.Each region has different energy potential and selling prices. For this reason, a calculation is needed to determine the type of power plant that is suitable to be built in a region based on the potential and selling price of electricity. From the calculations, the results show that Nusa Tenggara Timur (NTT) is the province with the fastest payback period compared to other provinces,whisch is 3.3 years which comes from PLTP. This is due to the selling price of electricity which reached Rp. 2,677/kWh. And PLTBm is the type of power plant with the longest payback period, up to 15.6 years when using an electricity selling price of Rp. 1,025/kWh in accordance with the national generation BPP."

"ABSTRAKPembangkit Listrik Tenaga Uap Babelan dengan luas lahan 54 hektar area.Total 18,02 hektar lahan rencana pengembangan penambahan pembangkit di masa depan didalam area PLTU memiliki potensi sebagai pembangkit listrik energi bersih dan terbarukan. Penelitian ini bertujuan untuk mencari analisis akan kelayakan investasi dengan metode Capital Budgeting. Opsi pembangkit yang dipilih berdasarkan pertimbangan mempunyai porsi energi bersih dan terbaruka, meminimlaisir modifikasi infrastruktur dan penanganan bahan bakar. Didapatkan opsi Pembangkit Listrik Tenaga Surya (PLTS), Pembangkit Listrik Tenaga Uap (PLTU) bahan bakar campuran batubara dan Palm Kernel Shell (PKS) dan Pembangkit Listrik Biomassa (PLTBm) Palm Kernel Shell (PKS) dengan biaya investasi.PLTS sebesar US$ 2.680.920,96/MW dengan payback period ditahun ke 1, BCR 0,14, NPV US$ -624193,36, IRR -0,21, PI 0,98 Biaya investasi. PLTU bahan bakar campuran batubara dan palm kernel shell (PKS )sebesar US$ 940.419,74/MW dengan payback period di tahun ke 7, BCR 1,88, NPV US$ 96.820.090,27, IRR 8%, PI 1,74, discounted payback period ditahun ke 5,55. Biaya investasi PLTBm palm kernel shell (PKS) US$ 1.565.751,02/MW dengan payback period ditahun ke 11, BCR 0,21, NPV US$ -230.902.577,68, IRR -1%, PI -0,05, discounted payback period ditahun ke 9,94.

---

ABSTRACTBabelan Coal-fired Power Plant with an area of ​​54 hectares of area. A total of 18.02 hectares of land planned for the future development inside the area of ​​the PLTU has the potential for clean and renewable energy power plant. This study aims to find an analysis of the analysis of investment with the Capital Budgeting method. The power plant options selected are considered to have a portion of clean and renewable energy, minimizing infrastructure modification and fuel handling. Options are Solar Power Generation (PLTS), Co-firing coal and biomass palm kernel shell (PKS) Power Plant (PLTU) and Palm Kernel Shell (PKS) Biomass Power Plants (PLTBm) with an investment cost for PLTS US $ 2.680.920,96/MW with a payback period in the first year, BCR 0.14, NPV US $ -624193.36, IRR -0.21, PI 0.98 Investment costs for co-firing coal and biomass palm kernel shell (PKS) US $ 940,419.74/MW with a payback period in year 7, BCR 1.88, NPV US $ 96,820,090.27, IRR 8%, PI 1.74 , discounted payback period in the year 5.55. Investment costs for PLTBm palm kernel shell (PKS) US $ 1,565,751.02/MW with a payback period in the 11th year, BCR 0.21, NPV US $ -230,902,577.68, IRR -1%, PI -0.05 , discounted payback period in the year 9.94."

