Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"

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.

 

"

"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 3o19.9S dan Longitude 105o38.9E). 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 3o19.9S and Longitude 105o38.9E). 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."

"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."

"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)."

"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."

"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."

"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."

"Di dalam RUPTL 2019 - 2028, pengembangan Gardu Induk dan Transmisi telah dihitung dan diproyeksi kebutuhan tenaga listrik untuk 10 - 20 tahun kedepan, dimana kebutuhan untuk sektor industri menjadi bidang yang paling mendominasi dalam hal kebutuhan pemakaian energi listrik. Sebagai wujud nyata, adanya proyek pembangunan GI 150/20 kV Ciruas/ Gunung Mulia adalah untuk mendukung pengembangan porduksi PT Gunung Mulia Steel beberapa tahun ke depan dan juga sebagai antisipasi pertambahan kebutuhan tenaga listrik di wilayah Gardu Induk dan sekitarnya. Namun disisi lain, instalasi Konsumen Tegangan Tinggi yang dibangun oleh PT Gunung Mulia Steel belum tersambung dengan Gardu Induk 150/20 kV Ciruas/ Gunung Mulia dan belum siap beroperasi dikarenakan masih dalam tahap pembangunan. Hal ini tentunya dapat menjadi potensi kehilangan pendapatan penjualan energi listrik. Oleh sebab itu pada penelitian ini, dilakukan analisis finansial dan teknis pada proyek pembangunan Gardu Induk 150/20 kV Ciruas/ Gunung Mulia yang telah beroperasi untuk menentukan tingkat pengembalian investasi terhadap penjualan energi listrik sehingga dapat menilai apakah masih dikatakan layak atau tidak layak. Metode yang digunakan yaitu dengan cara mengumpulkan data - data teraktual dan beberapa parameter proyeksi kebutuhan tenaga listrik. Selanjutnya dari data - data tersebut, dilakukan pengolahan hasil perhitungan yang menunjukkan indikator IRR, NPV, B/C. Sesudah itu, dilakukan evaluasi dampak dan perbandingan terhadap pengembalian investasi dan penjualan tenaga listrik dengan menyajikan beberapa skenario. Selain itu dari pendekatan segi teknis, dengan adanya konfigurasi baru saat ini diharapkan tidak menyebabkan kemunduran dalam hal pelayanan mutu dan keandalan penyaluran tenaga listrik ke konsumen

---

In the 2019-2028 RUPTL, the development of substations and transmissions has been calculated and projected electricity needs for the next 10 - 20 years, where the need for the industrial sector is the most dominating field in terms of the need for electricity consumption. As a concrete manifestation, the existence of the Ciruas/ Gunung Mulia high voltage substation construction project is to support the development of PT Gunung Mulia Steel's production in the next few years and also to anticipate the increasing demand for electricity in the substation area and its surroundings. But on the other hand, the High Voltage Consumer installation built by PT Gunung Mulia Steel has not been connected to the Ciruas/ Gunung Mulia high voltage substation and is not ready to operate because it is still under construction. This of course can be a potential loss of income from sales of electrical energy. Therefore, in this study, a financial and technical analysis was carried out on the construction project of the Ciruas/ Gunung Mulia high voltage substation which has been operating to determine the rate of return on investment on the sale of electrical energy so that it can assess whether it is still feasible or not feasible. The method used is by collecting actual data and several projection parameters of electricity demand. Furthermore, from these data, the calculation results are processed showing the IRR, NPV, B / C indicators. After that, an evaluation of the impact and comparison of returns on investment and sales of electricity was carried out by presenting several scenarios. Apart from that, from a technical point of view, with the current new configuration it is hoped that it will not cause a setback in terms of service quality and reliability of electricity distribution to consumers."

"Energi memiliki peran penting dan strategis untuk pencapaian tujuan sosial, ekonomi dan lingkungan hidup dalam pembangunan nasional yang berkelanjutan. Kebutuhan listrik Indonenesia saat in mayoritas disuplai dari sumber sumber energi fosil yang selain cadangannya terbatas juga menimbulkan pencemaran lingkungan. Listrik yang bersumber energi fosil ini memiliki BPP yang rendah. Listrik dari PLTS, karena berbagai sebab belum banyak digunakan di Indonesia. Saat ini terdapat kecenderungan kuat penurunan harga komponen PLTS yang dapat berakibat mengurangi BPP listrik PLTS. Thesis ini membahas proyeksi BPP listrik PLTS Terhubung Jaringan dan Mandiri. Kurva pengalaman komponen PLT Surya dan proyeksi pembangunan PLTS global digunakan sebagai proyeksi harga komponen PLTS dimasa depan. Software HOMER dipergunakan sebagai alat analisa besar kapasitas komponen PLTS yang perlu dibangun untuk melayani sebuah beban riil satu kelompok konsumen dan Teknik LCoE digunakan untuk menghitung besar BPP listrik yang dilakukan.Dengan konsep ini didapatkan bahwa LCOE Listrik terhubung jaringan pada tahun 2018 sudah dibawah BPP Listrik nasional sebesar 7 sen US $, dan LCOE PLTS Mandiri pada skenario pemanfaatan PLTS Dunia paling besar (dan kondisi pemenuhan beban 95%) pada tahun  2027 sebesar 19,6 sen US $ telah lebih kecil dari BPP Listrik PLN sebesar 20 sen US $ pada daerah terluar, perbatasan, terpencil dan belum berkembang.