"Sumber daya dan cadangan energi baru terbarukan di Indonesia cukup besar, namun saat ini pengembangannya belum optimal. Kesenjangan geografis antara lokasi pasokan energi dan permintaan serta investasi teknologinya yang tinggi merupakan tantangan tersendiri untuk mengembangkan teknologi berbasis EBT. Dukungan pemerintah dengan menetapkan regulasi yang dapat memicu penerapan teknologi EBT, dalam hal ini di sektor ketenagalistrikan ialah melalui kebijakan Feed-in Tariff (FIT), FIT di Indonesia mengunakan patokan harga tertinggi ceiling prices dengan acuan BPP setempat dan BPP nasional yang ditetapkan setiap tahunnya. Berdasarkan hasil analisis dengan skenario harga pembelian tenaga listrik kesepakatan para pihak ditentukan sebesar 85% dan 100% dari BPP pembangkitan setempat, menunjukan bahwa harga pembelian tenaga listrik merupakan harga yang sesuai dengan keuntungan yang wajar bagi pihak swasta atau Pengembang Pembangkit Listrik (PPL) dengan selisih atau potensi keuntungan bagi pihak PPL tertinggi berada di wilayah Nusa Tenggara Timur untuk pembangkit yang bersumber dari energi air (Hydro) sebesar 1.666,65 Rp/kWh jika harga pembelian tenaga listrik dibandingkan dengan rata-rata terbobot LCOE Pembangkit EBT di dunia. Selain itu secara finansial PLN dapat melakukan penghematan jika menerapkan harga pembelian tenaga listrik yang bersumber dari pembangkit EBT dibawah besaran BPP pembangkitan setempat, penghematan dapat dilakukan dengan mengganti/memberhentikan produksi dan sewa pembangkit yang menggunakan energi fosil terutama BBM yang memiliki biaya bahan bakar yang tinggi dan mengikuti kurs mata uang asing, potensi penghematan bagi PLN jika mengganti/memberhentikan produksi dan sewa pembangkit PLTD dan PLTG dengan skenario harga pembelian tenaga listrik kesepakatan para pihak di ditentukan sebesar 85% dan 100% dari BPP pembangkitan setempat selama tahun 2017 sebesar 24 triliun rupiah untuk pembelian tenaga listrik yang dihasilkan oleh pembangkit PLTA, PLTP, PLTSa dan 28,3 trilun rupiah untuk pembelian tenaga listrik yang dihasilkan oleh pembangkit PLTS, PLTB, PLTBg/Bm, PLTLaut.

---

Resources of renewable energy in Indonesia are quite large, but currently the development is not optimal. The geographical gap between the location of energy supply, demand and investment in technology is a challenge for developing renewable-based technology. Government support by establishing regulations that can trigger the application of renewable technology, in this case for electricity sector is through the Feed-in Tariff (FIT) policy, FIT in Indonesia uses ceiling prices with reference to the Cost Of Electricity (COE) in each region and national COE which is set annually.

Based on the results of the analysis with the scenario that the purchase price of electricity for the parties is determined at 85% and 100% of the local COE generation, indicating that the purchase price of electricity is a price that matches the reasonable profit for the private sector or the Power Plant Developer with a difference or the highest potential profit for the PPL in the East Nusa Tenggara region for Hydro generation of 1,666.65 IDR / kWh if the purchase price of electricity is compared to the LCOE weighted average RE in the world.

In addition, financially PLN can make savings if it applies the purchase price of electricity sourced from the RE plant under the amount of COE local generation, saving can be done by replacing / stopping the production and rental of plants that use fossil energy, especially fuel which has high fuel costs and following foreign exchange rates, potential savings for PLN if it replaces / stops the production and rental of PLTD and PLTG plants with the scenario of purchasing prices of electricity agreements between parties is determined at 85% and 100% from local COE generation during 2017 amounting 24 to 28.3 trillion rupiahs."

"Nusa Penida adalah pulau terbesar di Kabupaten Klungkung, Provinsi Bali. Pulau ini begitu indah dan salah satu tujuan wisata favorit. Luas wilayah Nusa Penida termasuk Nusa Lembongan dan Nusa Ceningan adalah 202.840 hektar dengan total populasi 47.448 orang. Nusa Penida hanya memiliki satu sistem kelistrikan interkoneksi dalam sistem distribusi 20 kV, kebutuhan energi di sistem Nusa Penida pada 2018 adalah sebesar 44.538.220 kWh/tahun dengan beban puncak sebesar 7,9 MW. Beban ini dipasok oleh pembangkit diesel di Kutampi, total kapasitas terpasang 13.84 MW sedangkan kapasitas bersih 11.4 MW. Pemenuhan kebutuhan listrik dengan hanya bergantung pada satu sumber ini tentunya memiliki kekurangan, selain Biaya Pokok Penyediaan yang tinggi, penggunakan BBM tentunya tidak sejalan dengan target capaian bauran energi terbarukan sebesar 23 pada tahun 2025. Ada dua langkah yang sudah dilakukan dalam rangka memitigasi problematika di atas yaitu penyediaan Pembangkit EBT (PLTS dan PLTB) dan konstruksi sistem interkoneksi kabel bawah laut 20 kV Bali- Nusa Lembongan. Untuk kabel bawah laut gagal pada saat instalasi dan untuk pembangkit EBT yang terpasang tidak optimal. Penelitian ini menyajikan Simulasi dan Analisa dengan menggunakan perangkat lunak HOMER untuk didapatkan skenario pembangkit hibrida yang memiliki kehandalan baik dan biaya pembangkitan yang optimal. Dari hasil simulasi dan optimasi didapatkan PLTH optimum untuk diterapkan di area studi adalah integrasi antara PLTB, PLTS dan PLTD. Pada Kondisi optimum ini Total produksi listrik yang dihasilkan oleh PLTH adalah 57.447,48 MWh/tahun dengan optimisasi kapasitas sebesar 39 (22.440,74 MWh) untuk PLTS, 25(14.368,8 MWh) untuk PLTB, 35,9% (20.637,9 MWh) untuk PLTD. COE mengalami penurunan setelah masuknya sistem PLTH yaitu menjadi 13,5 cent/kWh. Sedangkan COE pada konfigurasi sistem eksisting (PLTD) adalah sebesar 19 cent/kWh. Skenario terbaik ini selanjutnya akan dilakukan evaluasi ekonomi nya, didapatkan NPV = USD 21.136.331 ; IRR = 14,3% ; PBP = 6 tahun.

---

Nusa Penida is the largest island in Klungkung Regency, Bali Province. This island is so beautiful and one of the favorite tourist destinations. The area of Nusa Penida including Nusa Lembongan and Nusa Ceningan is 202,840 hectares with a total population of 47,448 people. Nusa Penida only has one interconnection electricity system in a 20 kV distribution system, the energy requirements in the Nusa Penida system in 2018 are 44.538.220 kWh / year with a peak load of 7.9 MW. This load is supplied by diesel plants in Kutampi, the total installed capacity is 13.84 MW while the net capacity is 11.4 MW.

The fulfillment of electricity needs by relying solely on this one source certainly has drawbacks, in addition to the high Cost of Supply, the use of BBM is certainly not in line with the target of achieving the renewable energy mix of 23% in 2025. There are two steps taken to mitigate for the provision of EBT Generators (PLTS and PLTB) and construction of the 20 kV Bali submarine cable interconnection system- Nusa Lembongan. The Project failed during installation and for EBT plants installed are not optimal. This study presents Simulation and Analysis using HOMER software to obtain hybrid generator scenarios that have good reliability and optimal generation costs.

From the simulation and optimization results, the optimum PLTH to be applied in the study area is the integration between PLTB, PLTS and PLTD. In this optimum condition the total electricity production generated by PLTH is 57,447.48 MWh / year with capacity optimization of 39% (22,440.74 MWh) for PLTS, 25% (14,368.8 MWh) for PLTB, 35.9% (20,637 , 9 MWh) for PLTD. COE declined after the inclusion of the PLTH system, which was 13.5 cent $ / kWh. Whereas COE in the existing system configuration (PLTD) is 19 cents / kWh. This best scenario will be evaluated for its economic study. From the analysis, NPV = USD 21.136.331 ; IRR = 14,3% ; PBP = 6 years."