---

Energy has an important and strategic role for the achievement of social, economic and environmental goals in sustainable national development. Indonenesia's current electricity supply is supplied mainly from fossil energy sources, that have limited reserves and also cause environmental pollution. This fossil-fueled power source has low BPP. Electricity from PV, for various reasons, has not been widely used in Indonesia..

Currently there is a strong trend of PV components price to decrease which can result in reduced LCoE of PV electricity. Thesis discussed the projection of BPP PV electricity from PV On Grid and PV Off Grid System. The solar component experience curve and projected global PLTS development are used as projection tools of future PLTS components prices. Software HOMER is used to obtain PV capacity of PV components that need to be built to serve a real load of one consumer group and LCoE technique is used to calculate the cost of PV electricity generated.

With this concept, it was found that the LCOE Electricity from PV connected to the grid in 2018 was already below the national Electricity BPP of 7 US $ cents, and the LCOE PV Off Grid under highest world utilization scenario (and the condition of fulfilling 95% load) in 2027 was 19.6 cents us $ has been less than PLN's BPP of US $ 20 cents in the outermost, border, remote and underdeveloped areas."

"Kepulauan Seribu bagian dari Provinsi DKI Jakarta yang memiliki lebih dari 110 pulau dengan rasio elektrifikasi 100%. Pasokan listrik untuk pulau-pulau pemukiman di wilayah Kepulauan Seribu dipasok oleh PLN dengan sistem interkoneksi on-grid pada SKLTM sepanjang 76,79 km. Sementara listrik di Pulau Sebira dipasok menggunakan PLTD yang disediakan oleh PEMDA. Untuk meningkatkan keandalan sistem SKLTM sirkit I di Kepulauan Seribu, SKLTM sirkit II akan dibangun sepanjang 72,7 km pada 2018-2021. Berdasarkan uraian diatas, studi ini mendesain ulang sistem pasokan listrik dengan 100% pembangkit energi terbarukan di 11 pulau pemukiman di Kepulauan Seribu, yaitu sistem hibrid PLTS,PLTB, PLTD dan PLTBn CPO. Radiasi matahari tahunan rata-rata di Kepulauan Seribu adalah 5,08 kWh/m2/hari dan kecepatan angin tahunan rata-rata pada ketinggian 50 m adalah 3,29 m/s. Untuk mengoptimalkan sistem hibrid tersebut, maka digunakan perangkat lunak HOMER Pro versi 3.11.2 berdasarkan nilai Biaya Produksi Bersih (NPC) dan Biaya Listrik (CoE) terendah. Studi ini menunjukkan bahwa 7 pulau pemukiman direkomendasikan menggunakan hibrid PLTS-PLTB-PLTD seperti Pulau Sebira dengan persentase 59,3% (PLTS), 38,2% (PLTB) dan 2,5% (PLTD) dengan CoE 0,162 US$/kWh dan NPC US$ 1.336.418. Untuk 4 pulau pemukiman lainnya direkomendasikan hanya menggunakan 100% PLTBn CPO seperti Pulau Tidung dengan CoE US$ 0,297/kWh dan NPC US$ 21.919.058.

---

Thousand Islands of Jakarta which has more than 110 islands with electrification ratio of 100%. The electricity supply for the inhabitant islands in Thousand Islands is supplied by PLN with the on-grid interconnecting system by SKLTM along 76.79 km. Meanwhile Sebira Island is supplied from PLTD by PEMDA. To increase the SKLTM line I reliability, SKLTM line II will be built along 72.7 km (2018-2021). Based on the description, this thesis will redesign the electricity supply system 100% renewable energy power plants in 11 inhabitant islands of Thousand Islands, namely the hybrid system of PLTS, PLTB, PLTD and PLTBn CPO. Average annual solar radiation in the Thousand Islands is 5.08 kWh/m2/day and the annual average wind speed at an altitude of 50 m is 3.29 m/s. To optimize the hybrid system, HOMER Pro 3.11.2 version is used based on the lowest NPC and CoE value. The study showed that 7 inhabitant islands are recommended using Hybrid PV-Wind-Diesel such as Sebira Island about 59.3% (PLTS), 38.2% (PLTB) and 2.5% (PLTD) with CoE 0.162 US$/kWh and NPC US$ 1,336,418.Other 4 inhabitant islands are recommended using 100 % PLTBn CPO only such as Tidung Island with CoE 0.297 US$/kWh and NPC US$ 21,919,058."