"Peningkatan emisi CO2 yang menyebabkan perubahan iklim yang membuat dunia Internasional dan Indonesia berkomitmen untuk menurunkan emisi CO2. Sektor pembangkit listrik adalah sektor terbesar yang menghasilkan emisi CO2 sehingga perlu adanya pengurangan emisi CO2 di sektor pembangkit listrik. Penelitian ini bertujuan untuk melihat dampak sosial, ekonomi, dan lingkungan apabila dilakukan investasi di beberapa sektor ketenagalistrikan yang dihasilkan dari energi terbarukan. Dengan menggunakan data SNSE, analisis dari penelitian ini dilakukan dengan subsitusi dari energi fosil menuju energi terbarukan dan komparasi energi terbarukan mana yang paling menguntungkan secara sosial, ekonomi, dan lingkungan. Dampak ekonomi dari substitusi investasi dari energi fosil ke energi terbarukan ini adalah negatif dengan mengukur nilai Produk Domestik Bruto (PDB) secara keseluruhan. Namun secara sosial yang menggunakan indikator distribusi pendapatan dan tenaga kerja, investasi ini memiliki dampak positif. Sedangkan dampak lingkungan yang dihasilkan sangat signifikan dalam menurunkan emisi CO2. Untuk studi komparasi, secara ekonomi dan lingkungan, investasi paling menguntungkan apabila dilakukan investasi di PLTP (Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi). Sedangkan secara sosial, lebih menguntungkan di PLTA (Pembangkit Listrik Tenaga Air) dan PLTD (Pembangkit Listrik Tenaga Diesel).

---

Increasing of CO2 emissions that cause climate change had made the international and Indonesia agreed to reduce CO2 emissions. The power generation sector is the largest sector that produces CO2 emissions. There is a need to reduce CO2 emissions in the power generation. This study aims to look at the social, economic, and environmental impacts of investments in several power generation from renewable energy. Using Social Accounting Matrix (SAM) data, the analysis of this study was carried out with the substitution of fossil energy towards renewable energy and the comparison of which is the most beneficial socially, economically, and environmentally renewable energy in the power generation. The economic impact of investment substitution from fossil fuels to renewable energy is negative by measuring overall GDP. However, by using social indicators which calculate labor increasing and income distribution, this investment has a positive impact. On the other hand, it also reduce CO2 emission significantly. For comparative studies, the most beneficial economically and environmentally, is to invest in geothermal power plant. Meanwhile, it’s more profitable socially to invest in hydro and diesel power generation."

"Tesis ini membahas dampak ekonomi Pembangunan PLT EBT di seluruh Indonesia terhadap ekonomi Indonesia. Penelitian ini adalah penelitian kuantitatif dengan desain deskriptif menggunakan Data Tabel Input-Output Indonesia tahun 2010 untuk menghitung dampak ekonomi.

Hasil penelitian menunjukkan bahwa pembangunan PLT EBT ini memberikan dampak positif terhadap perekonomian Indonesia, karena mampu menciptakan peningkatan output, nilai tambah bruto, dan pendapatan masyarakat.

Dampak ekonomi terhadap penciptaan output selama masa konstruksi kurun waktu 2014-2025 sebesar Rp. 152.028,12 miliar, peningkatan pendapatan masyarakat sebesar Rp. 10.423,41 miliar, dan penciptaan nilai tambah bruto sebesar Rp. 59.374,34 miliar.Sedangkan dampak ekonomi terhadap penciptaan output selama masa operasi kurun waktu 2016-2055 sebesar Rp. 1488.120,84 miliar, peningkatan pendapatan masyarakat sebesar Rp.47.052,87 miliar, dan penciptaan nilai tambah bruto sebesar Rp. 10.423,41 miliar.

---

i>This thesis discusses the impact of Renewable Energy Power Plant Development in Indonesia on Economy at Indonesia. This research is quantitative descriptive design using Data Input-Output Indonesia 2010 to measuring economic impact.

The results showed that the development of Renewable Energy Power Plant Development in Indonesia have a positive impact on the Indonesia economy, because it can create an increase in output, gross value added, and public revenue.

The economic impact of the creation of the output in construction phase amounting to Rp. 152.028,12 billion, increased public revenue amounting to Rp. Rp. 19.486,20 billion, and the creation of gross value added amounted to Rp. 59.374,34 billion. The economic impact of the creation of the output in operation phase amounting to Rp. 148.120,84 billion, increased public revenue amounting to Rp.10.423,41 billion, and the creation of gross value added amounted to Rp.47.052,87 billion."

"Kebutuhan energi Indonesia terus meningkat seiring dengan perkembangan di beberapa faktor yang mempengaruhinya seperti populasi, partumbuhan ekonomi, teknologi, juga harga energi. Kebutuhan energi final Indonesia pada 2025 diproyeksikan mencapai 248,4 MTOE. Pada saat yang sama, pemerintah Indonesia menyadari pentingnya pembangunan berkelanjutan, yang berkaitan dengan lingkungan. Kebutuhan energi yang besar dan kesadaran terhadap pembangunan berkelanjutan ini menjadi faktor pendorong bagi pemerintah Indonesia untuk membuat suatu target kontribusi energi baru dan terbarukan EBT pada bauran energi final dan untuk menetapkan beberapa kebijakan untuk mendukung usaha untuk mencapai target tersebut. Akan tetapi, ada beberapa tantangan dalam implementasi aturan-aturan ini seperti skema bisnis dan insentif yang dianggap kurang menarik bagi investor, kecenderungan proyek EBT yang kecil dan tersebar di area-area berbeda dan beberapa tantangan lain. Jadi, penelitian ini bertujuan untuk memberi pengertian mengenai dinamika sistem, variabel, dan hubungan mereka dalam pengembangan EBT di Indonesia, khususnya terkait dengan kebijakan mengenai harga jual listrik dari pembangkit listrik swasta ke PT. PLN menggunakan pendekatan sistem dinamis dengan studi kasus di Jawa Barat. Dengan melakukan simulasi, diketahui bahwa pertumbuhan ekonomi, kesenjangan antara permintaan dan kapasitas penyediaan, dan keuntungan investasi merupakan faktor-faktor yang mempengaruhi pengembangan energi terbarukan. Sementara, pengembangan energi terbarukan sendiri dapat mempengaruhi jumlah lapangan pekerjaan dan total emisi yang dikeluarkan.

---

Indonesias energy demand keeps on increasing due to the development in some main influencing factors such as population growth, economic growth, technology development, as well as energy price. Indonesia rsquo s final energy demand in 2025 is projected to reach 248.4 MTOE. At the same time, Indonesian government is concerned about the importance of sustainable development, which is related to environment. The big amount of energy demand and the concern to sustainable development have been the push factors of Indonesias government to create a target of new and renewable energys NRE contribution in the final energy mix and to enact some policies to support the effort to reach the target. However, there are some challenges in the implementation of these regulations such as business scheme and incentive that is perceived to be not lucrative enough by investors, the tendency of NRE development projects to be small and scattered in different areas and some other challenges. Thus, this research aims to understand the dynamics of the system, variables and their interconnections in the development of NRE in Indonesia, especially related to policies about electricity selling price from power producers to State Electricity Company PT. PLN using system dynamics approach with the study case in East Java. By running the simulation, it is found that economy growth, energy supply demand gap and investment profitability are influencing factors to renewable energy development. Meanwhile, renewable energy itself affects the amount of job creation and total emission emitted."

"Banyak pulau di Indonesia yang terisolasi dan jauh dari pulau utama. Salah satunya adalah Pulau Sabu yang terletak di Provinsi Nusa Tenggara Timur. Sumber energi listrik Pulau Sabu 100% berasal dari pembangkit listrik tenaga diesel dengan beban puncak sebesar 900 kW pada tahun 2015. Rasio elektrifikasi pada 2017 sebesar 26,67%. Potensi energi baru terbarukan belum diimplementasikan di Pulau Sabu khususnya potensi sinar matahari dan angin. Radiasi sinar matahari rata-rata per tahun sebesar 6,466 kW/m2 dengan clearness index 0,654 dan durasi penyinaran 8,72 jam. Potensi energi angin di Pulau Sabu sebesar 2,588 m/s pada ketinggian 15 meter dan 4,868 m/s pada ketinggian 50 meter. Penelitian ini menganalisis potensi energi baru terbarukan untuk implementasi sistem hibrid tanpa baterai dengan konfigurasi yang berbeda. Dari data potensi radiasi sinar matahari, dipilih spesifikasi modul surya yang memiliki daya maksimal 315 W dengan efisiensi 19,3%. Spesifikasi modul surya ini digunakan untuk menghitung panel surya yang dibutuhkan dengan skenario kebutuhan listrik 1 rumah tangga dan pembangkit listrik tenaga surya dengan kapasitas 100 kW sampai dengan 800 kW. Potensi energi angin digunakan untuk menentukan spesifiasi turbin angin yang akan digunakan dengan cara memilih daya keluaran yang paling besar dari berbagai produk turbin angin. Perangkat lunak HOMER digunakan untuk menganalisis skenario sistem eksisting dan sistem hibrid pada aspek ekonomi dan lingkungan. Biaya energi sistem eksisting sebesar $0,324/kWh, sistem hibrid diesel dan solar PV didapatkan biaya energi terendah sebesar $0,292/kWh dan sistem hibrid diesel dan turbin angin, didapatkan biaya energi terendah sebesar $0,291/kWh pada nilai hub height 73 m.

---

There are large number of the remote island in Indonesia that isolated and not connected to the utility grid. Sabu Island, a part of Nusa Tenggara Timur is an example of isolated area that far from the mainland. Electricity resource of Sabu Island is 100% from diesel generator. The electrification ratio is 26.67%. Huge potential renewable energy resource not yet implementing on Sabu Island. Annual average radiation is 6.466 kW/m2 with clearness index 0,654 and sun peak hour 8.72. Annual average wind speed is 2.588 m/s (h=15 meter) and 4.868 m/s (h=50 meter). This paper assesses the potential of implementing the hybrid system with different configuration of diesel-PV-WTG without energy storage devices. From annual average radiation, we choose specification of PV module with 315 V for voltage and 19.3% efficiency and used for residential and power utility scenario with 100-600 kW capacity. Wind turbine specification chosen with maximum output power based on wind profile. HOMER simulation software is used to perform feasibility study and to determine the optimized of the hybrid system. Levelized Cost of Energy (LCOE) of existing system is $0.324/kWh, minimum LCOE of diesel and solar PV is $0.292/kWh and minimum LCOE of diesel and wind turbine is #0.291/kWh in hub height 73 m."

"Pemanfaatan energi terbarukan sudah sangat mendesak guna mereduksi emisi gas CO2 di atmosfir. Salah satunya adalah pemanfaatan biomassa sebagai energi alterntif pengganti energi fosil. Kabupaten Lampung Tengah sebagai sentra produksi gula nasional memiliki potensi bagase yang melimpah, yang dapat dimanfaatkan sebagai Pembangkit Listrik Tenaga Biomassa dengan sistem gasifikasi. Saat ini komplek perkantoran Pemda Lampung Tengah masih mengoperasikan PLTD guna memenuhi kebutuhan energinya karena keandalan jaringan grid KLP SSM sangat terbatas. Untuk itu perlu analisa biaya energi yang dikeluarkan bila menerapkan PLT Biomassa sebagai pengganti PLTD. Dalam analisa ini menggunakan bantuan perangkat lunak HOMER versi 2.68 beta yang dapat mengoptimasi sistem pembangkit dari nilai NPC dan COE terendah. Dari analisa hasil simulasi didapat bahwa dengan mennggunakan PLT Biomassa biaya energi akan turun sebesar 23% dari USD$0.187/kWh menjadi USD$0.144/kWh. Terjadi penghematan pemakaian BBM sebesar 111.625 liter/tahun dan menurunkan emisi gas CO2 sebesar 47,5% dari 603.034 kg/tahun menjadi 316.577. Pada harga grid sesuai BBP TR Provinsi Lampung sebesar Rp.860/kWh maka PLT Biomassa akan dapat bersaing bila harga bagase sebesar USD$ 12/ton.

---

Utilization of renewable energy is very urgent to reduce emissions in the atmosphere. One of the utilization of biomass is as an alternative energy substitute for fossil energy. Central Lampung District as the center of the national sugar production has the potential bagase abundant, which can be utilized as Biomass Power Plant with gasification system.

Recently the local government office complex of Central Lampung still operate diesel generator to meet its energy needs because the supply capacity grid network of KLP SSM only 70%. It is necessary to analyze cost of energy incurred when applying Biomass power plant substitute for diesel generator. The analysis using Homer software version 2.68 beta, to optimize the systems of power plant according to the lowest NPC and COE.

The result of analysis shows that cost of energy Biomass power plant will drop from USD$ 0.187/kWh to USD$ 0.144/kWh. It will save of fuel consumption 111.625 liters/year and reduce CO2 emissions 286.457 kg/year. For gid energy purchase USD$ 0.086/kWh, Biomass power plant will be competitive if bagasse price of USD $ 12/ton."

"Indonesia memiliki sumber daya dan potensi panas bumi terbesar kedua di dunia dengan total kapasitas sekitar 29.000 MW 40 potensi panas bumi dunia . Total kapasitas terpasang Pembangkit Listrik Tenaga Panas Bumi adalah sebesar 1.643,5 MW dan menempati peringkat ketiga terbesar di dunia hingga akhir tahun 2016. Namun, Indonesia belum memanfaatkan potensi sumber daya panas bumi secara optimal jika dibandingkan dengan besarnya potensi yang dimiliki.Potensi panas bumi yang besar belum dimanfaatkan secara maksimal karena terdapat hambatan terutama terkait dengan investasi awal, risiko sumber daya panas bumi, dan pendanaan proyek. Pihak pengembang memasukkan seluruh risiko awal proyek sebagai biaya investasi sehingga menyebabkan harga pembelian tenaga listrik PLTP menjadi tinggi dan negosiasi dengan PT PLN Persero menjadi berlarut-larut. Dalam tesis ini disusun tiga skema berbeda yang diaplikasikan secara internasional dalam pengembangan PLTP yang melibatkan BUMN dan IPP. Untuk pengembangan PLTP oleh BUMN Model 1 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,33 sen USD/kWh 110 MW s.d. 14,15 sen USD/kWh 10 MW , pengembangan PLTP oleh BUMN IPP Model 2 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 6,99 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,63 sen USD/kWh 10 MW, pengembangan PLTP oleh IPP Model 3 diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,92 sen USD/kWh 110 MW s.d. 17,7 sen USD/kWh 10 MW , dan pengembangan PLTP oleh IPP dengan bantuan grant Model 3 Grant diperoleh harga pembelian tenaga listrik PLTP berkisar 7,05 sen USD/kWh 110 MW s.d. 15,76 sen USD/kWh 10 MW. Pengembangan PLTP di Jawa Bali, Sumbar, Sumsel, Jambi, Bengkulu, Lampung, Sulselrabar hanya layak dikembangkan oleh pihak BUMN Model 1 melalui proses negosiasi B to B dengan PT PLN Persero dan untuk sistem-sistem kecil dapat dikembangkan oleh pihak IPP dengan bantuan grant dari Pemerintah mengingat kapasitas PLTP yang dapat dikembangkan hanya kelas kapasitas kecil 10 MW dan 20 MW yang kurang ekonomis secara unit cost dibandingkan dengan kelas kapasitas medium dan besar 55 MW dan 110 MW.

---

It is said that Indonesia has the world 2nd biggest class geothermal energy resources and its potential is about 29,000 MW which corresponds to about 40 of all potential of the world. The current total capacity of geothermal power generation in Indonesia is 1,438.5 MW and occupies the 3rd position in the world ranking as of 2015. However, Indonesia has not exploited the geothermal resource potential enough yet, when its huge potential is considered.The large potential of geothermal have not been maximally utilized because of the obstacles associated primarily with initial investment, geothermal resource risks, and project funding. The developer calculates all the initial risks of the project as an investment cost causing the purchase price of geothermal power to be high and become protracted negotiation with PT PLN Persero.

In this thesis, there are three different schemes that are applied internationally in the development of geothermal power plant involving BUMN and IPP. For the development by SOE Model 1 obtained the purchase price of 6.33 cents USD kWh 110 MW up to 14.15 cents USD kWh 10 MW , the development by SOE IPP Model 2 obtained the purchase price of 6.99 cents USD kWh 110 MW up to 15.63 cents USD kWh 10 MW , by IPP Model 3 obtained the purchase price 7.92 cents USD kWh 110 MW up to 17.7 cents USD kWh 10 MW , and the development by IPP with grant assistance Model 3 Grant obtained the purchase price of 7.05 cents USD kWh 110 MW up to 15.76 cents USD kWh 10 MW.

The development of geothermal power plant in Java Bali, West Sumatera, South Sumatera, Jambi, Bengkuliu, Lampung, Sulselrabar is only feasible to be developed by SoE Model 1 through B to B negotiation with PT PLN Persero and for small systems can be developed by IPP with grant assistance from the Government, consider geothermal power plant capacity that can be developed only small capacity classes 10 MW and 20 MW which is less cost effective in terms of unit cost compared to medium and large capacity classes 55 MW and 110 MW ."